7 000 m以深復雜斷裂成組氣藏開發早期評價技術
——以川西北雙魚石構造棲霞組氣藏為例

任利明 張連進 王俊杰 蘭雪梅 唐青松 溫夢晗 文 雯

1.中國石油西南油氣田公司技術咨詢中心 2.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院

3.中國石油天然氣集團有限公司碳酸鹽巖儲層重點實驗室 4.中國石油西南油氣田公司氣田開發管理部

0 引言

中二疊統一直是四川盆地天然氣勘探開發的重要層系，油氣勘探歷史悠久，至今已經歷了近50 年的時間[1-2]。早期地質勘探結果表明，川西北部局部地區中二疊統棲霞組發育呈層狀產出的“砂糖狀”白云巖，并在河灣場構造鉆獲棲霞組石灰巖縫洞型儲層[3-4]。2010年以來，中國石油西南油氣田公司加快推進四川盆地西北部（以下簡稱川西北部）海相碳酸鹽巖勘探進程，開展綜合地質研究和地震老資料處理解釋攻關。2012年優選雙魚石構造部署并實施了風險探井——ST1井，在棲霞組測試獲得日產87.6×104m3高產工業氣流，由此發現雙魚石構造棲霞組氣藏[5]。2014年后，為加快該氣藏的勘探開發一體化進程，部署了多口探井、滾動評價井，鉆探、測試結果相繼證實氣藏含氣面積大、儲量規模大，并且試采效果好。同時，該氣藏也是在四川盆地內發現的首個在棲霞組具有規模開發潛力的成組氣藏。

雙魚石構造棲霞組氣藏氣層中部埋深超過7 000 m，普遍介于7 200～7 500 m。與國內已發現的埋深超過6 000 m超深層氣藏對比[6-10]，棲霞組氣藏具有復雜多斷裂、有效儲層厚度薄、基質孔隙度低、縱橫向非均質性強等特點。同時，該氣藏棲霞組白云巖儲層發育有利區與多排構造相重疊，在多個構造高帶陸續部署探井并且測試獲氣，證實為大型構造—巖性復合圈閉氣藏，天然氣勘探開發潛力大[11]。

然而，雙魚石構造棲霞組氣藏處于開發早期介入階段，由于氣藏地質條件特殊，動靜態資料缺乏，加上開發技術儲備不足，要實現氣藏整體規模效益開發，需要豐富開發早期評價技術，進而深化氣藏開發認識。為此，筆者基于新鉆井及試采資料，采用數字巖心、灰色關聯法、大數據分析等技術，系統評價川西北部雙魚石含氣構造棲霞組氣藏地質及氣藏工程特點，探討和總結了棲霞組氣藏高產關鍵因素，評估氣藏開發前景。所形成的研究成果以期為同類型碳酸鹽巖氣藏的勘探開發提供借鑒。

1 雙魚石構造棲霞組氣藏開發早期評價

1.1 多期次逆沖推覆擠壓，構造呈排呈帶

川西北部地區受龍門山推覆作用的影響，具有明顯的“分帶分層”特征，以①號斷層為界，自西向東依次為龍門山逆沖推覆帶、龍門山隱伏前緣帶、梓潼－劍閣坳陷帶，而研究區則位于龍門山隱伏前緣帶中壩—雙魚石構造高帶（圖1）；受龍門山造山帶多期次逆沖推覆擠壓作用及嘉陵江組上部膏鹽滑脫層和深部寒武系拆離層控制，在棲霞組發生復雜的構造變形，發育大量斷層及褶皺[12-13]。

研究區內發育80余條北東—南西向近平行分布的斷層，斷層長度介于2～110 km，垂向斷距介于70～900 m。根據斷裂性質及作用，可劃分為二級、三級和四級共3級斷裂。其中，二級斷裂受龍門山構造擠壓形成逆沖斷層，走向為北東東向，其斷層傾向與控制區域構造單元邊界上屬于一級斷裂的①號斷層相同，二級斷裂控制龍門山造山帶區域構造展布格局；三級斷裂為反沖斷層，走向主要為北東東向，其斷層傾向與控制區域構造單元邊界上①號斷層相反，三級斷裂控制雙魚石構造局部高點展布格局，褶皺呈排呈帶分布，由北向南，褶皺變形強度逐漸減弱，潛伏變形帶寬度和高度逐漸減小；四級斷裂為二、三級斷裂派生的斷層（圖2）。

