劉 斐 李隆新 羅 瑜 鄭筱雨 吳宜祿 葉宜良

1.中國(guó)石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院 2.中國(guó)石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部3.中國(guó)石油西南油氣田公司重慶氣礦

0 引言

七里北區(qū)塊構(gòu)造上位于大巴山弧前褶皺帶與川東斷褶帶交匯處，其下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組氣藏為一背斜氣藏，長(zhǎng)軸8 km、短軸3 km，閉合度260 m，圈閉面積23 km2，氣藏中部埋深4 750 m，氣藏中部壓力54.4 MPa、溫度122℃，為正常壓力溫度氣藏。飛仙關(guān)組碳酸鹽臺(tái)地—陸棚—海槽的沉積環(huán)境是在長(zhǎng)興期深緩坡—海槽沉積環(huán)境的基礎(chǔ)上發(fā)展演化而來(lái)，主要儲(chǔ)層鮞粒灘主要集中分布于環(huán)開江—梁平海槽的碳酸鹽臺(tái)地邊緣，并隨著碳酸鹽巖臺(tái)地的擴(kuò)大和水位高低而發(fā)生遷移。儲(chǔ)層巖性以殘余鮞粒云巖、細(xì)—中晶殘余鮞粒云巖、殘余鮞粒灰質(zhì)云巖為主，巖石云化程度普遍較高，白云石含量在65%以上，儲(chǔ)集空間可分為孔隙、洞穴、裂縫及喉道4大類?？紫抖?.35%～19.2%，平均值8.65%；滲透率0.01～260 mD，平均值11.18 mD。天然氣主要成分為CH4，其含量為73.67%，含0.03%的C2H6；非烴含量高，H2S含量為17.9%（256.7 g/m3），CO2含量為 7.87%（73.3 g/m3）。

區(qū)塊內(nèi)共完鉆井2口，其中Q1井的無(wú)阻流量為184.3×104m3/d，Q2井的無(wú)阻流量為 92.4 ×104m3/d。由于選擇高部位試氣，未見(jiàn)地層水產(chǎn)出，但氣藏是否存在底水、氣水層早期如何識(shí)別以及水層特征、地層水能量等問(wèn)題關(guān)系到完井方案設(shè)計(jì)、氣井配產(chǎn)及氣藏開發(fā)方案的編制。

區(qū)塊內(nèi)儲(chǔ)層分布穩(wěn)定，完鉆2口探井的儲(chǔ)層段有很好的對(duì)比性，氣水分布特征一致。因此，筆者以Q1井為例采用多種方法開展七里北區(qū)塊飛仙關(guān)組氣藏氣水層早期識(shí)別，應(yīng)用MDT測(cè)試數(shù)據(jù)驗(yàn)證了方法在研究區(qū)塊應(yīng)用的可行性，并討論了儲(chǔ)層物性、地層水特征，對(duì)比相鄰區(qū)塊水井測(cè)試數(shù)據(jù)綜合判斷地層水能量。

1 氣水層識(shí)別方法研究

1.1 縱橫波速度比值法

當(dāng)一種孔隙介質(zhì)含氣時(shí)，其縱波速度（vp）明顯下降，但橫波速度（vs）略有升高[1-3]，故比值vp/vs將減小，且隨巖石含氣飽和度的增高，固結(jié)巖石的vp/vs值可減小3%～30%。因此，可利用vp/vs比值的變化來(lái)判別儲(chǔ)層的含流體性質(zhì)。

實(shí)驗(yàn)表明有效應(yīng)力對(duì)縱、橫波速度比影響也較大[4]。隨著有效應(yīng)力的增大,縱橫波速度比也要降低，但當(dāng)?shù)貞?yīng)力增大至40 MPa時(shí)，這種影響就逐漸降低。排除地應(yīng)力影響后儲(chǔ)層段5 770～5 832 m縱橫波速度比（vp/vs）與聲波時(shí)差（AC）的交會(huì)點(diǎn)主要分布于白云巖線以下，表明流體類型以氣為主；井段5 832～5 853 m縱橫波速度比與聲波時(shí)差的交會(huì)點(diǎn)主要分布于白云巖線以上，表明流體類型以水為主（圖 1）。

