川中磨溪气田嘉二气藏气水分布特征及控制因素

杨 成，梁 锋，赵异华，李俊良

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059；2.中国石油西南油气田分公司 川中油气矿，四川 遂宁629000）

20世纪80年代中后期对川中－川南过渡带下三叠统嘉陵江组第二段（简称“嘉二”）气藏进行了评价性勘探，主要集中在磨溪构造，部署了以嘉二段为目的层的探井共9口，钻探获得良好的油气显示和试油成果。但在1986年磨9井钻遇雷一1段，发现良好油气显示，测试获得高产工业气流后，开发重点转入雷一1段，暂缓对嘉二气藏开发。随着勘探开发技术的进步，2003年至今以嘉二段为目的层的钻井，很多井测试获得了高产，展示出磨溪气田嘉二气藏很好的勘探开发潜力。实践证实川中磨溪气田嘉二气藏多数井具有一定的稳产能力、天然气低含硫、单井储量控制相对较高、气井水气比长期稳定等优点。但是随着勘探开发的进一步深入，发现嘉二气藏气水关系复杂，难以精确把握。所以，揭示本区气水分布特征，明确气水分布控制因素与成因机理，可为目前和今后合理高效开发利用磨溪气田嘉二气藏提供科学依据［1，2］。

磨溪构造嘉二段构造形态较简单，为一短轴背斜，轴向近北东，东南翼较西北翼陡，向西逐渐倾没。背斜长轴34.02km，短轴约10.19km，长短轴之比为3.34∶1。背斜主高点位于邓家湾附近，高点的海拔高度为－2.75km。最低圈闭线的海拔高度为－2.86km，闭合度110m，闭合面积280km2。该构造上发育2个高点：一是位于构造中部的邓家湾主高点，二是西边的步春沟次高点（海拔高度为－2.785km）。构造东南翼较简单，西北翼褶皱较强，发育有北西向和北东向2组小型鼻突以及2条小型逆断层（图1）。

根据沉积旋回、岩性、电性特征，参考前人研究成果，磨溪气田嘉二段区域地层可以分为3个亚段：嘉二1，嘉二2，嘉二3。其中嘉二2又分为A、B、C小层，各层段在横向上具有良好的追踪对比性。

1 储集层特征

1.1 岩性特征

工区内嘉二段岩性主要分为两大类：一类为盆内沉积的碳酸盐岩及膏岩，另一类为陆源沉积的碎屑岩。通过对岩心及薄片观察鉴定（图2），膏岩及碳酸盐岩是研究区内主要的岩石类型，其中碳酸盐岩可细分为粉晶—泥粉晶—泥晶云岩、砂屑云岩、灰质云岩及颗粒灰岩等。由于碳酸盐岩的非均质性很强，所以并不是本区所有岩类都可以成为储集岩，只有先期沉积环境有利于岩石孔喉保存，且后期构造地质作用产生微裂缝提高储渗能力的岩类才可能成为储集岩。嘉二2B的粉晶云岩和嘉二2A的颗粒灰岩孔渗性较好，可作为储集岩。嘉二3的砂屑云岩经历了胶结、沉积充填等破坏性成岩作用，不能作为储集岩，更不能作为储层［3，4］。

图1 磨溪气田嘉二2顶界地震反射构造图及地层柱状图Fig.1 Seismic reflection structural map of Member Jia-22 and geologic column in the Moxi gas field

图2 磨溪气田嘉二段不同岩性的孔渗分布直方图Fig.2 The porosity and permeability of different lithology in the Moxi gas field

1.2 孔隙特征

磨溪气藏嘉二段储层的储渗空间包括孔隙和裂缝两大类。由于成岩作用的影响，尤其是大气淡水溶蚀和白云石化的频繁发生使嘉二储层以次生孔隙为主，孔隙类型多样，主要有晶间孔、晶间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、粒间残留孔、粒间溶孔等（图3，图4）。构造缝是主要的裂缝类型。其中嘉二2B段晶间孔和晶间溶孔发育，孔喉较大，连通性好，其储集性能较好。相对在嘉二1亚段主要发育粒内溶孔和少量的残余粒间孔，但有膏质胶结，连通性变差［5－7］。

1.3 物性特征

图3 磨溪气田嘉二段储集空间类型分布饼状图Fig.3 Different types of reservoir space of Member Jia-2in the Moxi gas field

一般的碳酸盐岩储层物性评价标准主要是根据孔隙度的大小（3%，6%，12%）进行评价；但是在储层系数相差不大的情况下，孔隙结构的不同，产能差异很大。根据磨溪气田嘉二段20口井储层岩心样品资料的统计分析表明，嘉二段总体表现为低孔低渗特征。孔隙度平均为7.89%，最大为26.5%，孔隙度值多集中在3%～6%之间；＞12%的孔隙度仅有8%左右，总体属于低孔储层。渗透率的变化范围很大，岩心的渗透率主要分布在＜0.1×10－3μm2，而渗透率＞0.1×10－3μm2的样品占总样品数的比例不到10%。

