充西須四氣藏氣水分布規律

阮基富 李新玲 張 蘇

(中國石油西南油氣田公司川中油氣礦)

0 引言

川中充西氣田位于四川省南充市境內，區域構造位于川中古隆中斜平緩構造帶的南充構造群。1980年首鉆西51井發現須四氣藏，目前鉆揭須四段的井共有29口，共測試26口井，其中獲氣井9口，氣水同產井11口，水井3口，干井3口。該氣藏于1987年投入試采，初期日產氣0.6×104m3/d，日產水0.3m3左右，2003年8月西20、西56井相繼投產，正式拉開了充西氣田須四氣藏生產序幕，歷史共投入生產井14口，最高日產氣24.1×104m3/d，日產水646.6 m3，目前開井6口，日產氣3.5×104m3/d，日產水104.5m3。隨著勘探開發的不斷深入，充西須四氣藏表現出氣水關系復雜的特征，氣井產水特征不明，嚴重影響氣井正常生產，因此有必要開展氣水分布規律研究，為提出合理治水對策、提高氣藏開發效果奠定基礎。

1 氣藏基本特征及開發中存在的主要問題

四川盆地南充背斜為一狹長的由北西向南東傾沒的長軸鼻狀背斜，充西氣田位于南充構造西傾末端，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，整體構造表現為褶皺平緩，呈東高西低、向西逐漸傾沒的潛伏背斜(圖1)，區內圈閉較多，由西向東主要有多扶場南、共興

圖1 充西氣田須四氣藏頂面構造圖

場和嶸溪場三個潛伏圈閉，但閉合度低、閉合面積小，區內共發育有8條逆斷層，斷層規模不等，落差范圍10m～240m，斷層在剖面上延伸長度為2.75km～9.75km，多數斷層向上斷至大安寨段，向下消失于嘉陵江組內部，從斷層展布來看，大部分斷層多分布在背斜北翼，斷層走向與構造的軸向基本平行，呈東西向延伸。

須四段巖性以淺灰色中粒、細-中粒砂巖為主間夾薄層(<1m)的灰黑色泥頁巖，儲集類型以粒間孔、粒內溶孔為主，喉道類型以片狀喉道、管狀喉道為主。發育少量的裂縫，以低角度小縫為主，主要分布在須四段的中上部。儲層具低孔低滲特征。縱向上須四段儲層較發育，呈疊瓦狀相互疊置，由3～10套儲層組成，儲層單層厚度一般1m～4m，薄者有0.5m，厚者可達8m；平面上，須四上亞段儲層厚度在西北部蓮69井附近是一個相對高值區，儲層厚度達16m，該處向東自向南儲層厚度逐漸變薄，中部以及東部儲層厚度變化不大，在2m～6m之間，須四下亞段儲層厚度存在4個高值點和1個低值點：高值點在西051-X1井處為28m，西32井處為24m，西13-1井處為24m，西021-2井處為22m,低值點在西65井處為2m，從整體上看，須四下亞段儲層較上亞段儲層發育。

充西須四段儲層由于受沉積和成巖作用的影響，儲層非均質性較強，局部儲集體呈透鏡狀或長透鏡狀，產層不受最低圈閉線控制，如共興場最低構造圈閉線為-2040m，而氣層中部海拔西64井為-2080m、西56井為-2120m，皆在構造圈閉之外。同一局部構造圈閉，氣井分布在構造高點，產水井分布在構造海拔較低的位置。氣藏分布以背斜構造為背景，同時受儲層分布制約，因此整個氣藏屬構造-巖性復合氣藏；從凝析油含量看，西20井、西56井凝析油含量分別為93.3g/m3、68.8g/m3，為低含凝析油的氣藏；氣井折算至氣藏中部(-2070m)的壓力系數在1.67～1.79之間，為高壓氣藏，充西須四氣藏為低含凝析油的構造-巖性高壓凝析氣藏。另外，充西氣田須四段砂體疊合程度較高，儲層段在橫向上分布具有一定的連續性，各井產出油、氣、水性質一致，折算地層壓力比較接近，因此，氣藏具有統一的壓力系統。目前尚未監測到井間連通，氣藏的氣水關系相當復雜，無法找到一個統一的氣水界面。

