天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 4: 520 - 532

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.09.013

天然气开发

川西北栖霞组超深层气藏储渗类型及开发响应模式

  • 王蓓 ,
  • 彭先 ,
  • 李骞 ,
  • 王娟 ,
  • 冯曦 ,
  • 佘娟 ,
  • 李滔 ,
  • 蔡珺君
展开
  • 中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041

王蓓（1989-），女，甘肃秦安人，工程师，博士，主要从事储层精细表征及三维地质建模等开发地质方向的研究.E-mail：.

收稿日期: 2021-06-21

  修回日期: 2021-09-08

  网络出版日期: 2022-04-22

收起

Type of infiltration and development response pattern of ultra-deep gas reservoir in the Qixia Formation， northwestern Sichuan Basin

  • Bei WANG ,
  • Xian PENG ,
  • Qian LI ,
  • Juan WANG ,
  • Xi FENG ,
  • Juan SHE ,
  • Tao LI ,
  • Junjun CAI
Expand
  • Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610041，China

Received date: 2021-06-21

  Revised date: 2021-09-08

  Online published: 2022-04-22

Supported by

The China National Science and Technology Major Project for the 13th Five-Year Plan(2016ZX05052)

the Major Science and Technology Projects of CNPC(2016E-06)

Fold

本文亮点

双鱼石区块栖霞组气藏是四川盆地西北部的超深层复杂碳酸盐岩气藏。该气藏储渗类型表征及其开发响应模式尚不清楚，制约了气藏的科学、高效开发。研究采用岩心观察和薄片鉴定等手段，在明确储集层基本特征基础上，首先利用对储层敏感性较强的常规测井曲线开展聚类分析，然后对储集层进行分类；再结合CT扫描、压汞等宏微观静态孔、洞、缝定量表征参数将气藏储渗特征划分为3类；最后基于储渗类型的静动态响应特征，形成具有针对性的开发响应模式。结果表明：①栖霞组发育4种类型白云岩储集层，其中裂缝—孔洞型、裂缝—孔隙型为优质储集层类型；②明确了储集层分类指标和优质储集层空间展布特征，进一步将气藏储渗类型划分为3类，其中一类、二类储渗特征气井为中—高产井；③形成宏观非均质型和微观非均质宏观视均质型2种气藏开发响应模式，2种模式的投产井稳产能力均较强，但生产效果存在差异，能够实现气藏科学开发。该测井—地质—开发静动结合的研究方法为同类型超深层复杂碳酸盐岩气藏储渗类型描述及开发方式优化等研究具有借鉴意义。

本文引用格式

王蓓 , 彭先 , 李骞 , 王娟 , 冯曦 , 佘娟 , 李滔 , 蔡珺君 . 川西北栖霞组超深层气藏储渗类型及开发响应模式[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(4) : 520 -532 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.09.013

Highlights

Qixia Formation gas reservoir in Shuangyushi area is a complex carbonate gas reservoir with ultra-deep layer in the northwestern Sichuan Basin. The gas reservoir characterization of different reservoir infiltration types and their development response models are not clear， which restricts the scientific and efficient development of gas reservoir. In this study， core observation and thin section identification were used to identify the basic reservoir characteristics. Firstly， cluster analysis was carried out using conventional logging curves which are highly sensitive to reservoirs to classify the reservoirs. Secondly， combined with the quantitative characterization parameters of macro and micro static pores， cavities and fractures， such as CT scan and mercury injection， the reservoir and permeability characteristics can be divided into three categories. Finally， based on the static and dynamic response characteristics of the reservoir and seepage type， a targeted development response model is formed. The research shows that： （1） Four types of dolomite reservoir develop in Qixia Formation， and the fracture-cave type， fracture-pore type are high-quality reservoir types. （2） The reservoir classification index and spatial distribution characteristics of high-quality reservoirs are defined， and the reservoir and permeability types of gas reservoirs are further divided into three types， among which the first and second types of reservoir infiltration characteristics are medium-high production wells. （3） There are two kinds of gas reservoir development response modes： macro heterogeneous， micro heterogeneous and macro visual homogeneous. The production capacity of the two modes is strong， but the production effect is different， the gas reservoir scientific development can be realized. The research method of the combination of gas logging-geological-development and static-dynamic development is of reference significance for the description of reservoir infiltration type and the optimization of the development mode of the same type of ultra-deep layer carbonate gas reservoir.

0 引言

储渗类型指储集层中孔隙的类型及其在储集和渗滤中所起的作用及相互关系，储渗体指致密岩层中非均一分布的孔、洞、缝相互沟通而形成的不规则储渗系统［1-2］。碳酸盐岩储层具有高密度、高强度、低塑性及可溶性等特点，受次生改造作用影响易形成裂缝、溶孔和溶洞。目前，国内外常见的碳酸盐岩储层储渗类型划分方法可大致分为2类：①在沉积相分布模式和储集类型研究基础上，以生产动态为依据，将储集体细分为3种储渗类型［3-4］；②在储集层类型划分基础上，结合三维地震和实际生产资料，划分出不同类型的储渗类型或储渗体［5-9］。但是在实际应用中，这些方法未考虑储渗空间孔、洞、缝的搭配关系，且缺乏定量划分依据。
双鱼石区块下二叠统栖霞组气藏是四川盆地超深层复杂碳酸盐岩气藏，该气藏具有埋深大（6 890.50~7 670.40 m）、构造圈闭多、断层落差大（闭合度100~520 m）、储集层厚度薄（12.60~34.50 m）、非均质性较强、高温（154 ℃）、高压（压力系数1.37）等特点。2018年双探1井区提交了控制储量，2019年初对试采区进行整体试采，气藏目前处于开发早期评价阶段，是四川盆地天然气上产的新领域。受沉积环境、成藏、后期成岩作用等因素影响，该气藏储层孔隙度、渗透率、储集层厚度等存在差异。基于气藏复杂地质条件，目前尚无成熟的精细气藏描述方法及开发优化方法可供借鉴。因此，为寻求该类气藏储集层的分类评价方法及储渗特征划分的相互关系、不同储渗特征与开发动态响应的相互关系，亟需开展气藏储渗类型及不同储渗特征气井开发响应模式研究。
因此，一方面为克服常规碳酸盐岩储层储渗类型划分方法中未考虑孔、洞、缝配置关系，缺乏定量评价指标的问题；另一方面为解决超埋深碳酸盐岩气藏三维地震储层预测存在不确定性，且开发早期动态资料相对较少的情况下，缺乏针对性的储渗类型表征技术，较难掌握气藏开发响应规律的问题。本文一是利用岩心观察和薄片鉴定等手段，在对不同储集层基本特征进行研究的基础上，基于对储层敏感的测井资料，利用数学聚类分析方法开展储集层分类；二是明确不同储集层空间展布特征后，综合CT扫描、数字岩心等手段定量表征储集空间，结合地球物理响应和生产动态响应等，形成了具有针对性的储渗类型定量评价思路及方法；三是将静态与动态研究思维相结合，建立了以3类储渗类型为主的气井对应的2种开发响应模式，为气藏的优化开发提供了依据。本文采用的测井—地质—开发（气藏工程）一体化研究思路与方法，对同类型超深层海相碳酸盐岩气藏的科学开发具有借鉴意义。

