四川盆地蓬莱地区须家河组须二气藏气水关系初探*

王小娟 钟佳倚 李明秋 温梦晗 张晓丽

（中国石油西南油气田公司勘探开发研究院）

四川盆地蓬莱地区须家河组须二气藏气水关系初探*

王小娟 钟佳倚 李明秋 温梦晗 张晓丽

（中国石油西南油气田公司勘探开发研究院）

在小层细分、沉积、储层研究的基础上，充分利用气水分析化验和试采资料，系统分析了须二气藏气水特征。认为蓬莱地区须二气藏气水分布主要受控于储集体和构造位置，单个储集体内气水总体具有“上气下水”特征、优质储层发育的地区含气性好；气层主要分布在距须二段顶界90 m以内的T3x24、T3x25砂层组，下部T3x21、T3x22和T3x23砂层组主要为气水同层。图6表1参15

四川盆地蓬莱须家河组须二段地层水气水关系

0 引言

蓬莱地区位于四川省遂宁市境内，构造上隶属于四川盆地川中古隆中斜平缓构造带的中部，东邻合川气田，南接安岳气田（图1）。近年来，在蓬莱地区以上三叠统须家河组为目的层部署了一批探井，多口井在须二段获高产工业气流，证实该区须二气藏具有较大的勘探开发价值。但蓬莱地区须二段出水普遍，多口老井投入试采后出水量较大，地层水的侵入严重制约着有水气藏的高效开发，储层渗流条件、地层水水体的大小和存储方式是影响气藏采收率的重要因素［1］，而目前国内部分学者（李伟、雍自权等）开展了四川盆地中部地区地层水地球化学等方面的研究[2-3]，但对须家河组气水关系的研究较少。因此，弄清气水产出部位和地层水分布特征对指导须家河组天然气的勘探开发具有重要意义。

图1 四川盆地蓬莱地区构造位置图

1 蓬莱地区须二气藏基本特征

1.1 地层及沉积相特征

蓬莱地区须家河组须二段为辨状河三角洲前缘沉积，主要发育水下分流河道和河口坝砂体。岩性主要为灰白色细—中粒砂岩，夹薄层灰黑色泥岩，平面分布较稳定，厚度一般在150～220 m，由东向西逐渐增厚。

依据须二段岩石学特征、岩性组合特征及变化规律、测井曲线（自然伽马和深浅双侧向）特征等，井震结合，确定可识别界面及其地质意义，通过高分辨层序地层学理论和旋回对比，将须二段由下至上细分为须二1—须二5（T3x21～T3x25）5个含气砂层组。各砂层组岩性以中—细粒长石岩屑砂岩为主，纵向差异性不大，但其间有泥岩分隔（图2，表1）。蓬莱地区砂层组与安岳地区的上、下亚段具有可对比性，蓬莱地区T3x23砂层组的底部相当于安岳地区下亚段的“腰带子”顶部（图3），在地震剖面上亦可连续追踪对比。

图2 四川盆地蓬莱地区须二段综合柱状图

表1 蓬莱地区须二段砂层组特征表

图3 安岳地区与蓬莱地区须二段典型井小层对比图

1.2 储层基本特征

蓬莱地区各砂层组之间储集岩岩石学特征差异较小，岩性主要为中—细粒长石岩屑砂岩。储集空间类型主要为粒内溶孔、残余粒间孔和微裂缝；喉道类型以缩颈型喉道、片状喉道为主；孔隙结构主要表现为小孔、中喉、中分选、连通较好的特征，孔隙结构为小孔中喉型。储层段（φ＞6%）平均孔隙度为6.66%，集中分布在6%～7%区间内；渗透率分布在0.05～0.89 mD，平均为0.13 mD；储层含水饱和度介于11.1%～96.4%之间，平均为56.1%，揭示蓬莱须二段储层具低孔、低渗、高含水饱和度的特征。储层电性特征表现为低自然伽玛、低电阻、高声波时差特征，GR集中在60~90API之间，声波时差范围在63~72 μs/ft，电阻率在5 Ω·m以上，集中在10~30 Ω·m。储集类型为裂缝-孔隙型。

