system: [SYSTEM]

user: 3. 深度域与含气带的厚度 3.1. 川西坳陷北段：中坝构造(印支期古构造) 中坝构造据不完全统计，有气井38口，已获雷三、须二、须三、千佛崖(含下沙)等四个气藏，须四段因剥蚀，无气层发现，已探明雷三和须二两个气藏。其中须二气藏为含凝析油气藏。据王允诚、周文研究须二气藏的储层展布具有明显的分带性，从内而外、从上而下可分为含气带，气水过渡带和含水带；以含气带的孔渗条件最好，孔隙度一般在4%~12%之间，平均值7.6%，渗透率一般在0.08 − 0.13 × 10 −3 µm 2 之间，平均0.104 × 10 −3 µm 2 。气水过渡带最差，孔隙度一般在2%~5%之间，平均值3.2%，渗透率一般在0.03 × 10 −3 µm 2 以下，系油气层的致密封隔带，含水带由于水的不可压缩性和流动性而孔、渗性相对好转，孔隙度一般在3%~7.5%之间，平均值5.51%，渗透率一般在0.01 − 0.06 × 10 −3 µm 2 之间，平均0.035 × 10 −3 µm 2 。见表1。 中坝构造据川西北礦区邱中湉等研究分带性如下： 3.1.1. 含气带厚度 ① 据气水界面海拔−1902.5 m (邱中湉1995) [ 3 ] 与气层顶−1630 m推算，含气带厚272.5 m。当然，由于储层的不均质性不是圈闭内的所有岩体都是产层而是部分有利砂体可获工业气流。 ② 气水界面深度统计：中9井2396 m、中17井2670 m中25井2666 m，中29井2335 m、中38 图1. 川西坳陷分带与局部构造分布图 图2. 川西坳陷中段东西向沉积体系剖面模式图(据王胜) Table 1 In the second layer to dam zoning and the porosity and permeability characteristic 项目 含气带 气水过渡带 水带 物性 孔隙度(%) 7.6 3.2 5.51 渗透率(×10 −3 µm 2 ) 0.104 0.01 0.035 表1. 中坝须二产层分带与孔、渗持征 井2591 m；深度域变化范围2335~2670 m，平均海拔−1902.5 m。含气带总厚约270~290 m，平均厚297.5 m [ 4 ] ，与邱中湉的意见接近。 ③ 主要气井的产层统计(表2)，气层最高出现在海拔−1729 m (中53井)，最低在-2007m (中64井)，含气带厚279 m，也与气水界面深度统计值接近。 ④ 部分井标准层统计，以距须二顶计，气层距砂顶8 m (中4井)，11 m (中47井)，12 m (中50井)，29 m (中53井)，最深32 m (中64井)。彰显含气带在构造内不均匀的分布格局。 3.1.2. 气水过渡带厚度(封隔带) 据须二气藏边底水线分布图 [ 5 ] 约200 m。 3.1.3. 气水界面对比 对川西坳陷须二气藏有气水界面资料的钻井分析，发现坳陷北段中坝构造气水界面最高，海拔−1902.5米，其次是九龙山构造海拔−2464.5米，向东、向南的白龙场、柘坝场、文兴场均在海拔−3900米以深，见表3。 Table 2 Well depth and gas production in the main production zone of the two member of the middle Jia 井号 井段(m) 气层顶海拔-m 厚度(m) 天然气产量 × 10 4 m 3 /d 中4井 2540~2550 1961 10 1.9 2572~2576 1993 4 2 中47井 2620~2628 2086 8 0.613 中50 井 2564~2582 1951 16 0.0661 中53井 2282~2289 1728 7 3.05 中64井 2575~2576 2007 1 3.0145 表2. 