靖邊氣田南部非邊底型地層水分布主控因素及預(yù)測(cè)

夏 勇，袁繼明，夏勇輝，張 芳，王 華，崔越華

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院 低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710018； 2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司 氣田開(kāi)發(fā)處，陜西 西安 710018）

0 引言

靖邊氣田是西氣東輸?shù)闹匾庠粗?，主要產(chǎn)氣層為奧陶系馬家溝組馬五段上部的馬五1、馬五2（簡(jiǎn)稱馬五1＋2）層[1－3].靖邊氣田局部存在產(chǎn)出地層水現(xiàn)象，氣井一旦見(jiàn)水，降低儲(chǔ)層氣相滲透率，氣產(chǎn)量快速下降[4－5]，甚至導(dǎo)致氣井水淹后無(wú)法生產(chǎn)，因此預(yù)測(cè)地層水分布具有重要意義.人們研究靖邊氣田產(chǎn)水特征，孫來(lái)喜等[5－6]分析靖邊氣田氣井生產(chǎn)特征；孫來(lái)喜、林家善等[7－8]主要研究靖邊氣田氣水分布主控因素、氣水分布模式及氣水層測(cè)井判識(shí)等；郭剛[9]預(yù)測(cè)靖邊氣田北部陜155井區(qū)水體分布規(guī)律；李建奇等[10]分析靖邊氣田相對(duì)富水區(qū)成因并提出開(kāi)發(fā)對(duì)策.這些研究主要集中在靖邊氣田中部的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)，且未形成相對(duì)系統(tǒng)、具有可操作性的地層水分布預(yù)測(cè)方法以指導(dǎo)生產(chǎn).

筆者利用試氣、生產(chǎn)、測(cè)井及水化學(xué)分析等資料，分析靖邊氣田南部馬五1＋2段低滲透低豐度氣藏氣井產(chǎn)水特征，研究影響地層水分布的主控因素，建立非邊底型地層水分布預(yù)測(cè)方法，分類劃分研究區(qū)氣水分布形式，以指導(dǎo)氣田勘探開(kāi)發(fā)與氣井生產(chǎn)，為同類型油氣藏的氣水分布預(yù)測(cè)提供借鑒.

1 產(chǎn)水特征

研究區(qū)位于靖邊氣田南部（見(jiàn)圖1），鉆井顯示具有較好的勘探開(kāi)發(fā)潛力[11]，但氣井試氣和生產(chǎn)產(chǎn)水現(xiàn)象普遍，個(gè)別井區(qū)產(chǎn)水嚴(yán)重，與生產(chǎn)組織之間的矛盾越來(lái)越突出.

1.1 試氣產(chǎn)水

試氣時(shí)產(chǎn)出的流體基本能夠反映井底周圍的可動(dòng)水情況[9].靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏試氣產(chǎn)水情況主要表現(xiàn)：

（1）試氣產(chǎn)水井較普遍，一般為氣水同出，產(chǎn)水量及水氣比變化大.試氣產(chǎn)水井占總井?dāng)?shù)的31.8%，日產(chǎn)氣量為0～33.03×104m3，平均為2.10×104m3，日產(chǎn)水量為0.5～90.0m3，平均為11.7 m3，水氣比平均為5.6m3／104m3.

（2）水平井試氣產(chǎn)水量和見(jiàn)水概率普遍高于直井的.水平井試氣產(chǎn)水是直井的1.7倍，日產(chǎn)水量是直井的5.0倍，主要原因是直井鉆遇富水點(diǎn)可能性相對(duì)較?。ㄒ?jiàn)圖2（a）），水平井鉆井或改造過(guò)程中更容易溝通局部富水區(qū)（見(jiàn)圖2（b））.

（3）試氣改造措施力度加大，在增加氣井產(chǎn)氣量的同時(shí)，也增加產(chǎn)水量.如水平井JP－9井初期采用連續(xù)油管均勻酸化改造，試氣獲日產(chǎn)氣量為1.27×104m3，日產(chǎn)水量為18.0m3；二次改造采用水力噴射分段酸壓，試氣獲日產(chǎn)氣量為5.31×104m3，日產(chǎn)水量為24.0m3.

