川西龙门山前带雷四段气藏气水分布及控制因素

李 勇，王启颖，付 辉，张 岩, 邓伟飞，廖曦璇

(1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041；
2.中国石化西南油气分公司彭州气田(海相)开发项目部，四川彭州 611930；
3.成都北方石油勘探开发技术有限公司，四川成都 610041)

深层、超深层碳酸盐岩油气资源潜力大，在四川盆地、塔里木盆地不断被发现，在我国具有重要的能源安全战略地位[1]。近年来，中国石化西南油气分公司在四川盆地西部中三叠统雷口坡组碳酸盐岩天然气勘探中取得重要进展[2-3]，2014年1月，位于川西龙门山前带金马构造的P4井测试获日产天然气121.05×104m3，随后实施了2口探井、7口评价井，对气藏开展评价，提交探明地质储量超1 000×108m3，龙门山前带雷四段已成为中国石化“十四五”天然气增产的重要领域。已经实施的探井、评价井和第一轮开发井测试产量均较高，但部分井产水且气水关系较为复杂。前期对山前带雷四段气藏的研究主要集中在烃源岩评价、沉积储层分析、生储盖组合配置等成藏要素和勘探潜力等方面[2-6]。对雷四段气水分布特征及控制因素研究较少，气水分布规律不甚明确，影响了整体的勘探开发部署，制约了产能建设。

文中以钻井、录井、测井、实验分析、试气等资料为依据，结合区域地质背景和成藏条件的剖析，采用宏观和微观相结合、动态和静态相结合的研究思路，探讨龙门山前带雷四段气藏的气水分布特征及主要控制因素，旨在为气田的高效产能建设提供科学依据。

研究区处于四川盆地西部龙门山中段前缘，由关口断裂与彭县断裂控制的石羊场-金马-鸭子河-云西构造带，属于龙门山大型构造带中段的山前隐伏构造，东南紧邻元通-安德凹陷、广汉-中江斜坡(图1)；
整体为长轴状断背斜构造，具有西陡东缓、北陡南缓的特征；
区域内发育多条不同规模的逆断层，走向整体呈北北东向及近东西向，其中彭县断裂、关口断裂为目标区主要控藏断裂。

图1 川西龙门山前带构造位置

从二叠系至今大致经历六个构造演化阶段：①加里东晚期-海西早期：川西坳陷整体抬升遭受剥蚀，坳陷内基本缺失泥盆系地层；
②海西晚期：川西坳陷处于稳定的沉降，地层厚度变化不大，基本无断裂，沉积中心在彭县深凹；
③印支早中期：基本继承了海西晚期的构造格局，但幅度变大，中三叠世末的印支运动地层造成强烈抬升，龙门山前带开始有明显的构造变形，也形成了一些大的隆起，同时结束了海相沉积进入陆相沉积；
④印支晚期：龙门山造山并向东推挤，川西坳陷急剧沉降，继承了印支早中期的构造格局；
⑤燕山早期：龙门山造山运动进一步向东推挤，川西坳陷继续下沉；
⑥燕山晚期-喜山期：龙门山造山运动再次向东推挤，断裂带外围区强烈褶皱上升，形成川西坳陷现今的构造形态。

川西坳陷中三叠世雷口坡期主要为局限或蒸发台地沉积，雷口坡组自下而上可划分为雷一、雷二、雷三、雷四共四个层段。其中，雷四段从早期到晚期，蒸发作用逐渐减弱，可进一步细分为上、中、下三个亚段，下亚段岩性以膏岩为主夹白云岩，中亚段为白云岩和膏岩互层，上亚段中上部发育一套厚度稳定(25 m)、电阻率极高(电阻率大于10 000 Ω·m)、物性较差(孔隙度小于2%)的灰岩隔层，将雷四上亚段划分上储层段和下储层段，二者均为研究区最主要的含气层段。该段沉积相带为潮坪相，包括潮上带、潮间带和潮下带，储层发育的有利相带为潮间带的藻云坪、云坪微相[5-8]。

