作者：江同文,孙贺东,邓兴梁
出版社：石油工业出版社
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缝洞型碳酸盐岩气藏动态描述技术试读：
前言
21世纪以来，中国天然气工业进入快速发展阶段，天然气产量8383快速增长，由2001年的302×10m上升到2017年的1480×10m。以塔中Ⅰ号、安岳气田高石梯—磨溪区块震旦系为代表的缝洞型碳酸盐岩气藏是天然气产量增长的一支重要力量。缝洞型碳酸盐岩储层非均质性极强，储集渗流介质复杂多样、流体性质复杂，气藏静态描述工作难度非常大，为储量评价、开发方案设计及开发动态分析带来了诸多挑战；以动态补静态，静态与动态紧密结合提高气藏描述精度，是这类气藏科学开发的重要技术手段。通过多年的攻关，突破了强非均质碳酸盐岩气藏储集层动态评价、储量动态评价、产能评价等难题，形成了动态评价技术系列，较好地满足了这类复杂气藏有效开发的迫切需求。
气藏动态描述是以试井和生产动态资料分析为基础，综合运用现代试井分析、现代产量递减分析等气藏工程方法，结合地质、工程等信息对气藏进行全面准确的解读以获取气井和气藏参数的过程。它是提高复杂气藏描述精度、预测开发动态、实现合理开发的关键技术。
本书以缝洞型碳酸盐岩气藏典型特征为切入点，系统介绍了以全生命周期试井分析和现代产量递减分析为核心的气藏动态描述技术，及其在缝洞型碳酸盐岩储集层动态评价、动态储量评价、开发指标预测等方面的应用。全书共5章，主要内容如下。
第一章 缝洞型碳酸盐岩气藏典型特征。本章重点介绍了缝洞型碳酸盐岩气藏形成的地质背景及气藏基本特征，缝洞型储集层的典型特征及开发动态特征。
第二章 气藏动态描述技术概述。本章重点介绍了气藏动态描述技术的内涵、地位作用、方法以及动态监测应注意的问题。
第三章 气藏试井分析评价方法。本章针对试井曲线的多样性、解释结果多解性、分析模型复杂性，重点介绍了三维数值试井分析方法及全生命周期的试井分析技术，论述了试井分析技术在缝洞型碳酸盐岩气藏动态描述中的应用。
第四章 气藏动态储量评价技术。本章简要介绍了气藏动态储量评价方法，结合实例重点介绍了缝洞型碳酸盐岩气藏单井动态地质储量评价方法、可采储量评价方法和区块动用储量评价方法。
第五章 气井开发指标预测方法。本章针对缝洞型碳酸盐岩气藏难以开展整体数值模拟研究的现状，结合实例重点介绍了运用基于物质平衡理论和PVT实验资料的气藏工程方法、以试井资料和地质认识为基础的数值试井方法和以生产动态资料为基础的现代产量递减分析方法进行单井或单元指标预测的理论基础和分析流程。
本书是笔者多年来科研工作的总结和提炼，体现了气藏工程理论与现场实践的结合、提升和再发展，其中许多成果已经应用于塔中Ⅰ号及类似气田的前期评价及开发方案编制，提高了气田开发的科学性、预见性和经济效益。希望本书的出版能对中国复杂气藏开发工作有所裨益。本书的英文版《Dynamic Description Technology of Fractured Vuggy Carbonate Gas Reservoirs》同时由爱思唯尔公司出版。
感谢国家科技重大专项——大型油气田及煤层气开发［塔里木盆地碳酸盐岩油气田提高采收率关键技术示范工程（编号： 2016ZX05053）］的资金资助；感谢李世银、张正红、王彭、常宝华、欧阳伟平、刘志良、曹雯等研究人员在文稿撰写和文字校对等方面提供的帮助。
由于笔者水平有限，书中难免有不妥之处，敬请读者批评指正。2018年1月第一章 缝洞型碳酸盐岩气藏典型特征
我国缝洞型碳酸盐岩油气藏资源丰富。在塔里木盆地相继发现了塔河、塔中、哈拉哈塘、轮古、英买力等多个大型缝洞型碳酸盐岩油42气田，含油气面积超过2.0×10km；在四川盆地川中、川南等地区二叠系、寒武系、震旦系发现了多个缝洞型碳酸盐岩气田；在鄂尔多斯盆地发现了奥陶系缝洞型碳酸盐岩气田。本章主要介绍了塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩气藏形成的地质背景及气藏基本特征，缝洞型储集层的典型特征及开发动态特征。第一节 气藏地质典型特征一、气藏发育地质背景（一）古老海相碳酸盐岩储集层原生孔消失殆尽（从沉积到成岩经历了漫长的过程）
