范惠珺，田 敏，張 波，薛 媛

（1.昆明理工大學(xué)國土資源工程學(xué)院，云南昆明 650093；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018；3.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018）

喀斯特風(fēng)化殼氣藏是國內(nèi)外碳酸鹽巖油氣田重要的勘探開發(fā)對象之一，古喀斯特作用是這類氣藏儲層發(fā)育的重要機(jī)制[1，2]，國內(nèi)同類氣藏勘探開發(fā)實(shí)踐表明喀斯特儲層的發(fā)育程度受古地貌、巖性、氣候及古水文條件等因素共同影響，其中喀斯特古地貌對儲層的發(fā)育規(guī)模及特征影響最為顯著。1989 年發(fā)現(xiàn)的靖邊氣田是我國首次在陸上海相碳酸鹽巖地層中發(fā)現(xiàn)與探明的非常規(guī)隱蔽性大型喀斯特風(fēng)化殼古地貌氣藏[3]。在對靖邊氣田滾動(dòng)擴(kuò)邊開發(fā)過程中發(fā)現(xiàn)，位于西側(cè)的蘇里格氣田中、東區(qū)仍位于喀斯特斜坡部位，仍具有發(fā)育喀斯特風(fēng)化殼氣藏的有利條件[4]。在該認(rèn)識的指導(dǎo)下，在蘇里格氣田中、東區(qū)下古生界馬家溝組馬五1+2 落實(shí)了局部甜點(diǎn)區(qū)，鉆遇高產(chǎn)氣井，由于整體儲量豐度較低，采用單獨(dú)一套井網(wǎng)無法效益開發(fā)。在實(shí)際開發(fā)過程中，雖然發(fā)現(xiàn)下古“甜點(diǎn)區(qū)”，然而，在近幾年蘇里格下古氣藏開發(fā)過程中，預(yù)測古地貌有利區(qū)的有效儲層（氣層/含氣層）鉆遇率不足30%，此外在預(yù)測古潛坑、古溝槽挖潛評價(jià)過程中部分氣井獲得高產(chǎn)氣流。在準(zhǔn)確預(yù)測下古天然氣相對富集的“甜點(diǎn)區(qū)”的基礎(chǔ)上，優(yōu)化下古井位部署是降低鉆探風(fēng)險(xiǎn)、提升開發(fā)效益的關(guān)鍵。

目前針對喀斯特風(fēng)化殼氣藏的有利區(qū)預(yù)測，國內(nèi)外主要基于區(qū)域地質(zhì)認(rèn)識及鉆井成果，采用吸收衰減法、模式識別法、AVO 分析法及疊前彈性參數(shù)反演法（縱橫波阻抗、縱橫波速度比、泊松比、拉梅系數(shù)等）等地震勘探技術(shù)進(jìn)行含油氣性及整體富集區(qū)的預(yù)測[5，6]，邱隆偉等通過殘余喀斯特指數(shù)對碳酸鹽巖潛山表生喀斯特儲層的有效性進(jìn)行評價(jià)[7]。對于蘇里格地區(qū)氣層厚度較薄、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)的低滲碳酸鹽巖儲層，目前地震資料的分辨率難以有效識別，其他常規(guī)儲層定向描述方法有效滿足穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)階段“甜點(diǎn)區(qū)”預(yù)測及井位優(yōu)化部署的生產(chǎn)需求，因此，本文以蘇里格氣田為例，結(jié)合勘探開發(fā)實(shí)踐及前人研究成果，根據(jù)宏觀、微觀對比分析，明確下古氣藏高產(chǎn)富集影響因素及分布特征，通過高產(chǎn)氣井鉆井巖心、薄片、儲層物性參數(shù)、試氣及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)效果統(tǒng)計(jì)對比分析，建立高產(chǎn)氣井儲層參數(shù)分布特征與氣井產(chǎn)能關(guān)系，為薄層、強(qiáng)非均質(zhì)性低滲碳酸鹽巖氣藏富集區(qū)篩選提供依據(jù)，提高下古井位部署成功率。

