新场气田须二高产气藏主控地质因素

刘 凤 ，黎华继 ，刘君龙 ，张 岩，代亚飞

（1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041；2.中国石化西南油气分公司新场公司（联益公司），四川德阳 618000；3.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；4.四川川庆井下科技有限公司，四川德阳 618000）

新场气田须二段是西南油气分公司在川西深层须家河组的重点勘探开发层系，也是川西地区中浅层侏罗系产能接替区。自2000年以来，随着工业气井的陆续发现，国内外学者针对须二气藏开展了大量的研究工作，取得了丰富的认识：①气藏砂体厚度大，储层非均质性强，具有致密–超致密、特低孔特低渗特征；地层旋回性特征不明显，砂体劈分和横向对比较困难[1–4]。②网状缝发育，搭配古今构造局部高点，成为油气聚集成藏主要场所[5–8]。③须二气藏属于边水气藏；受多期构造活动、多期成藏改造影响，气水关系复杂，无统一的气水界面[9–12]。

气藏勘探开发程度逐渐深入，本文在气井分类的基础上，从储层、构造、气水关系、断层–裂缝系统等方面对新场气田须二高产气藏主控地质因素进行了深入分析，逐步完成从定性评价到定量评价的转变，对气藏经济有效开发具有一定的意义。

1 气藏基本特征

新场气田须二气藏位于四川盆地川西坳陷新场构造带上，为南陡北缓的北东东向复式背斜，背斜从西至东依次发育A105井、A1井、L1井、A3井等4个局部高点（图1）。该区断裂发育，走向复杂，均为逆断层，其中，规模较大的为南北向断层（主干断层5条），从西至东分别为F1、F2、F3、F4、F5断层。

图1 新场须二气藏构造及井位简况

须二段（T3x2）地层分为3个亚段，10套砂组，其中以须二上亚段T3x22砂组、中亚段T3x24砂组为主力产气层。须二段沉积微相为水下分流河道叠置沉积，储层厚约50 m，储层岩性以中粒岩屑砂岩为主，平均孔隙度为3.8%，渗透率为2.2×10–3μm2，基质渗透率小于0.1 ×10–3μm2。气体组分以CH4为主，平均含量为97%，地层埋深为4 500～5 300 m，原始压力系数1.7，地温梯度2.3 ℃/100 m。气藏储量丰度近8×108m3/km2，已探明地质储量超千亿立方米。

该气藏自2000年以来，先后投入试采井21口，最高日产气超150×104m3，累计产气近30×108m3，其中8口井累计产气大于1×108m3。

2 高产气藏主控地质因素

研究区采用经济评价的方法来确定单井经济极限产量，在当时气价1.276元/ m3（不含税）、内部收益率8%、钻完井及地面建设等基础投资条件下，该区单井经济极限产量为5×104m3/d。同时按照内部收益率将新场气田须二气藏气井划分为三类：把内部收益率大于30%，即单井产量大于10×104m3/d，划分为I类气井（高产高效气井）；内部收益率8%～30%，即单井产量为5×104～10×104m3/d，划分为II类气井（中产有效气井）；内部收益率小于8%，即单井产量为0～5×104m3/d，划分为III类气井（低产低效气井）；其中，I、II类气井具有较好的经济效益，III类气井因低于单井经济极限产量基本无经济效益。为了正确认识高产气藏主控地质因素，提高钻遇I、II类气井的成功率，本文从多方面对新场气田须二高产气藏主控地质因素进行深入剖析。

2.1 优质储层是气井稳产的基础

新场须二段地层砂体厚度大，平均厚度约420.0 m；其中多口井采用大段测试方式，最大射孔段厚度为489.0 m，平均射孔段厚度为41.7 m。前人在新场气田须二气藏开展了大量沉积储层研究工作，主要针对沉积微相和砂体展布进行刻画，对沉积微相内部的储层构型单元研究较少。本次主要通过深入、细化储层研究，精细描述大段厚层砂体中真正产气的优质储层。通过对新场气田须二气藏8口取心井的岩心进行宏观观察描述，识别出12种岩石相，包括千层饼状中粗砂岩相、平行层理中粗砂岩相、块状层理中粗砂岩相、斜层理中粗砂岩相、含碳屑中粗砂岩相、含泥砾中粗砂岩相、斜层理细砂岩相、钙质胶结块状层理中粗砂岩相、钙质胶结斜层理中粗砂岩相、砂纹层理粉砂岩相、碳质泥岩相、含煤泥岩相等。针对岩心样品进行岩石常规物性分析，将分析数据根据岩石相类型进行分类统计，计算出不同岩石相对应的加权平均孔隙度、加权平均渗透率等（表1）。通过统计分析发现：千层饼状中粗砂岩相、平行层理中粗砂岩相在受构造应力作用下，沿层理面破裂形成裂缝，优质储层发育，物性条件最好，平均渗透率高达15.400×10–3～24.500×10–3μm2，平均孔隙度4.1%～5.6%，为最有利的岩石相；块状层理中粗砂岩相、斜层理中粗砂岩相发育较优质储层，物性条件次之，平均渗透率0.200×10–3～0.400×10–3μm2，平均孔隙度4.0%～5.1%，为较有利的岩石相。