世界上规模性海相碳酸盐岩油气勘探开发主要集中在中东、北美洲、澳大利亚等地区的上古生界及中新生界海相碳酸盐岩中，即便是古生界油气藏，主要储集层类型亦多为原生孔隙型储集层，其油气藏地质特征与孔隙型砂岩储集层的特征基本一致。国内鄂尔多斯盆地海相碳酸盐岩天然气勘探的主力目的层奥陶系，现今地层埋深多在2500～4000m，仅在盆地西部天环坳陷区埋深超过4500m。四川盆地安岳特大型气田目的层震旦系—寒武系，埋深4500～6000m，储集层多为古丘滩体控制的次生孔隙性白云岩储集层。塔里木盆地海相碳酸盐岩地层分布以下古生界为主，勘探主力层系主要为奥陶系和寒武系，地层分布时代老，目的层常常超过6000m。有些地区，如哈拉哈塘地区更是达到了7700m。塔里木盆地在小克拉通板块背景下形成的早古生代碳酸盐岩储集层的演化非常复杂，基质孔隙度低，在长期强烈的成岩作用下，原生孔隙损失殆尽，受多期不整合面和断裂系统控制的岩溶储集层和白云岩储集层是主要的有效储集层，缝洞—大型溶洞储集层非均质性强。（二）多期构造运动决定了不同级次的裂缝发育
古老海相碳酸盐岩地层从成岩以后一般经历了多期构造运动，形成了多组断层和裂缝，部分地区甚至形成了复杂的缝网结构。以塔里木盆地塔中隆起为例，该隆起是在寒武系—奥陶系巨型褶皱背斜基础上长期发育的继承性古隆起，形成于早奥陶世末，泥盆系沉积前基本定型，早海西期以后以构造迁移及改造为特征。在早加里东期，克拉通内碳酸盐岩台地发育阶段，仅有局部小型正断裂发育，塔中是与塔北连为一体的大型稳定发育的台地。中晚加里东期（古隆起形成期），区域构造应力场开始由南北向的引张向南北向的挤压转化，形成了东西向的多阶断层组成的基底逆冲断层，控制了整体构造格局。早海西期为古隆起调整改造期，遭受来自西南方向的强烈挤压作用，塔中隆起进一步隆升并定型，发育了北东向为主的多组、多类型、多尺度的走滑断裂。并且因走滑断裂横向位置和纵向断开层次不同，其裂缝发育规模也不相同。该期断裂及其伴生裂缝是主要的岩溶储集层的改造因素和油气充注的主要通道。海西晚期—燕山期为古隆起整体升降期，尤其是在早二叠世晚期，塔中西部地区形成中基性火山喷发岩和岩浆侵入，造成石炭系向上拱曲及下二叠统在构造高部位的顶薄翼厚现象，形成披覆背斜和同沉积背斜。碳酸盐岩地层受火山岩喷发和侵入而形成的裂缝非常发育。喜马拉雅期为古隆起的快速深埋期，为弱伸展的构造背景，局部发育张性断裂，裂缝发育规模不大。（三）构造运动的多期性决定了岩溶发育的多样性
中国海相碳酸盐岩储集层的年代比较老，地质历史复杂，在其形成及演化过程中盆地的区域构造背景无疑是碳酸盐岩储集体类型及其储集层演化的最根本因素。构造运动的幅度与速度对岩溶发育也起着一定的控制作用。快速的构造升降—海平面升降，都使得岩溶储集层来不及发育；而多期性的缓慢构造升降—间歇性的海平面升降，都有利于岩溶作用的长时间进行，由此导致岩溶作用的多样性，包括准同生期溶蚀、层间岩溶、潜山岩溶、热液岩溶等多种多样的岩溶类型。
塔里木台盆区早加里东期（下奥陶统蓬莱坝组）和中加里东期（鹰山组顶、一间房组顶、土木休克组顶、良里塔格组顶）古岩溶，均发育于克拉通内古隆起背景，但各时期经历的构造运动强度不一样，表现的岩溶特征不同：如塔中北斜坡，鹰山组岩溶发生于早—中加里东构造运动时期，上覆地层缺失一间房组和土木休克组，但暴露时间不长，仅为5～10Ma，展现为层间岩溶特点；塔中1号坡折带上奥陶统礁滩体，代表了中加里东运动早期，晚奥陶世良里塔格组沉积时期台地边缘礁滩体的向上营建暴露、海平面相对下降及遭受大气淡水淋滤形成的同生期或准同生期岩溶；而塔北轮南奥陶系古隆起，晚加里东—早海西期，受持续挤压应力作用古隆起持续抬升，达数亿年，奥陶系鹰山组之上地层剥蚀殆尽，石炭系直接覆盖在奥陶系鹰山组之上，发育潜山岩溶。早期岩溶埋藏后，在后期构造运动过程中，222当含有CO、HS、SO等酸性气体的热液流体沿断裂、裂缝进入碳酸盐岩层产生新的次生孔隙，形成热液岩溶。该岩溶类型可以发生在碳酸盐岩地层沉积成岩后的各个运动时期，岩溶储集层沿断裂穿层分布。（四）断层、裂缝和岩溶的复合控制了缝洞型储集层的分布