1 區(qū)塊地質(zhì)特征

1.1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是在太古宙-古元古代結(jié)晶基地的基礎(chǔ)上發(fā)育起來的多旋回疊合克拉通盆地，面積約32×104km2。早古生代寒武紀(jì)在盆地西部形成了中央古隆起，對盆地的隆坳演變、海域分割、沉積相帶展布具有明顯的控制作用[8-11]，中央古隆起的形成控制了下古生界碳酸鹽的分布格局及成藏。蘇里格氣田位于中央古隆起東北部，馬家溝期為陸表海碳酸鹽巖與局限海蒸發(fā)交替的旋回沉積。依據(jù)海平面升降形成的沉積旋回，將馬家溝組分為6 個(gè)巖性段：馬一、三、五段為相對海退期，屬局限海蒸發(fā)臺地環(huán)境，主要為白云巖、膏巖發(fā)育段；馬二、四、六段為相對海侵期，屬陸表海陸棚環(huán)境，主要為石灰?guī)r發(fā)育段，其中馬五段為本區(qū)主要產(chǎn)氣層段。根據(jù)地層旋回、巖性、電性組合特征，馬五段自下而上分為10 個(gè)亞段。鉆井資料證實(shí)，10 個(gè)亞段中主力產(chǎn)氣層為馬五1+2、馬五41和馬五5，其中馬五1+2 和馬五41為一套喀斯特風(fēng)化殼氣藏，馬五5 為白云巖地層-巖性氣藏。

1.2 儲層發(fā)育特征

研究區(qū)內(nèi)風(fēng)化殼型儲集體主要發(fā)育在奧陶系上部馬五1+2 至馬五41小層的含膏白云巖中，基質(zhì)儲層巖石類型包括細(xì)粉晶白云巖、泥晶白云巖、含灰白云巖和角礫白云巖等，其中含膏結(jié)核、膏鹽礦物晶體的細(xì)粉晶白云巖在風(fēng)化殼期的大氣淡水的淋濾和溶蝕作用下，易溶膏鹽礦物溶解形成的溶孔、溶縫成為本區(qū)主要儲集體，溶孔成近圓形或者近圓化的多邊形在巖心剖面上疏密分布。儲層孔隙類型包括有溶孔、膏?？?、晶間孔、晶間溶孔、溶蝕縫、微裂縫等，其中以溶孔、晶間溶孔為主，其次為膏?？缀途чg孔，面孔率在0.2%～13.5%，平均3.54%（見圖1）。膏模溶孔大小一般在0.4～2.0 mm，部分溶孔被方解石、白云石、泥質(zhì)或者云質(zhì)滲流粉砂充填。溶蝕縫、微裂縫相對較發(fā)育，一般縫寬在0.05～0.20 mm，溶縫充填程度相對較低，在溶縫發(fā)育的部位，常見串珠狀分布的溶孔，溶縫的發(fā)育程度決定著對儲層的整體滲透性[12，13]。

通過對研究區(qū)130 口測井解釋儲層物性參數(shù)統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)（見圖2），研究區(qū)上組合馬五1+2～馬五4 亞段白云巖儲集層孔隙度為4%～8%，平均為5.7%。其中大部分樣品孔隙度低于7.0%。儲層滲透率一般小于4.0 mD，平均為3.2 mD，馬五13儲層的滲透性及含氣性均要優(yōu)于馬五41，研究區(qū)喀斯特風(fēng)化殼型儲層整體表現(xiàn)為低孔低滲特征。

