川中高石梯区块震旦系灯影组岩溶储层特征与储渗体分类评价

朱 讯 谷一凡 蒋裕强 唐廷科 徐 伟 李开鸿 邓 惠

1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.西南石油大学地球科学与技术学院3.中国石油西南油气田公司蜀南气矿

0 引言

四川盆地中部地区（以下简称川中地区）高石梯—磨溪区块作为中国石油西南油气田公司“十三五”期间天然气增储上产的主体，其震旦系灯影组已明确台缘带1 500 km2的气藏富集区，储量规模介于4 000×108～ 5 000×108m3[1]，勘探开发前景乐观[2-4]。但是，截至2018年5月，高石梯区块只有7口井测试日产气量超过60×104m3，另有10口井测试日产量低于30×104m3[5]，单井产能差异大。依据行业标准SY/T 6110—2002《碳酸盐岩气藏开发地质特征描述》[6]，区内灯影组储层孔隙度介于2.00%～9.89%，平均值为3.22%，渗透率介于0.01～10.00 mD[7]，为特低孔—低孔、低渗储层[8-9]，单井储层中Ⅲ类储层占绝大多数[7]。以上储层分类评价方法与灯影组高产实际情况严重不符，未能体现缝洞型气藏的复杂性、非均质性。笔者基于储渗空间搭配关系对该区块灯影组四段（以下简称灯四段）储层进行类型划分，以储层地震反演作为约束，开展储渗体划分与分类研究，建立灯影组岩溶储渗体分类标准，明确各类储渗体动态、静态特征，以期为下一步的勘探开发工作提供借鉴。

图1 研究区位置图及地层柱状图

1 地质背景

高石梯区块位于四川盆地川中地区乐山—龙女寺继承性古隆起东部[10]，区内灯影组与下伏下震旦统陡山沱组呈整合接触，与上覆下寒武统筇竹寺组页岩呈不整合接触。按岩性、电性特征可将灯影组内部划分为四段，除灯三段为泥页岩夹石英砂岩外，灯一、灯二、灯四段均为白云岩地层，岩性主要为藻砂屑云岩、藻云岩（包括藻叠层、藻凝块云岩、藻纹层云岩）、晶粒云岩等[11-12]（图1）。桐湾运动Ⅱ幕使得本区在灯四段沉积后被整体抬升[13]，造成灯四段顶部藻砂屑云岩和藻云岩沉积形成的丘滩复合体遭受剥蚀淋滤而发育优质风化壳岩溶储层[14]。基于岩心、常规测井和成像测井溶洞发育形态特征，可将区内灯影组岩溶垂向分带划分为多个岩溶带，包括地表岩溶带、垂直渗流带、水平潜流带等，其中水平潜流带最有利于岩溶储层发育（图2），岩溶储层纵、横向均表现出强烈非均质性[15-16]。

目前，高石梯区块灯四段探明储量范围内有7口取心井，取心长度为316 m，并开展了地震缝洞体精细刻画[7]，同时截至2018年6月，共有15口井投入试采，可以支撑灯四段储渗体研究。因此，本次研究根据高石梯区块的动、静态资料情况，确定其探明储量区块为研究区（图1）。

2 岩溶储层特征

根据碳酸盐岩气藏开发地质行业标准SY/T 6110—2002《碳酸盐岩气藏开发地质特征描述》[6]，区内灯四段储层以Ⅲ类储层为主。该划分方案既未体现储层非均质性，也未体现出多种储渗空间搭配关系（图3），不能满足开发生产需求。为了指导开发过程中储量可动性研究，基于孔、缝、洞搭配关系（图4），结合常规测井、成像测井等静态资料和无阻流量、生产效果等动态资料，将区内灯四段储层划分为孔隙型、裂缝—孔洞型和孔隙—溶洞型等3种类型（表1），再结合不同储层类型岩心CT扫描结果（图5）分析认为：孔隙型储层孔隙占比高，但连通性较差，储层孔隙度介于2%～3%，渗透率多小于0.01 mD，溶洞发育少，储渗性较差；裂缝—孔洞型储层和孔隙—溶洞型储层溶洞发育，孔隙度多大于3%，渗透率多大于0.1 mD，测试效果好，储量动用较容易，是本区灯影组的优质岩溶储层类型。

