0 引言
四川盆地安岳特大型气田震旦系灯影组四段气藏（下文简称“灯四气藏”）为古老、深层、低孔以及强非均质性的岩溶碳酸盐岩气藏。气藏为大型构造—地层圈闭，在台缘及台内7 500 km2范围内整体含气［1］，已获探明地质储量4 084×108 m3，属于特大型气田［2］。受桐湾II幕表生岩溶作用改造与丘滩相联合控制，岩性复杂、纵横向非均质性强［3］，储层发育不同尺度的孔、洞和缝，搭配关系复杂［4］，基于先导试验和井区试采认识，气井按初期绝对无阻流量的1/6~1/4配产，生产动态特征差异大，与地质静态认识对应关系模糊，制约着开发技术对策的科学制订，因此要求开发工作者结合储集层划分，精细描述气藏早期动态特征，进而因地制宜地针对不同类型储集层气井的不同生产阶段制订相应对策。由于现有行业标准（SY/T6110—2002《碳酸盐岩气藏开发地质特征描述》［5］）在划分强非均质性碳酸盐岩气藏储集层类型上存在局限，为满足勘探开发生产需求，储集层类型划分已逐步拓展至气藏动态特征，划分以不同类型储层对应下的测试产量、绝对无阻流量、地震等静态资料响应为主，在此基础上以试井双对数曲线、采气曲线等动态资料为辅［6］。
因此，若直接沿用该分类标准描述气藏动态特征，进而制订开发技术对策，动静态资料响应的对应关系就可能存在偏差。矿场实践揭示气井存在测试产量与长期稳产能力不匹配的矛盾，部分井钻井、测井显示为优质储层，测试产量高，配产比低，难以稳产，另外一部分井则表现为相反的特征，即储层次之，测试产量低，配产比高，但生产稳定。
随着灯四气藏建产井数的增加，气藏资料录取不断的丰富和完善，储集层划分需要本着“静态到动态，再回归静态”的理念，从静态资料划分为主过渡至动静态资料兼顾，梳理出储集层划分中的关键依据，二次划分储集层，并以此为基础，描述各类储集层对应气井的动态特征，制订针对不同类型储集层气井不同生产阶段的开发技术对策。
1 气藏概况
灯四气藏地理上位于四川盆地中部，构造处于川中古隆中斜平缓构造区威远—龙女寺构造群（图1）。气藏包含磨溪和高石梯2个区块，埋深超过5 000 m，主体构造区地层压力系数为1.09~1.17，地层温度为148.7~158.9 ℃。灯四段以藻凝块白云岩、藻叠层白云岩、藻纹层白云岩和砂屑白云岩为主［7］，岩心平均孔隙度为4.45%，平均渗透率为0.51×10-3 μm2，孔渗相关性较差。灯四段顶部为丘滩复合体遭受剥蚀淋滤而发育优质风化壳岩溶储层，储层具有纵、横向分布非均质性强、物性差异大［8］。目前气藏正处于产能建设阶段，已建成年生产能力50×108 m3，日产气1 529×104 m3，累计产气超过80×108 m3，获取了丰富准确的生产以及动态监测资料，可为气藏开发早期特征认识和技术对策的制订提供详实资料。
2 储集层划分依据
储集层划分是气藏开发的基础工作，不同类型储集层的动态特征响应以及技术对策存在很大不同。灯四气藏非均质性强，储集层的精细划分与动态特征描述对应至关重要。储集空间以及储层成因的差异是不同类型碳酸盐岩气藏静态的、本质的差异，而气藏特征和开发面临的问题是不同类型碳酸盐岩气藏动态的、间接的差异［9］。对于一个特定气藏，气藏中各气井储集层类型的差异性是气井内在的、本质的差异，各气井表现出来的动态特征响应是气井外在的、表象的差异。划分储集层类型一般是基于岩心观察、薄片、测井、钻井、试油及酸化等静态资料［10-11］，描述尺度在井点上或井的改造半径以内，描述范围较小。围绕四川盆地震旦系灯影组气藏储集层划分问题，基于镜下岩石学、成像测井、岩心等资料，认为灯影组气藏可以划分为3~6类储层［12-17］。