圖2 研究區(qū)喀斯特風(fēng)化殼型儲層物性分布直方圖

2 主控因素分析

天然氣富集受沉積微相、烴源巖、古喀斯特地貌、構(gòu)造等宏觀因素及成巖作用、儲層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、充注強(qiáng)度等微觀因素綜合影響。從沉積相分布特征來看，研究區(qū)發(fā)育潮上帶云坪及膏云坪，且氣井主要分布在膏云坪發(fā)育區(qū)，巖性以含硬石膏結(jié)核的白云巖為主，該類巖石硬度較大，脆性較強(qiáng)，在構(gòu)造作用下容易形成裂縫，且可溶性較強(qiáng)的石膏，有利于在溶蝕作用下形成儲集空間。但同一微相中儲層物性差別較小，因此，從局部來看沉積微相不是影響上組合風(fēng)化殼儲層天然氣富集和氣井產(chǎn)能的主要因素。

2.1 喀斯特古地貌是儲層發(fā)育及天然氣富集的關(guān)鍵

喀斯特古地貌對風(fēng)化殼儲層發(fā)育和天然氣富集具有明顯的控制作用。加里東期鄂爾多斯盆地奧陶系經(jīng)歷長達(dá)1.3 億年的風(fēng)化剝蝕和大氣淡水淋濾，宏觀上形成了溝、槽、臺縱橫分布的喀斯特古地貌。研究區(qū)奧陶系馬家溝組地層自東南向西北逐漸變老。西北部一帶地層遭受剝蝕強(qiáng)烈，出露馬五5 以下的較老地層；中部地區(qū)為喀斯特斜坡地帶及與殘丘的過渡地區(qū)，出露馬五4～3。東南部多為殘丘、溝槽地貌分布地區(qū)，殘丘出露地層則主要為馬五1～2，溝槽出露層位為馬五2～4。古地貌一定程度上控制風(fēng)化殼儲層的厚度、范圍及膏鹽出現(xiàn)的層位，微觀上控制了儲層縱、橫向發(fā)育程度和儲層的質(zhì)量。在古地貌相對較低的洼地部位，地層剝蝕嚴(yán)重，頂部溶坑多為砂泥質(zhì)充填；僅發(fā)育滯流喀斯特帶，泥質(zhì)及化學(xué)膠結(jié)充填為主，水平洞穴不發(fā)育，風(fēng)化殼發(fā)育深度較淺?？λ固匦逼录皻埱鸾吘壍貛?，溶蝕孔洞充填程度低，微裂縫發(fā)育，孔縫配置好，而洼地孔隙充填程度高，裂縫發(fā)育程度明顯變差，孔縫配置差。在古地貌相對高部位，地層保存較全，大氣淡水垂向運(yùn)動(dòng)，垂向喀斯特改造作用強(qiáng)烈，垂直喀斯特帶發(fā)育的垂直溶縫、膏模孔以及水平喀斯特帶發(fā)育的膏?？?、裂縫為主要儲集空間?？碧介_發(fā)實(shí)踐統(tǒng)計(jì)表明：低產(chǎn)井（qAOF<4×104m3/d）共132 口，位于古溝槽44 口、古洼地60 口、古坡地28 口，古溝槽和古洼地井占78.8%。高產(chǎn)井（qAOF＞10×104m3/d）共51 口，位于古溝槽3 口、古洼地8 口、古坡地40 口，殘丘、古斜坡占78.4%（見圖3）。

圖3 下古單試無阻分布區(qū)間與古地貌柱狀圖

2.2 成巖作用控制儲層孔隙結(jié)構(gòu)

研究區(qū)對儲層的成巖作用主要包括同生期的選擇性溶蝕、表生成巖階段的規(guī)模性溶蝕、晚成巖階段的改善性溶蝕作用及相應(yīng)的膠結(jié)作用。根據(jù)溶蝕和膠結(jié)作用下形成的巖性特征及孔隙結(jié)構(gòu)特征將儲層劃分為不同類型的成巖相，其中強(qiáng)溶蝕-弱膠結(jié)成巖相儲層物性和孔隙連通性最好，氣井主要位于該類成巖相區(qū)域，弱溶蝕-強(qiáng)膠結(jié)成巖相中儲層普遍含氣性最差。