综上，嘉二段的主要储集岩类是泥粉晶云岩、鲕粒灰岩、粉晶云岩和砂屑云岩；白云岩的粒间溶孔、晶间孔及晶内溶孔为主要的储集空间，总体上属低孔低渗储层范畴，高孔高渗层也占有少量比例。嘉二储层以嘉二2B层孔隙较发育，喉道较粗，孔喉配置较好，为最好的储层；其次为嘉二1、嘉二2C层和嘉二2A层；嘉二3储层质量最差，孔隙与喉道不发育，喉道被充填，渗流能力很差。正是由于嘉二段整体表现为低孔低渗储层特征，从而导致气水分异困难，气水分布复杂［8－10］。

2 气水分布特征

通过对嘉二段储层测井响应特征的分析，建立了储层测井解释模型，对本区38口井嘉二段进行测井数字处理，获得了泥质含量、孔隙度、渗透率、含水饱和度、储层厚度等关键性储层参数的解释成果。束缚水饱和度（Swi）的定义是油水过渡带上部产纯油或者纯气地层孔隙中水的饱和度；可动水饱和度（Swm）指在一定压差下岩石孔隙中可以流动的水的饱和度，可动水饱和度可由总的含水饱和度减去束缚水饱和度求出。参考上述概念，结合本区30口井的测井解释资料，建立可动水饱和度与孔隙度交汇图。如图6所示，以可动水饱和度为标准，将储层划分为3类，其中Swm＜40%定义为气层，Swm在40%～65%的定义为气水层，Swm＞65%的定义为水层。

图4 磨溪气田嘉二段孔隙类型显微照片Fig.4 The main types of pores of Member Jia-2in the microscopes

图5 磨溪气田嘉二段岩心孔渗特征Fig.5 Porosity and permeability characteristics of the cores in Member Jia-2

从产层来看，嘉二段以嘉二2产层厚度最大、物性最好，嘉二1次之，嘉二3产层厚度最小、物性最差，而嘉二2段物性以中部和下部最好。从产层连续性来看，嘉二2中上部和嘉二1段产层分布连续性最好，嘉二2顶底段不太稳定，而嘉二3连续性最差，只在个别井中可以见到。从测井解释来看，气层和气水层主要分布在嘉二2B及嘉二1段。大部分为气水同层，纯气层很少见。

图6 磨溪气田嘉二段可动水饱和度与孔隙度交汇图Fig.6 The relationship between the mobile water saturation and porosity of Member Jia-2

以本区嘉二段储集物性最好、横向连续最稳定的嘉二2中上部储层为例，结合气水产出状况，绘制其气水分布剖面图（图7、图8）。可以看出，在构造轴部位置，气井的日产气量与嘉二2B储层所处的高程密切相关，高产气井均处于局部构造的次高点位置（如磨5井、磨153井、磨160井）。因此，在磨溪构造的局部高点存在气顶，气顶主要以产气为主，但也有少量水产出。而在各次高点之间的局部“洼地”（储层发育层位较低），主产水（如磨158井、磨155井、磨005-2井，水产量很高）。从南北方向气水剖面示意图上（图8）可以看出，气水界面向构造陡带南翼倾斜，如构造南翼的磨14井，日产水1.2m3，日产气0.6×104m3；而海拔高度高出近60m、位于构造北翼的磨005-2井，日产水25.8m3，仅有微气产出。

3 气水分布主控因素

一个气藏内的气水分布特征是受多种因素影响和控制的，如构造形态、储集物性、烃源充注方向和强度、水动力条件等［11－14］。一般而言，气水分布有其基本的、一般的规律，也有其特殊情况，这是因为对于不同的气藏，其受控因素的侧重点存在差异。受现有资料条件的限制，本次分析从构造、物性和盖层3个方面着手，对造成这种复杂气水关系的原因作探索性研究［15］。

3.1 构造形态对气水分布的影响

综合分析本区钻探、试采结果，嘉二气藏气井普遍气水同产，没有发现纯气井，也没有纯水井，只是水气比存在差异（图9）。构造南翼的水气比（一般不超过10）普遍小于构造北翼（一般大于20）。构造南翼偏外围的磨206、磨207井水气比较高，推测是处于气水混合带的较低部位。构造轴部位置水气比差异较大，既有高产气井，又有高产水井，尤其是构造高部位、物性较好的磨154－磨156－磨158－磨深2－磨深149井区，气水关系显得尤为复杂。尽管在构造圈闭范围内的井（嘉二段底界海拔高度－2.9km之外）不都是气井，产气井的水气比分布与构造部位也没有明显的规律；但是，迄今为止在磨溪构造嘉二段底界最低圈闭线－2.9km之外还没有一口气井，且产气井及气水同产井主要还是沿构造轴部及高点分布。

