熊 亮，衡 勇

中國(guó)石化西南油氣分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，四川 成都610041

引言

與常規(guī)氣藏相比，致密砂巖氣藏具有儲(chǔ)層致密、非均質(zhì)性強(qiáng)、氣水關(guān)系復(fù)雜、自然產(chǎn)能低等特點(diǎn)[1-3]，其中，復(fù)雜的氣水關(guān)系制約著致密砂巖氣藏的井位部署。前人針對(duì)致密砂巖氣藏的氣水分布規(guī)律及主控因素開(kāi)展了大量研究，但多集中在四川盆地須家河組[4-6]和蘇里格氣田石盒子組[7-12]等近源成藏的地層，遠(yuǎn)源成藏致密砂巖氣藏氣水分布及主控因素的研究則相對(duì)較少，如四川盆地須家河組為源儲(chǔ)緊鄰的生儲(chǔ)蓋結(jié)構(gòu)，須一段、須三段和須五段烴源巖與須二段、須四段和須六段儲(chǔ)層呈“廣覆式”接觸[13-14]，天然氣以壓差驅(qū)動(dòng)作用為動(dòng)力，近距離垂向運(yùn)移成藏，其氣水分布受優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層、裂縫和構(gòu)造控制，縱向上可分為個(gè)氣水系統(tǒng)。蘇里格氣田石盒子組致密砂巖氣藏可見(jiàn)上氣下水型、上水下氣型、氣水界面傾斜型和氣水混雜型氣水分布模式[2]，其氣水分布受構(gòu)造、烴源展布、儲(chǔ)層非均質(zhì)、微觀孔隙結(jié)構(gòu)、源-儲(chǔ)壓差與充注動(dòng)力條件等因素控制。

川西拗陷具有豐富的油氣資源，其中，中淺層致密砂巖氣藏?zé)N源巖為須家河組湖相泥巖，烴源巖和儲(chǔ)層呈跨越式接觸，為深源淺聚的次生致密砂巖氣藏[15]。前期針對(duì)川西中淺層氣藏的研究重點(diǎn)主要集中在成藏[16-18]、儲(chǔ)層特征[19]和高產(chǎn)富集規(guī)律[20-21]等方面，對(duì)于該區(qū)地層水和氣水分布特征的關(guān)注程度相對(duì)不高。隨著氣藏開(kāi)發(fā)的不斷深入，測(cè)試氣井出現(xiàn)了不同程度的產(chǎn)水現(xiàn)象，復(fù)雜的氣水關(guān)系嚴(yán)重制約著該類氣藏的高效開(kāi)發(fā)。本文以中江沙溪廟氣藏為例，基于巖芯、測(cè)井、試氣、生產(chǎn)和地層水化學(xué)分析等資料，對(duì)地層水的微觀賦存狀態(tài)、宏觀分布規(guī)律及主控因素進(jìn)行研究，明確了“深源淺聚”型致密砂巖氣藏氣水分布及主控因素，可為同類型氣藏的開(kāi)發(fā)提供指導(dǎo)。

1 地質(zhì)概況

川西拗陷是晚三疊世以來(lái)經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成的前陸盆地，中江氣田位于川西拗陷東部斜坡區(qū)（圖1），自上而下發(fā)育蓬萊鎮(zhèn)組、遂寧組、沙溪廟組、千佛崖組、自流井組和須家河組，其中，沙溪廟組、遂寧組和蓬萊鎮(zhèn)組為川西拗陷的主力含油氣層系（圖1）。

