安岳气田高石梯区块下寒武统龙王庙组气藏开发潜力评价

凡田友 江 林 聂 权 赵文韬 伍 亚 耿 超 邹 翔 李 弢

中国石油西南油气田公司蜀南气矿

关键字 安岳气田 高石梯区块 龙王庙组气藏 沉积相 气水识别 开发潜力

0 引言

2012年9月，磨溪8井下寒武统龙王庙组测试获气190.68×104m3/d，发现了我国迄今为止探明最大的海相碳酸岩盐整装气藏——安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏。磨溪区块龙王庙组气藏发育厚达60 m的裂缝—孔洞型储层，横向连通性好，气藏主要受构造控制[1-5]。

2013年4月，高石6井龙王庙组测试获气104.7×104m3/d，发现了高石梯区块龙王庙组气藏。高石梯区块与磨溪主体区相邻，传统认为区内龙王庙组地质特征与磨溪主体区一致，储层连片发育，气藏主要受构造控制，除局部构造高点含气外，其他低部位为水。本文通过地层、沉积相、储层、流体识别等研究发现，高石梯区块龙王庙组储层发育较磨溪区块差，主要受沉积相控制，横向连续性差，在构造低部位的滩体仍然含气，有较大的勘探开发潜力。

1 地层及沉积相特征

1.1 地层特征

乐山—龙女寺古隆起自早寒武世已开始发育，龙王庙组建造于沧浪铺组碎屑岩陆棚或混积陆棚（缓坡）沉积的基础之上，受控于古地貌西高东低的格局，总体上表现西薄东厚的特征，为碳酸盐岩台地沉积[6]。根据岩性、电性、沉积旋回解释结果，将高石梯区块龙王庙组分为龙一段、龙二段两段（图1）高石梯区块龙王庙组地层总体厚度稳定，介于80～100 m，平均厚度93.8 m，地层厚度由东向西、由南向北有逐渐增厚的趋势（图2）。

图1 高石6井龙王庙组综合柱状图

图2 高石梯区块龙王庙组厚度平面分布图

1.2 沉积相特征

结合区域地质背景，通过岩心、测井等沉积相标志分析，将高石梯区块龙王庙组划分为4种亚相[7-9]、7种微相（表1），其中最有利的沉积亚相为颗粒滩亚相。颗粒滩沉积亚相在高石梯区块广泛发育，但分布相对分散，龙一段主要发育4个滩体（高石1井区、高石26井区、高石6井区、高石19井区），龙二段滩体分布范围总体较龙一段扩大、具有向东迁移的趋势（图3、图4）。

图3 高石梯区块龙王庙组一段沉积相图

图4 高石梯区块龙王庙组二段沉积相图

表1 高石梯区块龙王庙组沉积相划分表

2 储层特征

2.1 储集空间及储层类型

储集岩类主要为砂屑白云岩、残余砂屑白云岩和细—中晶白云岩等。储集空间包括孔隙、溶洞和裂缝（图5）。其中，孔隙主要为粒间溶孔、晶间溶孔，其次为晶间孔。溶蚀孔洞主要以中、小型溶蚀孔洞为主，取心统计洞密度为8.61个/m；取心段宏观裂缝总体不发育，薄片显示微裂缝较发育，成像测井解释裂缝密度为0.2条/m，以高角度缝为主。静动态研究证实，储层类型为裂缝—孔隙（洞）型。

2.2 储层分布特征

从储层平面分布图和沉积相图可以发现，二者叠合关系较好，高石梯区块龙王庙组储层发育受沉积相控制。实钻井显示颗粒滩亚相储层发育，滩间海亚相储层不发育，发育较为致密的岩层，地区间储层非均质性较强，储层累计厚度2.9～35.0 m（图6～图8）。横向上，储层主要发育在4个颗粒滩发育厚值区；纵向上，龙二段储层厚度大于龙一段，纵向叠置发育，以下主要研究龙二段储层。

3 流体分布特征

3.1 流体识别

由于区块龙王庙组储层非均质性较强，钻井过程中钻井液不同程度侵入地层，导致用电阻率绝对值判别储层流体性质的方法无法准确应用，经常出现气层电阻率低于水层电阻率的现象。针对这一问题，本文采用深浅双侧向电阻率比值与深侧向电阻率相结合的方法[10-20]，通过对区内龙王庙组已知流体性质的10口井的测井电性特征分析研究发现（表2，图9），气井流体性质与深浅侧向电阻率比值（RT/RXO）及深侧向电阻率（RT）具有很好的匹配关系：