中坝须二气层主产层井深与产气量 Table 3 Comparison of main gas and water interface in the northern sectio 坳陷 构造 井名 层位 气水界面深度(m) 气水界面深度变化范围(m) 平均海拔(m) 北段 九龙山 5 T3X 2 3486 3415~3554/3484.5 −2464.5 12 3554 11 3545 14 3415 中坝 9 T3X 2 2396 2335~2670/2502.5 −1902.5 17 2670 25 2666 29 2335 38 2591 白龙场 1 T3X 2 4649 4649 −3956 柘坝场 1 T3X 2 4249 4232~4581/4406.5 −3906.5 2 4250 3 4232 4 4545 5 6 4581 / 文兴场 7 T3X 2 4406 4406 −3906 表3. 北段主要构造气水界面对比 3.2. 川西坳陷中段：新场构造(古今构叠合) 新场构造目前共钻有勘探、开发井400多口，其中揭穿须二的井25口，须四的井14口，(不含进入须五的井)余者均在侏罗系红层终孔，发现须二、须四、自流井、千佛崖、沙溪庙、蓬崃镇组气藏；遂宁组、白垩系剑门关组含气层(不含川科1井的雷口坡组气藏)，凸现了构造浅、中、深领域整装含气的气田特征；井位分布如(图3、图4)。主产层是须二和须四段、它们分属两套成藏系统，须二气藏为过成熟的甲烷气藏，须四为含凝析油的甲烷气藏。 3.2.1. 须四气藏 (1) 各带厚度分析 图3. 新场地区井位分(T3X 4 ) 图4. 新场地区井位分布图(T3X 2 ) ① 含气带厚度 揭开须四段含气层的井深判断，无统一气水界面，但在新场、孝泉一带今构造的高部位可能存在边水气藏，新884井气水界面3376米，海拔−2831米与须四顶3054米(川孝93井)海拔−2520米，推算含气带厚311米。又据新882井气层顶井深3410米，海拔−2865米与气水界面3376米，海拔−2831米计算，含气带仅厚34米，两相比较，可见气水关系极其复杂。 ② 气水过度带厚度 据(新884井)水层顶3386米，海拔−2841米与新882井水层顶3402米计算，厚16米。气水界面深度变化范围3386~3402米，约16米。 (2) 孔、渗分析 ① 含气带孔渗 含气带储集空间以次生溶孔为主，为粒内溶孔、粒间溶孔、铸模孔、超大溶孔和填隙物晶间微孔。系区内最好储层，孔隙度 > 7%，渗透率0.05~0.5 × 10 −3 μm 2 。 ② 气水过渡带孔渗 原生孔隙破坏消失，孔隙不发育，仅有零星分布的极少量粒内溶孔。为区内含气带的致密封隔带，孔隙度 < 2%，渗透率 < 0.008 × 10 −3 μm 2 。 3.2.2. 须二气藏 (1) 各带厚度分析 ① 含气带厚度 从揭开须二段含气层的井深判断，气水界面海拔−4450米与气层顶井深3358米(川孝93井)海拔−2804.2米推算，含气带厚1646米。 ② 气水过度带厚度 气水过度带，据川孝560井水层顶4698.9米，海拔−4158.9米计算，厚291米。气水界面深度变化范围4698~4985米，约287米。 (2) 孔渗分析 ① 含气带孔渗 含气带储集空间以粒间溶孔和微裂缝为主，少量残余粒间孔、粒内溶孔。为区内较好储层，孔隙度>4%，渗透率0.05~0.5 × 10 −3 μm 2 。 ② 气水过渡带孔渗 气水过度带由于强烈的压实和压溶作用，原生孔隙破坏消失，孔隙不发育，仅有零星分布的极少量粒内溶孔。为区内油气层底的致密封隔层，孔隙度 < 2%，渗透率 < 0.0085 × 10 −3 μm 2 。 3.2.3. 气水界面对比 坳陷中段，除龙门山构造带及其以东各构造气水界面较高外，在坳陷内以合兴场川合100井海拔−4174米与隆丰1井海拔−4258米最高，其余构造各井海拔均在−4200~−4500米之间。兹将主要构造气水界面对比列于表4。 3.3. 川西坳陷南段：大邑构造(新构造) 大邑构造由于第四纪的大邑砾岩卷入褶皱，公认为新构造。到目前为止，大邑构造共有钻井14口(包括侧钻井)。