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

（油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室（成都理工大學），成都610059）

致密砂巖氣藏是一種資源量前景很大的非常規氣藏。國外學者很早就在這方面投入研究[1，2]，在勘探和開發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系領域也進行了大量的研究工作[3－8]，其中氣水分布關系一直是致密砂巖氣藏研究的關鍵問題和難點問題。

川中地區充西構造上三疊統須家河組第四段（T3x4）是一套低孔、低滲、非均質性較強的致密砂巖儲層，除了干層外，其他產層都或多或少有水產出。西20井生產動態表現為氣水同產，開井即見大水，間歇生產了10余天，日產氣約2×104m3，日產水卻在100～200m3以上，水產量呈臺階式上升趨勢。2004年2月～9月，水產量穩定在30m3／d左右；2004年10月～2006年1月，水產量上升并穩定在60m3／d左右；2006年2月～2007年5月，水產量又上了一個臺階，穩定在80 m3／d左右。氣產量相對穩定，該井的氣產量在2004年1月～2月，從4.8×104m3／d左右上升至6×104m3／d，之后的產氣量變化平穩，生產了3年多的時間，降至4.6×104m3／d[9]。以上現象充分顯示了充西氣田的氣水分布關系非常復雜、控制因素不明，氣水關系已成為充西氣田在勘探開發中最大的障礙，很大程度上制約了礦區的勘探開發步伐。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踐意義。

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

圖1 充西氣田區域構造位置Fig.1 The areal structure position of Chongxi gas field

1 地層水物理化學特征

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

地下水常規分析中，一般用K＋、Na＋、Ca2＋、Mg2＋、Ba2＋、Cl－、HCO－3等離子代表大量無機組成，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力特征和水文地球化學環境，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屬高礦化度氯化鈣型（表2）。氯化鈣型地層水分布于區域水動力相對阻滯區，在縱向水文地質剖面上表現出深層交替停滯狀態特征。地下水環境處于還原狀態，也反映儲層具有良好的封閉條件，這對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層具有低孔、低滲的特點。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重影響了探測相對較深的雙側向測井，致使深淺側向電阻率差異減小，很大程度上增加了充西氣田須四段測井儲層流體性質識別的難度。

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、測試資料以及開發動態資料為基礎，建立相應的氣水層識別圖版（圖2）。圖中共有135個樣本點（其中氣層44個、氣水層43個、水層48個）作為研究基礎。這些樣本點都來自9口試油井已知流體類型層段。用所有樣本點的深側向（RT）分別與該樣本點的其他測井曲線作交會圖，對比分析結果是：深側向與自然伽馬（GR）、深側向與聲波時差（AC）、深側向與補償密度（DEN）、深側向與補償中子（CNL）、深側向與含水飽和度和深側向與孔隙度所作交會圖的效果較好。

2.1 縱向氣水分布特征

充西須四段致密砂巖儲層相對優質儲層[13]主要發育在下亞段，因此須四下亞段為主要產流體層。產層存在3種類型：氣層、水層、氣水同層。氣水同層即氣水過渡帶，如果以產氣為主則為氣層含水，若以產水為主則為水層含微氣。

充西氣田須四段儲層中的大多數天然氣都聚集在構造高部位或巖性圈閉高部位，地層水則多數分布于構造低部位或巖性圈閉低部位，即形成縱向上相對較為簡單的上氣下水的氣水分布關系。如西32井氣水分布剖面（圖3）。該井須四段上亞段優質儲層為氣層，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層非均質性較強，天然氣運移到儲集物性較差的斜坡地帶，在縱向上很容易出現下氣上水的倒置現象，從而形成非常規巖性氣藏。

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，構造走向為北西—北西西向，褶皺較強，斷裂及裂縫相對較發育，圈閉幅度相對較大。川中東北部是川中弱受力區的相對強受力區，其斷裂及裂縫的發育對低孔、低滲碎屑巖儲層具有較大的改善作用[14]。

圖2 充西氣田須四段氣水層識別圖版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，充西氣田總共發育8條逆斷層，北部發育6條，東南部發育2條。產純氣的單井有3口，氣水同產井有6口，低產氣井或者含微氣井有12口，干井4口，水井4口。依照產出流體性質不同，在平面圖上劃分出3個產純氣區：西12井區、西051－X2井區、西62井區；5個氣水同產區：西69井區、西73X井區、西20井區、西74井區、西72井和西57井組成的區；4個低產氣區是西101井和西56井組成一個區，西51井、西71井、西48井、西64井和西13－1井組成一個區，西35－1井和西65井組成一個區，西68井和西58井組成一個區。在總體上充西須四段氣水區分布有這樣的規律：氣田北部產氣量大，產氣類型多為大氣大水（氣水同產）或者大氣小水（產純氣）；南部產氣量小很多，產氣類型多為小氣（低產氣）或者含微氣。就產水量來看，除干井外幾乎每口單井都或多或少產水，整個氣田沒有特定的規律，即使構造部位、儲層發育情況大致相同的單井，產水量也差異很大。導致這種氣水分布格局的主要原因除了儲層本身特征以外，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翼控制型、斷層末端效應控制型、巖性－褶皺控制型、褶皺控制型。