氣藏開發過程中，各氣井產水特征差異大：①產水少日產氣量較低但穩產時間較長的西51井位于共興場高點附近，鉆井過程中無井漏、電測井無聲波跳躍等裂縫顯示特征，于1987年4月投產時，日產水0.3m3左右，并在一年半的時間內下降為零，無水采氣期從1989年1月持續到1998年12月，長達10年，從1999年1月開始，比較連續的產少量水，日產水不超過0.3m3，水氣比低且穩定，從2008年開始，又基本不產水，目前累產氣5534×104m3，累產水僅381m3；②西56井測試時氣產量很高，且不產水，但投產后產水量居高不下，該井是在沒有酸化、沒有射孔的情況下測試的，測試井段厚23.3m，測試產氣14.0979×104m3/d，不產水，2003年8月23日～2003年9月7日第一次開井，日產氣2.0×104m3～3.0×104m3，日產水不足5m3，關井5天后，2003年9月12日～2003年9月17日第二次開井，水產量開井即為37m3，不產油，接下來兩三天上升至49m3、55m3，見水突然，水產量大，2003年10月30日～2003年11月20日第三次開井，水產量由不足10m3驟然變為30m3，此后十多天水產量一直在30m3～40m3，對氣、油產量造成不利影響；③西20井測試時產水量高，但經過排水采氣后，產水量逐步下降，產氣量和產油量逐步上升達到穩定，該井于2003年8月10日試生產，初期用5.9mm日開12小時，到8月24日，日產氣0.7×104m3↑1.5×104m3，日產水200m3左右，之后用5.0mm、針閥1/4圈、1/6圈連開生產，Pwf33.45 MPa～37.19MPa,日產氣2.0×104m3↑6.0×104m3，日產凝析油1.5 t↑5.0t，日產水降至96m3左右，2004年8月，日產水進一步降至24m3，之后產水量逐漸上升至2006年8月的100m3左右，2006年8月用針閥4.5/10圈連開，開井套壓13.6MPa，開井油壓13.6MPa，流壓26.82MPa，日產氣4.2×104m3左右，日產水98m3～100m3，之后產量一直較穩定，目前累產氣1.1×108m3，累產水23.2×104m3；④此外西56井、西62井、西68井等井，目前地層壓力均大于20MPa，但由于產水量大，在不確定氣水分布關系及水體大小的情況下，無法組織生產,目前處于關井狀態，抑制了氣藏的規模效益開發，氣藏采出程度僅2.8%，剩余地質儲量為86.21×108m3，存在較大的潛力，因此有必要開展氣水分布規律研究。

2 流體性質特征描述

據充西18口井須四段的65個氣樣分析統計表明，各井產出的天然氣性質一致，相對密度0.6219～0.7136，平均0.6469；甲烷含量82.33%～90.30%，平均88.12%；重烴含量8.357%～15.15%，平均10.324%，天然氣氣質較好，主要表現為輕烴含量較高，且不含硫化氫。據15口井28個水樣分析統計表明，各井產出地層水性質一致，水型為CaCl2型，PH值一般為2.77～6.57，Cl-含量為58263 mg/L～126881mg/L，相對密度在1.060～1.177之間，總礦化度區間值96.63mg/L～206.29mg/L，平均144.04mg/L。

原蘇聯地球化學家蘇林據氯鈉比等特征系數提出地下水的水型分類，并提出烴類聚集與水型關系的密切程度序列為：氯化鈣型 〉重碳酸鈉型 〉氯化鎂型 〉硫酸鈉型。按蘇林分類，充西地區須四段地下水水型為高礦化度氯化鈣型，表明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具深層交替停滯狀態特征，處于還原環境，反映儲層封閉條件良好，對油氣聚集成藏有利[1]。充西須四段地層水礦化度較高，為96.63mg/L ～206.69 mg/L，地層水中Na+、K+、Ca2+、Mg2+等陽離子含量差異懸殊，陽離子中以堿金屬離子Na+、Ca2+占絕對優勢，主要是由于須四段富集天然氣，改變了地層的水文地球化學環境，有利于Na+離子或鈉鹽富集，并為溶解度較低的Ca2+、Mg2+鹽沉淀創造了有利條件。地層水中Cl-含量在58263 mg/L ～126881mg/L，占陰離子總量的99%以上，地層水礦化度與Cl-含量的相關性很好，表明地層水中的Cl-嚴格控制總離子量，Cl-和礦化度幾乎同步等速變化。綜合分析認為充西須四段地層水具有如下特征：①地下水中Na+、Cl-在水中占絕對優勢，具有向組分端元集中的分異特點，水型為CaCl2型；②地層水礦化度大，具有沉積水經漫長水巖作用、深循環、深度濃縮的特征；③須四段為封閉、還原的水文地球化學環境，有利于天然氣聚集成藏與保存。

