楊仁超，董亮，張吉，王一，樊愛萍

1.山東科技大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，山東青島 266590

2.長(zhǎng)慶油田勘探開發(fā)研究院，西安 710071

0 引言

蘇里格氣田為我國(guó)陸上產(chǎn)能最大的天然氣氣田，但氣田西區(qū)氣井產(chǎn)水嚴(yán)重，氣水關(guān)系復(fù)雜，地層水成因、分布規(guī)律與控制因素不明，且不同氣井在產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量、水氣比、出水階段、產(chǎn)水對(duì)氣井的影響程度等方面都存在差異，這些問題直接影響了生產(chǎn)井布署及氣田高效滾動(dòng)開發(fā)進(jìn)程。在最近的生產(chǎn)過程中，天然氣富集區(qū)域產(chǎn)能減少，逐漸由產(chǎn)氣富集區(qū)向氣水混合區(qū)及富水區(qū)發(fā)展，氣井投產(chǎn)后壓力下降較快，天然氣產(chǎn)能不足而產(chǎn)水嚴(yán)重，對(duì)蘇里格氣田西區(qū)生產(chǎn)工作造成巨大困難。針對(duì)研究區(qū)的開發(fā)現(xiàn)狀，通過地層水地球化學(xué)特征分析，明確地層水成因，把握氣水分布規(guī)律，明確氣水分布地質(zhì)控制因素，成為該區(qū)滾動(dòng)開發(fā)、有利區(qū)篩選、井位優(yōu)選等氣田開發(fā)工作的迫切需求[1-4]。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是我國(guó)第二大沉積盆地，位于我國(guó)中部地區(qū)，地處陰山—大青山以南，賀蘭—六盤山以東，秦嶺以北，呂梁—中條山以西，北靠黃河河套，南接渭北高原，橫跨陜、甘、寧、晉以及內(nèi)蒙古自治區(qū)，總面積達(dá)37×104km2。它在大地構(gòu)造屬性上屬地臺(tái)型構(gòu)造沉積盆地，原屬華北地臺(tái)的一部分，其整體為一個(gè)近南北向似矩形的中、新生代內(nèi)陸坳陷盆地，位于中國(guó)東部穩(wěn)定區(qū)和西部活動(dòng)帶的結(jié)合部位，具有穩(wěn)定沉降、坳陷遷移、扭動(dòng)明顯的多旋回沉積型特點(diǎn)[5-6]。根據(jù)現(xiàn)今的構(gòu)造形態(tài)和盆地演化史，盆地內(nèi)可劃分為六個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元：伊盟隆起、渭北隆起、晉西褶曲帶、陜北斜坡、天環(huán)坳陷和西緣褶皺沖斷帶（圖1）。石炭系—二疊系自下而上依次為本溪組、太原組、山西組、石盒子組和石千峰組。本溪組—太原組主要發(fā)育障壁島—潟湖、潮坪沉積，山西組、石盒子組及石千峰組以河流—湖泊三角洲相沉積為主[7-8]。

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地蘇里格氣田西區(qū)南部，整體位于盆地陜北斜坡西部構(gòu)造低部位，總體呈現(xiàn)北東高、南西低的西傾單斜構(gòu)造，坡降3～10 m/km，區(qū)塊面積1 745 km2。研究區(qū)內(nèi)斷層不發(fā)育，僅發(fā)育一系列北東—南西走向低緩鼻隆構(gòu)造，寬度5～8 km，長(zhǎng)度10～35 km，起伏幅度10～25 m（圖1）。研究區(qū)內(nèi)天然氣資源量巨大，已探明的天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量1.887×1011m3，其主力含氣層段為二疊系下石盒子組盒8段和山西組1段。近年來，隨著氣田不斷開發(fā)，部分氣井產(chǎn)水嚴(yán)重，氣水分布關(guān)系復(fù)雜[9]；各井產(chǎn)能差別較大，氣水產(chǎn)量規(guī)律不明。如S-7-59 井日產(chǎn)氣量6.95×104m3，日產(chǎn)水量8.6×104m3；相鄰的S-7-45井產(chǎn)氣僅0.71×104m3、產(chǎn)水6×104m3。因此，本文將重點(diǎn)研究蘇里格氣田西部地層水性質(zhì)及地球化學(xué)特征，分析地層水成因，查明地層水分布規(guī)律，篩選天然氣富集區(qū)，以期為該區(qū)天然氣避水開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐郑〒?jù)文獻(xiàn)[5]修改）與研究區(qū)盒8 段頂面構(gòu)造圖Fig.1 Division of tectonic units in Ordos Basin (modified from reference[5]) and structural map of top surface of H8 section

