劉 斐 李隆新 羅 瑜 鄭筱雨 吳宜祿 葉宜良

1.中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院 2.中國石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部3.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

0 引言

七里北區(qū)塊構(gòu)造上位于大巴山弧前褶皺帶與川東斷褶帶交匯處，其下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組氣藏為一背斜氣藏，長軸8 km、短軸3 km，閉合度260 m，圈閉面積23 km2，氣藏中部埋深4 750 m，氣藏中部壓力54.4 MPa、溫度122℃，為正常壓力溫度氣藏。飛仙關(guān)組碳酸鹽臺地—陸棚—海槽的沉積環(huán)境是在長興期深緩坡—海槽沉積環(huán)境的基礎(chǔ)上發(fā)展演化而來，主要儲層鮞粒灘主要集中分布于環(huán)開江—梁平海槽的碳酸鹽臺地邊緣，并隨著碳酸鹽巖臺地的擴(kuò)大和水位高低而發(fā)生遷移。儲層巖性以殘余鮞粒云巖、細(xì)—中晶殘余鮞粒云巖、殘余鮞粒灰質(zhì)云巖為主，巖石云化程度普遍較高，白云石含量在65%以上，儲集空間可分為孔隙、洞穴、裂縫及喉道4大類。孔隙度0.35%～19.2%，平均值8.65%；滲透率0.01～260 mD，平均值11.18 mD。天然氣主要成分為CH4，其含量為73.67%，含0.03%的C2H6；非烴含量高，H2S含量為17.9%（256.7 g/m3），CO2含量為 7.87%（73.3 g/m3）。

區(qū)塊內(nèi)共完鉆井2口，其中Q1井的無阻流量為184.3×104m3/d，Q2井的無阻流量為 92.4 ×104m3/d。由于選擇高部位試氣，未見地層水產(chǎn)出，但氣藏是否存在底水、氣水層早期如何識別以及水層特征、地層水能量等問題關(guān)系到完井方案設(shè)計、氣井配產(chǎn)及氣藏開發(fā)方案的編制。

區(qū)塊內(nèi)儲層分布穩(wěn)定，完鉆2口探井的儲層段有很好的對比性，氣水分布特征一致。因此，筆者以Q1井為例采用多種方法開展七里北區(qū)塊飛仙關(guān)組氣藏氣水層早期識別，應(yīng)用MDT測試數(shù)據(jù)驗證了方法在研究區(qū)塊應(yīng)用的可行性，并討論了儲層物性、地層水特征，對比相鄰區(qū)塊水井測試數(shù)據(jù)綜合判斷地層水能量。

1 氣水層識別方法研究

1.1 縱橫波速度比值法

當(dāng)一種孔隙介質(zhì)含氣時，其縱波速度（vp）明顯下降，但橫波速度（vs）略有升高[1-3]，故比值vp/vs將減小，且隨巖石含氣飽和度的增高，固結(jié)巖石的vp/vs值可減小3%～30%。因此，可利用vp/vs比值的變化來判別儲層的含流體性質(zhì)。

實驗表明有效應(yīng)力對縱、橫波速度比影響也較大[4]。隨著有效應(yīng)力的增大,縱橫波速度比也要降低，但當(dāng)?shù)貞?yīng)力增大至40 MPa時，這種影響就逐漸降低。排除地應(yīng)力影響后儲層段5 770～5 832 m縱橫波速度比（vp/vs）與聲波時差（AC）的交會點主要分布于白云巖線以下，表明流體類型以氣為主；井段5 832～5 853 m縱橫波速度比與聲波時差的交會點主要分布于白云巖線以上，表明流體類型以水為主（圖 1）。

1.2 孔隙度—含水飽和度交會圖法

圖1 Q1井縱橫波速度比與縱波時差交會圖

如果地層只含束縛水,孔隙度與含水飽和度交會點呈近雙曲線分布，當(dāng)儲層含可動水時，交會偏離雙曲線，分布無規(guī)律性[5-6]。因此，可通過孔隙度與含水飽和度交會圖中數(shù)據(jù)點的分布特征來判斷儲層是否含有可動水，從而判別儲層流體性質(zhì)。對于氣層，因地層只含束縛水，交會點表現(xiàn)為單邊雙曲線分布特征；對于水層，交會點分布散亂，且多落于含水飽和度大于50%的水區(qū)。井段5 770～5 832 m交會點表現(xiàn)為單邊雙曲線特征，多分布于含水飽和度小于50%左側(cè)氣區(qū)，氣層特征明顯；井段5 832～5 853 m，點子散亂分布于含水飽和度大于50%右側(cè)水區(qū)，表現(xiàn)為典型的水層特征（圖2）。

