中坝气田须二气藏致密砂岩储层特征及开发潜力再认识

张本健，王兴志，张楚越，王旭丽，桑 琴

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都610500；2.中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川江油621709）

四川、鄂尔多斯多年的勘探开发证明致密砂岩蕴藏着丰富的油气资源，这些气田与常规油气田存在较大的差异[1-2]。为了最大程度动用这些气田，进一步深化储层地质特征研究，搞清剩余储量分布状况，是实现气藏深度有效开发的关键。四川盆地川西坳陷的油气勘探始于20世纪40年代，在上三叠统须家河组先后发现了中坝、新场、大邑等多个大中型气田[3-6]。

中坝气田须二段储层普遍发育，属于典型的致密砂岩储层[7-9]。气藏自1973年8月投入开采，2011年计算地质探明储量100.00×108m3，截至2017年12月底，累计采气量101.08×108m3，累计产凝析油22.4×104t，累计产地层水275.35×104m3。原计算地质探明储量明显偏小，不符合气藏生产实际情况。本次通过多种方法，结合各种静、动态资料进行下限值研究，研究区有效孔隙度下限由原来的5%变更为4.8%。同时，根据岩心、测井、压汞、物性等资料以及参考前人研究结果，将储层划分为4类。以此为基础进行储量复算，复算后天然气探明地质储量为160.1×108m3，说明气藏仍具较大开发潜力及稳产空间。

1 地质背景

中坝气田区域构造上位于四川盆地西北部龙门山前缘断褶构造带（图1），西邻龙门山推覆带，东接梓潼坳陷，北端与海棠铺构造连成一个构造带，为一受断层控制的潜伏背斜。区域地质研究表明，川西坳陷北部构造变形较弱，从西向东依次发育龙门山前缘构造带、梓潼凹陷以及绵阳—苍溪低幅断褶带，总体构造面貌表现为“两隆夹一凹”的构造格局。中坝气田位于向斜西侧，靠近龙门山山前带，地层倾角较陡。

图1 川西地区构造分区Fig.1 Tectonic zoning of western Sichuan

2 储层特征

中坝气田须二段主要发育辫状河三角洲前缘亚相和部分前辫状河三角洲亚相沉积，包括水下分流河道、河口坝、远砂坝、席状砂以及分流间弯5种微相。通过对沉积微相进行连井剖面以及平面展布特征研究，水下分流河道和河口坝微相在研究区广泛分布，横向上分布亦较稳定，既是有利相带，也是本区主要的沉积微相，储层厚值区（中坝9井、46井等）、工区无阻流量在100×104m3/d以上的井（中坝4井、34井等）都位于河口坝或水下分流河道微相内。

2.1 储层岩性及电性

大致以中坝51井为界，岩性从北往南有粒度变细的趋势（图2）。但中坝气田须二段岩性主要是岩屑长石石英砂岩、岩屑石英砂岩、长石石英砂岩、岩屑砂岩、长石岩屑砂岩等。其中气层在测井曲线上表现出以下特征：自然伽马相对较低，一般约为60 API；声波时差值一般在213～262 μs/m，研究区声波时差曲线整体偏高，电阻率值相对较高，一般在100 Ω·m左右，中坝53井2 255～2 400 m测试获气9.75×104m3/d（图3）。

图2 中坝气田须二上沉积微相平面分布Fig.2 Planar distribution of sedimentary microfacies in the upper 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

2.2 储层物性

根据10口井取心资料统计分析表明，中坝气田1 896个样品中最大孔隙度为15.67%，最小孔隙度为0.08%，有88.9%的数据点介于2%～10%，平均为6.29%，属于低孔储层。据1 748个渗透率样品分析表明，最小渗透率0.001×10-3μm2，最大渗透率为58×10-3μm2，平均渗透率0.19×10-3μm2。须二上亚段平均孔隙度6.84%，下亚段4.02%，上亚段物性明显好于下亚段。须二段整体表现出低渗特征，但有部分点受裂缝作用的影响呈现出高渗特征。从图4中可以看出，大部分样品孔渗关系良好（B区），该类储层为孔隙型储层，而另外一部分样品属于“低孔高渗”型（A区），说明该类样品中有微裂缝发育。结合岩心孔隙度分析结果，中坝气田须二段为低孔、低渗储层，存在高孔、高渗层段。而通过岩心薄片分析，须二段储层的储集空间以次生孔隙为主[10]，裂缝是重要的渗流通道，与孔隙搭配可构成良好的储渗空间（图4）。