1 区域概况

双鱼石区块栖霞组气藏位于四川省广元市剑阁县昭化区及利州区境内，构造位置处于上扬子克拉通北缘龙门山山前褶皱带，整体呈北东—南西向分布［10-12］。受龙门山推覆作用的影响，研究区栖霞组顶界构造高陡、圈闭多，单个圈闭面积不大，逆断层发育，断层落差大。栖霞组厚度平均为121 m，横向上地层厚度差异不大，连续分布且可对比性强，与下伏梁山组和上覆茅口组呈整合接触。依据岩性、电性等资料将栖霞组自下而上划分为栖一段和栖二段。栖霞组为浅海陆棚相沉积环境，栖二段为有利沉积亚相台缘滩的发育层位，沉积亚相控制储层岩性及物性，岩性以晶粒白云岩为主［13-14］。栖一段沉积环境为开阔台地滩间海或台内滩，岩性为浅灰色厚层块状生物灰岩（图1）。总体而言，双鱼石区块栖霞组气藏属超深、高温、高压、中含硫化氢、低含二氧化碳的岩性—构造复合圈闭气藏。
图1 四川盆地双鱼石区块地理位置及栖霞组综合柱状图

Fig.1 Geographical location of Shuangyushi block in Sichuan Basin and comprehensive histogram of Qixia Formation

2 储集层基本特征

2.1　储集层物性及储集空间类型

双鱼石区块栖霞组3口井135块储层柱塞样品常规物性分析化验结果显示，储层孔隙度为2.02%~7.59%，平均为3.10%，孔隙度介于2.00%~4.00%之间的样品占比为82.22%；渗透率为（0.001 27~19）×10-3 μm2，平均为1.92×10-3 μm2，渗透率介于（0.01~10）×10-3 μm之间的样品占比为81.48%。4口井试井解释渗透率为（1.20~6.38）×10-3 μm2，平均为3.48×10-3 μm2。储集层孔隙度和渗透率呈对数关系，但相关性较差；其原因主要为栖霞组储层中溶蚀孔洞和孔隙发育，受溶洞、溶孔及微裂缝发育的影响，储集层非均质性较强。孔渗数据分析表明，双鱼石区块栖霞组气藏储集层整体具有低孔、中—低渗特征。
碳酸盐岩储集层储集空间类型多样，依据成因可将储集空间划分为原生成因孔隙和次生成因孔隙2种类型［15-16］。研究区栖霞组储集空间发育有溶蚀孔洞、孔洞、溶蚀孔隙、孔隙和裂缝，主要以溶蚀孔洞、溶蚀孔隙和裂缝为主。
溶蚀孔洞（溶洞）：双鱼石区块栖霞组储集层溶洞局部较发育，为重要的储集空间类型之一［图2（a）—图2（d）］。该类型中洞径介于2~5 mm的孔隙扩溶型小溶洞占总溶洞数的65.00%，部分洞径可达3~5 cm，洞内未充填或部分充填鞍状白云石和沥青。
图2 双鱼石区块栖霞组气藏各储集层类型岩性及储集空间照片

（a）ST3井，褐色溶洞中晶白云岩，7 473.2 m，马牙状白云石半充填，洞径约50 mm，发育裂缝；（b）SY132井，褐色中晶溶洞白云岩，7 572.50 m~7 572.70 m，洞壁内被白云石部分充填，偶见石英，洞径20~40 mm，发育裂缝；（c）SY132井，褐色细—中晶白云岩，7 590.75~7 590.88 m，溶孔、小溶洞、裂缝发育，洞径以2~5 mm为主；（d）ST102井，浅灰褐色花中晶溶孔洞白云岩，7 678.40~7 678.48 m，溶蚀孔隙不规则分布，溶蚀孔洞和水平缝发育；（e）ST8井，褐色细晶白云岩，7 324.03~7324.10 m，见网状缝发育；（f）ST3井，褐色中晶白云岩，7 468.51 m，粒间溶孔、粒间孔发育，铸体，2.5×10（-）；（g）ST8井，褐色粗晶白云岩，7 457 m，原生晶间孔发育，铸体，5×10（-）；（h）ST1井，褐色中晶白云岩，7 235 m，晶间溶孔及压溶缝发育，岩屑薄片，10×10（-）；（i）ST3井，褐色中—粗晶白云岩，7 456.9 m，晶间溶孔及压溶缝发育，铸体，1.25×10（-）

Fig.2 Lithology and reservoir space photographs of all types of gas reservoirs in Qixia Formation in Shuangyushi block