断层、裂缝决定了古老碳酸盐岩的渗透性、连通性及其方向性，进而控制了地表、地下径流及其方向性。早期的断层裂缝对溶洞的发育具有明显的促进和控制作用，由此决定了缝洞型储集层沿断裂裂缝带发育并呈带状甚至线状展布（图1-1），沿断裂带或断裂的拐点、交点往往发育大型溶洞；断裂发育深度及其规模控制了岩溶的发育深度和规模，构造运动的阶段性决定了岩溶发育的多期性等特点。中国古老碳酸盐岩勘探实践与研究成果表明，断裂裂缝控制了高产工业油气流井和富集高产区块的分布，只要有断裂裂缝存在，不管碳酸盐岩沉积是否为高能相带，都可以形成孔洞型、裂缝—孔洞型和大型溶洞型储集层及油气藏。缝洞—大型溶洞储集空间及其强非均质性两大特点，构成了岩溶储集层的基本特点。断裂裂缝与溶蚀孔洞密不可分，其中既包括了先成断裂裂缝对岩溶储集层形成的控制作用，也包括了后期岩溶塌陷过程中形成的众多次生断裂裂缝。图1-1 哈拉哈塘油田X区块奥陶系断裂叠合储集层平面图二、气藏储集层典型特征（一）储集空间有洞穴、孔洞和裂缝三大类，不同储集空间成因复杂多样
1．洞穴
洞穴主要由溶蚀作用形成，其岩溶发育模式多种多样，如深部热液岩溶、埋藏岩溶等发育模式。深部热液岩溶在塔里木盆地碳酸盐岩发育的规模较大，形成的溶洞十分发育，其尺度同样相对较大，成为有效的储集空间。埋藏岩溶主要指成藏过程中有机酸和二氧化碳随油气一起进入储集层，该类岩溶作用在塔里木盆地同样普遍发育。
2．孔洞
本书中所讲的孔洞是指小型溶蚀孔洞，孔洞形态各异，有蜂窝状、串珠状等，未充填—全充填，充填物多为方解石、泥质，并／或见热液成因的萤石、天青石等。孔洞主要形成于同生期大气淡水岩溶，同生期大气淡水岩溶以形成粒内溶孔、铸模孔等为主，但胶结、充填作用很严重，能够保存下来的孔隙数量较少。
3．裂缝
裂缝按成因主要分为构造缝、溶蚀缝以及成岩缝三大类。
构造缝是指受构造应力作用而产生的裂缝，是盆地内最主要的裂缝类型，主要表现为剪切缝，其次为张性裂缝。根据裂缝的产状分为高角度斜缝、垂直缝、水平缝，以垂直缝和微裂隙最为发育。早期形成的各种裂缝，多数已被方解石、泥质或沥青充填或半充填。局部区域多期不同产状的裂缝相互交切形成网状裂缝，发育的裂缝形成网状系统，使岩石破碎，大大提高了岩石孔渗性。
溶蚀缝主要由地表水和地下水沿早期的裂缝系统产生溶蚀扩大。该种裂缝通常十分发育，表现为破裂面的不规则溶蚀扩大，沿断裂面壁上生长粒状、透明白色晶形完好的方解石晶体或晶簇。
成岩缝即压溶缝，主要表现为缝合线，是由沉积负荷引起的压实作用和压溶作用形成。这和地层的压力、温度及石灰岩中的泥质含量有关。缝合线的产状多数与层面平行，呈锯齿状，一般宽几毫米不等，多数缝合线已被方解石、泥质或沥青不同程度充填或溶蚀扩大。据荧光薄片资料，部分缝合线有较强的荧光显示，存在有效储集空间。（二）洞穴、孔洞和裂缝的尺度、级别空间跨度巨大
1．洞穴
根据碳酸盐岩洞穴的洞径，可大致分为厘米级和米级两大类。厘米级洞穴的洞径在2～1000mm之间，一般可以通过岩心描述、成像测井等手段进行观测分析。图1-2为塔中地区碳酸盐岩岩心照片，明显可通过肉眼观测到洞穴发育情况。图1-2（a）中岩心岩性主要以亮晶颗粒灰岩为主，发育未充填—半充填溶蚀洞穴，洞径在10～40mm之间；图1-2（b）中岩心岩性主要以亮晶砂屑灰岩为主，其溶蚀洞穴后期被灰绿色泥质充填，孔径在20～60mm之间。通过成像测井手段同样可以观测描述厘米级孔洞，不同充填形式的溶洞具有不同的地质特征，其成像测井响应存在较大的差异，图1-3（a）为泥质充填的洞穴，表现为深色高导斑点，对应的GR曲线值较高；图1-3（b）为明显的溶蚀洞穴，成像测井见蜂窝状斑点。图1-2 塔里木盆地塔中地区岩心照片图1-3 塔里木盆地塔中地区溶蚀洞穴成像测井响应
米级洞穴的洞径一般大于1000mm，部分甚至可延伸上千米，常通过钻录井工程资料、野外露头以及地震资料进行观察描述。表1-1为塔中碳酸盐岩已钻井工程异常统计表，发生放空、漏失段为钻遇米级洞穴段，大小一般为0.3～5m之间。表1-1 塔中地区下奥陶统鹰山组钻井液漏失及钻具放空统计表图1-4 塔里木盆地米级洞穴野外露头观测照片
