莺歌海盆地东方区高温高压气藏气水分布特征及成因

周伟 王勇标 王玉莫 冯阳 彭旋 吴倩

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057）

0 引言

气水分布一直是制约气藏开发效果的关键因素，前人对不同地区的碎屑岩和碳酸岩储层气水分布特征及主控因素做了大量研究，但主要是针对常温常压致密砂岩或低渗透储层，以及部分裂缝型高温高压碳酸岩气藏，而鲜见对高温高压碎屑岩气藏气水关系的研究［1-11］。近年来在莺歌海盆地东方区中深层发现了规模可观的高温高压天然气储量，实钻揭示储层物性较好，产能高，显示了良好的开发前景，但在构造的高、中、低部位均钻遇水层，揭示了复杂的气水关系。因此，深入地分析东方区气水分布特征，明确其控制因素，总结气水分布模式和规律，对该区高温高压气藏的高效开发具有重要的意义。

1 区域概况

莺歌海盆地东方区高温高压气藏位于盆地中央泥底辟背斜构造带的西翼，已探明天然气储量规模大，成为我国近海首个千亿立方米级高温高压气田［6］132。主要目的层为中新统黄流组一段，为浅海背景的细粒重力流海底扇沉积体［12-13］。该海底扇沉积体为水道和朵叶体相互切割、相互叠置而成的复合体（图1），其沉积过程受到构造、古地貌、底流等多种因素的控制和影响，且受到后期泥质水道的侵蚀改造，导致砂体叠置连通关系极为复杂，从而影响气水分布。

图1莺歌海盆地东方区黄流组高温高压气藏沉积相图

2 气水分布特征及成因

由于海底扇砂体超覆在泥底辟背斜的西翼，研究区整体构造呈西低东高的特征，西部发育大型侵蚀水道，井点实钻气水界面与地震平点吻合，整体呈现边水特征。但往东部构造高部位钻遇了多种类型的水层，揭示了气水分布的复杂性。综合钻录井、测井、测压、测试等资料，可将研究区气水分布划分为3种类型，逐一分析其成因。

2.1 具有统一气水界面的大型边水

研究区多口井钻遇该类边水，且钻遇气水界面。从井点来看，气层与气水同层、水层均为厚层箱状侵蚀水道砂体，岩性、物性均一致、无明显差异，局部发育成岩作用导致的薄层物性夹层，该夹层对气水分布不起封隔作用（图2a）。从压力资料来看，该类型气层具有统一的压力系统，各井水层同样具有统一的压力系统（图3），压力回归界面与井点实钻气水界面一致。从地震资料上看，由于砂体厚度大、物性较好、气水分异明显，该类型在地震剖面上表现出典型的“平点”响应特征，“平点”与井点实钻气水界面吻合（图2b）。

该边水类型主要分布在研究区西部构造低部位，为大型侵蚀水道连片发育区，表现为具有统一气水界面的边水气藏。大型侵蚀水道内砂体厚度大、连续性及连通性好，非均质性弱，加之物性较好、气水分异明显，是形成统一界面边水的主要原因。

2.2 小型岩性圈闭边底水

图2具有统一气水界面的大型边水气藏气水分布连井对比及典型地震剖面图（剖面位置见图1）

图3大型边水气藏井点地层压力与埋深关系图

小型岩性气藏的气水分布主要受圈闭有效性、构造位置、砂体连通性和物性非均质性等因素控制，差异充注成藏，在研究区可见两种类型的小型岩性边底水气藏：①一类是分属不同水道控制的沉积单元，在其砂体侧向对接或叠置处不连通，导致高部位未能有效充注成藏。以研究区D-A2井、D-A4井和D-10井为例，这三口井分属两个不同的水道体系，两者地震相特征差异明显，且在两个水道体系侧向对接处，相位变化明显（图4a）。实钻揭示低部位水道为高产气藏，高部位水道体系为水层，未能有效成藏（图4b）。②另一类是水道前端分流摆动或转化为多期次迁移摆动的朵体沉积，加之后期泥质水道的侵蚀改造，导致砂体叠置连通关系复杂，形成多个独立的岩性气藏，无统一气水界面［14］。如研究区D-A3井在构造高部位砂体底部钻遇了气水同层和水层，在构造较低部位的D-3井已证实的大型边水气藏气水界面高约50 m（图5a）。结合沉积认识和砂体精细刻画结果可知，位于D-A3井西部的侵蚀水道，在D-A3井处发生了分流，侵蚀水道主体仍沿原方向前侵蚀充填，而D-A3井处以水道化朵体沉积为主，纵向多期次，平面迁移摆动，与主侵蚀水道不连通，在地震剖面上可见明显的同相轴扭动、地震相变化等现象（图5b）。可见，研究区小型岩性气藏主要位于沉积相带变化导致砂体叠置连通关系复杂的地方，主要受沉积微相控制。

