ABSTRACT

The Carboniferous of the Shaguanping Gas Field in East Sichuan Basin is the focus of current exploration. Based on drilling, logging, core, and geochemical analysis data, this paper analyzes the nature of natural gas and formation water in the Carboniferous reservoir. The reservoir fluid pressure characteristics were analyzed by studying the pressure of each well converted to an elevation of −4243 m, and the reservoir pressure contour maps in different periods were plotted to analyze the connectivity of the reservoir. The research shows that the gas reservoir in the structural area is a low-sulfur dry gas reservoir, the formation water is CaCl₂ type, and the fluid type is typical alternating stagnant formation water; the connectivity of the entire gas reservoir is good, and the entire gas reservoir in the original state is a unified pressure system, and the pressure of the marginal wells gradually decreases as the pressure drop funnel deepens. In addition, the difference in the high, medium, and low permeability reservoirs in gas reservoirs leads to differences in pressure drop in different wells.

Keywords:Shaguanping, Carboniferous, Reservoir Fluid, Fluid Pressure, Connectivity

川东沙罐坪气田石炭系储层流体及压力特征 分析

曾兵，周平，刘辉

成都理工大学，油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都

收稿日期：2018年6月13日；录用日期：2018年6月26日；发布日期：2018年7月3日

摘 要

川东沙罐坪气田石炭系是目前勘探的重点。本文基于钻井、录井、岩心及地化分析等资料，对石炭系储层中天然气和地层水的性质进行剖析，通过研究各井折算至海拔−4243 m时的压力分析储层流体压力特征并绘制不同时期的气藏地层压力等值线图对储层的连通性进行分析。研究表明，构造区气藏属低含硫的干气气藏，地层水均为CaCl₂型，流体类型为典型的交替停滞型地层水；整个气藏的连通性较好，原始状态全气藏为统一的压力系统，且边缘井的压力随着中心压降漏斗的加深而逐步下降。另外，气藏内高中低渗储渗单元的不同导致不同井区的压降存在差异性。

关键词 :沙罐坪，石炭系，储层流体，流体压力，连通性

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1. 引言

四川盆地沉积厚度为8000~12,000 m，为我国第一大气区 [1] 。自川东地区获勘探突破以来，五百梯、沙罐坪等大型气田被开发，石炭系探明储量约3 × 10¹¹ m³ [2] 。陈宗清 [3] 、钱峥 [4] 等对沙罐坪地区的构造及沉积相等特征有一定的研究描述，徐国盛等 [5] [6] 对构造区石炭系的沉积相进行了深入的研究并对其成藏机理进行了剖析，杨斌等 [7] 应用最新的测井方法对石炭系储层物性进行了综合的评价，但对本区储层的流体性质及压力特征则鲜有提及。王兰生等(1997, 2001) [8] [9] 、徐国盛等 [10] 曾根据上世纪90年代的钻井、录井等资料对川东石炭系气藏天然气地化特征及流体性质有过或多或少的研究，本文基于最新的钻井、录井及岩心等资料，对13口气井气样进行了累积192井次的地化分析，对气藏及流体性质有了更深入的认识，并根据石炭系气藏地层压力的演化特征分析了研究区的气藏连通性。

储层流体压力为气藏储存的能量及动力，它直接决定着气藏在储层中的赋存状态，影响着储层的物性且为决定储层连通性的重要因素，因此，对储层流体及压力特征的研究对沙罐坪气田石炭系气藏的进一步开发具有重要的指导意义。

2. 区域地质概况

沙罐坪气田位于四川省开江县境内，为川东南温泉井构造带背斜西南部断下盘的断鼻构造，为温泉井背斜西南端断下盘的断鼻构造 [5] (图1)。沙罐坪气田地表主要出露约700 m厚的侏罗系沙溪庙组红色地层，井最深钻至志留系顶。研究区石炭系与下覆志留系呈平行不整合接触，顶部因黔桂运动时期的风化剥蚀，和上覆二叠系同样呈平行不整合接触，仅存上石炭统黄龙组 [6] 。构造区石炭系沉积类型主要为碳酸盐岩潟湖相沉积，岩性主要为晶粒灰岩及白云岩，储层类型属裂缝–孔隙型 [7] 。

