川西坳陷须家河组气水分布控制因素研究

川西坳陷须家河组气水分布控制因素研究
龙虹宇;王鲲;卢磊勋
【摘要】川西坳陷深层须家河组具有很大的资源潜力，但由于其特殊的地质背景，使得在部分地区的勘探进展不尽人意。

为了明确川西坳陷须家河组气水分布的主控因素和成因机理，选取大邑地区上三叠统须家河组作为研究对象，在对须家河组段致密气藏特征研究的基础上，结合区域地质条件，总结了现今大邑地区须家河组气水分布规律；再在构造演化史的分析成果基础上对构造、断裂精细特征进行总结，研究气水分布的主要控制因素。

研究结果表明，古今构造是复杂气水分布的基础，泥岩夹层影响了内部油水层分布，而储层非均质性决定了原油驱替地层水的能力。

%The Xujiahe formation in West Sichuan Depression has a lot of potential ,but the exploring in this area is less than satisfactory due to the special geological background .In order to figure out the main controlling factor and the genetic mechanism of the Xujiahe formation in West Sichuan Depression ,our paper chooses the Xujiahe formation in Dayi area as the study object .Based on the study of tight gas reservoir characteristics of the Xujiahe formation ,combined with geological background ,the research summarizes the Gas-Water distribution regu-larities;then summarizes the characteristics of structure and fracture based on the analysis of regional structural evolution history ;studies the main controlling factor of Gas-water distribution .Our research highlights that the ancient -modern structure is the foundation of the com-plex Gas-water distribution ,and the mud interlayers influence the inner distribution of Gas
-water ,and that the reservoir heterogeneity re-sults in the capacity of Oil-water displacement .
【期刊名称】《广东石油化工学院学报》
【年(卷),期】2015(000)004
【总页数】4页(P18-21)
【关键词】气水分布;控制因素研究;大邑须家河组;川西坳陷
【作者】龙虹宇;王鲲;卢磊勋
【作者单位】成都理工大学能源学院，四川成都510059;成都理工大学能源学院，四川成都510059;成都理工大学能源学院，四川成都510059
【正文语种】中文
【中图分类】P618.13
川西坳陷中段是重要的勘探领域之一，须家河组是其中较为重要的组成部分。

然而大邑地区上三叠统须家河组气藏的复杂的气水分布及其控制因素不清的问题已严重制约了该区深层的天然气勘探开发进程[1-3]，因此有必要开展针对性的分布研究，明晰该区气水分布控制因素，明确其勘探前景，优选勘探目标，从而为指导该区进一步滚动勘探开发提供依据。

大邑地区位于四川省西部大邑县与崇州市境内，区域构造上位于四川盆地西部龙门山冲断带内的前缘隐伏构造带南段[4](见图1)。

大邑须家河组气藏构造主体以裂缝—孔隙型储层为主，为致密、常温常压、干气、受裂缝控制的构造气藏。

受F2断裂影响，南断间区为含水区。

随着开采的推进，水体由南向北逐渐向断高区侵入。

目前的研究成果显示，气藏内部的连通性弱。

须三主力层局部为含水，为局限水体；
须二主力层测试出水，但主要为裂缝富集带局部含水，水量大小和裂缝与F2断层的连通程度关系密切。

大邑气藏圈闭相对独立，无明显圈闭界限；储层属于低孔、低渗、特低渗非常规储层；源储关系以源外或远源为主，马鞍塘和小塘子组是向大邑地区主要气藏-须二、须三气藏供气的主要烃源岩；天然气运聚的动力主要是浮
力的二次运移；无明显的气水界面，通常为气、水、干层共存，在油气聚集过程中水柱压力起一定作用；气藏大面积分布，局部富集，但流体饱和度不均一，受夹层控制，非均质性很强。

