摘要:四川盆地安岳地区上三叠统须二上亚段气藏是近年来四川盆地发现的储量规模最大的上三叠统须家河组气藏，但试采过程中暴露出气井测试产量与投产后产量差异大的大题。为此，系统分析了单井产能与储层地质特征、加砂压裂工艺、产液量等的关系，认为气井产能控制的主要因素为：属于水下分支河道和河口坝微相、并在雷口坡组古残丘或高带古地貌上沉积形成的粗结构砂体是有利储层分布区；单井裂缝发育或处于裂缝发育区带是气井高产的关键因素，所统计的80%微气井都处于裂缝不发育区；高产井所在的储层在压裂时具有最低泵压低、日排液量大的特点，排液量百分比多在75%以上；气水关系复杂，产水量大小不受构造控制，不产水气井的产气量和地层压力均较稳定，但含水井提高天然气产量会导致水侵加剧、产气量和地层压力均快速下降。
关键词:四川盆地 安岳气田 晚三叠世 致密砂岩 开发 生产能力 压裂(岩石) 控制因素 气水关系
低渗透致密气藏储层非均质性强，需要采用多种技术才能实施气田的稳产[1-2]。四川盆地安岳地区上三叠统须家河组须二段气藏试采就暴露出气井测试产量与投产后产量差异大、高产井控制因素尚不完全清楚等问题，这对该区下步整体开发及产能建设工作带来一定不确定性。
1 须二上亚段储层基本地质特征
安岳地区上三叠统须家河组为一套内陆河湖交替的陆源碎屑岩沉积，厚度稳定分布(500～650m)。须二上亚段为大套河流--三角洲体系的块状砂岩，是储层主要发育段，目前所获气井产层大部分属于该亚段。长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为储层主要岩石类型，胶绔物成分以方解石、硅质为主，平均为5.1%，绿泥石环边胶结物层段储集物性好；杂基含量平均4.2%[3]。储集空间以粒间孔、粒内溶孔为主，片状和弯片状喉道是主要类型。
岩心分析表明：有效储层孔隙度主要分布在7%～9%，平均为8.35%；有效储层渗透率主要分布在0.01～1.00mD，平均为0.40mD。孔渗相关性分析表明：具有较好的相关性，尤其是孔隙度大于ll%的样品。岩心中宏观裂缝较少，多为高角度构造缝，且多为中小缝，呈充填或半充填状态。安岳区块须二段储渗类型包含两类：孔隙型、局部裂缝发育地区的裂缝一孔隙型。安岳须二段气藏为在构造背景下的岩性圈闭气藏。
测井解释含水饱和度值为36.6%～40.9%，总体上讲，储层物性具备低孔、低渗透、高含水饱和度特征，以Ⅱ、Ⅲ类储层为主，占70%以上，l类储层仅在部分井区零星分布。须二段气藏压力系数介于l.46～1.54，属于高压气藏。
2 产能控制因素分析
2.1气井产能分类
目前气井产能差异明显，主要表现为气井测试产量高低悬殊，测试值范围介于0.56×104～94.78×104m3/d(折算视日产气)；无阻流量计算值范围介于0.66×104～61.8×104m3/d。根据现有测试井的测试数据、无阻流量、相对稳定产量，按照一定的分类标准(表1)，将安岳须家河组气藏现已测试的29口井划分为高、中、低产井，其中高产井6口，中产井4口，低产井9口，此外有微气井l0口。
2.2产能控制因素
2.2.1有利的沉积环境和高品质储层是高产井的重要条件
安岳区块须二段主要发育三角洲前缘亚相沉积，大部分区域以水下分支河道微相为主，仅少部分区域发育分流间湾微相沉积。水下分支河道、河口坝，其平均孔隙度一般7%以上，平均渗透率在0.10mD以上，为最有利于储层发育的微相；远砂坝、席状砂次之，分流间湾为不利于储层发育的微相。
