安岳气田龙王庙组气藏高产井模式研究与生产实践

余忠仁　杨　雨　肖　尧　何　冰　宋林珂　张敏知　李　飞

中国石油西南油气田公司川中油气矿

余忠仁等.安岳气田龙王庙组气藏高产井模式研究与生产实践 . 天然气工业， 2016， 36（9）: 69-79.

安岳气田龙王庙组气藏高产井模式研究与生产实践

余忠仁杨雨肖尧何冰宋林珂张敏知李飞

中国石油西南油气田公司川中油气矿

余忠仁等.安岳气田龙王庙组气藏高产井模式研究与生产实践 . 天然气工业， 2016， 36（9）: 69-79.

四川盆地安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏属于构造背景上的岩性气藏，受岩相及岩溶作用差异的影响，储层存在一定的平面非均质性，气藏单井测试产气量差异较大。为提高气藏开发效益，实现“少井、高产”，尽早建立龙王庙组气藏高产井模式就显得尤为重要。为此，综合利用岩心、测井及地震等资料，通过分析储层特征、高产控制因素、优质储层地震响应特征等，建立了该气藏高产井模式。结果表明：①龙王庙组溶洞型储层厚度与产能具有明显正相关关系；②成像测井上溶洞型储层表现为蜂窝状暗色斑块状，常规测井具有“三低两高”特征；③地震剖面上表现为龙王庙组内部“亮点”（强波峰）响应，“亮点”波峰极大值大致对应储层底界，“亮点”之上波谷振幅越强代表储层溶洞越发育。在此认识基础上，利用高品质三维地震资料，对龙王庙组内部“亮点”、强波峰之上波谷进行精细追踪解释，刻画了龙王庙组气藏高产溶洞储集体的平面展布。该成果指导了一批开发井的部署和钻井井轨迹调整实施，已实施井均钻遇厚层溶洞型储层，30口完试井有28口井测试产气量超过100×104m3/d。

四川盆地中部磨溪地区龙王庙组气藏溶洞型储集层地震响应高产模式储集体刻画储集层钻遇率

四川盆地安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏位于四川省遂宁市、重庆市潼南县境内，构造位置处于乐山—龙女寺古隆起东部。龙王庙组气藏是我国迄今为止发现的时代最古老、单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏［1-3］。自2012年9月磨溪8井在下寒武统龙王庙组勘探取得历史性突破以来，磨溪地区钻揭龙王庙组气藏的探井共20余口，单井测试产气（7～150）×104m3/d，提交龙王庙组天然气探明地质储量4 403.83×108m3。目前，已实施开发井共完成试油井30口，井均测试产气150×104m3/d，井均无阻流量686×104m3/d，其中28口井测试产气量超过100×104m3/d。气藏投产井生产稳定，截至2016年9月1日，累产气量超过150×108m3，展现出龙王庙组气藏极好的天然气开发潜力。

值得注意的是，尽管龙王庙组气藏勘探开发效果较好，但受区内岩相及岩溶作用差异的影响，龙王庙组储层存在一定的平面非均质性，特别是探井测试日产气量差异较大（最大相差近20倍），要实现“少井、高产”，需要尽早建立龙王庙组气藏高产井模式，以指导开发井的部署和实施，提高气藏开发效益。基于生产需求，笔者综合利用岩心、测井及地震等资料，通过分析储层特征、高产控制因素、优质储层地震响应特征等，建立了龙王庙组气藏“内部‘亮点'+强波谷”高产井模式，并精细刻画了高渗区的平面展布。

1　储层基本特征

1.1地层及沉积特征

龙王庙组埋深介于4 500～4 800 m，地层厚度介于80～100 m；岩性以厚层砂屑云岩、残余砂屑云岩为主，其次为细—中晶云岩、泥粉晶云岩。上覆高台组底部深灰色粉砂岩，下伏沧浪铺组泥岩、泥质粉砂岩。龙王庙组为台地相沉积，包括颗粒滩、滩间海及潮坪3个亚相，以颗粒滩沉积为主，多期滩叠置发育、厚度大［4-7］。

