1. 引言
大湾气田历经11年的开发，目前已步入稳产期末段，即将进入递减期[1]。气田在储层强非均质性特征的影响下，逐渐暴露出井区间动用状况差异较大、压力下降不均衡，部分区域水侵严重等问题，导致了34%的地质储量未动用或动用不充分，严重影响到了气田的后续开发效果[2]。当前，储层非均质性及连通性研究已取得显著进展，主要体现在多尺度分析以及数值模拟技术的应用方面[3]，这些方法使储层内部特征的解析更加直观与精确。此外，新型连通性评估指标及机器学习技术的引入，有效促进了从大规模地质数据中提取关键特征的能力。实验室实验与现场验证的有机结合，为理论研究与实际应用之间的联结奠定了坚实基础[4] [5]。
在前期构造解释、沉积相划分及储层预测的基础上，本文利用大湾气田飞一、二段岩性和物性的分析资料，开展储层非均质性及连通性的研究，进一步划分连通单元、明确未动用储量的分布情况，可以为提高储量动用程度，延长气田稳产期提供技术支持。
2. 地质背景
大湾气田位于四川省达州市宣汉县境内[6] [7]，构造区划属于上扬子板块川东断褶带前缘的双庙场－毛坝场构造带，受毛坝东、大湾东、大湾西等多条断层共同控制，为一长轴断背斜构造[8]，面积约为28.6 km2。该构造带发育于燕山运动晚期，定型于喜山运动晚期的叠加改造，最终形成一系列NE向背斜(图1)。研究区自下而上发育从古生代到新生代的多套地层，其中下三叠系飞仙关组在纵向上可分为四段，总体厚度在200 m左右，平面上分布稳定[9]-[11]。飞仙关组沉积时期经历了一期完整的海平面升降旋回，与下伏长兴组、上覆嘉陵江组为整合接触，主要发育海相碳酸盐岩台地边缘的颗粒滩、鲕粒滩沉积[12] [13]。飞仙关组有利储层集中在飞一、二段，岩性为各类白云岩[14]，孔隙类型有裂缝型和孔隙型两种[15] [16]。大湾气田飞一、二段储层厚度为100 m左右，相比邻区的普光气田要薄，优质储层段主要发育在飞一、二段中下部，采用水平井开发[17]。平均孔隙度为8.9%、渗透率为2.4 × 10−3 μm2，整体表现为低孔低渗储层[18]。目前气井产能较高，这一发现标志着在川东地区，三叠系勘探领域继嘉陵江组一段与二段之后的又一重大突破。
Figure 1. The structural map of the base of the Feixianguan Formation in the Dawan Gas Field
图1. 大湾气田构造飞仙关组底面构造图
3. 储层微观特征
3.1. 岩石学特征
根据大湾气田多口井的取心资料及薄片来看(图2)，飞仙关组的主要岩性有：白云质灰岩、砂屑灰岩，浅灰和灰白色鲕粒灰岩、砂屑亮晶灰岩、灰质白云岩、细晶白云岩、鲕粒白云岩等。其中，细晶白云岩和鲕粒白云岩是构成储层最主要的岩石成分。
1) 鲕粒白云岩
鲕粒白云岩主要分布在飞一、二段中下部以及飞三段中下部(图3)，以台缘滩沉积为主，同时也见台内滩沉积。颜色呈灰色及浅灰色，多呈粉–细晶结构，鲕粒多被粉–细晶白云石重结晶，部分仅见鲕粒残余结构，部分断面见细晶白云石团块，孔洞发育，平均面孔率约为8%，储集性能极好。
2) 细晶白云岩
主要分布在飞一、二段中部，为台地边缘滩间海沉积。晶粒以细-中晶为主，储集性能较好，孔隙以晶间孔为主，其次为晶间溶孔，面孔率约为4%。
3) 灰质白云岩
主要分布在飞一、二段上部，呈微–细晶结构，色较均，以灰色为主。与热盐酸反应，较清澈，见个别孔缝，且多被亮晶方解石及沥青质半~全充填，面孔率约为1%~2%，储集性能一般。岩心在做含气性实验中孔缝处见串珠状气泡逸出。
Figure 2. Core and thin section photographs of the Feixianguan Formation in the study area. (a) Gray microcrystalline dolomite (4744.01 to 4744.19 m), Feixianguan-3 Member; (b) Dark gray residual ooidal dolomite (4814.18 to 4814.38 m), Feixianguan-2 Member; (c) Gray residual ooidal dolomite (4792.35 to 4792.55 m), Feixianguan-2 Member; (d) Solemn crystalline ooidal limestone (4748.00 m), Feixianguan-3 Member; (e) Residual ooidal dolomite (4815.00 m), Feixianguan-2 Member.
