川中高石梯區塊震旦系燈影組巖溶儲層特征與儲滲體分類評價

朱 訊 谷一凡 蔣裕強 唐廷科 徐 偉 李開鴻 鄧 惠

1.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院 2.西南石油大學地球科學與技術學院3.中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦

0 引言

四川盆地中部地區（以下簡稱川中地區）高石梯—磨溪區塊作為中國石油西南油氣田公司“十三五”期間天然氣增儲上產的主體，其震旦系燈影組已明確臺緣帶1 500 km2的氣藏富集區，儲量規模介于4 000×108～ 5 000×108m3[1]，勘探開發前景樂觀[2-4]。但是，截至2018年5月，高石梯區塊只有7口井測試日產氣量超過60×104m3，另有10口井測試日產量低于30×104m3[5]，單井產能差異大。依據行業標準SY/T 6110—2002《碳酸鹽巖氣藏開發地質特征描述》[6]，區內燈影組儲層孔隙度介于2.00%～9.89%，平均值為3.22%，滲透率介于0.01～10.00 mD[7]，為特低孔—低孔、低滲儲層[8-9]，單井儲層中Ⅲ類儲層占絕大多數[7]。以上儲層分類評價方法與燈影組高產實際情況嚴重不符，未能體現縫洞型氣藏的復雜性、非均質性。筆者基于儲滲空間搭配關系對該區塊燈影組四段（以下簡稱燈四段）儲層進行類型劃分，以儲層地震反演作為約束，開展儲滲體劃分與分類研究，建立燈影組巖溶儲滲體分類標準，明確各類儲滲體動態、靜態特征，以期為下一步的勘探開發工作提供借鑒。

圖1 研究區位置圖及地層柱狀圖

1 地質背景

高石梯區塊位于四川盆地川中地區樂山—龍女寺繼承性古隆起東部[10]，區內燈影組與下伏下震旦統陡山沱組呈整合接觸，與上覆下寒武統筇竹寺組頁巖呈不整合接觸。按巖性、電性特征可將燈影組內部劃分為四段，除燈三段為泥頁巖夾石英砂巖外，燈一、燈二、燈四段均為白云巖地層，巖性主要為藻砂屑云巖、藻云巖（包括藻疊層、藻凝塊云巖、藻紋層云巖）、晶粒云巖等[11-12]（圖1）。桐灣運動Ⅱ幕使得本區在燈四段沉積后被整體抬升[13]，造成燈四段頂部藻砂屑云巖和藻云巖沉積形成的丘灘復合體遭受剝蝕淋濾而發育優質風化殼巖溶儲層[14]。基于巖心、常規測井和成像測井溶洞發育形態特征，可將區內燈影組巖溶垂向分帶劃分為多個巖溶帶，包括地表巖溶帶、垂直滲流帶、水平潛流帶等，其中水平潛流帶最有利于巖溶儲層發育（圖2），巖溶儲層縱、橫向均表現出強烈非均質性[15-16]。

目前，高石梯區塊燈四段探明儲量范圍內有7口取心井，取心長度為316 m，并開展了地震縫洞體精細刻畫[7]，同時截至2018年6月，共有15口井投入試采，可以支撐燈四段儲滲體研究。因此，本次研究根據高石梯區塊的動、靜態資料情況，確定其探明儲量區塊為研究區（圖1）。

2 巖溶儲層特征

根據碳酸鹽巖氣藏開發地質行業標準SY/T 6110—2002《碳酸鹽巖氣藏開發地質特征描述》[6]，區內燈四段儲層以Ⅲ類儲層為主。該劃分方案既未體現儲層非均質性，也未體現出多種儲滲空間搭配關系（圖3），不能滿足開發生產需求。為了指導開發過程中儲量可動性研究，基于孔、縫、洞搭配關系（圖4），結合常規測井、成像測井等靜態資料和無阻流量、生產效果等動態資料，將區內燈四段儲層劃分為孔隙型、裂縫—孔洞型和孔隙—溶洞型等3種類型（表1），再結合不同儲層類型巖心CT掃描結果（圖5）分析認為：孔隙型儲層孔隙占比高，但連通性較差，儲層孔隙度介于2%～3%，滲透率多小于0.01 mD，溶洞發育少，儲滲性較差；裂縫—孔洞型儲層和孔隙—溶洞型儲層溶洞發育，孔隙度多大于3%，滲透率多大于0.1 mD，測試效果好，儲量動用較容易，是本區燈影組的優質巖溶儲層類型。

2.1 裂縫—孔洞型儲層

巖性以藻凝塊云巖、藻疊層云巖為主，巖心可同時觀察到溶蝕孔、洞和裂縫組合的存在，表現為巖心破碎、裂縫發育、溶蝕孔洞發育；成像測井表現為高亮背景下暗色正弦線狀影像和暗色斑點分布；常規測井曲線特征表現為低電阻率、低自然伽馬、高聲波時差、低補償密度、高補償中子的特點；CT掃描結果表現為縫洞交錯發育且搭配關系好（圖5-a）。