2 研究區(qū)地層水化學(xué)特征

地層水是油氣儲(chǔ)層中與油氣伴生的地下水，是油氣運(yùn)移的動(dòng)力和載體。地層水中常常保留了油氣運(yùn)移、聚集和成藏的信息[10-15]。地層水與石油、天然氣共存于同一地層流體系統(tǒng)中，它們之間存在著密切的成因聯(lián)系。從有機(jī)質(zhì)的熱演化到油氣生成、運(yùn)移和聚集成藏，地層水在其中都起到了重要作用。因此，地層水化學(xué)成分及其分布特征在一定程度上反映了油氣的形成與分布特征。研究地層水性質(zhì)及地球化學(xué)特征，推斷地層水的成因，對(duì)于發(fā)現(xiàn)油氣田油、氣、水分布規(guī)律，分析油氣運(yùn)移、聚集和油氣藏形成、保存條件都具有重要意義。

2.1 地層水離子濃度

在含油氣盆地的發(fā)展過程中，伴隨著油氣的生、儲(chǔ)、運(yùn)、集、散，地下水的化學(xué)成分也和油氣的變化一樣，經(jīng)歷了復(fù)雜而漫長(zhǎng)的化學(xué)演化過程。含水巖系經(jīng)過沉積、淺埋、深埋、變質(zhì)及淋濾等水文地質(zhì)發(fā)展階段，油、氣、水之間相互發(fā)生活躍的化學(xué)反應(yīng)[16-20]，致使儲(chǔ)層水化學(xué)成分重新分配和組合，形成新的水化學(xué)類型和特殊的水化學(xué)性質(zhì)。

研究區(qū)地層水中濃度最高的離子是Cl-，其次是K++Na+、Ca2+（表1），主要離子濃度組合是Cl->K++Na+>Ca2+>>Mg2+>HCO-3。陽離子組成中，以K++Na+含量占優(yōu)勢(shì)，介于58.21%～65.32%，Ca2+含量和Mg2+含量很低；陰離子組成中，以Cl-為主，次之，Cl-含量介于85.6%～98.4%，HCO-3含量極低。地層水主要離子濃度與深度的關(guān)系各不相同。K++Na+和Cl-隨深度的變化與礦化度隨深度的變化具有高度一致性，說明地層水的礦化度大小主要取決于K++Na+和Cl-的含量。

表1 蘇里格氣田西區(qū)地層水離子濃度（mg/L）表Table 1 Formation water ion concentration (mg/L), western Sulige gas field

地層水中各種離子的含量反映了所在地層的水動(dòng)力特征和水化學(xué)環(huán)境，在一定程度上可以說明油氣的保存和破壞條件。研究區(qū)盒8段、山1段地層水中K+、Na+、Ca2+、Mg2+等陽離子含量差異懸殊，陽離子中以堿金屬離子K+、Na+、Ca2+占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)。主要是由于盒8段、山1段富集天然氣，改變了地層的水化學(xué)環(huán)境，有利于Na+離子或鈉鹽富集，并為溶解度較低的Ca2+、Mg2+鹽沉淀創(chuàng)造了有利條件。

在主要陰離子Cl-、、中，Cl-具有最強(qiáng)的遷移性能，不易被黏土或其他礦物表面吸附，也不受生物積累影響。因此，盒8段、山1段地層水中Cl-含量較高，含量范圍15 906～27 588 mg/L。含量也占一定比例。深埋藏鹵水中硫酸根的含量，受細(xì)菌活動(dòng)和水中鈣、銀、鋇離子含量以及pH值的影響，在缺氧條件下，由于脫硫細(xì)菌的作用，硫酸鹽被還原成硫化氫，使硫酸根離子減少；當(dāng)鈣、銀、鋇含量較高時(shí)，它們同硫酸根離子作用生成沉淀，也使硫酸根離子數(shù)量減少。因此，研究區(qū)盒8段、山1段地層水中離子數(shù)量比較少。