根據地層變形特征及其與斷裂組合關系，工區內主要發育斷塊、沖起構造、斷背斜和背斜構造4種構造樣式。斷層控制區內發育多個背斜、斷背斜及斷鼻構造圈閉。受斷層和構造控制，由西向東可劃分出6個構造高帶，其面積合計為381.3 km2（圖3）。6個構造高帶共發育局部圈閉14個，單個圈閉面積介于1.7～46.1 km2，合計為246.4 km2。

1.2 鑲邊型臺緣灘沉積，兩類有利儲集巖相

川西北部經云南運動改造，形成了西北一帶為向西傾斜的陡坡，東南一帶為相對平坦、地貌較高的寬緩帶，為棲霞組大規模臺地沉積奠定了基礎。早二疊世時期，海水大規模從西南方向侵入，雙魚石構造位于寬緩高帶，總體為臺地—臺地邊緣沉積，進一步可劃分出灘核、灘緣、灘間海等沉積微相[14-15]。

利用鉆、錄井和測井等資料，將棲霞組儲集巖相類型劃分為泥晶灰巖相、亮晶生屑灰巖相、泥晶生屑灰巖相、角礫狀白云巖相和砂糖狀白云巖相，其中砂糖狀白云巖相和角礫狀白云巖相為有利儲集巖相（圖4）。對于砂糖狀白云巖相，巖心顏色為淺灰色、灰白色，為厚層、塊狀構造，中—粗晶發育；縱向上位于棲霞組二段中部和下部，平面上發育于灘核部位。對于角礫狀白云巖相，根據白云巖角礫的顏色可以分為兩類：一類為深灰色角礫，并且被乳白色異形白云巖充填物包裹；另一類為淺灰色角礫，被深灰色基質白云巖包裹。角礫邊界大部分較為平直，呈棱角—次棱角狀，具有明顯碎裂化特征；角礫形態、大小不一，分選性較差，呈零星漂浮狀出現在深灰色白云巖或乳白色縫洞充填物內；縱向上發育于棲霞組二段下部和棲霞組一段頂部，平面上發育于近斜坡一側的灘緣微相中。

二疊世時期開始，揚子地臺全面下沉，海水侵入四川盆地大部分地區，下二疊統地層直接覆蓋于石炭系地層之上。棲霞組—茅口組沉積時期，研究區主體處于碳酸鹽巖臺地環境，古地貌高部位發育臺地邊緣灘，向東發育開闊臺地，向西發育盆地—斜坡相（圖5）。在龍門山山前帶一線臺地邊緣灘較為發育，灘核沉積相對穩定，以砂糖狀白云巖為主。臺地邊緣靠近斜坡區，由于受風暴、重力等因素的作用，原始沉積白云巖發生垮塌，并近原地沉積，形成角礫狀白云巖。因此，棲霞組碳酸鹽巖儲層沉積相展布由西北至東南依次為盆地—斜坡、臺地邊緣、開闊臺地。從斜坡到臺地邊緣，依此發育角礫狀白云巖、晶粒白云巖。

1.3 儲層薄、特低—低孔隙度、低滲透率，儲集空間多樣

已有研究結果表明，隨著埋藏深度增大，儲層孔隙度減少，在不同的地質條件下減少的幅度也不同，埋深超過6 000 m油氣藏的儲層孔隙度總體上低于10%[16]。對雙魚石構造棲霞組氣藏7口井465樣次巖心分析結果表明，棲霞組氣藏儲層孔隙度介于2.00%～13.38%，平均為3.87%。滲透率介于0.012～53.400 mD，平均為0.511 mD，滲透率級差大、非均質性強。測井解釋孔隙度介于2.00%～14.20%，平均為4.80%。雙魚石構造棲霞組氣藏儲層屬于特低—低孔隙度、低滲透率儲層。