图4小型岩性圈闭边底水典型地震剖面及气水分布连井对比图（类型1）（剖面位置见图1）

2.3 不渗透层遮挡的局部滞留水

研究区多口井钻遇该类局部滞留水，从井点来看，气层与水层存在明显的物性差异，水层物性明显变差，且水层与气层之间存在致密的钙质隔层或不渗透的泥岩夹层（图6）。从测压资料来看，水层与构造低部位具有统一界面的区域大型边水不属于一个压力系统，且压力系数明显高于相邻气层，而气层与构造低部位大型边水气藏属于同一压力系统，表明该水层为局部封闭水体（图7）。

测井解释该类滞留水主要发育在侵蚀水道或者分流水道砂体底部，一般厚度不大，且与上部气层之间存在明显的不渗透层分隔。分析认为，为水道沉积早期受局部微地貌控制形成的透镜状砂岩，其底部低洼处水体受不渗透层遮挡，加之砂体底部物性较差，天然气充注成藏时排水不畅，不能将水体完全排出，导致形成局部的滞留水体。由于其厚度不大，规模有限，在岩石物理特征上与气层没有明显的差别，在地震上没有明显的响应特征，一般难以有效识别和区分。

图5小型岩性圈闭边底水气水分布连井对比及典型地震剖面图（类型2）（剖面位置见图1）

3 气水分布模式及开发建议

根据研究区沉积微相、砂体精细刻画、砂体连通性研究成果及实钻情况总结认为，研究区黄流组一段高温高压气藏整体为构造背景下的复杂岩性气藏，虽然整体成藏，但由于浅海重力流沉积机制及沉积过程的复杂性导致砂体的叠置连通关系复杂，气水分布相当复杂。根据各类水体成因、所处空间位置及与之接触的气藏规模等建立了研究区两种气水分布模式。

3.1 构造＋岩性控制的大型整装边水气藏模式

构造＋岩性控制的大型整装边水气藏发育在研究区的主体部位，为研究区大型海底扇轴向水道发育区，水道宽、储层厚度大，流态高、砂体分布稳定，物性好、纵横向非均质性弱，为研究区最优质的储层和主要的气藏类型。该类气藏高低部位均有钻井，往构造高部位为岩性尖灭，往构造低部位多井钻遇的气水界面一致，气藏底界未超出最低圈闭范围，仍受构造控制，压力资料证实气层为同一压力系统，整体气柱高度超过200 m。但在气藏的中高部位，统一的气水界面之上，砂体底部局部发育不渗透层遮挡形成的孤立水体（图8a）。对于此类气藏，由于储层连通性及物性较好，井位应避开边水，部署在构造中高部位。若钻遇局部发育的孤立水体，可以通过合理避射来规避风险。

3.2 小型岩性圈闭气藏模式

图6 D-8井综合柱状图

小型岩性圈闭气藏主要分布在海底扇沉积体的前端和边部，为水道前端分流摆动或水道化朵体迁移摆动，加之后期泥质水道的侵蚀改造，导致砂体平面分布碎片化，叠置连通关系复杂，形成独立的岩性气藏，无统一的气水界面，该类气藏主要受沉积微相的控制（图8b）。由于此类气藏砂体连通性复杂，多为孤立砂体，需要在精细沉积微相研究的基础上结合精细砂体刻画和连通性评价结果进行井位部署，尽可能通过在砂体构造高部位部署水平井来开发［15］。

图7 D-8井气层、水层、地层压力与埋深关系图

图8东方区黄流组高温高压气藏气水分布模式图

4 结论

1）莺歌海盆地东方区黄流组高温高压气藏为浅海背景的细粒重力流海底扇沉积，由于其沉积机制和沉积过程的复杂性导致砂体叠置连通关系复杂，从而影响了气水分布。在研究区沉积微相、精细砂体刻画及连通性评价研究成果的基础上，结合井点实钻情况识别出研究区气水分布的3种类型：其中具有统一气水界面的大型边水气藏主要分布在研究区大型侵蚀水道连片发育区，砂体厚度大、砂体连通性以及物性较好、气水分异明显是形成该类气藏的主要原因；小型岩性圈闭边底水气藏主要分布在海底扇沉积体的前端和边部，为水道前端分流摆动、水道化朵体迁移摆动或后期泥质水道的侵蚀改造，导致砂体叠置连通关系复杂，形成独立的岩性气藏；局部滞留水体为水道沉积早期受局部微地貌控制形成的透镜状砂岩，在天然气充注成藏时水体未能完全排出而形成。

2）根据各类水体成因、所处空间位置及与之接触的气藏规模等建立了研究区两种气水分布模式：构造＋岩性控制的大型整装边水气藏发育在研究区的主体部位，是研究区主要的气藏类型，由于储层连通性及物性较好，开发井应避开边水，部署在构造中高部位；小型岩性圈闭气藏主要分布在研究区的沉积前端和边部，此类气藏砂体连通性复杂，多为孤立砂体，尽可能通过在砂体构造高部位部署水平井来开发。