圖1 研究區(qū)位置Fig.1 Location of study area

1.2 生產(chǎn)產(chǎn)水

研究區(qū)投產(chǎn)氣井中，生產(chǎn)產(chǎn)水井有20口，平均單井日產(chǎn)氣量為1.1×104m3，日產(chǎn)水量為1.7m3，水氣比為1.6m3／104m3.已投產(chǎn)井的產(chǎn)水量不大，水氣比主要集中在0.5～3.0m3／104m3之間.根據(jù)水氣比動(dòng)態(tài)變化可分為3種類型[1]，其中水氣比穩(wěn)定型有10口、水氣比下降型有5口、水氣比上升型有3口，以穩(wěn)定型為主.產(chǎn)水特征表現(xiàn)：氣水同時(shí)產(chǎn)出，產(chǎn)水量變化趨勢(shì)較為穩(wěn)定，一般不存在無(wú)水采氣期，部分水氣比上升型的氣井隨著泄流面積的擴(kuò)大，溝通新的富水點(diǎn).

圖2 靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏直井與水平井產(chǎn)水示意Fig.2 The producing water mechanism of vertical and horizontal wells in southern Mawu1＋2gas reservoir of Jingbian gas field

1.3 水化學(xué)分析

統(tǒng)計(jì)研究區(qū)馬五1＋2儲(chǔ)層水質(zhì)分析資料，總礦化度在（0.68～2.88）×104mg／L之間，平均為2.05×104mg／L，屬中高濃度水；陽(yáng)離子以Ca2＋、Na＋、K＋為主，陰離子以Cl－為主，其次為SO2－4、HCO－3；脫硫因數(shù)（102SO2－4／Cl－）在0～8.6之間，除個(gè)別井之外，脫硫因數(shù)普遍小于1.0；鈉氯因數(shù)（Na＋／Cl－）在0.13～0.60之間，多小于0.50，反映產(chǎn)出水形成于較好的封閉環(huán)境.表明馬五1＋2儲(chǔ)層產(chǎn)出水以高礦化度CaCl2型水為主，是長(zhǎng)期在封閉條件下經(jīng)水巖作用高度變質(zhì)的成藏滯留地層水[12－13].

1.4 產(chǎn)水層分布

研究區(qū)氣井產(chǎn)出水為氣水同出的非邊底水型地層水，并非完全獨(dú)立，氣水分異差，主要以氣水共存的形式存在，不存在明顯的邊水或底水，找不到絕對(duì)的氣水邊界.地層水縱向上主要賦存于物性較好的馬小層溶孔和部分晶間孔[14]，其次為馬和馬小層，馬小層水體相對(duì)較少.測(cè)井解釋氣水層也主要位于馬小層.平面上分布也較為分散，相對(duì)集中在研究區(qū)北部—東北部，氣井產(chǎn)水量較高，呈“團(tuán)窩狀”或“透鏡狀”分布，水體具有可流動(dòng)性，以相對(duì)富水區(qū)的形式存在.

2 控制地層水分布的地質(zhì)因素

研究沉積、成藏、巖溶、儲(chǔ)集層、構(gòu)造等地質(zhì)因素與氣水分布的關(guān)系，發(fā)現(xiàn)靖邊氣田南部馬五1＋2儲(chǔ)層氣水分布主要受成藏構(gòu)造背景、巖溶不整合面結(jié)構(gòu)、小幅度構(gòu)造、儲(chǔ)層物性及含氣性等因素綜合控制[5－8、15－16].

