川中充西须四段致密砂岩气田气水分布特征及成因

2012-01-04雍自权

成都理工大学学报（自然科学版） 2012年2期

赵爽雍自权

（油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059）

致密砂岩气藏是一种资源量前景很大的非常规气藏。国外学者很早就在这方面投入研究[1，2]，在勘探和开发方面取得了巨大的突破。目前中国在致密砂岩气成藏和气水分布关系领域也进行了大量的研究工作[3－8]，其中气水分布关系一直是致密砂岩气藏研究的关键问题和难点问题。

川中地区充西构造上三叠统须家河组第四段（T3x4）是一套低孔、低渗、非均质性较强的致密砂岩储层，除了干层外，其他产层都或多或少有水产出。西20井生产动态表现为气水同产，开井即见大水，间歇生产了10余天，日产气约2×104m3，日产水却在100～200m3以上，水产量呈台阶式上升趋势。2004年2月～9月，水产量稳定在30m3／d左右；2004年10月～2006年1月，水产量上升并稳定在60m3／d左右；2006年2月～2007年5月，水产量又上了一个台阶，稳定在80 m3／d左右。气产量相对稳定，该井的气产量在2004年1月～2月，从4.8×104m3／d左右上升至6×104m3／d，之后的产气量变化平稳，生产了3年多的时间，降至4.6×104m3／d[9]。以上现象充分显示了充西气田的气水分布关系非常复杂、控制因素不明，气水关系已成为充西气田在勘探开发中最大的障碍，很大程度上制约了矿区的勘探开发步伐。因此，展开须四段致密砂岩气田气水分布及成因的研究具有重要的理论与实践意义。

充西气田隶属于四川盆地川中古隆中斜平缓构造带的南充构造群（图1）。南充构造为一个长轴背斜，轴线呈北凸的弧形；东端为北西向的东观潜高，构造形态宽缓，倾没端在胜观桥附近，发育的断层规模较大；构造西端形态较窄，延伸远，两翼较陡，轴线在潆溪场附近转折为东西方向，倾没于文井场一带。充西气田刚好位于南充构造西倾没端，由北西向南东倾没的向北弧形突出的转折带上，为弱受力背景下的相对强受力区，断层、裂缝亦相对较发育[10]。

图1 充西气田区域构造位置Fig.1 The areal structure position of Chongxi gas field

1 地层水物理化学特征

在含油气盆地的发展演化过程中，伴随着油气的生成、运移、聚集、散逸，地下水的化学成分也随之经历了复杂而漫长的水文地球化学演化过程。含水岩系经过沉积、浅埋、深埋、变质及淋滤等水文地质发展阶段，油、气、水之间，水、岩之间相互发生活跃的元素交换作用，致使储层水化学成分重新分配和组合，发生正向变质，形成新的地下水类型和特殊的水化学性质，为油、气、水的成生、展布及其变化提供了许多信息和证据[11]。

地下水常规分析中，一般用K＋、Na＋、Ca2＋、Mg2＋、Ba2＋、Cl－、HCO－3等离子代表大量无机组成，I－、Br－、B等离子属微量元素。各种离子的含量，能够反映地层的水动力特征和水文地球化学环境，因此，在一定程度上可以说明油气藏的保存和破坏条件。

按苏林的分类[12]（表1），充西须四段致密砂岩气田的地下水类型绝大多数属高矿化度氯化钙型（表2）。氯化钙型地层水分布于区域水动力相对阻滞区，在纵向水文地质剖面上表现出深层交替停滞状态特征。地下水环境处于还原状态，也反映储层具有良好的封闭条件，这对烃类聚集成藏和赋存是非常有利的[11]。

表1 原生水苏林分类Table1 Connate water Surin classification

2 气水分布特征

充西气田须四段致密砂岩储层具有低孔、低渗的特点。由于泥浆侵入较深，低孔、高束缚水饱和度、地层水矿化度较高等因素严重影响了探测相对较深的双侧向测井，致使深浅侧向电阻率差异减小，很大程度上增加了充西气田须四段测井储层流体性质识别的难度。

表2 充西气田须四段地层水分析Table2 The formation water analytic data of T3x4 in the Chongxi gas field