通过野外露头可直接观测米级洞穴，图1-4为塔里木盆地野外露头剖面，可见大型米级洞穴的洞径一般在1.5～2.5m之间，人可直接进入观测，洞穴横向连通性差，多为碳酸盐岩基岩，表现为洞穴之间非均质性强的特征。
部分洞穴延伸可达上千米，一般通过地震资料来进行观测、描述。大型米级洞穴在地震剖面上多表现为“串珠状”反射特征。塔里木盆地碳酸盐岩储集层平面展布范围大，部分米级洞穴连通可达上千米，图1-5可见塔中地区D15连通井组平面延伸长度达5km，表现为千米级别的大型溶蚀洞穴。图1-5 塔里木盆地塔中地区D15连通井组千米级洞穴地震剖面
2．孔洞
孔洞储集空间一般以毫米级为主，毫米级孔洞一般孔径为0.01～2mm，需要铸体薄片等精细手段才能观测到。图1-6为塔里木盆地塔中地区碳酸盐岩典型的微观孔洞，通过铸体薄片观察结果显示，微观孔隙较为发育，多以粒内溶孔和铸模孔为主，粒间溶孔次之，大多为有效的储集空间。图1-6 塔里木盆地塔中地区鹰山组微观孔洞特征
3．裂缝
根据碳酸盐岩裂缝的延伸长度，同样可分为毫米级、厘米级和米级三大类。其中毫米级裂缝延伸长度在0.1～10mm之间，需要铸体薄片等精细手段才能观测到。图1-7为塔里木盆地塔中地区碳酸盐岩典型的微观裂缝，铸体薄片观察结果表明，微裂缝以构造缝和缝合线为主，可见未充填构造缝，这些裂缝既是碳酸盐岩储集层的渗流通道，也是重要的储集空间。图1-7 塔里木盆地塔中地区微观裂缝特征
厘米级裂缝延伸长度在10～1000mm之间，一般可以通过岩心描述、成像测井等手段进行观测分析，图1-8可见岩心上厘米级裂缝发育，图1-8（a）岩心岩性为泥晶砂屑灰岩，发育溶蚀孔洞与多期裂缝，多期裂缝相互切割；图1-8（b）岩心岩性主要为亮晶砂屑灰岩，发育一条长100mm左右、宽20～40mm的斜交缝，被深灰色泥质全充填。成像测井同样可以观测、描述厘米级裂缝发育情况，成像测井图像上表现为呈正弦曲线的暗色条带，图1-9为塔中地区碳酸盐岩成像测井资料，明显可见厘米级裂缝发育。图1-8 塔里木盆地塔中地区厘米级裂缝岩心特征图1-9 塔里木盆地塔中地区厘米级裂缝成像测井特征
米级裂缝延伸长度大于1000mm，部分甚至可延伸上千米，常通过野外露头和地震资料进行观察描述。图1-10为塔里木盆地野外露头观测到的米级裂缝，多见延伸几米至几十米的大型裂缝、断裂发育，多数断穿地层向上延伸，局部多期裂缝、断裂切割。图1-10 塔里木盆地塔中地区米级裂缝野外露头特征
通过地震资料以相干、曲率等手段可进行断裂、裂缝预测，以塔里木盆地塔中地区为例，通过相干分析，大型断裂破碎带延伸可达几千米至几十千米，断穿整个工区（图1-11），部分可形成盆地级别的断裂，整个塔里木盆地均有发育（图1-12），是碳酸盐岩储集层重要的油气充注、运移以及储存的空间。图1-11 塔里木盆地塔中地区石灰岩顶面相干图图1-12 塔里木盆地塔中地区局部石灰岩顶面相干图（三）储集空间组合复杂多样，分为洞穴型、孔洞型、裂缝型和裂缝—孔洞型4种类型
1．洞穴型储集层
洞穴型储集层是塔里木盆地最重要的储集层类型，其储渗空间以大型洞穴（直径大于100mm）为主，主要分布在鹰山组顶部及断裂活动发育区，受构造应力和不整合岩溶控制，是油气产出的主要储集类型。其最明显的特征就是在钻井过程中出现放空或漏失，成像测井图像为暗色条带夹局部亮色团块或所有极板全是黑色，地震上可见典型的串珠状反射[图1-13（a）]。图1-13 塔中地区下奥陶统鹰山组岩溶型储集层储集类型响应特征图
2．孔洞型储集层
孔洞型储集层相对同样发育，主要是原生孔隙经过溶蚀改造形成溶蚀孔、洞（直径小于100mm），裂缝欠发育，是受同生期大气淡水淋滤作用形成的。基质孔隙度多在2%以下，但溶蚀孔洞发育段孔隙度可达4%～6%，局部甚至高达10%以上，在FMI成像图上观察到溶蚀孔洞，一般呈不规则暗色斑点状分布[图1-13（b）]。
3．裂缝—孔洞型储集层