2.2 地層水礦化度與pH值分析

研究表明沉積盆地中地層水礦化度隨深度的增加而增大，研究區(qū)地層水礦化度也有這種趨勢(shì)。沉積盆地在初始沉積時(shí)沉積捕獲的是正常海水（約35 000 mg/L）或湖水（小于1 000 mg/L），地層水礦化度較小。而在現(xiàn)今許多沉積盆地中，都存在著地層水礦化度異常高的地層，說明沉積物在沉積后，包括地層水在內(nèi)的盆地流體又經(jīng)歷了大規(guī)模的垂向運(yùn)移和側(cè)向運(yùn)移。

從上述地層水的礦化度特征判斷，研究區(qū)地層水屬于埋藏變質(zhì)型水，表明氣水封閉性好。在此前提下，討論礦化度對(duì)氣水分布的影響才具有參考價(jià)值。由產(chǎn)氣井在礦化度平面分布圖的投點(diǎn)可知，礦化度越高，氣藏產(chǎn)量越高；表明良好的封閉性對(duì)天然氣的富集起建設(shè)性作用。

從研究區(qū)礦化度等值線平面圖來看（圖2），全區(qū)從北偏西北往東南方向，礦化度總體呈現(xiàn)遞減的趨勢(shì)，北部礦化度較高，而西南部的礦化度較低。研究區(qū)中部是礦化度等值線分界線，中部偏西北和東北為高值區(qū)，其他地方數(shù)值偏小。這種礦化度分布趨勢(shì)與氣水在平面上的分布規(guī)律說明高礦化度區(qū)域氣層更發(fā)育，也表明高礦化部位天然氣可進(jìn)入圍巖，驅(qū)替地層水。

圖2 蘇里格氣田西區(qū)礦化度等值線平面分布圖Fig.2 Salinity contour diagram of formation water，western Sulige gas field

研究區(qū)地層水pH 值為6～6.9，呈現(xiàn)弱酸性，而偏酸性地層水也是油氣田地層水的一個(gè)顯著特點(diǎn)[20]。說明研究區(qū)地下水經(jīng)長(zhǎng)期地層內(nèi)部循環(huán)、經(jīng)過充分的水巖作用而擁有高度變質(zhì)的特征，而這一特點(diǎn)也有利于天然氣的保存。

2.3 地層水水型

根據(jù)地球化學(xué)家蘇林據(jù)氯鈉比等特征系數(shù)提出的地下水型分類及其建立的烴類聚集與水型關(guān)系的密切程度序列為CaCl2型>NaHCO3型>MgCl2型>Na2SO4型，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)盒8段、山1段的地層水水型主要為CaCl2型（表2），Na2SO4與MgCl2的數(shù)量較少，且二者均為過渡類型，表明地層水在縱向上具有深層交替停滯狀態(tài)特征，地下水處于還原環(huán)境，反映儲(chǔ)層封閉的條件良好，對(duì)烴類聚集成藏與賦存非常有利。

3 地層水化學(xué)參數(shù)

3.1 鈉氯系數(shù)

鈉氯系數(shù)（Na+/Cl-），該系數(shù)一般與油氣聚集成藏?zé)o直接關(guān)系，其反映了地層水的濃縮變質(zhì)作用和儲(chǔ)層水文地球化學(xué)環(huán)境。在陸相沉積層中，若地下水鈉氯系數(shù)（Na+/Cl-）>0.87，且礦化度高，可能是沉積水或變質(zhì)的滲透水。若鈉氯系數(shù)（Na+/Cl-）<0.87，則可能是變質(zhì)的沉積水或高度變質(zhì)的滲透水。一般認(rèn)為，地層水封閉越好、越濃縮，變質(zhì)越深，其鈉氯系數(shù)（Na+/Cl-）比值越小，越利于油氣保存。研究區(qū)鈉氯系數(shù)均小于0.7（表3），說明天然氣保存條件好。

3.2 脫硫系數(shù)