上述特征表明，虽然该气藏表面上与“连续型”气藏类似，实际上并不能简单地将其归为“连续型”气藏；考虑到很多方面完全不符合常规气藏特点，也不能归为常规圈闭型油气藏。

因此认为大邑气藏可能是介于连续型与非连续型气藏之间的一个过渡型气藏，综合了二者的特点。

2.1 大邑构造形成、演化与气水分布的关系
据地震和钻井资料的分析判断，大邑深层的须家河组构造与地表的浅层构造分别形成于印支晚期—燕山中期和喜马拉雅晚期。

在印支期安县运动之后(即须三段沉积
末期)，出现了原始的背斜构造雏形。

侏罗纪为平缓发育期，背斜形态无大的变化。

到侏罗纪末期的燕山中期运动之后，初步形成像现今一样的被断层夹持的断背斜构造。

构造最终定型于喜马拉雅晚期[5-6]。

含油气沉积盆地中的正向构造一般都是流体的低势地区，也是流体运移的指向区，因此，盆地中生成的油气总是向着正向构造运移和聚集。

按流体重力分移原理，气在上，水在下，这是气水分布的普遍规律。

但是，由于天然气从分散的游离状态转变成规模性的聚集成藏，其过程是很复杂的，它受到多种因素的影响，如区域水动力条件、储集层的非均质性、多期次的构造运动等，因此，对每一个构造上的气水关系都必须据其实际情况作具体的分析。

须四段沉积时，大邑构造的须二和须三段出现了背斜的雏形，成为油气运移的指向地区之一。

这时是烃源岩第一个成油的生排烃高峰期，大邑构造可以捕获到一定的
油气。

但由于其作为主要盖层的泥页岩孔隙度尚高达20%以上[7]，还不能成为盖层。

因此这时期构造内的油气将会大量的散失，不可能形成油气藏。

上沙溪庙组沉积时，是烃源岩第二个以生气为主的生排烃高峰期。

这时作为须二段和须三段储层的砂岩，此时还保持有8%～10%的孔隙度[7]，满足天然气运移聚集的储集条件，同时须家河组的泥页岩在此时已具备了封盖天然气的能力。

因此，在上沙溪庙组沉积时期应该是大邑构造须二、须三段聚气成藏的最佳时期。

蓬莱镇组沉积时，是烃源岩第三个生气的生排烃高峰期。

大邑1—大邑201—大邑401—大邑4井区一带，是天然气运移聚集的最有利地区。

但是，这时期的须二、须三段砂岩储层因受压实、胶结等破坏性成岩作用影响，孔隙度普遍小于7%[7]，渗透性变得很低，已属致密储层，基本丧失大规模油气运移能力。

燕山中、晚期—喜马拉雅期，是大邑须家河组构造断裂发育、形变改造、构造定型及气水重新调整分布的重要时期。

燕山中、晚期来自北西方向的挤压应力，使大邑须家河组构造发生了向南东方向的逆冲断裂及与之相伴生的向北西方向的反冲断裂，并使背斜的顶部向南东方向迁移。

早期(指蓬莱镇组沉积前)储聚在须二、须三段里的气、水(因储层致密化已被“冻结”)因受构造应力影响而“活化”，再次运移分布。

这时期因储层已完全致密化，已不具备油气大规模运移的条件，故气、水的运移主要发生在构造内的断裂带、裂缝带和岩石破碎带地区。

缘于此，导致了断裂带、裂缝带和岩石破碎带等区域内气、水分布的复杂性。

从上述分析可以看出，由于储层非均质性强，致密化程度较高，流体在其中运移难度大，因此现今构造应不可能对研究区须二、须三段区域上的气水分布有太强的控制作用，区域上的气水分布还是和大邑构造须二、须三段砂岩致密化前的聚气成藏的古构造有关，确切地说，应与最佳成藏时期上沙溪庙组沉积时期的古构造有关。

2.2 气水分布受泥岩夹层的控制
大邑地区须二、须三段砂岩储层中泥页岩夹层发育，泥页岩夹层层数多，单层厚度
变化不均，最小厚度0.14 m(大邑2井Tx3砂组)，最大厚度15.5 m(大邑3井
Tx21砂组)，但累计厚度较大，介于6.52～65.0 m之间，平均厚度24.4 m。

其中，须二段Tx21砂组泥页岩夹层厚度普遍较须三段Tx3砂组发育，泥页岩夹层均在10 m以上，平均厚度36.6 m；且砂组泥页岩夹层主要分布在该段中下部。

纵
向上，以大段厚层砂岩夹薄层黑色泥页岩的形式出现；横向上，泥页岩夹层断续分布(见图2、图3)。

泥页岩夹层发育的原因在于：大邑地区须二、三段沉积环境为辫状三角洲前缘环境，随着不均衡的构造运动、物源区沉积物供应量的变化、沉积区基底的沉降以及可容纳空间的变化，导致辫状三角洲前缘分流河道发育并频繁迁移，造成主要储层段纵向上多期分流河道砂体与河口坝砂体相互迭置，而随着分流河道的频繁迁移改道，其间发育短期的分流间湾泥质沉积[8]。

