四川盆地七里北区块飞仙关组气藏水层识别及能量分析

刘 斐 李隆新 罗 瑜 郑筱雨 吴宜禄 叶宜良

1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.中国石油西南油气田公司勘探事业部3.中国石油西南油气田公司重庆气矿

0 引言

七里北区块构造上位于大巴山弧前褶皱带与川东断褶带交汇处，其下三叠统飞仙关组气藏为一背斜气藏，长轴8 km、短轴3 km，闭合度260 m，圈闭面积23 km2，气藏中部埋深4 750 m，气藏中部压力54.4 MPa、温度122℃，为正常压力温度气藏。飞仙关组碳酸盐台地—陆棚—海槽的沉积环境是在长兴期深缓坡—海槽沉积环境的基础上发展演化而来，主要储层鲕粒滩主要集中分布于环开江—梁平海槽的碳酸盐台地边缘，并随着碳酸盐岩台地的扩大和水位高低而发生迁移。储层岩性以残余鲕粒云岩、细—中晶残余鲕粒云岩、残余鲕粒灰质云岩为主，岩石云化程度普遍较高，白云石含量在65%以上，储集空间可分为孔隙、洞穴、裂缝及喉道4大类。孔隙度0.35%～19.2%，平均值8.65%；渗透率0.01～260 mD，平均值11.18 mD。天然气主要成分为CH4，其含量为73.67%，含0.03%的C2H6；非烃含量高，H2S含量为17.9%（256.7 g/m3），CO2含量为 7.87%（73.3 g/m3）。

区块内共完钻井2口，其中Q1井的无阻流量为184.3×104m3/d，Q2井的无阻流量为 92.4 ×104m3/d。由于选择高部位试气，未见地层水产出，但气藏是否存在底水、气水层早期如何识别以及水层特征、地层水能量等问题关系到完井方案设计、气井配产及气藏开发方案的编制。

区块内储层分布稳定，完钻2口探井的储层段有很好的对比性，气水分布特征一致。因此，笔者以Q1井为例采用多种方法开展七里北区块飞仙关组气藏气水层早期识别，应用MDT测试数据验证了方法在研究区块应用的可行性，并讨论了储层物性、地层水特征，对比相邻区块水井测试数据综合判断地层水能量。

1 气水层识别方法研究

1.1 纵横波速度比值法

当一种孔隙介质含气时，其纵波速度（vp）明显下降，但横波速度（vs）略有升高[1-3]，故比值vp/vs将减小，且随岩石含气饱和度的增高，固结岩石的vp/vs值可减小3%～30%。因此，可利用vp/vs比值的变化来判别储层的含流体性质。

实验表明有效应力对纵、横波速度比影响也较大[4]。随着有效应力的增大,纵横波速度比也要降低，但当地应力增大至40 MPa时，这种影响就逐渐降低。排除地应力影响后储层段5 770～5 832 m纵横波速度比（vp/vs）与声波时差（AC）的交会点主要分布于白云岩线以下，表明流体类型以气为主；井段5 832～5 853 m纵横波速度比与声波时差的交会点主要分布于白云岩线以上，表明流体类型以水为主（图 1）。

1.2 孔隙度—含水饱和度交会图法

图1 Q1井纵横波速度比与纵波时差交会图

如果地层只含束缚水,孔隙度与含水饱和度交会点呈近双曲线分布，当储层含可动水时，交会偏离双曲线，分布无规律性[5-6]。因此，可通过孔隙度与含水饱和度交会图中数据点的分布特征来判断储层是否含有可动水，从而判别储层流体性质。对于气层，因地层只含束缚水，交会点表现为单边双曲线分布特征；对于水层，交会点分布散乱，且多落于含水饱和度大于50%的水区。井段5 770～5 832 m交会点表现为单边双曲线特征，多分布于含水饱和度小于50%左侧气区，气层特征明显；井段5 832～5 853 m，点子散乱分布于含水饱和度大于50%右侧水区，表现为典型的水层特征（图2）。

图2 Q1井孔隙度和含水饱和度交会图

1.3 P1/2正态分布法

根据阿尔奇公式F=Ro/Rw=1/φm可计算出地层的视地层水电阻率Rwa=Rtφm。理论上讲，通过比较Rwa与Rw可判别储层的流体性质，但由于常常数求不准Rw、φ和m值，使计算的Rwa误差较大，但是从统计学观点看，某一深度同一性质地层多次测量结果满足正态分布规律。根据这一特征，可以对Rwa进行开方处理，并将其命名为P1/2，即P1/2=(Rwa)1/2=(Rtφm)1/2，在同一流体层段内各测量点计算的P1/2值应满足正态分布规律[7]，可以用来指示储层的流体性质。

正态概率曲线形态不同反映不同的流体性质，但是一个相对概念，难以对流体性质作出准确判别。因此，将P1/2的百分累计频率点在一张特殊的正态纸上，其纵坐标为Pl/2，横坐标为累计频率，并按函数进行刻度，这样将正态概率曲线变成了一条近似曲线，曲线越宽,σ值越大，直线的斜率就越大；反之，曲线越尖，σ值就越小，直线的斜率就越小。因此，可根据累计频率曲线斜率的变化对储层的含流体性质作出判断，即水层斜率小，油气层斜率大。作本井P1/2累计频率图（图3），由图可见5 770～5 832 m井段的曲线斜率大，气层特征明显；井段5 832～5 853 m的曲线斜率小，表现为典型的水层特征，综合分析气水界面在5 832 m附近。

