黃草峽構造飛仙關組氣水判識

鄧黎　劉才偉　龍偉

摘 要：文章通過對黃草峽地區下三疊統飛仙關組區域地質資料、測井資料、測試資料以及鉆井資料的分析，利用ElanPlus模型建立了該構造飛仙關組測井解釋模型。根據試油資料及氣水判識結果分析了飛仙關組縱橫向及平面上的氣水分布特征。飛仙關組氣藏類型主要為構造-巖性復合型氣藏。在縱向上，氣水層主要分布在飛一、飛三段；在橫向上，氣水層分布連續性差；在平面上，氣藏主要分布在構造的軸部，天然氣仍占高點高豐度分布。

關鍵詞：氣水判識；飛仙關組；黃草峽構造

四川盆地是我國第一大天然氣區，“三次資評”結果指出盆地天然氣總資源量53477.4×108m3，其中川東地區獲氣最多，探明儲量4230.7×108m3[1]。其海相碳酸鹽巖產區在川東主要層位為石炭系，三疊系的嘉陵江組和飛仙關組，在川東北地區主要為二疊系長興組、三疊系飛仙關組。

據前人研究，四川盆地三疊系飛仙關組鮞粒灰巖在川東地區廣泛分布[2]。二十世紀八十年代，川東地區飛仙關組氣藏因探明儲量小，且大部分為裂縫性氣藏，而長期處于兼探地位；直至九十年代末到二十一世紀初，在川東北地區的鐵山坡、羅家寨、金珠坪相繼發現下三疊統飛仙關組鮞灘整裝氣藏，實現了勘探的大突破，發展成為繼石炭系之后儲、產量增長的重要接替區層[3]。1985年1月25日，黃草峽構造的西南部飛仙關組飛一段已發現有氣藏。位于黃草峽構造北部的雙龍和臥龍河構造在長興組已發現生物點礁氣藏。因此，黃草峽構造也極有可能在長興組發現生物點礁氣藏。

從黃草峽構造已鉆井來看，飛仙關組鉆井過程中氣顯示明顯，且有試油獲氣井。2005年完鉆的長淺2井在飛仙關組測試獲氣4.85×104m3/d，水317.0m3/d。草6井在長興組測試獲氣0.125×104m3/d，但未開采，資源保存條件較好。都說明了黃草峽飛仙關具有一定的資源潛力。

1 區域地質概況

1.1 地面構造

黃草峽構造位于川東南中隆高陡構造區中部，東西兩端分別與茍家場、豐盛場構造相接，北為雙龍、新市兩個含氣構造，南為藺市凹陷（圖1）。構造核部出露最老地層為香溪群，兩翼出露侏羅系自流井群。

黃草峽氣田地面構造為一北東東向的膝狀構造，軸向由西至東為北東向，兩翼不對稱，西北翼緩，傾角為30～40°，東南翼陡，傾角為40～60°。構造頂部比較開闊，存在兩個高點，位于構造西段稱西高點（火燒坡高點），閉合幅度不足一根等高線；位于構造東段稱東高點（羅家坪高點）即主高點。主高點以“須六頂”計算海拔+801.9m，最低閉合線+500m，閉合度為301.9m，閉合面積為50km2。

構造東端與茍家場構造向西南方向伸出的百盛寨鼻狀構造呈鞍部相接，構造西端與豐盛場構造向北東方向伸出的老山頂鼻狀構造呈鞍部相接。

1.2 地覆構造

地覆構造（主要指三疊系至二疊系間的地覆構造），與地面構造存在較大的差異。地覆構造不再是膝狀構造特征，而是較完備的長軸背斜構造特征。

從飛四底界構造圖反映出的情況表明，西高點雙軸特征較為明顯。東、西高點其構造軸向近北東向，構造形態表現為長軸狀高陡構造特征，但軸向存在扭曲，構造樞紐存在起伏，從而致使構造呈現東、西兩個高點，這里依舊把東高點稱羅家坪高點，西高點稱火燒坡高點，兩高點軸向平行（但不在同一軸線上），兩高點以斜鞍相接。

