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广安气田上三叠统须家河组致密砂岩储层气水分布特征

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广安 气田 上三叠统须家河组 致密 砂岩 储层气 水分 特征
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收稿日期:2009家“973冶重点基础研究发展规划项目(2007者简介:郝国丽(1982-),女(汉族),吉林蛟河人,博士研究生,主要从事石油地质及油气成藏机制与分布规律研究。摇 摇文章编号:1673鄄5005(2010)03鄄0001鄄07广安气田上三叠统须家河组致密砂岩储层气水分布特征郝国丽1,柳广弟1,谢增业2,孙明亮1(京102249; 北廊坊065000)摘要:应用高分辨率阵列感应测井资料对四川盆地广安地区上三叠统须家河组气水层进行定性识别并通过改进阿尔奇公式计算致密地层的总含水饱和度,再利用核磁共振测试资料求取束缚水饱和度,二者之差为可动水饱和度,可用其对研究区致密砂岩中的气水层进行定量识别。在此基础上,对广安地区上三叠统须家河组致密砂岩储层气水分布特征进行探讨。结果表明:广安地区上三叠统须家河组为典型的岩性气藏,纵向存在多个气水系统,气水系统内部为上气下水的分布状态;宏观上气层大多分布于构造高部位,气水层、水层分布于缓坡部位;须六段纵向气水分布相对复杂,须四段纵向上水层多集中于下部;宏观上气水分布受沉积微相的控制和构造起伏的影响,储层非均质性决定其微观分布状态,断层、裂缝、异常压力对气水分布起到调整作用。关键词:广安气田;须家河组;致密砂岩;气水识别;气水分布中图分类号: 摇文献标志码: 摇 j. of of in . 02249, . 65000, in MR is of be to of on of in is a is at is at at at 3x6 of 3x4 at of is by by of of of of of 广安气田位于四川盆地川中古隆中斜平缓构造带的东北部,上三叠统须家河组构造主体呈 摇 摇 摇 摇中国石油大学学报(自然科学版)摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 平缓的丘状长轴背斜,倾角1毅 ~ 3毅。须家河组纵向上分为6段,为典型的“三明治冶式生储盖组合:须二、须四、须六段以细中砂岩为主,为主要储层段,须一、须三、须五段以灰黑色泥岩和碳质泥岩为主,为主要烃源岩发育段。 2000年以来,在岩性油气藏勘探思路指导下,川中须家河组的勘探取得了重大突破,新增探明储量2郾 538 07伊1011 总探明储量的83% [1]。须六段和须四段是广安须家河组的主要储集层。勘探实践表明,广安地区须家河组气层具有典型的低孔渗、高束缚水含量和低电阻率特征。大量的束缚水不但占据了孔隙体积,而且很大程度上降低了气层电阻率,掩盖了可动流体的电性特征,常规的测井方法识别本地区气、水层的难度较大。此外,受试气作业制度的影响,半数以上的产气层段为多层合采,气水同出。这些都给科学分析气水分布模式、合理制定气井开采方案、正确解释气藏成因带来了难度。笔者用高分辨率阵列感应测井资料对水层进行定性识别,结合核磁共振实验结果对阿尔奇公式进行改进,以可动水饱和度为标准划分气、水层,并以此为基础分析广安须家河组气水分布特征,进而结合地质特征分析其主控因素。1摇储层特征及气、水层的定性识别1郾 1摇储层特征及其常规测井响应特征广安气田须家河组储层为典型的致密砂岩气藏,须六、须四段储集层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,孔喉结构复杂,具有孔隙度和渗透率低、变化范围较大,孔喉中值半径小等特点(表1)。表1摇广安须家河组储层特征参数摇 %取值主频率渗透率k/10滋5 ~15郾 10 1 ~14 ~12 砂岩气藏中的流体包括天然气和地层水,地层水包括束缚在黏土矿物和微毛管中的束缚水和可以自由流动的可动水。