图2. 研究区飞仙关组岩心及薄片照片。(a) 灰色微晶白云岩(4744.01~4744.19 m)飞三段；(b) 深灰色残余鲕粒白云岩(4814.18~4814.38 m)飞二段；(c) 灰色残余鲕粒白云岩(4792.35~4792.55)飞二段；(d) 亮晶鲕粒灰岩(4748.00 m)飞三段；(e) 残余鲕粒白云岩(4815.00 m)飞二段
3.2. 孔隙类型及特征
通过对研究区岩心详细描述和微观薄片、扫描电镜观察，结合成像测井资料分析，孔隙发育，粒间孔、内模孔为主(图4)，可见晶间孔。面孔率多分布在2%~10%，孔隙大小分布直径多集中在30~60 μm，
Figure 3. Composite lithology and porosity histogram of well DW2
图3. DW2井岩性、孔隙综合柱状图
平均孔隙直径主要分布于120~300 μm，有超大孔隙现象。其中夹有灰色细晶白云岩、浅灰色灰质白云岩、灰色白云岩薄层，孔隙相对较小(图4)。图4(a)展示了由多个鮞粒构成的骨架结构的特征，鮞粒间形成的空隙构成了显著的粒间孔隙。此外，鮞粒内因溶解或侵蚀过程而形成的孔隙，即内模孔隙，显著增加了岩石的总体孔隙度，从而对岩石的储集能力产生了一定的影响。图4(b)则展示了白云石晶体之间的孔隙，这些孔隙呈圆形或椭圆形，即晶间孔隙。晶间孔隙构成了细晶白云岩内部孔隙系统的重要组成部分。
根据岩性的不同(灰质白云岩、细晶白云岩、鲕粒白云岩)，孔隙结构表现为三种不同的特征。灰质白云岩孔隙度和渗透率低，孔喉偏细，集中于微细孔隙，排驱压力高，最大连通孔隙的孔喉半径小，喉道平均半径小，孔喉半径大于0.1 μm的孔隙极少，绝大多数的孔隙的孔喉半径小于0.01 μm，非均质性强(图5(a))。细晶白云岩样品孔隙度和渗透率有所增大，孔隙分布不集中，分选相对差，排驱压力低，非均
Figure 4. Scanning electron microscopy images of the study area. (a) Well MB503-3, 4109.36 m, gray ooidal fine crystalline dolomite, primarily characterized by intergranular porosity and internal mold pores. (b) Well MB503-3, 4095.57 m, dark gray fine crystalline dolomite, dominated by intercrystalline porosity; (c) Well MB503-3, 4141.32 m, light gray fine crystalline dolomite, characterized by vuggy porosity; (d) Well MB503-3, 4063.22 m, dark gray argillaceous microcrystalline dolomite, characterized by well-developed dissolution vugs
图4. 研究区扫描电镜图片。(a) MB503-3井，4109.36 m，灰色鲕粒细晶白云岩，粒间孔、内模孔为主；(b) MB503-3井，4095.57 m，深灰色细晶白云岩，晶间孔为主；(c) MB503-3井，4141.32 m，浅灰色细晶白云岩，超大孔隙；(d) MB503-3井，4063.22 m，深灰色灰质微晶白云岩，溶蚀缝发育
质性中等(图5(b))。鲕粒白云岩样品孔隙度和渗透率进一步增大，孔喉半径较粗，大于6.3μm的孔隙占到总孔隙的80%以上，分选相对好，排驱压力低(图5(c))。
3.3. 物性特征
通过分析DW405-3、MB503、MB4等井229块岩心样品物性资料，认为飞一、二段的储层物性整体较好。飞一二段样品孔隙度主要在1.09%~18.07%，平均孔隙度8.90%；样品渗透率介于0.014~281.934 × 10−3 μm2，对数平均渗透率0.289 × 10−3 μm2。样品孔隙度值绝大部分大于2%，孔隙度值在2%~5%之间的样品点占22.4%，5~10%之间的样品点占28.6%，大于10%的样品点占34.7%；渗透率值在0.002~0.25 × 10−3 μm2之间的样品点占49.0%，在0.25~1 × 10−3 μm2之间的样品点占28.6%，大于1 × 10−3 μm2的样品点占22.4% (图6)。总体而言，飞一、二段岩心样品物性良好，特征包括高孔隙度与高渗透率，反映该段地层储集性能佳。具体分析显示，孔隙度与渗透率的分布揭示了多样孔隙类型的存在，为多渗流通道的开辟提供了可能性。
3.4. 非均质性特征