以测井资料、测试资料以及开发动态资料为基础，建立相应的气水层识别图版（图2）。图中共有135个样本点（其中气层44个、气水层43个、水层48个）作为研究基础。这些样本点都来自9口试油井已知流体类型层段。用所有样本点的深侧向（RT）分别与该样本点的其他测井曲线作交会图，对比分析结果是：深侧向与自然伽马（GR）、深侧向与声波时差（AC）、深侧向与补偿密度（DEN）、深侧向与补偿中子（CNL）、深侧向与含水饱和度和深侧向与孔隙度所作交会图的效果较好。

2.1 纵向气水分布特征

充西须四段致密砂岩储层相对优质储层[13]主要发育在下亚段，因此须四下亚段为主要产流体层。产层存在3种类型：气层、水层、气水同层。气水同层即气水过渡带，如果以产气为主则为气层含水，若以产水为主则为水层含微气。

充西气田须四段储层中的大多数天然气都聚集在构造高部位或岩性圈闭高部位，地层水则多数分布于构造低部位或岩性圈闭低部位，即形成纵向上相对较为简单的上气下水的气水分布关系。如西32井气水分布剖面（图3）。该井须四段上亚段优质储层为气层，下亚段顶部为气水同层（气水过渡带），下亚段中部和底部为水层。

由于充西气田须四段储层非均质性较强，天然气运移到储集物性较差的斜坡地带，在纵向上很容易出现下气上水的倒置现象，从而形成非常规岩性气藏。

2.2 气水平面分布特征

充西气田位于川中东北部，主要受大巴山弧褶带的影响，构造走向为北西—北西西向，褶皱较强，断裂及裂缝相对较发育，圈闭幅度相对较大。川中东北部是川中弱受力区的相对强受力区，其断裂及裂缝的发育对低孔、低渗碎屑岩储层具有较大的改善作用[14]。

图2 充西气田须四段气水层识别图版Fig.2 The plate of identification of gas or water of T3x4 in the Chongxi gas field（1ft＝30.48cm）

图3 西32井气水分布剖面图Fig.3 The section of gas－water distribution of Well Xi－32

从图4中可以看出，充西气田总共发育8条逆断层，北部发育6条，东南部发育2条。产纯气的单井有3口，气水同产井有6口，低产气井或者含微气井有12口，干井4口，水井4口。依照产出流体性质不同，在平面图上划分出3个产纯气区：西12井区、西051－X2井区、西62井区；5个气水同产区：西69井区、西73X井区、西20井区、西74井区、西72井和西57井组成的区；4个低产气区是西101井和西56井组成一个区，西51井、西71井、西48井、西64井和西13－1井组成一个区，西35－1井和西65井组成一个区，西68井和西58井组成一个区。在总体上充西须四段气水区分布有这样的规律：气田北部产气量大，产气类型多为大气大水（气水同产）或者大气小水（产纯气）；南部产气量小很多，产气类型多为小气（低产气）或者含微气。就产水量来看，除干井外几乎每口单井都或多或少产水，整个气田没有特定的规律，即使构造部位、储层发育情况大致相同的单井，产水量也差异很大。导致这种气水分布格局的主要原因除了储层本身特征以外，断层的影响也很大。

纵观充西气田气水分布模式主要有断层侧翼控制型、断层末端效应控制型、岩性－褶皱控制型、褶皱控制型。

断层侧翼控制型如西12井产纯气区。西12井须四段试油日产气0.609 3×104m3，生产前期平均日产气5 000m3，后期增加到10 000m3以上，平均月产水3～7m3；西051－X1井须四段下亚段相对优质储层发育，并在须四段3个井段进行试油，试油结果为干层。影响因素在于西②断层导致两侧气水系统的构造位置发生了变化，促使西051－X1井的水向构造低部位移动，气向构造高部位（西12井）移动。因此该气水系统是断层侧翼控制型。

图4 充西气田须四段储层气水分布图Fig.4 The map of gas－water distribution of T3x4 in the Chongxi gas field

