川中地区震旦系古岩溶微地貌对气藏储层及产能的控制作用.pdf

天 然 气 勘 探 与 开 发 NATURAL GAS EXPLORATION AND DEVELOPMENT 25 2023 年 9 月 第 46 卷 第 3 期川中地区震旦系古岩溶微地貌对气藏储层及产能的控制作用李 文李海涛刘曦翔徐 睿朱占美 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院摘要四川盆地川中地区震旦系顶部受桐湾运动幕的影响，存在区域性不整合面，形成复杂的岩溶古地貌，研究基于数据驱动高精度三维空间层位追踪技术，采用印模法对川中地区震旦系顶部岩溶古地貌进行了恢复。根据现代岩溶地貌划分方案，将研究区划分出丘丛、残丘平原、滨岸平原、古水道、岩溶湖等五类四级微古地貌单元，并绘制四级微古地貌单元的平面分布图，详细对比分析不同微古地貌单元实钻井储层发育情况及气井产能情况，明确岩溶微地貌对气藏储层及产能的主控作用。研究结果表明：四级微古地貌单元中滨岸平原的储层最发育，平均储层厚度为 44.2 m，气井优质储层钻遇率为 15%，以裂缝孔洞型和孔洞型储层为主，气井产能最高，稳产能力强；古水道的储层发育，平均储层厚度为 31.5 m，气井优质储层钻遇率为 12%，以孔洞型储层为主，气井产能高；残丘平原储层较发育，平均储层厚度为 25.0 m，气井优质储层钻遇率为 10%，以孔洞型储层为主，在断层分布区发育裂缝孔洞型和裂缝孔隙型储层，气井产能较高；而丘丛和岩溶湖优质储层发育程度低，平均储层厚度 10 m 以下，气井优质储层钻遇率低于 5%，储集类型主要为孔隙型储层，天然气难以有效富集，气井多为低产井或无效井。关键词震旦系岩溶古地貌印模法储层优质储层钻遇率产能DOI：10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2023.03.003Controls of Sinian karst micro-paleogeomorphology on gas reservoir and productivity,central Sichuan BasinLI Wen,LI Haitao,LIU Xixiang,XU Rui,and ZHU Zhanmei(Exploration and Development Research Institute,PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company,Chengdu,Sich-uan 610041,China)Abstract:There exists regional unconformity caused by the second episode of the Tongwan movement in the top area of the Sinian in the central Sichuan Basin,forming a complex karst paleogeomorphology.Based on a data-driven high-precision 3-D spatial horizon tracking technology,the karst paleogeomorphology of the Sinian top was restored by using the impression method.According to the classification of modern karst geomorphology,the study area was divided into five fourth-order micro-paleogeomorphological units,i.e.hill cluster,residual hill plain,shoreland plain,ancient water channel,and karst lake.The planar distribution of the fourth-order units was mapped,and a comparative analysis was conducted on the reservoir development and well productivity in different units,to figure out the controls of karst microgeomorphology