表1 充西氣田須四段地層水化學組分表

3 氣水層識別

本次研究主要以測井資料、測試資料以及開發動態資料為基礎，歸納總結出氣水層常規測井響應特征，使用聲波時差與電阻率圖版法進行氣水層識別研究[3]，并利用多元統計判別法建立氣水層定量識別模型，取得了良好的效果。

3.1 氣水層常規測井相應特征

在9口試油井已知流體類型層段中，共提取出135個樣本點，利用RT分別與其他測井曲線作交會圖，其中RT與AC、RT與DEN、RT與CNL、RT與孔隙度和RT與含水飽和度效果較好，基本可以區分氣層、氣水同層和水層。氣層一般是指在試油時不見水或在生產初期產少量水之后產純氣的儲層，其測井響應特征為：自然伽馬GR一般小于70API，聲波時差AC一般大于62μs/ft，補償中子CNL一般在5p.u～7p.u，電阻率值RT相對較高，一般大于10Ω·m之間，雙側向之間為“正差異”或差異不明顯；氣水同層一般是指試油時既產氣又產水，生產時始終保持氣水同出的儲層，其測井響應特征為：自然伽馬一般在60API左右，聲波時差AC較大，一般大于65μs/ft，電阻率RT較小，一般在8Ω·m～10Ω·m之間，雙側向多出現“負異常”或差異不明顯；水層一般是指試油產純水或在生產后產純水的儲層，其測井響應特征為：自然伽馬一般大于65API；聲波時差較大，一般大于60μs/ft，補償中子CNL較大，一般大于10p.u，電阻率RT較低，一般小于9Ω·m，雙側向呈正、負異常或差異不明顯(圖2)。

圖2 西64井須四段氣層常規測井響應特征

3.2 氣水層定量識別

本次研究采用逐步判別分析方法對氣水層進行識別，該方法根據有進有出的原理,即每一步都通過檢驗把判別能力較強的參數引入判別式中,及時將判別能力最差的參數剔除，在一個給定的置信度內,使得判別的組與組之間的均值較大,組內的離差平方和最小,即滿足所要劃分的組與組之間的差異最明顯,組內的差異最小[5]。本次研究共選出了須四段試油井段中的氣層(52個樣本點)、氣水同層(4個樣本點)、水層(10個樣本點)作為氣水識別模型的標準樣本，將其中44個樣本點作為模型樣本，其余的22個樣本點作為檢驗模型效果樣本。以聲波時差AC、深側向電阻率對數值LGRT、孔隙度POR、含氣飽和度Sg和雙孔隙度差ΔΦ值5個參數作為變量，通過歸一化處理將各種測井參數值都校正到[0,1]區間上來。通過運用SPSS統計計算軟件對選擇的44個樣本點建立了氣水層判別分析模型，得到了氣層、氣水同層、水層的定量判別方程如下：

氣層=-142.276+1.147AC-6.434LGRT+15.799POR+3.266Sg-24.313ΔΦ

氣水同層=-119.509+1.271AC+9.245LGRT+15.817POR+2.134Sg-22.06ΔΦ

水層=-140.479+1.294AC+24.927LGRT+19.365POR+1.698Sg-24.346ΔΦ

用所建立的判別模型對44個樣本進行回判，44個樣本中有41個判斷正確，正確率93.18%，判別模型具有較高可靠性。利用已建模型分別對未參加建模的22個試油段儲層進行判識以檢驗模型的實際應用效果，在22個校驗樣本中，僅有3個樣本點預測有誤，主要是氣水同層被判識成水層和水層被判識成氣水同層。通過模型的檢驗證明SPSS統計判別模型實際應用效果較好，具有一定的可信度，可應用于充西須四段氣藏各儲層段的流體類型識別。利用所建立的多元判別模型分別對本區28口井112個井段(不包含樣本點)進行了預測，共預測出氣層18個、氣水同層59個、水層35個，并建立了氣水層識別綜合圖(圖3)及氣水關系聯井剖面圖(圖6)，為后續氣水界面及氣水分布規律研究奠定了基礎。

