東勝氣田錦58井區(qū)下石盒子組致密砂巖氣藏氣水關(guān)系

李 陽

（中國石化華北油氣分公司采氣二廠，陜西 咸陽 712000）

0 引言

東勝氣田錦58 井區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡與伊盟隆起兩個(gè)構(gòu)造單元結(jié)合部，泊爾江海子斷裂帶南部，整體呈現(xiàn)出平緩單斜的形態(tài)［1］。受地質(zhì)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，發(fā)育北西—南東向的烏蘭吉林廟二級(jí)斷裂。錦58 井區(qū)下二疊統(tǒng)下石盒子組氣藏為巖性氣藏，受辮狀河道水流頻繁分叉匯聚的影響，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。隨著氣田開發(fā)的深入，建產(chǎn)井試氣產(chǎn)液量、液氣比逐漸增加，生產(chǎn)氣井水淹井井?dāng)?shù)、井次不斷升高，嚴(yán)重影響了氣藏開發(fā)效果和進(jìn)程。因此，開展氣藏氣水關(guān)系研究對(duì)氣田開發(fā)具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。筆者以錦58 井區(qū)下石盒子組氣藏地質(zhì)特征為基礎(chǔ)，分析地層水地球化學(xué)特征和賦存狀態(tài)，研究氣藏氣水分布特征及氣水關(guān)系的控制因素，對(duì)東勝氣田錦58 井區(qū)下石盒子組氣藏的效益開發(fā)具有一定的指導(dǎo)意義。

1 氣藏地質(zhì)特征

東勝氣田錦58井區(qū)下石盒子組儲(chǔ)層為沖積扇—辨狀河碎屑砂巖沉積，分析碎屑砂巖儲(chǔ)層巖性、物性及微觀孔喉特征，奠定了進(jìn)一步研究氣藏氣水關(guān)系的氣藏地質(zhì)基礎(chǔ)。

1.1 巖性特征

研究區(qū)下石盒子組儲(chǔ)層巖性以巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主，呈粗粒（含礫）— 中粒，分選中等，多呈次棱—次圓狀。儲(chǔ)層碎屑成分主要是石英、長石及巖屑，石英、長石、巖屑的平均含量分別為69.1%、2.6%、28.3%。巖屑以泥巖、粉砂巖巖屑為主，占18.9%，其次為酸性火山巖和變質(zhì)巖，分別占3.4%、2.2%，石英巖較少、僅占0.5%。

1.2 物性及孔喉特征

研究區(qū)下石盒子組儲(chǔ)層總體呈現(xiàn)低孔隙度—特低孔隙度、特低滲透率—超低滲透率特征［2］10。根據(jù)巖心資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，研究區(qū)下石盒子組儲(chǔ)層孔隙度介于5.00%～16.97%、平均為8.70%，滲透率介于0.15～5.24 mD、平均為0.83 mD，且孔隙度與滲透率具正相關(guān)性，反映儲(chǔ)層孔隙的發(fā)育程度控制儲(chǔ)層的滲透性［3］。根據(jù)錦58 井區(qū)下石盒子組巖心薄片和鑄體薄片觀察分析，儲(chǔ)層孔隙類型以原生剩余粒間孔和粒間溶孔為主，其次為粒內(nèi)溶孔，少量晶間孔，兩種及兩種以上的孔隙類型共存［2］10。依據(jù)壓汞資料分析表明，儲(chǔ)層具有排驅(qū)壓力低、中值壓力高、中值半徑小的特點(diǎn)，孔喉分選系數(shù)介于1.9～3.0，變異系數(shù)介于0.13～0.21，均值系數(shù)介于12.5～14.8，表明研究區(qū)下石盒子組儲(chǔ)層孔喉組合以微孔細(xì)喉為主，具有儲(chǔ)集性能較好、滲透性較差的特征。

2 地層水地球化學(xué)特征及賦存狀態(tài)

地層水地球化學(xué)特征參數(shù)能夠較好地反映地層水所處的地球化學(xué)環(huán)境、流體與巖石之間的相互作用及相互作用的強(qiáng)度，能夠直接反映氣藏的保存狀況［4-5］。地層水賦存于儲(chǔ)層的孔隙— 裂縫系統(tǒng)中，基于研究區(qū)致密砂巖儲(chǔ)層成藏關(guān)鍵時(shí)期毛細(xì)管阻力的差異，形成現(xiàn)今地層水具有不同的賦存狀態(tài)，即自由水和滯留水。

2.1 地層水地球化學(xué)特征

根據(jù)東勝氣田錦58 井區(qū)下石盒子組地層水資料分析表明（表1），地層產(chǎn)出水陽離子主要以K++Na+、Ca2+為主，平均含量分別為6 417.1 mg／L、7 147.8 mg／L；陰離子以Cl-為主，平均含量為23 421.3 mg／L，其次為，平均含量為239.1 mg／L，而較少，平均含量為22.3 mg／L。地層水礦化度介于24 452.7～49 624.8 mg／L、平均值為36 763.7 mg／L，具有明顯的鹵水特點(diǎn)。根據(jù)地層水的離子含量，依照蘇林油田水分類方法，研究區(qū)下石盒子組氣藏地層水為氯化鈣水型（圖1）。

