欧家强 江林蔚 梁 锋 朱 童 王立恩 吴宗蔚 李 娟 杨 洋

（1.中国石油西南油气田公司川中北部采气管理处，四川 遂宁 629000；2.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川 成都 610051）

0 引言

碳酸盐岩非均质性强，储层类型多，不同类型碳酸盐岩气藏的开发策略各不相同，同一气藏相邻生产井的产能也存在差异［1］。储层识别和分类是进行碳酸盐岩气藏开发的基础。前人已经对四川盆地中部高磨地区灯四段碳酸盐岩储层类型做了大量研究，杨威等［2］研究了四川盆地30余口探井的地质资料，认为灯影组发育了不同规模的孔、洞和缝，主要为裂缝孔隙或裂缝孔洞型储层。蔡珺君等［3］研究了地震响应、测井曲线、生产动态和试井资料等动静态资料，将磨溪—高石梯地区震旦系碳酸盐岩储层分为缝洞型和孔洞型两大类。随着开发的深入，为了满足产能建设要求，需要部署大量开发井。生产井存在单井产量差异大、部分井生产动态特征与储层分类不匹配等问题。笔者采用现代产量递减分析法［4］利用气井产量压力等生产动态数据，通过特征曲线拟合获得储层参数，计算井控储量，结合单井钻遇的储层类型分析流动特征，总结出不同类型储层识别方法，以期为开发井部署和开发技术对策的制定提供参考。

1 气藏概况

川中北灯四段台缘带气藏位于川中平缓构造区［5］。该气藏主力产层为上震旦统灯影组四段，岩性以藻白云岩、细—中晶白云岩、颗粒白云岩、粗晶白云岩、泥晶白云岩为主。根据岩心分析结果，储层孔隙度集中分布在2%～6%，平均孔隙度为4.13%，渗透率主要分布在0.001～1.000 mD，平均渗透率为0.510 mD。孔隙度、渗透率相关性较差，大部分岩心样品表现为低孔隙度、低渗透率特征，部分样品有低孔隙度、中高渗透率特征，非均质性强。对岩心、薄片等资料分析表明，灯四段储层储集空间主要为溶洞、孔隙和裂缝［6］。气藏埋深介于5 000～5 300 m，地温梯度为2.65℃／100 m，属高温气藏，压力系数介于1.09～1.17，属于常压气藏。

2 储层分类

根据岩心资料可以较为直观地对储层进行识别和分类，将岩心资料与常规测井和高分辨电阻率成像测井资料进行对比，归纳出不同类型储层的测井响应特征，用于未取心井段的储层识别。

2.1 岩心观察

通过岩心可以直接观察储层发育情况，该区块探井大部分进行了取心，岩心收获率高，可以代表该区块储层特征。根据岩心观察表明，灯四段最有利的储集岩类主要为富含菌藻类的藻凝块白云岩、藻叠层白云岩、藻砂屑白云岩。储集空间以溶洞、次生的粒间溶孔、晶间溶孔为主，部分发育有裂缝［7］。根据孔、洞和缝的数量和分布将储层分为缝洞型、孔洞型和孔隙型3类：缝洞型储层既发育有裂缝，又发育有中大规模的溶洞，岩心上溶洞和裂缝发育，面孔率大于4%；孔洞型储层岩心上溶蚀孔洞或中小规模裂缝发育，面孔率大于2%；孔隙型储层岩心上孔隙或溶孔发育，面孔率小于2%，裂缝不发育。

2.2 不同类型储层测井响应

常规测井和高分辨电阻率成像测井在研究区块应用较多。在取心井段与岩心数据进行比对和校正能提高测井解释准确性，在没有取心资料的井，测井资料也可以定性和定量描述储层发育情况。

1）缝洞型储层在成像测井图上表现为无图像或为均匀的黑色高电导率特征［8］，有充填物时夹有较亮团块，成层性差，同时暗色或黑色条带发育，指示溶洞和裂缝发育；在常规测井资料上表现为井眼“扩径”、声波时差和中子测井值明显增大，密度值和深浅双侧向和微侧向电阻率值明显降低的特征，且深浅双侧向电阻率有差异，一般为正差异。

2）孔洞型储层在成像测井图上呈现黑色斑块或团块发育，多呈串珠状或片状发育，可见暗色的条带或正弦波曲线，指示溶蚀孔洞发育，可见裂缝；在常规测井资料上表现为自然伽马和无铀伽马值低，声波时差较大，密度值较小，三孔隙度变化趋势不一致，自然电位和井径略增大或呈锯齿状，深浅双侧向电阻率降低，多呈正差异［9］。

3）孔隙型储层在成像测井图上呈现黑色斑点或团块发育，指示孔隙或溶孔发育；在常规测井资料上表现为自然伽马值或无铀自然伽马值较低，声波时差较大，中子测井值较大，密度值较低，且三孔隙度变化趋势一致，深浅双侧向电阻率降低，自然电位和井径一般无明显增大或井径“缩径”。