表1 新场须二段岩相类型划分

通过有利岩相对比分析，最有利岩石相在纵向上主要分布在T3x24砂组，平面上主要分布在A109、A6井区；较有利岩石相在纵向上主要分布在新场须二T3x22砂组，平面上主要分布在L1、A107井区。结合气井测试、试采情况进行分析发现，I类气井主要位于最有利岩石相区，即优质储层发育区，如A109井针对T3x24+5砂组，通过射孔测试，获得无阻流量100×104m3/d，累计产气约4×108m3；II类气井主要位于较有利岩石相区，即较优质储层发育区，如L1井针对T3x22+4砂组，通过射孔、试破测试，获得无阻流量10×104m3/d，累计产气超2×108m3；A107井针对T3x22+4砂组，通过射孔测试，获得无阻流量30×104m3/d，累计产气超1×108m3；表明有利岩相是优质储层发育的基础，优质储层发育是气井稳产的基础。

2.2 构造高部位是气井高产的关键

结合测井、录井、测试、试采等情况，对新场气田须二气藏气水关系进行分析研究，总体认为该气藏具有气水界面不统一的边水分布特征。构造部位控制了原始气水界面的分布，区内I类、II类气井主要分布在构造高部位，气水界面之上。新场气田T3x22、T3x24气藏主要以边水为主，原始气水界面位于南北两翼构造低部位，局部存在残余地层水。

2.2.1 T3x22气水分布

T3x22砂体的气水界面海拔为–4 350 m。以T3x22砂体为主产层的生产井10口，4口井为III类气井，均产水，主要分布于构造（南北）两翼低部位，局部高部位亦有分布。A5井位于构造北翼，电阻率值降低，测试产气少量，大量产水；A106井位于构造北翼，电阻率值陡然下降至58 Ω·m，测试产气不足5×104m3/d，大量产水；A6井电测曲线显示电阻率值陡然下降至79 Ω·m，测试产气少量，大量产水。总体上，T3x22气层构造南北两翼都存在边水，气水界面在–4 350 m左右。由于受古今构造反转、储层致密化及裂缝形成共同作用，局部井区（A7井区）存在残余地层水。

2.2.2 T3x24气水分布

T3x24气层在原始状态下南北两翼也存在边水，且南北两翼原始气水界面不一致，I、II类气井均位于气水界面之上。在试采后期，气水界面存在向构造高部位逐渐锥进的趋势，出现水线上移的现象；在F1断层附近，受水体锥进的影响，部分I类气井产水量增大，甚至被水淹。

T3x24北部气水界面为海拔–4 375 m，南部气水界面为海拔–4 419 m。以T3x24砂体为主产层的生产井14口，原始产水井7口，产水井主要分布于构造（南北）两翼低部位及东北部A3区块。根据测井识别，测试及试采成果，A104井位于构造西北部，电阻率值降低，测试产气少量，产水量大（超过200 m3/d）；A9井位于构造北翼，电阻率值陡然下降至39 Ω·m，测试产气少量，产水量较大。总体上，原始状态下T3x24水体以边水为主，局部（A4井区）存在残余地层水。

在试采后期，受裂缝影响，水体由南北两翼沿F1断层附近向气藏中部位侵入，顺层锥进，出现水线上移的现象。比如A109井是裂缝发育区第一口产水井，于2006年3月投产，无水采气期220 d，同年11月见水；A109井产地层水240 d以后，位于其北部A1井投产，未立即产出地层水，无水采气期210 d，后产地层水。由此认为，A109、A1井所产地层水为南部边水沿F1断层侵入所致，受水体锥进的影响，出现水线上移的现象。

