中壩氣田須二氣藏致密砂巖儲層特征及開發(fā)潛力再認識

張本健，王興志，張楚越，王旭麗，桑 琴

（1.西南石油大學地球科學與技術(shù)學院，四川成都610500；2.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川江油621709）

四川、鄂爾多斯多年的勘探開發(fā)證明致密砂巖蘊藏著豐富的油氣資源，這些氣田與常規(guī)油氣田存在較大的差異[1-2]。為了最大程度動用這些氣田，進一步深化儲層地質(zhì)特征研究，搞清剩余儲量分布狀況，是實現(xiàn)氣藏深度有效開發(fā)的關(guān)鍵。四川盆地川西坳陷的油氣勘探始于20世紀40年代，在上三疊統(tǒng)須家河組先后發(fā)現(xiàn)了中壩、新場、大邑等多個大中型氣田[3-6]。

中壩氣田須二段儲層普遍發(fā)育，屬于典型的致密砂巖儲層[7-9]。氣藏自1973年8月投入開采，2011年計算地質(zhì)探明儲量100.00×108m3，截至2017年12月底，累計采氣量101.08×108m3，累計產(chǎn)凝析油22.4×104t，累計產(chǎn)地層水275.35×104m3。原計算地質(zhì)探明儲量明顯偏小，不符合氣藏生產(chǎn)實際情況。本次通過多種方法，結(jié)合各種靜、動態(tài)資料進行下限值研究，研究區(qū)有效孔隙度下限由原來的5%變更為4.8%。同時，根據(jù)巖心、測井、壓汞、物性等資料以及參考前人研究結(jié)果，將儲層劃分為4類。以此為基礎進行儲量復算，復算后天然氣探明地質(zhì)儲量為160.1×108m3，說明氣藏仍具較大開發(fā)潛力及穩(wěn)產(chǎn)空間。

1 地質(zhì)背景

中壩氣田區(qū)域構(gòu)造上位于四川盆地西北部龍門山前緣斷褶構(gòu)造帶（圖1），西鄰龍門山推覆帶，東接梓潼坳陷，北端與海棠鋪構(gòu)造連成一個構(gòu)造帶，為一受斷層控制的潛伏背斜。區(qū)域地質(zhì)研究表明，川西坳陷北部構(gòu)造變形較弱，從西向東依次發(fā)育龍門山前緣構(gòu)造帶、梓潼凹陷以及綿陽—蒼溪低幅斷褶帶，總體構(gòu)造面貌表現(xiàn)為“兩隆夾一凹”的構(gòu)造格局。中壩氣田位于向斜西側(cè)，靠近龍門山山前帶，地層傾角較陡。

圖1 川西地區(qū)構(gòu)造分區(qū)Fig.1 Tectonic zoning of western Sichuan

2 儲層特征

中壩氣田須二段主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞相和部分前辮狀河三角洲亞相沉積，包括水下分流河道、河口壩、遠砂壩、席狀砂以及分流間彎5種微相。通過對沉積微相進行連井剖面以及平面展布特征研究，水下分流河道和河口壩微相在研究區(qū)廣泛分布，橫向上分布亦較穩(wěn)定，既是有利相帶，也是本區(qū)主要的沉積微相，儲層厚值區(qū)（中壩9井、46井等）、工區(qū)無阻流量在100×104m3/d以上的井（中壩4井、34井等）都位于河口壩或水下分流河道微相內(nèi)。

2.1 儲層巖性及電性

大致以中壩51井為界，巖性從北往南有粒度變細的趨勢（圖2）。但中壩氣田須二段巖性主要是巖屑長石石英砂巖、巖屑石英砂巖、長石石英砂巖、巖屑砂巖、長石巖屑砂巖等。其中氣層在測井曲線上表現(xiàn)出以下特征：自然伽馬相對較低，一般約為60 API；聲波時差值一般在213～262 μs/m，研究區(qū)聲波時差曲線整體偏高，電阻率值相對較高，一般在100 Ω·m左右，中壩53井2 255～2 400 m測試獲氣9.75×104m3/d（圖3）。

圖2 中壩氣田須二上沉積微相平面分布Fig.2 Planar distribution of sedimentary microfacies in the upper 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

2.2 儲層物性

根據(jù)10口井取心資料統(tǒng)計分析表明，中壩氣田1 896個樣品中最大孔隙度為15.67%，最小孔隙度為0.08%，有88.9%的數(shù)據(jù)點介于2%～10%，平均為6.29%，屬于低孔儲層。據(jù)1 748個滲透率樣品分析表明，最小滲透率0.001×10-3μm2，最大滲透率為58×10-3μm2，平均滲透率0.19×10-3μm2。須二上亞段平均孔隙度6.84%，下亞段4.02%，上亞段物性明顯好于下亞段。須二段整體表現(xiàn)出低滲特征，但有部分點受裂縫作用的影響呈現(xiàn)出高滲特征。從圖4中可以看出，大部分樣品孔滲關(guān)系良好（B區(qū)），該類儲層為孔隙型儲層，而另外一部分樣品屬于“低孔高滲”型（A區(qū)），說明該類樣品中有微裂縫發(fā)育。結(jié)合巖心孔隙度分析結(jié)果，中壩氣田須二段為低孔、低滲儲層，存在高孔、高滲層段。而通過巖心薄片分析，須二段儲層的儲集空間以次生孔隙為主[10]，裂縫是重要的滲流通道，與孔隙搭配可構(gòu)成良好的儲滲空間（圖4）。

