趙 爽 雍自權(quán)

（油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)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(guó)外學(xué)者很早就在這方面投入研究[1，2]，在勘探和開(kāi)發(fā)方面取得了巨大的突破。目前中國(guó)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(wèn)題和難點(diǎn)問(wèn)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(kāi)井即見(jiàn)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(kāi)發(fā)中最大的障礙，很大程度上制約了礦區(qū)的勘探開(kāi)發(fā)步伐。因此，展開(kāi)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(zhǎng)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(méi)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(chǎng)附近轉(zhuǎn)折為東西方向，傾沒(méi)于文井場(chǎng)一帶。充西氣田剛好位于南充構(gòu)造西傾沒(méi)端，由北西向南東傾沒(méi)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(guò)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(zhǎng)的水文地球化學(xué)演化過(guò)程。含水巖系經(jīng)過(guò)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(wú)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(shuō)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(cè)相對(duì)較深的雙側(cè)向測(cè)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(cè)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(cè)井資料、測(cè)試資料以及開(kāi)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(lái)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(cè)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(guò)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(jiǎn)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(guò)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(lái)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(méi)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(cè)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(cè)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(cè)井解釋為氣層，預(yù)測(cè)為含微氣；西021－X5井測(cè)井解釋為氣水同層，預(yù)測(cè)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?jī)?chǔ)集體呈透鏡狀或長(zhǎng)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(guò)渡帶（氣水同層），并且氣水過(guò)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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