图1. 川东沙罐坪气田构造位置

川东石炭系气藏天然气密度主要在0.562~0.595 kg/m³之间，较其它产层天然气而言，密度较小，石炭系地层水以氯化钙型为主，矿化度主要集中在30~60 g/L之间，绝大部分小于250 g/L，具有矿化度高、正变质程度较深的特点 [9] 。川东石炭系气藏中天然气的临界温度一般为193 K (−80℃)，临界压力为4.7 Mpa，在地层条件下无论压力多高绝对呈气态存在 [11] 。

3. 储层流体性质

3.1. 含流体情况

沙罐坪气田石炭系气藏构造西北翼及北端为断层封隔，东南翼物性极差或岩性尖灭，未与水域相连，不存在边水；构造西南端(罐31井以南)储层物性较差，且罐31井多年大压差开采少见地层水(图2)。

3.2. 天然气性质

根据13口气井气样累积分析192井次的结果，对每口井最近一次分析的石炭系气样数据进行研究(表1)，可知CH₄含量平均值为96.89%，绝大部分在96%以上，C₂H₆和重烃含量均小于0.4%，干燥系数在95%以上。对于非烃气体，天然气中微含H₂S、N₂，其含量普遍小于1%；CO₂含量约1%~2%，平均为1.45%。气质较好，属低含硫的干气气藏。各气井的天然气组分基本一致，揭示不同井区的石炭系天然气具有相同的来源。

3.3. 地层水性质

地层水性质不仅能有效的反映地下水的活跃程度，而且能用于认识区域构造的稳定性 [12] 。沙罐坪气田石炭系气藏属于纯气藏，不含边水，所产出的水均为凝析水。Gaupp R.和胡晓凤等 [13] [14] 依据与地表水的混合程度将地层水划分为自由交替型、交替阻滞型和交替停滞型3类。通过取样分析，沙罐坪气田石炭系气藏凝析水矿化度在13.13~140.23 g/L之间，平均为65.03 g/L，为沉积封存高矿化度区，相对密度为1.01~1.08 g/cm³，地层水均为CaCl₂型(表2)，属于典型的交替停滞型地层水，不受地表水影响，避免了油气散失，是一种处于较好封闭环境的水型。其中，罐3井矿化度较低，仅为13.13 g/L。而罐11井和罐31井的矿化度都比较高，均超过110 g/L，罐11井更是达到140 g/L左右。从整体上看，整个气藏凝析水性质比较一致。

图2. 沙罐坪气田石炭系气藏构造图

表1. 沙罐坪气田石炭系气藏气样分析数据表

表2. 沙罐坪气田石炭系气藏凝析水分析数据表

4. 储层流体压力特征

4.1. 流体压力

根据沙罐坪气田石炭系气藏投产前的罐2、3、7、10、11井的最大关井压力计算出当时的地层压力(表3)。由表知，各井折算至海拔−4243 m时压力差值不大。取这5口井折算压力平均值，则沙罐坪气田石炭系气藏的原始地层压力确定为60.297 MPa。利用气藏原始地层压力与折算海拔相同埋深的静水柱压力求取平均压力系数为1.45，属烃柱高度引起的弱超压气藏。

投产前完井的罐2、3、7、10、11井等5口井取得的原始地层压力折算后非常接近，最大差别仅为0.106 MPa，说明原始状态全气藏为同一压力系统。气藏先前5口井投产后完井的其余各井，折算地层压力均较低于气藏原始地层压力，如罐29井原始折算压力为59.761 MPa，比原始地层压力低0.536 MPa，说明这些井在开采前已经受到先期投产井的影响，整个气藏具有一定的连通性。

根据各井压力系数和中部井深深度作交会图(图3)，可以看出压力系数与深度有着很大的相关性，相关系数达到0.977。证明整个气藏存在着很好的连通性，气藏内部不存在着明显的阻隔，因此，压力系数和深度的相关性系数表现为高值。

通过对沙罐坪气田石炭系气藏内流体性质和压力系统的分析，气藏内各井天然气组分以及性质基本一致，而各井凝析水的矿物质种类和含量基本相同，均为CaCl₂型地层水，认为气藏整体为统一的压力系统。

