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    子洲氣田山2致密砂巖氣藏水體分布及影響因素

    2014-02-17 01:05:20楊國平喬亞斌石磊周文高哲田國勇王泓波
    天然氣技術與經(jīng)濟 2014年5期
    關鍵詞:子洲氣水透鏡

    楊國平 喬亞斌 石磊 周文 高哲 田國勇 王泓波

    (1.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠,陜西 榆林 719000;2.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·成都理工大學,四川 成都 610059)

    子洲氣田山2致密砂巖氣藏水體分布及影響因素

    楊國平1喬亞斌1石磊1周文2高哲1田國勇1王泓波1

    (1.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠,陜西 榆林 719000;2.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·成都理工大學,四川 成都 610059)

    子洲氣田山2致密砂巖氣藏氣水分布復雜,氣井產(chǎn)出的地層水按不同來源類型可劃分為邊(底)水、氣層殘留地層水、透鏡體水3種,利用試氣、測井和生產(chǎn)動態(tài)等資料對子洲氣田生產(chǎn)井出水類型及機理進行研究,深入分析了其成因及識別特征。結(jié)合地質(zhì)背景分析認為,作為典型的巖性氣藏,子洲氣田山2氣藏水體分布主要受砂體分布、構(gòu)造、儲層物性變化和天然氣運移成藏過程等因素影響,宏觀上存在3大類氣水分布模式。在地層水類型和水體分布模式研究的基礎上,對子洲氣田各類水體的縱、橫向分布特征進行了描述。

    鄂爾多斯盆地 子洲氣田 山2氣藏 地層水 影響因素 分布模式

    0 引言

    致密砂巖儲層具有巖性致密、圈閉幅度低、氣藏壓力系數(shù)低、自然產(chǎn)能低等典型特征,是一種具有巨大潛在資源量的非常規(guī)天然氣藏[1-2]。隨著致密砂巖氣藏勘探開發(fā)逐步深入,國內(nèi)外眾多學者在致密砂巖氣藏領域進行了大量研究[3-4],其中氣水分布關系的研究是致密砂巖氣藏研究的基礎及難點,目前,在深盆氣藏氣水分布關系方面研究得較為深入,在是否存在氣水倒置現(xiàn)象等方面具有很大爭議[5],但針對致密砂巖氣藏研究的相關文獻相對較少,其氣水分布規(guī)律也較為復雜[6]。筆者以子洲氣田山2氣藏為例,根據(jù)測井、試氣與生產(chǎn)動態(tài)等資料,在地層水成因及其識別特征研究的基礎上,結(jié)合地質(zhì)背景,分析了影響地層水分布的主要因素,并指出了氣水分布模式以及氣水分布特征。

    1 地質(zhì)概況

    子洲氣田是近年新發(fā)現(xiàn)并基本探明的天然整裝氣田,氣田的西北端與已投入開發(fā)多年的榆林氣田接壤,北部與已初步探明的米脂氣田疊置,區(qū)域構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東部,氣田整體呈南北向展布[7-8]。目前,子洲氣田已在盒8、山1和山2段發(fā)現(xiàn)多個氣藏,其中山2段儲層是上古生界最有利的開發(fā)層段。據(jù)前人及前期研究,子洲氣田下二疊統(tǒng)山西組山2段為三角洲平原、前緣亞相的沉積物,主要巖性為灰白色石英砂巖、灰色中粗粒巖屑石英砂巖及深灰色含泥中—粗粒巖屑砂巖、砂礫巖、灰黑色泥巖和黑色煤層等[9]。山2儲層孔隙度為0.24%~10.35%,平均孔隙度為4.94%;滲透率為0.0043~87.8mD,平均為0.78mD。儲集層物性總體具低孔、低滲特征,其中孔、滲相對高值區(qū)段一般分布在水下分流河道砂體。

    2 氣井產(chǎn)水類型

    根據(jù)測井解釋、試氣成果、生產(chǎn)數(shù)據(jù)以及礦化度、陽離子、陰離子、pH值等水化學特征數(shù)據(jù)(表1),結(jié)合前人研究成果[10],將子洲氣田生產(chǎn)井的產(chǎn)水類型主要劃分為以下3類。

    1)地層水:是指儲層段存在的游離態(tài)水,因生產(chǎn)壓差從儲層流入井筒,并最終產(chǎn)出地面的水,其礦化度相對較高。本次研究以地層水為主。

    表1 子洲氣田山2地層各類水離子含量統(tǒng)計表

    2)凝析水:是指天然氣自儲層流向井筒,然后在流出井口的過程中,因溫度和壓力不斷下降,水蒸氣不斷從天然氣中凝析而成的液態(tài)水。

    3)殘留壓裂液:是指各生產(chǎn)井在投產(chǎn)之前進行壓裂施工后殘留于地層中的部分壓裂液。殘留壓裂液一般在氣井投產(chǎn)后較短一段時間內(nèi)產(chǎn)出,隨著氣井生產(chǎn)的延續(xù),地層中壓裂殘液逐漸產(chǎn)完。