气井投产后，压降漏斗从井点开始向整个泄气半径扩散，直至稳定［18］。因此，气井动态响应早期阶段是井点上或井的改造半径以内储集层特征的响应，生产平稳阶段为整个泄气半径内储集层特征的响应。随着气井投产后泄气半径的增加，动静态资料描述尺度的差异性使得气井生产动态特征与基于静态资料划分的储集层类型不匹配的矛盾日益凸显。因此，需要将动静态资料整合到储集层的划分中去，对储集层进行二次划分，以回答动态响应与静态特征的对应问题。
基于上述思想，考虑到各描述储集层方法的优缺点（表1），采用静态资料分大类，动态资料分小类，动静态结合的原则，旨在充分应用各种识别方法的优势，使得储集层特征描述同时反映井点和宏观渗流特征。储集层划分过程中，首先采用已掌握的静态资料初步识别储集层，并随着动态资料的丰富对储集层不断进行再识别。静态资料主要考虑岩心描述、钻井特征、测井响应、酸化压裂施工以及试油特征，动态资料主要参考气井生产动态特征和试井解释。
表1 各储集层识别方法对比汇总（据文献[4]修改）Table 1 Comparisons and summaries of reservoir identification methods(modified by Ref.[4]) |
| 资料分类 | 储集层类型识别方法 | 方法优点 | 方法缺点 |
|---|---|---|---|
| 静态资料 | 地震反射 | 反映大范围储集层发育规模、储集层类型等信息 | 大尺度，对储集层响应具有多解性和不确定性 |
| 岩心 | 直观反映岩性以及孔、洞和缝特征 | 代表近井区物性，并非所有井都有取心资料 | |
| 钻井特征 | 钻杆放空、钻井液漏失直观预示储层的缝洞发育 | 不能反映远井区储层的缝洞发育情况 | |
| 测井 | 定性、定量地反映储集层发育情况 | 仅描述近井区物性，部分未测井井段资料缺失 | |
| 酸化压裂施工 | 泵压变化曲线可直观反映储层改造情况 | 施工曲线复杂，不宜直接用作划分储层 | |
| 试油 | 直观量化储层类型 | 测试时间较短，不能反映整个储层情况，若近井区物性较好，测试产量高，可能会乐观估计真实产能 | |
| 动态资料 | 气井生产特征 | 描述气井整个生产周期的地下渗流特征 | 生产数据多，可能存在多个生特征阶段，不易分类归纳总结 |
| 试井解释 | 反映气井探测半径内的渗流特征，能够描述近、远区物性特征 | 受测试数据影响大，工况复杂的井较难开展试井工作，解释具有多解性 |
3 不同类型储集层特征
灯四气藏上亚段储层的地震响应模式可分为3种：“窄波谷”模式、“宽波谷”模式以及“宽波谷+亮点” 模式，其中“宽波谷”模式和“宽波谷+亮点”模式预示发育优质储层，“窄波谷”模式预示储层欠发育。在磨溪区块，“宽波谷+亮点” 模式和“宽波谷”模式预示优质储层发育在灯四段中上部和整个灯四上亚段；在高石梯区块，“宽波谷”模式和“宽波谷+弱波峰”模式预示优质储层发育在灯四段上部、整个灯四上亚段以及灯四段中部（表2）。
灯四气藏储集层以缝洞型，孔洞型和孔隙型三大类为主，不同类型储层在岩心观察、钻井、测井、酸化压裂施工以及试油中的响应存在明显差异［19］。取心和薄片鉴定分析结果表明，灯四气藏储集岩由藻凝块白云岩和岩溶角砾白云岩组成；孔隙以晶间、粒间溶孔为主，溶洞以孔隙型、顺层状溶洞为主；裂缝以构造缝、构造—溶蚀缝为主。缝洞型储集层段取心收获率低，收获的岩心一般较破碎，孔洞型储层岩心上溶蚀孔洞发育，溶洞以小洞为主。
