川西气田雷口坡组气藏地质特征与开发技术政策.pdf
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1、Natural Gas Technology and EconomyVol.17,No.4Aug.20232023年第17卷第4期天 然 气 技 术 与 经 济Natural Gas Technology and Economy修订回稿日期:20230804作者简介:张岩(1978),高级工程师,从事油气藏评价与开发方面的研究工作。E-mail:。川西气田雷口坡组气藏地质特征与开发技术政策Geological characteristics and development technological strategies on gas reservoirs ofGeological chara
2、cteristics and development technological strategies on gas reservoirs ofLeikoupo Formation,western Sichuan BasinLeikoupo Formation,western Sichuan Basin张 岩1王琼仙1邓美洲1高恒逸1丁蔚楠1敬永红2刘 凤1刘 沙1胡 腾1罗丹序1苏 娜1刘 叶1(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地质中心实验室,四川成都610081)ZHANG Yan1,WANG Qiongxian1,DENG Mei
3、zhou1,GAO Hengyi1,DING Weinan1,JING Yonghong2,LIU Feng1,LIU Sha1,HU Teng1,LUO Danxu1,SU Na1,and LIU Ye1(1.Exploration and Development Research Institute,Sinopec Southwest Oil&Gas Company,Chengdu,Sichuan 610041,China;2.Geological Central Laboratory,Sinopec Southwest Oil&Gas Company,Chengdu,Sichuan 61
4、0081,China)Abstract:Taken western Sichuan gasfield as an example,such critical geological factors as reservoir characteristics andgas-water distribution affecting development benefits were analyzed on the basis of thin-section,mercury-injection andtest data to make development technological strategi
5、es in an effort to assure gas reservoirs of Leikoupo Formation in western Sichuan Basin with benefits.Results show that(i)this field is located in the thrust nappe structure belt of Longmenshan piedmont,which is structurally a NE-SW trending long-axis faulted anticline,emerging as a framework of nor
6、th highand south low.There developed interlayer minor faults and other minor faults accompanying with Pengxian fault respectively at flanks of Jinma and Yazihe structures;(ii)there are tidal-flat sedimentary facies whereas mainly intertidal-subtidalsubfacies deposited in this area with dolomitic fla
7、t and algae dolomitic flat as the favorable microfacies featured by a stable lateral extension;(iii)as a sort of thin dolomite interlayer with the characteristics of overlap-maps,these reservoirs arevertically able to be divided into two members,namely upper thin and the lower thick.They character l
8、ow porosity andpermeability.And their space can be classified into three types of dissolved pore and vug as well as microfracture;and(iv)the gas-water contact within the reservoirs descends gradually in different structures southwards,being distributed like thepattern of north high and south low.Fou