2.3 生烴強(qiáng)度趨勢性影響有利區(qū)分布

廣覆式煤系烴源巖提供較為充足的氣源。研究表明，下古馬家溝組氣藏的氣源主要為上古生界煤系烴源。上古生界石炭系本溪組、下二疊統(tǒng)太原組和山西組的煤系烴源巖具有廣覆式生烴、大面積供氣特征，為下古海相碳酸鹽巖成藏提供了豐富的烴源巖。生烴強(qiáng)度主要分布16×108～28×108m3/km2范圍內(nèi)。中區(qū)的生烴強(qiáng)度（20×108～22×108m3/km2）較東區(qū)（22×108～26×108m3/km2）相對弱，東區(qū)的生烴強(qiáng)度與靖邊氣田本部相近，但距離東部生烴中心遠(yuǎn)。從含氣飽和度、試氣、探明儲量及高產(chǎn)井的分布統(tǒng)計(jì)來看，具有東高西低、北高南低的特征，與生烴強(qiáng)度具有較好的一致性。

2.4 局部構(gòu)造對氣水分布有一定控制作用

局部構(gòu)造對氣水分布有一定影響。在平緩單斜的區(qū)域背景上發(fā)育數(shù)排軸向NE～SW 的小幅度鼻狀構(gòu)造,全區(qū)均分布工業(yè)氣流井，表明構(gòu)造不具備圈閉和分隔氣藏的能力。一定的構(gòu)造差異是氣水分異天然氣富集和后期調(diào)整的必要條件，但是從宏觀上看構(gòu)造對天然氣的富集或者說氣水的分布有一定影響，但不是主要控制因素。現(xiàn)今構(gòu)造整體形態(tài)為地層傾角小于2°的西傾斜坡，平均坡降4～5 m/km。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，從鼻凹→鼻翼→鼻隆,出現(xiàn)氣井機(jī)率略有逐步增加，且氣層的累計(jì)厚度亦有增加的趨勢?？梢哉J(rèn)為，局部構(gòu)造對下古氣藏富集具有一定程度的影響。局部構(gòu)造對馬五41小層氣水層的分布控制作用比較明顯[14-17]。構(gòu)造對儲層物性均有影響，其中對滲透率影響較大，導(dǎo)致試氣無阻流量較高的井在鼻隆和鼻翼部位的比例較高（見圖4）。

圖4 局部構(gòu)造與氣層分布對比圖

3 基于多參數(shù)約束的有利區(qū)評價(jià)

有利區(qū)優(yōu)選是油氣勘探開發(fā)的基礎(chǔ)和關(guān)鍵，主要通過油氣成藏要素及成藏要素的耦合分析，落實(shí)主控因素，基于主控因素指出潛在高效目標(biāo)區(qū)。一直以來國內(nèi)外廣大學(xué)者主要通過地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)方法、模糊數(shù)學(xué)方法等對儲層評價(jià)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選，根據(jù)各參數(shù)間的相關(guān)性大小進(jìn)行儲層評價(jià)參數(shù)的優(yōu)選和儲層評價(jià)[18-20]。

前期蘇里格地區(qū)下古碳酸鹽巖氣藏有利區(qū)評價(jià)主要基于單因素分析上的沉積微相、古地貌、儲層等厚圖及有效儲層等厚圖的刻畫評價(jià)預(yù)測有利區(qū)。然而通過鉆井及試氣來看，單因素與高產(chǎn)氣井的相關(guān)性較差，從相關(guān)系數(shù)R 的大小來看，單一因素的兩個(gè)變量間相關(guān)關(guān)系密切程度均較低。由于下古氣藏屬于“上生下儲”的成藏模式，上覆烴源巖的生排烴強(qiáng)度對天然氣的富集具有重要的影響，此外，在微裂縫發(fā)育的部位天然氣容易富集，儲層基質(zhì)的巖石組構(gòu)、喀斯特儲層的強(qiáng)度等作用綜合導(dǎo)致儲層的非均質(zhì)性較強(qiáng)，因此，天然氣富集區(qū)的預(yù)測評價(jià)必須考慮烴源巖的生排烴強(qiáng)度的大小和儲層孔隙結(jié)構(gòu)的差異。