1.3 须二气藏油、气、水性质

蓬莱地区须二气藏产出流体包括油、气、水三相，以气为主。天然气组分中甲烷含量均在80%以上，平均88%，不含硫化氢，气质较好。凝析油密度在0.765~0.767 g/cm3，黏度0.62~0.82 MPa·s。计算综合气油比为8375 m3/m3，凝析油含量约为90 g/m3（117 cm3/m3），属低含凝析油凝析气藏。

据水分析资料统计，蓬莱地区须二段地层水均为CaCl2型，pH值一般为5.70~6.28，Cl-含量变化范围为91221~136423 mg/L，另外还含有少量I-、Br-、B-等微量元素，尤其是Br-元素含量较高，这可能与富含Br-的煤系烃源岩生烃排水混入有关[4]。相对密度在1.10~1.16之间，总矿化度分布在152.28~220.59 g/L间，地层水钠(钾)氯系数[(Na++K+)/Cl-]较低，多在0.41~0.47，具有较高的变质系数，[(Cl--Na+)/Mg2+]多为27~59，不含硫酸根离子(SO42-)，展示出高变质地层水的特征，具有极好的还原条件或封闭条件[5-7]。

从合川—蓬莱地区地层水矿化度平面分布特征看，这个区域矿化度整体较高，一般大于160 g/L，局部高值区达200 g/L；蓬莱地区高矿化度区呈带状展布，同安岳、合川等地高值区较分散，平面变化有所不同（图4）。表明各区地层水连通性较差，可能由储层的非均质性造成。

图4 蓬莱—合川地区地层水矿化度平面分布图

1.4 气藏类型

蓬莱地区须二气藏气、水分布不受构造圈闭的控制，纵向上无明显的气水层界限，气层分布主要受有效储层的控制，属于构造背景下的岩性圈闭气藏。

2 气水分布特征

地层水产出受到多方面因素影响：①烃源岩发育程度及生烃强度，当生烃强度较大时，圈闭充满度较高，地层水产出少；②构造特征及其演化，当处于构造相对低部位时易富含地层水；③储层非均质性，即物性较好时，含气性好，物性差则地层水较多[8-10]。蓬莱地区构造总体较平缓，仅局部地区发育小潜高，且储层的非均质性较强，导致气水分异较差，产水普遍。

2.1 平面上，单储集体内构造高部位富气，构造低部位含水

合川—蓬莱地区为一个大型的三角洲体系[11]，在三角洲水下分流河道微相内储层最为发育，目前高产气井主要集中在优质储层发育区（图5），表明天然气富集主要受沉积微相的控制。

图5 蓬莱地区须二段4、5砂层组地震预测储层厚度与产能分布综合图

受储层非均质性的影响，该区无明显的气水界面。在合川—蓬莱三角洲体系内，由合川至安岳、蓬莱地区随着海拔高度逐渐降低，单个储集体内含气性逐渐变差，含水程度变高。同一套砂组内，合川测试日产水量一般小于10 m3，产层平均含水饱和度为34%～42%，安岳测试日产水量一般小于20 m3，产层平均含水饱和度为39%～47%，蓬莱地区多口井日产水量达50 m3以上，产层含水饱和度为43%～50%，表明气水分布受储集体和区域构造的控制，具有在储集体内部高部位富气，低部位富水特征。