图3 Q1井P1/2累计概率分布图

2 气水界面动态特征判别

MDT测试可以获取地层压力，确定流体性质、计算原状地层渗透率，研究流体流动情况[8-13]。其工作流程为：①通过一个液压探测器把一根探针送进地层，从而使地层液体进入测试器，使用压力传感器测量地层压力；②通过监测流入定量“预测试采样室”的液体所产生的压降速度来评价地层渗透能力计算渗透率值；③在需要进行地层流体采样时，通过开启通向采样室的密封阀采集流体样品。与传统地层测试器相比，MDT在探测器、探测方式、模块组合方式、解释方法等方面有了较大改进、性能显著增强。

在压力与深度剖面图上，对同一压力系统、不同深度进行测量所得到地层压力数据理论上呈线性关系，直线的斜率即为该压力系统的压力梯度，简单换算后得到储层流体密度，可表达为：

式中ρf表示测压层流体密度，g/cm3；Δp表示同一压力系统任意两个有效测量点间的压差，MPa；ΔH表示同一压力系统任意两个有效测压点间的深度差，m；g表示系数。

通过钻井液浆柱压力剖面计算出钻井液密度为1.35 g/cm3，与实际测量的钻井液密度1.35 g/cm3吻合，表明压力计得到了较好的质量控制。

在井段5 770.0～5 853.0 m，选择测试20个点，有效点16个，反映了真实地层压力。由地层压力剖面计算流体密度表面，测量井段内上下储层包含2种性质不同的流体（图4）：其中5 770.0～5 832.0 m计算出的流体密度为0.4 g/cm3，指示为典型的气层特征；5 832.0～5 853.0 m计算流体密度为0.99 g/cm3，表现为典型的水层特征，根据压力剖面推出气水界面位于5 832.0 m处。在井深5 811.4 m和5 847.5 m还分别获取62 L和36 L样品，LFA现场分析图分别为气指示和水指示。

图4 Q1井MDT测试成果图

3 水层特征分析

3.1 水层岩性及电性特征

七里北区块飞仙关组气层5 770.0～5 832.0 m由上至下可分为3个岩性段（图5），上部以针孔白云岩、灰质白云岩为主，中部以溶孔鲕状白云岩为主，下部主要发育粗粉晶溶孔白云岩和角砾溶孔白云岩，其中夹非渗透性的鲕状石灰岩。上部裂缝发育程度较高、部分泥质充填、多见缝合线，中部溶孔和晶间孔发育，孔洞多未充填，滴水速渗。下部孔洞缝均较发育、未充填，角砾8 mm×12 mm，产气层段面孔率5%～15%。

水层5 832.0～5 842.0 m、5 847.4～5 853.0 m由上至下由溶孔鲕状白云岩和针孔白云岩互层过渡为溶孔鲕状白云岩和鲕状灰质白云岩互层（图5），溶孔较发育，面孔率一般3%～5%，裂缝多泥质半充填——未充填。

水层电阻率数值明显低于气层，且由上至下电阻率数值逐渐降低，由300 Ω·m降至5 Ω·m；声波和密度数值与气层段差异不明显，中子测井值明显高于气层段，在井段5 832.5～5 833.8 m、5 837.8～5 839.8 m、5 847.0～5 848.5 m发育3个递增的高值段，平均值分别为12.2%、16.3%和20.9%。

3.2 水层物性及能量分析

七里北飞仙关组气藏水层平均厚度14 m、孔隙度11%、渗透率19 mD。水层纵向上非均质性较强，对应上述3个高值中子测井段Q1井解释为3个高渗条带，渗透率最高值分别达21 mD、86 mD和98 mD。高渗条带之间渗透率较低，一般在10 mD以下（图6）。3种渗透率数值随深度变化表现出一致的趋势，但MDT测试点较少，在数值上远低于测井和岩心测试值，可能说明在实际生产中地层水向井底流动的渗透率较低。

同处川东高陡构造带与大巴山断褶带交汇部位的渡口河和罗家寨区块储集空间均是以各类孔隙为主[14-17]，裂缝仅在局部井段较发育，一般以细、短小平缝为主，张开缝少见，多被灰质、云质、硅质、膏质及沥青质充填；渗滤通道以连通孔隙喉道为主、裂缝为辅，岩心分析结果表明孔隙度与渗透率的半对数正相关关系十分明显，试井曲线上多表现出视均质特征[18-21]。

图5 Q1井气水层四性关系图

图6 Q1井3种方法解释渗透率分布图

表1 井间储层物性及产水对比表

与Q1井水层物性相近的邻家区块产水井D5井和L8井在测试过程中流压持续下降且产水量较低（表1），表现出水层能量较低。按照地层系数与产量之间的正比关系估算Q1井在水层全部射开情况下其产水量应该在12 m3/d左右。同时，纵向上水层的高低渗透率层段互相叠置，在具备一定避水高度射孔完井情况下，底水向上运移的能力有限。容积法估算七里北飞仙关水层体积约为3倍气藏体积，弹性能量较小，不足以形成影响气藏生产的有效水驱能量。

4 结论

1）采用纵横波速度比值法、孔隙度—含水饱和度交会图法和P1/2正态分布法并结合储层岩性、物性和含气性等多方面信息综合分析，对判别七里北区块飞仙关组气藏气水界面是可行和准确的。

2）七里北区块水层岩性以溶孔鲕状云岩、针孔白云岩和鲕状灰质白云岩为主，溶孔较发育，面孔率一般3%～5%，裂缝多泥质半充填—未充填。水层平均厚度12 m、孔隙度11%、渗透率19 mD，高低渗透层段交错分布。

3）邻区产水层物性和产水特征对比表明七里北区块飞仙关组气藏水层弹性能量有限，不足以形成影响气藏生产的有效水驱能量。