我国陆上油气勘探当前面临更深、更小、更薄及更低渗透等复杂地质对象，四川盆地在大型整装气田发现之后，进一步寻找大气田的勘探难度显著增加，超深层复杂地质结构因受到信号干扰等影响致使地震成像精度较差^［1］。对超深层碳酸盐岩而言，储层基质更加致密，但在局部区域仍发育较多的裂缝、溶洞，形成复杂的储集和渗流系统，因此储层非均质性更强，气水关系更复杂，再加上高温高压强应力等原因，在开发过程中、高产井部署仍面临巨大挑战^［2］。

川西北地区栖霞组大型台地边缘滩是四川盆地又一个重要的勘探开发接替领域^［3］，台缘相带经过白云石化、溶蚀等有利成岩作用的改造，形成了广泛分布的多套白云岩储层。台缘带发育呈北东—南西向条带展布的孔隙型、孔洞型储层，储层连续稳定分布、厚度约为20~30 m^［4］，但相对于近8 000 m的气藏埋深来讲，成像效果差、储层内部结构识别更为困难。条带间连通关系尚不清楚，各井原始地层压力为91.05~96.33 MPa，压力系数为1.24~1.36，压力梯度为0.30~0.31 MPa/100 m，平均井温梯度为2.22 ℃/100 m，各井地层温度均高于150 ℃。目前各生产井的产能及产水动态差异较大。

本文基于前期基本特征研究，采用静态和动态特征结合的方法开展了双鱼石区块储层结构和连通性分析，并利用地质统计结合动态分析，采用模糊聚类和模糊层次分析法对影响高产的地质因素进行了深入评价，提出高产的主控因素和评价的量化指标，与当前已钻高产井各项指标评价结果相符。双鱼石构造2019年确定的试采区外新钻井在川西超深层二叠系栖霞组生产均获得超百万立方米的日产气量，展示出川西北地区深层—超深层多层系具有良好的天然气勘探前景^［5］。

川西北地区发育海相、陆相两大构造沉积旋回，构成了古生界海相和中、新生界陆相两大油气成藏系统^［6-7］。二叠系发育的中深层构造属于龙门山山前断褶构造带，双鱼石构造受龙门山推覆作用的影响主要发育北东向背冲背斜构造。试采区位于①号断裂东侧的隐伏前缘带，划分出6个构造高带。区内栖霞组共解释断层84条，长度主要分布范围为1~40 km，大于10 km的断层16条。断层均为呈北东—东向展布的逆断层，主要断开二叠系、三叠系，向上大多消失于嘉陵江组内，向下消失于下古生界志留系或寒武系之中。断距以二叠系最大，向上至三叠系逐渐减小，甚至消失，向下至下古生界也有迅速变小的规律。

研究区主要储层段为栖霞组二段，从上至下分为A、B 2个亚段。目前区内钻探局部圈闭9个，累计面积166.61 km²。试采区内累计钻井24口（图1），主要集中在③号、④号构造高带上，其中①号高带2口、②号高带5口、③号高带12口、④号高带4口、⑤号高带1口。相对来讲，高产稳产不产水的气井处于构造的相对高位置，在高带中相对低部位共钻探5口井，其中双探8井、双鱼X133井生产地层水，双鱼132井、双鱼001-X3井产能相对较低。

研究区栖霞组整体属于具缓斜坡的沉积型台缘沉积体系，主要发育半局限—局限海台地相和台地边缘相2种沉积相。其中半局限—局限海台地相可划分为台内丘滩复合体、丘（滩）间海、半局限—局限海和台内洼地4种亚相，台地边缘相可进一步划分为丘滩复合体和丘（滩）间海2种亚相，局部发育潮坪相（图2）。为更明确阐述优质储层发育特征和规律，在本文“优质储层发育与高产控制因素”章节会对沉积相与储层发育关系进行详细说明。由图1、图2可知所钻获高产的井基本上均处于高能丘滩体发育区，低能丘滩体上所钻井产量相对较差。

双鱼石区块实钻井储层对比表明（图3），单井储层累计厚度为11~55 m，平均为21.97 m，储层总厚度占地层厚度的10.67%~21.22%，平均为17.78%。储层纵向上主要发育在栖二段中上部（B亚段），单井发育2~4段储层，单层厚度在0.6~24.5 m之间。横向上双鱼石区块井与井之间储层稳定分布，可连续追踪对比。