各井儲層分類評價結果表明，雙魚石構造棲霞組臺緣灘相儲層縱橫向上非均質性較強，各類儲層縱橫向上交錯分布。研究區內單井儲層厚度介于9.70～38.00 m，平均為24.37 m。總體上縱向發育4套儲層，其中①、④套儲層厚度薄、橫向連續性差，僅在局部區域發育；②、③套儲層厚度大，橫向分布較穩定（圖6，圖中表示孔隙度）。

由于碳酸鹽巖儲層次生改造作用存在差異，使得儲集空間類型多樣。雙魚石構造棲霞組儲層儲集空間包括孔隙、溶洞及裂縫。綜合巖心、測井等資料，棲霞組儲層溶蝕孔洞較為發育，并且以小洞、中洞為主。根據巖心資料統計，溶洞中以直徑介于2～5 mm的小洞最為發育，占比為76.19%，直徑介于5～20 mm的中洞數量次之，占比為14.36%，直徑大于20 mm的大洞數量最少，占比僅為9.45%。儲層裂縫總體上以構造縫為主，見少量成巖縫，以斜交縫為主、低角度縫次之。裂縫密度平均為2.0條/m，在局部井段可達8.2條/m，有效裂縫非均勻分布，裂縫面孔率平均為0.047%。

針對雙魚石構造棲霞組儲層全直徑巖心，利用高分辨率三維X射線顯微鏡進行掃描，并且進行數字巖心重構（圖7）。在此基礎上，根據《天然氣藏分類：GB/T 26979—2011》[17]，將棲霞組氣藏儲滲空間類型劃分為裂縫—孔洞型、裂縫—孔隙型、孔洞型和孔隙型4種類型[18]。根據測井資料，裂縫—孔洞型和裂縫—孔隙型是該氣藏產層儲滲空間的主要類型，其中裂縫—孔洞型儲層厚度占總儲層厚度的28.32%，裂縫—孔隙型儲層厚度占比為32.31%。分析雙魚石構造棲霞組儲層儲滲空間類型與巖性的關系，認為后者對前者具有控制作用，砂糖狀白云巖主要發育裂縫—孔洞型和裂縫—孔隙型儲層，角礫狀白云巖則主要發育孔洞型儲層。

1.4 超深、絕對高溫高壓、連續大型構造—巖性復合圈閉氣藏

雙魚石構造棲霞組氣藏產層中部溫度介于154.25～169.64 ℃，平均地溫梯度為2.09 ℃/100 m，氣層中部實測地層壓力介于91.05～96.33 MPa（圖8），壓力系數在1.3左右，屬于高溫高壓氣藏。除SY132井、SYX131井壓力略低以外，其他氣井原始產層中部壓力較接近，目前認為這2口井壓力低的原因是由于鄰井試采引起的先期壓降所致；而ST10井由于鉆遇水層，測試壓力偏低。另外，根據研究區內獲氣井天然氣組分分析結果，CH4含量介于93.65%～97.66%，H2S含量介于0.22%～1.69%，CO2含量介于1.42%～4.85%，天然氣組分具有相似性。因此，認為雙魚石構造棲霞組氣藏整體上是連通的。

根據鉆井、測井解釋及試氣成果，研究區氣層底界海拔位于－6 865 m（圖9）。ST10井雖然測試氣水同產，測井解釋結果顯示水層頂界海拔位于－6 824 m，但通過目前的資料判斷該井鉆遇水體僅為局部水體。

根據試氣、測井、流體等分析，初步表明雙魚石棲霞組氣藏整體具有統一的壓力系統和流體性質。基于目前的地質認識，結合二維、三維儲層地震預測結果，雙魚石構造棲霞組儲層大面積分布，整體上發育大型構造—巖性復合圈閉，為超深復雜斷裂成組氣藏。

2 天然氣儲量計算

2.1 容積法儲量估算

鉆井資料表明，研究區內棲霞組縱橫向高能灘相白云巖儲層連片疊置發育。基于研究區內宏觀、微觀分析結果表明，儲層巖性為灘相白云巖，橫向上井間儲層分布穩定，可以連續追蹤對比。根據《石油天然氣儲量計算規范：DZ/T 0217—2020》[19]中縱向計算單元劃分的原則，可以將研究區含氣層作為一個儲量計算單元。根據靜、動態資料分析成果，選取氣層底界海拔－6 865 m作為棲霞組氣藏儲量計算邊界；同時，研究區西北部受到大斷層控制，將該大斷層作為西北部邊界。依據前述儲量計算邊界，得到雙魚石構造棲霞組氣藏含氣面積約400 km2。