图3 中坝53井须二段典型气层测井响应特征Fig.3 Typical logging response characteristics of gas reservoirs of well-53 in the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

图4 中坝须二岩心分析孔隙度—渗透率关系Fig.4 Relation between porosity and permeability of core in the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

2.3 储层裂缝特征

在诸多类型的裂缝中，真正对储层贡献较大的只有构造缝[11-12]和溶蚀缝。研究区薄片中可见微裂缝发育，有完全被充填的、部分充填的、也有充填后溶蚀的，对改善储层性能至关重要，控制着有利储层的分布；岩心上，也多见部分充填的构造缝发育[13]（图5）。中坝气田须二段共有裂缝样品53块，测定的平均孔隙度为4.8%，平均渗透率16.67×10-3μm2；而无裂缝的基质所对应的平均孔隙度为3.93%，渗透率仅为0.152×10-3μm2，可见裂缝对渗透率和产能的贡献较大。以中坝64井为例，井段2 505～2 520 m为高孔段，孔隙度平均为9.6%，气产量最高占总量的18.7%，而2 575～2 576.6 m厚1.6 m的储层裂缝发育段，其气产量占总量的50%，所以裂缝发育是高产的因素，高孔隙层则是稳产不可少的条件[14]。

图5 中坝气田须二段储层微观照片Fig.5 Microscopic photographs in the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

由于取心资料有限且无成像测井资料，难以针对单井开展全井段的裂缝分布研究。同时，由于受岩性、物性、裂缝发育程度等因素的影响，常规测井裂缝响应特征不明显，裂缝预测难度大，存在较强的不确定性[15]。因此，利用构造曲率法[16-17]以及岩石力学参数来对裂缝进行预测及评价。

1）构造曲率法预测裂缝

有效裂缝发育的控制因素主要为岩性、孔隙度、层厚度、构造曲率、趋势面残差、距轴迹距离等，因此，裂缝的发育程度是一个多元函数，可以用裂缝强度指数来表示：

式中：δ为裂缝强度指数；C为岩性系数；Φ为孔隙度；H为岩层厚度，m；R为构造曲率；ΔZ为构造三次趋势面残差；D为距构造轴迹距离，m；L为埋藏深度，m；E为裂缝有效率。

具体由式（2）表示：

裂缝强度指数是一个无因次量，其大小反映裂缝发育程度的强弱。在对川西北中坝构造须二气藏的裂缝进行预测时，主要考虑了曲率、埋深和距构造轴线的距离等方面的因素，所预测的裂缝强度指数分布见图6。可以看出，平面上裂缝主要沿构造轴线发育，并靠近东南翼弧突及北鞍部的枢纽带，气藏的5口高产气井就分布于此，而构造南、北两端裂缝不发育或欠发育，中坝16井区以西裂缝欠发育。从工区23口井的裂缝强度指数与无阻流量的关系（图7）可以看出，裂缝强度指数越大，无阻流量越高，其相关系数达到0.865 5，预测结果与工区生产实际比较吻合。

图6 川西北中坝气田须二气藏裂缝强度指数分布Fig.6 Fracture strength index distribution of the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field in Northwest Sichuan

图7 中坝气田须二段裂缝强度指数与无阻流量关系Fig.7 Relation between fracture strength index and open flow potential of the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

表1 单轴抗压强度实验基础参数Table1 Basic parameters of uniaxial compressive strength experiment

2）岩石力学参数评价裂缝

本次对工区的10块岩样（中坝45井4块，中坝46井6块）进行了单轴抗压强度[18]测试，获得其单轴抗压强度、弹性模量、泊松比以及脆性指数，从而进一步分析工区裂缝发育特征。本次实验所用基础参数及实验结果见表1。

