蘇里格氣田東區(qū)馬五段4亞段氣藏氣水分布模式及控制因素研究

金大權(quán)，張春，張春雨劉剛果，周通，楊冬雪

（中石油長(zhǎng)慶油田分公司第四采氣廠，內(nèi)蒙古 鄂爾多斯 017300）

蘇里格氣田東區(qū)馬五段4亞段氣藏氣水分布模式及控制因素研究

金大權(quán)，張春，張春雨劉剛果，周通，楊冬雪

（中石油長(zhǎng)慶油田分公司第四采氣廠，內(nèi)蒙古 鄂爾多斯 017300）

通過(guò)對(duì)蘇里格氣田東區(qū)41-33區(qū)塊馬家溝組五段四亞段 （O2m45）氣藏的氣井試氣、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料研究，歸納出研究區(qū)富水區(qū)的平面分布特征，結(jié)合儲(chǔ)層物性及區(qū)域構(gòu)造演化特點(diǎn)，深入剖析了區(qū)內(nèi)氣水分布的主控因素。研究表明：區(qū)域構(gòu)造背景是氣水分布的主要影響因素，部分富水區(qū)受局部構(gòu)造作用控制明顯，而儲(chǔ)層物性決定富水區(qū)具體分布形式。在此基礎(chǔ)上，將富水區(qū)劃分為3種類(lèi)型，并歸納了O2m45氣藏的3種氣水分布模式。

蘇里格氣田；馬家溝組；非均質(zhì)性；氣水分布；控制因素

蘇里格氣田東區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中北部［1］，41-33區(qū)塊位于蘇里格氣田東區(qū)的西翼，面積779km2。目前，區(qū)內(nèi)累計(jì)鉆遇下古生界氣層井103口，多數(shù)井在上古生界及下古生界均鉆遇氣層，并獲得了較高的工業(yè)氣流，具多層系復(fù)合含氣的特征。

研究區(qū)受加里東運(yùn)動(dòng)抬升影響，缺失上奧陶統(tǒng)及志留系［2］，僅沉積了中奧陶統(tǒng)馬家溝組 （O2m）［3］，主要發(fā)育潮上帶云坪和膏云坪沉積微相。區(qū)內(nèi)平緩西傾的大單斜上發(fā)育多排鼻狀隆起構(gòu)造，傾角不足1°，背斜、斷層不發(fā)育。儲(chǔ)集層為位于頂部風(fēng)化殼的馬家溝組五段 （O2m5）［4］，由下至上可細(xì)分為7個(gè)亞段，依次為馬家溝組五段7亞段～1亞段 （O2m～O2m）。巖性以含硬石膏結(jié)核細(xì)粉晶白云巖、粉晶白云巖為主，次為泥晶白云巖、泥－細(xì)粉晶白云巖。儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型多樣，包括溶孔、晶間溶孔、膏?？?、晶間孔、溶蝕縫、微裂縫等，其中溶孔、晶間溶孔為主要的儲(chǔ)集空間，其次為膏?？缀途чg孔。O2m作為區(qū)內(nèi)主要產(chǎn)氣層位，分布面積廣，前人在氣水分布模式及控制因素方面的研究甚少。筆者通過(guò)收集氣井試氣、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料，結(jié)合儲(chǔ)層物性及區(qū)域構(gòu)造等特點(diǎn)，對(duì)其進(jìn)行深入剖析，旨在為后期勘探提供理論依據(jù)。

1 氣水分布特征

結(jié)合研究區(qū)103口井試氣、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，對(duì)產(chǎn)水層位及富水區(qū)進(jìn)行綜合判別：O2m15共有產(chǎn)水井1口，富水區(qū)1個(gè)；O2m45共有產(chǎn)水井18口，富水區(qū)12個(gè)；O2m55共有產(chǎn)水井1口，富水區(qū)1個(gè)。

通過(guò)O2m45氣層構(gòu)造等值線及富水區(qū)分布疊合圖 （圖1）總結(jié)出區(qū)內(nèi)氣水分布特征為：①受儲(chǔ)層?xùn)|北高、西南低構(gòu)造趨勢(shì)的影響，富水區(qū)相對(duì)集中分布于研究區(qū)西南部；②富水區(qū)受構(gòu)造作用控制明顯，65%的產(chǎn)水氣井 （13口）位于鼻凹部位；③受物性差儲(chǔ)層遮擋，水滯留于構(gòu)造斜坡高部位，富水區(qū)在平面上呈零散狀分布；④富水區(qū)氣井氣、水同產(chǎn)，即在同一層位中氣、水共存。