缝洞型储层常发生放空或大型漏失，漏失量一般大于1 000 m3，酸化施工泵压下降速度快，测试产量一般大于50×104 m3/d；孔洞型储层钻井液漏失量相对较少，一般小于200 m3，酸化施工泵压较高于缝洞型，泵压下降较明显，测试产量小于缝洞型储层，一般介于（20~50）×104 m3/d之间。孔隙型储层未见钻井液漏失，酸化施工泵压无明显下降，改造施工难以压开地层，测试产量一般小于10×104 m3/d。在静态资料分类的基础上，根据气井动态特征和试井解释结果，三大类储集层可再分别划分为2个小类，依次定义为缝洞I类、II类，孔洞I类、II类以及孔隙I类、II类（图2）。其中缝洞I类、孔洞I类为优质储层；缝洞II类、孔洞II类、孔隙I类次之；孔隙II类最差，此类储层无投产井。
3.1 缝洞型
缝洞型储层岩性以藻凝块白云岩为主。实钻资料表明，磨溪—高石梯地区钻井漏失量为9.8~4 554.2 m3。常规测井上AC、CNL、RT曲线跳尖，扩径现象明显，成像测井可见较大的黑色斑块。酸化压裂在施工在排量不变的情况下，泵压下降速度快，停泵压降曲线呈下降趋势，停泵压力一般低于20 MPa。缝洞型储层双对数曲线驼峰段后出现溶洞响应特征，表现为早期径向流动，反映出此类储层酸化改造后所形成的良好缝洞搭配关系；双对数曲线中晚期主要表现为以下2种形态：缝洞I类改造后近井区形成良好的缝洞网络渗流系统，且远井区渗透率较高，一般大于1×10-3 μm2；缝洞II类压力导数曲线中后段出现较大斜率上抬特征，远井区渗流能力远差于近井区，渗透率一般小于0.5×10-3 μm2。
3.2 孔洞类
岩性以藻凝块白云岩为主，裂缝发育程度低。孔洞型储层钻井液漏失量一般在200 m3以内，常规测井GR值低于12 API、CNL值大于3、AC值大于13.8 μs/m、RT值小于5 000 Ω·m。成像测井上显示团块状高电导异常，孔洞颜色随着孔隙度的增大而变深。钻遇孔洞型储层时，在定排量下酸化施工时泵压先呈现出一定的波动，随后出现台阶式下降，酸化后停泵压力较高，一般大于30 MPa，停泵后压力持续下降，下降速度大于缝洞型储层。孔洞型储层双对数曲线主要表现为以下2种形态：孔洞I类储层人工改造裂缝响应明显，解释表皮系数一般小于-2，远井区渗透率低于缝洞I类储层，一般介于（0.3~1）×10-3 μm2之间；孔洞II类储层出现裂缝响应和压力导数曲线较大斜率上升特征，解释渗透率小于0.1×10-3 μm2，该类井沉积相带较差，远井区渗透率低。
3.3 孔隙类
岩性以藻砂屑白云岩、纹层状白云岩为主，岩心见针孔状溶孔（镜下鉴定为粒间溶孔、晶间溶孔）发育，少见裂缝、溶洞［6］。孔隙型储层未见钻井液漏失，常规测井GR值一般低于12API、CNL值一般介于2~3之间、AC值一般介于13.41~14.02 μs/m之间、RT值一般介于5 000~10 000 Ω·m之间，成像测井表现为高电导的暗色斑点，且通常溶孔分布的密度较高。酸化施工难以压开地层，泵压无明显下降，测试产量一般小于10×104 m3/d。孔隙型储层双对数曲线主要表现为以下2种形态：孔隙I类试井曲线裂缝响应显著，远井区渗透率一般介于（0.1~0.3）×10-3 μm2之间；孔隙II类试井曲线压力与压力导数曲线几乎重合，远井区渗透率一般小于0.1×10-3 μm2，气体渗流能力差，目前此类储层无投产井。
4 不同类型储集层生产动态响应及技术对策
策略具体包括：
（1）优选各储层小类代表性气井，划分生产流动段，开展矿场试验，掌握优化配产原则，评价气井早期动态储量。
