摘要：广安地区是四川盆地中部上三叠统须家河组天然气最具勘探潜力的区块之一，其复杂的气水关系一直制约着气藏的高效开发，弄清气水分布情况成为当前气藏开发过程中的首要任务。运用气水分异理论、水蒸气含量计算、试气试采分析等研究手段，分析了气藏的气水分布情况以及产水特征。研究表明，广安气藏气水分布特征仍遵循上气下水特征，气水过渡带纵向范围较宽；通过经验公式确定地层条件下天然气水蒸气含量为0.0521～0.0927m³/10⁴m³，如果生产中水气比大于该值，气井很可能产地层水；试气试采分析认为：产水量较高的井主要集中在须六段气藏A区构造北北东部和B区，以及须四段气藏部分区域。

关键词：四川盆地；广安地区；须家河组；低渗透油气藏；气水分布；特征

    广安地区是四川盆地中部上三叠统须家河组天然气最具勘探潜力的区块之一，然而其复杂的气水关系一直制约着气藏的高效开发，弄清气水分布情况已经成为当前气藏开发过程中的首要任务。广安气田区域构造位置位于“川中古隆中斜平缓构造带”东部(图1)。

 

    广安地区须家河组气藏储层裂缝不发育，低孔低渗，砂体连通性差，含水饱和度较高。气藏分为Ⅰ号须六段气藏和Ⅱ号须四段气藏，Ⅰ号须六段气藏根据构造特征又分为A区块和B区块。目前，广安须六段气藏北北东部和北西部气井普遍产水，须四段气藏气井也普遍产水^[1～2]，总体表现单井产能较低。试采井中除Ⅰ号须六段气藏构造顶部的部分井未产水外，其余各井均有水产出，气水关系复杂。因此，笔者通过地质构造研究、水蒸气含量计算、试气试采分析等研究气藏的气水分布特征，从而为制订气田开发对策奠定基础。

    针对广安地区储层低孔低渗的特点，运用储层气水分异理论进行气水分布特征研究。低孔低渗储层气水分异基本原理^[3～4]认为，在低渗低孔的非常规储层中，孔喉分布频带较宽，存在多级别的孔隙喉道。在气(油)柱的净浮力不足以克服所有级别喉道的毛细管阻力时，孔隙水被挤出的程度不同。因此最终形成的气(油)水界面不是一个严格的理想分界面，只存在含水饱和度向上逐渐降低的趋势。

    川中古隆中斜平缓构造区构造总体平缓，地层倾角1°～5°，气、水分异不彻底，气水过渡带纵向范围较大；气水分布主要受古今构造、储层物性、断层及裂缝发育程度等多种因素综合制约，广安与已探明的八角场气田、充西气田、磨溪气田的气水分布特征相似，整个气藏仍遵循上气下水特征，但气水过渡带较宽，没有明显的气水界面。

    广安地区须六段气藏测试产水井点分布在探明含气面积内东南的广安002-40-002-43地区和中部广安101、107-广安002-4、109地区，多分布在构造相对较低部位。气藏内遵循下水上气的气水分异规律，气水分异不彻底，气水过渡带宽。广安地区须四段气藏在储量计算范围内目前尚未见到存在边、底水的迹象，但个别井在测试过程中确实有地层水产出，如广安113井须四段储层较发育，测井解释储层厚度达27.3m，平均孔隙度达到10.86%。但由于储层下部含水饱和度较高，有效储层厚度为7.38m，平均有效孔隙度为12.26%。该井完钻后对须四段加砂压裂测试，获气4.3517×10⁴m³/a，水120m³/d；而位于较广安113井海拔更高的广安106井测试获纯气7.1463×10⁴m³/a，自2007年4月生产以来未产水。因此，分析认为，须四段气藏成藏过程中，在局部范围内相对低凹部位储层内，未驱替殆尽的孔隙水造成孔隙含水饱和度偏高，由于加砂压裂后人工裂缝网络连通了有效储层，在局部范围内被致密砂体所隔离的夹层水导致广安113、广安5等井产出地层水，其水体规模和水体能量均极为有限。

