张 春 彭 先 李 骞 王 蓓 郭鸿喜

1.中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室碳酸盐岩天然气成藏机理重点研究室2.中国石油西南油气田公司勘探事业部

0 引言

目前，有关碳酸盐岩有水气藏气水分布描述，已有学者开展过相关研究并取得一定成果认识，普遍认为具有统一气水界面的构造气藏气水关系易于描述，而对于低缓构造背景下气藏气水关系描述研究甚少，通常也是采用传统的统一气水界面描述方法来刻画气水分布，但由于低缓构造背景下边部气水关系明显区别于常规气藏，它广泛存在气水过渡区，因此，需要另辟蹊径，探索出一套新的气水描述方法，更好地表征这类气藏气水关系。

四川盆地磨溪龙王庙组气藏构造极为低缓（＜10°），属于典型的大型低缓构造碳酸盐岩气藏，气水关系较为复杂。因此，以磨溪龙王庙组气藏为研究对象，针对目前低缓构造碳酸盐岩气藏气水关系描述困难这一关键技术问题，通过精细描述现今构造细节特征，应用印模法恢复研究区二叠系沉积前古地貌成果，精细描述古构造特征，结合成藏演化过程，充分剖析气水分布控制因素，在此基础上，建立低缓构造背景下气水分布模式，揭示不同区块气水分布规律，分析不同类型水体对生产可能造成的影响，为类似气藏流体分布描述提供借鉴。

1 大型低缓构造细节精细描述

1.1 地震—地质层位精细标定

应用VSP测井和声波合成记录两种方式完成地震地质层位标定。利用VSP资料建立地震反射层和VSP井中地层界面之间的对比关系，进行地震反射波的地质层位标定。在VSP层位标定基础上，利用区内27口钻穿龙王庙组的钻井资料，对各反射层进行地质层位标定，从合成地震记录结果来看，合成记录与实际地震道各反射层的波形特征、波组关系及波间时差均较一致，表明可利用该时深关系对地质层位进行地震层位标定。

从标定结果来看，龙王庙组底界在地震剖面上表现为稳定的波谷反射特征，龙王庙组底岩性界面为泥晶白云岩与下伏沧浪铺组顶部泥质粉砂岩整合接触，该岩性界面对应的强反射特征可作为全区对比追踪的重要标志层，据此标定龙王庙组底界形态特征。

磨溪地区龙王庙组顶界经地震层位标定，不同区块表现出多种响应模式，大体在弱波峰或波谷上，或在相对可靠底界向上30～40 ms时窗追踪顶界。从地质体结构分析，磨溪地区龙王庙组上覆高台组底部为粉砂岩或白云质粉砂岩，与龙王庙组顶部白云岩或砂质白云岩整合接触，顶界上下地层速度差异变化不大，其标定位置在弱波峰或波谷上变化。因此，建立不同井区龙王庙组顶界地震反射模式，如MX8、MX9、MX11等井区龙王庙组顶界表现为弱峰特征，而MX10、MX204井区顶界为波谷特征，实钻与地震标定是完全吻合的，故可通过建立不同井区顶界反射模式标定龙王庙组顶界，据此追踪龙王庙组顶界。

1.2 断裂描述

地震识别表明：总体上，断层欠发育，倾角高、断距小、延伸短。

从区域构造变动来看，研究区虽历经多次构造运动，以升降运动为主，但因处于盆地中部，褶皱不强烈，构造极为平缓。

据地震相干和曲率属性分析，研究区二叠系以下以正断层为主，发育3条大断层，走向为北东向（磨溪①断层）和北西向（磨溪②、磨溪④断层）。

磨溪①断层为区内主要的大断裂，走向北东向，断裂层位从寒武系的洗象池组至震旦系下统，向北倾斜，倾角为60～70°；磨溪②、磨溪④为深断裂，走向为近北西向。其余的断裂多为小断裂，断裂深度不大、规模小，断开层位多为洗象池组至沧浪铺组（图1）。

1.3 构造圈闭精细描述

区域上，磨溪龙王庙组构造总体格局表现为在乐山 —龙女寺古隆起背景上的北东东向鼻状隆起，构造平缓，由西向北东倾伏，呈多高点、多排复式构造特征。

根据构造解释成果，磨溪地区主要呈现南北2个构造圈闭形态，北大南小，被工区内最大的磨溪①号断层切割，形成2个断高圈闭，北部的磨溪主高点圈闭和南部的磨溪南断高圈闭（图1）。

