川西坳陷合兴场-丰谷地区须家河组致密砂岩气藏精细勘探

林小兵，刘莉萍，田景春，付 菊，伍 玲，杨映涛

(1. 成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610059; 2. 成都理工大学沉积地质研究院，四川成都610059; 3. 中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都610081)

四川盆地川西地区致密砂岩气藏天然气资源量较为丰富，在上三叠统和侏罗系多个层系均见工业气流，表现出巨大的勘探潜力。针对该地区致密砂岩气藏的研究工作始于20 世纪70年代，有学者认为在长期地史发展进程中，川西地区须家河组岩石的压实作用、选择性压溶作用，是导致砂岩粒间孔隙减少且分布不均的重要原因［1］。另一方面，方解石的强烈胶结作用以及石英的次生加大作用是造成须家河组砂岩储层致密的关键因素［2］。尽管如此，川西地区须家河组二段、四段在致密背景下仍然发育相对优质的储层，这主要与长石、火山碎屑、碳酸盐岩屑等溶解形成的次生孔隙有关［3-6］。但作为重要的非常规油气资源，随着石油地质理论的不断创新、地震勘探开发技术的广泛应用以及勘探开发一体化进程的加大，地震、地质、工程多学科联合攻关是致密砂岩气藏勘探开发的发展趋势［7-10］。

实钻结果揭示了合兴场-丰谷地区须二、须四段气藏均存在气水关系复杂的问题，特别是物性好的储层反而出水严重，物性稍差层段却获工业气流，气藏特征、成藏主控因素等需进一步深化认识。本文以合兴场-丰谷地区须家河组致密砂岩气藏为例，以地质综合研究为指导，通过地震、地质紧密结合的精细勘探技术，为整个川西坳陷乃至其它地区致密砂岩气藏的勘探提供重要支撑。

1 砂体精细对比

充分应用基础地质资料，如须二段中储层微观孔隙结构特征(图2)、中亚段分布稳定的石英砂岩(石英含量大于95%，GR 值极低小于40API，图3)、须四中亚段钙屑砂岩(碳酸盐岩屑含量大于50%)、须四下亚段砾岩等，作为砂体等时对比的标志层，搭建层序地层格架，完成新场-丰谷地区须二、须四段砂组的统一划分及精细砂体对比［15］。由于须二段受古地形东高西低的影响，沉积中心位于西部［16］，东部地区可容纳空间小，河流仅为过路而无沉积，或有沉积但也会被另一期河流冲刷而保留不完全。因此，砂体发育特征表现为:新场地区砂组发育齐全，共分为10 套砂组(T3x21— T3x210)，自西向东砂体尖灭或厚度较小;合兴场发育9 套砂组(T3x21— T3x29);高庙子地区发育8 套砂组(T3x21—T3x28);丰谷地区仅有5 套砂组发育(T3x21—T3x25)。须四段地层发育稳定，自西向东略有减薄，从下到上划分为3 个亚段10 个砂组。其中，上亚段为T3x41—T3x44砂组，中亚段为T3x45—T3x48砂组，下亚段为T3x49—T3x410砂组，中、上亚段地层厚度较下亚段大。

图1 孝泉-丰谷北东东向隆起带须家河组构造纲要图Fig.1 Structure outline map of the Xujiahe Formation in the NEE-trending uplift belt in Xiaoquan-Fenggu area

图2 合兴场-丰谷地区T3x25+6砂组相对优质储层微观孔隙结构特征(绿泥石衬边与残余粒间孔)Fig.2 Microscopic pore structure characteristics of relatively good reservoirs in T3x25+6sand group of Hexingchang-Fenggu area(chlorite lining and residual intergranular pores)

图3 合兴场-丰谷地区CG561 井构造、储层综合特征Fig.3 Characterization of structures and reservoirs in Well CG561 of Hexingchang-Fenggu area

2 气藏特征及主控因素

合兴场-丰谷地区已发现气藏为须二段上亚段T3x21+2、中亚段T3x24+5，须四段中亚段T3x46+7钙屑砂岩以及下亚段T3x49+10气藏。不同砂组气藏特征及成藏主控因素具有共性与特性，通过对典型井的解剖，包括生产动态数据、历年天然气与地层水资料以及成藏地质条件的综合分析，进行精细研究。

2.1 水溶脱气特征

以T3x21+2气藏CH137 井为例(表1)，在生产初期日产气12.29 ×104m3的情况下，日产水不到1 m3，水样矿化度极低，所产水应为气藏凝析水［17］;此后气产量下降、产水量上升期间，水样总矿化度变高，平均为51.03 g/L，产出水为气藏凝析水与地层水的混合;直至2003年产量持续下降，经过近一年时间关井复压，产量由0.43 ×104m3/d提升至13×104m3/d。值得注意的是，重新开井的前20 天产水量不到1 m3/d，然而配产方案未加控制，之后产水量越来越大，气层水淹严重;2004—2010年初间歇性生产，水样总矿化度较高且较稳定，平均为84.89 g/L，此时所产水为须二段地层水。