9、r conclusions are made,the first is to take structural highs as the priority targetzone of productivity construction,to adopt one suite of development series with the lower reservoir as the principal whiletaking of the upper one into consideration,and to subdivide the series locally in line with the
10、 principles of benefits first,fewer wells with high production,effective replacement,and continuous stable production;the second to adopt clusterwells and deploy intensively reach-extended wells,and long target spacing and highly deviated wells in this gasfield evenat a densely populated area in ord
11、er to raise single-well productivity and reserve-producing degree;the third to optimizethe reasonable production rate in different types of wells so as to ensure an overall uniform advancement of edge water;and the last to provide ordered replacement in the periphery when the main area stepping into
12、 the final stable-productionphase in an effort to realize these gas reservoirs in the long-term stable production and further enhance their recovery factor.Keywords:Western Sichuan gasfield;Leikoupo Formation;Tidal-flat sedimentary facies;Edge-water gas reservoir;Highly deviated well;Differentiating
13、 allocation;Dynamic monitoring摘要为了确保四川盆地川西气田中三叠统雷口坡组气藏的开发效果,以该气田为研究对象,综合薄片、压汞、测试等资料,分析了储层特征、气水分布等影响开发效果的核心地质因素,确定了开发技术对策。研究结果表明:该气田处于龙门山前逆冲推覆构造带,构造为北东 南西向展布的长轴状断背斜,呈北高南低的格局,金马构造及鸭子河构造翼部层间小断层和彭县断层伴生小断层较发育;沉积相为潮坪相,沉积亚相主要为潮间 潮下带亚相,有利沉积微相为云坪、藻云坪,横向展布相对稳定;储层为白云岩薄互层,具有“千层饼”特征,纵向分为上下两段,具有上薄、下厚的特征,整体表现为低孔隙度
14、、低渗透率特征,储集空间可分为溶蚀孔隙、溶蚀孔洞和微裂缝3种类型;气藏由北向南不同构造的气水界面逐步降低,呈北高南低分布。结论认为:按照效益优先、少井高产、有效接替、持续稳产的原则,以构造高部位为优先建产主体目标区,采用一套开发层系,以下储层为主,兼顾上储层,局部细分层系;该气田处于人口稠密区,采用丛式井组,集中部署大位移、长靶间距大斜度井,提高单井产能和储量动用程度;优化不同类型气井合理产量,确保边水整体均衡推进;在主体区进入稳产末期,外围有序接替,实现气藏长期稳产,进一步提高了气藏采收率。关键词川西气田雷口坡组潮坪相边水气藏大斜度井差异化配产动态监测DOI:10.3969/j.issn.2
15、095-1132.2023.04.00314天然气技术与经济总第100期2023年0引言川西气田位于四川省彭州市,构造位置隶属于四川盆地西部龙门山前逆冲推覆构造带南段,目的层为中三叠统雷口坡组四段上亚段,天然气探明储量超过1 000亿立方米。自2012年在A1井取得勘探重大突破后,通过勘探开发一体化评价,在潮坪相白云岩储层形成机理、油气成藏模式及气藏类型等方面取得了大量研究成果,认为储集层连片分布广、薄层叠置、厚度稳定,气源主要来自于二叠系和雷口坡组自身的烃源岩,通源断裂体系发育,是超深、常温、常压、高含硫大型整装构造边水气藏1-2。随着开发评价井的实施,气藏呈现出复杂性,主要体现在储层连片发
16、育,不同构造位置的气井均测试获产,受沉积、成岩作用的不同和裂缝发育程度的影响,气井产能差异较大,储层的储集性和连通性表现出较强的非均质性;对气水界面的认识发生较大变化,金马构造、鸭子河构造的气水界面出现不同程度地上升,不同构造具有不同的气水界面,断层和裂缝会引发潜在的水侵风险。川西雷口坡组潮坪相白云岩大型气藏是在四川盆地碳酸盐岩局限台地潮坪领域的新发现,可借鉴的成熟开发经验较少。为了实现气藏有效开发,需要不断深化气藏地质认识与开发特征认识,制定科学合理的开发技术政策,最大限度地降低开发风险。笔者综合钻井、取心、测试等资料,针对构造与断裂、沉积与储层、气水分布等影响开发效果的关键因素开展研究,进
17、而明确气井产能主控因素,制定行之有效的潮坪相碳酸盐岩气藏开发技术政策,不断丰富四川盆地碳酸盐岩领域勘探开发理论,以期为同类复杂气藏的勘探开发提供指导。1气藏地质特征气藏地质是气藏工程研究的基础,不同类型的气藏要采用不同的开发技术政策。开展构造、沉积与储集性特征、气水关系研究,落实气藏类型,明确开发可动用地质储量,才能有针对性地制定开发对策。1.1构造与断裂特征龙门山前复杂构造带具有多层系滑脱、叠瓦式逆冲推覆的特征3-4,气藏构造表现为北东 南西向展布的长轴状断背斜,背斜规模受东部的彭县断层和西部的关口断层的共同控制(图1),呈西陡东缓的趋势,自北向南发育鸭子河、金马两个局部构造。构造高点位于鸭