圖1 O2m45構(gòu)造等值線及富水區(qū)分布疊合圖

2 氣水分布控制因素

氣藏成藏主要受沉積相、成巖作用、構(gòu)造運(yùn)動(dòng)以及溶蝕古地貌影響［8］。研究區(qū)O2m45氣藏富水區(qū)形成過(guò)程復(fù)雜，影響因素眾多，區(qū)域構(gòu)造背景、局部構(gòu)造及儲(chǔ)層非均質(zhì)性是影響其分布的主要因素。

2.1 區(qū)域構(gòu)造背景

盆地O2m沉積時(shí)期，古構(gòu)造控制了巖溶相帶的分布，影響了奧陶系頂部風(fēng)化殼的分布格局，受加里東運(yùn)動(dòng)影響，研究區(qū)位于巖溶斜坡、巖溶洼地。巖溶斜坡及殘丘邊緣帶，孔洞充填程度低，微裂縫發(fā)育，是天然氣富集的有利區(qū)帶；巖溶洼地開(kāi)闊平坦，流經(jīng)斜坡的水匯集于此，長(zhǎng)期停滯，導(dǎo)致CaCO3過(guò)飽和，易形成方解石沉淀，堵塞孔隙，使儲(chǔ)層物性變差。

O2m45儲(chǔ)層埋深達(dá)2000m左右時(shí)，區(qū)域構(gòu)造為西高、東低的構(gòu)造格局，上覆太原組、本溪組烴源巖生成的油氣可運(yùn)移至此，并在西部構(gòu)造高部位聚集。該時(shí)期相對(duì)高孔的巖溶斜坡及殘丘邊緣地帶儲(chǔ)層被油氣充注。當(dāng)埋深達(dá)3000m左右時(shí)，山西地塊抬升使區(qū)域構(gòu)造變?yōu)槲鲀A單斜，構(gòu)造反轉(zhuǎn)后聚集于西部的油氣向東部運(yùn)移，由于儲(chǔ)層非均質(zhì)強(qiáng)，導(dǎo)致局部區(qū)域部分油氣滯留。而地層水則與油氣運(yùn)移方向相反，由東向西運(yùn)移并發(fā)生部分滯留，形成了區(qū)內(nèi)富水區(qū)呈塊狀或透鏡狀的分布格局。研究區(qū)85%的產(chǎn)水井位于西部，尤其在西南部地層水產(chǎn)出相對(duì)集中 （見(jiàn)圖1）。

2.2 局部構(gòu)造

研究區(qū)西部、西南部鼻隆、鼻凹構(gòu)造較為發(fā)育［5］，區(qū)內(nèi)70.5%的產(chǎn)水井均分布于鼻凹構(gòu)造部位。產(chǎn)水井sd60-09井、sd59-05 井、z97井、sd57-02井分布于一條狹長(zhǎng)的鼻凹構(gòu)造上，形成條帶狀相對(duì)富水區(qū)，4口井平均水氣比為7.3×10－4m3／m3。北、西、南3個(gè)方向的鼻凹 （低洼）帶上均存在產(chǎn)水井，其中以北、西方向鼻凹帶產(chǎn)水井分布 相 對(duì) 集 中，z42 井、sd66-1井、sd68-02井、sd68-2井、sd70-04井水氣比均 較大（見(jiàn)表1），平 均 為15.6×10－4m3／m3。由此看出，局部區(qū)域構(gòu)造對(duì)氣水分布有一定地控制作用。

2.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

研究區(qū)O2m45儲(chǔ)層在平面上表現(xiàn)出強(qiáng)烈的非均質(zhì)性，即有效儲(chǔ)層厚度及物性在區(qū)域上分布不連續(xù)（圖2～5）。宏觀上，O2m45儲(chǔ)層的發(fā)育與古巖溶關(guān)系密切，洼地孔隙充填程度高，裂縫不發(fā)育［9］，孔縫配置差，具明顯分割作用；微觀上，因不同微地貌單元溶蝕強(qiáng)度差別，不同程度地發(fā)育溶蝕孔洞。進(jìn)入埋藏成巖期，經(jīng)溶蝕、膠結(jié)、充填作用，儲(chǔ)層非均質(zhì)性進(jìn)一步增強(qiáng)［10］。而在區(qū)域構(gòu)造反轉(zhuǎn)后，O2m45儲(chǔ)層已基本形成相對(duì)致密帶［11］。儲(chǔ)層的非均質(zhì)性造成一系列富水區(qū)，形成相對(duì)獨(dú)立的氣、水系統(tǒng)。