3 动静态资料识别储层类型

不同类型储层由于渗流通道结构差异较大，具有不同的渗流特征，表现出不同的动静态响应。通过钻录井、酸化压裂、生产动态和试井等资料的响应特征可对3类储层进行识别。

3.1 钻录井资料识别

统计区域所有井的井漏情况发现，在钻井过程中灯四段顶部容易出现钻井液漏失、少数井出现钻具放空的现象，说明灯四段顶部储层较发育。在钻井液密度等条件相当的条件下，缝洞型储层渗流能力更强，在较小的压差下就能发生钻井液漏失，且漏失速度快，甚至出现失返现象；孔洞型储层漏失速度较缝洞型储层慢；孔隙型储层相对致密，不易发生井漏。

钻遇储层时钻时和全烃值的变化也能反映出储层的特征。缝洞型储层发育有较大的溶洞，钻进过程中接近洞穴主体时，钻进速度加快，钻时出现波动，钻遇洞穴主体时，可能发生放空现象，相对应的钻时变小或接近于0，全烃值较高，钻井液密度下降。钻遇孔洞型储层时，钻时减小且出现波动，全烃值中等，钻井液密度变化不大。钻遇孔隙型储层时，钻时变化不明显，全烃值低。

3.2 酸压资料识别

灯四段气藏完井后采取酸压改造措施，酸化压裂施工曲线记录了地面酸化施工的实时情况，可借此判断人工裂缝的延伸情况和沟通储集层类型［10］。缝洞型储层酸压改造后的效果取决于人工裂缝是否能与天然裂缝或溶洞系统沟通，该类型储层酸压过程中油压水平低，在人工裂缝向前延伸的过程中，油压在排量一定的情况下突然大幅度下降，压降多大于30 MPa，酸化后停泵压力低，多低于10 MPa，停泵压降曲线呈水平直线，酸液返排率低。孔洞型储层发育有溶孔和裂缝，酸压过程中油压水平较缝洞型储层高，在裂缝向前延伸的过程中，油压出现下降，下降幅度比缝洞型储层小，介于10～30 MPa，停泵压力较高。孔隙型储层酸压时油压水平最高，在裂缝向前延伸的过程中，油压下降幅度比孔洞型储层小，多小于10 MPa，停泵压力高，多高于30 MPa，停泵压降曲线呈下降型，酸液返排率高（图1）。

图1 区块不同储层类型井酸压施工曲线图

3.3 生产动态特征识别

根据气田的生产动态资料录取情况选取动态储量、初始无阻流量、稳定产气量、单位油压降采气量来描述气井单井产能［11］，并将生产井划分为高产井、中产井和低产井。其中，高产井单井平均日产气量为27.1×104m3，平均油压为32.4 MPa，油压递减速度为3.8 MPa／a；中产井单井平均日产气量为17.1×104m3，平均油压为26.5 MPa，油压递减速度为6.9 MPa／a；低产井单井平均日产气量为6.3×104m3，平均油压为13.4 MPa，油压递减速度为12.0 MPa／a。通过与测井资料对比，中高产井钻遇缝洞型储层和孔洞型储层所占比例较高，而低产井钻遇孔隙型储层占比较高。单井初始无阻流量和该井钻遇的缝洞型储层垂厚有较明显的正相关关系（图2），缝洞型储层和孔洞型储层孔隙度较高，渗透性较好，是影响气井产能的主要地质因素。

图2 缝洞型储层厚度与初始天然气无阻流量关系图

3.4 试井资料识别

在该区块部分气井开展压力恢复试井，通过试井解释可以得到储集层渗透率、表皮系数和流动边界等参数［12］。压力恢复试井是对地层和流体的综合反映，从本质上讲，试井分析是一个反问题，在储集层类型识别上具有多解性，应结合地质研究和物探资料对储层进行精细刻画才能提高解释精度，降低多解性［13］。根据碳酸盐岩储层非均质性强以及储集层中孔洞缝类型、分布、组合及渗流特点，主要采用3种试井模型进行拟合，即均质模型、双重介质模型和复合模型，其中复合模型和双重介质模型在灯四台缘带气藏使用较多［14］。

4 现代产量递减分析法的识别及应用

现代产量递减分析法以不稳定渗流理论为基础，利用油气井的日常生产数据，通过典型曲线拟合获取储层参数、计算井控储量，进而建立生产动态模型进行动态预测［15］。结合储层解释参数和动态预测结果可对该井控制范围内的储层类型进行识别。

4.1 现代产量递减分析法原理

笔者主要利用Blasingame方法进行分析，该方法通过定义物质平衡时间和单位压差产量等参数将实际生产中变化的压力、产量等效成物质平衡时间和单位压差产量之间的关系［16］。