1.2 孔隙度—含水飽和度交會(huì)圖法

圖1 Q1井縱橫波速度比與縱波時(shí)差交會(huì)圖

如果地層只含束縛水,孔隙度與含水飽和度交會(huì)點(diǎn)呈近雙曲線分布，當(dāng)儲(chǔ)層含可動(dòng)水時(shí)，交會(huì)偏離雙曲線，分布無(wú)規(guī)律性[5-6]。因此，可通過(guò)孔隙度與含水飽和度交會(huì)圖中數(shù)據(jù)點(diǎn)的分布特征來(lái)判斷儲(chǔ)層是否含有可動(dòng)水，從而判別儲(chǔ)層流體性質(zhì)。對(duì)于氣層，因地層只含束縛水，交會(huì)點(diǎn)表現(xiàn)為單邊雙曲線分布特征；對(duì)于水層，交會(huì)點(diǎn)分布散亂，且多落于含水飽和度大于50%的水區(qū)。井段5 770～5 832 m交會(huì)點(diǎn)表現(xiàn)為單邊雙曲線特征，多分布于含水飽和度小于50%左側(cè)氣區(qū)，氣層特征明顯；井段5 832～5 853 m，點(diǎn)子散亂分布于含水飽和度大于50%右側(cè)水區(qū)，表現(xiàn)為典型的水層特征（圖2）。

圖2 Q1井孔隙度和含水飽和度交會(huì)圖

1.3 P1/2正態(tài)分布法

根據(jù)阿爾奇公式F=Ro/Rw=1/φm可計(jì)算出地層的視地層水電阻率Rwa=Rtφm。理論上講，通過(guò)比較Rwa與Rw可判別儲(chǔ)層的流體性質(zhì)，但由于常常數(shù)求不準(zhǔn)Rw、φ和m值，使計(jì)算的Rwa誤差較大，但是從統(tǒng)計(jì)學(xué)觀點(diǎn)看，某一深度同一性質(zhì)地層多次測(cè)量結(jié)果滿足正態(tài)分布規(guī)律。根據(jù)這一特征，可以對(duì)Rwa進(jìn)行開方處理，并將其命名為P1/2，即P1/2=(Rwa)1/2=(Rtφm)1/2，在同一流體層段內(nèi)各測(cè)量點(diǎn)計(jì)算的P1/2值應(yīng)滿足正態(tài)分布規(guī)律[7]，可以用來(lái)指示儲(chǔ)層的流體性質(zhì)。

正態(tài)概率曲線形態(tài)不同反映不同的流體性質(zhì)，但是一個(gè)相對(duì)概念，難以對(duì)流體性質(zhì)作出準(zhǔn)確判別。因此，將P1/2的百分累計(jì)頻率點(diǎn)在一張?zhí)厥獾恼龖B(tài)紙上，其縱坐標(biāo)為Pl/2，橫坐標(biāo)為累計(jì)頻率，并按函數(shù)進(jìn)行刻度，這樣將正態(tài)概率曲線變成了一條近似曲線，曲線越寬,σ值越大，直線的斜率就越大；反之，曲線越尖，σ值就越小，直線的斜率就越小。因此，可根據(jù)累計(jì)頻率曲線斜率的變化對(duì)儲(chǔ)層的含流體性質(zhì)作出判斷，即水層斜率小，油氣層斜率大。作本井P1/2累計(jì)頻率圖（圖3），由圖可見(jiàn)5 770～5 832 m井段的曲線斜率大，氣層特征明顯；井段5 832～5 853 m的曲線斜率小，表現(xiàn)為典型的水層特征，綜合分析氣水界面在5 832 m附近。

