王 穎.

(中石油長(zhǎng)城鉆探工程公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦 124010)

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蘇里格氣田蘇11區(qū)塊氣水分布特征及控制因素分析

王 穎.

(中石油長(zhǎng)城鉆探工程公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦 124010)

為了找到蘇里格氣田蘇11區(qū)塊氣水分布規(guī)律，改善區(qū)塊開發(fā)效果以指導(dǎo)產(chǎn)能建設(shè)，在區(qū)域水化學(xué)特征分析、測(cè)井氣水層識(shí)別、區(qū)域地質(zhì)背景綜合分析的基礎(chǔ)上，明確了氣水分布特征，確定了氣水分布控制因素。研究表明：地層水型為高礦化度CaCl2型，顯示了互不連通的深層封存環(huán)境的古沉積水特征；研究區(qū)水體相對(duì)獨(dú)立、不連片，無統(tǒng)一氣水界面；縱向上表現(xiàn)為下氣上水，山1段基本不含水，地層水從盒8下亞段到盒8上亞段逐漸增多；從成藏要素分析，氣水分布主要受烴源巖、生烴強(qiáng)度、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、構(gòu)造位置和天然氣的運(yùn)移等因素控制；根據(jù)地層水成因差異，將其分為河道底部低凹處滯留“透鏡體”水、氣層“殘留水”、致密砂巖封隔的“透鏡體”水3種類型，研究區(qū)以河道底部低凹處滯留“透鏡體”水為主。

蘇里格氣田；地層水；氣水識(shí)別；控制因素；分布規(guī)律

蘇11區(qū)塊位于蘇里格氣田西北部，構(gòu)造形態(tài)為寬緩的西傾單斜，主要產(chǎn)氣層位于古生界二疊系下石盒子組盒8段和山西組山1段，氣層有效儲(chǔ)層為深灰色、灰白色中粗砂巖、粗砂巖和含礫粗砂巖。儲(chǔ)集類型屬孔隙性儲(chǔ)層，孔隙類型以溶孔和晶間孔為主。儲(chǔ)層具有低孔低滲、強(qiáng)非均質(zhì)性特征[1-2]。目前，對(duì)蘇里格氣田蘇11區(qū)塊地層水識(shí)別和分布特征尚缺乏系統(tǒng)研究和深入認(rèn)識(shí)。早期觀點(diǎn)認(rèn)為，在區(qū)塊西南部零星含水[3-5]。但是，隨著氣田勘探開發(fā)的不斷深入，井位部署由北部富氣區(qū)逐漸向中南部擴(kuò)展，區(qū)塊中南部新完鉆井投產(chǎn)后，大量氣井產(chǎn)水，嚴(yán)重影響氣田開發(fā)效果和開發(fā)進(jìn)程。因此，開展氣水分布特征及控制因素分析已成為改善開發(fā)效果、提高產(chǎn)建的基礎(chǔ)。

1 地層水地球化學(xué)特征

1.1 主要離子組成及礦化度特征

表1 蘇11區(qū)塊盒8、山1段地層水化學(xué)組分表

1.2 水化學(xué)特征系數(shù)

1.2.1 鈉氯系數(shù)

鈉氯系數(shù)(Na+/Cl-)可用來表示地層水的變質(zhì)作用程度和地層封閉性。通常認(rèn)為，封閉的高濃縮、深度變質(zhì)的地層水，其Na+/Cl-數(shù)值小，對(duì)保存油氣十分有利。按照博雅斯基(1970年)的說法，鈉氯系數(shù)大于0.85為活躍的淺表層水環(huán)境，鈉氯系數(shù)小于0.5則為封存的停滯殘留水特征。蘇11區(qū)塊地層水的鈉氯系數(shù)處于0.23～0.45之間，反映地層封閉性較好。

1.2.2 脫硫系數(shù)

1.2.3 變質(zhì)系數(shù)