圖1 中江氣田地質(zhì)特征概況Fig.1 Geological characteristics of Zhongjiang Gas Field

受龍門山推覆作用及下覆膏鹽滑脫層褶皺變形影響[22]，氣田西部知新場(chǎng)構(gòu)造帶發(fā)育多條斷層。斷層溝通須家河組烴源巖與中淺層砂巖儲(chǔ)層，為天然氣運(yùn)移的良好通道。川西地區(qū)須家河組烴源巖埋深在3 500～5 000 m，主要為湖相暗色泥頁(yè)巖沉積，其中，須五段烴源巖的累計(jì)生烴強(qiáng)度可達(dá)20×108m3/km2以上[23]。中江氣田主力產(chǎn)層沙溪廟組為淺水三角洲沉積體系，以淺水三角洲平原和內(nèi)前緣為主，發(fā)育（水下）分流河道、泛濫平原、河口壩和席狀砂等沉積微相，以（水下）分流河道微相為主。河道砂體厚度在15～25 m，巖性以細(xì)--中粒巖屑長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，砂巖巖芯分析孔隙度平均為8.07%；滲透率平均為0.2 mD，為孔隙度與滲透率的相關(guān)性較好的致密砂巖氣藏。

2 地層水化學(xué)特征及氣水分布

2.1 地層水化學(xué)特征

在沉積成藏過(guò)程中，地層水經(jīng)歷了漫長(zhǎng)而復(fù)雜的演化過(guò)程，其化學(xué)組成特征包含了大量與油氣藏形成和保存相關(guān)的信息[24]。中江氣田沙溪廟組正常地層水礦化度在15 363.00～78 277.19 mg/L，平均為44 347.00 mg/L，主要陽(yáng)離子為Na+、K+和Ca2+，主要陰離子為Cl-、，水型以CaCl2為主，可見(jiàn)少量Na2SO4型（表1），表明中江沙溪廟氣藏總體保存條件較好，部分區(qū)域保存條件較差。

表1 中江沙溪廟組地層水化學(xué)特征Tab.1 Chemical characteristics of formation water of Shaximiao Formation in Zhongjiang

鈉氯系數(shù)越小，地層水的封閉性越好，有學(xué)者依據(jù)鈉氯系數(shù)對(duì)氯化鈣型地層水進(jìn)行了進(jìn)一步分類[8]。中江沙溪廟組正常地層水的鈉氯系數(shù)值在0.360～0.750，按此分類標(biāo)準(zhǔn)，以III～V 型CaCl2型地層水為主，為封閉條件下的殘留水，部分近斷層區(qū)域氣井地層水受地表水或淺層水下滲淡化影響，為礦化度較低、鈉氯系數(shù)高（＞0.750）的II 型CaCl2型，該類區(qū)域氣藏保存條件相對(duì)較差，如位于斷層發(fā)育區(qū)的ZX105 井地層水礦化度為20 178.00 mg/L，鈉氯系數(shù)為0.750，為II 型CaCl2型地層水，該井區(qū)天然氣保存條件差，含氣性差，測(cè)試產(chǎn)水36 m3/d；距斷層約1.5 km 的JS323-4 井地層水礦化度為15 363.00 mg/L，鈉氯系數(shù)為0.753（圖2），投產(chǎn)至今累產(chǎn)氣69×104m3，累產(chǎn)水246.45 m3。

圖2 中江沙溪廟CaCl2 型地層水礦化度和鈉氯系數(shù)交會(huì)圖Fig.2 Crossplot of salinity and sodium-chloride coefficient of Shaximiao Formation in Zhongjiang