脫硫系數(shù)通過地層水中SO2-4的消耗程度反映地層水的氧化和還原狀態(tài)。在還原環(huán)境中，當(dāng)存在有機(jī)質(zhì)時(shí)，脫硫酸細(xì)菌能使SO2-4還原成H2S，使地下水中SO2-4減少乃至消失，HCO-3增加，pH值增大。脫硫系數(shù)越小，表明還原環(huán)境越強(qiáng)，地層封閉性越好，對(duì)油氣的保存越有利。一般認(rèn)為[21-22]，地層水的脫硫酸系數(shù)小于1，表明地層水還原較徹底，且越小保存條件越好；若大于1，則認(rèn)為還原作用不徹底，可能受到淺層氧化作用的影響。研究區(qū)脫硫系數(shù)均遠(yuǎn)小于1（表3），表明天然氣保存條件好。

3.3 鎂鈣系數(shù)

鎂鈣系數(shù)（Mg2+/Ca2+）是表征濃縮變質(zhì)作用和陽離子吸附交換作用強(qiáng)弱的水文地球化學(xué)重要參數(shù)之一[23-24]。鎂鈣系數(shù)越大，濃縮變質(zhì)程度就越大，油田水封閉就越好，有利于油氣聚集與保存。研究區(qū)油田水的鎂鈣系數(shù)變化較大（表3），對(duì)于天然氣成藏條件分析僅具參考價(jià)值。

3.4 鈉鈣系數(shù)

鈉鈣系數(shù)（Na+/Ca2+）值分布在1～8.6之間，平均為3.8。地層水封閉越好、時(shí)間越長(zhǎng)，濃縮變質(zhì)越深，其鈉鈣系數(shù)（Na+/Ca2+）值越小，有利于油氣的聚集。研究區(qū)鈉鈣系數(shù)多介于1～6.5（表3），有利于成藏。

3.5 變質(zhì)系數(shù)

變質(zhì)系數(shù)（Cl-+Na+）/Mg2+反映地下水的變質(zhì)程度，間接反映地層的封閉性，其值越大代表地層封閉性越好、變質(zhì)越深[25-26]，一般變質(zhì)系數(shù)大于4即為原生油氣藏。從表3 來看，變質(zhì)系數(shù)大多介于13.2 以上，遠(yuǎn)高于上述判斷的閾值。

4 地層水成因分析

由表2 和表3 數(shù)據(jù)可以得出：鈉氯系數(shù)（Na+/Cl-）值為0.21～0.67，平均為0.5；脫硫系數(shù)（SO2-4/Cl-）值為0～0.38，平均0.14；鎂鈣系數(shù)（Mg2+/Ca2+）值分布在0～0.4之間，大部分小于0.2；鈉鈣系數(shù)（Na+/Ca2+）值分布在1～8.6 之間，平均3.8；變質(zhì)系數(shù)為8.3～258.2，主要分布在20～100之間，變質(zhì)系數(shù)遠(yuǎn)大于4，則研究區(qū)就屬于高變質(zhì)系數(shù)地區(qū)且地層水屬于未破壞的油氣藏油田水。

表3 蘇里格氣田西區(qū)地層水化學(xué)參數(shù)表Table 3 Formation hydrochemical parameters, western Sulige gas field

蘇里格氣田西區(qū)地層水具有如下特征：1）地層水pH 呈現(xiàn)具弱酸性，中—高礦化度，水型以氯化鈣型為主；2）地層水的離子含量高低差異懸殊，以Cl—離子和Ca2+離子占優(yōu)勢(shì)；3）地層水化學(xué)特征參數(shù)具有鈉氯系數(shù)低、變質(zhì)系數(shù)高、脫硫系數(shù)低、鎂鈣系數(shù)低和鈉鈣系數(shù)低的特征。這些特征均反映出地層水良好的封存狀態(tài)，有利于天然氣聚集和保存，系埋藏變質(zhì)型水[27-30]。綜合分析認(rèn)為，研究區(qū)氣藏封閉性較好，所以地層水主要為與外界隔絕的殘余水和變質(zhì)的古沉積水。