2.1 储层岩性及储集空间

龙门山前带雷四上亚段上下储层段的岩性及储集空间存在明显差异。上储层段为孔隙型储层，岩性主要为微晶白云岩，其次为藻(砂屑)白云岩，储集空间主要为晶间孔和晶间溶孔，其次为藻间溶孔；
下储层段为孔隙型和裂缝-孔隙型储层，储集空间以晶间孔、晶间溶孔和藻格架孔为主，局部裂缝、溶洞较发育，岩性主要为藻黏结(藻砂屑)白云岩、藻纹层白云岩、微-粉晶白云岩、藻团块微晶白云岩。

参考四川盆地碳酸盐储层分类标准，选取孔隙度和渗透率作为储层类型的判别指标，建立龙门山前带雷四段储层分类评价标准[9](表1)。气藏有效储层平均孔隙度为5.31%，平均渗透率4.24×10-3μm2，整体表现为低孔、低渗特征，其中，上储层段有效孔隙度为2.01%～23.70%，平均为8.28%，有效渗透率为0.004×10-3～8.950×10-3μm2，平均为1.710×10-3μm2，以Ⅰ类和Ⅲ类为主；
下储层段有效储层孔隙度为2.00%～20.21%，平均为5.03%，有效渗透率为0.003×10-3～1 860×10-3μm2，平均为8.240×10-3μm2(去除低孔高渗样本点4.570×10-3μm2)，以Ⅱ类和Ⅲ类为主。储层孔隙结构复杂，孔喉分选差，孔隙整体上以大中孔为主，喉道以细-微喉为主，含少数中喉和粗喉，孔喉组合类型以中孔-细喉为主，其中Ⅰ类储层以大孔-中喉、大孔-粗喉为主；
Ⅱ类储层孔喉组合类型复杂多样；
Ⅲ类储层以中孔-细喉、小孔-细喉为主[5-7]。

表1 龙门山前带雷四段储层分类评价

2.2 储层展布

雷四上亚段上储层段有效储层主要发育在该段下部，厚度11.50～27.38 m，平均18.52 m，其中I+II类储层平均厚8.06 m；
下储层段有效储层发育在该段中上部，厚度50.20～58.20 m，平均52.40 m，I+II类储层13.48～26.50 m，平均18.30 m。

储层发育具有以下特征：①储层发育受控于高频层序组合，海平面的频繁变动导致储层具有成层性，发育于高频层序的中上部；
②横向大面积稳定展布；
③纵向层多、单层薄、储层及夹层交互式分布、非均质强；
④下储层的优质储层在构造高部位较厚。

以测井、完井测试及开发生产动态资料作为数据基础，建立研究区的气水层识别标准，气层测井响应特征为“一低三高”，即低密度、高中子(5%～14%)、高声波(大于47 us/ft)、高电阻率(电阻率大于100 Ω·m，小于5 000 Ω·m)，储层含水的测井响应特征表现为“两低两高”，即低电阻、低密度、高中子、高声波；
测试结果表明，这种识别标准的符合率较高[9]；
岩心二维核磁共振实验表明，钻井液、束缚流体、可动水和天然气信号具有不同的T2、T1谱分布区间，完井测试结果也证明了二维核磁是一种有效的流体判别方法，可有效解决白云岩储层流体性质的判别[10]。气藏地质特征分析及气井测试、试采情况表明山前带雷四段气藏气水分布关系复杂。

3.1 不同构造气水界面差异大

P4井位于金马构造高点，下储层段测试日产气121.05×104m3，上储层段未测试，测井解释10层9 m均为气层；
P5井位于金马构造西翼斜坡带，下储层段测试日产气37.67×104m3，日产水108 m3，上储层段测试日产气40.41×104m3；
P3井位于金马构造圈闭之外，测井解释上下储层段均为含水层。总体上金马构造雷四段上亚段高部位为气层，往低部位逐渐过渡为气水同层、水层，下储层段气水界面为-5 244 m，上储层段未探及气水界面，其边界初步认为与下储层段一致。

