川中充西須四段致密砂巖氣田氣水分布特征及成因

趙 爽 雍自權(quán)

（油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都610059）

致密砂巖氣藏是一種資源量前景很大的非常規(guī)氣藏。國外學(xué)者很早就在這方面投入研究[1，2]，在勘探和開發(fā)方面取得了巨大的突破。目前中國在致密砂巖氣成藏和氣水分布關(guān)系領(lǐng)域也進(jìn)行了大量的研究工作[3－8]，其中氣水分布關(guān)系一直是致密砂巖氣藏研究的關(guān)鍵問題和難點(diǎn)問題。

川中地區(qū)充西構(gòu)造上三疊統(tǒng)須家河組第四段（T3x4）是一套低孔、低滲、非均質(zhì)性較強(qiáng)的致密砂巖儲(chǔ)層，除了干層外，其他產(chǎn)層都或多或少有水產(chǎn)出。西20井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為氣水同產(chǎn)，開井即見大水，間歇生產(chǎn)了10余天，日產(chǎn)氣約2×104m3，日產(chǎn)水卻在100～200m3以上，水產(chǎn)量呈臺(tái)階式上升趨勢(shì)。2004年2月～9月，水產(chǎn)量穩(wěn)定在30m3／d左右；2004年10月～2006年1月，水產(chǎn)量上升并穩(wěn)定在60m3／d左右；2006年2月～2007年5月，水產(chǎn)量又上了一個(gè)臺(tái)階，穩(wěn)定在80 m3／d左右。氣產(chǎn)量相對(duì)穩(wěn)定，該井的氣產(chǎn)量在2004年1月～2月，從4.8×104m3／d左右上升至6×104m3／d，之后的產(chǎn)氣量變化平穩(wěn)，生產(chǎn)了3年多的時(shí)間，降至4.6×104m3／d[9]。以上現(xiàn)象充分顯示了充西氣田的氣水分布關(guān)系非常復(fù)雜、控制因素不明，氣水關(guān)系已成為充西氣田在勘探開發(fā)中最大的障礙，很大程度上制約了礦區(qū)的勘探開發(fā)步伐。因此，展開須四段致密砂巖氣田氣水分布及成因的研究具有重要的理論與實(shí)踐意義。

充西氣田隸屬于四川盆地川中古隆中斜平緩構(gòu)造帶的南充構(gòu)造群（圖1）。南充構(gòu)造為一個(gè)長軸背斜，軸線呈北凸的弧形；東端為北西向的東觀潛高，構(gòu)造形態(tài)寬緩，傾沒端在勝觀橋附近，發(fā)育的斷層規(guī)模較大；構(gòu)造西端形態(tài)較窄，延伸遠(yuǎn)，兩翼較陡，軸線在瀠溪場附近轉(zhuǎn)折為東西方向，傾沒于文井場一帶。充西氣田剛好位于南充構(gòu)造西傾沒端，由北西向南東傾沒的向北弧形突出的轉(zhuǎn)折帶上，為弱受力背景下的相對(duì)強(qiáng)受力區(qū)，斷層、裂縫亦相對(duì)較發(fā)育[10]。

圖1 充西氣田區(qū)域構(gòu)造位置Fig.1 The areal structure position of Chongxi gas field

1 地層水物理化學(xué)特征

在含油氣盆地的發(fā)展演化過程中，伴隨著油氣的生成、運(yùn)移、聚集、散逸，地下水的化學(xué)成分也隨之經(jīng)歷了復(fù)雜而漫長的水文地球化學(xué)演化過程。含水巖系經(jīng)過沉積、淺埋、深埋、變質(zhì)及淋濾等水文地質(zhì)發(fā)展階段，油、氣、水之間，水、巖之間相互發(fā)生活躍的元素交換作用，致使儲(chǔ)層水化學(xué)成分重新分配和組合，發(fā)生正向變質(zhì)，形成新的地下水類型和特殊的水化學(xué)性質(zhì)，為油、氣、水的成生、展布及其變化提供了許多信息和證據(jù)[11]。

地下水常規(guī)分析中，一般用K＋、Na＋、Ca2＋、Mg2＋、Ba2＋、Cl－、HCO－3等離子代表大量無機(jī)組成，I－、Br－、B等離子屬微量元素。各種離子的含量，能夠反映地層的水動(dòng)力特征和水文地球化學(xué)環(huán)境，因此，在一定程度上可以說明油氣藏的保存和破壞條件。