以單井測井解釋有效儲層厚度為數據點，結合地震預測有效儲層厚度分布圖，得到雙魚石構造棲霞組氣藏有效厚度等值線圖，依據面積加權平均法，計算雙魚石構造棲霞組氣藏有效儲層厚度。以測井解釋單井孔隙度、含氣飽和度為約束，采用算術平均、等值線面積權衡等方法，綜合選值確定區內平均孔隙度、平均含氣飽和度。根據雙魚石構造棲霞組氣藏2口井的天然氣高溫高壓物性分析結果，求得天然氣體積系數為0.002 52。采用容積法估算雙魚石構造棲霞組氣藏地質儲量超過1 000×108m3。

2.2 動態儲量評價

2019年12月27日劍閣凈化廠投運，雙魚石構造棲霞組氣藏由單井輪換試采轉為氣藏整體試采。截至2021年1月，該氣藏試采已超過1年，總體穩定，共有7口生產井（SY001-1井、ST8井、ST3井、ST12井、SY132井、SYX131井、SYX133井），日產氣量為192×104m3，日產水量為100 m3。

試井解釋結果顯示，SY001-1井、SY132井、SYX131井井間存在干擾現象，這3口井相互連通。采用物質平衡法、現代產量遞減分析法——Blasingame方法、流動物質平衡方法等方法對生產井（井組）動態儲量進行評價。其數值介于3.8×108～96.35×108m3，氣藏動態儲量介于154.89×108～167.47×108m3（表1）。隨著新完鉆井逐漸投入試采，氣藏動態儲量將進一步增大。

表1 氣井單井動態儲量評價結果統計表

3 氣井產能主控因素

3.1 氣井產能評價

研究區獲工業氣井11口，測試產氣量合計為664.37×104m3/d。針對已完成產能試井氣井，建立其二項式產能方程，進而計算其無阻流量，其余氣井的產能評價則基于試油成果，采用陳元千“一點法”計算氣井無阻流量。然后，結合靜態資料對氣井產能控制因素進行分析。

氣井無阻流量計算結果表明，雙魚石構造棲霞組氣藏單井產能差異較大。依據《石油天然氣儲量計算規范：DZ/T 0217—2020》[19]對氣井產能進行劃分，其中高產井占比為18.18%，中產井占比為36.36%，低產井占比為27.27%，特低產井占比為18.18%。目前，已投產氣井主要分布在Ⅲ號條帶，在儲層物性較接近的情況下，兩口水平井（SYX131井、SYX133井）產能較直井高3～4倍，說明水平井（大斜度井）井型對氣井產能提高具有顯著的效果。

3.2 氣井產能地質主控因素

從構造位置、沉積相、儲滲空間類型3個方面，分析影響雙魚石構造棲霞組氣藏氣井產能的地質主控因素。筆者此次采用灰色關聯法，針對已完鉆井，分析其構造位置、與斷層的距離、沉積微相厚度、測井孔隙度、裂縫密度、不同類型儲層厚度等參數與氣井無阻流量的相關性。通過參考數據列（氣井無阻流量）和若干個比較數據列（已完鉆井地質參數）的幾何形狀相似程度來判斷其相關性強弱，進而明確影響氣井產能的主控因素[20-21]。

如表2所示，雙魚石構造棲霞組氣藏鉆獲高產氣井的主要沉積相為灘核沉積微相，主要構造位置是Ⅲ、Ⅳ號構造高帶，主要儲滲空間類型是裂縫—孔洞型。上述因素之間又存在著關聯，灘核沉積微相主要發育于Ⅲ、Ⅳ號構造高帶，砂糖狀白云巖又主要發育于灘核沉積微相，而砂糖狀白云巖控制了裂縫—孔洞型儲層的發育。由此可見，控制雙魚石構造棲霞組氣藏高產井分布的主要地質因素是沉積相。