表1 研究區(qū)域產(chǎn)水井測(cè)試產(chǎn)能及水氣比統(tǒng)計(jì)表

根據(jù)富水區(qū)產(chǎn)水井生產(chǎn)特征及研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙組合特征［12，13］，將其劃分為以下3種類(lèi)型 （見(jiàn)表1）：

1）裂縫-溶孔型 該類(lèi)富水區(qū)氣井測(cè)試產(chǎn)能高，生產(chǎn)期間壓力、產(chǎn)量遞減快，連續(xù)自噴生產(chǎn)時(shí)間短，在其控制區(qū)域內(nèi)儲(chǔ)層物性較好，但連通性較差。

2）孔隙型 該類(lèi)富水區(qū)氣井測(cè)試產(chǎn)能低，投產(chǎn)后壓力遞減快，但在低壓階段有一定的穩(wěn)產(chǎn)能力，表現(xiàn)出典型低滲巖性氣藏特征。

3）裂縫-孔隙型 該類(lèi)富水區(qū)氣井測(cè)試產(chǎn)能高，生產(chǎn)期間產(chǎn)水量大，關(guān)井后壓力恢復(fù)程度高，在其控制區(qū)域內(nèi)儲(chǔ)層物性較好，連通性較好。

圖2 O2有效儲(chǔ)層厚度圖

圖3 O2孔隙度分布圖

圖4 O2滲透率分布圖

圖5 O2含氣飽和度分布圖

3 氣水分布模式

通過(guò)對(duì)研究區(qū)O2富水區(qū)分布、儲(chǔ)層地質(zhì)特征及氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征的研究［14］，結(jié)合區(qū)域地層水演化［15］，總結(jié)出3種主要?dú)馑植寄Ｊ剑?/p>

1）氣排水、殘余自由水或孔隙束縛水 在研究區(qū)北部，氣、水主要以該種分布模式存在。

2）含水透鏡體 儲(chǔ)層巖性或物性變化，部分地層水被封堵，獨(dú)立形成于隆起構(gòu)造下傾方。該氣水分布模式在研究區(qū)零星分布。

3）相對(duì)富水 形成于隆起構(gòu)造下傾方或邊緣低洼區(qū)，儲(chǔ)層物性好、局部構(gòu)造發(fā)育。

研究表明，具不同氣水分布模式的氣井，生產(chǎn)特征不同 （見(jiàn)表2）。位于 “相對(duì)富水”區(qū)的氣井，平均水氣比最大，為13.58×10－4m3／m3；位于獨(dú)立 “含水透鏡體”區(qū)的氣井平均水氣比為3.21×10－4m3／m3；位于 “氣排水、殘余自由水或孔隙束縛水”區(qū)的氣井平均水氣比最小，僅為0.78×10－4m3／m3。

表2 不同氣水分布模式區(qū)域氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征

4 結(jié)論

1）蘇里格氣田東區(qū)41-33區(qū)塊馬家溝組五段4亞段氣水分布受區(qū)域構(gòu)造背景控制，而儲(chǔ)層物性決定著富水區(qū)的具體分布形式。

2）依據(jù)儲(chǔ)層非均質(zhì)性，可將研究區(qū)富水區(qū)劃分為3種類(lèi)型：裂縫－溶孔型、孔隙型、裂縫－孔隙型。

3）結(jié)合儲(chǔ)層物性、氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及地層水演化特征，將研究區(qū)氣水分布模式主要?dú)w納為3種：①氣排水、殘余自由水或孔隙束縛水；②含水透鏡體；③相對(duì)富水。

［1］冉新權(quán)，付金華，魏新善，等 .鄂爾多斯盆地奧陶系頂面形成演化與儲(chǔ)集層發(fā)育 ［J］.石油勘探與開(kāi)發(fā)，2012，39（2）：154～160.