圖3 西20井氣水層識別綜合成果圖

4 氣水分布規律

在充西地區上三疊統須四段地層水化學特征研究基礎上，通過測井解釋技術對研究區內單井氣水層做了判識，并建立了氣水層識別綜合圖及氣水關系聯井剖面圖，結合研究層段的沉積相、砂體延伸、氣水層判識結果及須四測試段與所產流體關系的分析，氣水總體分布特點主要有以下幾個方面：

(1)氣藏氣水分界面基本位于-2190m附近，但無統一的氣水界面。通過對充西構造須四氣藏須四段測試段與所產流體關系的分析：①位于構造較高部位(-2150m以上)西56井、西12井、西51井、西13井測試時不產水，生產過程中僅產少量束縛水或凝析水；②位于構造低部位的西49井，雖然測試時整段產水，但在鉆井過程中，-2172.93m～2174.93m有氣侵現象，而在-2194.93m～-2196.93m才發現有鹽水侵現象，說明氣水界面可能界于-2174.93m～-2194.93m之間；③西57井為裸眼完井，儲層分布在-2154m～-2256m這一井段，測試結果油、氣、水均有產出，說明該井鉆過了氣水界面。④西20井的生產測井資料表明，-2184.29m～-2188.09m為該井的主產層段，產氣57133×104m3/d，產水34.3m3/d，主要因為該井位于斷層末梢，裂縫較發育。因此，氣藏氣水界面基本位于-2190m附近。

川中古隆中斜平緩構造區構造總體平緩，地層傾角為1°～5°，氣、水分異不徹底，充西須四段儲層為低孔、低滲非常規儲層，儲層非均質性較強，孔喉分布頻帶較寬，存在多級別的孔隙喉道，在氣柱不足以克服所有級別喉道的毛管阻力時(圖4)，孔隙水被擠出的程度不同，因此最終形成的氣水界面不是一個嚴格的理想分界面，只存在含水飽和度向上逐漸降低的趨勢，即在純氣和純水之間存在氣水混相過渡帶。儲層物性、孔喉結構和氣水密度差決定過渡帶的厚度，而過渡帶是氣水分異的必經過程，如果圈閉的有效高度小于過渡帶的厚度，則該圈閉不可能形成純氣部分。充西區塊具有構造圈閉面積小，隆起幅度低的特征，稍具規模的構造有共興潛伏構造、多扶南潛伏構造，相應的閉合度為51m、83m，共興場潛伏構造Ⅰ+Ⅱ類和Ⅰ類儲層有純氣藏分布，多扶南構造Ⅰ+Ⅱ類、Ⅰ類、Ⅲ+Ⅱ類儲層有純氣藏分布，其它圈閉即使Ⅰ類儲層位于構造頂部仍然氣水同產，完全位于氣水過渡帶。

圖4 儲層物性與氣水分布的關系圖

(2)縱向上氣水分異較明顯，表現為上氣下水特征；平面上存在以邊水為主、局部水體為輔的多個水區(圖5)。充西須四段氣水關系受構造和巖性雙重控制，同一局部構造圈閉內，在一定連通儲滲空間內，氣、水分異遵從重力分異定律，氣、水分布受構造海拔高低的控制，地層水下沉聚于構造低部位，而天然氣則在構造高部位聚集成藏，高部位產氣、低部位產水，縱向上在局部范圍內形成氣水分布關系相對簡單的上氣下水的常規氣藏。如西51井位于相對高部位，測試時不產水，生產中產少許水，自1987年投產至2011年7月，已累產天然氣5502×104m3,累產水僅381m3,水氣比為0.08m3/104m3；西49-1井位于相對低部位，產純水。平面上，根據測試、生產情況和氣水聯井剖面圖綜合分析認為，氣區主要分布在構造高點附近(多扶場南潛高Ⅱ西12井區、共興場潛高西51井區、瀠溪場潛高西58井區)，水區主要分布在斷層及裂縫發育區。