斷層側翼控制型如西12井產純氣區。西12井須四段試油日產氣0.609 3×104m3，生產前期平均日產氣5 000m3，后期增加到10 000m3以上，平均月產水3～7m3；西051－X1井須四段下亞段相對優質儲層發育，并在須四段3個井段進行試油，試油結果為干層。影響因素在于西②斷層導致兩側氣水系統的構造位置發生了變化，促使西051－X1井的水向構造低部位移動，氣向構造高部位（西12井）移動。因此該氣水系統是斷層側翼控制型。

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

斷層末端效應控制型如西20井氣水同產區。西2 0井測試日產氣1.914 3×1 04m3，日產水154.08m3，在實際生產中平均日產氣從前期的5×104m3降至后期的2×104m3，月產水3 000 m3。西20井處于西②斷層末梢，斷層末梢造成導水裂縫帶發育[15]，滲透性極大增強，氣水大量同產。

巖性－褶皺控制型如西62井產純氣區和西101井、西56井低產氣區組成的氣水系統。西62井優質儲層集中于須四段下亞段，上亞段相對不發育；西56井只鉆遇須四段上亞段不到30m處，不能較為精細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井生產動態情況，認為西56井下亞段優質儲層發育，以氣水同層、水層為主，縱向上呈常規的上氣下水氣水分布模式，由于構造高差的存在，使得高構造部位西62井產氣量大、產水量小，低構造部位西56井產氣量相對較小，產水量相對較大。西101井試油后并未投入生產，西101井與西56井同屬一個背斜構造，構造高度基本一致，層內的泥巖或者致密層成為影響氣水分布的主要因素。該氣水系統屬于巖性－褶皺控制型。

褶皺控制型如西051－X2井產純氣區。西051－X2井和西67井、西021－X5井組成一個氣水系統。西051－X2井測試日產氣41.893 9×104m3，生產中平均日產氣1.5×104m3，生產后期日產水從1m3逐漸增加到9m3；西67井、西021－X5井都未投入生產；西67井測井解釋為氣層，預測為含微氣；西021－X5井測井解釋為氣水同層，預測為水層或者水層含微氣。結合構造分析，構造高部位為產純氣區，次高部位為低產氣區或者含微氣區，低部位為產水區或者水層含微氣區，氣水重力分異良好，構造高差是影響該氣水系統的主要因素，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、儲層、構造等研究成果及氣田的氣水平面分布，認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個方面。

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

b.充西須四段致密砂巖氣田的氣水分布受本身儲層物性的影響。由于沉積和成巖作用的影響，儲層物性不均衡，非均質性較強，局部儲集體呈透鏡狀或長透鏡狀。儲層物性變化的好壞直接影響儲層之間的連通性。層內泥巖或者致密層阻擋流體朝著常規運移方向（構造高部位方向）運移，這一方面阻礙了不同井間地層水的連通流動，另一方面在局部聯合鼻狀構造中常形成巖性－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系呈現紛繁復雜的態勢，這與斷層、裂縫的影響有密切關系。區內發育8條逆斷層，造成斷層兩側氣水系統在構造位置上發生較大變化（斷層側翼控制型）；斷層末端效應促進裂縫的發育，進而極大地增加了儲層的滲濾性（斷層末端效應控制型）。在構造相對平緩的充西氣田[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量都相對較高，特別是水產量較高。

4 結論

a.充西須四段致密砂巖氣田產流體層多樣，主要包括產氣層、氣水同產層、產水層，并且集中儲存在須四段中下部發育的相對優質儲層中。

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逐漸增高的趨勢，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集層物性、斷層和裂縫系統發育程度、褶皺等多種因素綜合制約。氣水分布與構造部位關系密切，但又不完全受構造高低的控制；層內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系復雜化，形成多種影響因素共同控制的多種非常規氣水分布模式，主要類型有斷層側翼控制型、斷層末端效應控制型、巖性－褶皺控制型、褶皺控制型等。

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