圖2 Q1井孔隙度和含水飽和度交會圖

1.3 P1/2正態(tài)分布法

根據(jù)阿爾奇公式F=Ro/Rw=1/φm可計算出地層的視地層水電阻率Rwa=Rtφm。理論上講，通過比較Rwa與Rw可判別儲層的流體性質(zhì)，但由于常常數(shù)求不準(zhǔn)Rw、φ和m值，使計算的Rwa誤差較大，但是從統(tǒng)計學(xué)觀點看，某一深度同一性質(zhì)地層多次測量結(jié)果滿足正態(tài)分布規(guī)律。根據(jù)這一特征，可以對Rwa進(jìn)行開方處理，并將其命名為P1/2，即P1/2=(Rwa)1/2=(Rtφm)1/2，在同一流體層段內(nèi)各測量點計算的P1/2值應(yīng)滿足正態(tài)分布規(guī)律[7]，可以用來指示儲層的流體性質(zhì)。

正態(tài)概率曲線形態(tài)不同反映不同的流體性質(zhì)，但是一個相對概念，難以對流體性質(zhì)作出準(zhǔn)確判別。因此，將P1/2的百分累計頻率點在一張?zhí)厥獾恼龖B(tài)紙上，其縱坐標(biāo)為Pl/2，橫坐標(biāo)為累計頻率，并按函數(shù)進(jìn)行刻度，這樣將正態(tài)概率曲線變成了一條近似曲線，曲線越寬,σ值越大，直線的斜率就越大；反之，曲線越尖，σ值就越小，直線的斜率就越小。因此，可根據(jù)累計頻率曲線斜率的變化對儲層的含流體性質(zhì)作出判斷，即水層斜率小，油氣層斜率大。作本井P1/2累計頻率圖（圖3），由圖可見5 770～5 832 m井段的曲線斜率大，氣層特征明顯；井段5 832～5 853 m的曲線斜率小，表現(xiàn)為典型的水層特征，綜合分析氣水界面在5 832 m附近。

圖3 Q1井P1/2累計概率分布圖

2 氣水界面動態(tài)特征判別

MDT測試可以獲取地層壓力，確定流體性質(zhì)、計算原狀地層滲透率，研究流體流動情況[8-13]。其工作流程為：①通過一個液壓探測器把一根探針?biāo)瓦M(jìn)地層，從而使地層液體進(jìn)入測試器，使用壓力傳感器測量地層壓力；②通過監(jiān)測流入定量“預(yù)測試采樣室”的液體所產(chǎn)生的壓降速度來評價地層滲透能力計算滲透率值；③在需要進(jìn)行地層流體采樣時，通過開啟通向采樣室的密封閥采集流體樣品。與傳統(tǒng)地層測試器相比，MDT在探測器、探測方式、模塊組合方式、解釋方法等方面有了較大改進(jìn)、性能顯著增強(qiáng)。

在壓力與深度剖面圖上，對同一壓力系統(tǒng)、不同深度進(jìn)行測量所得到地層壓力數(shù)據(jù)理論上呈線性關(guān)系，直線的斜率即為該壓力系統(tǒng)的壓力梯度，簡單換算后得到儲層流體密度，可表達(dá)為：

式中ρf表示測壓層流體密度，g/cm3；Δp表示同一壓力系統(tǒng)任意兩個有效測量點間的壓差，MPa；ΔH表示同一壓力系統(tǒng)任意兩個有效測壓點間的深度差，m；g表示系數(shù)。

通過鉆井液漿柱壓力剖面計算出鉆井液密度為1.35 g/cm3，與實際測量的鉆井液密度1.35 g/cm3吻合，表明壓力計得到了較好的質(zhì)量控制。

在井段5 770.0～5 853.0 m，選擇測試20個點，有效點16個，反映了真實地層壓力。由地層壓力剖面計算流體密度表面，測量井段內(nèi)上下儲層包含2種性質(zhì)不同的流體（圖4）：其中5 770.0～5 832.0 m計算出的流體密度為0.4 g/cm3，指示為典型的氣層特征；5 832.0～5 853.0 m計算流體密度為0.99 g/cm3，表現(xiàn)為典型的水層特征，根據(jù)壓力剖面推出氣水界面位于5 832.0 m處。在井深5 811.4 m和5 847.5 m還分別獲取62 L和36 L樣品，LFA現(xiàn)場分析圖分別為氣指示和水指示。