须家河组沉积前中三叠统侵蚀面(雷口坡组残丘和洼地)起伏变化较大，须家河组沉积时对雷口坡组顶部古地貌有填平补齐作用，部分地区缺失须一段，须二段直接沉积于雷口坡组残丘上。古残丘或高带造成须一段缺失或变薄，既利于烃源的供给，又利于粗结构砂体发育和差异压实缝的形成。
对安岳地区测试完成井统计表明：中、高产井中共有10口，其中有5口位于雷口坡组残丘发育区(岳101-Xl2、岳l05井、威东l2、威东7、岳l04侧)，有3口井位于雷口坡组相对高带、须一段缺失区边缘(岳101-11、岳l01、岳ll4)，即雷口坡组残丘发育区及其附近集中了目前所获气产量80%的中、高产井。
安岳地区雷口坡组残丘在东南翼相对较陡，表现为须一段的厚度由安岳l一岳l06--岳5--高科1一岳3井一线向岳102井由0～1m迅速加厚为41.88m，该区域储层厚度普遍在3m以下，目前尚未获得工业气流(图1)。
对高、中、低、微产能的气井的储层厚度、孔隙度及平均单层厚度等相关性进行统计，表明产能与这些单一因素相关性不大。
对储层基础参数较全的7口井，统计了安岳须二段气藏(上亚段)计算的无阻流量与储层参数相关性分析(图2)，储层参数、地层系数，无阻流量与它们间具有一定的正向相关件性不大.
2.2.2单井裂缝发育或处于裂缝发育区带是气井高产的主控因素。
通过对取心和铸体薄片观察、测井资料、地震资料、构造位置等综合分析，高、中产井均表现出“井自身裂缝发育或处于裂缝相对发育区”的特点；微气井则都表现为“井自身裂缝不发育且绝大部分处于裂缝相对不发育区”的特点。裂缝相对发育区主要分布在须家河组底延伸人须二段内部的小断层附近，其次为须二段顶、须家河组底构造的小高点附近。
目前获得的l0口高、中产井中(表2)，有8口井在射开的砂层组段处于裂缝发育区，这8口井均位于须家河组底小断层末端或附近，小断层向上消失在须二段内部。这些井尽管取心及测井资料都显示裂缝不发育，但地震资料显示处于须家河组底小断层附近(图3)，比如岳l01井(11.4×104m3/d)、岳111井(气7.28×104 m3/d，油l5.3 t/d)2口高产井。
该区由于断层规模较小，在二维地震解释的须家河组底构造图中，部分小断层未解释，但在偏移剖面中可识别出。处于裂缝的可能发育区，加砂压裂后，也能获得高产。比如岳l01、岳111井，可能是与小断层附近发育的裂缝有了沟通，气井获得了高产气流(图4)。
裂缝不发育区的井，目前储层改造未取得突破，如储层条{争较好的岳.ll2、岳l01-2井压裂后仅获微气，而安岳2井压裂前测试产微气，在挤入地层总液量155.2m3、支撑剂34t后，测试获气0.86×104m3/d.有一定程度的改造效果。10口微气井，井本身的裂缝不发育，且大部分(80%)井都处于裂缝不发育区。
2.2.3压裂改造是获得高产井的重要工艺手段
钻井、录井等显示裂缝发育的单井，如果未经过储层改造，自然产能低，测试产量均在1×104m3/d寿右，如通l井、通2井。
目前获得的高产井均进行了加砂压裂改造，且都采取的是射孔加砂压裂联作的方式开展，压裂前没有对气井测试求产，难以对气井压裂增产效果开展分析，6口高产井中有5口井测井显示裂缝发育，且都处于小断层附近；另外2口测井显示裂缝不发育的岳101处于小断层附近，压裂施工易与周边发育裂缝系统沟通而获得高产。
储层改造是提高该地区单井产量的有效手段[4-5]。因此加砂压裂和储层裂缝发育是气层能否获得高产的关键因素。
对不同产能井的加砂工艺进行了对比(表2)，高产井有2口采取了分层加砂压裂工艺，高产井的最低泵压在58.0～62.9MPa，高产井的最低泵注压力低于低产、微气井，但是岳ll4井为65.2MPa除外。