裂缝—孔洞型储集层是塔里木盆地最主要的储集类型，孔洞是其主要的储集空间，裂缝虽可提供部分储集空间，但更为重要的是起连通渗流渠道的功能。相比单一孔洞型或单一裂缝型储集层，孔洞和裂缝共存更能提高储集、渗流能力，在FMI成像测井动态图像上显示为黑斑点与垂直黑色条带联合[图1-13（c）]。
4．裂缝型储集层
裂缝型储集层缺乏孔洞，基质孔隙一般不发育，孔洞孔隙度一般小于1.8%，裂缝孔隙度一般大于0.04%，裂缝既是渗滤通道，又是主要的储集空间，具低孔隙度（主要是岩石基质孔隙度）和较高渗透率，储渗能力主要受裂缝分布和发育程度的控制[图1-13（d）]。（四）储集层非均质性强，储集体内部结构复杂多样
塔里木盆地碳酸盐岩储集层非均质性强，由于其储集空间成因复杂多样，不同成因的孔、洞、缝表现出不同尺度、不同规模的连通性。储集空间组合类型多种多样，不同储集层类型之间连通性差异大，综合表现为碳酸盐岩储集层非均质性较强，内部结构复杂多样。
以塔里木盆地塔中I号气田中古8井区的D112井为例，该井钻至串珠底部未发生工程异常（图1-14），经过成像测井及远探测测井分析，重新侧钻，距离原轨迹32m处，钻至相同深度时发生漏失，分离器点火10m，见气测99%，试油获高产，油压稳定。
通过钻录井资料及后期试采分析，判断D112井串珠状反射并不代表洞穴型储集层，而应是多个小型缝洞型储集层集合体，串珠在30m左右范围内连通性较差。图1-14 D112井地震剖面及模式图
邻井D11C2井原直井眼钻至串珠底部出水失利（图1-15），侧钻鹰山组串珠高部位获成功，取样口硫化氢为2000mg/L，气油比为3332172m/m，油品黏度为1.147mPa·s，密度为0.8082g/cm。通过串珠内部结构认识，部署D11C2井钻探上部良里塔格串珠顶部，钻井过程中发生漏失，通过液面数据无压力亏空，证实与下部生产串珠不存在33连通，试油过程中取样口硫化氢为50mg/L，气油比为13134m/m，3油品黏度为0.8042mPa·s，密度为0.7807g/cm，证实上下串珠不存在连通，其高部位串珠后期气侵更为强烈，串珠上下内部结构复杂，连通性差。图1-15 D11C2井地震剖面
储集层非均质性强，内部结构复杂多样，导致该类油气藏在同一产层中各系统之间互不连通，并有各自的油气水界面和原始地层压力；多数为单井控制的缝洞系统，在已开采枯竭的缝洞系统附近，仍可钻获保持原始地层压力的新缝洞系统；而一旦丢掉钻井剖面上的一个缝洞型储集层，就有可能丢掉一个油气藏，且该油气藏又很难由其他钻井发现。第二节 气藏开发典型特点图1-16 碳酸盐岩气藏流动机理示意图一、渗流机理复杂
常规碎屑岩储集层是微米级多孔介质，属于典型的孔隙介质；而缝洞型储集层既有微米级溶蚀次生孔隙、构造微裂缝、溶蚀缝，又有米级溶蚀洞穴，在尺度上存在巨大差异。缝洞型油气藏储集空间类型的多样性决定了其内部流体流动模式的复杂性，即大规模裂缝内的缝隙流、大尺度未充填溶洞内的洞穴流和以中小规模裂缝、溶蚀孔洞和半充填洞穴内的孔隙流并存（图1-16）。
目前对缝洞型油气藏流体流动模式存在很大争议，有的人认为其流动属于狭义的工程流体力学范畴，而有的人则认为其仍属于传统渗流力学范畴。二、井间产能差异大
受断裂带规模、构造位置、储集层发育程度的影响，平面上单井产能存在明显差异。以塔里木盆地为例，事实证明，哈拉哈塘油田发育的多条北东、北西走向走滑断裂是缝洞型储集层的主要控制因素，也是油气的主要充注通道。但各断裂带的油井产能存在明显差异，如4哈9断裂带平均单井累计产量在2.67×10t以上，哈7断裂带平均单井4累计产量为1.71×10t，而哈5断裂带平均单井累计产量仅为1.17×410t（图1-17）。
油井初期产能也存在明显差异，以轮古油田为例，LG701井初期产能达到400t/d，LG7-5-2井、LG701-4井初期产能为100～200t/d，但也有初期产能10t/d以下的井，如LG7-16井。