从表1中可以看出，不同的岩性，其抗压强度、弹性模量、脆性指数之间都存在较大差异，在同样的应力条件下，脆性指数高的岩石更容易发生破裂；相同的岩石在不同的应力条件下，裂缝发育也会存在一定差异[19]。从中坝46、50、55井岩心裂缝条数统计来看，不同岩性与裂缝之间关系密切[20-21]。

本次实验砂岩脆性程度可以认为介于中度脆性到高脆性之间，其中中坝45井岩样脆性指数在22.25～44.18，平均值34.51，而中坝46井岩样脆性指数要低一些，分布在9.59～37.25，平均值为18.45，石英砂岩的脆性指数高于岩屑砂岩。事实上，如果基于岩样自身单轴压缩实验后的破坏形态后区分，岩样属于中等脆性（此时岩样脆性分为3个等级，脆性好、脆性中等、脆性差），脆性中等最直观的观察就是单一剪切缝，无过多的微裂缝产生，从岩样破坏图可以验证。因此，不考虑脆性划分方式，研究工区砂岩属于中等脆性。

3 开发潜力分析

工区沉积相研究结果表明，优越的沉积相有利于形成厚度大且储集性能好的储层[22]，须二段有利相带为辫状河三角洲前缘亚相河口砂坝和水下分流河道[23]。经过多年的生产开发，好储层（I、II类储层、裂缝发育）的动用程度非常高，因此，根据储层分类、裂缝孔隙度计算结果以及气藏数值模拟水侵特征分析，剩余储量可能分布在Ⅲ类储层、裂缝较发育或欠发育、且未发生水侵部位，如中坝46井区、80井区、40井区、81井区。另外，通过气藏数值模拟，重新计算天然气地质探明储量为160.1×108m3，可采储量为119.56×108m3，目前气藏已开采约100×108m3，剩余可采储量约为19×108m3，中坝2、4、29、36、53、54井剩余储量较高，在1×108m3以上，中坝16、31、34、64井开发潜力较小，剩余储量在0.1×108m3以下。综合分析认为：裂缝渗透率低的区域，天然气流动缓慢，采出程度相对较低，剩余气储量丰度高。中坝53井区相对于周围井区，裂缝不发育，剩余气储量高（图8）。根据上述研究结果，在进一步采用“北排南控”治水措施的条件下，中坝51、47、52井目前产能发挥程度较高，生产较为稳定，同时建议对该类气可以适当进行控产，减缓该类气井的递减趋势；而中坝63井目前产能发挥程度提升，生产潜力较好，建议进一步适当提高产量，增加该井的带液能力。

图8 中坝气田须二气藏剩余储量分布Fig.8 Residual reserves distribution of the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

4 结论及建议

1）中坝气田须二段主要发育辫状河三角洲前缘亚相和部分前辫状河三角洲亚相沉积，水下分流河道和河口坝微相储层最为发育。储层总体呈现低孔、低渗特征，其储层类型主要为裂缝—孔隙型。

2）平面上裂缝主要沿构造轴线发育，并靠近东南翼弧突及北鞍部的枢纽带。而构造南、北两端裂缝不发育或欠发育，构造西边中坝16井区附近裂缝欠发育。对于构造弱形变区，裂缝的发育在很大程度上受岩相构型以及岩石成分的影响，岩心裂缝统计以及岩石力学参数实验也验证了岩石成分与裂缝发育之间存在紧密的联系，裂缝发育程度与产能关系密切，但是目前中坝气田裂缝的分布特征以及裂缝对产能的影响的研究仍待深一步进入。

3）根据气藏数值模拟量计算结果，中坝气田须二气藏目前剩余可采储量19×108m3，主要分布在Ⅲ类储层、裂缝较发育或欠发育、且未发生水侵部位，有较大开发潜力。

4）随着气田的进一步开发，部分出水井产水量将会增加，可通过开展增压气举措施，在一定程度上提高采收率。