2.2 孔隙—溶洞型儲層

巖性以藻凝塊云巖為主，巖心見小型溶洞為主，沿近水平方向順層狀分布，裂縫發育程度低；孔隙度大于3%，滲透率一般大于0.1 mD；成像測井表現為溶蝕孔洞發育，暗色斑塊分散分布，大小不均勻，裂縫欠發育；常規測井曲線表現為低自然伽馬背景下的低補償密度、高聲波時差、高補償中子、低電阻率的特征（圖5-b）。

2.3 孔隙型儲層

巖性以藻砂屑云巖、紋層狀云巖為主，巖心見針孔狀溶孔（鏡下鑒定為粒間溶孔、晶間溶孔）發育，少見裂縫、溶洞；孔隙度主要介于2%～3%，滲透率小于0.01 mD，孔隙間連通性極差；成像測井表現為縫洞欠發育，偶見極小的暗色斑點呈分散狀分布；常規測井曲線表現為低自然伽馬、中—高補償密度、低聲波時差、中—低補償中子、中—高電阻率的特征（圖 5-c）。

3 儲滲體分類

現階段勘探開發成果表明，燈四段上亞段巖溶儲層具有縱、橫向分布非均質性強、物性差異大等特點。以GS7井為例，該井優質巖溶儲層（裂縫—孔洞型、孔隙—溶洞型）厚度為35 m，測試日產氣量為105.65×104m3，但該井試采效果并不理想，2016年3月22日以日產氣量50×104m3投產，生產7 d后逐步下降到日產氣量20×104m3，井口油壓遞減速率達0.63 MPa/d，生產11個月后日產氣量穩定在15×104m3，井口油壓遞減速率為0.008 MPa/d。因此，單一刻畫巖溶儲層類型及其特征，不能體現遠井區的優質儲層發育規模。為解決上述問題，筆者研究基于不同類型儲層特征、分布的精細刻畫成果，綜合沉積相、地震反演等多方面手段和實際開發效果，提出燈四段上亞段儲滲體分類方案。

3.1 儲滲體分類依據

圖2 研究區燈四段表生巖溶作用柱狀圖（GS102井）

圖3 研究區單井儲層厚度占比和測井解釋平均孔隙度直方圖

圖4 研究區不同儲層類型全直徑樣品儲滲空間類型所占體積比直方圖

表1 研究區燈四段儲層分類評價表

圖5 研究區不同儲層類型識別模板及孔隙度—滲透率交會圖

儲滲體主要是指致密巖層中非均一分布的孔、洞、縫相互溝通而形成的不規則的儲滲系統[17-18]，鑒于本區燈四段儲層類型多樣性、非均質性，為滿足開發需求，應對儲滲體進行進一步分類刻畫。前人對于四川盆地燈影組儲滲體研究目前存在以下觀點：①王興志等[19]基于儲滲體成因及形態，將燈影組儲滲體劃分為殘丘及風化殼型、巖溶溶洞型、透鏡型、裂縫裂和古殘留背斜型；②侯方浩等[20]認為燈影組儲滲體主要由重結晶白云巖晶間孔（洞）、沿40°方向構造縫擴溶形成的溶洞、葡萄花邊膠結后的殘余孔洞和70°～80°張裂縫等4類儲滲空間構成。這些研究方法一方面未考慮儲滲空間的搭配關系，另一方面缺乏定量劃分依據。筆者研究基于縫洞預測成果、丘灘體平面展布刻畫、優質儲層預測成果、優質儲層儲量豐度之間的疊加搭配關系，建立儲滲體劃分方案（表2）。劃分方案依據如下：①基于取心段沉積相劃分，利用多方向過井地震剖面，根據丘灘復合體的“丘狀—雜亂狀”反射特征[21]，明確丘灘體平面分布邊界，作為儲滲體橫向邊界；②以單井有利儲層類型分布為約束，利用波阻抗屬性反演有利儲層（裂縫—孔洞型和孔隙—溶洞型）累計厚度大于30 m的區域；③利用Petrel軟件建立研究區燈四段孔隙反演模型和含氣飽和度反演模型，在有利儲層厚度預測成果基礎上，明確有利儲層儲量豐度大于2×108m3/km2的區域；④基于曲率屬性，建立地震縫洞發育有利區（圖6）。

