0 引言
碳酸盐岩气藏储集空间由不同尺度的溶洞、溶孔和裂缝组成，由于受不同期次构造运动和多期成岩改造作用的综合影响，储层非均质性强，流体渗流规律复杂，气井产能差异较大。气井产能是描述气藏开发效果最关键而且最直接的指标，而产能评价则是描述气藏开发动态与开发效果最有效的手段[1-2]。目前，对于不同类型气藏形成了一系列的气井产能评价方法，明确了气井产能控制因素[3-17]。前期研究成果指导了不同类型气藏产能评价和气藏开发指标论证，奠定了我国天然气藏高效开发的基础。但是这些研究主要从“井”这个点上开展气藏产能评价方法研究和气井产能影响因素分析，很难将结果由井点外推到全区（面），气藏工程研究成果与地质研究成果结合不够。事实上，由“点”到“面”的分析气井产能的分布特征对于气藏开发评价乃至气藏的高效开发更具有实际意义。四川盆地震旦系灯影组气藏从威远、资阳到川中高磨地区均表现为储集空间复杂、储层非均质性强的特征。高磨地区灯影组气藏多层含气、含气范围广、储量规模大。本文以磨溪区块灯影组四段（灯四段）岩溶风化壳型碳酸盐岩气藏为例，地质与气藏工程相结合，分析气藏开发特征，围绕震旦系气藏发育2期溶蚀，不同区域发育差异溶蚀型储层这一核心，研究发现受2期岩溶风化不整合作用影响，完钻气井产能在平面上表现出明显分区分带特征，同时建立了不同区域内气井产能的拟合公式，可实现气井产能早期预测，气井产能预测结果与实钻试油结果有较高的符合程度，可有效支撑气藏开发建产区筛选和井位部署，有效提高气田开发水平，确保气藏开发获得较高的经济效益。
1 气藏概况
研究区经历多次构造运动，以升降运动为主，构造相对平缓，灯四段为在台地背景上发育的一套碳酸盐岩建造，地层岩性以白云岩为主，与下伏灯三段为连续沉积，呈整合接触，与上覆以灰岩、泥岩为主的麦地坪组、筇竹寺组呈不整合接触。受桐湾运动抬升影响，地层遭受不同程度剥蚀，研究区以西为德阳—安岳裂陷槽，灯四段快速尖灭，大部分地层残余厚度一般为280~380 m，自北向南、自西向东有减薄趋势。灯影组受桐湾运动影响，发育3期幕式风化壳，桐湾运动Ⅰ幕发生在灯二段沉积末期，表现为灯三段区域性碎屑岩呈假整合于灯二段白云岩之上，桐湾运动Ⅱ幕发生在灯影组沉积期末期，表现为灯影组与下寒武统麦地坪组呈假整合接触，桐湾运动Ⅲ幕发生在早寒武世麦地坪组沉积末期，表现为下寒武统麦地坪组与筇竹寺组呈假整合接触，麦地坪组在磨溪区块局部残存，整个灯四段表现为桐湾运动Ⅱ幕和Ⅲ幕2期风化壳的叠合（图2），储层表现为叠合岩溶的特征。
灯四段气藏最有利储层岩性为富含菌藻类的藻凝块云岩、藻叠层云岩和藻砂屑云岩。366个岩心小柱塞样品孔隙度主要集中分布在2%~5%之间，平均孔隙度为4.45%，柱塞样渗透率平均值为0.627×10-3 μm2。岩心、薄片、铸体薄片、扫描电镜资料显示灯四段储层储集空间以溶洞、次生的粒间溶孔、晶间溶孔为主；岩心及成像资料显示，裂缝在灯四段中普遍发育，主要为构造缝、压溶缝和扩溶缝。裂缝与各种有效孔隙相互搭配，构成气藏开发的优质储层类型。依据储集空间发育类型及其孔缝洞的搭配关系，灯四段储层可以划分为裂缝—孔洞型、孔洞型和孔隙型3类储层，裂缝—孔洞型和孔洞型储层是目前可以效益开发的储层类型，孔隙型储层不能够效益动用。
2 气藏开发特征
2.1 气井产能差异大，以中高产井为主