同一条断裂带不同段，油井产能也存在差异。如塔中I号气田中古10断裂自南向北可分为斜列段、拉分段和马尾段3段，斜列段平均834单井累计产气0.37×10m，累计油1.9×10t，拉分段单井累计产气834830.05×10m，累计产油0.25×10t，马尾段单井累计产气0.21×10m，4累计产油0.93×10t。斜列段和马尾段油井产能明显优于拉分段（表1-2）。图1-17 哈拉哈塘油田各断裂带试采现状图（哈9-哈5断裂带）表1-2 塔中Ⅰ号气田中古10断裂带不同段油井产能情况统计表三、动态变化缺乏规律性
碳酸盐岩基质物性差，基本不含油气，油气主要赋存在洞穴、孔洞和裂缝中，不同介质系统间渗透率和孔隙度级别相差巨大，以致整个油气藏呈现出严重的非均质性和各向异性。缝洞型碳酸盐岩气藏独特的成藏特征使得其在空间上储集层非均质性强，决定了流动特征的复杂性，既有管流特征，也有渗流特征，多数情况下是两者共同作用。这种复杂性导致开发特征的巨大差异，产量、含水率、气油比等参数不仅井间差异大，甚至同一口井在生命周期生产过程中差异也大，规律性不强，主要表现为压力忽高忽低，流体性质忽油、忽气、忽水。（一）压力变化大，忽高忽低
缝洞型碳酸盐岩气藏由于储集层内部孔、洞、缝组合与展布复杂，一方面导致不同部位之间流动压差的大小不同，另一方面储集空间特点使得流体在流动方式上也存在不同，因此缝洞型碳酸盐岩气藏在生产特征上常常表现出压力忽高忽低。以塔中I号气田D162-H3井为例，该井地震剖面上表现为“串珠”强反射特征（图1-18），于2013年4月21日开钻，2013年11月8日完钻，完钻井深6414m，完钻层位下奥陶统良里塔格组。钻井过程中从6366.11m开始漏失，累计漏失33929.5m，钻进至井深6366.11m溢流0.7m。目的层气测显示29m/3层，全井最好显示在6384～6401m，最高TG为97.37%。图1-18 D162-H3井地震剖面
D162-H3井于2013年11月18日投产，初期油压力为36MPa，日产3油42.81t，日产气30000m，不产水。试采期间，初期油压快速下降，油压降低至1MPa后突然增高，后续间断性出现不规律的油压、产量下降又突然上升的现象。截至2017年11月20日关井时，累计生产483823d，累计产油3.9753×10t，累计产气0.2444×10m（图1-19）。图1-19 D162-H3井试采曲线（二）整个开发阶段流体性质差异大
缝洞型碳酸盐岩气藏多期成藏、多期充注以及断裂系统发育的特点，使得其流体在平面与纵向上分布复杂。进一步由于储集空间上孔、洞、缝不同的组合关系以及流动阻力差异，使得缝洞型碳酸盐岩气藏表现出忽油、忽气、忽水的生产特征。以塔中I号气田M62-2井为例，该井地震剖面上表现为“串珠”强反射特征（图1-20）。M62-2井于2005年5月7日开钻，2005年7月11日完钻，完钻井深4825m，完钻层位为下奥陶统良里塔格组。钻井过程中从4779m开始漏失，累计漏失331106.7m。钻进至井深4788.21m处溢流2m。目的层气测显示29m/2层，全井最好显示在4779～4805m，最高TG为47.19%。测井解释：Ⅰ类裂缝孔洞型储集层2.5m/1层，孔隙度为6.8%，；Ⅱ类裂缝—孔洞型储集层15.5m/4层，孔隙度为2.7%；Ⅲ类储集层9.5m/4层，孔隙度为1.64%。图1-20 M62-2井地震剖面
M62-2井试油后于2005年12月22日投产，初期油压为36.6MPa，3日产油26t，日产气98028m，不产水。截至2018年3月14日，累计生483产3869d，累计产油3.6961×10t，累计产气0.3867×10m，累计产水40.2439×10t（图1-21）。试采期间，流体性质在不同时期呈现不同特征，2005年8月18日PVT取样测试结果显示该井为中含凝析油的凝析气藏，2011年8月15日再次取样，分析结果为原油流体，表明油气藏相态发生重大变化（图1-22）。图1-21 M62-2井试采曲线图1-22 M62-2井不同时期地层流体相态图
由于缝洞储集体的类型多样，单井生产动态迥异，其特征与储集空间类型、缝洞组合关系、储集规模、与水体的连通关系及水体的大小等密切相关。尽管井间生产动态特征相差悬殊，但钻遇同一种储集空间类型的井则表现出比较相似的生产变化趋势。四、气藏描述面临的挑战（一）储集层精细描述难
