锦66 井区盒2 段气水分布规律及开发对策研究

2020-04-25王立新王东辉曹绍贺

石油地质与工程 2020年1期

王立新，王东辉，曹绍贺

（1.中国石化华北油气分公司，河南郑州 450006；2.中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

东胜气田锦66 井区位于鄂尔多斯盆地伊盟隆起北部，杭锦旗断阶带北东段，泊尔江海子断层西南处[1]。整体为一向西南倾斜的单斜构造，受古地形及后期燕山构造运动的影响，挤压褶皱背斜构造较为发育[2]。该区在晚古生代发育了一套内陆碎屑岩沉积体系，沉积相展布及演化受构造作用及古地貌所控制。目的层段为二叠系下石盒子组，为一套由北而南的冲积平原辫状河沉积，厚度130 m 左右。按照其旋回性可分为盒1 段、盒2 段、盒3 段。下石盒子早期（盒1 段沉积期）是辫状河沉积作用鼎盛时期，砂砾岩、含砾粗砂岩厚度大，分布范围广；中晚期（盒2 段、盒3 段沉积期），基本继承了早期的沉积面貌，但河流规模缩小、地层厚度逐步减小，主河道由北向南延伸，为辫状河河道充填沉积。

锦66 井区属于低孔、低渗、低丰度的岩性构造气藏，岩性以中粗粒长石岩屑砂岩，中粗粒岩屑砂岩为主，岩性较致密，颗粒分选好-中等，次棱状，岩石为颗粒支撑，薄膜、孔隙式胶结。储集空间类型以粒间余孔、粒间及粒内溶孔为主，少量晶间孔，平均孔隙度11.49%，平均渗透率2.72×10-3μm2。储层连通性差，具有较强的储层非均质性[3]。气田开发以盒2 段水平井为主要的投产方式，测试和生产中部分井产水量较大，亟需在气水识别的基础上，明确地层水的来源，确定气水分布规律，从而为合适的开发技术对策的制定奠定基础。

1 气层解释标准确定

锦66 井区有效储层在连片的砂体中多呈孤立状分布，岩性主要为中粗砂岩，储层以长石岩屑砂岩、岩屑砂岩为主，石英含量越高，储层物性越好；岩屑含量越高，物性越差；成份成熟度越低，物性越差。储层非均质性强，储层内的电性特征相似，物性差异较小[4]，但产出流体的性质差异较大，复杂的储层特征增加了气水识别的难度[5]。同样的沉积相类型，产能测试结果却差异明显，部分低电阻率储层有一定的工业气流产出，而部分高电阻率的储层却产水或者气水同产。整体来看，本区开发井在试气和生产中出现了产气量差异大、气水同产及高产水等情况，测试和生产的差异性，给测井识别气层、气水层及水层带来难度。根据试气井的分布情况，以直井单层试气结果为基础，分别核实压裂液返排率、地层水氯根含量及井温测井等数据，确保压裂没有穿层的情况下，优选6 口井78 个数据点进行气水层电性标准分析。按照试气和试采成果的测试段电性特征、产水量大小，同时参考储层段的孔隙度、渗透率、含气饱和度等物性下限门槛，考虑到对气层实现定性、半定量的评价以及本区单井数据的特点，利用经验图版法分别建立深感应-声波时差、深感应-补充中子、密度-补偿中子、自然伽马-声波时差等交会电性图版[6]，进而确定该区目的层流体储层测井参数下限标准，识别结果可分为五种类型：气层、气水层、含气水层、水层、致密砂岩。