根据成像测井解释成果，栖霞组发育的裂缝走向主要为北西—南东向，倾角变化大，局部以中高角度缝为主（图4）。储层段裂缝发育，尤其是高角度缝发育，气井的产能相对较高。从气井产能与裂缝发育程度分析，产能较高气井均位于距断层较近的裂缝发育区内（表1）。

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^［8］。研究区内栖霞组主要储集空间包括孔、洞、缝3种类型。其中，“孔”包括残余粒间孔、生物体腔孔、晶间（溶）孔；“洞”则主要为溶蚀洞穴；“缝”则包括溶蚀缝、构造缝、压溶缝3种类型。致密岩层中非均一分布的孔、洞、缝相互沟通而形成不规则储渗系统^［8］（图5）。

对川西北地区栖霞组取心井296个小直径样品进行分析处理，发现栖霞组取心样品孔隙度平均值仅为1.97%，最小值趋近于0，最大值为16.51%。从岩心物性分布直方图（图6）可看出，样品孔隙度分布范围为0.42%~16.51%，平均值为3.11%，主要分布在2%~6%之间；栖霞组渗透率为（0.000 253~784）×10^-3 μm²，平均值为11.54×10^-3 μm²，渗透率主要分布在（0.01~10）×10^-3 μm²之间，渗透率大于0.01×10^-3 μm²的样品占总数的79.90%。根据四川盆地碳酸盐岩储层孔隙与喉道分级标准^［9］，可以分为大孔粗喉、大孔中喉、中孔中喉、中孔细喉及细孔细喉5种孔隙结构类型，其中：大孔粗喉型与大孔中喉型主要出现在孔洞中粗晶白云岩中，该岩类多数为均质，部分区域非均质性较强，其具有良好的储渗性能，是栖霞组主要的储集岩类型；小孔中喉型与中孔细喉型主要出现在斑块灰质云岩、云质灰岩中，其非均质性较强，但储渗性能中等—差，是该层位重要的储集岩类型；微孔细喉型主要出现在某些斑块灰质云岩、云质灰岩和部分针孔状中粗晶白云岩中，其中斑块灰质云岩、云质灰岩非均质性极强，储渗性能一般，属于栖霞组较差的储集岩类型。

双鱼石区块栖霞组岩心渗透率属于中—低渗裂缝—孔隙型储层。从试采区各井测试产能分布和试井解释结果看出（图7），试井储层渗透率（1.20~31.89）×10^-3 μm²比岩心渗透率（0.001~11.54）×10^-3 μm²稍好，气井普遍表现为视均质、多区复合特征，孔洞缝搭配较好，但储层具有一定的非均质性，部分气井局部缝洞发育。从表1和图7可以看到，测试产能较高的气井处于物性较好和裂缝发育的部位。

这种物性分布特点与川西北前陆盆地构造运动的基本特征及形成巨大的水平挤压应力场基本一致^［10］。这种强烈的水平挤压使储层既受到上覆地层的机械压实、构造挤压作用影响，导致储层的原生孔隙不断降低^［11］，又使储层内部产生大量的裂缝和小断裂，增强了储层的非均质性，而前缘隐伏带裂缝发育改善了储层的渗透率^［12］。

总体来讲，栖霞组储层物性特征为低孔低渗，局部存在高孔中渗层段，非均质较强。针对超深非均质性较强的低孔低渗高温高压气藏开发，优质储层发育与高产控制因素的综合准确量化评价，将是该类气藏高效开发的关键。

常规气藏研究中，通常采用岩电方法分析沉积相，确定有利沉积相带发育区，并进一步综合多因素确定储层分布有利区。针对双鱼石区块栖霞组储层发育台缘丘滩等复合沉积微相，叠加岩溶、云化作用的超深层碳酸盐岩储层，还要结合静态地质与动态分析成果，在明确优质储层发育和高产主控因素的基础上，采用多因素综合评价的方法，对影响高产的各种因素进行量化评价，才能达到准确预测高产井和提高布井成功率的目的。