流体类型及相对含量如图1所示:高孔渗砂岩孔喉通道较宽,连通性较好,气层束缚水饱和度较低(图1(a));致密砂岩孔喉通道微细,连通性差,储层束缚水含量相对较高(图1(b))。of 储层的类型划分为干层(致密层)、气层、气水层和水层。在测井曲线标准化的基础上提取了测井响应特征值,尝试使用交会图法、中子密度重叠法、束缚水饱和度法、孔隙度电阻率比值交会法等多种常规方法对流体性质进行识别,均无法取得较好的效果。造成这种现象的原因是致密砂岩储集层具有低孔低渗、高束缚水饱和度、低含气饱和度等特征,测井响应特征较为复杂,测井响应中流体信息相对较少[2],气、水层识别难度大。因此,从常规测井响应特征上不能对储层流体性质进行有效区分。1郾 2摇水层的定性识别广安须家河组储层具有典型的低电阻率特征:储层电阻率明显小于邻近围岩电阻率,气层与邻近水层的电阻增大率普遍小于2。综合现有研究成果[3]分析,本区束缚水含量高使储层表现为低电阻率,常规的双侧向电阻率曲线往往出现重合现象,深侧向电阻率增大率比其他低阻气藏小[4],不能直观有效地识别流体性质。高分辨率阵列感应测井可以得到6个不同探测深度的电阻率曲线,具有测量精度高、探测深度深、纵向分辨率高、围岩影响小等优点[5],能更好地反映储层的侵入情况和评价储层流体性质,提高致密砂岩储层渗透性和气、水层识别精度[6]。对于同一种纵向分辨率的一组曲线,不同探测深度曲线重合的为非渗透层,因侵入情况不同出现分离的为渗透层。高分辨率阵列感应曲线呈“负偏、负差异冶,即渗透层电阻率大于围岩电阻率且探测深度越深电阻率值越小,为明显含水特征,解释为水层;阵列感应曲线呈“负偏、正差异冶,即渗透层电阻率小于围岩电阻率且探测深度越深电阻率越大,为明显含气特征,解释为气层。广安109井须六段射开两段,日产气量0郾 56伊104 产水量36 段深浅侧向电阻率差别不大,而深感应电阻率上段约为4 ~5 赘· m,下段约为2 ~3 赘· m,在第二段有明显高侵现象,因此将上部划分为气水层,下部划分为水层(图2,阵列感应曲线图标从·2·中国石油大学学报(自然科学版)摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 2010年6月上至下分别表示探测深度为25郾 4,50郾 8,76郾 2,152郾 4,228郾 6和304郾 8 图2摇广安109井须六段气、of in 092摇气、水层定量识别标准的建立虽然从阵列感应电阻率纵向上可以看出流体性质发生变化,但由于须家河组储层具有典型的低电阻率特征,束缚水含量高,且低孔隙度造成中子“挖掘效应冶不明显,部分高产气井阵列感应电阻率对渗透性、含气性的响应不明显。针对上述特点,本次研究采用了定量的“可动水饱和度分析法冶,与定性识别相结合,更为有效地对气、水层进行识别。2郾 1摇总含水饱和度模型的建立应用经典阿尔奇公式并通过地层因素],但是致密砂岩的地层因素]。广安须家河组f(渍)= 33郾 5渍3 +430郾 95渍2 01渍+4郾 0023, 0郾 b/ 为电阻增大率( 致密砂岩储层束缚水饱和度高,密闭取心比非密闭取心测得的含水饱和度更接近真实值[9]。深感应电阻率对低电阻率储层的反应比常规深侧向测井敏感[10],能更好地反映致密砂岩原状地层的电阻率。因此,本次研究采用密闭取心岩样的含水饱和度测定结果,用高分辨率阵列感应中的深感应电阻率2辨率60郾 96测深度30郾 48 替深侧向电阻率摇 I=根据以上拟合关系,将阿尔奇公式 ø÷深感应1/ 中郾 2摇束缚水饱和度模型的建立储层的束缚水为残留在孔喉和矿物晶格中不能为天然气所驱替的水。高孔渗砂岩气藏束缚水含量低,饱和度与孔隙度多呈线性关系。致密砂岩气藏束缚水含量高,饱和度与孔隙度呈幂函数关系。核磁共振试验是目前公认的能较为准确地测量致密砂岩含水饱和度的一项技术[11],根据广安108井123块岩心的核磁共振分析结果,束缚水饱和度为20%~80%,集中分布于30% ~60%。