    3 地層水的成因及特征

    按照地層水在地下的賦存狀態(tài),將地層水又分成了3個亞類:邊(底)水、氣層殘留地層水、透鏡體水[11],其中透鏡體水又分為致密透鏡體水與孤立透鏡體水兩種類型(圖1)。

    圖1 不同類型地層水形成機理示意圖

    1)邊(底)水。此類水體主要存在于儲集層構(gòu)造的低部位,與上部氣層呈邊底水接觸關系。在測井曲線上呈明顯水層特征,表現(xiàn)為低自然伽馬、高聲波時差、低電阻特征(表2),一般分布于富水區(qū)之中或邊緣,其產(chǎn)層的含水飽和度較高,屬高礦化度的地層水型。

    表2 子洲氣田地層水產(chǎn)狀分類及綜合描述表

    2)透鏡體水。一種是致密透鏡體水,由于致密砂體呈透鏡狀分布于儲層中,因天然氣充注能量不足,造成細孔喉、差儲層中的地層水不能被驅(qū)替,從而形成致密透鏡體水,這類水層物性較差,其測井特征類似于干層,氣井的產(chǎn)水量較小;另一種是有一部分物性較好的砂巖,由于受泥巖等非滲透層的遮擋作用,在成藏過程中沒有氣驅(qū)替砂巖中的地層水,可形成孤立透鏡體水。其測井曲線特征呈現(xiàn)為物性較好的含水砂層,因孤立透鏡體水的總量有限,其鉆遇井初期日產(chǎn)水量大,下降迅速。

    3)氣層殘留地層水。是指天然氣運移進入儲層聚集成藏時,因為排水強度不夠殘留在氣層中的地層水。含氣飽和度較高是其典型特征,在測井曲線上,其不存在明顯水層的信息,屬淡化地層水。

    根據(jù)水化學特征、測井解釋和試氣資料的統(tǒng)計,子洲氣田山2氣藏各類地層水識別特征的綜合描述如表2所示。

    4 地層水分布影響因素分析

    影響子洲氣田氣水層分布的因素主要有砂體的分布、構(gòu)造、儲層物性變化以及天然氣運移成藏過程。

    1)砂體分布形式是基礎。儲集砂體的展布是控制氣水分布的主要因素,在物性好的區(qū)域及砂體發(fā)育的層段,水層或氣層的產(chǎn)能較大,水富集區(qū)發(fā)育于砂體彎曲、尖滅等地帶[12]。

    2)構(gòu)造對氣水分布的影響。宏觀巖性背景下的構(gòu)造起伏對氣水分布有較大的影響[13]。構(gòu)造相對低部位是主要富水區(qū)的分布區(qū),在相對獨立的含氣區(qū)中,微構(gòu)造的相對低部位也是常見水體分布區(qū),氣水關系是常規(guī)的“邊(底)水”模式。

    3)儲層物性變化是重要條件。在類似成藏條件下,天然氣運移進入儲層的排水程度直接受儲層物性好壞的影響,進而影響其可動水量。在相同排烴強度條件下,因差儲層的毛細管阻力較大,致使天然氣的充注程度較低,造成含水飽和度較高,是致密透鏡體水形成的主要原因[14]。此外,由于儲層非均質(zhì)性強導致氣水關系復雜,可以形成多個相對獨立的氣水系統(tǒng),這是形成孤立透鏡體水的主要原因之一。

    4)天然氣運移成藏過程與氣水分布。鄂爾多斯盆地上古生界層位穩(wěn)定,沒有明顯的生烴中心,屬于“廣覆式”生烴,其主力烴源層為太原組、本溪及山2段,主要生烴期為燕山期[15]。天然氣生成后沿過剩壓力梯度降低較快的方向向相鄰儲集層、疏導層運移,天然氣在儲層的二次運移,除早期的剩余壓力外,中后期以浮力和天然氣膨脹力為主。烴源巖與山2段儲層相鄰,其中山23段砂層及儲層發(fā)育,天然氣優(yōu)先進入山23段,然后經(jīng)裂縫等運移通道向上至山22、山12段儲層,造成山2段上部氣層少,“孤立”砂巖透鏡體因無天然氣運移通道連通常形成孤立透鏡體水,物性較差的砂層儲集致密透鏡體水。