圖3 中壩53井須二段典型氣層測井響應特征Fig.3 Typical logging response characteristics of gas reservoirs of well-53 in the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

圖4 中壩須二巖心分析孔隙度—滲透率關(guān)系Fig.4 Relation between porosity and permeability of core in the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

2.3 儲層裂縫特征

在諸多類型的裂縫中，真正對儲層貢獻較大的只有構(gòu)造縫[11-12]和溶蝕縫。研究區(qū)薄片中可見微裂縫發(fā)育，有完全被充填的、部分充填的、也有充填后溶蝕的，對改善儲層性能至關(guān)重要，控制著有利儲層的分布；巖心上，也多見部分充填的構(gòu)造縫發(fā)育[13]（圖5）。中壩氣田須二段共有裂縫樣品53塊，測定的平均孔隙度為4.8%，平均滲透率16.67×10-3μm2；而無裂縫的基質(zhì)所對應的平均孔隙度為3.93%，滲透率僅為0.152×10-3μm2，可見裂縫對滲透率和產(chǎn)能的貢獻較大。以中壩64井為例，井段2 505～2 520 m為高孔段，孔隙度平均為9.6%，氣產(chǎn)量最高占總量的18.7%，而2 575～2 576.6 m厚1.6 m的儲層裂縫發(fā)育段，其氣產(chǎn)量占總量的50%，所以裂縫發(fā)育是高產(chǎn)的因素，高孔隙層則是穩(wěn)產(chǎn)不可少的條件[14]。

圖5 中壩氣田須二段儲層微觀照片F(xiàn)ig.5 Microscopic photographs in the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

由于取心資料有限且無成像測井資料，難以針對單井開展全井段的裂縫分布研究。同時，由于受巖性、物性、裂縫發(fā)育程度等因素的影響，常規(guī)測井裂縫響應特征不明顯，裂縫預測難度大，存在較強的不確定性[15]。因此，利用構(gòu)造曲率法[16-17]以及巖石力學參數(shù)來對裂縫進行預測及評價。

1）構(gòu)造曲率法預測裂縫

有效裂縫發(fā)育的控制因素主要為巖性、孔隙度、層厚度、構(gòu)造曲率、趨勢面殘差、距軸跡距離等，因此，裂縫的發(fā)育程度是一個多元函數(shù)，可以用裂縫強度指數(shù)來表示：

式中：δ為裂縫強度指數(shù)；C為巖性系數(shù)；Φ為孔隙度；H為巖層厚度，m；R為構(gòu)造曲率；ΔZ為構(gòu)造三次趨勢面殘差；D為距構(gòu)造軸跡距離，m；L為埋藏深度，m；E為裂縫有效率。

具體由式（2）表示：

裂縫強度指數(shù)是一個無因次量，其大小反映裂縫發(fā)育程度的強弱。在對川西北中壩構(gòu)造須二氣藏的裂縫進行預測時，主要考慮了曲率、埋深和距構(gòu)造軸線的距離等方面的因素，所預測的裂縫強度指數(shù)分布見圖6?？梢钥闯?，平面上裂縫主要沿構(gòu)造軸線發(fā)育，并靠近東南翼弧突及北鞍部的樞紐帶，氣藏的5口高產(chǎn)氣井就分布于此，而構(gòu)造南、北兩端裂縫不發(fā)育或欠發(fā)育，中壩16井區(qū)以西裂縫欠發(fā)育。從工區(qū)23口井的裂縫強度指數(shù)與無阻流量的關(guān)系（圖7）可以看出，裂縫強度指數(shù)越大，無阻流量越高，其相關(guān)系數(shù)達到0.865 5，預測結(jié)果與工區(qū)生產(chǎn)實際比較吻合。

圖6 川西北中壩氣田須二氣藏裂縫強度指數(shù)分布Fig.6 Fracture strength index distribution of the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field in Northwest Sichuan

圖7 中壩氣田須二段裂縫強度指數(shù)與無阻流量關(guān)系Fig.7 Relation between fracture strength index and open flow potential of the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

表1 單軸抗壓強度實驗基礎參數(shù)Table1 Basic parameters of uniaxial compressive strength experiment

2）巖石力學參數(shù)評價裂縫

本次對工區(qū)的10塊巖樣（中壩45井4塊，中壩46井6塊）進行了單軸抗壓強度[18]測試，獲得其單軸抗壓強度、彈性模量、泊松比以及脆性指數(shù)，從而進一步分析工區(qū)裂縫發(fā)育特征。本次實驗所用基礎參數(shù)及實驗結(jié)果見表1。