（2）对于已投产但储层类型不明确的气井，评价气井生产是否到达边界，初步判断储层类型，开展动态监测，落实储层细分类型，优化气井配产。
（3）对于建产井，试油后按照静态资料分大类，投产后先按方案设计配产，生产半年至一年时间待气井生产稳定后开展动态监测，落实气井产能及储层类型，优化生产组织。
4.1 生产动态响应
缝洞I类供气能力强，稳产效果好，按方案设计组织生产，从采气曲线图（图4）可以看出产量油压稳定，产量大于20×104 m3/d，展现出良好的供气能力，单位压降采气量大于500×104 m3/MPa，油压月递减小于0.2 MPa/mon。缝洞II类远井区供气能力弱，稳产效果差，气井投产后产量油压均下降较快，单位压降采气量小于500×104 m3/MPa，油压月递减普遍大于0.7 MPa/mon。孔洞I类储层远井区渗透率高于近井区，供气能力强，初期稳产效果好，单位压降采气量大于400×104 m3/MPa，油压月递减普遍小于0.2 MPa/mon。孔洞II类储层远井区渗透率低，供气能力较弱，产量小于10×104 m3/d，稳产效果较差，投产后产量油压持续下降，单位压降采气量小于300×104 m3/MPa，油压月递减大于1 MPa。孔隙I类储层供气能力弱，渗透率低，供气能力较弱，生产效果较差（表3）。
表3 不同储层类型配产优化汇总Table 3 Summary of technical countermeasures for development of different reservoir types |
| 储集层 类型 再划分 | 初期 配产比 | 产气量/(104 m3/d) | 稳产 情况 | 渗流模式 | 储层 宏观 描述 | 典型采气曲线 | 单位压降 采气量/ (104 m3/MPa) | 油压月递减/MPa | 配产 策略 | 配产比 优化 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 缝洞 I类 | 1/6~1/4 | 大于20 | 稳产 较好 |  | 内好外好 |  | 大于500 | 小于0.2 | 高产量 高油压 | 不变 |
| 缝洞 II类 | 1/6~1/5 | 小于20 | 稳产 较差 |  | 内好外差 |  | 小于500 | 大于0.7 | 低产量 低油压 | 1/12~1/10 |
| 孔洞 I类 | 1/5~1/4 | 大于15 | 稳产 较好 |  | 内差外好 |  | 大于400 | 小于0.2 | 高产量 高油压 | 1/4~1/3 |
| 孔洞 II类 | 1/5 | 小于10 | 稳产 较差 |  | 内差外差 |  | 小于300 | 大于1 | 低产量 低油压 | 不变 |
| 孔隙 I类 | 1/4 | 小于10 | 稳产 较差 |  | 内差外差 |  | 小于300 | 大于1 | 低产量 低油压 | 不变 |
|
代表渗流模式（好） 
代表渗流模式（差）4.2 开发技术对策
（1）优选各储层小类代表性气井，开展矿场试验，其中缝洞I类4口，缝洞II类2口，孔洞I类3口。以X井为例，该井钻井过程中无漏失，静态资料分析认为该井为孔洞型储层，测试产量为27×104 m3/d，试油结束后井下余液366 m3，初期绝对无阻流量为75×104 m3/d，按20×104 m3/d（1/4~1/3配产比）组织生产，气井生产稳定，单位压降采气量为3 688×104 m3/MPa。2018年8月开展压力恢复试井，双对数曲线显示该井远井区渗透率均较高，为2.5×10-3 μm2，分析认为该井为孔洞I型储层，优化配产比至1/3，目前气井生产稳定（图4），油压36 MPa，日产气25×104 m3。产量不稳定法、物质平衡法以及弹性二相法综合评价该井动态储量为34×108 m3。