按蘇林的分類[12]（表1），充西須四段致密砂巖氣田的地下水類型絕大多數(shù)屬高礦化度氯化鈣型（表2）。氯化鈣型地層水分布于區(qū)域水動(dòng)力相對(duì)阻滯區(qū)，在縱向水文地質(zhì)剖面上表現(xiàn)出深層交替停滯狀態(tài)特征。地下水環(huán)境處于還原狀態(tài)，也反映儲(chǔ)層具有良好的封閉條件，這對(duì)烴類聚集成藏和賦存是非常有利的[11]。

表1 原生水蘇林分類Table1 Connate water Surin classification

2 氣水分布特征

充西氣田須四段致密砂巖儲(chǔ)層具有低孔、低滲的特點(diǎn)。由于泥漿侵入較深，低孔、高束縛水飽和度、地層水礦化度較高等因素嚴(yán)重影響了探測相對(duì)較深的雙側(cè)向測井，致使深淺側(cè)向電阻率差異減小，很大程度上增加了充西氣田須四段測井儲(chǔ)層流體性質(zhì)識(shí)別的難度。

表2 充西氣田須四段地層水分析Table2 The formation water analytic data of T3x4 in the Chongxi gas field

以測井資料、測試資料以及開發(fā)動(dòng)態(tài)資料為基礎(chǔ)，建立相應(yīng)的氣水層識(shí)別圖版（圖2）。圖中共有135個(gè)樣本點(diǎn)（其中氣層44個(gè)、氣水層43個(gè)、水層48個(gè)）作為研究基礎(chǔ)。這些樣本點(diǎn)都來自9口試油井已知流體類型層段。用所有樣本點(diǎn)的深側(cè)向（RT）分別與該樣本點(diǎn)的其他測井曲線作交會(huì)圖，對(duì)比分析結(jié)果是：深側(cè)向與自然伽馬（GR）、深側(cè)向與聲波時(shí)差（AC）、深側(cè)向與補(bǔ)償密度（DEN）、深側(cè)向與補(bǔ)償中子（CNL）、深側(cè)向與含水飽和度和深側(cè)向與孔隙度所作交會(huì)圖的效果較好。

2.1 縱向氣水分布特征

充西須四段致密砂巖儲(chǔ)層相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層[13]主要發(fā)育在下亞段，因此須四下亞段為主要產(chǎn)流體層。產(chǎn)層存在3種類型：氣層、水層、氣水同層。氣水同層即氣水過渡帶，如果以產(chǎn)氣為主則為氣層含水，若以產(chǎn)水為主則為水層含微氣。

充西氣田須四段儲(chǔ)層中的大多數(shù)天然氣都聚集在構(gòu)造高部位或巖性圈閉高部位，地層水則多數(shù)分布于構(gòu)造低部位或巖性圈閉低部位，即形成縱向上相對(duì)較為簡單的上氣下水的氣水分布關(guān)系。如西32井氣水分布剖面（圖3）。該井須四段上亞段優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層為氣層，下亞段頂部為氣水同層（氣水過渡帶），下亞段中部和底部為水層。

由于充西氣田須四段儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，天然氣運(yùn)移到儲(chǔ)集物性較差的斜坡地帶，在縱向上很容易出現(xiàn)下氣上水的倒置現(xiàn)象，從而形成非常規(guī)巖性氣藏。

2.2 氣水平面分布特征

充西氣田位于川中東北部，主要受大巴山弧褶帶的影響，構(gòu)造走向?yàn)楸蔽鳌蔽魑飨?，褶皺較強(qiáng)，斷裂及裂縫相對(duì)較發(fā)育，圈閉幅度相對(duì)較大。川中東北部是川中弱受力區(qū)的相對(duì)強(qiáng)受力區(qū)，其斷裂及裂縫的發(fā)育對(duì)低孔、低滲碎屑巖儲(chǔ)層具有較大的改善作用[14]。

圖2 充西氣田須四段氣水層識(shí)別圖版Fig.2 The plate of identification of gas or water of T3x4 in the Chongxi gas field（1ft＝30.48cm）