2.1 成藏構(gòu)造背景

靖邊古潛臺(tái)整體構(gòu)造形態(tài)經(jīng)歷加里東期西北高東南低、燕山期翻轉(zhuǎn)為東北高西南低的過(guò)程，研究區(qū)位于靖邊古潛臺(tái)南部，翻轉(zhuǎn)前后位于區(qū)域構(gòu)造低部位.靖邊古潛臺(tái)埋深在2km左右時(shí)，上覆石炭系本溪組泥沼相煤系巖及奧陶系自身的有機(jī)質(zhì)熱解生成烴類，同時(shí)析出大量富含有機(jī)酸的有機(jī)水及本溪組泥巖析出的結(jié)晶水，烴類隨載體進(jìn)入馬五1＋2儲(chǔ)層中，按重力分異原理逐漸向西北部高部位運(yùn)移，同時(shí)將地層水向東南方向構(gòu)造低部位的研究區(qū)方向排驅(qū)運(yùn)移.到燕山期構(gòu)造翻轉(zhuǎn)后，賦存于馬五1＋2儲(chǔ)層的天然氣再次按重力—浮力原則向東北高部位運(yùn)移，被排出的孔隙水再次向西南構(gòu)造低部位的研究區(qū)運(yùn)移.研究區(qū)西南方向馬五1＋2儲(chǔ)層逐漸缺失，形成致密巖性遮擋，導(dǎo)致地層水無(wú)法被驅(qū)出.這一構(gòu)造反轉(zhuǎn)造成的氣排水過(guò)程是決定目前研究區(qū)馬五1＋2儲(chǔ)層氣水分布形態(tài)的主要演化階段，靖邊氣田南部成藏過(guò)程中由于缺乏充足的烴類充注，氣排水不充分，地層水大量滯留在儲(chǔ)層中.對(duì)比靖邊氣田中部含氣飽和度，研究區(qū)馬五1＋2儲(chǔ)層含氣飽和度普遍較低，平均僅有62.7%，靖邊氣田中部含氣飽和度平均可達(dá)75.6%.

2.2 巖溶不整合面結(jié)構(gòu)

古地貌形態(tài)及與上覆地層組成的不整合面地質(zhì)結(jié)構(gòu)控制天然氣的運(yùn)聚，侵蝕溝槽是天然氣側(cè)向供氣的重要渠道[8－10].靖邊氣田馬五1＋2儲(chǔ)層為海相沉積后經(jīng)風(fēng)化淋濾作用形成的含膏溶孔白云巖儲(chǔ)層[14]，橫向分布連續(xù)且連通性好，一般只被風(fēng)化形成的侵蝕溝槽所切割阻擋.

由靖邊氣田南部馬五1＋2儲(chǔ)層殘余厚度刻畫的前石炭紀(jì)巖溶古地貌（見(jiàn)圖3）可知，研究區(qū)由西向東依次發(fā)育西部剝蝕區(qū)、中部緩坡區(qū)、東部洼地區(qū)[11]，受古地貌形態(tài)差異影響，氣水分布具有分區(qū)性，地層水主要集中于中部緩坡區(qū).中部緩坡區(qū)地勢(shì)平緩，奧陶系馬五段地層保存較完整，局部存在馬六段致密灰?guī)r，缺乏較深的侵蝕溝槽，馬五1＋2儲(chǔ)層橫向分布連續(xù)；之上本溪組沉積厚層的鋁土質(zhì)泥巖、碳質(zhì)泥巖、灰?guī)r等（厚度為30～60m），且僅在本溪組頂部發(fā)育煤層，源儲(chǔ)配置較遠(yuǎn).馬六段與本溪組致密巖性組合形成巨大的蓋層，阻擋上覆石炭系本溪組泥沼相煤系巖烴類向下和側(cè)向運(yùn)移，導(dǎo)致馬五1＋2儲(chǔ)層天然氣充注強(qiáng)度低，驅(qū)替能量較弱，缺乏泄水通道，地層水滯留在馬五41泥巖上部物性較好的馬五31小層，致使中部緩坡區(qū)相對(duì)富水.研究區(qū)西側(cè)剝蝕區(qū)馬五1＋2儲(chǔ)層剝蝕嚴(yán)重，局部殘丘保存的儲(chǔ)層存在較好的泄流通道，僅在個(gè)別小圈閉內(nèi)構(gòu)造低部位殘留水體，無(wú)大面積連片地層水.研究區(qū)東部發(fā)育淺溝槽，切割深度一般在馬五21—馬五41之間，天然氣沿溝槽側(cè)向運(yùn)移，可為馬五1儲(chǔ)層提供一定的氣源，僅部分井點(diǎn)產(chǎn)水，產(chǎn)水量相對(duì)較小.