    根据21口井22个层位的地层水资.料，分析气藏产出水是否来源于地层水。天然气中水蒸气含量主要与地层温度、压力、气体组成及液态水的含盐量有关。为了确定天然气中的含水量，一些学者提出了一系列的经验公式^[5～6]。天然气中水蒸气含量的计算步骤如下：

    1) 计算相对密度r_g=0.6时，天然气与纯水平衡状态下的水蒸气含量：

 

    2) 将纯水条件下的水蒸气含量进行温度和矿化度校正，校正系数分别为：

    C_C=1-0.225×10^-2K_C    (2)

C_p=10^-7T²-1.1×10^-3T×r_g-0.079r_g²+0.73×10^-3T+0.156r_g+0.927    (3)

    3) 利用W=W_0.6×C_C×C_p计算天然气中水蒸气的实际含量。

式中：W_0.6为气体相对密度为0.6时与纯水平衡时的水蒸气含量，g/cm³；C_C为水中含盐量的校正系数；C_p为W_0.6的校正系数，与温度有关；K_C为水的含盐量，kg/m³；T为温度，℃；r_g为气体相对密度。

    利用上述经验公式分别对须六段、须四段储层中天然气的水蒸气含量进行计算，计算结果见表1。

须六段储层中天然气的相对密度为0.5955～0.6864，计算天然气水蒸气含量为0.0521～0.0927m³/10⁴m³，平均为0.0719m³/10⁴m³；须四段储层中天然气的相对密度在0.604～0.6635，计算天然气水蒸气含量为0.0623～0.0834m³/10⁴m³，平均为0.0743m³/10⁴m³。

    通过上述经验公式计算得水蒸气含量在0.0521～0.0927m³/10⁴m³之间，与实测试采水气比(0.02～0.14m³/10⁴m³)相差不大，所以初步确定地层条件下天然气水蒸气含量在0.0521～0.0927m³/10⁴m³之间变化，如果生产水气、比大于这个值，气井很可能产地层水。广安气田试采时间较长气井有3口，分别为广51、广19和广安2井，在试采后期生产水气比基本稳定在0.02～0.14m³/10⁴m³。同时广安Ⅰ号须六段气藏A区其余大部分井由于测试层段为无水气藏，试采时间较短，产出水基本上属于天然气的凝析水。广安Ⅰ号须六段气藏A区的广安002-38和广安002-43，以及B区的广安107、广安108、广安101、兴华1和广安111井的生产水气比明显大于该值，所以这些井均产地层水。

    须六段气藏A区构造顶部的广51(生产曲线图见图2)、广19、广安002-23、广安002-H8、广安002-21、广安002-X22、广安002-Z2、广安002-25、广安002-X27和广安2井等21口井，以及Ⅱ号须四段气藏广安106和广安114井，试采期间几乎不产水，水气比稳定在0.03m³/10⁴m³左右。

 

    须六段气藏的广安002-X24井，位于广19井的东南侧800m处，2007年11月8日开始试采，截至2007年12月31日，平均日产气2.436×10⁴m³，日产水11.18m³。周围井广19、广安002-21、广安002-X22和广安002-Z2均不产水，分析认为该井可能处于边水域或者为单独封闭水体。

    试气试采产水量较高的井主要集中在须六段气藏A区构造北北东部和B区，须四段气藏部分区域。比如须六段气藏A区构造的广安002-38、广安002-43井的水气比为2.577～3.169m³/10⁴m³，而广安002-40井的水气比非常高(图3)，达31.47m³/10⁴m³，广安002-X45井只产水，不产油气。B区107井的水气比高达15.01m³/10⁴m³，广安111井的水气比为4.187m³/10⁴m³，兴华1井的水气比为9.306m³/10⁴m³。

 

综上所述，通过试气试采分析，须六段气藏在A区边部可能存在边水、底水的情况，有待进一步证实，须四气藏不存在边、底水的情况，水体分布见图4。

 