溶蚀孔隙：以晶间溶孔为主，次为粒间溶孔［图2（c），图2（f），图2（g）—图2（i）］。该类孔隙类型为栖霞组储集层最主要的储集空间，孔隙受重结晶再分配和后期溶蚀的叠合影响。孔隙分布受到颗粒组构影响，部分溶蚀孔隙内半充填沥青、方解石晶粒。剩余孔径为0.30~1.50 mm，面孔率一般为3.00%~5.00%，孔喉配位数为2.00~6.00。
裂缝：裂缝对研究区天然气的储渗具有重要作用，该区处于龙门山山前褶皱带，受到构造挤压作用影响相对较强，同一构造圈闭内裂缝方向基本相同，多期构造运动使得该区微裂缝非常发育。有效缝主要包括石英、方解石部分充填的构造缝和溶蚀缝［图2（d），图2（e），图2（h），图2（i）］。构造缝多以低角度缝和斜交缝为主，对产能贡献较大；溶蚀缝沿裂缝溶蚀扩大而成，以晚期形成的低角度缝和斜交缝为主，高角度缝和网状缝次之；裂缝密度普遍约为1~2条/m。

2.2　储集层主要类型

按照孔、洞、缝的不同组合方式及其所占比例，进一步将双鱼石区块栖霞组储集层归纳为裂缝—孔洞型、孔洞型、裂缝—孔隙型和孔隙型4种类型。
裂缝—孔洞型储集层：岩性以晶粒白云岩为主，单层垂厚平均为5.09 m，测井解释平均孔隙度为6.62%［图2（b）—图2（d）］。储集空间以直径2~5 mm小尺度溶蚀孔洞、裂缝和微裂缝为主，溶蚀孔隙次之。
孔洞型储集层：岩性以晶粒白云岩为主，单层垂厚平均为8.64 m，测井解释平均孔隙度为4.00%［图2（a）］。储集空间以直径2~5 mm的小尺度溶蚀孔洞为主，溶蚀孔隙次之。
裂缝—孔隙型储集层：岩性以晶粒白云岩为主，单层垂厚平均为13.3 m，测井解释平均孔隙度为4.77%［图2（h），图2（i）］。储集空间以溶蚀孔隙为主，溶蚀孔洞和微裂缝次之。
孔隙型储集层：岩性以晶粒白云岩为主，单层垂厚平均为14.81 m，测井解释平均孔隙度为3.25%［图2（f），图2（g）］。储集空间以溶蚀孔隙为主，溶蚀孔洞次之。

3 储渗特征分类

在明确储集层基本特征的基础上，利用K-means聚类分析方法，将聚类结果作为重要的储集层分类指标之一，进一步综合考虑沉积环境、储层岩性、储层参数、测井响应等因素，依据各种指标的差异性将储层品质划分为不同类型；明确不同类型储层空间展布特征后，再引入微观储集空间定量表征及宏观地震响应等，划分与评价气藏不同储渗类型，为气藏开发响应模式研究提供依据。

3.1　聚类分析质心

聚类分析是“物以类聚”的一种科学有效的方法，指将物理或抽象对象的集合分组成为由类似的对象组成的多个类的分析过程。聚类与分类的不同之处在于，聚类所要求划分的类是未知的［16-17］。通常储集层分类是以储集层物性参数作为分类评价指标，进行不同类别或者不同级别储集层的划分，往往具有较强的区域针对性或专家经验性。K-means聚类分析方法中的K值指要得到的类的个数，质心指每个类的均值向量，距离量度常用欧式距离和余弦距离［17-18］。聚类分析的基本数学原理是首先确定一个K值，从数据集中随机选择K个数据点作为质心，按照选定的方法计算每两类之间的聚类统计量，将关系最为密切的两类合为一类，计算出各数据点到质心的距离，以各点到其所属质心的平方和最小及到其他质心平方和值最大为条件，调整质心的位置和各点所属类别。每调整1次质心，即计算完成1次迭代，经过3~5次迭代，反复调整质心，最终使数据完全收敛，形成最终质心，作为储集层分类依据。在实际计算中亟需解决的关键问题为测井曲线类型、条数的选择和聚类分析中K值的确定，以刻画真实、实际的地质属性为原则，同时需保证数据点完全收敛。
双鱼石区块栖霞组碳酸盐岩储集层最敏感的测井曲线为声波、中子、密度。因此，利用9口井的这3条测井曲线进行K-means聚类分析。K值分类数目的确定不仅需要保证反映出不同类型储集层间的差异，还需保证数据在聚类中能迅速收敛。通过反复的聚类迭代，确定K值分类数目取值为3时最为合适，并计算出这3类质心作为初始类中心。对质心以外的每个样品进行逐个归类，归入离其最近的质心中，以此对每个样品进行重新分类。然后，重新计算分类过后的新质心，再对每个样品进行重新分类。通过上述步骤迭代6次，研究区数据完全收敛，得到最终聚类分析质心，将此类中心作为储集层分类的重要依据之一（表1）。
表1 双鱼石区块栖霞组测井曲线聚类分析质心

Table 1 Cluster analysis of logging curve centroid of Qixia Formation in Shuangyushi block

质心 AC/（μs/m） CNL/% DEN/（g/cm3）
1 60.54 19.77 2.68
2 50.12 4.50 2.71
3 47.21 1.23 2.77
上述聚类分析是一种数学分类方法，不同类别间的特点及差异可以由质心反映，但其仅反映测井曲线数据的差异，不同类别所具有的地质意义仍需通过地质研究赋予。表1显示：第1类声波时差和中子孔隙度最高，密度最低，为最好的储集层类型；第2类介于第1类和第3类之间，为中等储集层；第3类最差，声波时差、中子孔隙度低，密度高，反映岩石相对致密，对应非储集层。