2.2 纵向上表现为上气下水，气层主要分布在上部两套砂层组

蓬莱地区须二段T3x24和T3x25砂层组是测井储层评价、单砂层组测试、试采证实为气层；T3x21、T3x22和T3x23砂层组无单砂层组测试获工业气流井，多为低产气流或微气，并产水；测井解释一般为气水同层或水层，电阻率基线较上部4、5砂层组明显偏低，含气饱和度变低（图6）。因此认为，蓬莱地区须二段纵向上总体遵循上气下水的规律，T3x24和T3x25砂层组为主产气层，下部砂层组为富含水层。气层厚度一般在60～90 m，自然伽玛60～80 API，电阻率多大于10 Ω·m。

图6 蓬莱102井须二段储层综合评价图

3 地层水赋存形式及产出特征

3.1 气层段主要发育结合水和毛细管水，下部三个砂层组存在重力水

地下液态水分为结合水、毛细管水、重力水三种形式[12]。结合水主要受颗粒引力作用，以薄膜状水膜形式存在，一般不会随流体带出；毛细管水为储存于岩石毛细孔隙中受毛细管力和重力作用的自由水；重力水为在重力作用下能自由运动的地下水[13]。蓬莱地区须二段储层矿物颗粒表面黏土胶结物发育，孔隙喉道具有分选差、细歪度等特征，因此普遍存在薄膜状结合水和毛细管水。而在T3x21、T3x22和T3x23砂层组发育有明显的可动水层，这表明下部砂层组还存在有重力水。

3.2 地层水主要为下部富水砂体产出

目前发现的川中须家河组须二气藏储层均具有低孔、低渗、高含水饱和度特征，开采过程中由于局部压力下降，原本不动的毛细管水转化为可动水，伴同天然气产出，导致气藏在开采中无论投产初期是否产水，投产一段时间后均开始产水[14-15]。

蓬莱地区须二气藏的产水量明显较已发现的隆起带须二气藏大，主要原因在于下部砂层组“富水”。存在部分探井单独测试上部4、5砂层组产大水，分析原因多为紧邻或位于须二段底部小断层上，断层封堵性差，均为方解石或石英半充填，当上部气层开采时，下部地层水可顺断层窜入。亦有少部分井，如蓬莱104井，测井解释为气层，单井和地震剖面上均未见裂缝或断层，但测试产水，此类井产水可能为钻井或加砂压裂过程中沟通了局部封存水造成。

4 结论与认识

（1）蓬莱地区须二段纵向上可分为五个砂层组，储层具有低孔、低渗、高水饱和度的特征，储集类型为裂缝-孔隙型；流体产出具有油、气、水三相特征，天然气气质好，凝析油含量低，地层水含量高，变质程度高，气藏具有较好的还原条件或封闭条件，表现为岩性圈闭气藏。

（2）蓬莱地区气水分布平面上主要受储集体的控制；纵向上受高低位置的控制，总体表现为“上气下水”特征。蓬莱地区气层主要分布在距须二段顶90m以内的T3x24和T3x25砂层组中，T3x21、T3x22和T3x23为富含水层，建议在钻井设计完钻层位在须二段第四砂层组底部。

（3）蓬莱地区须二段中上部气层段地层水主要为结合水和毛细管水，下部砂层组还包含有部分重力水，建议井位部署时避开须家河组底部断裂，以免大量地层水由断层导通产出。

（4）针对蓬莱地区整体束缚水含量高，上部为主要含气层，下部还含可动水的特点，在油气勘探过程中，建议只钻探上部砂层组储层发育区，尤其要避开下部小断裂，避免地层水的窜通；对于上部层段生产井在生产过程中亦应考虑控制生产压差，避免压力释放地层水快速产出。

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（修改回稿日期2014-10-09编辑王晓清）

国家重大科技项目（2011ZX05001-005）“四川盆地岩性油气藏富集规律与目标评价”。

王小娟，女，1982年出生，硕士，工程师；2006年毕业于中国石油大学（北京），主要从事油气勘探研究工作。地址：（610041）四川省成都市高新区天府大道北段12号石油科技大厦。电话：（028）86015108。E-mail：wxj_82@petrochina.com.cn