4.2. 气藏连通性分析

根据沙罐坪气田石炭系气藏1988年、1999年及2012年的3张等压图对气藏的连通性进行分析。

图4为沙罐坪气田石炭系气藏1988年的地层压力等值线图。图中整个气藏为两个压力系统，罐3井表现为一个压降漏斗，这是由于罐3井已经先期投产的缘故，由于具有一定的连通性，所以周围地层压力也跟着下降。由于连通性并不好，所以等压线比较陡。另外，以③号断层为界，可能是由于断层的阻隔作用加上储层的非均质性，在断层北西方向存在着另外一个以罐7井~罐10井为中心的压力系统，范围比较大，北到罐8井，南到罐5井，没有明显的压降漏斗。整个范围内，从外到内具有明显的压力下降趋势，等压线差值最大为6 MPa。③号断层附近等压线密集，表明此区域连通性较差。

图3. 沙罐坪气田石炭系气藏各井中部井深与压力系数交会图

图4. 沙罐坪气田石炭系气藏地层压力等值线图(1988年)

图5为沙罐坪气田石炭系气藏1999年的地层压力等值线图。由图知，整个气藏已经基本表现为一个压力系统，罐7井和罐20井附近地层压力最小，只有不到44 MPa。因为罐7井压力下降比较快，加上与罐3井所在部位之间存在着一定的连通性，从整个气藏等压线分布看来，已经形成一个统一压力系统，

图5. 沙罐坪气田石炭系气藏地层压力等值线图(1999年)

表3. 沙罐坪气田石炭系气藏原始地层压力数据表

各井之间的压差较小。气藏北端罐8井附近地层压力相对以前也在下降，但是下降幅度较小，而气藏南端的地层压力基本上没有下降。

图6是沙罐坪气田石炭系气藏2012年的地层压力等值线图。从图中等压线的变化情况来看，构造主体部位的罐2~25井区(包括罐2、7、10、11、19、20、21、25、28井)，相互连通性好，各井之间的压差一般低于5~6 MPa，形成气藏的低压区，压降中心一般在罐7和罐25井区。构造端部罐8~14井区、罐26~31井区和东翼的罐3~29井区由于受低渗带和断层的影响，不仅区域内的井间连通性差，地层压力高，而且与主体的罐2~25井区连通性也很差，形成了边部压力高、中部压降漏斗很深的压力分布格局，但在总体上仍为一个统一的压力系统，边缘井的压力随着中心压降漏斗的加深而逐步下降。

综合分析认为，沙罐坪气田石炭系气藏为一个统一的压力系统，整个气藏是连通的，只是气藏内高中低渗储渗单元不同从而导致压降的差异性，如北端的罐8、14井和东南端的29井与主体连通性较差。

5. 结论

1) 沙罐坪气田石炭系气藏气质较好，属低含硫的干气气藏。整个气藏凝析水性质比较一致，凝析水矿化度平均为65.03 g/L，为沉积封存高矿化度区，地层水均为CaCl₂型，属于典型的交替停滞型地层水，避免了油气散失，是一种处于较好封闭环境的水型。

图6. 沙罐坪气田石炭系气藏地层压力等值线图(2012年)

2) 沙罐坪气田石炭系气藏的原始地层压力为60.297 MPa，平均压力系数为1.45，属烃柱高度引起的弱超压气藏。原始状态全气藏为同一压力系统，整个气藏存在着很好的连通性。

3) 沙罐坪气田石炭系气藏的地层压力由起初的两个压力系统变化为以罐7井和罐25井为中心的一个压力系统，形成了边部压力高、中部压降漏斗很深的压力分布格局，但在总体上仍为一个统一的压力系统，边缘井的压力随着中心压降漏斗的加深而逐步下降。

文章引用

曾 兵,周 平,刘 辉. 川东沙罐坪气田石炭系储层流体及压力特征分析
Analysis of Reservoir Fluid and Pressure Characteristics of Carboniferous in Shaguanping Gas Field in Eastern Sichuan Basin[J]. 自然科学, 2018, 06(04): 267-275. https://doi.org/10.12677/OJNS.2018.64038

参考文献