3.2　储集层分类

在对储集层敏感性较强的常规测井曲线进行K-means聚类分析的基础上，可结合储集层参数、储集层类型对储集层进行有效的分类评价［19-20］。在利用K-means聚类分析方法确定质心，明确不同数据集参数响应的基础上，依据储集层测井响应、储集层物性参数、储集层主要类型、储集岩性等，对储集层进行综合分类评价［21-23］，可将储集层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ共4种类型（表2），其中Ⅰ类储集层测井响应对应于聚类分析的第1类质心，Ⅱ类储集层测井响应和Ⅲ类储集层对应于聚类分析的第2类质心，Ⅳ类储集层（即非储层）对应于聚类分析的第3类质心，不同类别的储集层测井响应具有各自的地质意义，且不同类别的储集层具有各自的特性。按照四川盆地碳酸盐岩储集岩分类标准，将孔隙度大于12.00%、渗透率大于10.00×10-3 μm2作为Ⅰ类储集层；孔隙度介于6.00%~12.00%之间、渗透率介于（0.10~10.00）×10-3 μm2之间作为Ⅱ类储集层；孔隙度介于2.00%~6.00%之间、渗透率介于（0.001~0.10）×10-3 μm2之间作为Ⅲ类储集层［21］。研究区内栖霞组储集层以Ⅱ类和Ⅲ类为主，测井解释孔隙度区间为2%~12%，孔隙度大于12.00%的储集层基本不发育，试井解释渗透率区间主要为（0.10~10.00）×10-3 μm2，50.00%的实钻井试油获50.00×104 m3以上高产工业气流。现有的储集层分类评价指标不适用于研究区的储集层分类评价。因此，本文基于测井曲线聚类分析的测井—地质综合储集层分类评价指标具有一定的区域针对性。
表2 双鱼石区块栖霞组储集层综合分类

Table 2 Comprehensive classification of Qixia Formation reservoirs in Shuangyushi block

储层类型 I II III IV
聚类分析 1类 2类 2类 3类
常规测井响应 AC/（μs/m） 50.29~62.38 47.97~55.12 46.11~52.05 44.08~50.21
CNL/% 4.69~24.65 2.05~14.86 1.56~7.24 0.22~6.72
DEN（g/cm3） 2.55~2.73 2.61~2.79 2.68~2.88 2.74~2.97
RT/（Ω·m） 2.09~18 238.93 0.59~66 174.06 1.11~100 000.00 0.11~100 333.03
储层参数 孔隙度/% 6.00~12.00 4.00~6.00 2.00~4.00 <2.00
渗透率/（10-3 μm2） 1.00~10.00 0.10~1.00 <0.10 <<0.10

储集层

主要类型

裂缝—孔洞型为主、

发育孔洞型

裂缝—孔隙型为主、

发育孔洞型

孔隙型为主

发育裂缝—孔隙型

 非储层
储集岩性 溶洞状云岩为主 溶孔状云岩或针孔状云岩为主 相对致密云岩或灰质云岩 致密灰岩
Ⅰ类储集层发育于台缘滩滩核，储集层类型以裂缝—孔洞型为主，常规测井响应整体表现为高声波时差、高中子孔隙度、低密度、低自然伽马、低电阻率。双侧向电阻率呈“正差异”，差异幅度稍大，裂缝较发育处电阻率值降低；FMI电成像测井中溶洞呈“暗色”蜂窝状模式，裂缝以“暗色”低阻正弦曲线或近水平的曲线为主。该类型为最优质的储集层类型，但发育范围有限。
Ⅱ类储集层发育于台缘滩滩核，储集层类型以裂缝—孔隙型为主。与Ⅰ类储集层相比，Ⅱ类储集层的声波时差和中子孔隙度略低，密度值略高，反映的储集性能略逊于Ⅰ类储集层。双侧向电阻率呈“正差异”或差异不明显；FMI电成像测井溶孔呈“暗色”块状模式，裂缝以“暗色”低阻正弦曲线或近水平的曲线为主。双鱼石栖霞组气藏以该类型储集层为主。
Ⅲ类储集层主要发育于台缘滩滩缘，储集层类型以孔隙型为主。与Ⅰ类、Ⅱ类储集层相比，Ⅲ类储集层的声波时差和中子孔隙度明显较低，密度值较高，反映储集性较差。双侧向电阻率呈“正差异”或差异不明显，成像测井溶孔呈“暗色”块状模式。
Ⅳ类非储集层发育于滩间海沉积环境。常规测井响应具有低声波时差、低中子孔隙度、高密度、高电阻率特征，不具储集意义。
综上研究表明，从Ⅰ类储集层到Ⅳ类非储集层，声波时差和中子孔隙度逐渐减小，密度和电阻率增大，反映储集层逐渐趋于致密。Ⅰ类为最优储集层，均发育气层；Ⅱ类为好储集层，以发育纯气层为主；Ⅲ类储集性较差，多发育差气层；Ⅳ类为非储集层。
根据双鱼石区块栖霞组气藏由西向东的储集层对比剖面（图3）所示，储集层纵向上主要发育在栖二段中下部，储集层厚度平均为26.92 m，单层厚度差异大，平均为9.08 m。Ⅱ类储集层和Ⅲ类储集层约占储集层总厚度的75.00%，局部发育Ⅰ类储集层。因此，虽然Ⅰ类储集层为区域中最优质的储集层，但由于其发育相对较少且分布局限，所以该区优质储集层以Ⅱ类储集层为主，同时Ⅱ类储集层在井间稳定分布，可连续追踪对比。平面上看，优质储集层沿断裂带呈条带状展布，不同条带储集层发育存在差异，其中SYX133井和SYX131井所处的构造条带Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储集层厚度均较其他构造条带发育（图4）。
图3 双鱼石区块栖霞组气藏不同类型储层连井对比剖面

Fig.3 Interwell contrast section of different types of reservoirs of gas reservoirs in Qixia Formation in Shuangyushi block