2.2 地層水微觀賦存特征

地層水在儲(chǔ)層中的賦存狀態(tài)受微觀孔隙結(jié)構(gòu)和天然氣充注動(dòng)力影響，可分為束縛水、毛細(xì)管水和自由水[7，12]。由圖3 可以看出，當(dāng)儲(chǔ)層中沒(méi)有天然氣充注時(shí)，為水層；隨著天然氣的充注，天然氣優(yōu)先驅(qū)替大孔隙中的自由水，儲(chǔ)層由水層逐漸演變?yōu)闅馑瑢雍蜌鈱?，?duì)于微細(xì)孔喉發(fā)育的致密砂巖氣藏，當(dāng)驅(qū)替壓力小于微細(xì)孔喉毛細(xì)管壓力時(shí)，地層水滯留在微細(xì)孔喉及與微細(xì)孔喉相連的孔隙中，形成毛細(xì)管水[25]。恒速壓汞表明，中江沙溪廟組I、II、III 類儲(chǔ)層的喉道半徑主要分布在0.60～1.50 μm、0.35～0.65 μm 和0.25～0.45 μm（圖4），微細(xì)孔喉極為發(fā)育，易導(dǎo)致毛細(xì)管水發(fā)育。同時(shí)，核磁共振分析結(jié)果表明沙溪廟儲(chǔ)層孔徑主要分布在0.01～10.00 μm，且隨物性變差，小孔隙所占比例越高。對(duì)比離心前后的孔徑分布來(lái)看，離心后流體主要分布在孔徑小于1.00 μm 的孔喉中，物性越差，束縛水飽和度越高（圖5）。目前，中江氣田沙溪廟組氣井產(chǎn)水量主要在0.1～1.0 m3/d，水氣比主要分布在（0.01～1.00）×10-4m3/m3，水氣比較低，且生產(chǎn)過(guò)程中水氣比緩慢上升，產(chǎn)出水主要為凝析水和少量毛細(xì)管水。

圖3 致密砂巖儲(chǔ)層氣水賦存特征Fig.3 Occurrence characteristics of gas and water in tight sandstone reservoirs

圖4 不同類型儲(chǔ)層巖石喉道分布Fig.4 Distribution of rock throats in different reservoir types

圖5 滲透率與束縛水飽和度關(guān)系Fig.5 Relationship between permeability and bound water saturation

2.3 氣水宏觀分布特征

測(cè)試資料統(tǒng)計(jì)表明，156 口試氣井中，132 口井為產(chǎn)氣井，占統(tǒng)計(jì)井?dāng)?shù)的84%，5 口井為氣水同產(chǎn)井，19 口井為產(chǎn)水井，占井?dāng)?shù)的12.20%（表2）?？v向上60.87%的氣水同產(chǎn)井和水井主要位于層、層和層等上沙溪廟組層位，39.13% 的氣水同產(chǎn)井和水井位于下沙溪廟組，下沙溪廟組儲(chǔ)層含氣性相對(duì)較好；平面上氣水同產(chǎn)井和產(chǎn)水井主要位于近斷層區(qū)域、構(gòu)造低部位和斷砂配置差的河道上，以研究區(qū)中江氣田GM33-2 井區(qū)為例，近斷層的GM101 井和斷層夾持區(qū)的GS304 井分別為產(chǎn)水井和氣水同產(chǎn)井；位于構(gòu)造相對(duì)低部位的GM33-2 井和GS306 井均為氣水同產(chǎn)井，測(cè)試產(chǎn)水量為28.50 m3/d 和8.34 m3/d（圖6）。

圖6 中江地區(qū)高廟構(gòu)造層氣水平面分布特征Fig.6 Distribution characteristics of gas level inlayer of Gaomiao Structure in Zhongjiang Area

表2 中江沙溪廟測(cè)試井分類統(tǒng)計(jì)Tab.2 Gas well classification statistics of Shaximiao Formation in Zhongjiang

3 氣水分布主控因素

近源成藏的致密砂巖氣藏通常為先致密后成藏型，儲(chǔ)層與烴源巖呈“廣覆式”接觸，其氣水分布受生烴強(qiáng)度和儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響程度較大[11，26]，對(duì)于深源淺聚的次生致密砂巖氣藏，由于儲(chǔ)層埋深相對(duì)較淺，天然氣通過(guò)斷層運(yùn)移成藏，且在主要成藏期儲(chǔ)層尚未完全致密化，該類氣藏的氣水分布則受斷層、構(gòu)造以及儲(chǔ)層非均質(zhì)性共同控制。