震旦系气藏孔缝洞均较发育，部分气井表现出三重介质特征。震旦系气藏有效储层发育受沉积相、岩溶及微裂缝等多种因素控制，微生物岩发育程度、岩溶储层发育强度及微裂缝发育程度的差异使得气藏储渗性能差异大，最终导致气藏气井产能特征差异大。在气藏前期评价阶段，磨溪各类评价井共计27口，最高产能与最低产能相差240倍，气井产能差异大。产能大于50×104 m3/d的气井8口，最高产能为217.6×104 m3/d，占比29.6%，产能小于25×104 m3/d的气井15口，最低产能仅为0.9×104 m3/d，占比55.6%（图3）。通过持续评价，灯四段台缘带提交探明储量为1 796×108 m3，认识到古环境、古断陷、沉积古地貌、旋回层序控制沉积地层样式及丘滩体物性、叠置模式和规模，高能丘滩体控制有效储层发育厚度，岩溶结构控制有效储层侧向连续性，而储层构型控制有效储层内部的非均质性。基于上述认识[22-28]，筛选开发建产区3块，建产区内评价井15口，最高产能与最低产能仍然相差31倍。建产区内气井以中高产气井为主，产能大于25×104 m3/d的中高产气井12口，占比80%，小于25×104 m3/d低产气井3口，最小为6.5×104 m3/d（图4）。
图3 全区探井评价井分年度测试无阻流量分布直方图Fig.3 Annual open flow capacity distribution histogram of exploration and evaluation wells in the whole region |
2.2 气井稳产能力差异大，大多数井稳产能力较强
目前，磨溪区块灯四段气藏投产气井9口（图5），气井稳产能力差异大，其中5口投产井测试产量大于50×104 m3/d，平均为143.7×104 m3/d，6口投产气井计算动态储量大于10×108 m3，该部分气井测试产量高，动态储量大，生产特征分析研究表明：一方面，单位压降采气量大于2 000×104 m3/MPa，气井稳产能力较高。另一方面，磨溪区块灯四段投产气井无阻流量与动态储量并没有体现出很好的一致性，气井测试产量高并不一定代表动态储量高，也不一定代表稳产能力强。以投产井中测试产量最低4口生产井为例（图5），4口井无阻流量为42×104 m3/d左右，综合多种方法计算动态储量介于(2.1~37.5)×108 m3之间，井间动态储量差异较大，最大动态储量是最小动态储量的17.9倍，初期产气能力相差不大，但是投产后稳产能力差异较大。再如投产井中测试产量较高的2口生产井（图5），气井测试无阻流量均大于210×104 m3/d，2口投产井动态储量分别为15.1×108 m3和65.9×108 m3，动态储量也相差3倍多。
2.3 分段酸压工艺和特殊工艺井可大幅度提高气井产能
磨溪区块灯四段气藏储层溶蚀孔、缝、洞发育，储集空间类型复杂，具有埋藏深、温度高、含硫、含CO2、低孔低渗、非均质性强及储层类型多等特点，这些特征对储层改造工艺技术提出了挑战。前期针对不同类型储层具有的不同特征，围绕直井形成了3套主体工艺：缓速酸压工艺、深度酸压工艺和复杂网缝酸压工艺。后期针对大斜度井/水平井储层跨度大、纵向上多层、层间物性差异大的特征，研发应用分层分段酸压工艺技术。一方面，该方法综合地震解释、油气显示、钻完井液漏失状况、测井解释等资料，参照优质储层优先改造、物性相近储层合层改造、漏失井段重点改造的原则[29]，结合完井方式制定分层分段方案，最终针对不同层段储层类型和不同工程目标，采用针对性的工艺、液体和施工参数，从而有效地提高气井产量。另一方面，灯四段气藏储层多层含气，通过开发井型和井轨迹优化设计，增大井筒与有效储层的接触面积，可大幅度提高气井产能。以W2井为例，该井钻遇孔洞型储层厚度为33.97 m，孔隙型储层厚度为5.87 m，测试无阻流量为6.49×104 m3/d，为提高单井产量，开展特殊工艺井和大液量分段酸压工艺试验，在对同一套优质储层完钻一口特殊工艺井WX-2井（图6，图7），井斜角为66°，钻遇缝洞型储层为1.58 m，孔洞型储层为248.65 m，孔隙型储层为474.65 m，测试无阻流量为45.8×104 m3/d，是W2井的7.1倍，提产效果明显。