从图1 和表1 可以看出，盒2 段储层自然伽马值普遍小于75.0 API，声波时差大于225.0 μs/m。气层自然伽马值多小于60.0 API，结合粒度分析数据和岩心观察成果可知，低自然伽马储层岩性以含砾粗砂岩、中砂岩为主，粒度普遍较粗，分选好、泥质含量低，为辫状河心滩沉积。气层的声波时差普遍大于230.0 μs/m，说明物性对天然气富集影响明显。从深感应电阻率（ILD）与声波时差的交会图可以看出，气层的电阻率与声波时差存在三段式的对应关系：当声波时差小于250.0 μs/m 时，气层的深感应电阻率大于18.0 Ω·m；当声波时差大于280.0 μs/m 时，气层的深感应电阻率下限门槛降至8.0 Ω·m；当声波时差为250.0～280.0 μs/m 时，深感应电阻率与声波时差公式为ILD=-0.35AC+106。整体来看，气层为低阻气藏，具有低密度、低中子的电性特征，密度值小于2.52 g/cm3，补偿中子小于15.0%，电阻率和声波时差相关性越强，则物性越好，气层电阻率越低。

图1 深感应与声波时差交会分析

2 气水分布规律

2.1 气水关系复杂，无统一气水界面

利用建立的气水层的电性识别标准应用于已钻井，对目的层进行气水层识别。图2 为垂直物源的东西向气藏剖面，构造自西向东逐渐抬升，纵向上盒2 段储层之间的泥岩具有很强的分隔性，从而容易划分为相互独立的盒2-1 亚段（小层）、盒2-2 亚段（小层），同时小层内部存在的泥岩隔夹层造成薄砂体分布非均质更强。锦46 井位于构造低部位，盒2-1 亚段可分为两套砂体，下面为致密干层，上面为水层，盒2-2 亚段发育的单套砂体主要赋存的流体为水，而其上的盒3 段则含气饱和度有所增加，通过电性标准可识别为含气水层。相对于锦46 井，构造稍高的导眼井J66P1S 盒2-1 亚段单套砂体平均声波时差250.5 μs/m，天然气充注饱满，为典型的气层，而盒2-2 亚段虽然砂体相对发育，但物性相对稍差，平均声波时差为234.0 μ s/m，储层为气水同层。东部相对构造更高的导眼井J66P8H，目的层盒2 段纵向上发育四套砂体，其中，盒2-1 亚段底部发育两套较薄的砂体，含气性较差，表现为气水同层和干层，而盒2-2 亚段则发育两套气层，总厚度达12 m，底部储层电性特征为自然电位负异常，声波时差高达270.0 μs/m，平均电阻率为32.0 Ω·m，对应的目的层为盒2-2 亚段J66P8H水平井自然测试，其无阻流量达11.93×103m3/d。总的来看，本区为辫状河沉积，砂体纵横向变化较快，加上后期的成岩作用，部分砂体为致密干层，形成既有“孤立”砂体的气层、也有“孤立”砂体的“透镜体”水层，气层、水层无区域性地连续分布，气水界面不统一[7]。物性较好的储层，气层相对发育，相同的构造条件下，物性控制气藏富集，相同的物性条件下，局部构造更有利于天然气的富集。

表1 盒2 段气水层识别电性参数

2.2 气水平面分布特征

锦66 井区盒2 段、盒3 段沉积期，随着构造活动的减弱及古气候的变化，物源供给不断减少，辫状河的心滩表现出较强的游荡性，横向上摆动较快，但总体上遵随河流流向，主河道附近砂体叠置程度高、厚度大、物性好、含气有利，若位于构造高部位，则是良好的气层。本区的砂体发育、含气性较好的区域，地震反射强度越大，砂体越薄；含气性越差，反射强度越小。根据已有的高产井分布，认为高产储层在地震常规剖面上，为短轴强反射特征，在地震反射强度属性平面上表现为亮条带，同时AVO 截距属性也能够在平面上识别更为清晰的含气砂体的分布。结合对目的层砂体识别较好的地震属性，纵向参考识别的气水成果，勾绘了盒2 段气水分布图（图3），可以看出，气水在平面上分布具有很强的规律性，南北向砂体分布与河流流向一致，连续性较好；而河道边缘砂体发育程度明显变差，砂体变薄且分布零散，物性稍差，在气源不足或充注强度不够的情况下，多为干层、气水层或水层。而河道主体部位，高能河道的心滩，因为水动力较强，淘洗作用明显，容易形成泥质含量低、物性好的中粗砂岩，易发育纯气层。结合盒2 段顶部构造等特征，认为气水层平面分布复杂，多以土豆状叠合呈条带状分布，但在有利储层保证的情况下，天然气在鼻隆、斜坡相对构造高部位富集，而水层、气水层则位于鼻凹等相对构造低部位。