［2］付鎖堂，馮喬，張文正，等 .鄂爾多斯盆地蘇里格廟與靖邊天然氣單體碳同位素特征及成因 ［J］.沉積學(xué)報(bào)，2003，21（3）：528～532.

［3］郭忠銘，張軍，于忠平，等 .鄂爾多斯盆地塊油區(qū)構(gòu)造演化特征 ［J］.石油勘探與開(kāi)發(fā)，1994，21（2）：22～29.

［4］王欣，李振宏，鄭聰斌，等 .鄂爾多斯盆地奧陶系儲(chǔ)層演化與油氣運(yùn)聚 ［J］.天然氣地球科學(xué)，2006，17（1）：114～118.

［5］汪澤成，劉煥杰，張林，等 .鄂爾多斯含油氣區(qū)構(gòu)造層序地層研究 ［J］.中國(guó)礦業(yè)大學(xué)學(xué)報(bào)，2000，29（4）：432～436.

［6］馬永生 .四川盆地普光超大型氣田的形成機(jī)制 ［J］.石油學(xué)報(bào)，2007，28（2）：9～14.

［7］夏日元，唐健生，關(guān)碧珠，等.鄂爾多斯盆地奧陶系古巖溶地貌及天然氣富集特征 ［J］.石油與天然氣地質(zhì)，1999，20（2）：133～136.

［8］李浮萍，盧濤，唐鐵柱，等.蘇里格氣田東區(qū)下古生界馬五14儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià) ［J］.石油天然氣學(xué)報(bào) （江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)），2012，34（7）：32～38.

［9］龐林，萬(wàn)梨，陳洪德，等 .靖邊氣田北部下奧陶統(tǒng)馬五14層孔隙特征 ［J］.天然氣工業(yè)，2008，28（6）：73～77.

［10］林家善，周文，張宗林，等 .靖邊氣田下古氣藏相對(duì)富水區(qū)控制因素及氣水分布模式研究 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2007，26（5）：72～74.

［11］桑琴，未勇，程超，等 .蜀南地區(qū)茅口組氣藏氣水分布特征及控制因素 ［J］.中國(guó)地質(zhì)，2012，39（3）：634～640.

［12］郭春華，周文，康毅力，等 .靖邊氣田氣井產(chǎn)水成因綜合判斷方法 ［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（10）：97～99.

［13］劉鑫，伍文明，蘇丹，等 .子洲氣田邊水氣藏合理開(kāi)發(fā)對(duì)策研究 ［J］.石油化工應(yīng)用，2011，30（9）：30～34.

［14］陳軍，樊懷才，杜誠(chéng)，等 .平落壩氣田須二氣藏產(chǎn)水特征及開(kāi)發(fā)調(diào)整研究 ［J］.特種油氣藏，2008，15（5）：53～56.

［15］趙粉霞，吳正，秦通社 .長(zhǎng)慶靖邊氣田產(chǎn)水氣井開(kāi)采技術(shù)措施 ［J］.天然氣工業(yè)，2005，25（2）：116～118.

［編輯］ 鄧?yán)?/p>

Gas-water Distribution M odes and Factors Controlling Gas Reservoirs in O2of M ajiagou Form ation in Su lige Gasfield

JIN Daquan，ZHANG Chun，ZHANG Chunyu，LIU Gangguo，ZHOU Tong，YANG Dongyue (First Author's Address:No.4 Gas Production Plant，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Ordos017300，Inner Mongolia，China)

By studying the data of gaswell testing and production performance of O2gas reservoir in Block 41-33 in the east of Sulige Gasfield，the plane distributive characteristics of water-enriched areas in the studied area were summed up and in combination with reservoir physical property and characters of regional geologic evolution，themain control factors of gaswater distribution were deeply analyzed.Research result shows that regional tectonic background is themain factor affecting gas and water distribution，part of the water-enriched areas are evidently controlled by local structure，which is obvious;the specific distribution forms of water-enriched areas are determined by reservoir properties.Based on the study，thewater-enriched areas can be classified into 3 categories.What'smore，3 patterns of gas-water distribution of O2gas reservoir are summarized.

Sulige Gasfield;Majiagou Formation;heterogeneity;gas-water distribution;control factor

TE122.2

A

1000-9752（2014）05-0011-04

2013-10-20

金大權(quán) （1983-），男，2007年大學(xué)畢業(yè)，工程師，現(xiàn)主要從事氣藏研究及氣田開(kāi)發(fā)管理工作。