建南气田南飞三气藏颗粒滩储层有利目标预测

中石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉

1. 前言

建南气田南飞三气藏是建南气田主力生产单元，年产气量占到建南气田总产量的80%以上。近年来，碳酸盐岩储层预测研究一直是建南气田储层攻关的热点和难点问题[1] [2] [3]。2007年以来，采用建南地区三维地震资料解释处理结果进行储层预测，取得了一定进展；2011～2012年，利用多属性分析、波阻抗反演等技术在建南气田南飞三气藏部署2口开发井，完井测试均获得日产(8～9) × 104m3工业气流。目前，南飞三气藏上交探明储量65.24 × 108m3，已动用储量48.32 × 108m3，随着开发的逐步深入，现有的储层预测技术难以满足实际生产需要，主要原因是颗粒滩储层发育部位存在差异性，原有的储层地震预测结果和近几年实钻井储层发育情况在匹配精度上有待进一步提高。笔者通过梳理前人对沉积、储层的认识，以开发细分层为切入点，利用井-震结合开展南飞三气藏储层、储量分类评价，为提高单井产能、寻找剩余气分布有利区指明方向。

2. 研究区概况

2.1. 构造地层特征

建南气田位于湖北省利川市和重庆市石柱县境内，构造处于四川盆地东缘的石柱复向斜中部[4]，为一保存完整的膝状背斜构造(图1)。建南构造存在南、北2个高点，南高点位于建15井一带，北高点在建3井附近，构造轴线为北东方向，呈缓“S”型展布。中三叠统以下逆断层发育，控制建南构造的断层为太平镇断层和跨石庙断层。建南地区飞仙关组岩性四分性比较明显，地层厚度 380～420 m，划分为 4段，且颗粒滩亚相集中发育于飞仙关组三段(T1f3)。T1f3可以划分出3个亚段，依次为一亚段、二亚段(T1f32)和三亚段[5]。以实钻井资料为基础，结合前人资料，按岩性、电性和地震特征，将T1f32细分为A、B小层(图2)。

Figure 1. The structural location of Jiannan Gas Field图1. 建南气田构造位置图

Figure 2. The comprehensive histogram of sublayer division and sedimentary facies of T1f3 in Well J38 of Jiannan Gas Field图2. 建南气田J38井T1f3小层划分及沉积相综合柱状图

2.2. 沉积储层特征

已有研究表明，受沉积环境及古地貌控制，建南气田T1f3优质储层主要集中发育在其中部即T1f32，为颗粒滩沉积[6] [7] [8]，总厚60～80 m左右。其中，A小层发育砂屑滩亚相，B小层发育鲕滩亚相(图3)。储层主要位于T1f32的A小层，岩石类型以亮晶砂屑/鲕粒灰岩为主(鲕粒灰岩储层占32.4%，砂屑灰岩储层占67.6%)，储集空间类型以粒内(间)溶孔为主，平均孔隙度 ＜2%，平均渗透率 ＜0.1 mD，属于特低孔、特低渗储层。

Figure 3. The reservoir rock type of T1f32 in Well J38 of Jiannan Gas Field图3. 建南气田J38井T1f32储层岩石类型

3. 井震结合储层预测

3.1. 井震储层特征

通过对建南气田已钻井地震剖面分析，T1f3由南自北在地震剖面上表现为由三强相位过渡到二强相位的过程[9] [10] [11] [12]，其中建南构造南高点以发育三强相位为主，由上自下依次为相位1、2、3。储层精细标定表明，南飞三气藏储层位于相位2、3之间(图4)，其中A小层储层发育在相位2与下部波谷之间，相位2、3之间表现为宽时差(时差 ≥ 25 ms)；B小层发育在相位3与上部波谷之间，相位2、3之间的时差相对变窄(时差 ＜25 ms)。

Figure 4. The seismic synthesis record of T1f32 in Jiannan Gas Field图4. 建南气田T1f32地震合成记录

3.2. 地震属性预测

建南构造南高点储层主要发育在T1f32的A小层和B小层，相位3是T1f3下部储层的地震响应，该相位越强，反映储层有可能越发育，也就是说第一期鲕滩储层具有明显“三相位”特征。同时，根据储层发育位置不同，越靠上，相位2和相位3之间的时差越小，根据该地震模式识别，结合沉积相平面展布及地震属性分析精细刻画了A小层和B小层的岩性圈闭分布范围。