图4 双鱼石区块栖霞组气藏不同类型储层平面展布

Fig.4 Plane distribution of different types of gas reservoir in Qixia Formation in Shuangyushi bloc

3.3　储渗特征分类及评价

为精细表征气藏储渗特征，优化气藏开发方式，本文研究首先利用聚类分析方法将优选出的测井响应聚为3类，依据储集层参数和储集层类型等将聚类数据集赋予地质意义，将有效的储集层划分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类3种类型（分别对应于聚类分析的第1类质心和第2类质心），明确不同类型储集层空间展布特征。但该储集层综合分类评价既未体现储集层非均质性，也未体现储渗空间搭配关系多样性。
因此，本文研究进一步考虑孔、洞、缝搭配关系，结合CT扫描、压汞、测井、地震等宏观、微观响应，形成了储渗特征分类评价图版，将双鱼石区块栖霞组储渗类型划分为3种类型（图5）。
图5 双鱼石区块栖霞组储渗特征分类评价依据

Fig.5 Table for classification and evaluation of reservoir and permeability characteristics of Qixia Formation in Shuangyushi block

一类储渗特征表现为Ⅰ类、Ⅱ类储集层（裂缝—孔洞型和裂缝—孔隙型）厚度占储集层总厚度的比例超过50.00%；同时，裂缝—孔洞型厚度占比超过40.00%，优质储集层储量丰度约为3.73×108 m3/km2。主要渗流通道为高导裂缝、缝洞、微细裂缝，CT扫描平均孔隙半径大于100 μm，平均喉道半径为50.00~100.00 μm，平均孔喉配位数>5.00，溶洞体积比≥20%，裂缝体积比≥10.00%；压汞实验表明排驱压力<0.20 MPa，最大连通孔喉半径>3.68 μm，饱和度中值压力<1.20 MPa，饱和度中值半径>0.61 μm，最大进汞饱和度>75%。成像测井响应表现为暗色蜂窝状溶蚀孔洞和正弦曲线状斜交缝较发育；地震响应模式为内部“弱峰”型亮点，即栖霞组顶部波峰、内部弱波峰。典型代表井包括SY001-1井、SYX131井、SYX133井（图5），气井测试平均日产气量约为117.00×104 m3，以该类储渗特征为主的气井为高产井。
二类储渗特征表现为Ⅰ类、Ⅱ类储集层厚度占比超过40.00%，裂缝—孔隙型厚度占储集层总厚度的比例超过50.00%，优质储集层储量丰度介于（3.63~6.37）×108 m3/km2之间。主要渗流通道为缝洞、微细裂缝，CT扫描平均孔隙半径为50.00~100.00 μm，CT平均喉道半径为25.00~50.00 μm，平均孔喉配位数为3.00~5.00，溶洞体积比<20.00%，裂缝体积比≥10.00%；压汞实验表明排驱压力为0.20~0.40 MPa，最大连通孔喉半径为1.84~3.68 μm，饱和度中值压力为1.20~4.00 MPa，饱和度中值半径为0.18~0.61 μm，最大进汞饱和度为65.00%~75.00%。成像测井响应表明暗色斑状溶蚀孔洞和正弦曲线状斜交缝较发育；地震响应模式为内部“复波”型亮点，即栖霞组内部复波。典型代表井包括SY132井、ST3井、ST7井、ST12井（图5），气井测试平均日产气量约为40.00×104 m3，以该类储渗特征为主的气井为中产井。
三类储渗特征表现为Ⅰ类、Ⅱ类储集层厚度所占储集层总厚度的比例介于20.00%~60.00%之间，优质储集层储量丰度介于（2.29~3.10）×108 m3/km2之间。主要渗流通道为孔隙、孔喉，CT扫描平均孔隙半径为10.00~50.00 μm，CT平均喉道半径为10.00~25.00 μm，平均孔喉配位数<3.00，溶洞体积比<20.00%，裂缝体积比<10.00%；压汞实验表明排驱压力为0.40~1.00 MPa，最大连通孔喉半径为0.74~1.84 μm，饱和度中值压力为4.00~8.00 MPa，饱和度中值半径为0.09~0.18 μm，最大进汞饱和度为50.00%~65.00%。成像测井响应表明暗色零散分布且边部具有侵染特征的溶蚀孔隙较发育；地震响应模式为内部“波谷”型亮点，即栖霞组内部无强峰反射。典型代表井包括ST8井、ST101井、ST10井（图5），气井测试平均日产气量约为23.00×104 m3，以该类储渗特征为主的气井为低产井。

4 不同储渗类型的开发响应模式

在研究气藏不同储渗类型特征的基础上，紧密结合动静态资料及认识，依据开发地质资料、试井渗流特征、气井产能、油压递减率等，从多维度研究以不同储渗类型为主的气井开发响应模式。具体可分为两大类：宏观非均质型、微观非均质宏观视均质型。本文研究开发响应模式中的微观和宏观的含义与储层表征中的存在差异，微观指多孔介质流体力学计算中大尺度计算的最小尺度，即表征体元，宏观指多个表征体元的联合［24-27］。

4.1　宏观非均质型

宏观非均质型储集层根据压力恢复双对数曲线特征形态的不同可将其分为两大类：近井区储层物性差于远井区储层物性型和近井区储层物性优于远井区储集层物性型。二者的相同点在于，微观上看二者的储集空间以孔隙或孔、洞为主，渗流通道以喉道及微裂缝为主；与视均质型储层相比，其裂缝相对欠发育或不发育。然而，由于储集层孔隙、裂缝及喉道大小在区域上的差异性，导致储集层物性在空间展布具有不同程度的宏观非均质性。