圖3 西32井氣水分布剖面圖Fig.3 The section of gas－water distribution of Well Xi－32

從圖4中可以看出，充西氣田總共發(fā)育8條逆斷層，北部發(fā)育6條，東南部發(fā)育2條。產(chǎn)純氣的單井有3口，氣水同產(chǎn)井有6口，低產(chǎn)氣井或者含微氣井有12口，干井4口，水井4口。依照產(chǎn)出流體性質(zhì)不同，在平面圖上劃分出3個(gè)產(chǎn)純氣區(qū)：西12井區(qū)、西051－X2井區(qū)、西62井區(qū)；5個(gè)氣水同產(chǎn)區(qū)：西69井區(qū)、西73X井區(qū)、西20井區(qū)、西74井區(qū)、西72井和西57井組成的區(qū)；4個(gè)低產(chǎn)氣區(qū)是西101井和西56井組成一個(gè)區(qū)，西51井、西71井、西48井、西64井和西13－1井組成一個(gè)區(qū)，西35－1井和西65井組成一個(gè)區(qū)，西68井和西58井組成一個(gè)區(qū)。在總體上充西須四段氣水區(qū)分布有這樣的規(guī)律：氣田北部產(chǎn)氣量大，產(chǎn)氣類型多為大氣大水（氣水同產(chǎn)）或者大氣小水（產(chǎn)純氣）；南部產(chǎn)氣量小很多，產(chǎn)氣類型多為小氣（低產(chǎn)氣）或者含微氣。就產(chǎn)水量來看，除干井外幾乎每口單井都或多或少產(chǎn)水，整個(gè)氣田沒有特定的規(guī)律，即使構(gòu)造部位、儲(chǔ)層發(fā)育情況大致相同的單井，產(chǎn)水量也差異很大。導(dǎo)致這種氣水分布格局的主要原因除了儲(chǔ)層本身特征以外，斷層的影響也很大。

縱觀充西氣田氣水分布模式主要有斷層側(cè)翼控制型、斷層末端效應(yīng)控制型、巖性－褶皺控制型、褶皺控制型。

斷層側(cè)翼控制型如西12井產(chǎn)純氣區(qū)。西12井須四段試油日產(chǎn)氣0.609 3×104m3，生產(chǎn)前期平均日產(chǎn)氣5 000m3，后期增加到10 000m3以上，平均月產(chǎn)水3～7m3；西051－X1井須四段下亞段相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育，并在須四段3個(gè)井段進(jìn)行試油，試油結(jié)果為干層。影響因素在于西②斷層導(dǎo)致兩側(cè)氣水系統(tǒng)的構(gòu)造位置發(fā)生了變化，促使西051－X1井的水向構(gòu)造低部位移動(dòng)，氣向構(gòu)造高部位（西12井）移動(dòng)。因此該氣水系統(tǒng)是斷層側(cè)翼控制型。

圖4 充西氣田須四段儲(chǔ)層氣水分布圖Fig.4 The map of gas－water distribution of T3x4 in the Chongxi gas field

斷層末端效應(yīng)控制型如西20井氣水同產(chǎn)區(qū)。西2 0井測試日產(chǎn)氣1.914 3×1 04m3，日產(chǎn)水154.08m3，在實(shí)際生產(chǎn)中平均日產(chǎn)氣從前期的5×104m3降至后期的2×104m3，月產(chǎn)水3 000 m3。西20井處于西②斷層末梢，斷層末梢造成導(dǎo)水裂縫帶發(fā)育[15]，滲透性極大增強(qiáng)，氣水大量同產(chǎn)。

巖性－褶皺控制型如西62井產(chǎn)純氣區(qū)和西101井、西56井低產(chǎn)氣區(qū)組成的氣水系統(tǒng)。西62井優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層集中于須四段下亞段，上亞段相對(duì)不發(fā)育；西56井只鉆遇須四段上亞段不到30m處，不能較為精細(xì)判斷該井須四段其他部分的氣水分布情況。分析西62井和西56井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)情況，認(rèn)為西56井下亞段優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育，以氣水同層、水層為主，縱向上呈常規(guī)的上氣下水氣水分布模式，由于構(gòu)造高差的存在，使得高構(gòu)造部位西62井產(chǎn)氣量大、產(chǎn)水量小，低構(gòu)造部位西56井產(chǎn)氣量相對(duì)較小，產(chǎn)水量相對(duì)較大。西101井試油后并未投入生產(chǎn)，西101井與西56井同屬一個(gè)背斜構(gòu)造，構(gòu)造高度基本一致，層內(nèi)的泥巖或者致密層成為影響氣水分布的主要因素。該氣水系統(tǒng)屬于巖性－褶皺控制型。