5 地層水分布規(guī)律

蘇里格氣田西區(qū)氣井中，大多數(shù)為產(chǎn)氣井，少數(shù)井為氣水同產(chǎn)井或產(chǎn)水井。為了更加明確地層水在平面上的分布規(guī)律，分析統(tǒng)計(jì)了研究區(qū)109口井測(cè)井解釋結(jié)果、試氣資料和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，解釋了盒8上亞段、盒8下亞段和山1段的水層厚度，并繪制了各亞段內(nèi)地層水平面展布圖（圖3）。

圖3 蘇里格氣田西區(qū)地層水厚度（m）空間分布圖Fig.3 Spatial distribution map of formation water thickness(m),western Sulige gas field

平面上，研究區(qū)西部構(gòu)造低部位的含水比東部斜坡部位高，含水層厚度較大。該特點(diǎn)在盒8上亞段表現(xiàn)最為顯著，研究區(qū)西部含水層厚度介于7～12 m；東部一般含水層厚度3～6 m。盒8下亞段也具有類似特征，西部含水層累積厚度可達(dá)19～23 m；而東部一般介于3～7 m，僅個(gè)別井累計(jì)厚度達(dá)14 m。

縱向上，山1段產(chǎn)水井較少，累積含水厚度??；盒8下亞段含水井?dāng)?shù)最多，含水層累積厚度最大；盒8上亞段次之。山1段產(chǎn)水分布區(qū)域較小，水層厚度大多都在4～6 m，產(chǎn)水較多井的為S-19-82井，水層厚度達(dá)到6 m。盒8下亞段產(chǎn)水較多，分布區(qū)域廣泛，產(chǎn)水最多的井為S-7-44井，水層厚度可達(dá)23 m，S184井產(chǎn)水也較多，厚度達(dá)14 m，其中水層厚度大于5 m 的井還有S148井、S-20-46井、S-26-43井等，水層厚度大多分布在4～8 m。整體而言，盒8上亞段產(chǎn)水量較盒8下亞段產(chǎn)水少，水層厚度大多都在0～2 m，S-44-43 井、S-30-46井、S161井、S-5-45井、S-55-50井是產(chǎn)水較多的井位，其中S-5-45井水層厚度可達(dá)12 m。

6 討論

依據(jù)地層水的空間分布和儲(chǔ)集體性質(zhì)的不同，將研究區(qū)地層水大致可以分為構(gòu)造低部位水、孤立透鏡狀水和低滲帶滯留水3 類[31]（圖4）。分析盒8下亞段頂面構(gòu)造與地層水厚度疊置平面圖可以發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)西部構(gòu)造低部位含水較多（圖5）。

圖4 蘇里格氣田西區(qū)氣—水分布剖面圖Fig.4 Gas-water distribution profile, western Sulige gas field

圖5 蘇里格氣田西區(qū)盒8 下亞段頂面構(gòu)造與地層水厚度分布疊合圖Fig.5 Superposed diagrams of top surface structure and formation water thickness distribution in lower subsection of H8,western Sulige gas field

6.1 地層水分布類型

6.1.1 構(gòu)造低部位水

這類地層水在測(cè)井解釋上一般指水層或含氣水層，水層厚度大，主要位于研究區(qū)構(gòu)造低部位的鼻隆構(gòu)造底部。蘇里格氣田整體屬于“廣覆式”生烴特點(diǎn)，而研究區(qū)遠(yuǎn)離主要生烴區(qū)域，生烴強(qiáng)度弱；也不具備天然氣優(yōu)先運(yùn)移的條件，所以區(qū)域內(nèi)天然氣的供給能力有限，造成氣水驅(qū)替動(dòng)力不足，使得本來連通性好的砂體在低部位殘留了原始地層水。

6.1.2 孤立透鏡狀水

這類地層水主要出現(xiàn)在研究區(qū)中部或西南部地區(qū)，儲(chǔ)集砂體規(guī)模較小且遠(yuǎn)離烴源巖，導(dǎo)致天然氣充注強(qiáng)度不足，地層水排泄不暢，滯留于相對(duì)孤立的單砂體內(nèi)。該類地層水主要分布在河道底部相對(duì)孤立的砂體中，完全為地層水，不含油氣。平面上分布多不連續(xù)，被不滲透或滲透性較差的泥巖和粉砂質(zhì)泥巖所包圍，地層水聚集在此類砂體后很難流出，因而被保存了下來。此類地層水在平面的分布上多呈孤立狀，獨(dú)立成片，橫向連通性差，所以含此類地層水的氣井在平面上常不均勻分布。

