充西须四气藏气水分布规律

阮基富 李新玲 张 苏

(中国石油西南油气田公司川中油气矿)

0 引言

川中充西气田位于四川省南充市境内，区域构造位于川中古隆中斜平缓构造带的南充构造群。1980年首钻西51井发现须四气藏，目前钻揭须四段的井共有29口，共测试26口井，其中获气井9口，气水同产井11口，水井3口，干井3口。该气藏于1987年投入试采，初期日产气0.6×104m3/d，日产水0.3m3左右，2003年8月西20、西56井相继投产，正式拉开了充西气田须四气藏生产序幕，历史共投入生产井14口，最高日产气24.1×104m3/d，日产水646.6 m3，目前开井6口，日产气3.5×104m3/d，日产水104.5m3。随着勘探开发的不断深入，充西须四气藏表现出气水关系复杂的特征，气井产水特征不明，严重影响气井正常生产，因此有必要开展气水分布规律研究，为提出合理治水对策、提高气藏开发效果奠定基础。

1 气藏基本特征及开发中存在的主要问题

四川盆地南充背斜为一狭长的由北西向南东倾没的长轴鼻状背斜，充西气田位于南充构造西倾末端，由北西向南东倾没的向北弧形突出的转折带上，为弱受力背景下的相对强受力区，整体构造表现为褶皱平缓，呈东高西低、向西逐渐倾没的潜伏背斜(图1)，区内圈闭较多，由西向东主要有多扶场南、共兴

图1 充西气田须四气藏顶面构造图

场和嵘溪场三个潜伏圈闭，但闭合度低、闭合面积小，区内共发育有8条逆断层，断层规模不等，落差范围10m～240m，断层在剖面上延伸长度为2.75km～9.75km，多数断层向上断至大安寨段，向下消失于嘉陵江组内部，从断层展布来看，大部分断层多分布在背斜北翼，断层走向与构造的轴向基本平行，呈东西向延伸。

须四段岩性以浅灰色中粒、细-中粒砂岩为主间夹薄层(<1m)的灰黑色泥页岩，储集类型以粒间孔、粒内溶孔为主，喉道类型以片状喉道、管状喉道为主。发育少量的裂缝，以低角度小缝为主，主要分布在须四段的中上部。储层具低孔低渗特征。纵向上须四段储层较发育，呈叠瓦状相互叠置，由3～10套储层组成，储层单层厚度一般1m～4m，薄者有0.5m，厚者可达8m；平面上，须四上亚段储层厚度在西北部莲69井附近是一个相对高值区，储层厚度达16m，该处向东自向南储层厚度逐渐变薄，中部以及东部储层厚度变化不大，在2m～6m之间，须四下亚段储层厚度存在4个高值点和1个低值点：高值点在西051-X1井处为28m，西32井处为24m，西13-1井处为24m，西021-2井处为22m,低值点在西65井处为2m，从整体上看，须四下亚段储层较上亚段储层发育。

充西须四段储层由于受沉积和成岩作用的影响，储层非均质性较强，局部储集体呈透镜状或长透镜状，产层不受最低圈闭线控制，如共兴场最低构造圈闭线为-2040m，而气层中部海拔西64井为-2080m、西56井为-2120m，皆在构造圈闭之外。同一局部构造圈闭，气井分布在构造高点，产水井分布在构造海拔较低的位置。气藏分布以背斜构造为背景，同时受储层分布制约，因此整个气藏属构造-岩性复合气藏；从凝析油含量看，西20井、西56井凝析油含量分别为93.3g/m3、68.8g/m3，为低含凝析油的气藏；气井折算至气藏中部(-2070m)的压力系数在1.67～1.79之间，为高压气藏，充西须四气藏为低含凝析油的构造-岩性高压凝析气藏。另外，充西气田须四段砂体叠合程度较高，储层段在横向上分布具有一定的连续性，各井产出油、气、水性质一致，折算地层压力比较接近，因此，气藏具有统一的压力系统。目前尚未监测到井间连通，气藏的气水关系相当复杂，无法找到一个统一的气水界面。