3.1 品質(zhì)因子

儲集層孔隙度和滲透率都是評價(jià)儲集層品質(zhì)的重要參數(shù)。通常由于孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性造成了孔隙度基本相同的儲集層之間滲透率差別很大,在低孔低滲儲集層中應(yīng)用孔隙度或滲透率單一參數(shù)對儲集層進(jìn)行巖石物理分類的方法顯然不適用。兩者組合形成的用以評價(jià)儲集層品質(zhì)的宏觀參數(shù)，如儲集層品質(zhì)指數(shù)RQI被廣泛用于劃分這種孔隙結(jié)構(gòu)的差異[18]。通過實(shí)際資料和理論分析，認(rèn)為儲集層品質(zhì)指數(shù)研究儲集層巖石物理分類的有效方法和反映微觀孔隙結(jié)構(gòu)變化的特征參數(shù)，定義儲集層品質(zhì)因子RQI：

式中：K-滲透率，μm2；Φ-有效孔隙度，%。

當(dāng)中值半徑增大、中值壓力減小，孔隙結(jié)構(gòu)變好時(shí)，儲集層品質(zhì)因子RQI 增大；反之，儲集層品質(zhì)因子RQI減小。

天然氣運(yùn)移成藏過程，氣驅(qū)水的驅(qū)替程度與孔隙度、滲透率大小和孔隙結(jié)構(gòu)配置關(guān)系相關(guān)，在比較致密的低滲透地層中，以及大部分大孔隙被后期成巖作用封堵的儲集層，地層水難以流動(dòng)，氣驅(qū)水過程很難進(jìn)行，殘存的地層水很難被天然氣置換出來，故形成廣泛分布的殘余可動(dòng)水分布。儲集層品質(zhì)因子資料表明研究區(qū)氣井主要位于品質(zhì)因子大的區(qū)域，而水井主要分布在品質(zhì)因子較小的區(qū)域，這與宏觀因素的影響特征吻合：由于油氣運(yùn)移的氣柱壓力不夠，氣體主要驅(qū)替了孔隙連通較好的儲集層中的地層水，氣井多位于孔隙結(jié)構(gòu)連通性較好的儲集層區(qū)域；到成藏后期，天然氣的賦存又延緩了膠結(jié)作用，較好地保持了儲集層物性，而相對富水區(qū)儲集層則進(jìn)一步成巖致密化，從而導(dǎo)致其儲集層品質(zhì)因子比氣藏區(qū)儲集層差[19，20]。

從不同區(qū)域不同層位品質(zhì)因子（RQI）的分布特征來看，馬五1+2、馬五41的氣層、差氣層能夠較好的區(qū)分（RQI＜0.3），但對氣層和水層的敏感度小，氣層、產(chǎn)水層品質(zhì)因子普遍偏高。馬五41低RQI 比例增加是由于馬五41的物性（7.8%/1.58 mD）比馬五1+2 物性（5.8%/1.98 mD）好。

3.2 儲能系數(shù)

儲能系數(shù)反映了儲層中油氣的富集程度，最初的儲能系數(shù)指儲層的厚度（h）、孔隙度（φ）和含氣飽和度（Sg）的乘積（hφSg），多用于低滲碎屑巖儲層評價(jià)。但對于低滲碳酸鹽巖氣藏，儲層的物性尤其是儲層的滲透率對氣井的產(chǎn)能影響較大，因此在儲能系數(shù)中引進(jìn)滲透率這個(gè)參數(shù)，該四個(gè)參數(shù)的乘積綜合反映儲層的儲能和產(chǎn)能大小，更適合與低滲碳酸鹽巖儲層評價(jià)，也間接反映了天然氣的充注程度。