Y2井位于鸭子河构造相对高部位，下储层段测试日产气49.49×104m3，上储层段测井解释5层8.9 m均为气层；
P8井位于构造北东翼低部位，下储层段测试日产气47.19×104m3，日产水75.6 m3，返排率123%，上储层段测井解释为气层，测试日产气53.69×104m3；
构造南端P6井下储层段气水界面为海拔-5 180 m，气显示明显变弱，电阻率值降低，核磁测井解释水信号明显。鸭子河构造北部较陡，南部较缓，气水界面在南北两端略有差异，北部气水界面在海拔-5 174 m，南部气水界面在海拔-5 180 m，产水井主要位于构造低部位。

石羊场构造气水分异明显属于典型的构造气藏，位于构造高部位的Y1井下储层段测试日产气60.32×104m3，上储层段测井解释气层8.1 m；
位于该构造西南翼低部位的P1井上储层段测井解释水层14.12 m，测试日产液2.18 m3，下储层段测井解释水层16.4 m。综合确定该构造气水界面为海拔-5 574 m。位于云西构造高部位的P9井上储层段测试日产水153 m3，下储层段测试日产气12.65×104m3，日产水276 m3，说明整个云西构造上下储层段整体含水。

综上所述，山前带构造雷四段气藏气水关系较复杂，石羊场、金马、鸭子河、云西四个构造为四个独立的含气构造，气水界面相差较大；
石羊场、金马、鸭子河三个构造都表现高部位为气层，往构造低部位逐渐过渡为气水同层、水层，云西构造整体含水(图2)。

图2 山前带雷四段上亚段气藏剖面

3.2 流体组分差异大

天然气组分的深入分析对认识天然气成藏过程、气藏规模具有重要意义。本次研究所采集的天然气样品均在气井测试或者试采稳定期取得。分析结果表明，构造位置相邻的金马构造和鸭子河构造天然气组分存在差异：金马构造天然气甲烷含量90.50%，乙烷含量0.16%，二氧化碳含量4.31%，氮气含量1.10%，硫化氢含量3.88%，天然气相对密度为0.620 7；
鸭子河构造天然气甲烷含量87.87%，乙烷含量0.17%，二氧化碳含量5.63%，氮气含量0.88%，硫化氢含量5.41%，天然气相对密度为0.650 0(表1)。

同一构造的上下储层段气样组分略有不同。如金马构造的上储层段天然气甲烷含量91.27%，乙烷含量0.16%，二氧化碳含量4.10%，氮气含量1.01%，硫化氢含量3.42%，天然气相对密度为0.620 8；
下储层段天然气中甲烷含量90.01%，乙烷含量0.16%，二氧化碳含量4.36%，氮气含量1.13%，硫化氢含量4.31%，天然气相对密度为0.620 5(表2)。

表2 山前带雷四段气藏天然气分析数据

3.3 生产动态影响产出液体性质

四川盆地西部雷口坡组“地层水”总矿化度为10.02～383.72 g/L(质量分数)[11]，区间范围较宽，综合分析认为含有凝析水，产出的液体应包括压裂液(生产早期)、凝析水、地层水的混合。有的气井按照合理的配产，稳产期不会产出地层水。因此，有必要结合钻井动静态资料分析产水性质，剖析气井受地层水活跃程度对产能的影响，及时调整生产制度[12-13]。

鸭子河构造的Y2井稳定生产时间较长，配产15×104～20×104m3/d，压力由33.47 MPa降至32.22 MPa，期间平均压降速度为0.012 MPa/d，平均日产气21.18×104m3，日产液3.08 m3，表明气井产出液以凝析水为主，极少量可动水，依据如下：①产水量低，水气比低(小于0.3 m3/104m3)，水气比较平稳，没有出现气井产水造成的气水比波动现象；
②气井井口油压相对稳定且下降日趋变缓，符合气藏产凝析水的特征；
③硫化氢含量总体保持稳定，没有出现高含硫气井产水造成的硫化氢含量升高现象；
④矿化度含量低(5.5%)，产出液中阴阳离子含量、矿化度保持平稳，水型基本稳定，总矿化度为12.5～28.8 g/L。