物质平衡时间：

单位压差产量：

当油井在拟稳定流动阶段时，物质平衡时间和单位压差产量在双对数坐标中表现为单位斜率的直线。其拟稳定流动流量方程为：

其中：

为了消除生产数据的噪声信号和提高典型曲线的分析精度，对单位压差产量进行积分和积分求导：

式中，tcr为物质平衡时间，d；qI为单位压差产量，（m3·d-1）／MPa；Q（t）为总产量，m3；q（t）为日产量，m3／d；pi为地层压力，MPa；pw(t)为井底流压，MPa；Δp（t）为生产压差，MPa；μ为流体黏度，mPa·s；B为体积系数，无量纲；Bi为原始体积系数，无量纲；rw为井半径，m；r为井筒有效半径，m；e为自然常数；h为储层有效厚度，m；K为渗透率，mD；CA为综合压缩系数，1／MPa；S为表皮系数，无量纲；A为井控面积，m2；N为地质储量，m3；Ct为岩石压缩系数，1／MPa。

根据以上公式确定了tcr等参数，绘制了典型图版。用实际生产数据与典型图版进行拟合，曲线形态可以反映近井地带、流动边界的地层特性，压力与压力导数值之间的距离反映了井的污染状况。在早期不稳定流动阶段，如果实际生产曲线逐渐向上接近理论曲线说明井的表皮系数在逐渐降低，即为清井过程，反之则说明储层污染加重［17］。在后期边界流控制阶段，如果实际生产数据逐渐向左移动，说明存在井间干扰，使得控制储量降低，反之，如果实际生产数据逐渐向右偏移，说明地层能量存在外来补给。该方法利用日常生产动态数据定量分析油气井的渗流特征、确定储层参数、计算井控油气储量等，由于不需要增加额外施工工作量，成本很低，适用于所有生产井，解释结果可以和压力恢复试井结果进行对比验证。

4.2 实例应用

在A井钻井过程中灯四段出现多次井漏，累计漏失钻井液2 255 m3，发生多次气侵显示，全烃值为98%。酸压过程中最高泵压为50 MPa，人工裂缝向前延伸过程中泵压下降很快，停泵后泵压值较低，约10 MPa。测井识别出缝洞型储层厚12.8 m，孔洞型储层厚19.5 m，孔隙型储层厚25.1 m。该井主要表现出缝洞型储层特征。压力恢复双对数曲线表现为径向复合特征，试井解释井筒附近表皮系数为-3.22，内区储层渗透率为10.990 mD，外区储层渗透率仅为0.016 mD。从Blasingame图版看出该井不稳定流动阶段表现出双重介质流动特征，计算平均渗透率为0.18 mD，表皮系数为-5.39，动态储量为19.8×108m3（图3）。该井内区储层渗透率较大，又有裂缝渗流特征，单井动态储量较大，具备缝洞型储层特点，因此该井产能主要靠缝洞型储层贡献。

图3 A井Blasingame图版

在B井钻井过程中灯四段出现1次井漏，累计漏失钻井液10 m3，发生多次气侵显示，全烃值为50%。酸压过程中最高泵压为70 MPa，人工裂缝向前延伸过程中泵压下降，停泵后泵压值约30 MPa。测井识别出孔洞型储层厚87.5 m，孔隙型储层厚32.4 m，未识别出缝洞型储层。该井主要表现出孔洞型储层特征。压力恢复双对数曲线早期表现出裂缝线性流特征，试井解释井筒附近表皮系数为-4.82，一区储层渗透率为0.86 mD，二区储层渗透率为0.09 mD，远井区储层渗透率为0.13 mD。从Blasingame图版看出该井不稳定流动阶段表现出双重介质流动特征，计算平均渗透率为0.33 mD，表皮系数为-4.26，动态储量为8.4×108m3（图4）。该井内区储层渗透率较大，同时又有裂缝渗流特征，单井动态储量较大，具备孔洞型储层特点，因此该井产能主要靠孔洞型储层贡献。

图4 B井Blasingame图版

在C井钻井过程中灯四段未出现井漏，发生1次气侵显示，全烃值为60%。酸压过程中最高泵压较高，约98 MPa，人工裂缝向前延伸过程中泵压下降较慢，停泵后泵压值较高，约40 MPa。从Blasingame图版看出该井没有双重介质流动特征，计算平均渗透率为0.04 mD，表皮系数为-1.86，动态储量为1.8×108m3（图5）。从动态资料上看，该井具有单一介质渗流特征，流动通道为孔隙，单井动态储量较小，具备孔隙型储层特点，因此该井产能主要靠孔隙型储层贡献。

图5 C井Blasingame图版

通过Blasingame方法与试井解释结果对比表明，运用两种方法计算出的表皮系数值基本一致，而对于有效渗透率的计算，由于所处流动阶段不同，两种方法只能反映压力波及范围内的平均渗透率。试井压力恢复试井较短，只有数天时间，压力波及范围较小，而Blasingame方法利用的生产数据时间跨度长，波及范围更大，因此计算结果有一定的差异（表1）。两种方法均能反映地层特征，能够相互验证。

表1 解释参数对比表

5 结论

1）根据岩心资料结合测井资料可将高磨地区灯四台缘带储层分为缝洞型、孔洞型和孔隙型3类。

2）区域上生产井产能差异较大，缝洞型储层和孔洞型储层孔隙度较高，渗透性较好，是影响气井产能的主要地质因素。

3）现代产量递减分析法可对区域上生产井进行储层参数的解释分析，该方法成本低，解释结果能与试井解释结果相匹配，可靠性较高。