南海常压与超压气水过渡带岩电特征与气藏结构

于俊峰 ，吴其林 ，晁彩霞 ，林懿瑜 ，詹子钦 ，赖焕明

（1.广东石油化工学院石油工程学院，广东 茂名 525000；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057）

0 引言

气水过渡带是气藏的一部分，是由于气藏下倾部位气柱产生的浮力不能完全排替其中的可动水，从而在气水界面附近（纯气段下部）形成一段含气饱和度向上呈逐渐升高趋势的含气水层、气水同层段。气藏中气水过渡带识别模式见参考文献［1］。迄今为止，关于气水过渡带的研究甚少，原因在于常规气藏的气水过渡带短，未引起足够的重视。近年来，随着高温高压气藏的发现与钻探的展开［2-3］，逐渐了解到超压气藏气水过渡带可以较厚（如莺歌海盆地XF14井的气水过渡带厚度近80 m，而深水的XL17井气水过渡带仅3 m左右），气藏下部含气面积大，蕴藏了大量的天然气资源。以前通常以低于经济含气饱和度界面为气层底界来计算天然气储量，但开采过程中发现，大多实际采出量大于探明储量。这说明天然气开采过程中气水过渡带天然气资源不断出溶形成游离气，弥补采出气原有空间，从而使实际采出量大于初始估算探明储量。

超压气田大量钻井发现，超压气层与常压气层气水过渡带岩电标志的不同体现了气水过渡带控制的气藏结构的区别。目前，在成因、类型、气藏模式上仍然存在很多不确定性，因此，有必要在这一领域进行探索。

1 气水过渡带岩电标志

高温高压环境下，水溶气和部分水会以混相状态从水层离析出来，进入储层空间并滞留在孔隙内，靠近纯水层的含水较高的部分便形成了较长的气水过渡带。这是超压气层和常压气层最显著的区别。

超压气藏段实际包括纯气层、气水过渡带（气水同层和含气水层）及水层。过渡带厚度主要受温压条件与储层因素控制：温压越高，气水过渡带越厚；束缚水饱和度高的致密储层越厚，气水过渡带也越厚。东方区块超压气田已钻探的气水过渡带厚度为10～100 m。这些气水过渡带有的是常规储层高温超压作用形成的，有的是致密储层与常规储层条件共同作用形成的。

1.1 常压气藏气水过渡带

琼东南盆地深水峡谷的黄流组、莺歌海组气藏为常压气藏。以XL17-X井为例（见图1），储层段基本为细砂岩、粉砂岩，局部的薄层为泥质粉砂岩。本区储层结构和成熟度高，物性好，平均孔隙度为28.8%，平均渗透率为 543.2×10-3μm2。

图1 XL17-X井常压气藏的岩电结构

气藏测井曲线表现为低自然伽马、低密度特征，电阻率曲线大体呈两段式，分别对应气层段和水层段。气层共 47 m，电阻率为 18.0～40.0 Ω·m；水层共 87 m，电阻率为1.5 Ω·m。相比之下，该井钻遇的气水过渡带极短，仅3 m，电阻率为2.5 Ω·m，气水过渡带段电阻率与水层接近，说明常压条件下气水分异充分，气水界面清晰，过渡带短。该种气水过渡带对气藏结构及储量计算无较大影响。

1.2 超压气藏常规储层气水过渡带

常规储层超压气藏是浮力驱动形成的矿藏，受构造圈闭或岩性圈闭控制［4-5］。 赵靖舟［6］则把常规储层准确地定量化为渗透率大于10×10-3μm2的储层。

常规储层超压气藏常规储层的气层与水层之间存在较长的气水同层、含气水层段，揭示了储层具有规模大、物性好等特点。

常规储层超压气藏常规储层的电阻率曲线的变化最明显。XF13-X1井气层发育一套厚层粉细砂岩，镜下薄片粒度特征揭示储层均质性好［7］。气层的测井曲线具有明显的三段式——气层段、过渡带段和水层段，过渡带段占主要部分（见图2）。