4.1 构造位置

前文对气水分布特征的分析表明，各局部构造上下储层段气水分布很大程度上都受构造作用的控制。钻井揭示构造高部位的含气充满度较高，向下倾的斜坡方向过渡为气水同层，越到构造低部位，含水饱和度越来越高直至含气水层(图2)。

一方面，现今的区域构造背景是控制地层水分布的基本条件，气水重力分异的原理造成气藏中常见的“上气下水”；
另外一方面，构造幅度的大小对气水分布也有较大的影响：中高产井多位于构造较陡或者规模较大的储集体上，储层较厚，物性较好，气水在重力作用下分异较为彻底，具有明显的气水界面；
低产或者产水井多位于构造相对平缓或者规模较小的储集体中，地层水分异不明显，如位于山前带北东部的幅度平缓的云西构造整体产水(图2)。

4.2 气源条件

天然气充满度分为高充满度(大于等于100%)、中充满度(80%～100%)和低充满度(小于80%)[14]，天然气充满度高则构造内天然气气柱高、分布面积广。其中，石羊场构造上下储层段充满度差异较大，上储层段充满度为79.20%，接近中充满度，下储层段充满度则只有19.20%，为低充满度；
金马构造上储层段充满度70.43%、下储层段则只有58.50%，为低充满度；
鸭子河构造上储层段充满度84.20%，为中充满度，下储层段充满度66.67%(表3)，为低充满度，造成其差异的原因主要是山前带雷口坡组气藏烃源岩生烃强度低，在整个成藏过程中，缺乏充足的烃类气体充注，气排水不充分，地层水大量滞留在储层中，占据储集空间。仅构造高部位充注一定量的天然气，构造低部位则注满地层水。

表3 山前带雷四段气藏圈闭要素和气柱高度统计

山前带雷四上亚段气藏天然气来自下伏二叠统、上覆马鞍塘组、小塘子组及雷口坡组自身[15]。其中上覆马鞍塘组和小塘子组烃源岩生成的天然气通过雷口坡组顶部不整合面倒灌进入上储层段，这部分的天然气不含硫化氢，由于中间隔层的阻挡而无法进入下储层段，来自于雷口坡自身及下部的二叠系烃源岩生成的天然气均可以进入上下储层段；
故造成上下储层段的天然气组分存在差异。梁狄刚、张水昌等认为，碳酸盐岩作为烃源岩时，TOC值应大于0.50%[16]，彭平安提出能引起排烃的碳酸盐岩烃源岩TOC下限应为1.00%[17]。而研究区探井TOC平均值为0.41～0.53(表4)，认为该区虽然达到烃源岩排烃界限，具备一定的生烃能力，但未达到中等烃源岩标准，故难以形成大规模聚集，不能提供充足的气源，从而气藏充满度存在差异。

表4 山前带各构烃原有机碳值质量分数统计

4.3 储层非均质性

雷四段储层纵向呈薄互层状，单层厚度薄，层数多，岩心分析表明水平渗透率比垂直渗透率高1～2个数量级，揭示出纵向强烈的非均质性特征，这也是云西构造P9井的上储层段产水，下储层段气水同产的重要原因。由于纵向的强非均质性，加上横向上储层差异化发育，形成局部的岩性圈闭，造成同一构造不同的气井地层压力梯度略有差异，如金马构造的P4井地层压力梯度为1.12 MPa/100 m，而相距1.07 km的P5井地层压力梯度为1.08 MPa/100 m。