on gas reservoir and productivity.The research results are as follows:(i)Among the fourth-order units,reservoirs of the shoreland plain are the most developed,with an average thickness of 44.2 m.The ratio of drilled high-quality reservoir achieves 15%.Dominated by fractured-vuggy and vuggy reservoirs,the unit exhibits the highest well productiv-ity and stable production.(ii)Reservoirs are well-developed in ancient water channel,with an average thickness of 31.5 m.The ratio of drilled high-quality reservoir is 12%.Dominated by vuggy reservoirs,the unit shows high well productivity.(iii)Reservoirs are developed in residual hill plain,with an average thickness of 25.0 m.The ratio of drilled high-quality reservoir is 10%.Dominated by vuggy reservoirs,followed by fractured-vuggy and fractured-porous reservoirs in fault zones,the unit exhibits the relatively high well productivity.(iv)High-quality reservoirs are underdeveloped in hill cluster and karst lake,with an average reservoir thickness 10 m.The ratio of drilled high-quality reservoir is 5%.The units are dominated by porous reservoirs，gas cannot be effectively accumulat-ed,resulting in low-yield or non-productive wells.Key words:Sinian;Karst paleogeomorphology;Impression method;Reservoir;Ratio of drilled high-quality reservoir;Productivity基金项目：“四川省软科学研究计划项目资助”（编号：2021JDR0401）。作者简介：李文，1987 年生，男，工程师，硕士，主要从事开发地质综合研究工作。地址：（610041）四川省成都市高新区天府大道北段 12 号。E-mail：李文等：川中地区震旦系古岩溶微地貌对气藏储层及产能的控制作用 26 2023 年 9 月 第 46 卷 第 3 期0引言据统计世界上 20%30%的碳酸盐岩气藏存在古风化壳不整合含油气储层。岩溶古地貌是碳酸盐岩发生岩溶作用的重要地质背景，其形态和分布是岩溶储层发育的主要控制因素。前人研究已证实不同地貌单元的水动力条件不同，其溶蚀程度和储集空间的保存条件也有所差异，古地貌的恢复有助于判断古地理环境、构造演化及古生物分布特征，有效指导储层类型识别和分布规律1。四川盆地为上扬子克拉通板块上发展起来的叠合盆地，为扬子准台地西北侧的一个次级构造单元，其在震旦纪末早寒武世经历了桐湾运动幕的影响，盆地内表现为大规模地壳的垂直升降运动，川中地区震旦系灯影组四段顶部存在区域性不整合面2-6。目前川中安岳气田台缘带震旦系气藏已建成 60108 m3年产能，台内带灯四段规划建产40108 m3年产能，灯四段气藏的形成除与生物藻丘滩体的广泛分布相关外，主要还受到灯四段顶部暴露风化，古侵蚀面表生岩溶形成的缝洞系统发育密切相关7-8。笔者从岩溶古地貌的角度分析其对气藏储层及对产能的控制作用，望对区域后续勘探开发的认识有所裨益。