四川盆地龙马气田礁滩型碳酸盐岩气藏流体分布特征

四川盆地龙马气田礁滩型碳酸盐岩气藏流体分布特征

中国目前发现的大部分礁滩碳酸盐岩气藏可分为两种类型：发育在上坡附近的塔礁和发育在台地边缘的储层岩石。这两个类型的礁滩型碳酸盐岩储层都发现了具有工业价值的油气流,但是它们的储层特征具有不同的特征。发育于上斜坡台地边缘的塔礁礁体规模一般在几平方千米到几十平方千米不等,高度在数十米至百米范围内,呈孤立状或半孤立状,成群点状分布,是典型的隐蔽圈闭。发育在台地边缘的礁是台地边缘的抗浪生物群集,这一类型的生物礁不像上斜坡近台地边缘礁一样高大,而是小型的点礁,以面积数至数十平方米的生物骨架岩为核心,周围的生物碎屑颗粒滩成为沉积建造主体,形成大面积层状展布的礁滩复合体。两种类型的礁滩型碳酸盐岩沉积环境和储层成因不同,从而导致两种类型气藏流体分布存在差异。发育于上斜坡近台地边缘塔礁呈带状分布,单个礁是一个独立的流体分布系统,因此气藏储量有限,气藏具有典型的岩性圈闭特征。而台地边缘礁滩复合体具有似层状结构,油气面积较大,具有构造岩性复合圈闭特征。两种不同类型的礁滩型碳酸盐岩气藏虽然具有不同流体分布特征,流体分布的复杂性成为制约这类气藏高效开发的关键。因此研究礁滩型碳酸盐岩气藏流体分布的控制因素和流体分布模式,对该类气藏的高效开发具有重要的指导意义。笔者以四川盆地龙岗气田礁滩型碳酸盐岩气藏为例,研究流体分布的控制因素和气水分布模式,为高效井布井和生产井防水治水提供依据。1气藏基本特征1.1气藏开发的地质特征1.1.1飞仙关组储层根据岩心描述、化学及薄片分析,飞仙关组储集岩主要为白云岩、溶孔灰岩,包括残余鲕粒云岩、残余鲕粒灰质白云岩、溶孔灰岩等,孔隙类型主要是粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔、粒间原生孔、铸模孔等。同时试井资料显示飞仙关组具有双重介质特征,属裂缝孔隙型储层。长兴组生物礁储集岩主要为白云岩,包括:残余生屑云岩、砂糖状中—细晶云岩、残余生物骨架云岩、残余海绵骨架云岩等,主要储集空间为溶蚀孔隙,包括溶孔、晶间溶孔,局部可见到粒间(内)溶孔、砾间(内)溶孔,裂缝比较发育。试井曲线拟合显示储层为双重介质,为裂缝—孔隙型储层。1.1.2气藏储层的发育特征1.1.2.储层电性特征综合飞仙关组鲕滩储层的电性特征表现为“三低两高”特征,即低自然伽马、中低电阻率和低密度,高声波时差和较高补偿中子孔隙度。飞仙关组储层电性特征综合为:①自然伽马小于20API;②声波时差大于48μs/ft(1ft=0.3048m);③中子孔隙度大于2%;④密度小于2.7g/cm3;⑤电阻率小于5000Ω·m。纵向上储层主要分布在飞仙关组二、三段,储层平均厚度39.15m/井,有效储层平均厚度26.96m/井。1.1.2.储层密度和厚度长兴生物礁储层电性特征表现为“三低两高”特征,即低自然伽马、中低电阻率、低密度、高声波时差和较高补偿中子孔隙度。长兴组储层电性特征综合为:①自然伽马小于15API;②声波时差大于48μs/ft;③中子孔隙度大于1.5%;④密度小于2.75g/cm3;⑤电阻率小于8000Ω·m。长兴组储层主要分布在长兴组三段,储层平均厚度为24.62m/井,有效储层平均厚度为13.98m/井。储层纵向上及平面上分布不均,非均质性非常严重。平面上储层主要沿台地边缘展布,台地边缘储层连续性及连通性较好,储层向台地内部由台地边缘礁滩相过渡为台内点礁及台内洼地边缘滩相,储层发育变差,连续性及连通性变差。1.2气藏水文情况下高效井布井难度大且集中采空气藏复杂由于储层及流体分布的复杂性,礁滩型碳酸盐岩气藏在开发过程中面临着一些急需解决的问题:1)储层纵向及横向相变快,不同层系、不同部位、不同类型微相的储集体规模及大小存在很大差异,储层存在强烈的非均质性导致高效井布井难度极大;2)气藏气水分布极度复杂,纵向及横向上存在多个流体系统,流体系统分布的复杂性增加了对这类气藏的开发技术对策;3)气藏开发受地层水影响严重,造成部分气井产气量在初期高产后急剧下滑以及大量的生产井生产过程中的防水治水措施。针对这些问题,综合岩性、电性、物性及微观孔隙结构的研究,在储层发育规律研究的基础上研究气藏气水分布特征,弄清气水分布控制因素,建立气水分布模式有利于制定合理的碳酸盐岩气藏开发方式,确定礁滩型碳酸盐岩气藏高效开发技术对策,保证这一类型气藏的高效开发。