2.3 地层水来源及成因分析

化验分析结果表明，盒2 段地层水水型为氯化钙型，单砂体内的纯水层、气水同层的地层水氯根含量差异较大，从12 376 mg/L 到47 500 mg/L 不等，但仍然认为，主力盒2 段气藏是封闭系统气藏，地层水主要为层内水。根据储层分布、产水量及氯根含量，地层水分为孤立透镜体水、边底水及弱分异的气水混层。

孤立水层是指呈透镜体状或薄层状、与相邻气层或水层不连通的水层，包括致密透镜体水和物性较好的透镜体水。致密透镜体受成岩或沉积作用的影响，主要位于河漫滩或河道侧翼部位，多为“泥包砂”的岩性组合，具有岩性细、渗透率低、侧向延伸远、储层厚度小且被周围泥岩封闭的特征，成藏期未完成气水置换而形成孤立水层，储层电阻率值相对纯水层的电阻率高，产水量一般与水层厚度有关。由于孤立透镜体水体积有限，初期日产水量不大，有一定的延续时间，但后期会下降，如锦68 井附近的孤立水层。物性好的孤立透镜体水，多为岩性粗、渗透性好的心滩，单套砂体侧向延伸范围小，孤立的含水砂体被非渗透层段遮挡，致使在成藏过程中天然气不能驱替这部分砂层中的原始地层水，形成高含水饱和度的孤立水体。边底水位于厚层砂体的低洼部位，天然气通过浮力向上运移过程中，难以对低洼部位进行充注，砂体中残留地层水，含气显示差，在同一砂层内部，构造相对低部位是地层水的富集区。若构造位置较低，则表现为相对整装的水层，图3 可见锦81 井构造低部位水层。边底水多具有气测显示好，孔隙度、渗透率、饱和度值高的特点，既可发育在砂体不连续的主河道边部，也可发育在连续储层内部的构造低部位，矿化度一般较高，高于本区平均值。

图3 盒2 段气水分布

弱分异气水混层的储层内部物性因为沉积相变，物性表现为从好到差或者从差到好，同时成岩作用对储层也有一定的影响。成藏动力较弱的圈闭中，这类储层不能完全完成气水置换，形成含气水层，如果厚度大、物性好，成藏后形成的气柱浮力大于储层毛细管阻力，则推动天然气向储层顶部运移，导致气水呈弱分异状态。此储层有一定的产气能力，多为气水同出，图3 中的锦42 井其测试成果为日产气2 560.00 m3，日产水3.10 m3。

3 气水分布影响因素分析

3.1 优势河流相的影响

盒2 段为冲积平原-辫状河沉积，物性好的砂体分布于心滩主体及河道充填的粗砂岩或含砾粗砂岩中。心滩沉积水动力强、颗粒粗、分选好，砂体物性好，往往发育较高孔渗的储层；而往边缘地带，随着水动力的减弱，沉积物颗粒变细，分选性变差，孔渗随之变小。同等生烃强度条件下，排驱压力小的高渗储层被优先充注形成纯气层，而物性差的储层原始地层水难以被完全驱替，则含水饱和度较高，为水层或气水同层，试气产能较低。在物性差异较大的复合砂体内部，气层与气水层往往相邻发育，成藏后期，天然气的赋存延缓了成岩作用，并较好地保持了储层的物性，而相对富含水的砂岩则进一步成岩致密化，从而导致其储层物性比气藏区储层物性差。

3.2 构造部位对天然气富集的影响

在相同的储层物性条件下，构造高则天然气容易富集。图2 气藏剖面图中，气层主要分布在构造高部位，尤其是鼻状隆起或背斜所在构造高处与优质储层叠合的区域。天然气富集现象主要与侧向封堵和局部构造高点有关，大多富水区位于构造较低部位或斜坡无岩性遮挡区，富气区则位于上倾岩性遮挡、鼻状构造和局部高点区。本区天然气从南部运移而来，受储层物性的影响，天然气优先富集于物性好、构造高的储层中，而物性较差的储层或者构造低部位则含气饱和度相对较低。