6.1.3 低滲帶滯留水

這類地層水主要出現(xiàn)在儲(chǔ)層低孔低滲和強(qiáng)非均質(zhì)性背景下，含水飽和度高，儲(chǔ)層為河道底部多期疊置砂體，在油氣生成且大量充注之前，這些砂體內(nèi)飽含地層水。進(jìn)入生烴和排烴高峰期后，由于所處位置生烴強(qiáng)度相對(duì)較大，天然氣獲得強(qiáng)有力的補(bǔ)給并對(duì)儲(chǔ)集砂體及時(shí)充注，使得天然氣呈水溶相或游離相運(yùn)移。隨著天然氣的不斷充注，儲(chǔ)層中天然氣含量逐步增加，當(dāng)充注到一定程度后，天然氣將沿著已連通的有限通道運(yùn)移，而其余通道就會(huì)相應(yīng)的合并或停止增長(zhǎng)，從而導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙度逐漸變小，滲透率降低，滲流阻力增大。天然氣充注到最后，物性較好的儲(chǔ)層含氣性往往較好，而物性較差的儲(chǔ)層含氣性差，一些致密儲(chǔ)層甚至沒有天然氣的進(jìn)入。而對(duì)于物性較差砂體而言，因一開始飽含地層水，水量較大，易形成低滲帶滯留水。

低滲氣藏中含有較高的含水飽和度，由于氣藏生成時(shí)天然氣驅(qū)替地層水作用效率低，在氣藏中形成大量殘留水，殘留水在氣藏中越多，則含水飽和度越高，天然氣在氣藏中滲透率越低。如果孔隙中含水飽和度過高，而地層的壓力不足以克服滯留在巖石中液體的毛細(xì)管壓力，就不會(huì)形成產(chǎn)能[32-33]；如果不能確認(rèn)該類儲(chǔ)層低滲的性質(zhì)，那么在開采過程中打開這類儲(chǔ)層時(shí)會(huì)有外來水的入侵，使得氣體有效滲透率幾倍甚至十幾倍地下降，就更不會(huì)有有效的產(chǎn)層，對(duì)氣藏的破壞也會(huì)更加嚴(yán)重。所以，在氣田開發(fā)過程中要盡量避開這類儲(chǔ)層，防止外來水入侵，保障有效產(chǎn)層，以達(dá)到較高的生產(chǎn)效率。

6.2 地層水分布控制因素與天然氣成藏模式初探

蘇里格氣田氣水分布規(guī)律復(fù)雜，氣水分布控制因素多。對(duì)于斷層構(gòu)造不發(fā)育的蘇里格氣田致密砂巖氣而言，控制氣水分布的因素可能有氣源巖供烴潛力、儲(chǔ)層物性（表4）、垂向運(yùn)移距離、構(gòu)造位置等。由于斷層不發(fā)育，缺乏垂向運(yùn)移通道，對(duì)比分析研究區(qū)含氣飽和度在各個(gè)層位的占比（圖6），發(fā)現(xiàn)天然氣垂向運(yùn)移距離較近。從氣源巖來看（表5），其氣源巖主要為本溪組、太原組和山西組山2段的煤層、炭質(zhì)泥巖（圖7）；在新生代構(gòu)造抬升過程中，地層泄壓，造成氣源供給較弱；其儲(chǔ)層主要為山1段、盒8段砂巖，巖性致密，具有典型的低孔低滲特征[34-35]。山1段砂巖儲(chǔ)層靠近氣源巖，具有“近水樓臺(tái)先得月”的優(yōu)勢(shì)，其有效儲(chǔ)層含氣飽和度高，天然氣驅(qū)替地層水作用較為徹底，山1段整體含水則自然最少。

圖6 蘇里格氣田西區(qū)含氣飽和度分布柱狀圖Fig.6 Histogram of gas saturation distribution,western Sulige gas field

圖7 蘇里格氣田西區(qū)氣源巖厚度平面分布圖Fig.7 Distribution map of gas source rock thickness,western Sulige gas field