圖3 Q1井P1/2累計(jì)概率分布圖

2 氣水界面動(dòng)態(tài)特征判別

MDT測(cè)試可以獲取地層壓力，確定流體性質(zhì)、計(jì)算原狀地層滲透率，研究流體流動(dòng)情況[8-13]。其工作流程為：①通過(guò)一個(gè)液壓探測(cè)器把一根探針?biāo)瓦M(jìn)地層，從而使地層液體進(jìn)入測(cè)試器，使用壓力傳感器測(cè)量地層壓力；②通過(guò)監(jiān)測(cè)流入定量“預(yù)測(cè)試采樣室”的液體所產(chǎn)生的壓降速度來(lái)評(píng)價(jià)地層滲透能力計(jì)算滲透率值；③在需要進(jìn)行地層流體采樣時(shí)，通過(guò)開啟通向采樣室的密封閥采集流體樣品。與傳統(tǒng)地層測(cè)試器相比，MDT在探測(cè)器、探測(cè)方式、模塊組合方式、解釋方法等方面有了較大改進(jìn)、性能顯著增強(qiáng)。

在壓力與深度剖面圖上，對(duì)同一壓力系統(tǒng)、不同深度進(jìn)行測(cè)量所得到地層壓力數(shù)據(jù)理論上呈線性關(guān)系，直線的斜率即為該壓力系統(tǒng)的壓力梯度，簡(jiǎn)單換算后得到儲(chǔ)層流體密度，可表達(dá)為：

式中ρf表示測(cè)壓層流體密度，g/cm3；Δp表示同一壓力系統(tǒng)任意兩個(gè)有效測(cè)量點(diǎn)間的壓差，MPa；ΔH表示同一壓力系統(tǒng)任意兩個(gè)有效測(cè)壓點(diǎn)間的深度差，m；g表示系數(shù)。

通過(guò)鉆井液漿柱壓力剖面計(jì)算出鉆井液密度為1.35 g/cm3，與實(shí)際測(cè)量的鉆井液密度1.35 g/cm3吻合，表明壓力計(jì)得到了較好的質(zhì)量控制。

在井段5 770.0～5 853.0 m，選擇測(cè)試20個(gè)點(diǎn)，有效點(diǎn)16個(gè)，反映了真實(shí)地層壓力。由地層壓力剖面計(jì)算流體密度表面，測(cè)量井段內(nèi)上下儲(chǔ)層包含2種性質(zhì)不同的流體（圖4）：其中5 770.0～5 832.0 m計(jì)算出的流體密度為0.4 g/cm3，指示為典型的氣層特征；5 832.0～5 853.0 m計(jì)算流體密度為0.99 g/cm3，表現(xiàn)為典型的水層特征，根據(jù)壓力剖面推出氣水界面位于5 832.0 m處。在井深5 811.4 m和5 847.5 m還分別獲取62 L和36 L樣品，LFA現(xiàn)場(chǎng)分析圖分別為氣指示和水指示。

圖4 Q1井MDT測(cè)試成果圖

3 水層特征分析

3.1 水層巖性及電性特征

七里北區(qū)塊飛仙關(guān)組氣層5 770.0～5 832.0 m由上至下可分為3個(gè)巖性段（圖5），上部以針孔白云巖、灰質(zhì)白云巖為主，中部以溶孔鮞狀白云巖為主，下部主要發(fā)育粗粉晶溶孔白云巖和角礫溶孔白云巖，其中夾非滲透性的鮞狀石灰?guī)r。上部裂縫發(fā)育程度較高、部分泥質(zhì)充填、多見(jiàn)縫合線，中部溶孔和晶間孔發(fā)育，孔洞多未充填，滴水速滲。下部孔洞縫均較發(fā)育、未充填，角礫8 mm×12 mm，產(chǎn)氣層段面孔率5%～15%。

水層5 832.0～5 842.0 m、5 847.4～5 853.0 m由上至下由溶孔鮞狀白云巖和針孔白云巖互層過(guò)渡為溶孔鮞狀白云巖和鮞狀灰質(zhì)白云巖互層（圖5），溶孔較發(fā)育，面孔率一般3%～5%，裂縫多泥質(zhì)半充填——未充填。