碳酸盐岩作为一种重要的储集岩类，由于其本身沉积、成岩和演化的复杂性，储集层呈现点状分布，非均质性强，空间结构复杂，裂缝溶洞发育的影响因素较多，导致了碳酸盐岩油气田的形成、分布和富集的复杂性。塔里木盆地塔中地区碳酸盐岩储集层往往是溶孔、洞穴和裂缝并存，孔、洞是其主要储集空间，裂缝是其渗滤通道。
碳酸盐岩储集层地下溶洞发育及分布的非均质性极强，储集层的充填程度、充填物类型及流体性质复杂多变，而且井点与井周附近储集层发育差别大，使得碳酸盐岩储集层的岩心分析和测井评价成为一大难点。测井技术受测量范围限制，常规测井范围仅仅是井周几十厘米，即“一孔之见”。虽然近年来远探测测井技术发展迅速，探测范围也仅仅扩展到十几到几十米，远远不能满足碳酸盐岩储集空间描述的需求。此外，基于均质地质模型进行的测井物性解释的储集层孔隙度往往偏小，这与钻井液大量漏失的情况相悖，用测井技术难以真实反映储集层的物性特征。
随着地震采集处理技术的发展和地震属性技术研究的不断深入，使得利用地震属性研究碳酸盐岩储集层成为可能。采用各类地震属性预测碳酸盐岩储集层取得了一定效果，但因其强烈的各向异性以及多样的裂缝—孔洞组合形式，造成地震波响应特征也复杂多变，用单一地震属性分析、预测碳酸盐岩储集层，很难获得储集层的定量参数，预测精度较低。（二）动用储量评价难
碳酸盐岩储集空间主要为洞穴、孔洞、裂缝，大小不均，分布复杂，储集层非均质性极强，储集类型为洞穴型、孔洞型、裂缝型。不同于一般的碎屑岩油气藏，碳酸盐岩油气藏普遍具有准层状分布、大面积含油、局部富集的特征，井点与井周附近储集层发育差别大，储集层厚度、孔隙度及油水界面都难以定量描述。实践表明，利用井控法计算的碳酸盐岩储量呈现出含油气面积大、地质储量大、可采储量低、动用程度低的特点，针对均质砂岩储集层的储量研究方法及思路均不适用于非均质性极强的碳酸盐岩。
近年来，针对缝洞型碳酸盐岩储集层的非均质性及复杂性，结合缝洞空间雕刻、缝洞连通性分析、缝洞体空间描述技术，地质建模与属性体融合技术得到快速发展，能够实现碳酸盐岩洞穴、孔洞与裂缝体积的量化雕刻，形成的碳酸盐岩油气藏“缝洞雕刻容积法”储量计算方法，是对碳酸盐岩储量计算的有益探索。该方法在储集层雕刻的基础上，划分缝洞发育区、缝洞带、缝洞系统，结合井控程度的高低、储量动用程度的大小分别确定预测、控制、探明储量的计算单元，根据储集层类型、孔隙度范围、地震相分别确定单井洞穴、孔洞和裂缝的有效厚度、孔隙度，采用类比法（静态、动态分别类比）、单井动态标定法综合确定储量区块的采收率，利用网格化积分法完成储量计算。
缝洞雕刻容积法储量计算方法按洞穴、孔洞、裂缝3类储集空间计算储量，据此方法计算的储量为传统容积法计算的40%，相对于传统容积法更能体现油气藏的非均质性特征。该方法将储集层量化雕刻技术应用到了缝洞型碳酸盐岩油藏的储量计算中，通过缝洞几何轮廓的雕刻及缝洞带、缝洞单元的划分，明确了缝洞体的空间分布特征及有利富油气区带的分布，评价结果是洞穴及其相关孔洞、裂缝发育区的储量，开采洞穴时孔洞及裂缝储量均可动用，均为可动用储量，可以直接作为开发规划的依据。该方法在含油面积、计算单元划分及采收率论证等方面提出的思路更适用于非均质的碳酸盐岩油气藏。（三）开发指标预测难
塔里木盆地已发现的碳酸盐岩油气藏埋藏深，平均埋深在6000～7000m之间，地表以沙漠、戈壁、浮土为主，由于强烈的吸收衰减和散射等因素干扰，地震资料信噪比低；地层本身的滤波作用和表层衰减使得高频能量吸收衰减严重，制约了地震分辨率的提高，也降低了储集层的识别精度。因此，应用地震资料对缝洞体的识别、预测及刻画难度极大，缝洞的内部结构及充填特征更难以准确描述。油气赋存在不规则缝洞体中，缝洞体规模及连通关系复杂，为后续三维地质建模带来了极大的困难。
即使缝洞型储集层建模结果可用，由于流动机理复杂，缝隙流、洞穴流和孔隙流并存，现有的基于多孔连续介质储集层数值模拟方法与技术难以满足现场的需求。在连续介质和离散介质耦合的基础上，利用等效多重介质和耦合型数值求解技术，可进行缝洞型碳酸盐岩油藏的数值模拟，但计算结果仍有非常大的不确定性。