2气水分布特征及气水分布控制因素2.1气层分布及发育情况龙岗气田礁滩型储层气层主要发育在长兴组和飞仙关组两套层系当中。其中上部飞仙关组构造主体部位气层连续性较好,气层发育规模较大,气层平均厚度52m左右,气层主要发育在构造较高部位,在构造边部和构造较低部位发育水层;下部长兴组气层连续性较差,在局部构造高部位发育气层,气层厚度为34m,长兴组水层较发育,个别物性较好储集层以发育水层为主(图1),可能与成藏过程中气源不足有关。2.2气水分布的控制要素2.2.1低产及小产井构造对气井界面的影响高产井井位于物性较好、储层较厚、构造较陡的储集体上。由于储集体较厚(图2-a),物性较好,储层气水分异明显,表现出明显的上气下水特征,具有明显的气水界面。这一类型的气井由于地层能量足,气井携液能力强,因此稳产能力大。中产井位于构造幅度相对较小的构造高部位或者是位于构造幅度较大的构造低部位(图2)。位于构造高部位的中产井能够保持长期中产稳产,而位于构造低部位的中产井由于构造幅度不大,气藏没有明显的气水界面,该类型气井一旦沟通水层则会导致气井产量急剧下降,影响气井最终开发效果。低产及小产井位于构造相对平缓或者规模较小的储集体上。由于储集体规模较小,地层幅度较缓(图2-b),地层水分异不明显,导致没有明显的气水界面。这一类型的气井由于气藏能量不足,造成气井携液能力不强,保持低产稳产是该类型气井科学合理开发的关键。2.2.2气田主体区储层一方面,构造控制宏观、整体上气水分布特征;另一方面,岩性及物性控制流体微观及局部分布。该气田主体区储层厚度较厚,储集体规模较大,物性相对较好,储层岩性为白云岩及灰质云岩,以高产井为主,气井能够保持长期稳产;龙岗西部、东部及台地内部地区储层较薄,储集体规模较小,物性较差,储层岩性为灰质云岩,以低小产井为主。2.2.3径流气体注意量裂缝的高导流能力导致部分井在初期成为导流气体的主流通道,随着气井持续超能力生产(图3),很容易造成边水及底层水高导进井筒,造成水窜,造成气井暴性水淹。3水系统设计研究对天然气而言,气藏的气水分布模式影响气井见水时间。通过研究,明确了气水系统在纵横向上的分布特征,指导高效井的布井及生产井的防水治水,从而实现对礁滩型碳酸盐岩气藏科学合理高效开发。在气水分布特征及控制因素研究的基础上,总结认为礁滩型碳酸盐岩气藏主要存在3种气水分布模式(图4)。3.1地层水能量大小该类分布模式的气藏有统一的气水界面,地层水位于气水系统的边部,地层水能量大小差异较大。龙岗27井属典型的边水水侵,地层水位于该井的边部,该井目前日产气大于20×104m3,产水小于10m3。3.2地层水进入产层该类分布模式的气藏同样拥有统一的气水界面,不同于边水型气水分布模式,这一类型地层水位于产层的底部,气体可能是连通的,也可能是隔离的。龙岗28井长兴组是典型的统一底水型气水分布,地层水位于产层下部,控制合理的产量能够保证该类气水分布气藏的高效开发。龙岗28井目前日产气大于20×104m3,产水大于10m3。3.3储渗界面层内部气水界面该类分布模式的气藏没有统一的气水界面,有若干个气水界面,但是整个气水系统为同一个压力系统,由于储层的变化,几个独立水体被封存在不同的储层内部,形成分散底水型气水界面。同一个储渗体中存在不同的气水界面可能与成藏过程中气的运移和原始地层水的排出有关系。龙岗2—龙岗1井区为典型的分散底水型气分布模式。该类型气水分布模式的气井由于地层水能量有限,气井在生产的同时能够逐渐的带出地层中的可动水而不影响气井的高产。龙岗001-1和龙岗001-7井是该类型气井的典型代表,目前日产气大于50×104m3,产水量小于10m3,气井生产能够保持稳定。4礁滩型碳酸盐岩气藏气藏地质特征1)储层岩性主要为白云岩和灰质云岩,储集空间主要为粒间、粒内、晶间孔为主,储层纵向上及平面上分布不均,非均质性非常严重,不同层系、不同部位储集体规模和大小存在很大差异。平面上储层主要沿台地边缘展布,台地边缘储层连续性及连通性较好,储层向台地内部由台地边缘礁滩相过渡为台内点礁及台内洼地边缘滩相,储层发育变差,连续性及连通性变差;纵向上飞仙关组储层连续性好,储集体规模大,为大规模构造岩性气藏,长兴组储集体规模较小,呈孤立状分布,为典型岩性气藏。2)礁滩型碳酸盐岩气藏流体分布