2.3 裂缝发育程度是气井高产的决定因素

断层–裂缝系统控制了裂缝发育程度，裂缝发育程度是气井高产的决定因素。断层–裂缝系统是一个天然裂缝发育带，又称断裂作用带，是断裂带同生及伴生的破裂缝发育区。由断层伴生的裂缝系统常常与断层之间的距离有一定的相关性，一般情况下，裂缝的发育程度与裂缝到断层的距离呈负相关关系[13]，即距离断层越近，裂缝密度越大，即裂缝发育程度越高。

通过新场气田T3x24砂组成像测井解释高角度缝与断层距离相关关系，同时结合岩心资料（表2）对裂缝进行综合研究认为：断层上盘较下盘裂缝更发育；位于断层上盘，离断层距离越近，高角度裂缝越发育。即裂缝距离断层小于0.5 km，高角度裂缝最发育；裂缝距离断层0.5～1.0 km，高角度裂缝次发育；裂缝距离断层大于1.0 km，高角度裂缝不发育。

表2 岩心裂缝统计

纵向上T3x22、T3x24砂组裂缝发育。岩心观察显示裂缝以沉积成因形成的低角度缝和斜缝（部分是构造成因）为主，同时局部（断层附近）发育构造成因的高角度缝。岩石薄片下显示低角度缝与高角度微裂缝组合形成网状缝，铸体薄片显示网状缝相互连通，沟通了储层内部的微孔隙，构成致密储层中重要的渗流通道和储集空间，形成了有效的缝网系统。高产井（A2井4 957～4 960 m井段）常规测井中声波时差曲线显示周波跳跃，声波时差值200～270 µs/ft，电阻率值较低（110～150 Ω·m）；成像测井显示，普遍发育低角度缝与高角度微裂缝，裂缝密度10条/m。

根据裂缝的成因与发育程度，将裂缝发育区划分为三大类四小类（表3）：I类裂缝发育区为网状缝发育区，该区高角度缝、低角度缝均发育，位于距离断层小于0.5 km区域；II类裂缝发育区为中–小型裂缝发育区，该区高角度缝发育、低角度缝局部发育，或低角度缝发育、高角度缝局部发育，位于距离断层0.5～1.0 km区域；III类裂缝发育区低角度缝发育、高角度缝不发育，位于距离断层大于1.0 km区域。通过对气井的产量与裂缝发育类型进行对比分析，认为I类气井（高产高效气井）主要分布在I类裂缝发育区；II类气井（中产有效气井）主要分布在II类裂缝发育区；III类气井（低产低效气井）主要分布在III类裂缝发育区。

表3 新场须二裂缝分类

2.3.1 I类裂缝发育区

距离F1断层小于0.5 km的I类裂缝发育区，是网状缝发育区，气井初期平均产量近50×104m3/d，是高产高效气井的分布区域。虽然后期试采期间受到水体锥进的影响，气井产量及压力递减快，但通过采用排水采气方式后，气井产量提升显著。比如通过对低部位的A101井进行排水后，高部位的A1井产量得到明显提升，日产气量达到20×104m3。由此可见，高产高水井采取排水采气后，仍具有高产高效气井的特征。

2.3.2 II类裂缝发育区

距离F3断层 0.5～1.0 km的II类裂缝发育区是中产有效气井的分布区域。气井初期产量低，平均约6×104m3/d，但稳产时间长，不产水。如L1井在T3x22+4层已连续生产14年，目前在近20 MPa的油压下，日产气4×104m3，累计产气超2×108m3；A107井在T3x22+4层已连续生产7年，目前在超40 MPa的油压下，日产气8×104m3，累计产气超1×108m3；L1井、A107井均为中产有效气井。

2.3.3 III类裂缝发育区

III类裂缝发育区距离断层大于1.0 km，根据储层基质的渗流能力差异可将渗流系统分为相对高孔渗型和致密型。相对高孔渗型储层物性好，但多发育于构造低部位，大部分具有高含水特征，如A102井 T3x24层；致密型储层物性差，裂缝不发育，往往产能低或无产能，如A103 井T3x24层。

3 结论

（1）新场气田须二气藏属于地层埋深大，砂体厚度大，非均质性强，裂缝发育程度受断层–裂缝系统控制，为气水关系复杂的边水气藏。

（2）优质储层是气井稳产的基础，主要寻找千层饼状中粗砂岩相、平行层理中粗砂岩相、块状层理中粗砂岩相、斜层理中粗砂岩相等有利岩相；气水界面之上的构造高部位是气井高产的关键；裂缝发育程度是气井高产的决定因素，断层上盘，距离断层小于0.5 km的区域是高产高效气井分布区域，距离断层0.5～1.0 km的区域是中产有效气井的分布区域。