发现须三、须二气藏，这些井除位于构造轴部的大邑1井、大邑101井、大邑3井于须三段中部砂体(Tx 3 )及须二段上部砂体(TX 2-1 )获得工业气流外，目前向外甩开的井也普遍见到不同程度的含气 Table 4 Comparison of gas water interfac 坳陷 构造 井名 层位 气水界面深度(m) 气水界面深度变化范围(m) 平均海拔(m) 中 丰谷 563 T3X 2 4766 −4286 高庙子 561 T3X 2 4990 −4448 合兴场 100 T3X 2 4695 −4174 138 4698 −4178 148 4710 −4206 段 中江 566 4482 −4032 562 5090 −4549 龙泉山 3 T3X 2 3553 3553 −2815 新场 560 T3X 2 4985 −4445 565 5071 −4549 金马 金深1 T3X 2 5015 −4383 隆丰场 1 T3X 2 4973 4973 −4258 表4. 气水界面对比 显示，部分井已远远超出圈闭之外，尚未见有边、底水；但有凝析水存在，展示该构造气水关系复杂。初步认为主要为边、底水控制的背斜型断块气藏 [ 6 ] ，那么含气带有多高呢？分下列几种情况： 3.3.1. 录井、测井判断 (1) 含气带高度(基本无水) 须二气藏：大邑1井，该井区代表圈闭的最高部位的须二段上部气层(海拔−4227.83 m)，气水界面海拔−5177.45 m。本井截至到2009年8月，累产气5141.4 × 10 4 m 3 ，累产水335.45 m 3 。目前平均产气8.3 × 10 4 m 3 /d，平均产水0.6 m 3 /d，水气比保持在0.063左右，即每产一万方气包含0.063方水(以下单位相同)。从水气比与水的矿化度甚小来看属凝析水，基本无可动的地层水，含气带约厚949.32 m。 须三气藏：大邑7井，以F1断层作为大邑断背斜圈闭的遮挡面，已经处于圈闭之外。而且构造位置也低，若以须三中部砂岩顶面为标准，该井较大邑1井低466 m。该井在须三中部砂岩见3层含气层，从取出的岩心观察，无咸味及返潮等含水迹象，含气带高度难以判别。因须三含凝析油故与须二过成熟的甲烷气藏是两套油气系统。 (2) 推测 含气高度至少不低于940 m (气、水层交互)此种情况见于大邑5井须二段。大邑5井位于大邑断背斜的西北缘，构造位置甚低。可疑水层夹于含气层中。须二段内也先后见两层良好的气显示层，经录井及测井综合解释为气层，如表5所示，以须二段顶面构造图，海拔−4200 m计算(据二物)，大邑1井气层顶面海拔−4228 m，两者比较。大邑5井约低920 m，海拔−5148 m。构造东北端的大邑6井，须二段也见良好气显示，较大邑1井低940 m，海拔−5168 m，以上两井的情况，预示着须二段气藏的含气高度至少不低于940m远远超出背斜圈闭溢出点之外。 3.3.2. 公式计算 通过气水界面预测公式计算：大邑构造现今气藏原始气水界面海拔为−5177.15 m，计算气藏高度949.32 m， [ 6 ] ； 大邑1井Tx 2 1 砂体顶深面海拔为−4227.83 m，砂体顶距气水界面949.32 m。构造北部的两口探边井大邑5井、大邑6井须二顶海拔−5153.69 m、−5168.45 m均高于气藏原始气水界面(−5177.15 m)，因此可以得出初步结论：构造主体部位均在气水界面之上。 3.2.3. 孔渗条件分析 储层物性特征:含气带据194个样品分析，其孔隙度为0.15%~7.99%，平均2.86%；渗透率0.002~0.995 μm 2 ，平均0.107 μm 2 (大多数取心井段未取到主产层)。属特低孔渗，超致密型储层，产气量更依赖裂缝，孔渗性较相邻各构造均低。 气水过渡带据932个样品分析，孔隙度为0.65%~5.52%，平均3.14%；渗透率0.002~0.992 μm 2 ，平均0.119 μm 2 。 3.2.4. 气水界面对比 坳陷南段以大兴(−2665 m)、汉王(−2429 m)最高，大邑构造最低(−5177 m)，其余各井均在−2853~−3206 m之间。兹将主要构造气水界面对比列于表5。