2.3 小幅度構(gòu)造

地震和地質(zhì)研究表明，靖邊氣田南部現(xiàn)今構(gòu)造繼承燕山期構(gòu)造的整體形態(tài)，坡度較為平緩，一般小于1°，呈現(xiàn)西北低東南高的特征.受喜山期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)擠壓，馬五1＋2地層發(fā)生弱變形，形成若干排鼻狀小幅度構(gòu)造，多排鼻隆與鼻凹交替存在，高程相差幅度較小，一般小于30m.該構(gòu)造背景下，氣水分布發(fā)生局部微調(diào)整，由于構(gòu)造幅度較小，達(dá)不到氣柱高度，氣水分異不明顯.由K1標(biāo)志層（馬五41底部凝灰質(zhì)泥巖層分布穩(wěn)定）構(gòu)造與產(chǎn)水井分布關(guān)系（見(jiàn)圖4）統(tǒng)計(jì)試氣產(chǎn)水井所處構(gòu)造部位，60%的產(chǎn)水井處于鼻凹部位，26%的產(chǎn)水井處于鼻翼部位，14%的產(chǎn)水井處于鼻隆部位，局部鼻凹部位產(chǎn)水井具有連片的特征.表明小幅度構(gòu)造高低部位對(duì)地層水分布有控制作用，鼻隆兩側(cè)低部位相對(duì)聚集.

圖3 靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏產(chǎn)水井與前石炭紀(jì)巖溶古地貌關(guān)系Fig.3 The relations of the Palaeokarst landform and water－wells in southern Mawu1＋2gas reservoir of Jingbian gas field

圖4 靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏產(chǎn)水井與K1構(gòu)造關(guān)系Fig.4 The relations of the K1－structure and water－wells in southern Mawu1＋2gas reservoir of Jingbian gas field

2.4 儲(chǔ)層物性、含氣性

靖邊氣田中部物性較好的儲(chǔ)層一般優(yōu)先充注，含氣性好，有利于成藏，致密儲(chǔ)層不利于天然氣充注，容易形成富水層[5－10].研究區(qū)儲(chǔ)層物性與產(chǎn)水關(guān)系表明，馬五1＋2產(chǎn)水儲(chǔ)層孔隙度φ為3.6%～9.7%，平均為5.4%；滲透率K一般為（0.023～12.904）×10－3μm2，平均為0.307×10－3μm2.由儲(chǔ)層孔滲相關(guān)性（見(jiàn)圖5）可以看出，分布頻率范圍寬，產(chǎn)水儲(chǔ)層物性與產(chǎn)氣層沒(méi)有明顯的區(qū)分，產(chǎn)水儲(chǔ)層的物性條件略好于產(chǎn)氣儲(chǔ)層的，相同孔隙度條件下儲(chǔ)層滲透率偏高.這是由于研究區(qū)不存在明顯的巖性邊界，并且構(gòu)造平緩，儲(chǔ)層相互連通但非均質(zhì)性極強(qiáng)，天然氣充注驅(qū)替強(qiáng)度整體較弱，氣體運(yùn)移至低滲致密儲(chǔ)層內(nèi)受喉道阻力影響后速度減緩，運(yùn)移動(dòng)力減小，物性相對(duì)較好的高滲儲(chǔ)層被外圍致密儲(chǔ)層遮擋，反而保留部分可動(dòng)地層水，可動(dòng)地層水隨著運(yùn)移過(guò)程的結(jié)束殘留于其中難以被驅(qū)出，形成局部高滲儲(chǔ)層“相對(duì)富水區(qū)”；由于低孔滲儲(chǔ)層擴(kuò)散損失較小，導(dǎo)致含氣可能性相對(duì)較大（見(jiàn)圖6）.因此，利用儲(chǔ)層物性難以區(qū)分產(chǎn)水層和產(chǎn)氣層，而含氣飽和度與氣井產(chǎn)水具有較好的相關(guān)性.由于受水平井測(cè)井參數(shù)限制，解釋含氣飽和度偏差較大，主要分析直井產(chǎn)水儲(chǔ)層與測(cè)井解釋含氣飽和度的關(guān)系（見(jiàn)圖7）.由圖7可以看出，直井產(chǎn)水儲(chǔ)層測(cè)井解釋含氣飽和度普遍低于50%，尤其是物性好且含氣飽和度低的馬五31小層產(chǎn)水量大，位于或鄰近含氣飽和度低值區(qū)氣井產(chǎn)水概率明顯較大.