2.1 裂缝—孔洞型储层

岩性以藻凝块云岩、藻叠层云岩为主，岩心可同时观察到溶蚀孔、洞和裂缝组合的存在，表现为岩心破碎、裂缝发育、溶蚀孔洞发育；成像测井表现为高亮背景下暗色正弦线状影像和暗色斑点分布；常规测井曲线特征表现为低电阻率、低自然伽马、高声波时差、低补偿密度、高补偿中子的特点；CT扫描结果表现为缝洞交错发育且搭配关系好（图5-a）。

2.2 孔隙—溶洞型储层

岩性以藻凝块云岩为主，岩心见小型溶洞为主，沿近水平方向顺层状分布，裂缝发育程度低；孔隙度大于3%，渗透率一般大于0.1 mD；成像测井表现为溶蚀孔洞发育，暗色斑块分散分布，大小不均匀，裂缝欠发育；常规测井曲线表现为低自然伽马背景下的低补偿密度、高声波时差、高补偿中子、低电阻率的特征（图5-b）。

2.3 孔隙型储层

岩性以藻砂屑云岩、纹层状云岩为主，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；孔隙度主要介于2%～3%，渗透率小于0.01 mD，孔隙间连通性极差；成像测井表现为缝洞欠发育，偶见极小的暗色斑点呈分散状分布；常规测井曲线表现为低自然伽马、中—高补偿密度、低声波时差、中—低补偿中子、中—高电阻率的特征（图 5-c）。

3 储渗体分类

现阶段勘探开发成果表明，灯四段上亚段岩溶储层具有纵、横向分布非均质性强、物性差异大等特点。以GS7井为例，该井优质岩溶储层（裂缝—孔洞型、孔隙—溶洞型）厚度为35 m，测试日产气量为105.65×104m3，但该井试采效果并不理想，2016年3月22日以日产气量50×104m3投产，生产7 d后逐步下降到日产气量20×104m3，井口油压递减速率达0.63 MPa/d，生产11个月后日产气量稳定在15×104m3，井口油压递减速率为0.008 MPa/d。因此，单一刻画岩溶储层类型及其特征，不能体现远井区的优质储层发育规模。为解决上述问题，笔者研究基于不同类型储层特征、分布的精细刻画成果，综合沉积相、地震反演等多方面手段和实际开发效果，提出灯四段上亚段储渗体分类方案。

3.1 储渗体分类依据

图2 研究区灯四段表生岩溶作用柱状图（GS102井）

图3 研究区单井储层厚度占比和测井解释平均孔隙度直方图

图4 研究区不同储层类型全直径样品储渗空间类型所占体积比直方图

表1 研究区灯四段储层分类评价表

图5 研究区不同储层类型识别模板及孔隙度—渗透率交会图

储渗体主要是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的储渗系统[17-18]，鉴于本区灯四段储层类型多样性、非均质性，为满足开发需求，应对储渗体进行进一步分类刻画。前人对于四川盆地灯影组储渗体研究目前存在以下观点：①王兴志等[19]基于储渗体成因及形态，将灯影组储渗体划分为残丘及风化壳型、岩溶溶洞型、透镜型、裂缝裂和古残留背斜型；②侯方浩等[20]认为灯影组储渗体主要由重结晶白云岩晶间孔（洞）、沿40°方向构造缝扩溶形成的溶洞、葡萄花边胶结后的残余孔洞和70°～80°张裂缝等4类储渗空间构成。这些研究方法一方面未考虑储渗空间的搭配关系，另一方面缺乏定量划分依据。笔者研究基于缝洞预测成果、丘滩体平面展布刻画、优质储层预测成果、优质储层储量丰度之间的叠加搭配关系，建立储渗体划分方案（表2）。划分方案依据如下：①基于取心段沉积相划分，利用多方向过井地震剖面，根据丘滩复合体的“丘状—杂乱状”反射特征[21]，明确丘滩体平面分布边界，作为储渗体横向边界；②以单井有利储层类型分布为约束，利用波阻抗属性反演有利储层（裂缝—孔洞型和孔隙—溶洞型）累计厚度大于30 m的区域；③利用Petrel软件建立研究区灯四段孔隙反演模型和含气饱和度反演模型，在有利储层厚度预测成果基础上，明确有利储层储量丰度大于2×108m3/km2的区域；④基于曲率属性，建立地震缝洞发育有利区（图6）。