气藏开发过程中，各气井产水特征差异大：①产水少日产气量较低但稳产时间较长的西51井位于共兴场高点附近，钻井过程中无井漏、电测井无声波跳跃等裂缝显示特征，于1987年4月投产时，日产水0.3m3左右，并在一年半的时间内下降为零，无水采气期从1989年1月持续到1998年12月，长达10年，从1999年1月开始，比较连续的产少量水，日产水不超过0.3m3，水气比低且稳定，从2008年开始，又基本不产水，目前累产气5534×104m3，累产水仅381m3；②西56井测试时气产量很高，且不产水，但投产后产水量居高不下，该井是在没有酸化、没有射孔的情况下测试的，测试井段厚23.3m，测试产气14.0979×104m3/d，不产水，2003年8月23日～2003年9月7日第一次开井，日产气2.0×104m3～3.0×104m3，日产水不足5m3，关井5天后，2003年9月12日～2003年9月17日第二次开井，水产量开井即为37m3，不产油，接下来两三天上升至49m3、55m3，见水突然，水产量大，2003年10月30日～2003年11月20日第三次开井，水产量由不足10m3骤然变为30m3，此后十多天水产量一直在30m3～40m3，对气、油产量造成不利影响；③西20井测试时产水量高，但经过排水采气后，产水量逐步下降，产气量和产油量逐步上升达到稳定，该井于2003年8月10日试生产，初期用5.9mm日开12小时，到8月24日，日产气0.7×104m3↑1.5×104m3，日产水200m3左右，之后用5.0mm、针阀1/4圈、1/6圈连开生产，Pwf33.45 MPa～37.19MPa,日产气2.0×104m3↑6.0×104m3，日产凝析油1.5 t↑5.0t，日产水降至96m3左右，2004年8月，日产水进一步降至24m3，之后产水量逐渐上升至2006年8月的100m3左右，2006年8月用针阀4.5/10圈连开，开井套压13.6MPa，开井油压13.6MPa，流压26.82MPa，日产气4.2×104m3左右，日产水98m3～100m3，之后产量一直较稳定，目前累产气1.1×108m3，累产水23.2×104m3；④此外西56井、西62井、西68井等井，目前地层压力均大于20MPa，但由于产水量大，在不确定气水分布关系及水体大小的情况下，无法组织生产,目前处于关井状态，抑制了气藏的规模效益开发，气藏采出程度仅2.8%，剩余地质储量为86.21×108m3，存在较大的潜力，因此有必要开展气水分布规律研究。

2 流体性质特征描述

据充西18口井须四段的65个气样分析统计表明，各井产出的天然气性质一致，相对密度0.6219～0.7136，平均0.6469；甲烷含量82.33%～90.30%，平均88.12%；重烃含量8.357%～15.15%，平均10.324%，天然气气质较好，主要表现为轻烃含量较高，且不含硫化氢。据15口井28个水样分析统计表明，各井产出地层水性质一致，水型为CaCl2型，PH值一般为2.77～6.57，Cl-含量为58263 mg/L～126881mg/L，相对密度在1.060～1.177之间，总矿化度区间值96.63mg/L～206.29mg/L，平均144.04mg/L。

原苏联地球化学家苏林据氯钠比等特征系数提出地下水的水型分类，并提出烃类聚集与水型关系的密切程度序列为：氯化钙型 〉重碳酸钠型 〉氯化镁型 〉硫酸钠型。按苏林分类，充西地区须四段地下水水型为高矿化度氯化钙型，表明地层水分布于区域水动力相对阻滞区，在纵向水文地质剖面上具深层交替停滞状态特征，处于还原环境，反映储层封闭条件良好，对油气聚集成藏有利[1]。充西须四段地层水矿化度较高，为96.63mg/L ～206.69 mg/L，地层水中Na+、K+、Ca2+、Mg2+等阳离子含量差异悬殊，阳离子中以碱金属离子Na+、Ca2+占绝对优势，主要是由于须四段富集天然气，改变了地层的水文地球化学环境，有利于Na+离子或钠盐富集，并为溶解度较低的Ca2+、Mg2+盐沉淀创造了有利条件。地层水中Cl-含量在58263 mg/L ～126881mg/L，占阴离子总量的99%以上，地层水矿化度与Cl-含量的相关性很好，表明地层水中的Cl-严格控制总离子量，Cl-和矿化度几乎同步等速变化。综合分析认为充西须四段地层水具有如下特征：①地下水中Na+、Cl-在水中占绝对优势，具有向组分端元集中的分异特点，水型为CaCl2型；②地层水矿化度大，具有沉积水经漫长水岩作用、深循环、深度浓缩的特征；③须四段为封闭、还原的水文地球化学环境，有利于天然气聚集成藏与保存。