磨溪主高点潜伏构造主轴方向为北东东向，长度42.0 km，构造宽度8.3～14 km，高点海拔为－4 200 m，最低圈闭线海拔为－4 360 m，圈闭面积510 km2，闭合高度160 m。因构造极为平缓，构造圈闭内呈现多个构造高点和小洼陷。共计13个高点和13个小洼陷。此外，位于MX8、9井区之间显示出构造中部存在一条横贯构造的北西向沟槽。

磨溪南潜伏断高紧邻磨溪主高点潜伏构造的南面，构造圈闭规模相对较小。

图1 研究区目的层顶界地震反射构造图

统计分析地震解释结果与27口实钻井目的层顶界海拔之间的误差，总体上，绝对误差小于20 m，相对误差小于1%，其中大部分绝对误差在10 m左右，相对误差小于0.5%，表明构造精细解释结果满足精细描述的需求。

2 储层分布精细描述

2.1 储层岩性特征描述

根据目的层段全取心岩心描述和薄片镜下观察，揭示研究区岩性变化大，并受白云石化和重结晶作用改造，发育包括与颗粒滩沉积相关的砂屑白云岩、鲕粒白云岩、砾屑白云岩及细—中晶残余砂屑或鲕粒白云岩，与滩间海沉积相关的泥晶白云岩、泥晶灰岩，与混积潮坪沉积相关的砂质云岩和泥质云岩，储集层岩性主要为砂屑白云岩、生屑白云岩和粉—中晶白云岩[1-8]。

2.2 储层物性特征描述

利用铸体薄片镜下观察，储集空间类型复杂多样，包括溶蚀孔洞、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔及晶间溶孔，以粒间溶孔、晶间溶孔及小溶洞为主，同时发育构造缝和溶蚀缝，储集空间类型以裂缝—孔洞型为主。根据岩心分析物性数据统计，储层物性总体上表现为低孔、中低渗，孔隙度通常在2%～6%之间，平均为4.2%，渗透率一般为0.1 ～10.0 mD，平均为0.7 mD。储层孔隙结构受溶蚀孔洞发育影响，可划分为粗孔中—大喉道型和细孔小—微喉道型，前者表现为“两高”：最大进汞饱和度高（大于90%）、退汞效率高（大于80%），后者表现为“两低”：最大进汞饱和度低、退汞效率低[9]。

根据储集岩中孔、洞、缝发育规模及其组合关系，将研究区储层类型划分为3种：Ⅰ类储层为中孔中高渗裂缝—孔洞型储层，为研究区最优质储层；Ⅱ类储层为中—低孔低渗裂缝—孔隙型储层，储渗性能较好；Ⅲ类储层为低孔低渗晶间孔型储层，储渗性能相对较差。

2.3 储层分布精细描述

在储层岩电标定的基础上，总结出实钻井储层地震响应模式[10-11]，再根据储层对比剖面（图2），可以看出，龙王庙组储层单层厚度在2～20 m之间，累计储层厚度在20～60 m之间，相对优质储层（孔洞型储层）在10～30 m之间，储层总体连续性较好，横向可追踪对比。

图2 研究区目的层典型连井储层对比图

据后期投产井具先期压降特征，进一步表明龙王庙组储层总体连通。

据井间干扰试井分析，若相对优质储层连续分布，短时间内即可见明显井间干扰；若相对低渗储层连续分布为主，井间干扰不明显；表明由于储层物性及连续性差异，井间连通程度存在差异。

在岩心描述和成像测井识别缝洞储层的基础上，井震结合，建立溶蚀孔洞储层地震响应模式：层内强波峰地震反射特征对应大套孔洞型优质储层，弱波峰—空白地震反射特征对应孔洞型储层欠发育。通过井震联合储层地震响应模式，有效识别出溶蚀孔洞发育区和溶蚀孔洞欠发育区，平面上表现为四分特征：MX9-MX12-MX10井区和MX8-MX205-MX11井区两区域为溶蚀孔洞最发育区，其间磨溪203-磨溪19-磨溪202井区一带因发生相变，储层物性明显变差，以相对低渗储层为主。此两区域西北地区为溶蚀孔洞次发育区，其东南地区为溶蚀孔洞欠发育区（图3）。

图3 研究区溶蚀孔洞发育程度分区图

3 气水分布精细描述

3.1 气水分布控制因素

3.1.1 现今构造因素

龙王庙组经历印支期、燕山期及喜山期等多期构造运动[12-13]，使得地层遭受多种构造作用力的影响，形成现今构造低缓、圈闭规模较大、闭合度小、多高点的圈闭特征。

在掌握研究区储层分布的基础上，将现今构造与气水井叠合（图4），发现区域上“三分”特征明显：在现今构造圈闭内，大多数气井分布其中，未见水井，内侧低洼带和边部分别见1口气水同产井；在海拔－4 410 m以外，多数为水井，局部高点见少数气水井；在现今构造圈闭与海拔－4 410 m之间，多数为气井，见少量水井和气水同产井。