基于全面的钻井岩心采样及后续的分析化验数据综合分析，研究区域内的飞一、飞二两个层段的储层发育展现出较好的总体态势。尽管如此，储层的岩性特征与孔隙结构的多样性在特定地区显著增加，导致优质储层在纵向与横向上的非均质性增强，从而影响了储层的连通性[19]。以DW2井为例，飞一、二段总厚度为197 m (4733~4930 m)，从取心资料分析，作为储集岩的鲕粒白云岩、细晶白云岩和裂缝之间都发育有一定数量的夹层(白云质灰岩、鲕粒灰岩等)，这些夹层的存在严重影响到储层纵向上的连通性，
Figure 5. Capillary pressure curves for reservoir samples of different lithologies. (a) Gray dolomite samples from well DW503; (b) Microcrystalline dolomite samples from well DW503 (4135.14 m); (c) Oolitic dolomite samples from well DW503 (4075.50 m)
图5. 不同岩性样品储层毛管压力曲线图。(a) DW503井灰质白云岩样品(4052.63 m)；(b) DW503井细晶白云岩样品(4135.14 m)；(c) DW503井鲕粒白云岩样品(4075.50 m)
也为摸清储量的动用情况增加了难度。基于大湾气田当前生产的钻孔井飞一、飞二层段渗透率的级差、变异系数与突进系数的量化分析，明确了该区域的纵向非均质性特征，表现为从较强至极强非均质性的范围。通过波阻抗反演技术，获得了反应层段平面内储层渗透率的分布(图6)。据此，计算得到的平面内渗透率级差数值为336，这一结果清晰地揭示了飞一、飞二层段在平面上表现出强非均质性特征。
Figure 6. Histogram of pore and permeability frequency distribution for Feixianguan-1 and Feixianguan-2 member of Dawan Gas Field
图6. 大湾气田飞一、二段孔、渗频率分布直方图
Table 1. Statistical table of permeability heterogeneity parameters for individual wells
表1. 单井渗透率非均质性参数统计表
井号 |
级差 |
突进系数 |
变异系数 |
非均质程度 |
DW1 |
9416 |
251 |
83 |
强非均质性 |
DW2 |
52235 |
680 |
154 |
极强非均质性 |
DW102 |
4433 |
43 |
8 |
强非均质性 |
MB1 |
9 |
4 |
1 |
较强非均质性 |
MB3 |
1250 |
43 |
12 |
强非均质性 |
MB4 |
24 |
3 |
5 |
较强非均质性 |
MB502-1 |
5259 |
31 |
8 |
强非均质性 |
MB503-1 |
2358 |
15 |
4 |
强非均质性 |
4. 气藏连通性评价
4.1. 储层分布特征
结合多口井实际钻遇来看，叠前波阻抗反演的预测符合率可达90%。基于反演结果，明确储层的分布特征。平面上，北部的DW2、MB4井区储层厚度较大，向南逐渐减薄。其中MB4井区在飞一、二段储层发育最厚，多在150 m以上；中部的DW1井区储层有效厚度偏小，多为50~100 m；南部的DW402井区最小，多为30~80 m (图8)。因此，从有效厚度的变化也可以得出研究区飞一、二段储层的平面非均质性较强。
4.2. 气藏连通性分析
针对飞一、二段储层的强非均质特征，根据储层反演数据体，从纵向和平面两个维度，分析研究区飞一、二段储层的连通情况。纵向上，大湾气田北部飞一、二段中下部储层连通性整体较好，具体特征
Figure 7. Planar distribution map of reservoir permeability for Feixianguan-1 and Feixianguan-2 member of the Daguan Gas Field
图7. 大湾气田飞一、二段储层渗透率平面分布图
Figure 8. Planar map of reservoir thickness for Feixianguan-1 and Feixianguan-2 member of the Dawan Gas Field
图8. 大湾气田飞一、二段储层厚度平面图
为渗透率分布较为均匀，局部存在弱连通或不连通(图9)。分井区来看，DW1井区的飞一、二段中部储层为主力产气层，连通性好；但DW1井区上部储层非均质性强，与中部储层弱连通。MB4井区飞一、二段纵向上非均质性相对弱，连通性较好。DW2井区飞一、二段内部有多套灰岩夹层存在，使得渗透率级差急剧变大，非均质性明显增强，影响到储层纵向的连通。平面上，以叠前波阻抗反演的储层厚度及渗透率平面展布为依据，结合各井区之间地层压力的压降关系，将研究区域细分为8个连通单元(图10、表2)。