表1 充西气田须四段地层水化学组分表

3 气水层识别

本次研究主要以测井资料、测试资料以及开发动态资料为基础，归纳总结出气水层常规测井响应特征，使用声波时差与电阻率图版法进行气水层识别研究[3]，并利用多元统计判别法建立气水层定量识别模型，取得了良好的效果。

3.1 气水层常规测井相应特征

在9口试油井已知流体类型层段中，共提取出135个样本点，利用RT分别与其他测井曲线作交会图，其中RT与AC、RT与DEN、RT与CNL、RT与孔隙度和RT与含水饱和度效果较好，基本可以区分气层、气水同层和水层。气层一般是指在试油时不见水或在生产初期产少量水之后产纯气的储层，其测井响应特征为：自然伽马GR一般小于70API，声波时差AC一般大于62μs/ft，补偿中子CNL一般在5p.u～7p.u，电阻率值RT相对较高，一般大于10Ω·m之间，双侧向之间为“正差异”或差异不明显；气水同层一般是指试油时既产气又产水，生产时始终保持气水同出的储层，其测井响应特征为：自然伽马一般在60API左右，声波时差AC较大，一般大于65μs/ft，电阻率RT较小，一般在8Ω·m～10Ω·m之间，双侧向多出现“负异常”或差异不明显；水层一般是指试油产纯水或在生产后产纯水的储层，其测井响应特征为：自然伽马一般大于65API；声波时差较大，一般大于60μs/ft，补偿中子CNL较大，一般大于10p.u，电阻率RT较低，一般小于9Ω·m，双侧向呈正、负异常或差异不明显(图2)。

图2 西64井须四段气层常规测井响应特征

3.2 气水层定量识别

本次研究采用逐步判别分析方法对气水层进行识别，该方法根据有进有出的原理,即每一步都通过检验把判别能力较强的参数引入判别式中,及时将判别能力最差的参数剔除，在一个给定的置信度内,使得判别的组与组之间的均值较大,组内的离差平方和最小,即满足所要划分的组与组之间的差异最明显,组内的差异最小[5]。本次研究共选出了须四段试油井段中的气层(52个样本点)、气水同层(4个样本点)、水层(10个样本点)作为气水识别模型的标准样本，将其中44个样本点作为模型样本，其余的22个样本点作为检验模型效果样本。以声波时差AC、深侧向电阻率对数值LGRT、孔隙度POR、含气饱和度Sg和双孔隙度差ΔΦ值5个参数作为变量，通过归一化处理将各种测井参数值都校正到[0,1]区间上来。通过运用SPSS统计计算软件对选择的44个样本点建立了气水层判别分析模型，得到了气层、气水同层、水层的定量判别方程如下：