图7 磨溪气田嘉二气藏东西方向气水分布剖面图Fig.7 Gas/water distribution profiles of east-west orientation in Member Jia-2

图8 磨溪气田嘉二气藏南北方向气水分布剖面图Fig.8 Gas/water distribution profiles of north-south orientation in Member Jia-2

图9 磨溪气田嘉二段水气比等值线图Fig.9 Water and gas ratio isograms in Member Jia-2

3.2 储集性能对气水分布的影响

将磨溪气田嘉二段42口井的试油资料与三维地震预测储层厚度、有效孔隙度等值线图进行叠合（图10，图11），可以发现高产气井主要分布在储层厚度大、孔隙度较高的区域，分布趋势受储集性能的控制。在异常高压的驱动下，天然气向优质储层中运聚。虽然后期的构造作用对气藏分布有一定程度改造，但天然气依然主要储集在优质储层中。

图10 磨溪气田嘉二2、嘉二1段三维地震预测储层厚度等值线图Fig.10 Predicted the reservoir thickness isograms by 3Dseismic in Member Jia-22 and Member Jia-21（据西南油气田分公司，2005）

图11 磨溪气田嘉二2、嘉二1段三维地震预测有效孔隙度等值线图Fig.11 Predicted the active porosity by 3Dseismic in Member Jia-22 and Member Jia-21（据西南油气田分公司，2005）

天然气向储层中运聚，需排驱储层中的地层水，但孔渗较差、连通性不好的储层中，地层水不能或不完全能被驱替。天然气排驱地层水主要依靠浮力，浮力大小主要受圈闭的闭合高度控制。事实上，气水分布态势由储层物性、圈闭闭合高度、气水密度差共同决定。分析排驱压力、实际地层水样化验结果等，得出完全排替地层水所需气柱高度（表1）。

步春沟潜高和邓家湾潜高的闭合高度分别是10m和68m。由表1可知，驱替地层水所需的气柱高度的最大值普遍高于圈闭的闭合高度，即储层中的水不能完全被天然气驱替，导致储层中气水分异不明显。且各井之间驱替地层水所需的气柱高度差别大，也证实了储层的物性较差，非均质性强，连通性不好。

表1 磨溪气田嘉二段储层物性参数及排替地层水需要的气柱高度Table 1 Reservoir physical parameters and the gas column height of the formation water displacement in Member Jia-2

3.3 盖层封闭性对气水分布的影响

嘉二段的膏岩，尤其是嘉二3段中上部厚度大、横向连续性好、岩性稳定、平面分布广，几乎覆盖整个工区。由图12可知，磨溪气田嘉二段膏岩累计厚度为6.52～56.11m，足以对嘉二气藏形成良好的封盖。

根据钻井、测试资料和地层对比分析，认为嘉二3亚段上部膏岩是工区嘉二气藏主要的区域盖层，嘉二1亚段顶部膏岩、嘉二2亚段顶部或上部膏岩和嘉二3亚段中上部膏岩充当工区嘉二气藏的直接盖层（或封隔层）。硬石膏致密且塑性、封闭性强，使嘉二中的各亚段形成各自独立的气水系统（图12）。

图12 磨16井－磨208井盖层与气水分布对比图Fig.12 Comparison of the capping formation distribution and gas/water distribution of Well Mo 16－Well Mo 208

4 结论

磨溪气田嘉二气藏气水关系较复杂，主要表现为气水同产特征，只是水气比存在差异，存在构造高部位产水、低部位产气的情况。但气水分布及其分异程度仍具有一定的分区性：在构造南翼，由于构造较陡、天然气运移距离短，有利于天然气的充注和气水分异作用的进行，在气藏开发中表现为或以产气为主，或以产水为主，有一个较清楚的气水界面；构造北翼受天然气充注强度不够且构造较缓的影响，普遍表现出较高的产水量；而构造轴部的气水分布主要与储集物性和储层发育部位的高低相关，天然气优先向物性较好的构造高部位聚集。

综合构造、圈闭类型、储层、天然气运移特征等研究成果，认为磨溪气田嘉二气藏气水分布态势主要受储层物性控制与现今构造形态的影响，盖层封闭性起辅助作用。

在写作过程中，作者得到西南油气田分公司川中油气矿领导和专家的帮助，在此深表感谢。作者还特别感谢杨朋在研究工作中做的努力和贡献。

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