颗地比和地层厚度呈现显著负相关［图8（a）］，证实栖一段沉积时期以低地充填、超覆沉积模式为主，属填平补齐过程，因此拉平栖一段顶部，使用梁山组+栖一段厚度来反演双鱼石地区二叠系沉积前古地貌。栖二段深水沉积与地层厚度呈负相关［图8（b）］，浅水沉积（丘滩、潮坪）与地层厚度呈正相关［图8（c）］，因此栖二段厚度受到碳酸盐岩建造速率控制。主要储层段栖二B亚段沉积期，双鱼石地区开始隆起，丘滩建造主要在该区沉积，由于丘滩建造速率相对较快，因而地层厚度较大，栖二B亚段丘滩相是高产储层发育段。

储层分布受局部构造活动的影响，在连井剖面上，高能丘滩复合体在双鱼石井区横向分布稳定，但厚度变化较大。平面上主体区主要受到后期差异抬升控制，准同生期岩溶暴露规模有限，形成了垮塌程度更低、囊状溶洞保存完好的岩溶改造白云岩优质储层^［13］，具备高产的储层地质基础。

台缘相对高能沉积物受二叠系沉积前地貌控制，为后期成岩流体提供了叠加改造的通道和空间，台缘带中的微地貌高地则在高频海退过程中局部暴露出地表，接受不同程度的准同生期岩溶改造和准同生期—浅埋藏期的“准同生期海水循环热液”云化作用形成了中粗晶白云岩储层，在成岩演化中保留了部分先期的岩溶缝洞和孔隙^［14-16］。有利储层类型划分为孔洞型储层和溶洞型储层，孔洞型储层是栖霞组气藏产能的主要贡献者^［17］。在储层地震精细标定中，高产气井均位于栖霞组顶部“复波”或中上部“弱波峰”反射特征的孔洞型储层^［18］。

为进一步研究产能与各种地质因素的关系，在产能评价的基础上，进行了大量的统计关联分析。储层白云化程度的关联统计表明双鱼石区块栖霞组发育台缘滩微相，储集岩以白云岩为主，云质灰岩次之。对于双探3井不同岩性的岩心，白云岩的孔隙度最大，介于2.11%~7.59%之间，平均值为4.22%；豹斑灰岩的孔隙度次之，介于1.52%~4.2%之间，平均值为2.62%；灰岩的孔隙度最小，介于0.74%~2.86%之间，平均值为1.55%。以经验值孔隙度2%作为储层物性下限，白云岩孔隙度大于2%的样品数最多，储层物性相对更优，是双鱼石区块栖霞组最主要的储集岩类^［19］。

如图9所示，孔隙度和产能系数均与无阻流量呈正相关关系，相关性较好，与试井显示储层总体上为视均质渗流特征一致。说明储层白云岩化对储层裂缝发育和物性具有改善作用，该区的产能贡献总体上以微裂缝发育沟通孔洞流动为主体形式，体现为裂缝—孔隙型特点。

在溶蚀程度、孔洞搭配和连通指数以及孔洞数等与产能的关系统计分析基础上，认为溶洞发育和面孔率的相关性相对较好一些（图10，图11）。该统计从另外一个角度说明研究区储层高产受控于裂缝与发育孔隙和小尺度溶蚀洞穴的连通关系。

综上所述，研究区产能主要受构造、沉积及裂缝发育控制，在构造因素中包括可构造位置、地震反射特征等，沉积相影响方面主要包括高能丘滩复合体和低能丘滩复合体，裂缝发育方面高角度缝发育好于低角度缝气井，由于储层为视均质渗流的特征，储层的孔隙度、渗透率及产能系数与气井产能线性相关性较好。

为筛选有用的指标，摒弃影响不明显的指标，并厘清这些指标间的关系，主要采用模糊聚类方法和灰色关联法进行指标体系建立^［20-21］。首先采用模糊聚类的方法对各试采井进行分类并理出关键指标，然后采用灰色关联法分析储层基本物性、储层孔洞发育背景（沉积微相）和储层微观缝洞参数基本指标，并在此基础上进一步研究建立产能控制因素指标体系。