1古地貌恢复方法对于岩溶古地貌恢复，国内研究起步于 1970年代，并勘探发现了多个代表气田，比如华北油田古潜山油田、鄂尔多斯盆地古生代碳酸盐岩气田及四川盆地二叠系及震旦系气田等。较为常用的古地貌恢复方法有印模法、残厚法、沉积学法以及近年来新出现的“双界面法”9-13，下面对这些典型方法进行概括性描述。1.1印模法岩溶古地貌恢复印模法是较为常见的一种古地貌恢复方法，基于不整合面之上充填地层的厚度资料来分析目的层沉积后的地形变化特征。该方法应用的关键是上覆基准面地层的选取，该套地层顶面最好是层序边界或最大洪泛面，并对地层因上覆加载差异压实进行去压实校正。将该沉积界面顶拉平，统计该套地层与风化不整合面的厚度，绘制地层厚度图，拟定地貌单元划分标准，厚度值小代表沉积前地势较高位置，厚度值大的地方为沉积前地势相对低洼的位置。1.2残厚法岩溶古地貌恢复残厚法在古地貌恢复方法中简单较易操作，该方法是在不整合界面之下寻找一套全区范围内稳定分布的等时界面，并且这套地层最好是能够在地震和测井上易于辨识。将等时界面拉平，计算不整合面与等时界面的厚度，残余厚度大的代表沉积前地貌高，反之代表地貌低地。1.3沉积学法古地貌恢复该方法研究的是沉积前古地貌，应用时利用各种地质图件，比如地层厚度、沉积相图等，兼顾成因分析、构造特征、古水系变化、沉积物粒度及沉降速率分析等沉积学分析手段进行综合研究，综合考虑去除不同岩性的差异压实情况，得出较为准确的古地形变化特征。若后期未发生差异构造运动，则保留的埋藏古地貌特征与沉积前古地貌差异性不大，若差异构造运动过大，则古地貌会有一定差异。1.4双界面法岩溶古地貌恢复双界面法其实是结合印模法和残厚法的另一种方法，该方法首先是要明确两个界面，即上覆地层的标志面和下伏地层的基准面，对于上覆地层标志面类似于印模法中的顶面，该界面要求是沉积基准面旋回中的转换面，转换面拉平后即可作为双界面中的顶面，顶面确定后可显示上覆地层沉积前的古地貌。对于下伏地层基准面的选取比较类似于残厚法中的底面，即不整合面之下第一套完整发育的地层，通过确定顶面与底面的最大厚度差，然后在顶面按照这个厚度差自上向下平移，得到的底部地层的水平面即为下伏地层的基准面，以厚度差减去上覆地层的厚度，剩下的即为古地貌值(图 1)。古地貌值为：H=H3-H1（1）式中 H 为古地貌值，m；H3为上覆标志面至下伏小层底面的最大厚度值，m；H1为上覆地层的沉积厚度，m。图 1“双界面法”古地貌划分原理图（据闫海军等，201613）李文等：川中地区震旦系古岩溶微地貌对气藏储层及产能的控制作用 27 2023 年 9 月 第 46 卷 第 3 期2震旦系微古地貌特征2.1震旦系顶部风化壳特征综合评价后优选印模法对震旦系岩溶古地貌进行恢复，上覆基准面选取的是寒武系龙王庙组底部，在灯影组上覆的寒武系筇竹寺组沧浪铺组沉积时期为一个完整的海侵海退旋回，主要为补偿沉积，对灯影组受剥蚀古地貌基本填平补齐，并且筇竹寺组沧浪铺组沉积晚期乐山龙女寺古隆起区构造运动相对稳定；而震旦系灯四段沉积时期随着海平面的下降，台地边界整体向东迁移，虽然盆地西部遭受了强烈剥蚀，并且不同位置剥蚀量有差异，但总的来看表层剥蚀厚度基本在 0 50 m 之间，而灯四上亚段残余地层厚度在 90 200 m 之间，并且沧浪铺组顶界在地震上较易追踪，表现为波谷特征。因此，选用筇竹寺组和沧浪铺组泥岩厚度来反映寒武系沉积前岩溶古地貌14-20。笔者基于数据驱动 11 网格互相关追踪技术，将全工区 7 000 km2数据进行一次性三维加载，在三维空间上进行可视化追踪，准确刻画微地形的起伏变化，更加有效、更加清晰地分析古地貌的各种微单元（图 2）。2.2岩溶古地貌特征利用新的解释资料，结合现代岩溶研究成果，共识别划分出岩溶高地、岩溶斜坡、洼地（岩溶湖）三个 2 级古地貌单元，岩溶斜坡进一步划分出残丘和坡折带两个 3 级古地貌单元，对于残丘可进一步划分出丘丛和残丘平原两个 4 级微古地貌单元，坡折带进一步划分出滨岸平原和古水道两个 4 级微古地貌单元21（表 1、图 3）。下面对各个岩溶微地貌的特征及分布规律进行简述。图 2数据驱动寒武系顶界古地形恢复图表 1岩溶微古地貌单元划分表2 级古地貌单元3 级古地貌单元印模厚度/m4 级微古地貌单元识别标准岩溶高地-320-岩溶斜坡残丘320 350丘丛由溶丘、丘间洼地组成，地表径流弱残丘平原由溶丘、平原组成，地表径流较强坡折带350 380滨岸平原地表冲刷最为强烈的地貌单元，以平原地貌为主古水道岩溶期的地表河流，地表径流极强洼地-380岩溶湖滨岸平原：海浪与地表径流共同冲刷，印模厚度（350 380 m），以平原地貌为主，水动力作用强，有利于岩溶流体的流动，是最有利的岩溶古地貌单元。