表2 基于灰色關聯法的高產氣井主控因素分析結果統計表

4 采用大數據分析技術預測氣藏開發前景

雙魚石構造棲霞組氣藏含氣面積大、儲層厚度薄，由于構造復雜、斷層發育、埋藏深，在構造展布和氣水分布預測上存在一定的不確定性。為了規避上述不確定性帶來的風險，筆者采用大數據分析技術來預測雙魚石構造棲霞組氣藏的開發前景。該技術把一個非常困難的預測問題，轉化為一個相對簡單的描述問題，并且其預測結果簡單、客觀，進而能夠幫助企業生產管理人員進行經營和決策[22-24]。筆者收集了探明儲量超過300×108m3左右的30個已開發大中型氣田（藏）的基礎數據。這些氣田基本涵蓋了中國石油目前投入開發的所有氣田，分布在塔里木盆地、四川盆地、柴達木盆地、鄂爾多斯盆地等，利用這30個氣田（藏）的19個地質工程參數建立開發數據體（主要包括探明儲量、采收率、壓力、壓力系數、含氣面積、采氣速度、開發井數、井網密度、單井產量、單井靜態儲量、單井動態儲量、靜態儲量/動態儲量、基質滲透率、動態滲透率和單井無阻流量）。

首先，基于建立的開發數據體，計算預測變量與其他變量的相關系數，該系數能夠反映變量之間的線性相關程度，一般用r來表示，其數值介于－1～1，若r＞0為正相關，r＜0為負相關，r＝0表示不相關，并且r絕對值越大，變量之間的線性相關程度越高；然后，通過分析，找到與預測變量相關程度最大的變量。筆者將單井日產氣量、采氣速度、穩產年限及采收率4個參數設置為預測變量，前述19個地質工程參數作為相關變量，進行相關性分析，優選出r＞0.4的相關變量。

進一步，將優選出的相關變量進行分組，采用決策樹、線性回歸、鄰近算法等10種回歸模型來建立預測變量與相關變量的關系。然后，輸入雙魚石構造棲霞組氣藏的已知相關變量，計算預測變量。

針對已知相關變量數據點少，預測結果具有較強的隨機性和偶然性。每次訓練時，隨機打亂數據，將80%的數據作為訓練集，20%的數據作為測試集。同時，對每組數據進行預測時，每個模型均進行2 000次試驗，共進行260 000次試驗。通過判定系數（R2）定量描述回歸函數的擬合效果，R2越大則說明擬合效果越好。

預測結果表明，雙魚石構造棲霞組氣藏單井產氣量介于27.94×104～30.24×104m3/d，平均為29.09×104m3/d；采氣速度介于2.20%～2.80%，平均為2.61%；采收率介于57.0%～63.0%，平均為60.5%；穩產年限為11.34年。針對處于試采階段、地質特征復雜的氣藏，可以采用大數據分析技術來預測氣藏的開發前景。

5 結論

1）氣藏構造具有“分帶分層”特征，由西至東可以劃分為6個構造高帶，共發育局部圈閉14個，圈閉面積共246.4 km2；研究區總體為臺地—臺地邊緣沉積，灘核、灘緣分別發育砂糖狀白云巖和角礫狀白云巖兩類有利儲集巖相。

2）儲層具有特低—低孔隙度、低滲透率特征，裂縫—孔洞型和裂縫—孔隙型是該研究區產層的主要儲滲空間類型。

3）氣藏具有統一的壓力系統和天然氣性質，整體發育大型構造－巖性復合圈閉，為超深復雜斷裂成組氣藏。

4）容積法估算氣藏地質儲量超過1 000×108m3，6口試采井總動態儲量超過150×108m3；獲氣井11口，測試產氣量合計為664.37×104m3/d，采用水平井（大斜度井）井型的提產效果顯著；基于灰色關聯法，高產井主控因素為沉積相。

5）基于大數據預測，雙魚石構造棲霞組氣藏單井日產氣量為29.09×104m3，采氣速度為2.61%，采收率為60.50%，穩產年限為11.34年。

衷心地感謝中國石油西南油氣田公司冉隆輝正高級工程師給予項目組的悉心指導和解惑；以及，四川盆地研究中心對氣井產能評價、大數據預測等成果提供的支撐。相關研究獲得了眾多專家、學者的指導和幫助，在此表示誠摯的謝意！