模糊聚类分析是依据客观事物间的特征、亲疏程度和相似性，通过建立模糊相似关系对客观事物进行分类的数学方法。在产能控制因素指标体系建立过程中，初期选择参数主要是考虑反映储层物性、孔喉结构等，以表征储层沉积因素和成岩因素的叠加作用。因此，前期2019—2020年在高产控制因素研究中以双鱼001-1井等14口井为对象（不包括高产控制因素研究完成后部署的双鱼X131井、双鱼X133井、双鱼001-H2井、双鱼001-H3、双探18井等5口井以及2022年完成的试采区外双鱼001-X8井和双鱼001-X9井），选择储层厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、电阻率、自然伽马，以及试油产量等14个参数进行聚类分析，部分井参数如表2所示。需要说明的是表2中7号井因工程因素、10号井因下部存在局部水体的影响，导致测试产量较差。

根据上述参数，首先分别采用不同的常用标准化方法处理原始数据，其次采用夹角余弦法来计算相似系数得到模糊相似矩阵，最后利用聚类法中的编网法，并通过水平阈值λ∈（0，1）得到不同的分类，最终得到以下模糊聚类分析结果。

由分类结果可以看出，模糊聚类法仅大致上针对各气井基本物性等特征进行了划分，在聚类时以双鱼001-1井的各项指标为初始指标。为了在模糊聚类分析的基础上进一步研究沉积构造参数、储层物性以及缝洞参数的影响，通过对各个影响因素进行灰色关联度分析，得到该区块气井影响因素之间的关联性，进而分析其产能与影响因素之间变化的情况。现以双鱼001-1井等14口井为例，通过灰色关联度分析方法研究其产能影响因素之间的关系以及对产能影响的程度。由于该区在勘探评价和小范围试采阶段，主要目的是找准高产控制因素以便于部署井获得高产，因此省略了对更微观的缝洞参数方面的分析。

由关联分析结果可见，气井产能与优质储层发育影响因素的关联性及产能主控因素影响程度排序中，储层厚度、渗透率、孔隙度和含气饱和度的重要程度基本相同（表3），而表4给出了沉积构造各单项指标的相对重要性、沉积、构造、储层类型的组合指标重要程度各不相同，直接使用它们进行高产控制判断较为困难，因此需要进行综合量化评价，结合文献［11］的论述，把高产控制因素分为五大类指标，建立如下的产能主控因素3级指标评价表，然后进行量化排序。

事实上，高产井的隐含指标应该包括影响稳产的储量，在图12所示的指标中同样隐含有储量因素。

在进行综合评价的过程中，各层次不同指标的权重分别采用层次分析法的标度表进而获得判断矩阵。首先按标度法获得判断矩阵，比较标度的确定或称各参数的相对重要性确定，除考虑本文2.1小节的地质因素和2.2小节中参数的产能贡献外，综合考虑了灰色关联分析结果，从而给出了判断矩阵的｛ a_ij ｝。

然后按以下4个步骤计算得到相对于各自所在准则层的权重，并进行一致性检验，最后进行各指标量化后的总排序。求权重采用和积法，所求得的特征向量即为某层元素的权重值。和积法是将 A 的列向量上元素归一化后取平均值作为 A 的特征向量，即：

（1）将判断矩阵的每一列元素作归一化处理，得到元素的一般项为：

式中： a_ij 为判断矩阵，即从层次结构模型的第2层开始，对于从属于（或影响）上一层每个因素的同一层诸因素，构造的矩阵，其中 a_ij >0， a_ij =1/ a_ji， a_ii =1； a_kj 为判断矩阵 a_ij 的第k列向量； b_ij 为列向量归一化后的判断矩阵。