研究区天然气在运移成藏的过程中，气驱动水的驱替程度与储层的品质和孔喉结构密切相关：在较为疏松、孔喉分选匹配较好、连通性好的储层中(图3a、b)，气水分异更为彻底，形成现今表现的“上气下水”，但在孔喉壁道或转折端，均存在难以驱替出岩石的束缚水(图4a)；
在较为致密、孔喉大小不均一、连通性较差的低渗透储层中(图3c、d)，以及部分大孔隙被晚期的破坏性成岩作用造成封堵，地层水难以有效流动，残存在地层中的水难以被成藏过程中的天然气驱替出来，形成了广泛分布的残余可动地层水(图4b)。成藏后期，天然气的赋存一定程度上抑制胶结作用的进行，较好地保存了优质储层的物性；
而相对富水的储集层更容易带来成岩流体，使得储层进一步致密化，从而导致储集层品质比气藏区储层差。

图3 不同品质储层孔喉连通性宏微观照片

图4 优质储层和劣质储层气驱水示意图

4.4 断裂及裂缝

裂缝的高导流能力使其成为成藏早期天然气充注的主要通道，在成藏后期，气水分布再次调整时，也容易连通底水或边水。如果裂缝不发育，在气源充足条件下，即使是构造低部位的储层，也能封存由烃源灶运移过来的天然气，如果裂缝发育，单一储渗体很难永久保存天然气[18]。川西山前带雷口坡组烃源岩在燕山中期达到生烃高峰，燕山中晚期发生多期油气充注，历经多次挤压推覆，发育多期次、多尺度裂缝，尤其是在喜山期的构造定型阶段，派生裂缝较发育，增强了储层的连通性，是气井获得高产的关键因素[19]，同时，也是产水通道。位于鸭子河构造西南翼靠近彭县断裂的P6井，其烃源岩为雷口坡组自身及下伏二叠系龙潭组[15]，该井雷口坡组烃源岩厚度达到120 m，断至二叠系的彭县深部大断裂为下部烃源运移提供了有效通道，具有油气成藏匹配优势，可能形成较大规模的气藏，但P6井实钻揭示，下储层段仅为一层“气帽子”，其下为水层，初步分析表明：因P6井的靶点距离断层仅700 m，沟通了断层下盘的边水，同时，本井实钻过程中发生井漏，测井资料解释也表明微裂缝发育，也可能沟通了下部的水层(图5)。

综上分析，山前带雷四段气藏气水分布复杂，整体呈现上气下水、薄互层条带式分布、靠近断层气水发生再次分异调整的特点。三个局部构造都形成气藏，并非最低部位先充满再溢出到高部位，而是表现出均有充注，但都没有充满，表明天然气的充注并非统一的疏导体系，而是独立的；
其次，充满度不够，表明烃源岩供烃能力不足，成藏过程中气源不足，各个局部圈闭并未完全充满是造成地层水分布的根本原因；
再次，储层的发育层位和非均质性导致气藏表现为构造与岩性共同控制；
断层的调整作用进一步加剧了气水分布的复杂性(图5)。

(1)川西龙门山前带雷四上亚段气藏发育上下两套储层，上储层段为孔隙型储层，下储层段为孔隙-裂缝型储层；
纵向呈薄互层状，单层厚度薄，层数多，横向分布面积大。

(2)龙门山前带雷四上亚段气藏气水分布具有以下特点：石羊场、金马、鸭子河、云西四个局部构造具有不同的气水系统，流体组分存在差异；
产出液体性质受生产动态影响较大；
同一局部构造南北两翼陡缓不同气水界面有差异，呈现南低北高的特点。

(3)气水分布首先受到现今构造的控制作用，呈现上气下水的格局，构造幅度的高低、陡缓对气水分布起着决定性作用；
其次，雷口坡组自身生烃能力差导致气源不足，局部圈闭充满度低，多期次性构造运动的破坏性作用是造成川西气田地层水大面积分布的根本原因；
再次，储层非均质性强化了气水分布的复杂性，靠近断层的区域发生了气水分布的再次调整。

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