從T1j3底界到陽底，因斷層的存在，將東、西兩高點斷開，呈斷凹斜鞍相接。

1.3 地層發育情況

四川盆地東部地區層系基本齊全，除泥盆系缺失外，其他沉積層系發育完整，具有沉積層厚度大、旋回多、變質弱的特點。下古生界寒武系主體為淺海碳酸鹽沉積。奧陶系以海相碳酸鹽、陸源碎屑沉積為主。志留系仍以海相沉積為主，是區域上的重要烴源層系。上古生界石炭系、二疊系及中生界三疊系的中、下統主要為海相沉積的灰巖、云巖、膏巖、泥頁巖并夾有濱海相、陸相的成煤層系，縱向上形成了多套生、儲、蓋組合，是盆地內最重要的天然氣儲層段。川東地區由于受到晚志留世的加里東運動影響和晚石炭世的云南運動影響，石炭系部分地層缺失。三疊系上統該區為陸相砂、泥巖沉積，夾陸相煤層。區塊內還發育中生界侏羅系、白堊系陸相碎屑巖。第三系因風化剝失而缺失。本次研究目的層為下三疊統飛仙關組和上二疊統長興組。

根據鉆井資料，研究區飛仙關組巖性主要為灰綠-暗紫色泥巖、灰色灰巖、灰色鮞粒灰巖和灰色泥質灰巖等。（1）飛四段：灰綠-暗紫色泥巖夾薄層灰巖及石膏。灰巖：泥晶結構、性脆、局部含泥質。石膏：絲絹光澤，性軟易碎，呈粉末狀。鉆井顯示飛四段厚度為25m-47.5m。（2）飛三段：上部為灰色灰巖及灰色鮞粒灰巖，常見它型晶方解石及方解石脈。中部為灰色灰巖。下部為灰色灰巖夾深灰色泥質灰巖，見黃鐵礦顆粒。灰巖：泥～粉晶結構，局部含泥質，偶見方解石脈。鮞粒灰巖：粉晶結構，鮞粒大小不等。鉆井顯示飛三段厚度為169m-246m。（3）飛二段：上部為灰綠色泥巖、頁巖，暗紫色泥巖夾灰質泥巖互層；下部為暗紫灰綠色灰質泥巖夾同色頁巖及灰色泥灰巖，局部夾灰巖條帶。頁巖：頁理欠發育，普含灰質不均。泥巖性軟吸水性強。泥質灰巖：泥晶結構，灰綠色者泥質重。鉆井顯示飛二段厚度為101.5m-142.5m。（4）飛一段：上部以灰色灰巖為主夾同色鮞粒灰巖及含泥質灰巖。灰巖：泥晶結構，局部見方解石脈。鮞粒灰巖：質純，粉晶結構，鮞粒分布不均勻。下部灰色、灰帶綠色泥質灰巖。底部為灰綠色灰質泥巖。鉆井顯示飛一段厚度為143m-182.5m。

2 氣水判識及氣水分布特征

2.1 測井解釋模型的建立氣水判識

在勘探和開發過程中，很難保證所有井都采用相同類型的測井儀器、統一的標準刻度器并以同樣的方式操作，使得不同井的測井數據存在系統誤差。測井數據標準化處理的實質是利用同一油田或地區的同一層段往往具有相似的地質——地球物理特性，規定了測井數據具有自身的相似分布規律[4]。一旦建立各類測井數據的油氣田標準分布模式，就可以對油田各井的測井數據進行整體的綜合分析，校正刻度的不精確性，達到全油氣田范圍內測井數據的標準[5]。因此在利用測井數據進行研究時，需要對測井原始數據進行標準化，即使對原始測井數據進行了環境校正，也有必要對測井數據進行標準化處理。