4.1.1　近井物性差于远井物性型

近井物性差于远井物性型模式主要表现为一类储渗特征，平面分布于台缘滩滩核环境，构造相对高部位。典型压力恢复双对数曲线表现出近井区储层达到平面径向流径且在双对数曲线上呈水平线，而远井区储层由于物性变好而在双对数曲线将发生下掉后再次呈现水平段，渗流特征主要表现为缝洞系统渗流特征或复合模型渗流特征。以该类型储集层为主的气井开发特征主要表现为近井储集层渗流能力较差，近井储集层试井渗透率低于5.00×10-3 μm2；远井区渗透率根据储集层发育程度不同而有所差异，渗透率高于5.00×10-3 μm2。采用常规“一点法”计算无阻流量高于100.00×104 m3/d。与视均质储层及近井物性较好储集层相比，虽然近井储集层物性相对较差，但远井区储集层物性较好，远井区气体对近井区能够实现有效补给，从而保障气井的稳产能力［图6（a）］。
图6 近井物性差于远井物性型压力恢复试井双对数曲线(a)及典型井生产曲线(b)

Fig.6 The log-log curve of pressure recovery well test(a) and typical well production curve(b) of near well physical property are worse than those of far well physical property

该开发响应模式的气井投入试采后，表现出较好的试采效果［图6（b）］。以SY001-1井为例，2017年投入生产，以平均日产气量40.00×104 m3连续稳定生产，气井油压年递减率为3.24%，“一点法”计算无阻流量为150.76×104 m3/d。该井压力恢复试井双对数曲线表明储集层渗流特征表现近井物性较差，渗透率为3.85×10-3 μm2，而远井区储集层物性变好，渗透率为10.72×10-3 μm2。采用现代产量高级递减法计算该井动态储量为87.16×108 m3，表现出较强的稳产能力。

4.1.2　近井物性优于远井物性型

近井物性优于远井物性型模式主要表现为2类储渗特征，平面上分布于台缘滩滩核环境，构造相对中高部位。典型压力恢复双对数曲线表现出近井区储集层达到平面径向流径在双对数曲线上呈水平线，而远井区储集层由于物性变差后期压力导数曲线明显上翘，渗流特征主要表现为缝洞系统双重介质渗流特征或复合模型渗流特征。以该类型储集层为主的气井开发特征主要表现为近井储层渗流能力强，近井储层试井渗透率高于2.00×10-3 μm2，远井区渗透率根据储集层发育程度不同而有所差异，总体上低于1.00×10-3 μm2，采用常规“一点法”计算无阻流量低于110.00×104 m3/d。与视均质储集层相比，虽然近井储集层物性差异不大，但由于远井区储层物性变差导致其供气能力相对较弱，所以对气井的稳产能力有所影响［图7（a）］。
图7 近井物性优于远井物性型压力恢复试井双对数曲线(a)及典型井生产曲线(b)

Fig.7 The log-log curve of pressure recovery well test(a) and typical well production curve(b) of near well physical property are better than those of far well physical property

该开发响应模式的气井投入试采后，表现出较好的试采效果［图7（b）］。以SY132井为例，2019年投入生产，以日产气量20.00×104 m3/d连续稳定生产，气井油压年递减率为2.30%，“一点法”计算无阻流量为91.71×104 m3/d。该井压力恢复试井双对数曲线表明储层渗流特征表现为近井物性好，渗透率为2.57×10-3 μm2，而远井区储层物性变差，曲线发生上翘，渗透率为0.69×10-3 μm2。采用现代产量高级递减法计算该井动态储量为12.32×108 m3，表现出较强的稳产能力。二类储渗特征投产试采井生产效果较一类储渗特征气井差，但能够实现效益开发。

4.2　微观非均质宏观视均质型

微观非均质宏观视均质型是指微观上有孔、洞、缝发育但在空间上分布不均，宏观上压力恢复双对数曲线表现出明显的径向流特征，整体渗流特征呈现为视均质储层特征。视均质储层并不等同于常规意义上的均质储集层，二者的相同点仅在于储集层渗流特征类似。与视均质储层相比，常规意义上的均质储集层其微观储集空间通常以孔隙为主，孔隙与喉道微观分布均匀，渗流能力取决于孔隙间的喉道大小与数量：喉道越大，单位体积内的数量越多；其渗流能力就越强，反之则越弱，具有这类渗流特征的储层通常以裂缝—孔洞型储集层或裂缝—孔隙型储集层为主。
微观非均质宏观视均质型模式主要表现为二类、三类储渗特征，平面上多分布于台缘滩滩核环境，构造相对中高部位。成像测井显示储层宏观裂缝发育程度较低，微观溶蚀孔洞与微裂缝发育程度高，储层中的微裂缝既是储层空间又是渗流通道。以该类型储集层为主的气井开发特征主要表现出储集层渗流能力较强，试井渗透率约为2.00×10-3 μm2，采用常规“一点法”计算无阻流量低于80.00×104 m3/d。
若该模式气井高产需要溶蚀孔洞与各尺度裂缝搭配关系良好，形成高渗流能力；气井稳产则取决于气井井控范围内的储层渗流能力、储量规模以及气井合理配产，三者缺一不可［图8（a）］。
图8 宏观视均质型压力恢复试井双对数曲线及典型井生产曲线

Fig.8 Macroscopic homogeneous pressure recovery well test log-log curve and typical well production curve

研究区该开发响应模式的气井投入试采后，表现为初期油压递减较快［图8（b）］。以二类储渗特征为主的ST3井为例，2019年投入生产，以日产气量5.00×104 m3/d较稳定生产，气井油压年递减率为1.00%，“一点法”计算无阻流量为84.04×104 m3/d。该井压力恢复试井双对数曲线表明储集层渗流特征表现为视均质，渗透率为1.20×10-3 μm2。该井是双鱼石区块栖霞组气藏目前仅有的表现出视均质的气井，生产效果明显低于一类、二类储渗特征气井，结合动、静态资料研究表明，ST3井地层能量充足，投产后反映的井筒或近井渗流条件较酸化后试油的渗流条件差。