图2 XF13-X1井常规储层气层段的岩电特点

气水过渡带又表现为气水同层和含气水层的过渡，说明含气饱和度是逐渐减小的。自然伽马和密度曲线同常压曲线一致，电阻率曲线值从气层段—水层段逐渐减小，曲线平滑。这一重要现象说明，常规储层高温高压条件下，气层的含气饱和度从气藏顶至底是逐渐降低的。

1.3 含致密砂岩段的超压气藏气水过渡带

致密砂岩透镜体是气藏中极为常见却又易被忽视的一种砂岩类型，油气工作者很少将砂岩透镜体的存在与油气空间分布联系起来。

诸多学者把致密砂岩定义为低渗—特低渗储层，致密砂岩一般孔隙度小于12%，空气渗透率小于1×10-3μm2，致密砂岩气需通过大规模压裂或特殊采气工艺才能产出具有经济价值的产量［8-9］。 邹才能等［10-12］认为，致密砂岩孔隙度小于10%，原地渗透率小于0.1×10-3μm2或空气渗透率小于 1×10-3μm2，孔喉半径小于1 μm，含气饱和度小于60%。

储层内致密砂岩段发育局部水。非均质性较强的储层，孔喉分布频带较宽，存在多级别的孔隙喉道，气驱替水时，超致密砂体内已封存完好的水体无法驱替，形成残留地层水［13-14］。当非均质储层内气柱不足以克服所有级别喉道的毛细管阻力时，孔隙中的水被挤出的程度不同，即气藏的排水分异程度存在差异，形成含水饱和度纵向上的不同，即在纯气和纯水之间存在气水混相过渡带［15-16］。

致密砂岩与水道的组合不仅限于气顶模式［17］，至少还有3种模式——水道底滞留型、水道顶覆型及砂岩内透镜体型，其他类型为这3种形式的组合。不管哪种组合，含致密砂岩段储层岩电特点也呈明显的三段式，而且砂岩透镜体段电阻率曲线与气层段均呈现突变的特征。

XF14井钻探的黄流组水道砂顶沉积了一套致密砂岩透镜体，即储层结构从上到下为优质砂岩—致密砂岩—优质砂岩。XF14井在Ⅰ气组共钻遇89.0 m厚块状细砂岩，从三段式特征看，顶部的8.4 m气层为最优质砂岩，镜下薄片砂岩粒径为130～400 μm，中值177 μm，孔径均值 156 μm；透镜体砂岩段粒径为 65～125 μm，中值 90 μm 左右，孔径均值 85 μm。 在常规测井（LWD）曲线上，气层段跟气水过渡带段储层没有明显的区别：自然伽马曲线呈箱状，值65 API，密度2.4 g·cm-3左右；电阻率区别明显，气层段电阻率 10 Ω·m，气水过渡带突降至4 Ω·m，底部水层减小至2 Ω·m。CMR 测井揭示，气层段渗透率 13.2×10-3μm2，高于下部储层的 0.1×10-3～0.3×10-3μm2。 这种现象说明，孔隙结构的差异性引起了电阻率曲线变化。

2 不同类型气水过渡带测井曲线模式

常规储层常压气藏由于气水分异充分，电阻率测井曲线基本呈两段式，分别是高电阻率段和低电阻率段。高电阻率段曲线呈箱形或者指状，对应气层；低电阻率段曲线几乎平直，大致平行于基线，对应水层（见图3a）。常规储层超压气藏即使出现气水过渡带，一般过渡带长度也很短，过渡带在电阻率曲线上体现不明显（见图 3b）。

常规储层超压气藏常规储层条件下，电阻率曲线纵向上大致呈三段式：高电阻率段、次高电阻率段与低电阻率段（见图3c）。其中，次高电阻率段对应气水过渡带，由于高温高压引起的气水过渡带较厚，含气饱和度由上至下亦逐渐降低，造成了电阻率值逐渐衰减至纯水层值。

图3 常压、超压气藏气层段结构及测井曲线特征示意

含致密砂岩段的超压气藏，电阻率曲线也呈三段式，即高电阻率段、次高电阻率段与低电阻率段（见图3d），但气层的高电阻率段与气水过渡带的次高电阻率段的值产生突变，而次高电阻率段和低电阻率段又逐渐过渡。这一现象说明，气层段含气饱和度远高于过渡带段，过渡带的低电阻率主要由致密砂岩的低含气饱和度引起。镜下薄片往往可见过渡带储层岩石学特征与气层段有明显差别。