1.2岩性、物性特征

1.2.1岩石学特征

岩心、岩石薄片及物性统计结果表明，龙王庙组储集岩以残余砂屑云岩、砂屑云岩和细—中晶粒云岩为主。

1.2.2物性特征

龙王庙组储层非均质性较强，全直径样品含较多溶蚀孔洞。据岩心储层段小柱塞样物性统计结果，孔隙度介于2.0%～18.0%，平均为4.3%，主要集中在2.0%～4.0%；渗透率介于0.000 1～177.0 mD，平均3.1 mD，主要集中在0.001～1.0 mD（图1）。储层段全直径岩心样品统计，孔隙度介于2.01%～12.4%，平均为5.4%，主要集中在4.0%～6.0%；渗透率介于0.000 6～186.0 mD，平均为6.3 mD，主要集中在0.01～10.0 mD（图2）。

1.2.3储集空间类型

据岩心、岩石薄片资料分析结果，龙王庙组储集空间主要包括溶洞、溶孔、晶间孔等类型。

溶洞：主要发育在砂屑云岩、残余砂屑云岩中，岩心观察以直径介于2.0～5.0 mm小型溶洞为主，为粒间溶孔溶蚀扩大以及沿裂缝溶蚀扩大而成。

溶孔：包括粒间溶孔和晶间溶孔。其中粒间溶孔主要发育在（残余）砂屑云岩中，孔径小于2.0 mm，岩心上可见针孔状，显微镜下以粒间白云石胶结物溶蚀为主，偶见砂屑颗粒遭受溶蚀，局部充填沥青及白云石；晶间溶孔主要发育在细粉晶云岩中，镜下呈三角状或多边形状，常见沥青充填。

图1　龙王庙组岩心小柱孔隙度、渗透率频率分布直方图

图2　龙王庙组岩心全直径孔隙度、渗透率频率分布直方图

晶间孔：主要发育于重结晶强烈的晶粒云岩中，孔隙呈规则三角状或多边形状，常与晶间溶孔伴生，溶蚀作用弱，白云石晶粒规则，棱角清楚，常见沥青充填，剩余孔径一般介于0.1～0.3 mm。

1.3储层发育主控因素

龙王庙组储层主要发育于颗粒云岩中［8-9］，储层厚度与其颗粒滩厚度呈明显正相关。颗粒滩沉积不仅形成一定的原始储集空间，而且也为后期溶蚀作用创造了良好条件。龙王庙组储层受溶蚀作用影响强烈，岩心见到大量溶洞、溶孔，可见溶蚀作用有效改造了滩相储层，对优质储层发育起到了决定性作用。

2　影响单井产量的地质因素

龙王庙组储层储集空间主要有溶洞、溶孔及晶间孔3类。岩心CT扫描和核磁共振分析结果表明：溶洞占储集空间比例达58%，溶孔和晶间孔占储集空间比例为42%，且溶洞的可动流体饱和度较溶孔与晶间孔要大得多。由此可见，溶洞是龙王庙组气藏产能的主要贡献者［10-13］。

表1　磨溪不同类型储层与测试产气量关系统计表

不同类型储层厚度、孔隙度与测试产气量关系分析结果（表1、图3）也表明：溶洞发育程度是单井产量高低的主控因素。当溶洞型储层垂厚超过10m，各井测试产气量均超过100×104m3/d；若溶洞型储层较薄或仅有溶孔、晶间孔储层，即使储层厚度大、物性好，测试产气量均远低于厚层状溶洞型储层发育井。如磨溪201井储层累厚47 m，其溶洞型储层厚37 m、孔隙度4.6%，测试产气量为132.2×104m3/d，而磨溪202井以溶孔及晶间孔储层为主，储层累厚达67 m、孔隙度5.3%，测试产气量仅30.3×104m3/d。这表明储层厚度、孔隙度与单井测试产气量关系不明显，溶洞型储层厚度是影响单井产量的重要因素。