5 结论

（1）四川盆地西北部双鱼石区块栖霞组气藏储集空间以溶蚀孔洞、溶蚀孔隙和裂缝为主，基于缝洞搭配关系，储集层可划分为裂缝—孔洞型、孔洞型、裂缝—孔隙型和孔隙型，其中裂缝—孔洞型和裂缝—孔隙型储集层为优质储集层类型。
（2）以单井储集层类型划分成果为约束，利用储集层敏感性较强的常规测井曲线进行K均值聚类研究，形成了栖霞组白云岩储集层多参数分类定量评价指标；进一步综合CT扫描、压汞等微观孔、洞、缝定量表征参数，以及地球物理响应、开发动态指标等将双鱼石区块栖霞组气藏储渗类型划分为3类，其中以一类储渗特征为主的气井多为高产井。
（3）基于划分的不同储渗类型，针对双鱼石区块栖霞组超深层复杂碳酸盐岩气藏形成宏观非均质型和微观非均质宏观视均质型2种开发响应模式，不同模式的气井生产效果存在差异，均能够实现科学开发。
（4）基于测井—地质—气藏工程多学科一体化联合攻关的研究方法及思路，为同类型超深层复杂碳酸盐岩气藏的储渗特征精细描述及开发方式优化等研究具有重要借鉴意义。
符号说明：GR为自然伽马，API；AC为声波时差，μs/m；CNL为中子，%；DEN为密度，g/cm3；R t为原状地层电阻率，Ω·m；R XO为冲洗带电阻率，Ω·m；ϕ CNL为中子孔隙度，%；ϕ为孔隙度，%；K为渗透率，10-3 μm2；Δt为声波时差，μs/m。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
1
SUN S. Dolomite reservoirs： Porosity evolution and reservoir characteristics［J］.AAPG Bulletin，1995，79（2）：186-204.

2
孟祥豪，张哨楠，李连波，等.鄂尔多斯北部塔巴庙地区奥陶系风化壳储渗体特征及分布［J］.成都理工大学学报（自然科学版）， 2006，33（3）：233-239.

MENG X H， ZHANG S N， LI L B， et al. Character and distribution about the reservoir and permeable body in Ordovician weathering crust in Tabamiao of north Ordos Basin， China［J］. Journal of Chengdu University of Technology （Science & Technology Edition），2006，33（3）：233-239.

3
WARREN J. Dolomite： occurrence， evolution and economically important association［J］. Earth-Science Reviews，2000，52（1）：1-81.

4
MACHEL H G. Concepts and Models of Dolomitization： A Critical Reappraisal［M］//BRAITHWAITE C J R， RIZZI G， DARKE G. The Geometry and Petrogenesis of Dolomite Hydrocarbon Reservoirs. London： Geological Society （London） Special Publication，235，2004：7-63.

5
王兴志，穆曙光，黄继祥，等.四川资阳地区灯影组气藏储渗体圈闭类型［J］.中国海上油气，1998，12（6）：386-389.

WANG X Z， MU S G， HUANG J X， et al. The traps of the Dengying Formation reserviors in Ziyang of Sichuan［J］.China Offshore Oil and Gas，1998，12（6）：386-389.

6
陈志海，戴勇，郎兆新.缝洞性碳酸盐岩油藏储渗模式及其开采特征［J］.石油勘探与开发，2005，32（3）：101-105.

CHEN Z H， DAI Y， LANG Z X. Storage-percolation modes and production performance of the karst reservoirs in Tahe Oilfield［J］.Petroleum Exploration and Development，2005，32（3）：101-105.

7
刘宏，谭秀成，李凌，等.孔隙型碳酸盐岩储集层特征及主控因素——以川西南嘉陵江组嘉5段为例［J］.石油勘探与开发，2011，38（3）：275-281.

LIU H， TAN X C， LI L， et al. Characteristics and main controlling factors of porous carbonate reservoirs： A case from the Jia 5 Member of the Jialingjiang Formation， southwest Sichuan Basin［J］.Petroleum Exploration and Development，2011，38（3）：275-281.

8
李熙喆，郭振华，胡勇，等.中国超深层构造型大气田高效开发策略［J］.石油勘探与开发，2018，45（1）：111-118.

LI X Z， GUO Z H， HU Y， et al. Efficient development strategies for large ultra-deep structural gas fields in China［J］.Petroleum Exploration and Development，2018，45（1）：111-118.

9
王蓓，刘向君，司马立强.四川盆地磨溪地区寒武系龙王庙组缝洞型储集层分级评价及预测［J］.石油勘探与开发，2019，46（2）：290-301.

WANG B， LIU X J， SIMA L Q. Grading evaluation and prediction of fracture-cavity reservoirs in Cambrian Longwangmiao Formation of Moxi area， Sichuan Basin，SW China［J］.Pe-troleum Exploration and Development，2019，46（2）：290-301.

10
唐钏，唐洪明，王俊杰，等.川西北地区栖霞组气藏的储集类型及不同储层对产能的贡献率［J］.地质找矿论丛，2020，35（1）：64-72.

TANG C， TANG H M， WANG J J， et al. Reservoir types of gas reservoirs and contribution rates of different reservoirs to productivity： A case study of Qixia Formation in northwest Sichuan［J］. Contributions to Geology and Mineral Resources Research，2020，35（1）：64-72.

11
白晓亮，杨跃明，杨雨，等.川西北栖霞组优质白云岩储层特征及主控因素［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2019，41（1）：47-56.

BAI X L， YANG Y M， YANG Y， et al. Characteristics and controlling factors of high-quality dolomite reservoirs in the Permian Qixia Formation， northwestern Sichuan［J］.Journal of Southwest Petroleum University （Science & Technology Edition），2019，41（1）：47-56.

12
彭先，彭军，张连进，等.双鱼石构造栖霞组白云岩储层特征及主控因素［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2020，42（5）：1-12.