3 气井产能分区分带特征
图8 安岳气田震旦系气藏上覆灰岩厚度与气井无阻流量关系Fig.8 The relationship between the overlying limestone thickness and open flow capacity of Sinian gas reservoir in Anyue Gas Field |
一方面，完钻井上覆灰岩厚度与测试无阻流量呈现出明显的负相关性（图8），震旦系上覆灰岩厚度与完钻气井无阻流量关系呈现出明显的四区特征：Ⅰ区：0 m灰岩段；Ⅱ区：0~5 m灰岩段， ；Ⅲ区：5~20 m灰岩段， ；Ⅳ区：>20 m灰岩段， 。其中:y为完钻井无阻流量，104 m3/d;x为灰岩厚度，m。
除去第Ⅰ区外，灰岩厚度与完钻气井无阻流量呈幂函数关系，相关系数分别为0.84、0.95、0.99，叠合岩溶发育程度对完钻气井是否能测试高产具有非常强的控制作用。
4 对开发的指导意义
磨溪区块灯四段气井产能的分区分带特征是气藏地质特征在气井动态特征上的反映，灯四段优质储层的发育受沉积微相和微地貌单元双重控制，沉积微相和微地貌分异导致优质储层的分区分带特征是气井无阻流量分区分带特征的根本原因。测井—地震—地质—气藏工程一体化研究可以精细刻画坡折带、台缘带和台内带的分布范围，同时地质—气藏工程一体化研究可以弄清上覆灰岩厚度在平面上的分布范围，沉积相带和上覆灰岩分布范围的刻画结合气井无阻流量分区分带特征的认识可以有效指导开发建产区的筛选和井位部署，同时也可以对气井无阻流量进行定量预测。
4.1 指导开发建产区的筛选和井位部署
磨溪区块台缘带气井无阻流量高，南北两区上覆灰岩厚度相对较薄，叠合岩溶发育程度高，优质储层发育程度好，中间W24井—W26井区因上覆灰岩厚度大，叠合岩溶发育程度低，有效储层品质差，目前开发建产区主要分布在台缘带北区和南区2个区块，中间W24井—W26井区仅作为产能建设接替区。同时气井的分区分带特征也可以优化井位部署。
4.2 预测开发建产井效果
以W18井为例，该井钻遇上覆灰岩厚度为1.12 m，依据拟合关系可以算出无阻流量为193×104 m/d，经分段酸压改造后测试产量为90.17×104 m/d，计算无阻流量为155×104 m/d，计算值比真实值高38×104 m/d，误差为24.5%。将W18井灰岩厚度与计算无阻流量带入该区重新拟合得该区关系式为： ，相关系数为0.89，重新带入上覆灰岩厚度1.12 m，计算可得到该井无阻流量为172.43×104 m/d，比真实值高17.4×104 m/d，误差为11.2%，该值相对可靠。
5 结论
（1）磨溪区块灯四段气藏储层储集空间多样，表现出强烈非均质性特征。在开发过程中，气井产能和稳产能力差异大，以中高产井为主，大多数井稳产能力较强，对于低渗区储层分段酸压工艺和特殊工艺井可大幅度提高气井产能。
（2）完钻井上覆灰岩厚度与测试无阻流量呈现出明显的负相关性，气井产能在平面上表现为4个区域分布特征：Ⅰ为0 m灰岩段，Ⅱ区为0~5 m灰岩段，Ⅲ区为5~20 m灰岩段，Ⅳ区为大于20 m灰岩段，并建立了不同区域内上覆灰岩厚度与无阻流量之间的关系公式。
（3）气井产能在平面上分为3个带：台缘带、台内带以及坡折带，由台缘带、台内带到坡折带内，气井产能逐渐减小。
（4）气井产能分区分带的特征可有效指导开发建产区筛选和井位部署优化，也可评价尚未完钻气井产能，提高气藏开发效益，优化气井开发指标。
甘公网安备 62010202000678号