3.1 斷層控制著氣水的宏觀分布

斷層是溝通烴源巖和儲(chǔ)層的通道，也是散失的通道，因此，斷層和砂體的有效配置是研究區(qū)天然氣富集成藏的基礎(chǔ)，斷層的形態(tài)、斷距、斷穿層位、斷層活動(dòng)期和生烴高峰的匹配度均是氣水分布的影響因素[27]。研究區(qū)西部斷層極為發(fā)育，沙溪廟組斷層共38 條，其中，烴源斷層21 條（出露地表10 條），均為逆斷層，F(xiàn)2、F3、F4、F9為未出露地表的有效烴源大斷層（圖7）。總體來(lái)看，斷層夾持的構(gòu)造變形區(qū)和近斷層區(qū)域油氣易逸散、易產(chǎn)水，以水層和氣水同層為主（圖6）。斷層夾持區(qū)和近斷層處（＜5 km）基本都產(chǎn)水，如JS304 井離斷層3.2 km，測(cè)試產(chǎn)氣量為0.37×104m3/d，產(chǎn)水量為8.64 m3/d。GS304 井位于斷層夾持區(qū)，測(cè)試日產(chǎn)氣量為0.055 8×104m3，測(cè)試日產(chǎn)水量為5.46 m3。斷層斷距對(duì)油氣充注效率影響也較大，研究區(qū)F2、F3、F4、F9為有效烴源大斷層，斷距均較大，充注效率高，油氣運(yùn)移距離遠(yuǎn)，均在15 km 以上（圖8），目前，中江沙溪廟氣藏90% 氣井位于距離斷層5.0～25.0 km的高廟構(gòu)造和中江--回龍構(gòu)造的河道砂體中，豐谷構(gòu)造砂體含氣性相對(duì)較差（圖7），如位于中江構(gòu)造斜坡區(qū)域的JS318HF 井距離斷層14.1 km，目的層砂體測(cè)井解釋含氣飽和度67.5%，測(cè)試無(wú)阻流量超過(guò)100×104m3/d。

圖7 中江地區(qū)沙溪廟組構(gòu)造特征Fig.7 Structural characteristics of Shaximiao Formation in Zhongjiang Area

圖8 主要烴源斷層油氣運(yùn)移距離統(tǒng)計(jì)圖Fig.8 Statistical histogram of hydrocarbon migration distance of major hydrocarbon source faults

3.2 局部構(gòu)造對(duì)氣水分布的影響

中江沙溪廟組氣藏為深源淺聚、斷砂疏導(dǎo)的次生氣藏，其儲(chǔ)層致密化時(shí)間在早白堊世晚期，生烴高峰期在10～100 Ma（中白堊世，燕山晚幕--喜馬拉雅期），在主要成藏期，儲(chǔ)層尚未完全致密化[28（]圖9），天然氣經(jīng)斷層由須家河運(yùn)移至沙溪廟組后，沿河道砂體側(cè)向運(yùn)移成藏，由于儲(chǔ)層尚未完全致密化，構(gòu)造高部位天然氣富集程度高，低部位含氣性相對(duì)較差。喜馬拉雅期的構(gòu)造調(diào)整及改造作用，使得研究區(qū)西部斷裂帶整體抬升，近斷層處裂縫發(fā)育，對(duì)于無(wú)巖性封堵的河道，順河道方向非均質(zhì)性弱，天然氣向高部位運(yùn)移，部分天然氣在局部構(gòu)造高部位聚集，部分天然氣沿河道運(yùn)移至高部位斷層處散失，該類河道內(nèi)部氣水分布呈“上氣下水”的模式，局部構(gòu)造高部位主要為氣層，構(gòu)造低部位和近斷層處為氣水同層或水層（圖10）。

圖9 中江沙溪廟組成藏及孔隙度演化史Fig.9 Burial and porosity evolution history of Shaximiao Formation in Zhongjiang

圖10 無(wú)巖性（物性）封堵河道氣藏剖面圖Fig.10 Section of channel gas reservoir without lithology(physical property)plugging