据实钻井揭示的流体分布与现今构造之间的关系，可以看出：①天然气在研究区广泛分布，富集程度明显受控于现今构造圈闭；②气井主要分布于构造圈闭内，受构造低缓影响，在圈闭内大面积含气的背景下微幅构造变化控制局限水体分布，导致在局部低洼处形成局部滞留地层水，但水体位于储层下部且范围有限；③流体分布不完全受控于构造因素，圈闭范围之外且具有一定构造背景的优质储层发育区仍是天然气富集有利区，但储层下部往往发育与外部边水沟通的水体；④在位于圈闭之外的构造低部位广大区域，虽然水体广泛发育，但局部高点仍然具有较好的含气性，既存在“水包气”的分布特征，也存在高压环境下水溶气的独特现象。

3.1.2 古构造及成藏演化因素

在漫长的油气聚集成藏演化过程中，油气的生成、运移、聚集与早期古地貌高低和古构造演化存在密切联系，古地貌既影响储层发育，又控制流体早期分布。四川盆地川中平缓构造带，在早寒武世晚期至早二叠世，受加里东和海西构造运动影响，发生继承性的构造抬升、风化剥蚀及沉积充填，至二叠纪盆地大规模海侵开始填平补齐，此时，来自下寒武统优质泥页岩进入生烃阶段[14-16]，开始向上覆龙王庙组地层运移并聚集。

根据风化壳古地貌的充填程度与古地貌形态的负相关关系[17-19]，编制研究区二叠系沉积前龙王庙组古地貌[9]（图5），古地貌总体格局表现为 “一缓一陡一凹、三区分带”的特征：西以MX105-MX103-MX47井区为界，东以MX205-MX18井区为界，以北地势较为平缓，以东南方向地势下降幅度变陡，在平缓区内部，存在局部凹陷区[9]。

图4 研究区现今构造圈闭与气井分布叠合图

图5 二叠系沉积前磨溪龙王庙组古地貌格局

综合古地貌格局、构造演化和气水井分布，研究表明钻获100×104m3/d以上的高产气井全部聚集于古地貌地势相对较高部位，分析认为早期古构造高部位有利于油气聚集，后期构造调整后仍然为构造有利位置，加之该井区孔洞型优质储层发育，在古、今构造位置优和储层优质的“三优”条件下，最终形成油气富集区域。位于平缓区内部的局部凹陷区，由于地势相对较低，易形成局部滞留富水区。在古构造高部位、地势平缓区钻遇气层和水层，分析原因可能是颗粒滩欠发育、物性变差以及地层不整合面封堵造成流体排除不畅形成局部封存水，这一认识已为四川盆地诸多气藏所证实，如位于川东的五百梯、沙罐坪等石炭系气藏。

3.2 气水分布精细描述

3.2.1 按不同赋存状态描述水体分布

1）局部封存水

根据实钻揭示气水层分布和古今构造对流体分布控制，认为圈闭内微幅构造控制局限水体分布，在圈闭内可能存在多个局部水体，单个面积在0.5～2 km2不等，其中2个局部封存水已经实钻证实（图6），局限水体在纵向上分布于龙王庙组下储层段，平面上主要分布于局部低洼带。从测试资料看，磨溪主体区范围内MX008-7-H1井下储层段测试产水，据录取的水样品分析， Cl-含量124.74 g/L，密度1.12 g/cm3，总矿化度大于100 g/L，水型为CaCl2型，pH值7.41，表明水体类型为地层水。据测井曲线响应特征，深、浅侧向电阻率曲线存在正差异，深侧向电阻率在14～160 Ω·m之间，平均为50 Ω·m，测井解释为水层，进一步表明龙王庙组下储层存在地层水，从已钻遇地层水的气井分布来看，局部封存水在区内分布局限，仅存在于局部井区。

2）边翼部地层水

根据古今构造及成藏演化对气水分布的控制，综合圈闭外围实钻井揭示气水分布，综合分析认为位于圈闭外古今构造低部位控制外围边水分布，使得研究区南北两翼广泛发育边水（图7），边水与气区接触范围20～30 km2，北翼较南翼水体分布更为广泛。