因此，在现有缝洞型储集层地质与单井生产动态认识的基础上，丰富和发展配套的油气藏工程方法，建立适合缝洞型储集层的开发关键指标预测技术，是实现此类油气藏有效开发的基础。（四）气藏动态描述对策
针对上述难题，形成以全生命周期试井分析、现代产量递减分析相结合的缝洞型碳酸盐岩气藏动态描述技术（图1-23），该技术可弥补静态描述的不足，较好解决此类气藏的储集层评价、储量评价以及产能评价三大核心问题，实现有效开发。图1-23 缝洞型碳酸盐岩气藏动态描述技术示意图第三节 本章小结
缝洞型碳酸盐岩油气藏与常规砂岩油气藏不同，油气分布不受局部构造控制，而受岩溶缝洞体发育程度控制，表现为整体含油气、局部富集特征，单个气藏规模较小，宏观上没有统一的气水界面。储集层非均质性强、内部结构复杂，基质孔隙不发育、物性极差，次生溶蚀改造形成的洞穴、孔洞、裂缝是主要的储集空间。
缝洞型油气藏储集空间类型的多样性决定了其内部流体流动模式的复杂性，缝隙流、洞穴流和孔隙流并存；生产过程中呈现出动态规律性差、井间产能差异大、递减快等特点。
缝洞型碳酸盐岩气藏有效开发面临储集层精细描述、动用储量评价、开发指标预测等方面的挑战。缝洞型碳酸盐岩气藏动态描述技术可弥补静态描述的不足，较好解决此类气藏有效开发过程中的储集层评价、储量评价以及产能评价三大核心问题。
本书后续章节将主要论述缝洞型碳酸盐岩气藏动态描述技术及其在实践中的应用。第二章 气藏动态描述技术概述
本章重点介绍了气藏动态描述技术的内涵、地位与作用、方法和手段及动态监测应注意的问题。第一节 气藏动态描述技术简介一、技术内涵图2-1 气藏动态描述分析流程示意图
气藏动态描述是指充分利用测试和开采过程中录取到的压力、产量、流体等动态数据资料，以现代试井分析（Pressure Transient Analysis, PTA）和现代产量递减分析（Production Analysis，PA或Rate Transient Analysis, RTA）等气藏工程方法为基础，以先进的计算机软件技术为手段，结合地质等静态信息对气藏进行全面、准确的解读以获取气井和气藏参数的过程，分析流程如图2-1所示。二、地位与作用
地球物理勘探、测井和以试井为核心的动态描述技术是解读气藏储集层特征的三大技术，每种技术各有千秋，彼此不可替代，描述的范围如表2-1所示。表2-1 气藏静态、动态描述研究范围示意图（Gringarten，2008）
对于处在勘探开发早期评价阶段的复杂气藏，地质综合分析可以提供有关区域的沉积背景和储集层发育特点，但受地震资料分辨率及井数少的限制，以静态信息为主建立的储集层地质模型，可以形象地看作是一张“静止的照片”，而且是一张只有少数几个清晰井点（测井，一孔之见）的照片，难以满足气田高效开发的需求。
气田开发研究需要的是“活动的图像”，也就是地下流体（气、油、水）开采条件下的流动动态特征，即有效的流动单元特征。虽然静态描述能够识别出大断层和大面积分布储集体的存在，但却无法回答断层是否封闭、井控范围等关键问题，而以试井为核心的动态描述技术可以弥补物探、测井等静态描述的不足。三、方法和手段
气藏动态描述的方法和手段主要有井筒节点分析、生产测井、地层测试、试井分析、现代产量分析（生产数据分析）、历史拟合分析及动态预测等，每种方法的研究范围也存在较大差异（图2-2）。图2-2 气藏动态描述手段和研究范围示意图（Oliver，2013）（一）井筒节点分析
井筒节点分析的主要任务是利用静压（流压）、静温（流温）梯度测试数据进行流体分布特征分析。利用静压梯度分析可以有效地了解气藏的结构特征。根据勘探开发历程，梯度分析可划分为勘探时期的梯度分析和开发过程中的梯度分析。
根据勘探时期的静压梯度线，可以得知哪些井处于同一连通单元内。在一个疑似连通单元内，若各井静压力点没有排列在同一个“天然气静压梯度线”上，则有两种可能：一种是，静压力点排列在2个或3个“天然气静压梯度线”上，则这些井有可能分布在2块或3块彼
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