图3　龙王庙组溶洞型储层厚度与测试产气量散点图

3　高产井模式

在明确溶洞型储层厚度对气井产能具有重要影响的基础上，为了准确识别溶洞型储层，借助已钻井岩心观察、岩石薄片鉴定等手段划分各井段储层类型，并采用地质—测井—地震资料综合分析，总结出龙王庙组气藏高产井（溶洞型储层）测井、地震响应模式。

3.1测井响应模式

龙王庙组储层常规测井总体具有“三低两高”的特征［14-15］，即低自然伽马、低电阻率、低密度、高声波时差、高补偿中子，但不同类型储层也有所区别，而更为明显的差异则体现在成像测井上（图4）。

3.1.1溶洞型储层响应特征

岩心上溶洞发育，孔径介于2.0～5.0 mm，以小溶洞为主，溶孔也较发育；成像测井图上见蜂窝状暗色斑块、斑点密度大；常规测井曲线上井径明显扩径、深浅电阻率明显正差异，补偿声波及补偿中子明显增大，密度明显减小。

3.1.2溶孔储层响应特征

岩心溶孔发育、偶见溶洞，岩石薄片镜下孔隙以粒间溶孔为主；成像测井图上为分布均匀的暗色斑点，斑点密度小；常规测井曲线上井径扩径、深浅电阻率呈正差异，补偿声波、补偿中子值增大及密度值减小。

图4　龙王庙组气藏不同储层类型测井响应（1 in=25.4 mm，1 ft=0.304 8 m）

3.1.3晶间孔储层响应特征

岩心上孔隙发育差，偶见针孔，显微镜下见晶间孔、晶间溶孔；成像测井图上偶见暗色斑点，总体为亮色；常规测井曲线上井径略有扩径，深浅双侧向基本上无差异，三孔隙度变化不明显。

3.2高产井地震响应模式

在单井溶洞、溶孔、晶间孔3类储层识别的基础上，通过钻井—地震精细标定，总结了龙王庙组储层地震响应的3种模式（图5），其中，“内部‘亮点'［16-17］（强波峰）模式”是龙王庙组溶洞型储层地震响应特征，即高产井地震响应模式，同时认为可以利用“内部‘亮点'+强波谷模式”判识溶洞型储层发育程度。

图5　龙王庙组不同储集类型及其地震响应模式图

3.2.1内部“亮点”（强波峰）是高产井地震响应模式

龙王庙组内部“亮点”有两种模式。一种是双轴模式，即龙王庙组顶界强波峰+内部强波峰反射；另一种是单轴模式，即龙王庙组顶界呈弱波峰或弱波谷+内部强波峰反射。

双轴模式：主要发育在磨溪9井区，龙王庙组顶界向下垂厚40 m左右发育一套厚度介于20～30 m的溶洞型储层，地震剖面上位于内部波峰上零值点—波峰极大值附近5～10 ms，波峰极大值大致对应溶洞型储层底界。

单轴模式：主要发育在磨溪8井区，龙王庙组发育两套溶洞型储层，两套储层被厚度为10 m左右的致密云岩分割。上储层距龙王庙组顶约20 m，以厚度介于5～10 m的薄储层为主，地震剖面上位于内部波峰上波谷—零值点附近2～3 ms；下储层距龙王庙组顶50 m左右，地震剖面上位于内部波峰极大值之上3～5 ms，储层底界靠近内部波峰极大值。

