黄草峡构造飞仙关组气水判识

邓黎　刘才伟　龙伟

摘 要：文章通过对黄草峡地区下三叠统飞仙关组区域地质资料、测井资料、测试资料以及钻井资料的分析，利用ElanPlus模型建立了该构造飞仙关组测井解释模型。根据试油资料及气水判识结果分析了飞仙关组纵横向及平面上的气水分布特征。飞仙关组气藏类型主要为构造-岩性复合型气藏。在纵向上，气水层主要分布在飞一、飞三段；在横向上，气水层分布连续性差；在平面上，气藏主要分布在构造的轴部，天然气仍占高点高丰度分布。

关键词：气水判识；飞仙关组；黄草峡构造

四川盆地是我国第一大天然气区，“三次资评”结果指出盆地天然气总资源量53477.4×108m3，其中川东地区获气最多，探明储量4230.7×108m3[1]。其海相碳酸盐岩产区在川东主要层位为石炭系，三叠系的嘉陵江组和飞仙关组，在川东北地区主要为二叠系长兴组、三叠系飞仙关组。

据前人研究，四川盆地三叠系飞仙关组鲕粒灰岩在川东地区广泛分布[2]。二十世纪八十年代，川东地区飞仙关组气藏因探明储量小，且大部分为裂缝性气藏，而长期处于兼探地位；直至九十年代末到二十一世纪初，在川东北地区的铁山坡、罗家寨、金珠坪相继发现下三叠统飞仙关组鲕滩整装气藏，实现了勘探的大突破，发展成为继石炭系之后储、产量增长的重要接替区层[3]。1985年1月25日，黄草峡构造的西南部飞仙关组飞一段已发现有气藏。位于黄草峡构造北部的双龙和卧龙河构造在长兴组已发现生物点礁气藏。因此，黄草峡构造也极有可能在长兴组发现生物点礁气藏。

从黄草峡构造已钻井来看，飞仙关组钻井过程中气显示明显，且有试油获气井。2005年完钻的长浅2井在飞仙关组测试获气4.85×104m3/d，水317.0m3/d。草6井在长兴组测试获气0.125×104m3/d，但未开采，资源保存条件较好。都说明了黄草峡飞仙关具有一定的资源潜力。

1 區域地质概况

1.1 地面构造

黄草峡构造位于川东南中隆高陡构造区中部，东西两端分别与苟家场、丰盛场构造相接，北为双龙、新市两个含气构造，南为蔺市凹陷（图1）。构造核部出露最老地层为香溪群，两翼出露侏罗系自流井群。

黄草峡气田地面构造为一北东东向的膝状构造，轴向由西至东为北东向，两翼不对称，西北翼缓，倾角为30～40°，东南翼陡，倾角为40～60°。构造顶部比较开阔，存在两个高点，位于构造西段称西高点（火烧坡高点），闭合幅度不足一根等高线；位于构造东段称东高点（罗家坪高点）即主高点。主高点以“须六顶”计算海拔+801.9m，最低闭合线+500m，闭合度为301.9m，闭合面积为50km2。

构造东端与苟家场构造向西南方向伸出的百盛寨鼻状构造呈鞍部相接，构造西端与丰盛场构造向北东方向伸出的老山顶鼻状构造呈鞍部相接。

1.2 地覆构造

地覆构造（主要指三叠系至二叠系间的地覆构造），与地面构造存在较大的差异。地覆构造不再是膝状构造特征，而是较完备的长轴背斜构造特征。

从飞四底界构造图反映出的情况表明，西高点双轴特征较为明显。东、西高点其构造轴向近北东向，构造形态表现为长轴状高陡构造特征，但轴向存在扭曲，构造枢纽存在起伏，从而致使构造呈现东、西两个高点，这里依旧把东高点称罗家坪高点，西高点称火烧坡高点，两高点轴向平行（但不在同一轴线上），两高点以斜鞍相接。

从T1j3底界到阳底，因断层的存在，将东、西两高点断开，呈断凹斜鞍相接。

1.3 地层发育情况

四川盆地东部地区层系基本齐全，除泥盆系缺失外，其他沉积层系发育完整，具有沉积层厚度大、旋回多、变质弱的特点。下古生界寒武系主体为浅海碳酸盐沉积。奥陶系以海相碳酸盐、陆源碎屑沉积为主。志留系仍以海相沉积为主，是区域上的重要烃源层系。上古生界石炭系、二叠系及中生界三叠系的中、下统主要为海相沉积的灰岩、云岩、膏岩、泥页岩并夹有滨海相、陆相的成煤层系，纵向上形成了多套生、储、盖组合，是盆地内最重要的天然气储层段。川东地区由于受到晚志留世的加里东运动影响和晚石炭世的云南运动影响，石炭系部分地层缺失。三叠系上统该区为陆相砂、泥岩沉积，夹陆相煤层。区块内还发育中生界侏罗系、白垩系陆相碎屑岩。第三系因风化剥失而缺失。本次研究目的层为下三叠统飞仙关组和上二叠统长兴组。