可见，CH137 井须二气藏含有底水或边水，生产复压和排水产气措施对恢复产量效果较好，说明地层水中含有水溶气，随着开采的进行，气藏压力降低，不断有天然气从地层水中脱出，对气源进行补充，显示为水溶脱气特征［18］。

同样对工区内所有钻井生产动态资料进行分析，表明研究区须家河组常规游离气藏与边水或底水中的水溶气并存，须二段钻井早期普遍产凝析水，且含凝析水时期越长证明气藏规模越大，以合兴场须二段气藏为代表。须四段钻井产水量大，但地层超高压，天然气更多溶于水，把气藏与溶有气体的底水或边水当作一个整体看待，须四气藏同样具有较高勘探价值。

2.2 古构造-成岩圈闭特征

以T3x24+5气藏CG561 井为例，该井产量连续5年保持稳定，日产气5 ×104～6 ×104m3，日产水小于1 m3，油压、套压稳定在35 MPa 左右。通过成藏地质条件分析(图3)，该井最大的特点则是40～50 m 的厚大致密砂岩中夹5～8 m 孔隙度大于4%的相对优质储层发育(Ⅰ类、Ⅱ类储层)，孔隙度最大达12%。岩心观察见直径2 mm 的溶洞发育，且充填较多严重碳化的焦沥青［19-20］。

合兴场-丰谷地区须二段气藏天然气同位素分析表明各井天然气同位素多呈现正碳同位素系列，δ13C1介于-31.1‰～-31.97‰，分布相对集中，但δ13C2介于-24.35‰～-28.06‰，变化较大。CG561 井还出现δ13C1＜δ13C2＞δ13C3碳同位素倒转，δ13C2值为28.1‰，接近于油型气特征［21-23］。由于CG561 井产层段位于须二段中部，远离须三段烃源岩，烃源主要来自于须二段自生的煤系地层或下覆海陆过渡相地层，且δ13C2接近于油型气特征，因此碳同位素倒转可能为煤成气和油型气的混合导致，说明该井区早期可能发育古油藏，即处于成藏关键期古构造高部位［24-25］。且须二段成藏关键期古构造恢复结果也表明，CG561 井构造位置较高。优质储层的发育也应与液态烃的早期注入占据原生孔隙空间有关，抑制后期破坏性成岩作用的改造，使得优质储层发育［26-29］，形成古构造-成岩圈闭。

表1 合兴场-丰谷地区CH137 井历年地层水分析结果与生产情况Table 1 Correlation of formation water analysis results with actural produciton data of Well CH137 in Hexingchang-Fenggu area

2.3 成藏主控因素

现今构造对须家河组气藏控制作用不明显。新场、合兴场、丰谷各个局部构造须二段、须四段不同钻井现今构造位置相差不多，但测试表明工业气层、含气水层、干层同时存在。

成藏关键期的古构造高部位是控制气藏早期成藏的关键。前已论及合兴场-丰谷地区须家河组致密砂岩气藏为古构造-成岩圈闭，生烃高峰期的古构造背景控制了油气的早期聚集［30］。须二段成藏关键期古构造恢复结果显示，孝泉—新场—合兴场一线构造向北东方向抬高，其北东方向的高庙子-丰谷构造位于古构造高部位。尽管此时各个局部构造圈闭尚未形成，但从现今已获油气成果看，位于古构造高部位的高庙子-丰谷地区获稳定工业气流，且不产水;位于古构造相对较低部位的新场、合兴场地区，多数钻井无水产气时间较短，总体表现为气水同产。根据钻井厚度恢复的须四段成藏关键期古构造同样表明，钻井埋深与气产量呈明显负相关。

希腊神话中包含神明、英雄、自然、宇宙及历史，约产生于公元前八世纪之前，属于社会精神的产物。其中以《荷马史诗》和《神谱》最具代表性，属于综合型题材，涉及诗歌、戏剧、哲学等多个方面。后人将其归类整理，成为人们当前所能够阅读到的古希腊神话故事。在文学作品中，神话叙事是一个重要组成部分，但作者不详。据考古资料来看，此方面的题材都与爱琴文明有关，并且在特定时代和环境下发展出了富有洞察力、想象力且极具浪漫色彩的民族。

相对优质储层与多方向有效裂缝共同发育是天然气高产、稳产的有利因素。须家河组二、四段普遍发育厚层砂体，且砂体致密或超致密，然而致密背景下也有相对优质储层发育。除须四中亚段钙屑砂岩储层表现为孔隙型储层特征外，其余层段均为裂缝-孔隙型。但对于孔隙度大于5%的相对优质储层，随着孔隙度的增加渗透率升高幅度不大(图4)，可见储层致密化程度高，孔隙连通性差，此时必须依靠裂缝对储层进行改造，将孤立的孔隙连通，才能保证天然气的稳定产出。