表2 研究區燈四段儲滲體分類評價依據表

3.2 儲滲體分類評價

3.2.1 一類儲滲體

一類儲滲體地質特征表現為有利儲層（裂縫—孔洞型和孔隙—溶洞型）厚度占儲層總厚度比例超過50%，同時裂縫—孔洞型厚度占比超過30%；有利儲層儲量豐度大于4×108m3/km2，典型代表井有GS2、GS3、GS6、GS9等井（表2、圖6）。從縫洞地震反演剖面可以看出，一類儲滲體規模較大，半徑超過1 km；試井曲線表現出明顯的縫洞典型特征，儲滲體經酸化改造后，在近井區形成了明顯的酸壓縫裂縫線性流特征，壓力導數出現明顯的上下跳動，氣井連接多個縫洞系統，同時遠井區儲層物性相對較好，主要滲流通道為高導裂縫、縫洞、微細裂縫；滲流特征主要表現為縫洞系統滲流特征或復合模型滲流特征（表2）。氣井測試平均日產氣量為109.45×104m3，采用常規“一點法”計算無阻流量平均值為188.01×104m3/d，遠井區產能系數為72.21 mD·m。一類儲滲體氣井投入試采后，表現出較好的試采效果。比如GS3井于2014年投入生產，以平均日產氣量30×104m3連續穩定生產，井口油壓年遞減率僅為4.42%，截至2017年底累計產氣量超過3.0×108m3，采用壓降法計算該井動態儲量超過37.0×108m3，表現出較強的穩產能力。

圖6 研究區燈四段白云巖巖溶儲層儲滲體劃分流程圖

3.2.2 二類儲滲體

二類儲滲體的有利儲層厚度占比超過50%，孔隙—溶洞型厚度占儲層比例超過30%以上；有利儲層儲量豐度介于3×108～4×108m3/km2，典型代表井有GS1、GS7、GS8、GS12等井（表2、圖6）。二類儲滲體地震反演反映其縫洞體規模中等，半徑介于0.5～1.0 km；試井解釋結果發現，近井區物性較好，氣井完井測試和二次完井測試均獲得高產，后期壓力導數曲線明顯上翹，表現為遠井區儲層明顯變差，優質儲層發育范圍有限；二類儲滲體動態特征表現為受酸化改造后，主要滲流通道為縫洞、微細裂縫（圖5-b）；滲流特征表現為裂縫線性流滲流特征為主（表2）。氣井測試平均日產氣量為60.62×104m3，采用常規“一點法”計算無阻流量平均值為166.93×104m3/d。該類儲滲體氣井投入試采后，表現出較好的試采效果。比如GS7井于2016年投入生產，以平均日產氣量20×104m3連續生產，生產相對穩定，截至2017年底累計產氣量已經超過1.0×108m3；壓降法計算該井動態儲量超過20.0×108m3。二類儲滲體投產試采井生產效果較一類儲滲體氣井差，但也能實現效益開發。

3.2.3 三類儲滲體

三類儲滲體的有利儲層厚度所占儲層比例介于20%～50%，有利儲層儲量豐度介于2×108～3×108m3/km2，典型代表井有GS10井等井（表2、圖6）。從地震反演剖面可以看出，三類儲滲體規模較小，一般半徑小于0.5 km；動態特征表現為儲滲體受酸化改造后，主要滲流通道為孔隙、孔喉，儲層低滲特征明顯；酸化提高儲層滲流能力有限，試井解釋壓力導數曲線和壓力曲線出現交叉，表現為井筒續流特征。該類儲滲體氣井投入試采后，表現為初期油壓遞減較快。比如GS10井2016年8月投入生產，生產5 d后油壓由41.27 MPa降至32.28 MPa，截至2017年底該井累計產氣量僅為0.21×108m3，生產效果明顯低于一、二類儲滲體氣井（表2）。

綜上分析在研究區內劃分出一類儲滲體7個、二類儲滲體10個、三類儲滲體15個。一、二類儲滲體縫、洞搭配關系好、優質儲層厚度大，儲量豐度大，單個儲滲體動態儲量介于21.69×108～37.08×108m3，生產效果好，可以作為研究區有利開發目標（圖6）。

4 結論

1）在井震結合精細刻畫丘灘復合體的基礎上，基于縫洞搭配關系，川中地區高石梯區塊燈四段低孔低滲白云巖巖溶儲層可劃分為孔隙型、孔隙—溶洞型、裂縫—孔洞型等3種類型。

2）以單井巖溶儲層類型劃分成果為約束，結合儲層反演成果，開展儲滲體劃分與分類研究，建立燈影組白云巖巖溶儲層儲滲體分類標準，按照開展丘灘復合體展布、優質儲層分布、縫洞發育分布、優質儲層儲量豐度將本區燈四段儲滲體分為3類。初步形成的燈四段白云巖巖溶儲層及儲滲體分類評價方法，為今后類似氣藏的勘探開發提供借鑒。

3）高石梯區塊燈四段一、二類儲滲體的單個動態儲量介于21.69×108～37.08×108m3，其生產井穩產能力較強、生產效果較好，能夠實現效益開發，可優選出研究區17個一類、二類儲滲體作為有利開發目標。