變質(zhì)系數(shù)[(Cl--Na+)/ Mg2+]可以反映地層水的變質(zhì)程度。水的變質(zhì)系數(shù)越高，變質(zhì)作用越強(qiáng)，對(duì)油氣的保存越有益。蘇11區(qū)塊地層水的變質(zhì)系數(shù)為45.9～313.5，平均為186.75。變質(zhì)系數(shù)值較高，表明蘇11區(qū)塊盒8、山1段地層封閉性良好，與外界水體無交換，為變質(zhì)的古沉積水。

2 氣水層識(shí)別

2.1 分層圖版法

圖版法是對(duì)單層試氣層點(diǎn)進(jìn)行測(cè)井資料取值、分析和計(jì)算，測(cè)井參數(shù)之間交會(huì)來有效識(shí)別氣層和水層的一種經(jīng)驗(yàn)方法。在此引用Archie公式[6]：

式中Rt——地層電阻率，Ω·m；a,b——與巖性有關(guān)的系數(shù)；m——膠結(jié)系數(shù)；n——飽和度系數(shù)；Sw——含水飽和度，小數(shù)；Rw——地層水電阻率，Ω·m；Φ——地層孔隙度，小數(shù)。

當(dāng)Sw不同的時(shí)候，存在不同的Rt與Φ關(guān)系曲線，且相互平行，其中a、b、n和Rw控制其截距，而m控制了曲線斜率。當(dāng)Sw一定時(shí)，R與Φ成反比關(guān)系。

由于盒8、山1段地層水礦化度及儲(chǔ)層物性不同，以區(qū)塊完試資料為基礎(chǔ)，采用特殊對(duì)數(shù)坐標(biāo)法分層位繪制儲(chǔ)層電性-物性-含水飽和度圖版(圖1)。從圖1可見，隨著孔隙度的增大，氣層的電阻率降低，地層電阻率可將氣層、水層明顯地區(qū)分開。

圖1 地層電阻率與孔隙度交會(huì)圖Fig.1 The crossplot of formation resistivity and porosity

2.2 氣測(cè)-測(cè)井綜合分析法

氣測(cè)錄井是利用氣體檢測(cè)系統(tǒng)直接測(cè)量出烴類氣體含量的方法，氣測(cè)全烴曲線上氣層、水層的全烴體積分?jǐn)?shù)φ(TG)會(huì)出現(xiàn)明顯區(qū)別，結(jié)合測(cè)井信息便可對(duì)儲(chǔ)層流體性質(zhì)做出進(jìn)一步的判斷。

蘇11區(qū)塊盒8、山1段儲(chǔ)層中，典型氣層的φ(TG)顯示高值，差氣層φ(TG)顯示值較低，水層φ(TG)基本無顯示。結(jié)合深側(cè)向電阻率測(cè)井信息建立該區(qū)氣測(cè)錄井-電阻率交會(huì)圖(圖2)，可以看出氣層、氣水同層樣本點(diǎn)與水層樣本點(diǎn)區(qū)分效果明顯。

圖2 深側(cè)向電阻率-φ(TG)交會(huì)圖區(qū)分流體性質(zhì)Fig.2 The crossplot of deep lateral resistivity and φ(TG) for distinguishing fluid properties

3 氣水分布特征

在氣、水層識(shí)別的基礎(chǔ)上，對(duì)蘇11區(qū)塊中南部富水區(qū)所有氣井進(jìn)行了精細(xì)解剖，總結(jié)出以下特征：

(1)氣藏氣水關(guān)系復(fù)雜，無統(tǒng)一氣水界面。

本區(qū)塊中南部地層水分布非常復(fù)雜，分布范圍不穩(wěn)定，缺乏統(tǒng)一氣水邊界，普遍存在較多氣水共存層段的“殘留水”；氣水被泥巖隔層或致密層分割成孤立的“透鏡體”水，水夾在氣藏或氣層中相對(duì)獨(dú)立、互不連通，在一些區(qū)域或井區(qū)地層水又相對(duì)集中產(chǎn)出，找不到統(tǒng)一的氣水界面。