通過對蘇里格下古氣井產(chǎn)能與儲能系數(shù)的相關(guān)性進(jìn)行統(tǒng)計(jì)可以看出（見圖5，圖6），在相同儲能系數(shù)下，斜坡帶的試氣效果好于古洼地和古溝槽；古斜坡帶的井試氣無阻與儲能系數(shù)相關(guān)性最好，且呈正相關(guān)性；古洼地和古溝槽的井試氣無阻與儲能系數(shù)相關(guān)性較差，且呈負(fù)相關(guān)性。

圖5 馬五1+2 氣井產(chǎn)能與儲能系數(shù)交匯圖

圖6 馬五4 氣井產(chǎn)能與儲能系數(shù)交匯圖

3.3 應(yīng)用實(shí)例

基于儲能系數(shù)和品質(zhì)因子的綜合評價(jià)，在古地貌精細(xì)刻畫篩選有利區(qū)的基礎(chǔ)上，通過精心刻畫儲層展布、小幅度構(gòu)造進(jìn)行下古儲層分類評價(jià)和有利區(qū)的篩選。以蘇里格南部蘇X 區(qū)塊為例，根據(jù)完鉆井精細(xì)刻畫馬五1+2 刻畫前石炭系巖喀斯特古地貌、儲層展布特征及關(guān)鍵標(biāo)志層現(xiàn)今底構(gòu)造，在此基礎(chǔ)上根據(jù)完鉆井的儲能系數(shù)及品質(zhì)因子綜合評價(jià)預(yù)測有利區(qū)125 km2?；谶@兩種參數(shù)得到的地質(zhì)認(rèn)識進(jìn)行井位優(yōu)化部署。井位部署原則為：（1）古地貌為臺丘或緩坡，避開溝槽發(fā)育區(qū)，確保儲層保存完整；（2）儲層連片發(fā)育區(qū)，穩(wěn)定分布；（3）鄰井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)好；（4）儲能系數(shù)大于0.4 及品質(zhì)因子大于0.3。基于上述思路原則在研究區(qū)預(yù)測的疊合有利區(qū)域部署開發(fā)井15 口，2021 年新完鉆6 口（見表1），鉆遇馬五1+2Ⅰ+Ⅱ類儲層比例為83.3%，平均鉆遇氣層厚度為7.4 m（歷年平均5.6 m）,目前完試求產(chǎn)3口井，分別試氣獲得無阻流量為48.6×104m3/d、65.8×104m3/d、41.6×104m3/d 的高產(chǎn)，平均無阻流量52.0×104m3/d（歷年平均31.5×104m3/d），整體開發(fā)效果較往年明顯提高。

表1 2021 年新完鉆井實(shí)施效果統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論

（1）喀斯特風(fēng)化氣藏儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，天然氣富集因素主要受喀斯特古地貌、局部微構(gòu)造、孔隙結(jié)構(gòu)及生烴強(qiáng)度綜合控制作用，其中喀斯特古地貌是基礎(chǔ)和關(guān)鍵。

（2）儲集層品質(zhì)因子（RQI）可以綜合反映儲集層孔隙結(jié)構(gòu)的品質(zhì)，該參數(shù)大小可以定性反映儲層孔隙結(jié)構(gòu)對氣水分布的影響，氣、水層在品質(zhì)因子（RQI）分布特征方面有相對明顯的差異，氣層主要位于品質(zhì)因子較大（＞0.4）的區(qū)域，而水層主要分布在品質(zhì)因子較?。ǎ?.3）的區(qū)域。

（3）儲能系數(shù)綜合反映儲層的儲能和產(chǎn)能大小，間接反映了天然氣的充注程度，一定古地貌背景下，斜坡帶背景下的儲層品質(zhì)因子（hφSg）與氣井產(chǎn)能具有明顯的正相關(guān)性。

（4）在單因素綜合分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合儲層品質(zhì)因子與儲能系數(shù)能夠提高有利區(qū)預(yù)測的準(zhǔn)確度和精度，提高部署井位鉆井的成功率。