拟合本区核磁共振孔隙度与束缚水饱和度关系为224郾 03渍761, 0郾 摇气、水层识别标准可动水指在一定压差下地层孔隙中可以流动的地层水,总含水饱和度与束缚水饱和度之差即为可动水饱和度,即摇 四段共91个储层段进行了解释,排除多砂层合试的气水同产井,提取各产层的可动水饱和度值,建立可动水饱和度与孔隙度交会图(图3)。of 动水饱和度可将不同流体性质的产层区分开。气、水层识别标准见表2,利用此标准各产层回判精度超过95%。·3·第34卷摇第3期摇 摇 摇 摇 摇 摇郝国丽,等:广安气田上三叠统须家河组致密砂岩储层气水分布特征表2摇气、水层识别标准摇 of %气层气水层水层须六段0 ~25 25 ~35 35 ~40须四段0 ~20 20 ~30 30 ~503摇气水分布特征运用以上识别标准对其他146个大段合试的气水同产层和未测试的储层进行解释。根据沉积旋回将须六、须四段自上而下分别划分为6个小层,并在此基础上建立连井剖面,对气水分布特征进行研究。3郾 列感应曲线图标从上至下分别表示探测深度为25郾 4,50郾 8,76郾 2,152郾 4,228郾 6和304郾 8 广安105井须六段储层是纵向流体性质变化较大层段,2郾 0585 ~2郾 080 91 伊104 产水量22郾 7 2郾 058 5 ~2郾 064 电阻率约为8赘· m, 2郾 0685 ~2郾 07375 电阻率约为5 赘· m,2郾 073 75 ~ 2郾 080 电阻率约为2 赘· m。利用模块式地层动态测试器(试证实2郾 076三段解释为气层、气水层、水层。从单井剖面看,广安105井须六段纵向上明显分为两套气水系统,被2郾 080 ~2郾 087 of of 5小层,气层分布范围较广,厚度为1 ~23 m,平均值为5 m,主要集中于构造相对较高部位,气水层和水层集中于构造相对平缓的缓坡部位,水层厚度为1 ~ 8 m,平均值为2郾 3 m。如图5所示,兴华1—广安105—广安109—广安104井处有上下两套气水系统,中间为泥岩或致密砂岩分隔。单气水系统内部气水分布受构造起伏影响,呈上气下水的分布状态,但是气水分异不完全,气水层厚度可达20 m,气水系统内部存在致密砂岩隔层。断层上盘见有气水层和水层,但与其临近位于断层下盘的构造高点却以产纯气为主。of 3x6 ·中国石油大学学报(自然科学版)摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 2010年6月3郾 列感应曲线图标从上至下分别表示探测深度为25郾 4,50郾 8,76郾 2,152郾 4,228郾 6和304郾 8 of 3of 220郾 6385伊104 产水量69郾 6 侧向和阵列感应各探测深度电阻率曲线重合,电阻率值自上而下有减小的趋势,但是幅度较小,可见其对渗透性和流体性质反应不敏感。经计算,各渗透层总含水饱和度值为75% ~98%,束缚水饱和度约为40%,且变化不大,下部三层可动水饱和度约为40% ~ 60%,解释为水层,其上两层可动水饱和度分别为30%和35%,解释为气水层,可动水含量自上而下有增加的趋势。 2毅,比须六段更为平缓。储层主要集中在下部4个小层,致密砂岩隔层分布范围较广,气层主要分布在第三和第四小层,厚度为1 ~10 m,平均值为3郾 6 m,水层主要分布在构造相对较低处的第五、第六小层,厚度为1 ~8 m,平均值为3 m。气层平面上分布范围较广,主要集中于构造相对较高部位,水层主要发育于缓坡部位。如图7所示,剖面整体呈上气下水的分布状态,纵向上分为多个气水系统,缓坡下部纯水层相对较多。缓坡处由于致密砂岩隔层分隔作用较强,气水分异现象不明显。西北部断层及小凸起发育处构造复杂,致密砂岩隔层分隔作用相对较弱,气水层厚度可达10 m,气水分异程度较差。广安5井储层上部裂缝发育,气水同产,其下部为纯气层。of 3x4 ·第34卷摇第3期摇 摇 摇 摇 摇 摇郝国丽,等:广安气田上三叠统须家河组致密砂岩储层气水分布特征4摇气水分布控制因素广安气田须家河组为典型的构造背景下的岩性气藏,浅水环境下的辫状河三角洲滨浅湖沉积[12],宏观上储层的发育受沉积微相控制,辫状河三角洲平原水上分支河道、前缘水下分流河道等微相是储集发育的有利相带[13]。