川中地区致密砂岩气藏气水分布模式及控制因素

川中地区致密砂岩气藏气水分布模式及控制因素

素家河群是四川盆地致密砂岩气藏开发的主要群，形成了许多湖泊潜在气藏的数量增长和产量可替代的气藏。截至2011年年底,四川盆地上三叠统须家河组的地质储量即已达1.2万亿m3(探明7000亿m3,控制+预测5000亿m3)。须家河组气藏遍布整个盆地,但以川中地区最为发育,该区集中了盆地内目前已发现储量的80%,相继在该区发现了八角场、广安以及合川潼南等数个大气田。川中地区位于四川盆地西侧的龙门山与东侧的华蓥山两个深大断裂之间的北东向带状区域,在区域构造上属于川中古隆中斜平缓构造带,整体构造平缓,断层不发育;沉积上为湖沼背景下的广覆式浅水三角洲,受多物源控制的众多小型辫状河道在横向上频繁叠置、长距离延伸,形成了须六、须四和须二段共3段广布的砂岩沉积,可识别出三角洲的三元结构,具有“大平原、小前缘”的沉积特征;储层普遍致密,总体物性较差,有效孔隙度3%~13%,基质渗透率0.001×10-3~0.2×10-3μm2。川中地区须家河组各气藏具有致密砂岩气藏的典型特征,储层物性条件差,气藏大面积含气,水体呈局部连续分布,没有统一的气水分界面,但该区各气藏与典型致密砂岩气藏存在一个显著的差异,即该区各气藏储层中可动水饱和度普遍较高。这一差异导致该区各气藏气井在压裂改造后,普遍出水,产量递减快,稳产条件差,自然产能低,井筒积液严重。针对如此情况,需要对川中地区须家河组致密砂岩气藏的气水分布规律有一个清晰的认识,以便在后续开发中寻找富气区,避开富水区,提高各气藏的整体动用程度。因此笔者选取广安须六、广安须四以及合川须二3个典型气藏为主要对象来分析川中地区须家河组致密砂岩气藏的气水分布规律。1地震资料描述及气水分布特征根据川中地区须家河组各致密砂岩气藏气井的产层测井解释,共解释出气层、低产气层、气水同层以及水层4种主要类型的产层,并在产层测井解释结果的基础上,结合三维地震预测,作气水分布剖面图和平面图,从剖面和平面两个角度分别描述该区各致密砂岩气藏的气水分布特征。1.1气水剖面分布特征在气水分布剖面图中,该区各致密砂岩气藏的气水分布主要呈现以下几个方面的特征。(1)储层物性较好的构造起伏部位在以广安须六气藏为代表的须家河组气藏中,构造起伏性较好,构造闭合度发育。在这些构造起伏部位,储层物性相对较好,气层呈厚层状发育,且气层在横向上的连续性和连通性均较好。在整个以构造闭合度发育为特征的气藏中,气水在其中的分异性普遍较为彻底,气水分界线较为显著(图1-a)。(2)造闭合度不发育在以广安须四气藏为代表的须家河组气藏中,整体上构造比较平缓,构造闭合度不发育。在这些气藏中,储层普遍致密,气、水层在横向上的连续性和连通性普遍较差。该类气藏的气水分布具有致密砂岩气藏的一般分布特征,气水混杂分布现象严重,气水倒置现象普遍(图1-b)。(3)储层分布的裂缝发育在以合川须二气藏为代表的须家河组气藏中,整体上构造平缓,构造闭合度不发育,裂缝在其中大量发育。在这类气藏中,储层普遍致密,气、水层在横向上的连续性和连通性较差,呈孤立状分布。该类气藏的气水分布普遍具有气水混杂分布的现象,但在裂缝发育部位,气水分异比较彻底,是典型的气层发育区(图1-c)。1.2储层“甜点区”发育根据气水分布平面图,将川中地区须家河组各致密砂岩气藏的气水平面分布特征可归结为以下几个方面:(1)构造带发育区分布富气区构造带发育区(如广安须六A区)内发育小幅度的构造圈闭,气水在其中具有一定的分异空间;储层发育,物性条件好。该区在平面上主要发育富气区,富气区内气水分异彻底,气水边界明显(图2-a)。该区气井基本上不产水或少量产水,成为各致密砂岩气藏的“甜点区”。(2)低渗带发育区气水混杂分布低渗带发育区(如广安须六B区、广安须四以及合川须二大部)内整体构造平缓,不具备气水分异条件;储层不发育,且普遍致密。