3.3 河道內(nèi)部非均質(zhì)性對(duì)氣水分布的影響

中江沙溪廟組為曲流河入湖的淺水三角洲前緣--平原沉積，沿河流入湖方向，A/S 比增大，河流側(cè)積能力減弱，河道由曲流型河道演變?yōu)榈蛷澏确至骱拥篮晚樦焙拥?，其中，低彎度河道?nèi)部由（廢棄）河道和小規(guī)模邊灘組成，（廢棄）河道底部為砂巖沉積，上部多為泥質(zhì)或粉砂質(zhì)的細(xì)粒沉積，測(cè)井曲線上多為鐘型（圖11a），振幅響應(yīng)弱，其原始孔隙度較低，壓實(shí)減孔率較高，物性較差。邊灘巖性為中砂巖或者細(xì)砂巖，測(cè)井曲線上多為箱型（圖11b），振幅響應(yīng)強(qiáng)，其物性較好，是有利的儲(chǔ)集單元。

圖11 典型廢棄河道及邊灘測(cè)井柱狀圖Fig.11 Logging histogram of typical abandoned channel and point bar

在主要成藏期，儲(chǔ)層尚未完全致密化，天然氣經(jīng)斷層由須家河運(yùn)移至沙溪廟儲(chǔ)層后，沿河道砂體側(cè)向運(yùn)移，邊灘物性好，天然氣充注程度高，（廢棄）河道底部物性差，充注程度相對(duì)較低。晚白堊世晚期，烴源巖大規(guī)模排烴終止，成巖環(huán)境發(fā)生改變，碳酸鹽膠結(jié)物得以沉淀，使得儲(chǔ)層進(jìn)一步致密化[28]，致密化的廢棄河道形成巖性（物性）封堵。喜馬拉雅期構(gòu)造調(diào)整及改造作用使得研究區(qū)西部斷裂帶整體抬升后，巖性（物性）封堵能夠阻止天然氣沿河道向斷層處運(yùn)移，河道內(nèi)部天然氣保存較好，整體上，天然氣呈“香腸式”分布，構(gòu)造低部位也可見(jiàn)氣層發(fā)育。近斷層構(gòu)造高部位處裂縫發(fā)育，天然氣散失，以氣水同層和水層為主（圖12）。值得注意的是，當(dāng)巖性（物性）封堵發(fā)育時(shí)，部分近斷層的局部構(gòu)造高部位也是油氣聚集的有利區(qū)域，砂體含氣性好，以氣層為主。

圖12 巖性封堵發(fā)育河道氣藏剖面圖（J304 井河道）Fig.12 Section of channel gas reservoir developed by lithologic plugging（Channel of Well JS304）

4 結(jié)論

（1）中江沙溪廟組正常地層水主要為III～V 型CaCl2型，礦化度在15 363.00～78 277.19 mg/L，為封閉條件下的殘留水，有利于天然氣的保存，近斷層區(qū)域保存條件相對(duì)較差。

（2）中江沙溪廟I、II、III 類儲(chǔ)層的喉道半徑主要分布在0.60～1.50 μm、0.35～0.65 μm 和0.25～0.45 μm，微細(xì)孔喉極為發(fā)育，氣井產(chǎn)水主要為凝析水和少量毛細(xì)管水。

（3）斷層控制著氣、水的宏觀分布，氣水同層或水層主要發(fā)育于斷層夾持區(qū)、近斷層區(qū)和未與斷層相接的河道砂體中，距離斷層較遠(yuǎn)區(qū)域油氣充注效率低，氣水同層也較為發(fā)育。

（4）局部構(gòu)造和河道內(nèi)部的非均質(zhì)性控制著氣、水的局部分布，順河道非均質(zhì)性弱的河道砂體中，氣水呈“上氣下水”的模式，局部構(gòu)造高部位以氣層為主，氣水同層或水層發(fā)育于構(gòu)造低部位，對(duì)于該類河道，應(yīng)采用滾動(dòng)擴(kuò)邊的方式進(jìn)行生產(chǎn)井的部署；巖性（物性）封堵發(fā)育的河道砂體，天然氣呈“香腸式”分布，構(gòu)造低部位也可見(jiàn)氣層發(fā)育，對(duì)于斷砂配置較好且?guī)r性（物性）封堵發(fā)育的河道砂體，可在其構(gòu)造相對(duì)低部位進(jìn)行評(píng)價(jià)井的部署。