水層電阻率數(shù)值明顯低于氣層，且由上至下電阻率數(shù)值逐漸降低，由300 Ω·m降至5 Ω·m；聲波和密度數(shù)值與氣層段差異不明顯，中子測(cè)井值明顯高于氣層段，在井段5 832.5～5 833.8 m、5 837.8～5 839.8 m、5 847.0～5 848.5 m發(fā)育3個(gè)遞增的高值段，平均值分別為12.2%、16.3%和20.9%。

3.2 水層物性及能量分析

七里北飛仙關(guān)組氣藏水層平均厚度14 m、孔隙度11%、滲透率19 mD。水層縱向上非均質(zhì)性較強(qiáng)，對(duì)應(yīng)上述3個(gè)高值中子測(cè)井段Q1井解釋為3個(gè)高滲條帶，滲透率最高值分別達(dá)21 mD、86 mD和98 mD。高滲條帶之間滲透率較低，一般在10 mD以下（圖6）。3種滲透率數(shù)值隨深度變化表現(xiàn)出一致的趨勢(shì)，但MDT測(cè)試點(diǎn)較少，在數(shù)值上遠(yuǎn)低于測(cè)井和巖心測(cè)試值，可能說(shuō)明在實(shí)際生產(chǎn)中地層水向井底流動(dòng)的滲透率較低。

同處川東高陡構(gòu)造帶與大巴山斷褶帶交匯部位的渡口河和羅家寨區(qū)塊儲(chǔ)集空間均是以各類孔隙為主[14-17]，裂縫僅在局部井段較發(fā)育，一般以細(xì)、短小平縫為主，張開縫少見(jiàn)，多被灰質(zhì)、云質(zhì)、硅質(zhì)、膏質(zhì)及瀝青質(zhì)充填；滲濾通道以連通孔隙喉道為主、裂縫為輔，巖心分析結(jié)果表明孔隙度與滲透率的半對(duì)數(shù)正相關(guān)關(guān)系十分明顯，試井曲線上多表現(xiàn)出視均質(zhì)特征[18-21]。

圖5 Q1井氣水層四性關(guān)系圖

圖6 Q1井3種方法解釋滲透率分布圖

表1 井間儲(chǔ)層物性及產(chǎn)水對(duì)比表

與Q1井水層物性相近的鄰家區(qū)塊產(chǎn)水井D5井和L8井在測(cè)試過(guò)程中流壓持續(xù)下降且產(chǎn)水量較低（表1），表現(xiàn)出水層能量較低。按照地層系數(shù)與產(chǎn)量之間的正比關(guān)系估算Q1井在水層全部射開情況下其產(chǎn)水量應(yīng)該在12 m3/d左右。同時(shí)，縱向上水層的高低滲透率層段互相疊置，在具備一定避水高度射孔完井情況下，底水向上運(yùn)移的能力有限。容積法估算七里北飛仙關(guān)水層體積約為3倍氣藏體積，彈性能量較小，不足以形成影響氣藏生產(chǎn)的有效水驅(qū)能量。

4 結(jié)論

1）采用縱橫波速度比值法、孔隙度—含水飽和度交會(huì)圖法和P1/2正態(tài)分布法并結(jié)合儲(chǔ)層巖性、物性和含氣性等多方面信息綜合分析，對(duì)判別七里北區(qū)塊飛仙關(guān)組氣藏氣水界面是可行和準(zhǔn)確的。

2）七里北區(qū)塊水層巖性以溶孔鮞狀云巖、針孔白云巖和鮞狀灰質(zhì)白云巖為主，溶孔較發(fā)育，面孔率一般3%～5%，裂縫多泥質(zhì)半充填—未充填。水層平均厚度12 m、孔隙度11%、滲透率19 mD，高低滲透層段交錯(cuò)分布。

3）鄰區(qū)產(chǎn)水層物性和產(chǎn)水特征對(duì)比表明七里北區(qū)塊飛仙關(guān)組氣藏水層彈性能量有限，不足以形成影響氣藏生產(chǎn)的有效水驅(qū)能量。