    5 地層水分布模式

    依據(jù)各類地層水的識別特征及對水體的解剖,結(jié)合砂體分布、構(gòu)造、儲層物性變化和天然氣運移成藏過程與氣水分布的關系,歸納出子洲山2段地層的3種理論氣水分布模式(圖2)。

    圖2 子洲山2地層氣水分布理論模式圖

    1)邊(底)水體。一類為西南部較大的邊(底)水體(Ⅰ型),范圍相對較大,受構(gòu)造特征和砂體形態(tài)限制,這些水體能量較強,若射孔可大量產(chǎn)水,主要分布于山西組下部的山23段的構(gòu)造低部位。另一類為較小的局部邊(底)水體(Ⅱ型),為零散分布的僅受砂頂微構(gòu)造控制的小范圍邊底水,存在于微構(gòu)造的低部位,發(fā)育于砂體彎曲、尖滅等地帶,受致密帶的遮擋作用出現(xiàn)相對富水區(qū),水體能量小,主要分布在山23段的東北部。

    2)透鏡狀水體。透鏡狀水體主要存在于山22、山21段,砂體往往物性較好,在成藏過程中,由于周圍存在的泥巖層或致密砂巖層分隔,氣未能運移進入儲層,含水砂體一般延伸范圍有限,以局部單個小水體形式存在,水體能量小,又可分為孤立的砂巖“透鏡體”水體(Ⅲ型,也即孤立透鏡體水)和砂巖中的“透鏡狀”儲層含水體(Ⅳ型,也即致密透鏡體水)兩種類型。

    3)氣層殘留地層水(Ⅴ型)。其測井曲線特征為低自然伽馬、高電阻率,含氣飽和度較高,分布在氣層之中,水體能量小,在生產(chǎn)過程中單井產(chǎn)水量略高于凝析水量,隨生產(chǎn)不斷進行,此類井產(chǎn)水量會越來越少,對生產(chǎn)影響小,主要分布于山23段主力產(chǎn)氣層中。

    6 氣水分布特征

    6.1 縱向展布特征

    子洲地區(qū)的地層由西向東逐漸抬升,而南北走向的地層較為平緩,通過剖面圖(圖3)可以大致看出:山23段的砂體較為發(fā)育,且物性也相對較好,氣、水層主要分布在山23層內(nèi),干層主要分布在山22和山21段;同一砂體內(nèi)的氣和水遵循“上部為氣,下部為水”的原則,不存在“上水下氣”的氣水倒置現(xiàn)象;山23段以較大的邊(底)水、較小的局部邊(底)水、砂巖中的“透鏡狀”含水體為主,山22、山21段則以透鏡體水為主,偶見較小范圍的局部邊(底)水。

    6.2 平面分布特征

    子洲氣田山23段砂體較為發(fā)育,水體主要分布在西部與南部地區(qū),相對較大水體主要以局部邊(底)水形式存在,各分流河道砂體局部邊(底)水相互獨立,不存在統(tǒng)一的氣水界面;在東北部構(gòu)造相對低部位,由于砂體彎曲、尖滅地帶的遮擋作用,出現(xiàn)延伸范圍相對較小的富水區(qū);在北部、中部的主產(chǎn)氣區(qū),只有少量水存在,主要以各類“透鏡體”水為主(圖4)。山22、山21段儲集砂體厚度小,分布不穩(wěn)定,儲層非均質(zhì)性較強,總體上表現(xiàn)為砂體中局部有效儲集體內(nèi)低部位存在的小水體及“透鏡狀”水體。

    圖3 Y40-Y63-Y64-Z39-25-Y80-Z35-28連井剖面圖

    圖4 子洲氣田山23段水體平面展布圖

    7 結(jié)論

    1)子洲氣田地層水類型主要有3種:邊(底)水、透鏡體水、氣層殘留地層水,其中透鏡體水又分為致密透鏡體水和孤立透鏡體水兩種類型。

    2)子洲氣田氣水分布復雜,這跟其位于三角洲前緣、物性更差、砂體連通差有關,影響氣水層分布的因素主要有砂體分布、構(gòu)造、儲層物性變化以及天然氣運移成藏過程。

    3)子洲氣田山2段地層存在三大類五小類理論氣水分布模式,即西南部較大的邊(底)水體、較小的局部邊(底)水體、孤立透鏡體水、致密透鏡體水、氣層殘留地層水。

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    (編輯:盧櫟羽)

    B

    2095-1132(2014)04-0021-04

    10.3969/j.issn.2095-1132.2014.04.006

    修訂回稿日期:2014-07-22

    國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地大型巖性地層油氣藏勘探開發(fā)示范工程”(2008ZX05044)部分成果。

    楊國平(1985-),碩士,助理工程師,從事油氣田開發(fā)技術研究工作。E-mail:ygping1_cq@petrochina.com.cn。

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