18、子河,高点海拔-4 940 m,圈闭面积为171.7km2,闭合幅度435 m,长轴为32.1 km,短轴介于3.89.6 km。研究区内4条断层延伸长度大于10 km,其中彭县断层、关口断层、白鹿场断层对油气成藏有重要影响。彭县断层的主断裂带由多条雁行排列的逆断图1过彭县断层 B1井 关口断层地震剖面图天然气技术与经济地质勘探15Natural Gas Technology and Economy第17卷第4期层组合而成,主断裂带上断裂多呈北东向,不同位置断距差异较大,最大垂直断距为500 m,叠前深度偏移资料揭示断点清晰,断裂可靠,是良好的油气运移通道。关口断层位于背斜构造西北部,呈北东向
19、展布,断距为301 600 m,也是较好的油气运移通道。隆起带轴部及两翼发育次一级的小断层,均为逆断层,断距介于10125 m,特别是金马构造、鸭子河构造的局部构造高点附近小断层较发育(图2)。图2过金马构造A1井的地震剖面图1.2沉积与储集层展布受印支早期运动影响,泸州 开江古隆起早期为水下隆起,中三叠世末,逐渐抬升隆起,使川西雷口坡组沉积时为陆表海潮坪 潟湖沉积体系5。川西雷四上亚段为局限台地潮坪相沉积,沉积亚相是潮间 潮下带,有利微相为云坪、藻云坪。雷四上亚段垂向可划分为4个五级旋回,其中上储层为潮间带,灰坪、云坪纵向叠置发育,岩性以白云质石灰岩为主,中高电阻率;隔层段为潮下带,富藻灰坪
20、沉积,高电阻率;下储层为潮间带,云坪、藻云坪沉积,可细分为2个五级旋回,岩性均以白云岩为主,低电阻率。雷四上亚段岩性组合复杂多样,纵向上部为石灰岩、下部为白云岩,储层厚度上薄、下厚,上储层段厚度为 18.52 m,下储层段厚度为50.2 m,横向分布较稳定,纵向多个薄储层与夹层交互叠置。1.3储集层物性特征通过7口取心井812块样品分析资料统计,平均孔隙度为 3.35%,其中孔隙度小于 2%的样品最多,占44%;孔隙度介于2%5%的次之,占35%;孔隙度介于5%10%的占16%;孔隙度不小于10%的样品最少,只占5%(图3)。平均渗透率为5.33 mD,渗透率小于 0.01 mD 的样品最多,
21、占 27%,渗透率介于0.010.10 mD 的样品较多,占 25%;渗透率介于1.0010.00 mD 的样品次之,占 22%;渗透率介于0.101.00 mD的样品较少,只占18%;渗透率不小于10.00 mD的样品最少,仅占8%(图4)。图4川西气田雷口坡组整体渗透率直方图注:f2为彭县断层的派生小断层。图3川西气田雷口坡组整体孔隙度直方图张岩,等:川西气田雷口坡组气藏地质特征与开发技术政策16天然气技术与经济总第100期2023年上、下储层段的物性差异明显,下储层段渗透率更高。上储层段以孔隙型为主,孔隙度介于2.01%23.70%,平均值为8.28%,渗透率介于0.00098.9500
22、mD,平均值为1.710 0 mD。储层孔隙度 渗透率相关性较好,孔隙度越大,渗透率越好,储层类型以孔隙型为主。下储层段以孔隙型为主、裂缝 孔隙型次之,孔隙度介于 2.00%20.21%,平均值为 5.03%,渗透率介于0.001 2143.000 0 mD,平均值为8.2400 mD。孔隙度与渗透率具有一定的相关性,大部分样品渗透率随孔隙度增大而增大,仅有小部分样品表现为低孔隙度、高渗透率的特征(图5)。结合小岩心裂缝发育情况,表明裂缝对储层渗透率具有很好的改善作用6。总体上,下储层段主要发育孔隙型储层,裂缝 孔隙型储层次之。图5川西气田雷口坡组储层整体孔隙度 渗透率关系图1.4储集空间类型
23、储层储集空间类型多样,以白云石晶间孔、晶间溶孔、藻纹层叠格架溶孔、藻黏结粒间溶孔为主,局部发育粒间孔、铸模孔和微裂缝等7-8。上、下储层段的储集空间、微观孔隙结构存在差异。上储层段以微晶白云岩晶间孔、晶间溶孔为主,粒内溶孔、粒间溶孔次之;铸体薄片显示部分白云石晶体的边缘呈现不同程度的溶蚀,以中 小孔为主,孔隙直径通常小于20 m,压汞曲线的排驱压力中等 高,孔隙分选性中等 好,进汞饱和度较高,总体上虽孔喉半径较小,但是孔隙形状规则、大小均匀,数量多,微观连通性中等。下储层段以藻黏结白云岩粒间溶孔、藻纹层窗格孔、晶间溶孔为主,小尺度溶蚀孔洞、微裂缝次之;铸体薄片显示以中 大孔为主,孔隙直径通常介
24、于50110 m,压汞曲线的排驱压力中等 低,因孔隙类型复杂多样,孔隙分选性中等 差,总体上孔喉半径中等 较大,孔隙形状不规则,孔隙直径变化范围较大,大小不均匀,数量较多,特别是发育顺层排列的窗格孔,极大改善了微观孔隙之间的连通性。1.5气水分布特征川西气田雷口坡组具有两个局部构造高点,与彭县断层共同作用,控制着气水的宏观分布,呈现出构造边水气藏的特征。自北向南,鸭子河构造、金马构造气水界面逐步降低,呈北高南低的二段式分布特征。以金马构造为例,位于构造低部位气井的电阻率降低明显,核磁测井水信号明显,测试气水同产,据此查明了气水界面。2高效开发技术政策气田位于人口稠密区,工农业发达,由此对气田安
25、全绿色开发提出了较高要求,同时气藏为超深、常压、低孔隙度 低渗透率、高含硫构造边水气藏,其高效开发面临两个重要问题:金马构造闭合高度较小,彭县断层伴生的小断层和裂缝发育,存在水侵风险;储集层基质物性较差,不同部位溶蚀孔隙、裂缝发育不均衡,储层纵向呈薄互层状,具有“千层饼”特征,单层厚度薄,横向展布相对稳定,纵向非均质性强,前期实施的直井和定向井产能较低,如何提高储量动用程度是关键。因此,基于地质认识,研究产能主控因素,有针对性地制定开发技术政策,确保效益开发。2.1产能主控因素结合岩心观察、成像测井解释成果以及气井测试产能分析研究认为,气井产能主要影响因素如下。2.1.1储层钻遇长度储层钻遇长
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