气层=-142.276+1.147AC-6.434LGRT+15.799POR+3.266Sg-24.313ΔΦ

气水同层=-119.509+1.271AC+9.245LGRT+15.817POR+2.134Sg-22.06ΔΦ

水层=-140.479+1.294AC+24.927LGRT+19.365POR+1.698Sg-24.346ΔΦ

用所建立的判别模型对44个样本进行回判，44个样本中有41个判断正确，正确率93.18%，判别模型具有较高可靠性。利用已建模型分别对未参加建模的22个试油段储层进行判识以检验模型的实际应用效果，在22个校验样本中，仅有3个样本点预测有误，主要是气水同层被判识成水层和水层被判识成气水同层。通过模型的检验证明SPSS统计判别模型实际应用效果较好，具有一定的可信度，可应用于充西须四段气藏各储层段的流体类型识别。利用所建立的多元判别模型分别对本区28口井112个井段(不包含样本点)进行了预测，共预测出气层18个、气水同层59个、水层35个，并建立了气水层识别综合图(图3)及气水关系联井剖面图(图6)，为后续气水界面及气水分布规律研究奠定了基础。

图3 西20井气水层识别综合成果图

4 气水分布规律

在充西地区上三叠统须四段地层水化学特征研究基础上，通过测井解释技术对研究区内单井气水层做了判识，并建立了气水层识别综合图及气水关系联井剖面图，结合研究层段的沉积相、砂体延伸、气水层判识结果及须四测试段与所产流体关系的分析，气水总体分布特点主要有以下几个方面：

(1)气藏气水分界面基本位于-2190m附近，但无统一的气水界面。通过对充西构造须四气藏须四段测试段与所产流体关系的分析：①位于构造较高部位(-2150m以上)西56井、西12井、西51井、西13井测试时不产水，生产过程中仅产少量束缚水或凝析水；②位于构造低部位的西49井，虽然测试时整段产水，但在钻井过程中，-2172.93m～2174.93m有气侵现象，而在-2194.93m～-2196.93m才发现有盐水侵现象，说明气水界面可能界于-2174.93m～-2194.93m之间；③西57井为裸眼完井，储层分布在-2154m～-2256m这一井段，测试结果油、气、水均有产出，说明该井钻过了气水界面。④西20井的生产测井资料表明，-2184.29m～-2188.09m为该井的主产层段，产气57133×104m3/d，产水34.3m3/d，主要因为该井位于断层末梢，裂缝较发育。因此，气藏气水界面基本位于-2190m附近。

川中古隆中斜平缓构造区构造总体平缓，地层倾角为1°～5°，气、水分异不彻底，充西须四段储层为低孔、低渗非常规储层，储层非均质性较强，孔喉分布频带较宽，存在多级别的孔隙喉道，在气柱不足以克服所有级别喉道的毛管阻力时(图4)，孔隙水被挤出的程度不同，因此最终形成的气水界面不是一个严格的理想分界面，只存在含水饱和度向上逐渐降低的趋势，即在纯气和纯水之间存在气水混相过渡带。储层物性、孔喉结构和气水密度差决定过渡带的厚度，而过渡带是气水分异的必经过程，如果圈闭的有效高度小于过渡带的厚度，则该圈闭不可能形成纯气部分。充西区块具有构造圈闭面积小，隆起幅度低的特征，稍具规模的构造有共兴潜伏构造、多扶南潜伏构造，相应的闭合度为51m、83m，共兴场潜伏构造Ⅰ+Ⅱ类和Ⅰ类储层有纯气藏分布，多扶南构造Ⅰ+Ⅱ类、Ⅰ类、Ⅲ+Ⅱ类储层有纯气藏分布，其它圈闭即使Ⅰ类储层位于构造顶部仍然气水同产，完全位于气水过渡带。

图4 储层物性与气水分布的关系图

(2)纵向上气水分异较明显，表现为上气下水特征；平面上存在以边水为主、局部水体为辅的多个水区(图5)。充西须四段气水关系受构造和岩性双重控制，同一局部构造圈闭内，在一定连通储渗空间内，气、水分异遵从重力分异定律，气、水分布受构造海拔高低的控制，地层水下沉聚于构造低部位，而天然气则在构造高部位聚集成藏，高部位产气、低部位产水，纵向上在局部范围内形成气水分布关系相对简单的上气下水的常规气藏。如西51井位于相对高部位，测试时不产水，生产中产少许水，自1987年投产至2011年7月，已累产天然气5502×104m3,累产水仅381m3,水气比为0.08m3/104m3；西49-1井位于相对低部位，产纯水。平面上，根据测试、生产情况和气水联井剖面图综合分析认为，气区主要分布在构造高点附近(多扶场南潜高Ⅱ西12井区、共兴场潜高西51井区、潆溪场潜高西58井区)，水区主要分布在断层及裂缝发育区。