图9 高石6井（左）、高石102井（右）气水识别图

表2 高石梯区块龙王庙组气藏气井双侧向电阻率参数统计表

1）RT大于2 000的储层为气层，小于100的储层为水层。

2）RT分布在100～2 000之间的储层，深浅侧向电阻率比值（RT/RXO）大于2的储层为气层，小于2的一般为水层。

3.2 连通性及气水分布

3.2.1 连通性分析

4个储层发育区之间不连通（连通性较差），依据有二：

1）从沉积相上看（图3、图4），4个储层发育区之间发育滩间海，实钻井证实滩间海储层欠发育（图6～图8），不具备连通的沉积相和储层基础；

图6 高石梯区块龙王庙组一段储层厚度平面分布图

图7 高石梯区块龙王庙组二段储层厚度平面分布图

图8 高石3—高石19井储层对比图

2）从测试成果（表3）可以看出，存在低海拔区产气（高石6井、高石102井）、高海拔区产水的现象（高石26井）。

表3 高石梯区块龙王庙组气藏测试成果统计表

储层发育区内部连通性较好，以高石6井区为例：1）高石6井与高石102井位于同一颗粒滩沉积亚相中，滩体内部储层发育，具备连通的基础；2）流体性质及原始地层压力一致（表4～表6）；3）两井生产存在干扰现象，高石6井生产，高石102井关井6个月连续监测井口压力下降0.23 MPa，如图10所示。

表4 高石6井、高石102井气分析数据统计表

表5 高石6井、高石102井水分析数据统计表

表6 高石6井、高石102井原始地层压力数据统计表

3.2.2 气水分布

结合储层分布特征，根据测试成果（表3）、测井流体识别、生产动态综合分析发现，高石梯区块龙王庙组气藏为构造—岩性复合圈闭气藏。龙二段4个储层发育区有着不同的气水界面：高石1井区整体不含水（测井解释、试油测试均无水）；高石6井区气水界面-4 242 m（高石102井的测井解释气水界面海拔）；高石19井区气水界面为-4 460 m（高石103井测井解释气水界面海拔）；高 石26井区整体含水（图10～图12）。

图10 高石102井连续监测井口压力变化曲线

图11 高石7—高石10井气藏剖面图

图12 高石梯区块龙王庙组气水关系平面分布图

4 开发潜力

根据沉积相、储层、流体分布特征的研究，总结高石梯区块龙王庙组气藏产能主控因素为：①相控储层：龙王庙储层主要分布在四个颗粒滩亚相发育区——高石1井区、高石6井区、高石19井区和高石26井区；②构造控流体：受构造岩性控制，每个井区拥有不同的气水界面，气水分布规律不尽相同。

基于产能主要控制因素，制定开发潜力区优选标准为：1）位于颗粒滩有利沉积相；2）储层厚度大于15 m；3）储能系数大于0.5；4）位于气水界面以上。依据此标准，优选出高石梯区块龙王庙组气藏的三个开发潜力有利区——高石1井有利区42.8 km2、高石6井有利区42.6 km2及高石19井有利区135.6 km2，三个开发潜力有利区的面积共计221.0 km2，估算储量达375×108m3（图13）。

图13 高石梯区块龙王庙组气藏龙二段有利区平面分布图

5 结论

1）高石梯区块龙王庙组地层纵向上划分为龙一和龙二两段，沉积相划分为4种亚相，颗粒滩亚相为最有利的沉积亚相，在高石梯区块广泛发育，分布相对分散，龙一段主要发育4个滩体（高石1井区、高石26井区、高石6井区、高石19井区），龙二段滩体分布范围总体较龙一段扩大，具有向东迁移的趋势。

2）储层主要受沉积相控制，纵向上主要发育在龙二段，横向连续性差，主要发育在4个颗粒滩发育厚值区，滩内连通性较好，滩体间连通性较差，在构造低部位的滩体仍然含气。

3）采用深浅双侧向电阻率比值与深侧向电阻率相结合的方法在高石梯区块龙王庙组应用效果较好，结合实钻和生产动态，得出高石梯区块龙王庙组气水分布特征：高石1井区整体不含水；高石6井区气水界面-4 242 m；高石19井区气水界面为-4 460 m；高石26井区整体含水。

4）通过总结产能主控因素，制定开发潜力区优选标准，优选出3个开发有利区，面积共计221 km2，估算储量达 375×108m3。