圖5 產(chǎn)水井氣層與含水層孔滲相關(guān)性Fig.5 The porosity and permeability correlation analysis between gas reservoir and water reservoir of water－wells

圖6 高滲儲(chǔ)層相對(duì)富水區(qū)形成模式Fig.6 Forming mode of relative water rich area of high permeability reservoir

圖7 靖邊氣田南部產(chǎn)水井與馬含氣飽和度關(guān)系Fig.7 The relations of the Magas saturation and water－wells in southern of Jingbian gas field

靖邊氣田南部馬五1＋2儲(chǔ)層在成藏時(shí)的區(qū)域構(gòu)造位置使它不具備充足的烴源，自身的不整合面地質(zhì)結(jié)構(gòu)使地層水難以被驅(qū)替，小幅度構(gòu)造使存留下的地層水發(fā)生局部微調(diào)整，物性非均質(zhì)性使氣水分布更加復(fù)雜，導(dǎo)致地層水平面及垂向分布的差異，局部呈連片性分布（見(jiàn)圖8）.

圖8 靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏橫切鼻軸方向氣藏剖面Fig.8 The cross－axis profile of Mawu1＋2gas reservoir in southern of Jingbian gas field

3 地層水分布預(yù)測(cè)

根據(jù)地層水控制因素分析結(jié)果，以及測(cè)井、試氣及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，給出非邊底水型地層水分布預(yù)測(cè)依據(jù)，并根據(jù)對(duì)地層水分布的影響程度，確定地層水分區(qū)預(yù)測(cè)方法步驟：

（1）連通邊界.首先確定儲(chǔ)層流體連通范圍，儲(chǔ)層之間不存在明顯巖性阻流帶；

（2）飽和度.含氣飽和度低于50%為產(chǎn)水高風(fēng)險(xiǎn)區(qū)；

（3）地貌單元位置.位于遠(yuǎn)離溝槽泄水不暢的緩坡區(qū)地層水分布較集中；

（4）小幅度構(gòu)造相對(duì)部位.小幅度構(gòu)造低部位地層水連片分布，構(gòu)造高部位以單井點(diǎn)的透鏡狀水體為主；

（5）氣井分布.產(chǎn)水井分布相對(duì)集中區(qū)域；

（6）蓋層分布.上覆本溪組地層厚度大于40m，奧陶系馬六段地層保存完整區(qū)域及其周圍為氣驅(qū)水薄弱地帶，地層水富集可能性大.

根據(jù)地層水分區(qū)預(yù)測(cè)方法步驟，將研究區(qū)劃分為3種氣水分布類型，即相對(duì)富水區(qū)、產(chǎn)水高風(fēng)險(xiǎn)區(qū)、產(chǎn)水低風(fēng)險(xiǎn)區(qū)（見(jiàn)圖9）.