根据钻井资料，研究区飞仙关组岩性主要为灰绿-暗紫色泥岩、灰色灰岩、灰色鲕粒灰岩和灰色泥质灰岩等。（1）飞四段：灰绿-暗紫色泥岩夹薄层灰岩及石膏。灰岩：泥晶结构、性脆、局部含泥质。石膏：丝绢光泽，性软易碎，呈粉末状。钻井显示飞四段厚度为25m-47.5m。（2）飞三段：上部为灰色灰岩及灰色鲕粒灰岩，常见它型晶方解石及方解石脉。中部为灰色灰岩。下部为灰色灰岩夹深灰色泥质灰岩，见黄铁矿颗粒。灰岩：泥～粉晶结构，局部含泥质，偶见方解石脉。鲕粒灰岩：粉晶结构，鲕粒大小不等。钻井显示飞三段厚度为169m-246m。（3）飞二段：上部为灰绿色泥岩、页岩，暗紫色泥岩夹灰质泥岩互层；下部为暗紫灰绿色灰质泥岩夹同色页岩及灰色泥灰岩，局部夹灰岩条带。页岩：页理欠发育，普含灰质不均。泥岩性软吸水性强。泥质灰岩：泥晶结构，灰绿色者泥质重。钻井显示飞二段厚度为101.5m-142.5m。（4）飞一段：上部以灰色灰岩为主夹同色鲕粒灰岩及含泥质灰岩。灰岩：泥晶结构，局部见方解石脉。鲕粒灰岩：质纯，粉晶结构，鲕粒分布不均匀。下部灰色、灰带绿色泥质灰岩。底部为灰绿色灰质泥岩。钻井显示飞一段厚度为143m-182.5m。

2 气水判识及气水分布特征

2.1 测井解释模型的建立气水判识

在勘探和开发过程中，很难保证所有井都采用相同类型的测井仪器、统一的标准刻度器并以同样的方式操作，使得不同井的测井数据存在系统误差。测井数据标准化处理的实质是利用同一油田或地区的同一层段往往具有相似的地质——地球物理特性，规定了测井数据具有自身的相似分布规律[4]。一旦建立各类测井数据的油气田标准分布模式，就可以对油田各井的测井数据进行整体的综合分析，校正刻度的不精确性，达到全油气田范围内测井数据的标准[5]。因此在利用测井数据进行研究时，需要对测井原始数据进行标准化，即使对原始测井数据进行了环境校正，也有必要对测井数据进行标准化处理。

测井资料标准化有多种方法，包括直方图平移法、趋势面分析法、变异函数分析法[6]。

我们采用了使峰值一致的直方图平移法来做标准化。首先通过单井直方图确定单井目标层段数据集的峰值，然后计算所有井峰值的平均值，确定各单井峰值与该平均值的差，再将单井数据集的峰值加减与它所对应的差值。

2.2 气水判识气水分布特征

为了更为准确的得到测井解释结果，我们用电阻率和孔隙度交会的方法来进一步检验我们解释的气层。由阿尔奇公式可知，当孔隙度指数及饱和度指数为2时，电阻率平方根倒数与其孔隙度有线性关系，其直线的斜率取决于地层水电阻率和含水饱和度，因此如已知地层水电阻率或已知水层孔隙度及电阻率，则可绘出不同饱和度的直线，因而可用来判断储层含流体性质[7]。在实际应用中，为了简便常针对一定的岩性，用声波时差与深侧向电阻率平方根的倒数交会，构成不同含水饱和度的解释图版[8]。

在上述方法中，假定孔隙度指数m值和饱和度指数n值都为2，但如它们不为2，则水线和其他不同饱和度的线将不再是直线。这将给应用带来困难，不过油（气）与水的分带特征仍然存在。飞仙关组气水判识结果见表1。

2.3 气水分布特征

草10井、草8井所处的气藏位于构造的西高点，草8井产大气，草10井气水同产，气藏则为构造-岩性气藏；草16井和草9井所处的气藏位于构造的鞍部，两井气藏之间没有联通，分别为孤立的岩性气藏；草3井所处的气藏位于东高点附近；草15井所处的气藏位于构造南东翼上的一个次高点上。

综上所述，飞一段气藏在横向上连续性差，气藏主要分布在构造的轴部，气藏类型为构造-岩性复合型气藏，天然气仍占高点高丰度分布。且有资料显示飞三段气藏特征与飞一段类似。在横向上连续性差，气藏主要分布在构造的轴部，气藏类型为构造-岩性复合型气藏，天然气仍占高点高丰度分布。（图2）

3 结束语

从黄草峡构造飞仙关组测井资料、测试资料分析着手，在掌握飞仙关组地质特征的基础上，建立了ElanPlus测井解释模型，用此模型对飞仙关组气水层进行了判识，利用判识结果及试油结果对飞仙关组气水层的分布特征进行了研究。论文取得如下主要成果和认识：从纵向上来看，飞仙关组的气水层主要分布于飞一段及飞三段。但大多数分布在鲕粒储层发育的飞一段顶部；从横向上来看，飞仙关组气水层横向延伸范围小，连续性差；从平面上来看，飞仙关组气藏主要分布在构造的轴部，气藏类型为构造-岩性复合型气藏，天然气仍占高点高丰度分布。

参考文献

[1]陈宗清.论四川盆地下三叠统嘉陵江组三-四段天然气勘探[J].石油地质，2001，8（6）：13-18.

[2]陈更生，黄先平.川东北部地区飞仙关组鲕滩储层预测技术及应用效果C//天然气勘探开发技术论文集.北京：石油工业出版社，2000.

[3]夏宏泉，杨华斌，任兴国，等.川东飞仙关组鲕滩储层测井识别[J].天然气工业，2001，21（1）：57-61.

[4]贾文玉，田素月，孙耀庭，等.成像测井技术与应用[M].北京：石油工业出版社，2000.

[5]欧阳健，等.测井新技术应用[M].北京：石油工业出版社，1998：269-280.

[6]邵维志，陆福.碳酸鹽岩储层流体性质识别新技术[J].测井技术，2002，26（1）：60-63.

[7]王乃星.利用全波列等测井资料判断油气水层方法C//第九届测井年会论文选集，1996.

[8]杨通佑，范尚炯，陈元千，等.石油及天然气储量计算[M].石油工业出版社，1998.