建南气田T1f32的A小层储层表现为强振幅大时差的特点。可根据相位3的振幅平面变化确定储层平面展布特征。同时，根据时差属性来确定A小层和B小层的分布(图5)，其中A小层主要表现为大时差强振幅的特点(图中兰色区域)，B小层主要表现为小时差强振幅的特点(图中红色区域)。

Figure 5. Time-difference attribute diagram of phase 2 and 3 in three-dimensional area of Jiannan Gas Field图5. 建南气田三维区相位2、3时差属性图

3.3. 研究区储层发育模式

T1f3沉积时期，建南地区整体表现为缓坡台地沉积环境[13] [14] [15]，颗粒滩主体由西南向东北一线逐渐迁移(图6)。其中，南部T1f3为中缓坡相，水体适中，颗粒滩亚相十分发育，集中发育于茨竹垭、鱼池坝和建68井-建45井周缘地区。滩主体部位沉积厚度大(40～80 m)，发育亮晶砂屑灰岩和亮晶鲕粒灰岩，局部表现出微弱白云化特征，是该时期形成优质储层的主要岩性。北部T1f3为内缓坡相，水体较南部T1f3浅，以发育薄-中层状低能颗粒滩为主，滩体厚度10～30 m，且从滩体的规模及平面展布来看均比南部局限。另外，建南气田中-北部由于局部残留早期洼地，在洼地周缘古地形较高，水体浅且动荡，造成颗粒滩经常暴露，如新店1井区、龙8井区等，该区域发育优质溶孔云岩储层。

Figure 6. The plane distribution of sedimentary facies in T1f3 of Jiannan Gas Field图6. 建南气田T1f3沉积相平面展布图

4. 有利目标区预测

4.1. 有利区特点

1) A小层。储层I类区均分布于建南构造南高点，II类区以围绕南高点周缘分布为主，其余零星分布于北高点新店2井-建44井和建42井区。南高点I类区主体分为2块，分别位于建68侧1井-建平5井一线和建35-5井周缘(图7)。储层中心最大厚度可达50 m以上，孔隙度介于2.0%～2.5%之间。结合试采和累计产量效果来看，南飞三气藏主力生产井均位于该区域。

Figure 7. The chorisogram of Sublayer A reservoir thickness of T1f32 in Jiannan Gas Field图7. 建南气田T1f32的A小层储层厚度等值线图

2) B小层。该时期储层的分布范围较A小层而言更为广泛，整个建南构造均有一定的厚度，但从厚度和孔隙度等物性参数来看，表现出很强的非均质性。I类区储层呈现出7个相对集中的发育点，南部集中于建47井区以南(图8)。结合生产情况来看，仅建35井区一口井试采效果较好，目前日产量2 × 104m3，生产近30年，累计产量超过3 × 108m3。整体来看，建南南高点优质储层集中发育于T1f32的A小层。从分布范围来看，T1f32的B小层储层较A小层更为分散，厚度上不成规模。

Figure 8. The chorisogram of Sublayer B reservoir thickness of T1f32 in Jiannan Gas Field图8. 建南气田飞T1f32的B小层储层厚度等值线图

4.2. 剩余气分布及潜力分析

建南气田南飞三气藏发育颗粒滩型储层，A、B小层均有分布，以A小层为主，储层厚度40～50 m，具有较弱的白云化作用，白云石体积分数平均 ＜10%，孔隙度相对均一，介于1.5%～2.0%，局部优质井区可达到 3%以上，为典型的裂缝-孔隙型气藏。储层的展布和物性特征与沉积相密切相关，滩主体部位具有储层厚度大、物性好的特点，储量评价为I类(图9)。

Figure 9. The reservoir classification evaluation of T1f32 in Jiannan Gas Field图9. 建南气田T1f32储量分类评价图

5. 结论

根据建南气田 T1f32储层分布位置、单井试气层段，结合地震相应特征，将 T1f3主力出气层段 T1f32细分为A、B两个小层，其中A小层为砂屑滩沉积，B小层为鲕粒滩沉积。在储层地质细分层的基础上，开展精细储层预测，利用振幅和时差属性的区别性，有针对性地刻画T1f32(A、B小层)储层分布范围。通过开展储量分类评价，复算南飞三气藏储量78.26 × 108m3，其中优质储量(储层厚度 ≥ 20 m、孔隙度 ≥2.0%) 50.69 × 108m3。结合生产动态资料，进一步明确了南飞三气藏剩余气富集区在建68侧1井-建平4井之间，具有调整和滚动扩边潜力。

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