动态资料及矿场试验证实，缝洞I类气井早期绝对无阻流量能够反映气井的真实产能，动态储量高，应实施高产量高油压策略，建议保持原配产比生产；缝洞II类气井远井区储层差于近井区储层，早期产能评价较为乐观，此类井动态储量一般小于10×108 m3，应实施低产量低油压策略，降低配产比至1/12~1/10；孔洞I类储层动态储量高，一般介于（10~20）×108 m3之间，远井区储层优于近井区储层，气井早期产能评价较为保守，建议实施与缝洞I类相同策略，优化配产比至1/4~1/3；孔洞II类与孔隙I类储层动态储量小，供气能力弱，非均质性不显著，气井产能评价较为真实，实施低产量低油压稳产策略，按1/4配产比组织生产（表3）。
（2）对于已投产但储层类型不明确的气井，初步判断储层类型，开展动态监测，落实储层细分类型，优化气井配产。评价气井压力波是否到达边界，灯影组气藏生产达到稳定的时间一般为半年至一年，可通过产量和油压的连续监测以及现代产量递减法辅助确定。结合气井的静态和生产数据，评价气井泄气半径的变化情况，开展动态监测。动态监测项目中的重点工作是专项试井，应根据整个气藏的生产情况进行气井优选，并落实井下监测风险。
（3）建产井试油后按照静态资料分大类，投产后先按方案设计配产，生产期间全面录取气井产量、压力和温度资料，生产半年至一年时间待气井生产稳定后开展动态监测，落实气井产能及储层类型，优化生产组织。
5 矿场应用评价
通过对气井的摸排、梳理和总结，认为一批缝洞I类、孔洞I类气井配产偏小，产量发挥不充分；缝洞II类、孔洞II类、孔隙I类的气井按照目前的生产规模，不能满足稳产需求。优化前气藏共投产72口，日产气规模1 529×104 m3，井均日产气21.2×104 m3，14口井产量油压递减速度快，稳产井比例80.5%；通过对各单井的储层再划分和精细优化配产，气藏日产气规模1 457×104 m3，井均日产气20.2×104 m3，稳产井比例增加至95%，油压递减速度减缓，基本满足方案设计要求。目前累计开展专项试井36余井次，精细划分气井岩溶储层类型，评价气井早期动态储量，其中62%的气井动态储量大于20×108 m3，通过总结气井生产早期动态特征和地质再认识，指导现场应用，气藏生产组织不断动态调整和优化。
6 结论
（1）灯影组强非均质性碳酸盐岩气藏储集层划分主要依据为岩心描述、钻井特征、测井响应、酸化压裂施工、试油特征、气井动态特征以及试井解释。
（2）将缝洞型，孔洞型和孔隙型三大类储层划分为缝洞I类、II类，孔洞I类、II类以及孔隙I类、II类。其中缝洞I类、孔洞I类为优质储层，应采用高产量高油压策略，孔洞I类配产比优化至1/4~1/3；缝洞II类、孔洞II类、孔隙I类次之，应采用低产量低油压策略，其中缝洞II类配产比优化至1/12~1/10；孔隙II类最差，此类储层无投产井。
（3）不同生产阶段的气井技术对策不同，储层类型已明确的气井按结论（2）优化生产组织；对于已投产但储层类型不明确的气井，评价气井生产是否到达稳定，初步判断储层类型，开展动态监测，落实储层细分类型，按结论（2）优化气井配产；对于建产井，试油后按照静态资料分大类，投产后按方案设计配产，准确录取动态资料，为储层类型的确定做好准备。
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