Figure 9. Inter-well cross-section diagram of reservoir permeability through wells DW1, MB4, and DW2
图9. 过DW1-MB4-DW2井储层渗透率连井剖面图
Figure 10. Planar map of connectivity unit delineation for Feixianguan-1 and Feixianguan-2 member of Dawan Gas Field
图10. 大湾气田飞一、二段连通单元划分平面图
Table 2. Statistical table of reserves for each connectivity unit
表2. 各联通单元储量情况统计表
|
面积(km2) |
厚度(m) |
孔隙度(%) |
饱和度(%) |
体积压缩系数 |
储量(108 m3) |
DW405北部 |
1.61 |
121 |
9.27 |
86.7 |
348.68 |
54.55 |
DW405井区 |
4.56 |
131 |
9.23 |
86.7 |
348.68 |
166.68 |
DW405-2H井区 |
1.73 |
108 |
8.12 |
86.7 |
348.68 |
45.86 |
DW404-1H井区 |
1.44 |
123 |
7.83 |
86.7 |
348.68 |
41.93 |
DW403井区 |
7.43 |
109 |
6.02 |
86.7 |
348.68 |
147.39 |
水层上部未动用 |
1.77 |
40 |
4.67 |
86.7 |
348.68 |
10.00 |
DW402井区 |
7.32 |
77.6 |
6.83 |
86.7 |
348.68 |
117.28 |
DW402南部 |
1.76 |
44.1 |
4.53 |
86.7 |
348.68 |
10.63 |
5. 储量动用情况
以单井钻遇气层厚度为基础，结合储层预测厚度，以DW2井区平面连通单元划分为边界，用容积法计算大湾气田北部构造飞一、二段的天然气地质储量(表2)。评价结果认为DW2井区天然气地质储量为147.39 m3，与开发方案中的设计动用地质储量相当，地质储量情况较落实。根据DW2井区的动态特征，选择考虑补给的水驱物质平衡方程。计算得到DW2井区的动态储量为130.00 × 108 m3，和地质储量对比，存在17.39 × 108 m3未动用储量，如下表所示(表3)。
根据储层预测、连同单元划分及生产动态数据等资料，评价认为储层的动用程度达到88.2%，未动用储量主要分布在DW2井区的北部，是下步开发调整的主要区域(图11)。
Table 3. Reserve evaluation table for the DW2 well area
表3. DW2井区储量评价表
|
面积 (km2) |
厚度 (m) |
孔隙度 (%) |
饱和度 (%) |
体积压缩系数 |
地质储量 (108 m3) |
动态储量 (108 m3) |
储量动用程度(%) |
未动用储量(108m3) |
DW2井区 |
7.43 |
109 |
6.02 |
86.7 |
348.68 |
147.39 |
130.00 |
88.2 |
17.39 |
参数依据 |
连通单元边界 |
单井面积权衡 |
单井体积权衡 |
单井体积权衡 |
高压物性资料 |
|
|
|
|
Figure 11. Distribution map of remaining reserves for Feixianguan-1 and Feixianguan-2 member of Dawan Gas Field
图11. 大湾气田飞一、二段剩余储量分布图
6. 结论
本文针对大湾气田开发中的非均质性问题开展微观与宏观研究，揭示储层非均质性特征，并利用反演与压降数据划分连通单元，计算剩余储量以确定下一步优化策略。
1) 储层岩性与非均质性：飞一、二段储层主要包括鲕粒白云岩、细晶白云岩和灰质白云岩，其中鲕粒白云岩为优质储层，具有最佳的孔隙结构质量，并且通过对储层厚度平面分布与渗透率级差值的分析，验证了储层非均质程度较强这一观点。
2) 连通性分析：不同井区的连通性受岩性与物性影响，DW1、MB4井区的飞一、二段中下部储层纵向连通性较好；DW2井区的多套灰岩夹层影响纵向连通性。结合储层厚度、渗透率、压力下降关系，划分出8个连通单元。
3) 剩余储量与开发策略：DW2连通单元剩余储量为70.14 × 108 m3，是当前非均质性最强的区域，也是未来开发调整的关键目标。