但是此类地貌需要临近古海岸才能广泛发李文等：川中地区震旦系古岩溶微地貌对气藏储层及产能的控制作用 28 2023 年 9 月 第 46 卷 第 3 期育，因此主要在靠近台缘带分布，此类地貌覆盖了台缘带 50%的面积，由于岩溶作用强烈台缘带多口井灯四段顶部地层被剥缺，因此台缘带岩溶作用强度远强于台内带。古 水 道：岩 溶 期 的 地 表 河 流，印 模 厚 度（350 380 m），水动力作用强，有利于岩溶流体的流动，是有利的岩溶古地貌单元。在本次古地貌刻画过中，在川中安岳气田高石梯磨溪地区共刻画出了 15 条古水道，依据水流流向分为东、西两个水系。西部水系：高石梯区块水系中的古水道主要自GS18 井区向 GS1 井区流动，自南向北主要分布在GS103-GS019-H1、GS122 井以南 GS001-H53 井、GS119-GS001-H46 以及 GS001-X37 井等区域，磨溪区块古水道自 MX8 井高地向台缘带 MX022-X40井流动，垂直部署在刻画的河道上的多口实钻井已证实，钻井过程中放空多次，放空段长度累计超10 m，充分说明了此微古地貌单元的岩溶强度。东侧水系：水系中的古水道主要自 GS18 井区向 GS21 井区方向流动，主要包括 GS133 以东、GS124 以东以及 GS121 以东 3 条古水道，但需要指出的是，由于东部区域靠近地震资料边界，在区域东侧的低洼区是否具备一个较好的水体流动条件存在一定的不确定性。残丘平原：印模厚度（320 350 m），由溶丘、平原组成，溶丘间有明显的平原地形，地表径流相对发育，岩溶作用相对发育，岩溶充填作用相对较弱，是次有利的岩溶古地貌单元。此地貌在川中地区发育面积最为广泛，台缘带和高石梯台内分布较多。丘丛：印模厚度（320 350 m），由溶丘、丘间洼地组成，溶丘顶至洼地底相对高差一般大于 25 m，由于溶丘间存在大量的洼陷地貌，此类地貌中难以形成连续规模的地表径流，因此岩溶作用相对较弱、且岩溶物不易带出，岩溶充填作用相对较强。通过刻画川中地区丘丛主要分布在台内带，集中分布在高石梯区块的北边和东南角，以及 MX8、MX125 井区，GS120、GS128 井实钻证实整个地层段 GR 整体在 40 API 以上，反映出了该微古地貌单元上水体流动强度整体有限，岩溶充填作用强。洼地（岩溶湖）：封闭的低洼汇水区域，印模厚度（380 m 以上），岩溶流体流动难，岩溶作用弱，是区内最为不利的岩溶古地貌单元。此类地貌主要分布于 GS18 井区东南部、北部以及 MX126 井区及其以北地区，由此区域中的完钻井显示储集空间充填严重，储层整体不发育，反映出岩溶作用确实较弱。图 3岩溶古地貌平面图3微古地貌对气藏储层及产能的控制作用3.1岩溶古地貌控制储层的展布风化暴露是表生期岩溶的主要特征，储层发育程度与古地貌关系密切，以灯四段为例17-19，通过统计区内完钻井资料，发现滨岸平原范围内的井有 32 口，丘丛范围内的井有 18 口，岩溶湖井有 12口，残丘平原井有 57 口，岩溶古水道井有 19 口。下面对各类微古地貌单元进行阐述：滨岸平原，通过对单井取心、岩屑及测井解释数据分析滨岸平李文等：川中地区震旦系古岩溶微地貌对气藏储层及产能的控制作用 29 2023 年 9 月 第 46 卷 第 3 期原靠近台缘带发育，由于受到海浪与地表径流共同影响，储层品质最好，岩性以藻叠层云岩、藻砂屑云岩及泥粉晶云岩为主，储层类型以裂缝孔洞型和孔洞型为主，平均孔隙度达到 4.5%，岩样渗透率超过 1.0 mD，并且储层平面连续性好，纵向上厚度厚，平均储层厚度为 44.2 m，主力气层保存完整，该地貌范围内的气井优质储层钻遇率为 15%；古水道，该地貌单元为水动力较强，储层发育，岩性主要为藻砂屑云岩，优质储层占比高，以溶蚀孔洞型储层为主，储层平均孔隙度达到 4.2%，平均渗透率为 1.1 mD，储层沿东南方向展布，平均储层厚度为 31.5 m，该地貌范围内的气井优质储层钻遇率为12%；残丘平原，台内区域残丘平原储层较为发育，岩性为藻砂屑云岩和泥粉晶云岩，优质储层占比较高，以溶蚀孔洞型储层为主，在断层发育区发育裂缝孔洞型和裂缝孔隙型储层，储层平均孔隙度达到 3.6%，渗透率为 0.8 mD，储层横向延伸较为连续，纵向上单层厚度减薄，层数增加，平均储层厚度为 25.0 m，该地貌范围内的气井优质储层钻遇率为 10%；丘丛，该微地貌地势较高，主要发育垂向溶蚀，难以发育顺层溶蚀，储层欠发育仅在裂缝发育的地方局部发育裂缝-孔隙型储层，平均储层厚度 9.6 m，该地貌范围内的气井优质储层钻遇率低于 5%；岩溶湖，岩溶湖处于古地貌低地势区，属于淋滤溶解物质汇集地，导致储层致密，发育孔隙型储层，平均孔隙度为 2.2%，渗透率低于 0.1 mD，储层厚度为 5.0 m，该地貌范围内的气井优质储层钻遇率低于 2%（图 4）。