測井資料標準化有多種方法，包括直方圖平移法、趨勢面分析法、變異函數分析法[6]。

我們采用了使峰值一致的直方圖平移法來做標準化。首先通過單井直方圖確定單井目標層段數據集的峰值，然后計算所有井峰值的平均值，確定各單井峰值與該平均值的差，再將單井數據集的峰值加減與它所對應的差值。

2.2 氣水判識氣水分布特征

為了更為準確的得到測井解釋結果，我們用電阻率和孔隙度交會的方法來進一步檢驗我們解釋的氣層。由阿爾奇公式可知，當孔隙度指數及飽和度指數為2時，電阻率平方根倒數與其孔隙度有線性關系，其直線的斜率取決于地層水電阻率和含水飽和度，因此如已知地層水電阻率或已知水層孔隙度及電阻率，則可繪出不同飽和度的直線，因而可用來判斷儲層含流體性質[7]。在實際應用中，為了簡便常針對一定的巖性，用聲波時差與深側向電阻率平方根的倒數交會，構成不同含水飽和度的解釋圖版[8]。

在上述方法中，假定孔隙度指數m值和飽和度指數n值都為2，但如它們不為2，則水線和其他不同飽和度的線將不再是直線。這將給應用帶來困難，不過油（氣）與水的分帶特征仍然存在。飛仙關組氣水判識結果見表1。

2.3 氣水分布特征

草10井、草8井所處的氣藏位于構造的西高點，草8井產大氣，草10井氣水同產，氣藏則為構造-巖性氣藏；草16井和草9井所處的氣藏位于構造的鞍部，兩井氣藏之間沒有聯通，分別為孤立的巖性氣藏；草3井所處的氣藏位于東高點附近；草15井所處的氣藏位于構造南東翼上的一個次高點上。

綜上所述，飛一段氣藏在橫向上連續性差，氣藏主要分布在構造的軸部，氣藏類型為構造-巖性復合型氣藏，天然氣仍占高點高豐度分布。且有資料顯示飛三段氣藏特征與飛一段類似。在橫向上連續性差，氣藏主要分布在構造的軸部，氣藏類型為構造-巖性復合型氣藏，天然氣仍占高點高豐度分布。（圖2）

3 結束語

從黃草峽構造飛仙關組測井資料、測試資料分析著手，在掌握飛仙關組地質特征的基礎上，建立了ElanPlus測井解釋模型，用此模型對飛仙關組氣水層進行了判識，利用判識結果及試油結果對飛仙關組氣水層的分布特征進行了研究。論文取得如下主要成果和認識：從縱向上來看，飛仙關組的氣水層主要分布于飛一段及飛三段。但大多數分布在鮞粒儲層發育的飛一段頂部；從橫向上來看，飛仙關組氣水層橫向延伸范圍小，連續性差；從平面上來看，飛仙關組氣藏主要分布在構造的軸部，氣藏類型為構造-巖性復合型氣藏，天然氣仍占高點高豐度分布。

參考文獻

[1]陳宗清.論四川盆地下三疊統嘉陵江組三-四段天然氣勘探[J].石油地質，2001，8（6）：13-18.

[2]陳更生，黃先平.川東北部地區飛仙關組鮞灘儲層預測技術及應用效果C//天然氣勘探開發技術論文集.北京：石油工業出版社，2000.

[3]夏宏泉，楊華斌，任興國，等.川東飛仙關組鮞灘儲層測井識別[J].天然氣工業，2001，21（1）：57-61.

[4]賈文玉，田素月，孫耀庭，等.成像測井技術與應用[M].北京：石油工業出版社，2000.

[5]歐陽健，等.測井新技術應用[M].北京：石油工業出版社，1998：269-280.

[6]邵維志，陸福.碳酸鹽巖儲層流體性質識別新技術[J].測井技術，2002，26（1）：60-63.

[7]王乃星.利用全波列等測井資料判斷油氣水層方法C//第九屆測井年會論文選集，1996.

[8]楊通佑，范尚炯，陳元千，等.石油及天然氣儲量計算[M].石油工業出版社，1998.