表4 蘇里格氣田西區(qū)水層及儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表Table 4 Physical properties of water formation and reservoir, western Sulige gas field

盒8下亞段砂體厚度大，沉積物粒度粗[34-35]，物性最好（表5），天然氣垂向運(yùn)移距離中等，天然氣驅(qū)替地層水作用不夠徹底。因此，盒8下亞段累計(jì)含水厚度較大，以低滲帶滯留水為主。在沉積過程中，河道邊部的水動(dòng)力條件較弱，故其沉積物粒度細(xì)、泥質(zhì)雜基含量高，儲(chǔ)層物性也一般較差，天然氣驅(qū)替地層水作用不徹底，使得地層水多分布在構(gòu)造斜坡帶的砂體邊部，天然氣主要富集于斜坡帶鼻隆構(gòu)造與河道砂體疊置的區(qū)域。

表5 蘇里格氣田西區(qū)氣源巖及氣層儲(chǔ)層物性與垂直距離統(tǒng)計(jì)表Table 5 Physical properties and vertical thicknesses of gas source rocks and gas reservoirs,western Sulige gas field

與盒8下亞段相比，盒8上亞段砂體厚度較小，沉積物粒度細(xì)，物性較差[34-35]，天然氣垂向運(yùn)移距離最遠(yuǎn)，天然氣驅(qū)替地層水作用最不徹底。因此，盒8上亞段累計(jì)含水厚度較大，以孤立透鏡體水為主。天然氣僅在斜坡帶鼻隆構(gòu)造與河道砂體中心帶優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層疊置的區(qū)域聚集成藏。

空間立體分布圖（圖8）顯示，構(gòu)造低部位水多分布于研究區(qū)西部構(gòu)造下傾位置，總結(jié)研究區(qū)內(nèi)400余口氣井的分析結(jié)果，結(jié)合研究區(qū)氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)反饋情況，均發(fā)現(xiàn)該區(qū)的氣水分布與試氣資料和天然氣實(shí)時(shí)開發(fā)動(dòng)態(tài)資料吻合較好，表明氣水分布模式的探究可以使蘇里格氣田西區(qū)開發(fā)過程中有效地避開地層水的干擾。

圖8 蘇里格氣田西區(qū)氣—水分布與天然氣成藏模式圖Fig.8 Gas-water distribution and gas accumulation pattern,western Sulige gas field

7 結(jié)論

（1）蘇里格氣田西區(qū)地層水礦化度高，整體屬于鹽水，局部可達(dá)鹵水范疇；水型主要為CaCl2型；pH值顯示弱酸性。研究區(qū)地層水主要為與外界隔絕的殘余水和變質(zhì)的古沉積水，地下水保存條件好，從而有利于天然氣的保存。

（2）蘇里格氣田西區(qū)地層水的分布具有下氣（山1段）上水（盒8上亞段）、東氣西水的空間分布規(guī)律。垂向上，山1段砂巖儲(chǔ)層含氣性最好，含水最少；盒8下亞段、盒8上亞段含水較高。平面上，受東高西低的區(qū)域單斜構(gòu)造控制，地層水在西部構(gòu)造低部位分布較廣。

（3）蘇里格氣田西區(qū)地層水分布類型可劃分為三種：構(gòu)造低部位水（Ⅰ型）、低滲帶滯留水（Ⅱ型）、孤立透鏡體水（Ⅲ型）。西部構(gòu)造低部位多含水（Ⅰ型）；盒8下亞段砂體邊部、緩坡帶多形成低滲帶滯留水（Ⅱ型）；盒8上亞段、研究區(qū)東部構(gòu)造高部位多為孤立透鏡體水（Ⅲ型）。

（4）蘇里格氣田西區(qū)致密砂巖氣具有近源成藏的特點(diǎn)；控制氣水分布的主要因素包括氣源巖供烴潛力、儲(chǔ)層物性、垂向運(yùn)移距離、構(gòu)造位置等。在明確地層水成因、分布規(guī)律與控制因素的基礎(chǔ)上，建立穩(wěn)定構(gòu)造背景下致密砂巖儲(chǔ)層氣水分布與天然氣成藏模式，可以有效指導(dǎo)氣田的避水開發(fā)。