断层末端效应控制型如西20井气水同产区。西2 0井测试日产气1.914 3×1 04m3，日产水154.08m3，在实际生产中平均日产气从前期的5×104m3降至后期的2×104m3，月产水3 000 m3。西20井处于西②断层末梢，断层末梢造成导水裂缝带发育[15]，渗透性极大增强，气水大量同产。

岩性－褶皱控制型如西62井产纯气区和西101井、西56井低产气区组成的气水系统。西62井优质储层集中于须四段下亚段，上亚段相对不发育；西56井只钻遇须四段上亚段不到30m处，不能较为精细判断该井须四段其他部分的气水分布情况。分析西62井和西56井生产动态情况，认为西56井下亚段优质储层发育，以气水同层、水层为主，纵向上呈常规的上气下水气水分布模式，由于构造高差的存在，使得高构造部位西62井产气量大、产水量小，低构造部位西56井产气量相对较小，产水量相对较大。西101井试油后并未投入生产，西101井与西56井同属一个背斜构造，构造高度基本一致，层内的泥岩或者致密层成为影响气水分布的主要因素。该气水系统属于岩性－褶皱控制型。

褶皱控制型如西051－X2井产纯气区。西051－X2井和西67井、西021－X5井组成一个气水系统。西051－X2井测试日产气41.893 9×104m3，生产中平均日产气1.5×104m3，生产后期日产水从1m3逐渐增加到9m3；西67井、西021－X5井都未投入生产；西67井测井解释为气层，预测为含微气；西021－X5井测井解释为气水同层，预测为水层或者水层含微气。结合构造分析，构造高部位为产纯气区，次高部位为低产气区或者含微气区，低部位为产水区或者水层含微气区，气水重力分异良好，构造高差是影响该气水系统的主要因素，属于典型的褶皱控制型。

3 气水分布控制因素探讨

综合充西须四段的地层、储层、构造等研究成果及气田的气水平面分布，认为须四段致密砂岩气田气水总体分布的影响因素主要有以下3个方面。

a.充西须四段致密砂岩气田的气水分布明显受构造作用控制，在具有一般连通性的储集空间内，纵向上地层水向下渗透到构造低部位，而天然气则向上聚集在构造高部位（褶皱控制型），形成储量规模较大的常规气藏。

b.充西须四段致密砂岩气田的气水分布受本身储层物性的影响。由于沉积和成岩作用的影响，储层物性不均衡，非均质性较强，局部储集体呈透镜状或长透镜状。储层物性变化的好坏直接影响储层之间的连通性。层内泥岩或者致密层阻挡流体朝着常规运移方向（构造高部位方向）运移，这一方面阻碍了不同井间地层水的连通流动，另一方面在局部联合鼻状构造中常形成岩性－褶皱控制型气水分布模式。

c.充西须四段致密砂岩气田的气水分布关系呈现纷繁复杂的态势，这与断层、裂缝的影响有密切关系。区内发育8条逆断层，造成断层两侧气水系统在构造位置上发生较大变化（断层侧翼控制型）；断层末端效应促进裂缝的发育，进而极大地增加了储层的渗滤性（断层末端效应控制型）。在构造相对平缓的充西气田[16]，断层末端的气水层增多，因而，位于这些部位的单井水和气产量都相对较高，特别是水产量较高。

4 结论

a.充西须四段致密砂岩气田产流体层多样，主要包括产气层、气水同产层、产水层，并且集中储存在须四段中下部发育的相对优质储层中。

b.须四段致密砂岩气田单井总体上遵循上气下水特征，含气饱和度纵向上呈现逐渐增高的趋势，所以只要含有气水层的单井都有气水过渡带（气水同层），并且气水过渡带比较宽。

c.须四段致密砂岩气水分布主要受储集层物性、断层和裂缝系统发育程度、褶皱等多种因素综合制约。气水分布与构造部位关系密切，但又不完全受构造高低的控制；层内泥岩或者致密层的阻挡影响、断层和裂缝的存在致使气水分布关系复杂化，形成多种影响因素共同控制的多种非常规气水分布模式，主要类型有断层侧翼控制型、断层末端效应控制型、岩性－褶皱控制型、褶皱控制型等。

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