(2)縱向上表現(xiàn)為下氣上水，且水體無區(qū)域性連續(xù)分布。

在近距離運(yùn)移聚集模式控制下，儲(chǔ)集層與烴源巖的距離決定了儲(chǔ)集層中天然氣的充滿程度。根據(jù)目前測(cè)井、錄井、試氣及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料來看，距離烴源巖相對(duì)較近的山1段僅零星含水，然而從盒8下亞段到盒8上亞段的地層水逐漸增多，地層水類型由氣層“殘留水”逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)楹拥赖桶继帨艋蛑旅苌皫r封隔的完全“透鏡體”水，水體分布也由砂體局部含水向單砂體整體含水轉(zhuǎn)變。

4 氣水分布的控制因素

4.1 烴源巖及生烴強(qiáng)度

蘇11區(qū)塊主要發(fā)育石炭-二疊系腐殖型煤系氣源巖，表現(xiàn)廣覆式生烴的特點(diǎn)，生烴強(qiáng)度在(12.5～38.0)×108/km2，呈北高南低趨勢(shì)，北部生烴強(qiáng)度普遍大于27.5×108/km2，而南部平均僅為15×108/km2[7]，地層水也由區(qū)塊北部向南部逐漸增多。從中南部氣藏剖面上可以看出，儲(chǔ)集層與氣源巖的距離在一定程度上控制著儲(chǔ)層中氣體的充滿程度：距離烴源巖相對(duì)較近的山1段和盒8下亞段優(yōu)質(zhì)砂巖天然氣充注程度高，氣層和含氣層發(fā)育，盒8上亞段則以含氣層和氣水層為主?？傮w表現(xiàn)為：含氣飽和度按山1段—盒8下亞段—盒8上亞段的順序逐漸降低。

4.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

蘇里格氣田蘇11區(qū)塊屬于低孔、低滲、低壓、強(qiáng)非均質(zhì)性氣藏。天然氣聚集成藏需要一定的滲透率極差[8]。高滲透率儲(chǔ)集層的天然氣起始充注壓力低，氣體運(yùn)移阻力小，氣驅(qū)水效率高；而低滲透率儲(chǔ)層其起始?jí)毫Ω?，天然氣較難充注，易形成差氣層、干層或水層。因此，儲(chǔ)層非均質(zhì)性控制下的差異充注成藏導(dǎo)致天然氣主要富集于相對(duì)高孔滲區(qū)的主河道砂體，差氣層或水層多分布在物性差的主河道側(cè)翼。

根據(jù)50口井54個(gè)層段的物性統(tǒng)計(jì)，盒8段水層、含氣水層孔隙度主要分布在2.9%～11.3%，滲透率集中在0.009～1.557 mD；而氣層孔隙度集中在4.2%～18.6%，滲透率主要分布在0.037～9.331 mD?？梢姡瑲鈱拥奈镄悦黠@好于含水層、水層，相對(duì)高孔滲水層只是局部分布，儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)天然氣的富集影響較顯著。

4.3 區(qū)域構(gòu)造

蘇11區(qū)塊在二疊世鄂爾多斯盆地古生界時(shí)期，構(gòu)造處于西高東低的態(tài)勢(shì)；到晚三疊世轉(zhuǎn)為目前北高南低、東高西低的構(gòu)造格局。氣藏成藏過程中，區(qū)域地層已反轉(zhuǎn)，平均坡降3～5 m/km，地層傾角小于1°，地層水向低部位聚集，導(dǎo)致西南部含水區(qū)較多，東北部含水區(qū)較少?？梢?，西南部區(qū)域處于構(gòu)造低部位，不利于天然氣的聚集與保存。開發(fā)評(píng)價(jià)證實(shí)，單砂體厚度最大為15.5 m，最小為0.2 m，單層平均砂體厚度為3.21～5.51 m，明顯小于細(xì)粒砂巖儲(chǔ)層要求的垂直臨界高度12.5 m[9]。在構(gòu)造平緩、砂體規(guī)模小的致密儲(chǔ)層中，天然氣的向上浮力難以克服毛細(xì)管阻力的影響，氣、水分異作用減弱，找不到統(tǒng)一的氣水界面。但是，在局部物性好的獨(dú)立單砂體中，氣水分異較為明顯，表現(xiàn)為構(gòu)造高部位含氣、構(gòu)造低部位富集水。