（1）相對(duì)富水區(qū).主要分布在區(qū)塊北部—東北部.位于古地貌中部緩坡區(qū)的小幅度構(gòu)造低部位，儲(chǔ)層含氣飽和度普遍低于50%，已完試井普遍產(chǎn)水且產(chǎn)水量較大，水體連片分布，氣井生產(chǎn)過(guò)程中水氣比以穩(wěn)定型和上升型為主.該區(qū)天然氣勘探開(kāi)發(fā)風(fēng)險(xiǎn)較大，同時(shí)應(yīng)控制現(xiàn)有生產(chǎn)產(chǎn)水井生產(chǎn)壓差，避免氣井水淹.

（2）產(chǎn)水高風(fēng)險(xiǎn)區(qū).由北部—東北部小幅度構(gòu)造高部位及其向西南下傾方向小幅度構(gòu)造低部位組成.儲(chǔ)層含氣飽和度介于40%～60%，鄰近相對(duì)富水區(qū)，局部發(fā)育水體主要呈孤立狀分布，氣井生產(chǎn)過(guò)程中水氣比以穩(wěn)定型和下降型為主，直井／定向井產(chǎn)水比例較低，但水平井產(chǎn)水風(fēng)險(xiǎn)大.因此，適宜采用直井／定向井進(jìn)行鉆探，可以有效避免鉆穿較多產(chǎn)水層，同時(shí)結(jié)合排水采氣等措施進(jìn)行提產(chǎn)[10].

（3）產(chǎn)水低風(fēng)險(xiǎn)區(qū).主要位于研究區(qū)西北部、東南部.古地貌主要處于西部剝蝕區(qū)和東側(cè)溝槽區(qū)，整體含氣飽和度高于50%，局部可達(dá)70%以上，僅個(gè)別井試氣和生產(chǎn)過(guò)程中產(chǎn)地層水，產(chǎn)水風(fēng)險(xiǎn)較低.該區(qū)可適當(dāng)實(shí)施水平井，提高單井產(chǎn)量和開(kāi)發(fā)效益，且在冬季高峰供氣需求量大時(shí)，可適當(dāng)進(jìn)行提產(chǎn).

圖9 靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏地層水分布預(yù)測(cè)結(jié)果Fig.9 The distribution forecast of Mawu1＋2gas reservoir in southern Jingbian gas field

4 結(jié)論

（1）靖邊氣田南部馬五1＋2儲(chǔ)層試氣和生產(chǎn)產(chǎn)水普遍，為氣水同出的非邊底型地層水，呈“團(tuán)窩狀”或“透鏡狀”分布，水體具有可流動(dòng)性.縱向上主要賦存于物性較好的馬五31小層，平面上主要集中在區(qū)塊北部—東北部.

（2）氣水分布主要受成藏構(gòu)造背景、巖溶不整合面結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)集層物性、含氣性及小幅度構(gòu)造等因素綜合控制.成藏構(gòu)造背景是儲(chǔ)層相對(duì)富水的基本條件，巖溶不整合面結(jié)構(gòu)控制氣水聚集形式，中部大面積分布的蓋層遮擋氣水運(yùn)移通道，儲(chǔ)層含氣性是體現(xiàn)地層充注程度的主要因素，后期形成的小幅度構(gòu)造對(duì)氣水分布進(jìn)行局部微調(diào)整.

（3）根據(jù)地層水控制因素及其影響程度，將研究區(qū)劃分3種氣水分布類型，即相對(duì)富水區(qū)、產(chǎn)水高風(fēng)險(xiǎn)區(qū)、產(chǎn)水低風(fēng)險(xiǎn)區(qū).相對(duì)富水區(qū)主要位于古地貌緩坡區(qū)小幅度構(gòu)造低部位，含氣飽和度低于50%，水氣比以穩(wěn)定型和上升型為主；產(chǎn)水低風(fēng)險(xiǎn)區(qū)主要位于西部剝蝕區(qū)和東側(cè)溝槽區(qū)，含氣飽和度高于50%；產(chǎn)水高風(fēng)險(xiǎn)區(qū)介于兩者之間.

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