圖4 Q1井MDT測試成果圖

3 水層特征分析

3.1 水層巖性及電性特征

七里北區(qū)塊飛仙關(guān)組氣層5 770.0～5 832.0 m由上至下可分為3個巖性段（圖5），上部以針孔白云巖、灰質(zhì)白云巖為主，中部以溶孔鮞狀白云巖為主，下部主要發(fā)育粗粉晶溶孔白云巖和角礫溶孔白云巖，其中夾非滲透性的鮞狀石灰?guī)r。上部裂縫發(fā)育程度較高、部分泥質(zhì)充填、多見縫合線，中部溶孔和晶間孔發(fā)育，孔洞多未充填，滴水速滲。下部孔洞縫均較發(fā)育、未充填，角礫8 mm×12 mm，產(chǎn)氣層段面孔率5%～15%。

水層5 832.0～5 842.0 m、5 847.4～5 853.0 m由上至下由溶孔鮞狀白云巖和針孔白云巖互層過渡為溶孔鮞狀白云巖和鮞狀灰質(zhì)白云巖互層（圖5），溶孔較發(fā)育，面孔率一般3%～5%，裂縫多泥質(zhì)半充填——未充填。

水層電阻率數(shù)值明顯低于氣層，且由上至下電阻率數(shù)值逐漸降低，由300 Ω·m降至5 Ω·m；聲波和密度數(shù)值與氣層段差異不明顯，中子測井值明顯高于氣層段，在井段5 832.5～5 833.8 m、5 837.8～5 839.8 m、5 847.0～5 848.5 m發(fā)育3個遞增的高值段，平均值分別為12.2%、16.3%和20.9%。

3.2 水層物性及能量分析

七里北飛仙關(guān)組氣藏水層平均厚度14 m、孔隙度11%、滲透率19 mD。水層縱向上非均質(zhì)性較強(qiáng)，對應(yīng)上述3個高值中子測井段Q1井解釋為3個高滲條帶，滲透率最高值分別達(dá)21 mD、86 mD和98 mD。高滲條帶之間滲透率較低，一般在10 mD以下（圖6）。3種滲透率數(shù)值隨深度變化表現(xiàn)出一致的趨勢，但MDT測試點較少，在數(shù)值上遠(yuǎn)低于測井和巖心測試值，可能說明在實際生產(chǎn)中地層水向井底流動的滲透率較低。

同處川東高陡構(gòu)造帶與大巴山斷褶帶交匯部位的渡口河和羅家寨區(qū)塊儲集空間均是以各類孔隙為主[14-17]，裂縫僅在局部井段較發(fā)育，一般以細(xì)、短小平縫為主，張開縫少見，多被灰質(zhì)、云質(zhì)、硅質(zhì)、膏質(zhì)及瀝青質(zhì)充填；滲濾通道以連通孔隙喉道為主、裂縫為輔，巖心分析結(jié)果表明孔隙度與滲透率的半對數(shù)正相關(guān)關(guān)系十分明顯，試井曲線上多表現(xiàn)出視均質(zhì)特征[18-21]。

圖5 Q1井氣水層四性關(guān)系圖

圖6 Q1井3種方法解釋滲透率分布圖

表1 井間儲層物性及產(chǎn)水對比表

與Q1井水層物性相近的鄰家區(qū)塊產(chǎn)水井D5井和L8井在測試過程中流壓持續(xù)下降且產(chǎn)水量較低（表1），表現(xiàn)出水層能量較低。按照地層系數(shù)與產(chǎn)量之間的正比關(guān)系估算Q1井在水層全部射開情況下其產(chǎn)水量應(yīng)該在12 m3/d左右。同時，縱向上水層的高低滲透率層段互相疊置，在具備一定避水高度射孔完井情況下，底水向上運移的能力有限。容積法估算七里北飛仙關(guān)水層體積約為3倍氣藏體積，彈性能量較小，不足以形成影響氣藏生產(chǎn)的有效水驅(qū)能量。

4 結(jié)論

1）采用縱橫波速度比值法、孔隙度—含水飽和度交會圖法和P1/2正態(tài)分布法并結(jié)合儲層巖性、物性和含氣性等多方面信息綜合分析，對判別七里北區(qū)塊飛仙關(guān)組氣藏氣水界面是可行和準(zhǔn)確的。

2）七里北區(qū)塊水層巖性以溶孔鮞狀云巖、針孔白云巖和鮞狀灰質(zhì)白云巖為主，溶孔較發(fā)育，面孔率一般3%～5%，裂縫多泥質(zhì)半充填—未充填。水層平均厚度12 m、孔隙度11%、滲透率19 mD，高低滲透層段交錯分布。

3）鄰區(qū)產(chǎn)水層物性和產(chǎn)水特征對比表明七里北區(qū)塊飛仙關(guān)組氣藏水層彈性能量有限，不足以形成影響氣藏生產(chǎn)的有效水驅(qū)能量。