褶皺控制型如西051－X2井產(chǎn)純氣區(qū)。西051－X2井和西67井、西021－X5井組成一個(gè)氣水系統(tǒng)。西051－X2井測試日產(chǎn)氣41.893 9×104m3，生產(chǎn)中平均日產(chǎn)氣1.5×104m3，生產(chǎn)后期日產(chǎn)水從1m3逐漸增加到9m3；西67井、西021－X5井都未投入生產(chǎn)；西67井測井解釋為氣層，預(yù)測為含微氣；西021－X5井測井解釋為氣水同層，預(yù)測為水層或者水層含微氣。結(jié)合構(gòu)造分析，構(gòu)造高部位為產(chǎn)純氣區(qū)，次高部位為低產(chǎn)氣區(qū)或者含微氣區(qū)，低部位為產(chǎn)水區(qū)或者水層含微氣區(qū)，氣水重力分異良好，構(gòu)造高差是影響該氣水系統(tǒng)的主要因素，屬于典型的褶皺控制型。

3 氣水分布控制因素探討

綜合充西須四段的地層、儲(chǔ)層、構(gòu)造等研究成果及氣田的氣水平面分布，認(rèn)為須四段致密砂巖氣田氣水總體分布的影響因素主要有以下3個(gè)方面。

a.充西須四段致密砂巖氣田的氣水分布明顯受構(gòu)造作用控制，在具有一般連通性的儲(chǔ)集空間內(nèi)，縱向上地層水向下滲透到構(gòu)造低部位，而天然氣則向上聚集在構(gòu)造高部位（褶皺控制型），形成儲(chǔ)量規(guī)模較大的常規(guī)氣藏。

b.充西須四段致密砂巖氣田的氣水分布受本身儲(chǔ)層物性的影響。由于沉積和成巖作用的影響，儲(chǔ)層物性不均衡，非均質(zhì)性較強(qiáng)，局部儲(chǔ)集體呈透鏡狀或長透鏡狀。儲(chǔ)層物性變化的好壞直接影響儲(chǔ)層之間的連通性。層內(nèi)泥巖或者致密層阻擋流體朝著常規(guī)運(yùn)移方向（構(gòu)造高部位方向）運(yùn)移，這一方面阻礙了不同井間地層水的連通流動(dòng)，另一方面在局部聯(lián)合鼻狀構(gòu)造中常形成巖性－褶皺控制型氣水分布模式。

c.充西須四段致密砂巖氣田的氣水分布關(guān)系呈現(xiàn)紛繁復(fù)雜的態(tài)勢(shì)，這與斷層、裂縫的影響有密切關(guān)系。區(qū)內(nèi)發(fā)育8條逆斷層，造成斷層兩側(cè)氣水系統(tǒng)在構(gòu)造位置上發(fā)生較大變化（斷層側(cè)翼控制型）；斷層末端效應(yīng)促進(jìn)裂縫的發(fā)育，進(jìn)而極大地增加了儲(chǔ)層的滲濾性（斷層末端效應(yīng)控制型）。在構(gòu)造相對(duì)平緩的充西氣田[16]，斷層末端的氣水層增多，因而，位于這些部位的單井水和氣產(chǎn)量都相對(duì)較高，特別是水產(chǎn)量較高。

4 結(jié)論

a.充西須四段致密砂巖氣田產(chǎn)流體層多樣，主要包括產(chǎn)氣層、氣水同產(chǎn)層、產(chǎn)水層，并且集中儲(chǔ)存在須四段中下部發(fā)育的相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中。

b.須四段致密砂巖氣田單井總體上遵循上氣下水特征，含氣飽和度縱向上呈現(xiàn)逐漸增高的趨勢(shì)，所以只要含有氣水層的單井都有氣水過渡帶（氣水同層），并且氣水過渡帶比較寬。

c.須四段致密砂巖氣水分布主要受儲(chǔ)集層物性、斷層和裂縫系統(tǒng)發(fā)育程度、褶皺等多種因素綜合制約。氣水分布與構(gòu)造部位關(guān)系密切，但又不完全受構(gòu)造高低的控制；層內(nèi)泥巖或者致密層的阻擋影響、斷層和裂縫的存在致使氣水分布關(guān)系復(fù)雜化，形成多種影響因素共同控制的多種非常規(guī)氣水分布模式，主要類型有斷層側(cè)翼控制型、斷層末端效應(yīng)控制型、巖性－褶皺控制型、褶皺控制型等。

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