3.3 砂体叠置程度及成岩作用的影响

储层在经历了沉积、成岩等系列作用后，在纵向上和横向上形成不同程度的非均质性。辫状河道为叠加河道，层内夹层相对较发育，主要为泥质夹层和致密砂岩夹层两类，夹层直接影响了砂体的垂直渗透率和水平渗透率的比值，将气层细分为几个小段，对气水运动规律起很大的作用。厚层砂体纵向上由于物性的变化而形成致密-有效砂岩的叠置组合，有效砂体尽管物性好，但被低渗致密砂质夹层隔开，没有通道连通而天然气无法进入，多富集地层水。均质性好的储层天然气充注起始压力低，运移阻力小，气驱替水比较容易，而非均质性强的储层天然气充注起始压力高，运移阻力大，天然气难进入，易形成差气层、气水同层、水层甚至干层。受砂体展布方向、微相侧向变化、物性变化及气体聚集过程影响，研究区形成众多平面上呈透镜体状、多个局部边（底）水沿河道分布、全区基本上没有统一的气水界面的气藏（图3）。

3.4 成藏作用对天然气富集的影响

早侏罗世的燕山运动使研究区东北部抬升，形成向南西倾斜的斜坡，由于泊尔江海子断裂发生了逆冲，断裂以北地区山西组、部分下石盒子组直接覆盖到元古界及太古界结晶基底之上，不整合面可作为南部形成的天然气向北运移的主通道。同时物性和连续性都较好的盒1 段砂体起到了很好的输导作用，正好对应于天然气的第一次生气高峰，在压力和浓度差的作用下，首先运移到砂体，经断裂或不整合面向北、北东方向运移，同时盒2 段、盒 3段裂缝及小断裂发育，从而大大改善输导体系，最终天然气从盒1 段的砂体通道向上运移进入盒 2 段、盒3 段聚集成藏，从而形成成藏地质特征相似的岩性构造圈闭群。

4 开发技术对策

锦66 井区主力目的层为盒2 段，合适的开发井型是水平井。气藏为辫状河沉积的岩性构造气藏，储层非均质性强、气水分布复杂。只有做好沉积特征研究、三维储层预测技术攻关及精细小层构造刻画等工作，充分考虑部署水平井的空间轨迹与气层分布匹配程度，才能提高钻井成功率，若一方面工作缺失，则可能造成水平段钻遇非气层。图4 可知，JPH-12 井水平段前300 m 钻遇全烃显示平均达10 %，而后600 m 则全烃显示较差，结合构造分析，认为水平段是从构造高部位向构造低部位钻进，后面600 m 首先钻遇泥岩夹层后逐渐进入气水同层区。

图4 JPH-12 井实钻轨迹

水平井完钻后，为了最大程度地动用水平段空间的储量，需要考虑钻遇岩性分布、全烃显示、测井解释成果、水平段轨迹空间变化及所处气水层的空间特征。忽视以上因素而单纯的压裂建产，会出现测试产液量大，而无法投产的难题。图4 中JPH-12 井压裂段数为8 段，共加砂132 m3，压裂液返排率达到125.6%后，日产气3.98×104m3，日产水83.25 m3，此井产液量大、投产成本高，无法正常进入集气站。经电性识别标准分析可知，水平段后600 m 实钻为气水同层，因为认识的不充分，压裂沟通了水层，直接造成产液量大。结合盒2 段的气水分布规律，认为适合锦66 井区水平井的储层投产方式主要包括两种：压裂改造投产和自然投产。其中，压裂改造投产适合气层厚度大或隔层厚度大的水平井，以预置管柱及套管完井方式，能够充分解放水平段产能的水平段，达到高产目的；自然投产适合物性好或水平段前半段钻遇较好气层、后面钻遇气水层或水层的水平井，以筛管完井或裸眼完井，充分利用储层物性好、泄气容易的特点，同时利用酸洗达到自然建产。