3 油气富集区预测

3.1 地质、地震结合预测油气富集区

图4 合兴场-丰谷地区T3x47 砂组孔隙型储层a)与T3x49 砂组裂缝-孔隙型储层b)孔-渗关系Fig.4 Pore-permeability relationships of the porous reservoirs in T3x47 sand group(a)and the fractured-porous type reservoirs in T3x49 sand group (b)in Hexingchang-Fenggu area

依靠地震属性进行相对优质储层及其含气性和裂缝预测，多解性大，与实钻吻合程度不高，需加强地质研究对地震预测的指导作用，提高预测的可信度。主要体现在:①首先对典型砂组沉积微相的精细研究，明确砂体展布方向及范围，约束地震属性、反演预测的砂体厚度;②根据测井多参数分析建立相对优质储层预测模式，利用相控模式［31］下的波阻抗反演进行有利储层预测;③利用岩心观察及成像测井资料，结合构造背景分析断裂系统成因，建立裂缝预测地质模型，用以指导利用地震属性对裂缝平面展布规律的预测。

根据不同气藏成藏主控因素制定相应目的层在平面上的综合评价标准。成藏主控因素之中排在第一位的应是油气早期聚集，即首先考虑成藏关键期的古构造背景。由于合兴场-丰谷地区均位于有利油气运移聚集带之上，因此接下来只需考虑影响油气富集和可采程度的相对优质储层及裂缝发育程度。将相对优质储层分布区定为综合评价的有利区，有利区内成藏关键期构造相对高部位的Ⅰ类和Ⅱ类裂缝发育区为富集区，厚度大于30 m 的砂岩发育区内Ⅰ类和Ⅱ类裂缝发育区为较有利区，以此为标准编制主要目的层天然气富集区综合评价图(图5)。

图5 合兴场-丰谷地区T3x24 砂组天然气富集区综合评价Fig.5 Comprehensive evaluation of gas play fairway in T3x24 sand gr oup of in the Hexingchang-Fenggu area

纵向上优选相对优质储层发育，平面上展布较广，且已获工业产能的T3x21，T3x24+5，T3x46+7和T3x49+10作为评价目标。通过富集区综合评价认为，合兴场-丰谷地区须二段CH148-CH137-GM3井区、GM2-CG561 井区及GM4 井区为油气富集区;须四段GM2-CG561-GM4 井区及CF563-CF175 井区为油气富集区。

3.2 地质、工程结合扩大油气成果

异常高压的致密砂岩储层改造难度大，特别是裂缝不发育区需要更高或更具针对性的储层改造工艺。如位于油气富集预测区的CG561 井初期射孔测试，未获工业产能。经过地质与工程联合攻关，通过全井段细致的岩石薄片观察，在4 987～4 996 m 发现溶蚀孔隙特别发育段，其孔隙度最大达10.37%，录井、测井综合解释为含气层;采取射孔与试破、燃爆诱导压裂与酸化施工联作，降低储层破裂压力，为酸化施工创造条件。针对两层相对优质储层段进行合测，获天然气绝对无阻流量12.55 ×104m3。L150 井须二段初期替喷测试未获工业气流，而4年后通过细致的测试选层，将3段小于10 m 的相对优质储层段进行合测，解除近井地带污染，沟通泥浆漏失段裂缝，获天然气绝对无阻流量10.06 ×104m3。

3.3 应用效果

依据上述研究成果，在高庙子地区部署的3口须家河组钻井验证了对孝泉-丰谷构造带须家河组砂体展布规律的认识。自西向东须二段中、上亚段砂体渐变趋势相反，上亚段逐渐增厚，中亚段则自西向东逐渐减薄，区域对比标志层T3x24 砂组顶部的石英砂岩分布稳定;须四段厚度及岩性组合特征与预测吻合。实钻揭示须二中亚段已知的两种类型相对优质储层发育段在高庙子地区仍然发育，GM2，GM3 和GM4 井须二中亚段30～80 m厚大砂岩中发育2～3 层8～10 m 相对优质储层，储层特征及其它成藏地质条件与工业气井CG561 井十分相似。通过钻井跟踪研究，在测试选层过程中充分应用录井、测井、薄片资料，明确、细化目的层段，采用多层合测的方式，GM4 井在须家河组四段获得工业天然气流。

4 结论

1)精细勘探技术以地质综合研究为主导，通过地震、地质紧密结合完成油气富集区精细预测及井位部署，同时加强钻井跟踪、测试选层、工程工艺过程中的地质综合研究，有助于提高勘探成功率。最新钻井的应用效果分析说明精细勘探的技术对整个川西坳陷乃至其它地区致密砂岩气藏的勘探具有推广意义。

2)合兴场-丰谷地区须家河组致密砂岩气藏的精细勘探结果显示，须家河组致密砂岩气藏具水溶脱气特征，为古构造-成岩圈闭，成藏关键期的古构造高部位是控制气藏早期成藏的关键因素，须二段CH148-CH137-GM3 井区、GM2-CG561 井区和GM4 井区及须四段GM2-CG561-GM4 井区及CF563-CF175 井区为有利油气富集区。

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