3 气藏结构

3.1 常压气藏

常压气藏是最常见的一种气藏类型，为典型的水气两段式结构。常规储层常压条件下，气藏一般气水界面清楚，没有明显的过渡带，气水界面以上为气层，资源量往往也以气水界面为气层底界，气藏高点为顶界，通过蒙特卡洛法或者容积法计算（见图4a）。

3.2 超压气藏常规储层

常规储层超压气藏分气层、过渡带、水层3段。莺歌海盆地的XF13气藏为常规储层超压气藏［18］。XF13-X1井钻探的气藏气层总厚度为40 m，下部气水过渡带为25 m，水层段为3.5 m。

常规储层条件下，该超压气藏的气层、过渡带、水层层内流体均有较好的渗流能力，在天然气开采过程中随着压力的降低，天然气可以从过渡带中不断出溶，增加原始气藏的储量，所以气水过渡带的部分天然气为可动用储量。由此可见，XF13气藏的天然气储量以过渡带厚度的一半作为气底，而不是经验的气水界面，这具有较高的合理性（见图4b）。

图4 XL17常压气藏与XF13常规储层超压气藏结构

浮力驱动形成的气藏具有统一的气水界面和气水过渡带，往往储层物性越好，气水过渡带的厚度就越小，这跟储层天然气浮力下克服毛细管阻力的能力有关［4］。由XF13-X1井气水过渡带25 m这一现象推测，气水过渡带厚度也与温压有较大关系。

3.3 含致密砂岩透镜体超压气藏

气藏中气水过渡带是气藏气柱高度所产生的浮力与储层毛细管力相互作用产生的［19-20］。含致密砂岩透镜体超压气藏气水过渡带的形成除了跟超压有关，跟致密砂岩段的存在也关系较大。莺歌海盆地东方13-1气藏中气水过渡带也可以分为气层、过渡带、水层3段。不同的是，这种气藏模式与常规储层的超压气藏区别较大。

XF13-1 气藏储层非均质性强［21-23］，XF14 井黄流组一段体现了致密砂岩控制的气水过渡带，这超出了以前对气藏结构的认识。在XF13-1井海底扇朵叶的中部，XF14井在Ⅰ气组2 912 m深度附近钻遇厚89.0 m块状细砂岩，但仅顶部的8.4 m测井解释为气层，气层段以下近80 m为含气水层和水层。根据计算，该井钻遇的水道溢出点深度为2 954 m，这表明2 920～2 954 m的过渡段不是局部深切水道底水，该段储层致密，因而是过渡带致密储层束缚水。

如果气藏具有明显的气水过渡带，需要根据高精度三维地震资料判断是否钻在水道部位，然后根据测井及取心资料确定是否存在砂岩透镜体。如果是砂岩透镜体而未遇纯水层，且气层段电阻率较高，则井点下倾方向仍为气层；因此，综合分析建立已钻井区的气藏模式，可以预测井点下倾方向是否仍具备继续钻遇气层的潜力［23］。

4 结论

1）常压与超压气水过渡带岩电特征具有一定的区别。常规储层超压气藏的测井电阻率曲线基本呈两段式；常规储层超压气藏条件下，电阻率曲线纵向上大致呈三段式；含致密砂岩段的超压气藏，电阻率曲线也呈三段式，但气层段与下部过渡带电阻率值产生突变，次高电阻率段和低电阻率段又逐渐过渡。过渡带的低电阻率主要由致密砂岩的低含气饱和度引起，镜下薄片可见其岩石学特征与常规储层有明显差别。

2）常规储层超压气藏的一般气水界面清楚，没有明显的过渡带，气层以气水界面为界；常规储层超压气藏的过渡带厚，过渡带含气饱和度也较高，应在段内取点作为气水界面；含致密砂岩透镜体超压气藏受致密砂岩透镜体影响，气水界面为非水平的，气藏结构跟砂岩透镜体的顶面形状相关。