图6 研究区MX27-MX8井区龙王庙组气藏剖面图

由于研究区气藏气水分布既受控于岩性圈闭，又受控于构造圈闭，造成研究区气水分布既具有碳酸盐岩气藏边水分布基本模式，又具有其自身的独特性。生产实践证实，气藏不具有统一的气水界面，西区MX47井测试气水同产，测井解释上储层为气水同层，下储层为水层，气水界面－4 380 m；东区MX204井测试气水同产，水层顶界海拔－4 385 m；南区气井下部气层底界海拔－4 390 m。由此可见，研究区龙王庙组气藏气水分布不完全受控于构造因素。

3）过渡区

过渡区不同于因气水分异不彻底形成的气水过渡带，二者既有区别又有联系，共同点是底部是含水层，上部是含气层，横向边界基本一致，区别在于过渡区纵向上上部是气层，分布较广且含气性较好，易于开采，而气水过渡带纵向上分布较窄，含气性差，含水饱和度较高，难于开采。因此，我们将过渡区定义为低缓构造背景下广泛存在于气藏边部上气下水的区域（图8）。

针对研究区地势极为低缓，地层倾角为1～6°，通过建立不同地层倾角条件下过渡区占比总含气面积的分析模型（图8），研究表明，当构造幅度远大于地层厚度时，过渡区所占含气面积比例小，可忽略不计；反之，当地层倾角小于5°时，过渡区所占含气面积比例较大，最大可超过50%。

根据低缓构造气水分布概念模型，建立低缓构造过渡区物理-数学描述模型：

式中θ表示地层倾角；H表示过渡区构造幅度；L表示过渡区内、外边界距离。

根据建立的数学模型，精细刻画研究区过渡区的内、外边界，确定不同区块过渡区边界范围，明确南北区两翼过渡区分布面积，掌握纯气区分布范围，为井位部署提供地质依据。

3.2.2 按水体对生产影响程度描述水体活跃性

图7 研究区MX204-MX205井区龙王庙组气藏剖面图

图8 过渡区气藏剖面示意图

在确定气水分布的基础上，根据水体对气井生产影响程度[20]，将水体划分为活跃水体和不活跃水体。

活跃水体区。储层缝洞发育，以裂缝—孔洞型储层为主，储层连续性好，且与气区连通性好，随着气藏开发的深入，压降漏斗加大，水体快速侵入气区，对气井生产造成显著影响，使气相渗流能力快速下降，降低气井产能，产水量快速上升且水量较大，在开发过程中需预防边底水快速侵入井底造成水淹。

不活跃水体区。储层缝洞欠发育，以孔隙型储层为主，储层连续性较好，与气区连通性相对较差，但若存在裂缝则与气区连通性好，随着气藏开发的深入，压降漏斗逐渐加大，水体缓慢侵入气区，然而一旦侵入井底则对气井生产影响较大，造成水相渗透率增加，使得低渗储层气相渗流能力变得更差，表现为产水量缓慢上升、产气量缓慢下降，在生产过程中需预防低渗水体缓慢侵入气区影响气井正常生产。

4 结论

1）综合现今构造细节刻画和古地貌特征描述，结合成藏演化过程分析，认为古地貌控制了油气早期聚集与成藏，磨溪及外围龙王庙组大面积含油气，二叠纪之后，经历原油裂解与多期构造运动调整，天然气逐渐聚集成藏，在川中地区富集于磨溪、龙女寺和高石梯等较大的构造圈闭内，奠定了现今气水分布主体格局。

2）分析认为龙王庙组气藏气水分布除受构造因素控制以外，同时受岩性和不整合面控制。磨溪西北方向受古构造和不整合面控制，存在气水同产区；磨溪主体构造圈闭内，受现今构造和储层物性控制，为天然气富集区；圈闭内部受局部低洼和水体自身重力影响，局部存在封存水体；磨溪主体以东区块，受物性变差影响，气水分异不彻底，低渗储层底部易发育广泛地层水；磨溪外围有利斜坡区域，局部可形成含气区。

3）针对研究区地势极为低缓，提出运用过渡区描述方法研究大型低缓构造气水分布，建立不同地层倾角条件下过渡区占比总含气面积的分析模型，研究表明，当地层倾角小于5°时，过渡区所占含气面积占比较大，最大可超过50%，表明地层倾角较低时，不仅对气藏边部气水关系影响较大，而且易造成气藏内部存在滞留水体，因此，针对该类气藏在井位部署尤其是开发井部署时需要考虑这一点。

4）根据水体对气井生产影响程度，将水体划分为活跃水体和不活跃水体，其中活跃水体与气区连通性好，需预防边底水快速侵入井底造成水淹；不活跃水体与气区连通性相对较差，需预防低渗水体缓慢侵入气区影响气井生产。