泥页岩夹层的发育必然会导致大邑地区在油气藏成藏的过程中，会出现水体排除不畅以及部分水体滞留的问题，在砂岩致密化后，这部分水被禁锢在气藏中，从而导致了大邑须二、须三气藏部分区域含水饱和度高。

2.3 气水分布受储层非均质性的控制
大邑地区须家河组陆相地层沉积过程复杂，储层在形成过程中受沉积、成岩、构造等多方面影响，单井及井间储层特征纵、横向变化大，导致储层非均质性较强，主要体现在沉积微相、断层裂缝两个方面。

2.3.1 沉积微相的差异
大邑地区须家河组须二、须三段处于辫状三角洲前缘环境[8]，有利储集砂体类型
为辫状三角洲前缘水下分流河道砂体和河口坝砂体，纵向上这两类砂体砂岩结构发育的差异导致了矿物成分、颗粒粒度、胶结物含量、分选、磨圆等岩石学特征差异较大。

在单一分流河道砂体的下部，河口坝砂体的中、上部，由于水动力作用较强，一般岩石颗粒较粗，为灰白色中、粗粒岩屑石英砂岩，颗粒间淘洗干净，杂基含量
低，磨圆、分选均较好，在后期成岩作用改造过程中，即便有硅质、钙质等胶结物充填，但粒间残留原生残余孔的几率大。

此外，较高的孔隙度和喉道半径也为后期酸性流体的进入提供了通道，造成长石、岩屑等不稳定矿物的溶蚀，易于形成次生溶蚀孔。

优质储层发育的部位往往是残余原生孔、次生溶蚀孔或这两种孔隙均发育的部位[9-10]。

因此，在单一河道砂体及河口坝砂体内部，储层非均质性表现明显。

此类储层往往是气的有利聚集区，而分流河道砂体的中上部、河口坝砂体的下部，由于颗粒细小，泥质杂基含量高，孔、渗低，含水饱和度也高，往往是孔隙水的分布区域。

2.3.2 断层、裂缝
大邑地区须二、须三段主要储层普遍遭受了较强的破坏性成岩作用，基质物性较差，流体运移困难，若能形成气、水的规模聚集，就必须改善其渗流条件，如存在断层、裂缝等断裂构造。

大邑地区须二、须三段各砂层组内部裂缝的发育程度不一，使得部分地区储层横向联通性变差。

大邑地区断层发育，从已完钻的13口井油气显示、岩心观察来看，均钻遇到了一定规模的裂缝，在裂缝发育井段见到了良好的油气水漏显示以及大量的次生矿物，部分井测试获得高产，如大邑1井砂组4 858.85～4 883.70 m，录井过程中出现井漏，漏失钻井液34.1 m3，完井测试产气无阻流量达到53.8×104 m3/d。

从大邑地区所有钻井录井显示及测试情况分析，获得良好油气显示及高产的井均分布在断层附近或断层末端，这些部位受断层活动的影响，应力较强，裂缝较发育；而主要目的层远离断层的井钻遇裂缝的机率大大降低，油气显示较差，测试效果也不理想。

裂缝是气井获得高产的关键，同时也是水产出的重要通道。

大邑102井的生产测
井曲线表明产层段也是主要的产水段，该井位于F2与f1-1断层的夹持地带(羽状
断裂带)，F2断层上切到侏罗系、下切过T6反射层，为一深大断裂，该断层羽状
断裂带对于研究区地层主要起两个方面的作用：一方面改善了地层的储渗性能，另一方面则起到沟通上下地层气水层的作用。

在这两方面因素的共同影响下，地层水最易在断层破碎带聚集，而川孝102井、大邑3井离断层破碎带又较近，因此测
试呈现出明显产水的特征。

大邑须三、须二气藏是一个整体成藏、多藏叠置，成藏配置良好，圈闭高大的气藏，是介乎连续型与非连续型气藏之间的一个过渡型气藏，其气水分布主要受古构造、泥岩夹层与储层非均质性的影响。

同时，大邑须三、须二气藏水的产出也受到裂缝与夹层的控制。

本文的研究内容解决了深层须家河组天然气勘探中的一个难题，为制定正确的勘探战略提供了帮助，对加速该区勘探、开发具有十分重要的现实意义。

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