(3)水區受斷層、裂縫和儲層展布等多因素影響，單井產水量大小受斷層影響大。鉆井中油氣顯示普遍，縱向跨度較大(表2)，油、氣侵顯示段分布于海拔-2200m以上，鹽水侵顯示的3口井(西49-1井、西65井、西35-1井)除西49-1井位于-2200m以下，其它兩口井由于裂縫的縱向導通作用,鹽水侵顯示海拔位于-2100m以上，測試結果證實裂縫的縱向溝通作用可導致須四上段產水，如西65井位于西③號斷層末梢，測井證實有裂縫存在，2條裂縫段的海拔分別為-2056.14m、-2060.79m,裂縫段位置較西51井測試段海拔還高，該井測試段氣、水同產，產水量大，日產水量348.0m3。另一方面，西62井、西021-2井距離不到200米處，均有斷層，但是氣水分布卻不相同，西62井試采日產氣3.0×104m3，日產水2.0m3，而西021-2井測試結果為日產水167.4m3，

圖5 充西須四氣藏氣水分布示意圖

井號顯示段級別顯示段海拔(m)西12井西13-1井西20井西35-1井西49-1井西51井西56井西57井西58井西62井西64井西65井西67井 西68井西59井蓮69井氣侵-2067.54～-2069.54井涌-2088.54～-2092.19氣侵-2111.11～-2113.81氣侵-2184.09～-2186.09井涌-2250.09～-2254.09鹽水侵-2063.42～-2065.42氣侵-2172.93～-2174.93鹽水侵-2204.93～-2206.93氣侵-2060.18～-2067.38井涌-2122.76～-2124.46井涌-2169～-2169.6井漏-2195～-2197.4氣侵-2005.46～-2009.66無后效氣侵-2067.42～-2069.42氣侵-2059.34井漏-2062.39鹽水侵-2077.74～-2082.74井漏-2004.02裂縫段-2060.02～-2062.02氣測異常氣侵-2271.91～-2279.91后效氣侵-2232.96～-2234.96

差異明顯。圖6為西051-X2井-西65井-西74井-西021-2井-西58井氣水關系聯井剖面，此氣水分布剖面位于工區東部，走向為北西—南東，其中西051-X2井為氣層，西65井為氣水同層，西74井為氣水同層，西021-2井為水層，西58井為氣層。在該剖面上可見2條斷層，分別靠近西65井、西021-2井，距離不到200m，西④斷層對西021-2井影響較大，西021-2井儲層發育，主要在須四下亞段，由于斷層使得處于構造低點，從而形成水層；西③斷層對西65井影響較大，該井位于斷層末梢，測試日產水348.0m3。另外還有西20井、西72井、西57井、西65井等，均處在受控斷層末端，因為斷層末端的馬尾效應造成裂縫發育，增加了儲層的滲濾性，是造成產水量高的主要因素。更進一步說明斷層、裂縫使氣水關系變得異常復雜。

5 結論

(1) 充西須四氣藏地層水型為CaCl2型，礦化度大，具有沉積水經漫長的水巖作用，深循環、深度濃縮的特征，為封閉、還原的水文地球化學環境，有利于天然氣聚集成藏與保存。

(2) 通過對比多組判別結果與試采資料，運用多組判別模型總的符合率為93.18%，判別模型具有較高可靠性，可以利用該方法對須四段進行氣水層識別。

(3) 氣藏邊水呈過渡帶性質，無統一的氣水界面，氣水分布關系受構造以及巖性雙重作用的影響，氣水分異作用明顯，局部范圍呈上氣下水特征。

(4) 區域不同或構造位置不同，氣水分布規律有明顯差異，由于斷層、裂縫的導通作用致使氣水關系變得復雜化，斷層末端及背斜曲率比較大的部位，裂縫相對發育，氣井產水量較高，構造高點附近為主要氣區。

圖6 西051-X2井-西65井-西74井-西021-2井-西58井氣水關系聯井剖面圖

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