PENG X， PENG J， ZHANG L J， et al. Characteristics and main controlling factors of the Middle Permian Qixia Formation reservoir in Shuangyushi structure［J］.Journal of Southwest Petroleum University （Science & Technology Edition），2020，42（5）：1-12.

13
张本健.川西北部地区中二叠统栖霞组砂糖状白云岩储层特征及成因机制［D］.成都：西南石油大学，2019.

ZHANG B J. The Origin and Reservoir Characteristics of Middle Permian Qixia Formation Sucrosic Dolomite in the Northwestern Sichuan Basin［D］.Chengdu： Southwest Petroleum University，2019.

14
芦飞凡，谭秀成，钟原，等.四川盆地西北部二叠系栖霞组准同生期砂糖状白云岩特征及成因［J］.石油勘探与开发，2020，47（6）：1-16.

LU F F， TAN X C， ZHONG Y， et al. Origin of the penecontemporaneous sucrosic dolomite in the Permian Qixia Formation， northwestern Sichuan Basin， SW China［J］. Journal of Southwest Petroleum University： Science & Technology Edition，2020，47（6）：1-16.

15
蒋裕强，谷一凡，李开鸿，等.四川盆地中部中二叠统热液白云岩储渗空间类型及成因［J］.天然气工业，2018，38（2）：16-24.

JIANG Y Q， GU Y F， LI K H， et al. Space types and origins of hydrothermal dolomite reservoirs in the Middle Permian strata， central Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2018，38（2）：16-24.

16
汪华，沈浩，黄东，等.四川盆地中二叠统热水白云岩成因及其分布［J］.天然气工业，2014，34（9）：25-32.

WANG H， SHEN H， HUANG D， et al. Origin and distribution of hydrothermal dolomites of the Middle Permian in the Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2014，34（9）：25-32.

17
徐炳高.川东北地区碳酸盐岩储层分类与油气识别方法研究［J］.测井技术，2004，28（5）：411-413.

XU B G. On carbonate reservoir classification and oil gas identification in the northeast Sichuan［J］.Well Logging Technology，2004，28（5）：411-413.

18
王代刚，李勇，胡永乐，等.缝洞型碳酸盐岩油藏衰竭开采特征综合聚类评价［J］.新疆石油地质，2016，37（2）：192-198.

WANG D G， LI Y， HU Y L， et al. Comprehensive clustering evaluation of fractured vuggy carbonate reservoirs by depletion drive process［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2016，37（2）：192-198.

19
文晓涛，贺振华，黄德济，等.综合多元信息进行碳酸盐岩储层分级［J］.测井技术，2005，29（3）：223-226.

WEN X T， HE Z H， HUANG D J， et al. Using multi-information to evaluate carbonate reservoir［J］.Well Logging Technology，2005，29（3）：223-226.

20
孙晓霞.准噶尔盆地永进油田特低孔隙度超低渗透率储层分类评价［J］.测井技术，2012，36（5）：479-484.

SUN X X. On classification and evaluation of extra-low porosity and permeability reservoir in Yongjin Oilfield， Dzungaria Basin［J］.Well Logging Technology，2012，36（5）：479-484.

21
国家经济贸易委员会.SY/T6110—2002中华人民共和国石油天然气行业标准：碳酸盐岩气藏开发地质特征描述［S］. 北京：国家标准出版社，2002：6-7.

The State Economic and Trade Commission，SY/T6110-2002 The People’s Republic of China Standard of Petroleum and Natural Gas Industry：The Description of Exploitation Geologic Characteristics for Carbonate Gas Reservoir［S］.Beijing： Standards Press of China，2002：6-7.

22
吕文正，陈骁，关旭，等.特色构造解释及储层预测技术在川西北双鱼石地区的应用［J］.石油地球物理勘探，2018，53（S1）：228-233.

LÜ W Z， CHEN X， GUAN X， et al. Characteristic structural interpretation and reservoir prediction in Shuangyushi area， northwest Sichuan［J］.Oil Geophysical Prospecting，2018，53（S1）：228-233.

23
王俊杰，胡勇，刘义成，等.碳酸盐岩储层多尺度孔洞缝的识别与标准——以川西北双鱼石构造中二叠统栖霞组白云岩储层为例［J］.天然气工业，2020，40（3）：48-57.

WANG J J， HU Y， LIU Y C， et al. Identification and characterization of multi-scale pores， vugs and fractures in carbonate reservoirs： A case study of the Middle Permian Qixia dolomite reservoir in the Shuangyushi structure of the northwestern Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2020，40（3）：48-57.

24
JACOB B. Dynamics of Fluids in Porous Media［M］.New York： Dover Publication Incorporated，1972：19-21.

25
冯曦，彭先，李骞，等.试气阶段评价气井不稳定产能的新方法［J］.天然气工业，2020，40（4）：59-68.

FENG X， PENG X， LI Q， et al. A new method for evaluating the unstable deliverability of gas wells in gas formation testing phase［J］.Natural Gas Industry，2020，40（4）：59-68.

26
沈平，张健，宋家荣，等.四川盆地中二叠统天然气勘探新突破的意义及有利勘探方向［J］.天然气工业，2015，35（7）：1-9.

SHEN P， ZHANG J， SONG J R， et al. Significance of new breakthrough in and favorable targets of gas exploration in the Middle Permian system， Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2015，35（7）：1-9.

27
贾爱林，闫海军.不同类型典型碳酸盐岩气藏开发面临问题与对策［J］.石油学报，2014，35（3）：519-527.

JIA A L， YAN H J. Problems and countermeasures for various types of typical carbonate gas reservoirs development［J］.Acta Petrolei Sinica，2014，35（3）：519-527.

Options
文章导航

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
版权所有 © 《天然气地球科学》编辑部
地址：甘肃省兰州市天水中路8号　
邮编：730000　
电话：(0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
总访问量 　 今日访问 　 在线人数
技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司