该区在平面上发育次富气区和富水区,无明显的气水分界面,具有气水过渡带的特征,但次富气区和富水区的发育又以储层物性条件的优劣为前提,储层物性好的区域以发育富水区为主;储层物性条件差的区域则以发育次富气区为主(图2-a,b,c)。该区气井以产气量低、产水量高为主要特征,需要采取相应的工艺措施来提高产气量、降低出水量。(3)裂缝带发育区分布富气区裂缝带发育区(如合川须二气藏)内整体构造平缓,储层致密,次富气区和富水区混杂分布,但因储层中裂缝的大量发育降低了气水分异对构造闭合度的要求,提高了该区的气水分异程度,在不具备气水分异条件的区域大量发育富气区,形成另一种“甜点区”(图2-c)。该区气井因裂缝而形成了高效的渗流通道,普遍以高产气量为特征。2致密砂岩气藏气水分布的模式以川中地区须家河组各致密砂岩气藏的气水分布特征为基础,并结合各气藏的构造发育特征、储层发育特征和生产动态特征,总结出了以下3种符合该区各致密砂岩气藏气水分布的模式:2.1富气区油气气水管理构造带气水分布模式常见于构造闭合度大、储层条件好的区域。在该模式下的致密砂岩气藏中气水分异程度高,具有明显的气水分界线,平面上主要发育富气区;构造成为控制该区域气水分布的主要因素;储层厚度及物性条件好,排驱压力低,利于成藏过程中的气水排替(图3-a)。该模式下气井生产情况差异显著,如处于富气区的广安002-25井自投产后,日均产气量15.59万m3/d,不产水或产少量水;而处于富气区以外的广安002-43井自投产后,日均产气量0.53万m3/d,日均产水量13.2m3/d,气井严重出水。2.2储层物性特征低渗带气水分布模式常见于构造低缓、储层致密的区域,在该区致密砂岩气藏中分布普遍。该模式下的致密砂岩气藏气水混杂分布,整体表现为气水过渡带,次富气区和富水区交互分布;储层物性成为控制该区域气水分布的主要因素,储层物性好的区域富集水体,储层物性差的区域致密含气(图3-b)。该模式下气井生产情况整体较差,如位于次富气区的广安128井日均产气量1.29万m3/d,日均产水量4.28m3/d,为低产气井;而处于富水区的广安126井和广安127井则因产水量较大导致关井。2.3不同裂缝发育井裂缝带气水分布模式常见于构造低缓、储层致密但储层内裂缝发育的区域。该模式下的致密砂岩气藏的气水分异在裂缝区较好,在其他致密区则无分异,平面上裂缝区为富气区,非裂缝区为次富气区与富水区交互分布(图3-c);裂缝成为控制该区致密砂岩气藏气水分布的主要因素,且对后续的气井生产贡献较大,裂缝发育井具有极高的产气量。该模式下气井生产情况差异显著,如裂缝区的合川001-5井日均产气11.99万m3/d,不产水,为典型的高产气井;而处于致密区的合川001-10-X1井日均产气1.73万m3/d,日均产水7.10m3/d,水气比较高。3致密砂岩气藏气水分布的控制因素对于川中地区须家河组致密砂岩气藏特殊的气水分布特征,在综合地质资料、分析化验资料以及气水分布模式抽象分析的基础上,总结出了以下4个方面控制该区致密砂岩气藏气水分布的主要因素。3.1地震充注岩石储层川中地区须家河组致密砂岩气藏下伏的煤系地层为其单一的气源岩,但气源岩的生烃强度偏弱(生烃强度在5~20亿m3/km2)、各气藏的充注程度普遍不高是造成该区各致密砂岩气藏的气水分布整体呈现出气水过渡带的特征、富气区仅集中在局部构造高点、水体在各致密砂岩气藏中大规模滞留的重要原因。须家河组自下而上可划分为须一段至须六段,须二、须四和须六段发育致密砂岩储层,厚度在10~30m范围内,须一、须三和须五段为煤系地层。根据地球化学分析结果,须家河组各气藏均由其下伏煤层单独充注而成,即须二气藏由须一煤层充注,须四气藏由须三煤层充注,须六气藏由须五煤层充注。