表2 研究区灯四段储渗体分类评价依据表

3.2 储渗体分类评价

3.2.1 一类储渗体

一类储渗体地质特征表现为有利储层（裂缝—孔洞型和孔隙—溶洞型）厚度占储层总厚度比例超过50%，同时裂缝—孔洞型厚度占比超过30%；有利储层储量丰度大于4×108m3/km2，典型代表井有GS2、GS3、GS6、GS9等井（表2、图6）。从缝洞地震反演剖面可以看出，一类储渗体规模较大，半径超过1 km；试井曲线表现出明显的缝洞典型特征，储渗体经酸化改造后，在近井区形成了明显的酸压缝裂缝线性流特征，压力导数出现明显的上下跳动，气井连接多个缝洞系统，同时远井区储层物性相对较好，主要渗流通道为高导裂缝、缝洞、微细裂缝；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（表2）。气井测试平均日产气量为109.45×104m3，采用常规“一点法”计算无阻流量平均值为188.01×104m3/d，远井区产能系数为72.21 mD·m。一类储渗体气井投入试采后，表现出较好的试采效果。比如GS3井于2014年投入生产，以平均日产气量30×104m3连续稳定生产，井口油压年递减率仅为4.42%，截至2017年底累计产气量超过3.0×108m3，采用压降法计算该井动态储量超过37.0×108m3，表现出较强的稳产能力。

图6 研究区灯四段白云岩岩溶储层储渗体划分流程图

3.2.2 二类储渗体

二类储渗体的有利储层厚度占比超过50%，孔隙—溶洞型厚度占储层比例超过30%以上；有利储层储量丰度介于3×108～4×108m3/km2，典型代表井有GS1、GS7、GS8、GS12等井（表2、图6）。二类储渗体地震反演反映其缝洞体规模中等，半径介于0.5～1.0 km；试井解释结果发现，近井区物性较好，气井完井测试和二次完井测试均获得高产，后期压力导数曲线明显上翘，表现为远井区储层明显变差，优质储层发育范围有限；二类储渗体动态特征表现为受酸化改造后，主要渗流通道为缝洞、微细裂缝（图5-b）；渗流特征表现为裂缝线性流渗流特征为主（表2）。气井测试平均日产气量为60.62×104m3，采用常规“一点法”计算无阻流量平均值为166.93×104m3/d。该类储渗体气井投入试采后，表现出较好的试采效果。比如GS7井于2016年投入生产，以平均日产气量20×104m3连续生产，生产相对稳定，截至2017年底累计产气量已经超过1.0×108m3；压降法计算该井动态储量超过20.0×108m3。二类储渗体投产试采井生产效果较一类储渗体气井差，但也能实现效益开发。

3.2.3 三类储渗体

三类储渗体的有利储层厚度所占储层比例介于20%～50%，有利储层储量丰度介于2×108～3×108m3/km2，典型代表井有GS10井等井（表2、图6）。从地震反演剖面可以看出，三类储渗体规模较小，一般半径小于0.5 km；动态特征表现为储渗体受酸化改造后，主要渗流通道为孔隙、孔喉，储层低渗特征明显；酸化提高储层渗流能力有限，试井解释压力导数曲线和压力曲线出现交叉，表现为井筒续流特征。该类储渗体气井投入试采后，表现为初期油压递减较快。比如GS10井2016年8月投入生产，生产5 d后油压由41.27 MPa降至32.28 MPa，截至2017年底该井累计产气量仅为0.21×108m3，生产效果明显低于一、二类储渗体气井（表2）。

综上分析在研究区内划分出一类储渗体7个、二类储渗体10个、三类储渗体15个。一、二类储渗体缝、洞搭配关系好、优质储层厚度大，储量丰度大，单个储渗体动态储量介于21.69×108～37.08×108m3，生产效果好，可以作为研究区有利开发目标（图6）。

4 结论

1）在井震结合精细刻画丘滩复合体的基础上，基于缝洞搭配关系，川中地区高石梯区块灯四段低孔低渗白云岩岩溶储层可划分为孔隙型、孔隙—溶洞型、裂缝—孔洞型等3种类型。

2）以单井岩溶储层类型划分成果为约束，结合储层反演成果，开展储渗体划分与分类研究，建立灯影组白云岩岩溶储层储渗体分类标准，按照开展丘滩复合体展布、优质储层分布、缝洞发育分布、优质储层储量丰度将本区灯四段储渗体分为3类。初步形成的灯四段白云岩岩溶储层及储渗体分类评价方法，为今后类似气藏的勘探开发提供借鉴。

3）高石梯区块灯四段一、二类储渗体的单个动态储量介于21.69×108～37.08×108m3，其生产井稳产能力较强、生产效果较好，能够实现效益开发，可优选出研究区17个一类、二类储渗体作为有利开发目标。