在 100104 m3/d 以上，日产气量 15104 m3，岩溶古水道范围内的井试气无阻流量高于 80104 m3/d，日产气量 10104 m3，残丘平原范围内的井试气无阻流量在 30104 60104 m3/d，日产气量 5104 10104 m3，而丘丛和岩溶湖地貌单元内的井试气无阻流量低于 30104 m3/d，日产气量低于 5104 m3（图 5）。通过统计单井 5 7 年的稳产情况来看划定日产气量 20104 m3以上，为类井；日产气量 10104 20104 m3为类井；日产气量 5104 10104 m3为类井；日产气量2104 5104 m3为类井；日产气小于 2104 m3为类井。投产的 94 口井中类井有 45 口，类井有 26 口，类井有 11 口，类井 9 口，类井 3 口，将气井产能与古地貌叠合发现，产量较高的、类井主要集中分布在滨岸平原和岩溶古水道，类井分布在残丘平原，类井在丘丛分布较多，类井主要分布在岩溶湖（图 6）。但是目前投产的井主要集中在台缘带，台内区域很多试气产量较低的井并未纳入投产计划。图 4岩溶微古地貌单元不同类型储层发育统计直方图3.2岩溶古地貌控制气井产能的分布将不同地貌单元内气井的产能进行统计对比，发现滨岸平原范围内的井试气无阻流量普遍图 5不同微古地貌单元试气产能与优质储层厚度关系图3.3岩溶有利区优选钻井实践已经证实在滨岸平原和古水道，溶蚀孔洞发育，残余储集空间大，裂缝较为发育，孔隙结构好，单井测试产量高，稳产能力强，对优质储层和主产气层具有明显的控制作用，为类岩溶有利区，刻画出该类区面积为 556 km2；残丘平原范围较广，连片性好，为微古地貌中斜坡地势区，溶蚀流体易发生垂向与径向渗流，溶蚀孔洞充填程度低，微裂缝发育，孔缝配置较好，单井测试产量及稳产能力中等，为类岩溶有利区，刻画出该类区面积为 938 km2；丘丛岩溶作用弱，岩溶湖为古水动力场汇水区，充填作用强，由于水流长期积水停滞，碳酸钙处于过饱和状态，溶蚀孔洞几乎被硅质和方解石充填，储集性能较李文等：川中地区震旦系古岩溶微地貌对气藏储层及产能的控制作用 30 2023 年 9 月 第 46 卷 第 3 期差，裂缝不发育，所钻遇的气井几乎是低产和特低产，为岩溶非有利区（图 7）。4结论1）基于数据驱动网格互相关追踪技术，在三维空间内完成高精度层位追踪，优选印模法对四川盆地中部震旦系岩溶古地貌进行恢复，刻画出四级微古地貌单元。2）区域内滨岸平原主要发育在台缘带，古水道在台内高石梯区块较为发育，残丘平原在全区范围内分布较广，丘丛分布在台内带，岩溶湖在磨溪区块较为发育。3）通过分析微古地貌与储层发育情况的关系，总结得出滨岸平原储层品质发育最好，储层类型以裂缝-孔洞型和孔洞型为主；残丘平原和古水道范围内储层较为发育，以溶蚀孔洞型储层为主；丘丛微地貌储层欠发育，储集空间多已被充填，仅在裂缝存在区域发育部分裂缝孔隙型储层；岩溶湖岩性较为致密，主要发育孔隙型储层。4）对比不同微古地貌单元内气井的产能情况，发现滨岸平原、古水道试气产能及生产效果最好，图 6生产井类型与地貌单元的关系分布统计图图 7岩溶有利区平面分布图钻遇气井多为、类井，残丘平原以类井居多，类井在丘丛分布较多，类井主要分布在岩溶湖。5）在川中高石梯磨溪区块灯四段共刻画出类岩溶有利区 556 km2；类岩溶有利区 938 km2。参考文献 1 刘逍.古地貌恢复及对气藏分布的影响研究以苏里格气田苏东41-33区块风化壳储层为例D.成都:成都理工大学,2020.LIU Xiao.Research on the restoration of paleogeomorphology and its impact on gas reservoir distributionTaking the weath-ered crust reservoir of Block Sudong 41-33 in Sulige gas field as an exampleD.Chengdu:Chengdu University of Technolo-gy,2020.2 韩长城,林承焰,鲁新便,等.塔河油田奥陶系岩溶地貌对储集层的控制作用 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