但须家河组各气藏因下伏煤系地层发育规模的不同而导致其充注程度各异:须五段平均厚度在120m以上,须三段厚度在50~80m范围内,须一段厚度较薄,且存在缺失,因此,须六气藏因须五厚度最大而充满度相对较好,达56%~61%;须四气藏因须三厚度相对较薄而产水较大,而须一煤层厚度最薄,且在很多地方缺失,故须二段气藏分布区域有限,仅在须一段发育区域才有分布,须二和须四气藏整体上充满度仅为30%左右。3.2储层及致密砂岩气藏构造闭合度在川中地区须家河组各致密砂岩气藏的气水分布特征中,构造带发育区构造起伏度大,其中的构造圈闭中饱含气,与周围缺乏气水分异的次富气区和富水区相比,是该区各致密砂岩气藏典型的“甜点区”。构造带发育区的构造闭合高度在成藏过程中提供气水分异空间,在储层普遍致密、整体构造平缓、气源供应不足的背景下,成为天然气优先聚集的区域,使得构造带成为控制该区致密砂岩气藏气水分布的重要因素。纯气顶的形成与构造闭合高度及储层条件有重要关系,储层孔喉条件越差,则毛细管力越大,水在孔喉中上升得越高,即气水过渡带越高,从而形成气顶所需要的构造闭合高度就越大;储层物性越好,则形成气顶所需的构造闭合度就越小,即气水彻底分异所需的构造闭合高度与储层物性呈反相关关系。根据该区各致密砂岩气藏的统计结果,当孔隙度>10%时,气水彻底分异所需的构造闭合高度>105m;当孔隙度为8%~10%时,所需的构造闭合高度>280m;当孔隙度为6%~8%时,所需的构造闭合高度>400m(图4)。在该区各致密砂岩气藏中,广安气田须六气藏A区顶部的构造闭合高度为344m,储层孔隙度平均在12%以上,因此该部位气水分异彻底,而其余各气藏则构造普遍平缓,储层物性条件差,整体呈现气水过渡带的特征。3.3须家河组储层致密化程度低前人研究认为,孔喉大小是控制气体上浮的关键因素,高渗砂体中的大孔喉允许气体快速通过,浮力成为该孔喉背景下气泡受到的主要作用力,致密砂岩储层小孔喉中的连续水相能有效阻止气体的向上运移,毛细管力成为该孔喉背景下气泡受到的主要作用力。因此,对于川中地区须家河组各致密气藏来说,除了气源岩充注程度不高外,砂岩储层致密也是各气藏含水饱和度高、整体处于气水过渡带的重要原因。川中地区须家河组致密砂岩储层主要发育长石岩屑砂岩、岩屑砂岩,其原生孔隙在成岩作用中几乎被破坏殆尽,储层中的孔隙类型仅以残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔为主,3种孔隙类型占总孔隙的70%以上;孔径较小,喉道宽0.1~1μm,呈交叉状、树枝状分布,喉道内径细窄(图5-a)。因须家河组气藏的生气排烃期与砂岩致密期存在部分重合(生气排烃期介于印支中晚期-燕山晚期,砂岩储层致密期处于燕山运动中晚期),须家河组气藏充注初期,砂岩储层致密化程度低,充注气泡主要受浮力的作用,易在有利的构造闭合中聚集成藏。随着储层致密化的加剧,充注气泡主要受毛细管力作用,天然气在充注压力下,克服毛细管力,在致密储层中以脉冲式沿优势带指状突进,形成了气水混杂分布的气水过渡带(图5-b,c,d)。3.4储层裂缝成因分析在川中地区须家河组各致密砂岩气藏整体构造平缓、构造闭合度不发育、气水分异程度差的背景下,致密储层中裂缝的发育为气水排烃提供了渗流通道,降低了气水分异对构造闭合度的要求,在不具备气水分异条件的区域,大量发育富气区,形成了另一种“甜点区”。根据裂缝成因分析,该区须家河组致密砂岩储层主要发育2期裂缝,这2期裂缝均在各气藏的形成和调整过程中发挥了渗流通道的作用:第一期为形成于燕山运动晚期的张裂缝,在须家河组气藏成藏过程中,因改善了致密砂岩储层的渗流通道,利于气驱水过程的进行,在裂缝发育的上倾端砂体中形成了较好的气水分异;第二期为形成于喜山运动时期的剪切缝,极大地改善了砂岩储层的渗透性,使成藏后极度致密的气藏发生了活化,恢复了渗流能力,使其具备了商业开采价值。4致密砂岩气藏气水分布及储层精细控制模式(1)川中地区须家河组致密砂岩气藏的气水分布在剖面上