    目前广安气田气井产水的类型可以归纳为以下3种类型。

2.1.1 气井不产地层水，仅产少量的凝析水

    包括须六段气藏的广51、广19和广安2井。广51井和广安2井水气比在试采后期基本稳定在0.03m³/10⁴m³和0.02m³/10⁴m³，产水反映的应该是地层条件下天然气的水蒸气的含量。广19井，初期水气比较高，但后期生产水气比基本稳定在0.06m³/10⁴m³，估计是由于压裂液滞留造成的。此类井还包括工号须六段气藏广安002-23、广安002-H8、广安002-21、广安002-X22、广安002-Z2、广安002-25、广安002-X27、广安002-29、广安002-30、广安002-31、广安002-32、广安002-33、广安002-X34、广安002-35、广安002-X36、广安002-39、广安002-H1、广安002-45井，Ⅱ号须四段气藏广安106、广安114井等。

2.1.2 试气不产水，试采产水，部分井储层压后产水或产水量增加

    包括须六段气藏的广安115井、广安002-38井、广安108井。广安115井试采井段为1828～1840m和1843～1853.5m，试气时不产水，压裂后日产气6.485×10⁴m³，试采期产水，水气比平均为1.79m³/10⁴m³。该井在压裂施工中压裂缝可能贯穿了下面水层，导致气井出水。因此压裂层段要尽量避免与水层太近^[7]，以免压穿水层使气井产水。

2.1.3 试气试采均产水，或试气产水较高，产水量较稳定，处于气水过渡带

    包括须六段气藏的广安002-40井、广安002-43井、广安101井、广安107井和须四段气藏的广安128井。广安002-40井射孔段为1847.5～1850.0m和1 852.O～1 858.5 m井段。该井试采4个月，平均产水38.07m³/d，水气比高达28m³/10⁴m³。从测井解释结果看，在主产气层须六¹_a2层以下可能与水层连通。

2.2.1 纵向隔夹层发育，对水体有较强的阻挡作用

    地质研究表明，纵向上水体内部及水层与气层之间存在隔夹层，隔层裂缝不发育。这些隔夹层对水体上升有较强的阻挡作用，使水体在垂向上的传导能力很弱，底水上升困难。

    广安002-43井气水界面以下的水体内部夹层和隔层发育，1876.4～1885.2m存在8.8m隔层，且夹层很发育，最小厚度1m，最大厚度达22.4m。这些隔夹层致密、裂缝不发育，会对水体上升起明显的阻挡作用。

2.2.2 水层渗透率低，传导率小

    物性资料统计分析表明，水层平均渗透率范围为0.072×10^-3～0.886×10^-3μm²，大部分小于0.5×10^-3μm²，总体上属于低孔低渗特征。由于水体渗透率低，所以自身的传导率很小。

2.2.3 广安Ⅰ号区块须六段气藏A区水层产能低，B区和Ⅱ号区块须四段气藏水层产能高

    通过试气结果可以看出，须六段气藏A区块的广安002-H7井水层的产水量为7.3m³/d，水层的产能较低；须六段气藏B区块的广安109井水层产水量为86.4m³/d；须四段气藏的广安124、广安124、广安124井产水量分别为81.6m³/d、76.8m³/d、89.3m³/d。可以看出水层的产能高。

    综上所述，广安Ⅰ号区块须六段气藏A区气藏在开发过程中，由于有效水体小、能量弱，水体表现不活跃；B区和Ⅱ号区块须四段气藏，由于有效水体较大，水层渗透率高，水体表现较为活跃。

    1) 运用气水分异理论进行广安地区气水分布特征研究，研究表明广安地区的气藏仍遵循上气下水特征，但气水过渡带纵向范围较大。

    2) 通过经验公式确定地层条件下天然气水蒸气含量为0.0521～0.0927m³/10⁴m³，如果生产水气比大于这个值，气井很可能产地层水。

    3) 试气试采分析表明产水量较高的井主要集中在须六段气藏A区构造北北东部和B区，须四段气藏部分区域。

    4) 将广安气田气井产水类型分为不产地层水、试气不产水试采产水、试气试采均产水3种产水类型，分析了水体活跃不同程度的分布范围，对于指导该气田开发具有重要意义。

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(本文作者：田冷^1，2 何顺利^1，2 刘胜军³ 兰朝利^1，2 1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室；2.中国石油大学气体能源开发技术教育部工程研究中心；3.中国石油西南油气田公司川中油气矿)