高产井的日排液量岳101-Xl2井最高，为82.7m3/d，其余井在25～35m3/d，排液量百分比在33.4%～89.2%，多在75%以上。
中低产井中多数低产井的最低泵压在65MPa，表明储层物性较高产井稍差，多数井在排液l0～30d后测试，日排液量在9.7～39.4m3，微气井多在20m3/d以下。排液量百分比在23.6%～l00%之间，多数在60%以上。加砂规模、泵注压力，高产井与低产井均无较大区别。
2.2.4气水关系复杂，地层水对生产影响较大
低渗透气藏产水、凝析油等会对其产能影响很大[6-7]。安岳气田须二段气藏属岩性圈闭气藏，构造平缓，储层物性差，气水分异不彻底，交互在一起，无明显的水层，气井投产后普遍产水，表现出明显的气水过渡带的特征。测井解释结果表明，高、中、低产井与储层
含水饱和度无明显关系，在36.6%～40.9%之间。
2009年以来，安岳气田须二段气藏共投产8口井，8口生产井中威东12井、威东2-Cl井、岳101-11井产纯气，其余井均油、气、水同产，产量差异较大，气产量从0.8×104～29.5×104m3/d，油产量从0～20.7t/d，水产量从0～42m3/d。
从生产井产水情况与海拔深度对比分析认为(表3)：海拔高的井如岳l01-Xl2井高产水，而海拔低的井如岳l03井不产水，目前生产井气水关系与海拔深度没有明显关系，产水大小不受构造控制。
岳101-Xl2井、岳101井、岳103井、岳105井4口井均产油，其中只有岳103井不产水。对比分析认为，是受地层水影响程度不同而造成的，生产井主要表现出以下几个特征：
1)生产井水侵加剧后，产量、压力出现明显的递减加剧，如岳101井。
2)提产后，水侵加剧，井口压力出现快速下降，岳101-Xl2井(岳105井)。
3)气井不产水，产量、压力较稳定(岳103井)。
3 结论
1)有利的沉积环境和高品质储层是高产井的重要条件。水下分支河道和河口坝微相，雷口坡古残丘或高带古地貌上沉积形成的粗结构砂体是有利储层分布区。气井产能与单一的储层厚度、孔隙度及平均单层厚度等参数间相关性不大，与储集参数、地层系数之间具有一定的正向相关性。
2)单井裂缝发育或处于裂缝发育区带是气井高产的关键因素，80%微气井都处于裂缝不发育区。
3)压裂改造是获得高产井的重要工艺手段。高产井具有最低泵压低、日排液量大的特点，排液量百分比多在75%以上。
4)气水关系复杂，产水大小不受构造控制，不产水气井，其气产量和压力均较稳定；但是含水井提产会导致水侵加剧后，气产量和压力均快速下降。
参考文献
[1]张明禄，张宗林，樊友宏，等.长庆气区低渗透气藏开发技术创新与管理创新[J].天然气工业，2009，29(3)：1-3.
[2]李安琪，张宗林，汪关锋，等.低渗透气藏地层压力监测技术[J].天然气工业，2006，26(7)：94-96.
[3]康仁东.川中安岳地区须家河组二段沉积相及储层特征研究[D].成都：成都理工大学，2009：52-53.
[4]邹才能，陶士振，张响响，等.中国低孔渗大气区地质特征、 控制因素和成藏机制[J].中国科学：D辑地球科学，2009，39(11)：1607-1624.
（黄小琼1 张连进1 郑伟l 向小辉2 王刚2 1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2.中国石油西南油气田公司重庆气矿
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