3.2.2“内部‘亮点’+强波谷”指示溶洞型储层更为发育

实钻井证实，龙王庙组内部强波峰与龙王庙组顶界之间的波谷能较好的反映溶洞型储层的相对差异。当龙王庙组内部强波峰强弱一致时，波峰之上波谷较强则溶洞型储层更为发育，即“内部‘亮点'+强波谷”为厚层溶洞型储层发育的响应特征。由于龙王庙组内部“亮点”之上的波谷在负极性充填剖面上表现为“亮点”特征。因此，可利用正极性充填剖面龙王庙组内部“亮点”+负极性剖面龙王庙组上部“亮点”来判示溶洞型储层更为发育。该方法对于水平井或大斜度井不同井段储层判识尤为实用，随着波峰之上波谷（负极性剖面上的“亮点”）强弱变化，对应的溶洞型储层发育程度也会相应变化。

如磨溪009-X2井，龙王庙组储层斜厚394.3 m，溶洞型储层厚234 m，发育在龙王庙组顶下40～60m之间，靠近波峰极大值，测试产气量203.79×104m3/d。正极性充填剖面龙王庙组内部波峰振幅能量强，内部“亮点”特征明显；负极性充填剖面上同样表现为“亮点”特征（波谷振幅较强），见图6-a。

图6　单井储层标定正、负极性地震剖面

而磨溪008-H8井，龙王庙组储层斜厚434.9 m，溶洞型储层整体欠发育，测试产气量64.83×104m3/d。正极性充填剖面为内部中强波峰—杂乱特征，井轨中段波峰之上无波谷特征（负极性充填剖面上无“亮点”），见图6-b、6-c。该段储层以溶孔、晶间孔储层为主，测井解释仅2段差气层。

综上认为，龙王庙组内部“亮点”是高产井地震响应模式，近期完钻的开发井进一步证实，应用“亮点”模式预测溶洞型储层发育是可靠的。

4　高产储集体精细刻画及应用效果

4.1高产储集体的刻画

基于龙王庙组气藏溶洞型储集体底部对应内部“亮点”波峰极大值，且“亮点”振幅值与溶洞型储层发育程度有明显正相关关系的认识，通过井震标定及内部波峰振幅值统计认为：内部波峰（亮点）振幅极大值超过2 000则溶洞型储层较发育，若振幅超过5 000则溶洞型储层极其发育。

在此基础上，利用高品质三维地震资料，提取龙王庙组内部最大波峰振幅地震属性，来表征高渗储集体的平面分布。图7中暖色调代表强振幅区，冷色调代表弱振幅区或空白反射区，其中暖色调（高渗区）面积近500 km2，估算天然气储量近3 000×108m3。

图7　龙王庙组气藏单井压力恢复试井图

近期完钻井进一步证实：暖色区代表溶洞型储层发育的高渗储集体，压力恢复试井显示高渗区储层渗透率均超过5 mD（图7）；而冷色调区则主要以溶孔和晶间孔为主的中低渗储集体。

鉴于“内部‘亮点'+强波谷”指示龙王庙组溶洞型储层更为发育，通过提取龙王庙组内部亮点与龙王庙组顶界之间的波谷属性，得到最大波谷属性图（振幅值大于2 000）。将内部“亮点”振幅能量图与最大波谷平面图叠合，内部亮点与最大波谷叠合区即为龙王庙组溶洞型储层发育的有利区（图8、9）。

4.2生产应用

4.2.1开发井井位部署

依据“内部亮点”模式，采用精细刻画的高渗储集体分布图，部署了一批开发井。已完钻井龙王庙组溶洞型储层厚148～390 m，溶洞型储层占总储层厚度比例均在50%以上（表2）。完成试油的30口中，其中28口井测试产气量超过100×104m3/d，取得了极好的开发效果，实现了少井高产。