（2）将每一列经归一化的判断矩阵按行相加，即：

式中：W¯i为矩阵 b_ij 求行和后的n维向量。

（3）将W¯i做规范化处理，得到：

式中：Wi为W¯i归一化后得到的权重向量。

则有特征向量：

式中：W为Wi转置后得到权重矩阵。

（4）计算与特征向量对应的最大特征根λmax的近似值：

式中： A 为判断矩阵 a_ij；λmax为权重矩阵的最大特征根。

所求得的各指标权重值均符合综合排序的一致性检验，最后通过层次总排序后所求得的各产能主控因素影响程度排序如表5所示。

从表5总体来看，裂缝发育程度和高能丘滩复合体是最主要的控制因素，如果根据图12把这些因素归类后并考虑裂缝和溶蚀孔洞发育与构造高部位和断层远近密切相关，则与裂缝发育程度直接相关的高角度缝、低角度缝、构造高部位（曲率大）和断层影响裂缝发育放在一起，则构造+裂缝发育程度的权重为0.46。高能丘滩复合体是第二位的高产控制因素，但由于沉积相在平面上的展布较宽，难以准确确定高能丘滩复合体，因此考虑到地震反射中的复波和宽峰结合与高的储能系数是高能滩必须具备的基本条件，形成高产控制因素预测的第二大控制因素，其综合权重为0.322，若考虑低能丘滩复合体则整体占0.366。最后关于渗透率、孔隙度、含气饱和度和白云岩厚度因素，虽然它们必然是控制高产的因素，但由于在钻开储层前这些都是难以预测的参数，归为第三大因素，综合权重占0.132，其余为低部位+内部弱波峰则应基本排除。由于栖二段白云岩化具有改善储层物性的作用，因此在井位部署时、可考虑构造高部位以及影响裂缝发育的因素、高能滩丘复合体的分布、白云化程度为高产综合控制因素。

文中所述方法的使用以及高产控制因素的量化结果在双鱼石南的勘探评价井和当前试采区外寻找高产井也得到了较好的应用。如高产控制因素研究期间部署的双鱼001-X8井（2020年12月2日完钻），该井位于川西北部地区田坝里构造上二叠统底界构造高点附近，属于构造高部位、台缘高能滩区域，同时根据双鱼石研究区块的储能系数分布特征可以看出该井处于研究区储层物性较好的位置。根据双鱼001-X8井的特征分析，该井的构造位置、沉积相、地震反射特征、裂缝发育区均表现出了产能主控因素影响的特征。经酸化改造后，测试产气175×10⁴ m³/d左右，这是在川西北下二叠统栖霞组当时获得的最高测试产量的井，此次重大突破使川西北首次具有了100×10⁴ m³/d产量的试采气井，强力支撑了高产控制因素研究成果。

为进一步说明本文方法的正确性，试举试采区外新部署的2口井情况进行论述，即双探108井和双鱼001-X9井，双探108井2021年7月17日完钻，双鱼001-X9井2021年11月9日完钻。2口井位于原试采区东南方向，储层预测图见图13所示。2口井构造位置结合裂缝发育规律，显示其均处于构造高部位裂缝发育带，其沉积相（图14）均处于丘滩复合体，双探108井处于高低能丘滩复合体结合带，双鱼001-X9井处于低能丘滩复合体内部，结合地震反射为复波和宽波峰（图15）显示为发育较好的丘滩复合体。

结合钻遇储层情况和测试产量，储层主要为白云岩化程度较高的层段，双探108井白云岩层段（图16）2021年10月20日测试产气为126.88×10⁴ m³/d，一点法计算无阻流量为374×10⁴ m³/d，2021年10月22日产能测试无阻流量为406.46×10⁴ m³/d。双鱼001-X9井也是白云岩化程度高的层段为主产气层（图17），2022年2月27日双鱼001-X9井测试显示：稳定油压44.7 MPa、日产气量达到156.17×10⁴ m³。这些成功让双鱼石南也成为高产区块，预计新增探明储量200×10⁸ m³。

（1）明确了储层发育主控因素。台缘带丘滩复合体是储层发育的物质基础，准同生期高频暴露是孔洞型储层形成的关键，准同生期海水循环白云石化模式使得储层最终定形，晚期热液胶结充填作用对储层造成破坏。

（2）给出了15个产能主要控制因素，采用层次分析法，定量分析了产能主控因素，构造高部位以及影响裂缝发育的因素、高能滩丘复合体的分布、白云化程度为高产综合控制因素。构造破裂作用提高了储层渗流能力，增大了储层渗透率，提高了气井产能系数，而白云石化作用越强储层越发育，表明白云岩分布控制了栖霞组储层的展布。

（3）除构造及裂缝发育因素外，认为丘滩复合体沉积微相与地震反射宽峰和复波结合指示了高产。试采区外新部署井进一步说明，小断裂发育的构造高部位+丘滩复合体结合地震响应上的“复波”是捕获高产井的主要方式。