(3)水区受断层、裂缝和储层展布等多因素影响，单井产水量大小受断层影响大。钻井中油气显示普遍，纵向跨度较大(表2)，油、气侵显示段分布于海拔-2200m以上，盐水侵显示的3口井(西49-1井、西65井、西35-1井)除西49-1井位于-2200m以下，其它两口井由于裂缝的纵向导通作用,盐水侵显示海拔位于-2100m以上，测试结果证实裂缝的纵向沟通作用可导致须四上段产水，如西65井位于西③号断层末梢，测井证实有裂缝存在，2条裂缝段的海拔分别为-2056.14m、-2060.79m,裂缝段位置较西51井测试段海拔还高，该井测试段气、水同产，产水量大，日产水量348.0m3。另一方面，西62井、西021-2井距离不到200米处，均有断层，但是气水分布却不相同，西62井试采日产气3.0×104m3，日产水2.0m3，而西021-2井测试结果为日产水167.4m3，

图5 充西须四气藏气水分布示意图

井号显示段级别显示段海拔(m)西12井西13-1井西20井西35-1井西49-1井西51井西56井西57井西58井西62井西64井西65井西67井 西68井西59井莲69井气侵-2067.54～-2069.54井涌-2088.54～-2092.19气侵-2111.11～-2113.81气侵-2184.09～-2186.09井涌-2250.09～-2254.09盐水侵-2063.42～-2065.42气侵-2172.93～-2174.93盐水侵-2204.93～-2206.93气侵-2060.18～-2067.38井涌-2122.76～-2124.46井涌-2169～-2169.6井漏-2195～-2197.4气侵-2005.46～-2009.66无后效气侵-2067.42～-2069.42气侵-2059.34井漏-2062.39盐水侵-2077.74～-2082.74井漏-2004.02裂缝段-2060.02～-2062.02气测异常气侵-2271.91～-2279.91后效气侵-2232.96～-2234.96

差异明显。图6为西051-X2井-西65井-西74井-西021-2井-西58井气水关系联井剖面，此气水分布剖面位于工区东部，走向为北西—南东，其中西051-X2井为气层，西65井为气水同层，西74井为气水同层，西021-2井为水层，西58井为气层。在该剖面上可见2条断层，分别靠近西65井、西021-2井，距离不到200m，西④断层对西021-2井影响较大，西021-2井储层发育，主要在须四下亚段，由于断层使得处于构造低点，从而形成水层；西③断层对西65井影响较大，该井位于断层末梢，测试日产水348.0m3。另外还有西20井、西72井、西57井、西65井等，均处在受控断层末端，因为断层末端的马尾效应造成裂缝发育，增加了储层的渗滤性，是造成产水量高的主要因素。更进一步说明断层、裂缝使气水关系变得异常复杂。

5 结论

(1) 充西须四气藏地层水型为CaCl2型，矿化度大，具有沉积水经漫长的水岩作用，深循环、深度浓缩的特征，为封闭、还原的水文地球化学环境，有利于天然气聚集成藏与保存。

(2) 通过对比多组判别结果与试采资料，运用多组判别模型总的符合率为93.18%，判别模型具有较高可靠性，可以利用该方法对须四段进行气水层识别。

(3) 气藏边水呈过渡带性质，无统一的气水界面，气水分布关系受构造以及岩性双重作用的影响，气水分异作用明显，局部范围呈上气下水特征。

(4) 区域不同或构造位置不同，气水分布规律有明显差异，由于断层、裂缝的导通作用致使气水关系变得复杂化，断层末端及背斜曲率比较大的部位，裂缝相对发育，气井产水量较高，构造高点附近为主要气区。

图6 西051-X2井-西65井-西74井-西021-2井-西58井气水关系联井剖面图

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