图8　龙王庙组正、负极性充填连井地震对比剖面

图9　龙王庙组内部亮点与其上波谷叠合平面图

表2　龙王庙组气藏开发井钻试成果简表

4.2.2井轨迹调整

钻进过程中，利用溶洞型储层地震响应模式，及时调整井轨迹，确保了各井精确中靶、井轨在溶洞型储层中钻进，保障了储层钻遇率（80%以上）、节约了钻井进尺。如磨溪008-20-H2井，进入优质储集体后，应用地震响应模式精细预测溶洞型储层位置，及时调整井轨迹，在穿过龙王庙组内部强波峰极大值完钻（图10），测井解释储层累厚616 m，孔隙度最高达8.5%，测试产气量为110×104m3/d。

图10　沿磨溪008-20-H2井井轨方向地震剖面图

5　结论

1）磨溪龙王庙组储集空间包括溶洞、溶孔、晶间孔及裂缝，其中，溶洞型储层发育程度是影响单井产量的重要因素，溶洞型储层厚度越大，单井产量越高。

2）溶洞型储层测井响应特征明显，成像测井上表现为蜂窝状暗色斑块、斑点密度大，常规测井具有“三低两高”特征，深浅电阻率双侧向呈明显正差异。

3）高产井地震模式为龙王庙组内部“亮点”响应，“亮点”波峰极大值大致对应储层底界，“亮点”之上波谷振幅越强代表储层溶洞越发育。

4）基于高产井地震模式，提取龙王庙组内部最大波峰振幅地震属性，精细刻画了磨溪龙王庙组高产溶洞储集体的平面展布，指导了一批开发井部署和钻井井轨迹调整实施，生产应用效果良好。

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（修改回稿日期 2016-08-03 编辑 陈古明）

High-yield well modes and production practices in the Longwangmiao Fm gas reservoirs， Anyue Gas Field， central Sichuan Basin

Yu Zhongren， Yang Yu， Xiao Yao， He Bing， Song Linke， Zhang Minzhi， Li Fei
（Chuanzhong Diνision of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company， Suining， Sichuan 629001， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 9， pp.69-79， 9/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

The lithologic Longwangmiao Fm gas reservoirs are situated in the Moxi Block of the Anyue Gas Field， central Sichuan Basin. Due to their great heterogeneity affected by the differential roles of lithologic facies and karstification， huge differences exist in the single-well gas yield tests. To improve the development efficiency of gas reservoirs and achieve the goal of "high yield but with few wells to be drilled"， it is especially important to establish a high-yield gas well modeby use of cores， logging， seismic data， etc.， and through analysis of reservoir properties， high-yield controlling factors， and seismic response features of quality reservoirs and so on. The following findings were achieved. （1） The positive relationship between yield and the thickness of karst reservoirs is obvious. （2） The karst reservoirs are reflected as the type of honeycomb dark patches from the image logging and the conventional logging is featured generally by "Three Lows and Two Highs （i.e.， low GR， low RT and low DEN but high AC and high CNL）". （3） From the seismic profile，the highlighted spots （strong peaks） correspond to the bottom boundary of the Longwangmiao Fm reservoirs.The trough waves in larger amplitude represents that there are more well-developed karsts in the reservoirs. On this basis， high-quality 3D seismic data was used for tracking and fine interpretation of those highlighted spots and trough waves on the strong peaks to describe the plane distribution of highyield karst reservoirs in this study area. This study is of great significance to the good planning of development wells and well trajectory planning and adjustment. As a result， huge-thickness karst reservoirs have been targeted in this study area with the tested gas yield of 28 wells reaching up to 100×104m3/d among the completed and tested 30 wells in total.

Sichuan Basin； Central； Moxi Block； Longwangmiao Fm； Gas reservoir； Karst reservoir； Seismic response； High-yield mode；Reservoir description； Encountering the payzones

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.09.008

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“深层油气勘探开发关键技术研究”［编号：2014E-3208（GF）］。

余忠仁，1962年生，高级工程师，现为中国石油西南油气田公司副总工程师兼川中油气矿矿长，主要从事油气田开发生产经营与管理工作。地址：（629001）四川省遂宁市香林南路178号。ORCID: 0000-0002-2170-7692。E-mail: yuzr@petrochina.com.cn