4.4 地層水類型

根據(jù)測(cè)井解釋成果、試氣生產(chǎn)數(shù)據(jù)，結(jié)合地層水成因[10-14]，將蘇11區(qū)塊地層水分為3種類型。蘇11區(qū)塊以河道底部低凹處滯留“透鏡體”水為主。

(1)河道底部低凹處滯留“透鏡體”水。

因河道下蝕，天然氣充注后不能排出在底部低凹處的殘留水體。這類水體常位于砂帶(砂體)的下傾殲滅部位或構(gòu)造鼻凹部位，是常見的含水層，分布范圍較廣。

(2)氣層“殘留水”。

在天然氣成藏過程中，由于儲(chǔ)層物性差，氣體充注儲(chǔ)層時(shí)排水強(qiáng)度不足，殘留在氣層中的地層水無法排出[15-17]。這類水體主要分布于砂體邊部或內(nèi)部物性較差的區(qū)域。

(3)致密砂巖封隔的“透鏡體”水。

這類水體為受儲(chǔ)層的非均質(zhì)性控制而形成的受致密砂巖封隔的完全“透鏡體”水。

5 結(jié)論

(1)蘇11區(qū)塊地層水型為CaCl2型，礦化度高，具有停滯狀態(tài)特征，處于還原環(huán)境，反映儲(chǔ)層封閉條件良好，有利于天然氣聚集與保存。

(2)根據(jù)蘇11區(qū)塊目前所采用的測(cè)井系列，提出儲(chǔ)層物性-電性-含水飽和度圖版法與氣測(cè)相結(jié)合綜合判斷識(shí)別氣水層技術(shù)，可有效區(qū)分氣層與水層，應(yīng)用效果良好。

(3)氣藏氣水關(guān)系復(fù)雜，存在多個(gè)氣水系統(tǒng)，未見統(tǒng)一氣水界面，且縱向上表現(xiàn)為下氣上水，水體無區(qū)域性的連續(xù)分布特征。

(4)蘇11區(qū)塊富水主要受烴源巖、生烴強(qiáng)度、儲(chǔ)層非均質(zhì)性、構(gòu)造位置的控制。地層水根據(jù)成因差異分為河道底部低凹處滯留“透鏡體”水、氣層“殘留水”、致密砂巖封隔的“透鏡體”水3種類型，研究區(qū)以河道底部低凹處滯留“透鏡體”水為主。

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Analysis on Characteristics and Controlling Factors of Gas-WaterDistribution Pattern in Su 11 Block of Sulige Gas Field

Wang Ying

(Geology Institute, CNPC Greatwall Drilling Co., Ltd., Panjin, Liaoning 124010, China)

To find out the distribution of gas and water in Su11 block of Sulige gas field, improve the block development effect to guide the construction of capacity, based on the regional hydro-chemical analysis, logging identification of gas/water layers, and regional geologic background, this comprehensive study determined the gas-water distribution regularity in Block 11, and defined the main controlling factors of gas-water distribution. The following study results were obtained. The formation water is high salinity and CaCl2type, and shows the ancient sedimentary water in the deep storage environment which are not connected with each other. Study area water is relatively independent, non-contiguous, no unified air-water contact exists. Vertically, gas layers underlie water layer. The abundance of water in this block is closely related with source rocks, hydrocarbon generation intensity, reservoirs heterogeneity, structural location and gas migration. Formation water can be classified into 3 genetic types including resident water in structural low, water in isolate lens, and resident water in lens, the first of which is predominant in the study area.

Sulige gas field; formation water; gas-water identification; influence factor; distribution pattern

中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司工程技術(shù)科技統(tǒng)籌項(xiàng)目“自營(yíng)區(qū)塊增產(chǎn)綜合技術(shù)研究與試驗(yàn)”之“長(zhǎng)慶蘇里格氣田合作開發(fā)區(qū)塊持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)研究”課題(2017T-004-001)資助。

王穎(1982—)，女，工程師，碩士，畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(華東)礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，現(xiàn)主要從事氣藏描述與開發(fā)動(dòng)態(tài)分析工作。郵箱：happy011@126.com.

TE122.2

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