须六、须四段内部均存在多个气水系统,三角洲主干河道叠置带控制了砂体的储渗能力即有利气、水聚集的储层空间分布,气水分布同时受构造起伏、储层非均质性、断层和裂缝的影响。气田范围内河道成河道方向同一砂体旋回中自下而上含气性变好,河道远端下切处以产水为主;垂直河道方向储层连续性差,相对孤立的气水系统较多。宏观气水分布受构造起伏的影响,构造高点以产气为主,构造较低的缓坡处气水分布复杂,单个气水系统内部呈上气下水的分布状态,水层矿化度大,封闭性好,具有典型的底水特征。须家河组储层经历了漫长地质历史过程中的成岩反应形成了现今储层非均质性强的特点[14]。储层非均质性是微观气水分布特征的决定因素,各气水系统为广泛分布的致密砂岩隔层所分隔,使单个纯气层在构造相对高或低处均有分布。气水系统内部的致密砂岩隔层分布面积较大时对气、水层有明显的遮挡作用,须四段储层非均质性较强,遮挡作用更明显。此外,断层、裂缝、异常压力对气水分布起到调整作用。气田内两条主断层形成较晚,使天然气沿断层散失,后期断层稳定时对流体起封堵作用。如须六段断层上盘存在纯水层,下盘以纯气层为主,广安11井下部测试产纯水,喜山期构造挤压后形成的断层造成了天然气的散失。广安122和广安125井须四段的地层水矿化度分别为84郾 7 g/ 6 g/ L,断层上下盘为两套气水系统,推测断层对两侧流体起到了分隔作用。须六段少数储层内部裂缝沟通了气层和邻近水层,使地层水上窜形成气水同产层,大部分裂缝主要分布在西北部,与有效储层距离较大[15],对气水分布的影响不大。西北部须四段构造较低处裂缝使储层连通性变好,沟通了邻近的气水系统,对气水关系起到了调整和定型的作用。须六段压力系数为1郾 0 ~ 1郾 1,属常压气藏,单气水系统内部气水界面在同一平面上;须四段东南部及西北方向缓坡的压力系数为1郾 1 ~1郾 3,属高压气藏,西北部压力系数为1郾 4 ~1郾 5,属超压气藏,气水系统内部西北部气水界面相对较低。5摇结摇论(1)广安须家河组气藏储层致密,孔喉结构复杂,束缚水饱和度高,具有典型的低阻特征,各类型产层常规测井曲线响应特征差别不大。通过重新拟合地层因素与孔隙度的关系,用深感应电阻率代替深侧向电阻率的方法可以改进阿尔奇公式并求取总含水饱和度,应用气层密闭取心岩样核磁试验结果可建立束缚水饱和度与孔隙度的关系,运用可动水饱和度分析法可对气、水层进行有效识别。(2)广安须家河组气水分布较为复杂,宏观上气层大部分分布于构造相对高部位,气水层、水层大部分分布于构造相对较低的缓坡部位,断层上盘可见有气水层、水层。须六、须四段储层内部均分布有多个气水系统,须六段纵向上气水分布变化较大,须四段纵向上水层多集中于下部砂层。须六段储层厚度较大,气水层厚度较大,气水分异现象较明显;须四段储层厚度较小,致密砂岩隔层分布广泛,气水层厚度较薄,气水分异现象不明显。(3)广安须家河组储层宏观上受沉积微相控制。沿河道方向同一砂体旋回中自下而上含气性变好,河道远端下切处以产水为主;垂直河道方向储层连续性差,相对孤立的气水系统较多。储层非均质性决定了气水分布的微观特征,致密砂岩隔层横向分布越广对气水分布影响越大。断层和裂缝形成较晚对气水分布起到调整作用。异常压力对须四段气水分布影响明显,西北部超压区气水界面相对较低。参考文献:[1]摇曾青高,龚昌明,李俊良,]009,29(6):of ]. 2009,29(6):13鄄18.[2]摇张龙海,周灿灿,刘国强,性差异及测井评价对策[J]2007,34(6):of of ]. 2007,34(6):702鄄710.[3]摇王明,李洪奇,石金华,·中国石油大学学报(自然科学版)摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 摇 2010年6月组低阻成因[J]2008,27(3):et of in ]. 2008,27(3):98鄄102.[4] 摇 . 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