從表1中可以看出，不同的巖性，其抗壓強度、彈性模量、脆性指數(shù)之間都存在較大差異，在同樣的應力條件下，脆性指數(shù)高的巖石更容易發(fā)生破裂；相同的巖石在不同的應力條件下，裂縫發(fā)育也會存在一定差異[19]。從中壩46、50、55井巖心裂縫條數(shù)統(tǒng)計來看，不同巖性與裂縫之間關(guān)系密切[20-21]。

本次實驗砂巖脆性程度可以認為介于中度脆性到高脆性之間，其中中壩45井巖樣脆性指數(shù)在22.25～44.18，平均值34.51，而中壩46井巖樣脆性指數(shù)要低一些，分布在9.59～37.25，平均值為18.45，石英砂巖的脆性指數(shù)高于巖屑砂巖。事實上，如果基于巖樣自身單軸壓縮實驗后的破壞形態(tài)后區(qū)分，巖樣屬于中等脆性（此時巖樣脆性分為3個等級，脆性好、脆性中等、脆性差），脆性中等最直觀的觀察就是單一剪切縫，無過多的微裂縫產(chǎn)生，從巖樣破壞圖可以驗證。因此，不考慮脆性劃分方式，研究工區(qū)砂巖屬于中等脆性。

3 開發(fā)潛力分析

工區(qū)沉積相研究結(jié)果表明，優(yōu)越的沉積相有利于形成厚度大且儲集性能好的儲層[22]，須二段有利相帶為辮狀河三角洲前緣亞相河口砂壩和水下分流河道[23]。經(jīng)過多年的生產(chǎn)開發(fā)，好儲層（I、II類儲層、裂縫發(fā)育）的動用程度非常高，因此，根據(jù)儲層分類、裂縫孔隙度計算結(jié)果以及氣藏數(shù)值模擬水侵特征分析，剩余儲量可能分布在Ⅲ類儲層、裂縫較發(fā)育或欠發(fā)育、且未發(fā)生水侵部位，如中壩46井區(qū)、80井區(qū)、40井區(qū)、81井區(qū)。另外，通過氣藏數(shù)值模擬，重新計算天然氣地質(zhì)探明儲量為160.1×108m3，可采儲量為119.56×108m3，目前氣藏已開采約100×108m3，剩余可采儲量約為19×108m3，中壩2、4、29、36、53、54井剩余儲量較高，在1×108m3以上，中壩16、31、34、64井開發(fā)潛力較小，剩余儲量在0.1×108m3以下。綜合分析認為：裂縫滲透率低的區(qū)域，天然氣流動緩慢，采出程度相對較低，剩余氣儲量豐度高。中壩53井區(qū)相對于周圍井區(qū)，裂縫不發(fā)育，剩余氣儲量高（圖8）。根據(jù)上述研究結(jié)果，在進一步采用“北排南控”治水措施的條件下，中壩51、47、52井目前產(chǎn)能發(fā)揮程度較高，生產(chǎn)較為穩(wěn)定，同時建議對該類氣可以適當進行控產(chǎn)，減緩該類氣井的遞減趨勢；而中壩63井目前產(chǎn)能發(fā)揮程度提升，生產(chǎn)潛力較好，建議進一步適當提高產(chǎn)量，增加該井的帶液能力。

圖8 中壩氣田須二氣藏剩余儲量分布Fig.8 Residual reserves distribution of the 2nd member of Xujiahe Formation in Zhongba Gas Field

4 結(jié)論及建議

1）中壩氣田須二段主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞相和部分前辮狀河三角洲亞相沉積，水下分流河道和河口壩微相儲層最為發(fā)育。儲層總體呈現(xiàn)低孔、低滲特征，其儲層類型主要為裂縫—孔隙型。

2）平面上裂縫主要沿構(gòu)造軸線發(fā)育，并靠近東南翼弧突及北鞍部的樞紐帶。而構(gòu)造南、北兩端裂縫不發(fā)育或欠發(fā)育，構(gòu)造西邊中壩16井區(qū)附近裂縫欠發(fā)育。對于構(gòu)造弱形變區(qū)，裂縫的發(fā)育在很大程度上受巖相構(gòu)型以及巖石成分的影響，巖心裂縫統(tǒng)計以及巖石力學參數(shù)實驗也驗證了巖石成分與裂縫發(fā)育之間存在緊密的聯(lián)系，裂縫發(fā)育程度與產(chǎn)能關(guān)系密切，但是目前中壩氣田裂縫的分布特征以及裂縫對產(chǎn)能的影響的研究仍待深一步進入。

3）根據(jù)氣藏數(shù)值模擬量計算結(jié)果，中壩氣田須二氣藏目前剩余可采儲量19×108m3，主要分布在Ⅲ類儲層、裂縫較發(fā)育或欠發(fā)育、且未發(fā)生水侵部位，有較大開發(fā)潛力。

4）隨著氣田的進一步開發(fā)，部分出水井產(chǎn)水量將會增加，可通過開展增壓氣舉措施，在一定程度上提高采收率。