圖1 東勝氣田錦58井區(qū)下石盒子組地層水蘇林成因分類圖

表1 東勝氣田錦58井區(qū)下石盒子組地層水地球化學(xué)特征參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

地層水地球化學(xué)特征參數(shù)與油氣的運(yùn)移和聚集有一定關(guān)系，可用于預(yù)測(cè)油氣藏和判斷油氣藏的保存狀況［4-8］。筆者選取鈉氯系數(shù)、變質(zhì)系數(shù)及脫硫系數(shù)3個(gè)參數(shù)分析下石盒子組的地層水特征（表1）。鈉氯系數(shù)γ()Na+／Cl-反映地層水的濃縮變質(zhì)程度和地球化學(xué)環(huán)境［4-8］，其值越小代表油田水封閉性越好。博雅爾斯基認(rèn)為鈉氯系數(shù)大于0.75 時(shí)，地層水封閉較差，反映受到外界環(huán)境的影響較大，小于0.5則表現(xiàn)為停滯環(huán)境，是烴類聚集的極佳地帶［8-11］。研究區(qū)下石盒子組地層水鈉氯系數(shù)介于0.18～0.49、平均為0.28，說明錦58 井區(qū)下石盒子組氣藏的封閉性較好。變質(zhì)系數(shù)反映地層水的變質(zhì)濃縮程度，間接反映地層的封閉性，其值越大代表地層的封閉性越好、變質(zhì)越深，一般變質(zhì)系數(shù)大于4即為原生油氣藏［4-10］。研究區(qū)下石盒子組地層水變質(zhì)系數(shù)介于35.17～146.60，平均為74.71，其系數(shù)遠(yuǎn)大于4，反映錦58 井區(qū)下石盒子組氣藏為原生氣藏。脫硫系數(shù)反映地層水的氧化還原程度，埋藏封閉環(huán)境是脫硫作用進(jìn)行的有利場(chǎng)所［4-10］。其值越小代表油氣保存程度越好，脫硫系數(shù)小于2.0，表示未破壞型油氣藏［4-10］。研究區(qū)下石盒子組地層產(chǎn)出水的脫硫系數(shù)介于0.49～1.29、平均為1.04，表明錦58井區(qū)下石盒子組氣藏保存較好。

2.2 地層水賦存狀態(tài)

地層水在儲(chǔ)層中的分布狀態(tài)主要受局部構(gòu)造及儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)所控制，具有不同的賦存狀態(tài)。根據(jù)研究區(qū)下石盒子組氣藏氣井試采（生產(chǎn)）過程中的產(chǎn)水動(dòng)態(tài)規(guī)律（圖2）分析，總體上將地層水分為自由水和滯留水兩大類。自由水主要分布在河道下傾部位或周圍致密層圈閉的孤立透鏡狀滲透性砂體中［11-13］。根據(jù)下石盒子組氣藏產(chǎn)水特征及地層水成因，將自由水進(jìn)一步劃分為邊底水和透鏡狀的孤立水體。邊底水主要位于局部構(gòu)造低部位或河道砂體底部低凹處，在天然氣充注過程中由于氣源不足而未被完全驅(qū)替，常常為純水層或伴生于氣層的下部，產(chǎn)水量較大且穩(wěn)定（圖2a）。孤立透鏡狀水體多以單砂體的形式存在，通常較粗粒砂體側(cè)向展布范圍較小，細(xì)粒砂體側(cè)向展布較遠(yuǎn)，而砂體厚度一般控制著產(chǎn)水量，試氣試采過程不產(chǎn)氣或低產(chǎn)氣、高產(chǎn)水（圖2b）。滯留水是由于排水強(qiáng)度不夠而殘留在氣層中的地層水［5，11-13］，主要存在于巖石孔隙結(jié)構(gòu)良好的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層內(nèi)，呈孤立或連片狀分布。隨著氣田不斷開采，當(dāng)儲(chǔ)層孔喉兩端壓差大于孔喉處液相的毛細(xì)管阻力及其他阻力之和時(shí)，殘留在巖石孔隙中的原始地層滯留水開始流動(dòng)。宏觀上呈現(xiàn)滯留水梯級(jí)動(dòng)用，在試氣（試采）、生產(chǎn)過程中產(chǎn)液量會(huì)逐漸減少，一般不影響氣井的正常開采（圖2c）。

3 氣水分布特征

圖2 下石盒子組氣藏地層水不同賦存狀態(tài)產(chǎn)出特征曲線圖

東勝氣田錦58 井區(qū)位于鄂爾多斯盆地天然氣氣水過渡區(qū)域，以氣水同層、含氣水層廣泛分布為主，純氣層呈零星散狀分布且分布范圍極小。區(qū)內(nèi)下石盒子組儲(chǔ)層砂體呈近南北向展布，縱向上儲(chǔ)層砂體發(fā)育、呈現(xiàn)多套砂體疊置組合，順河道方向氣層連續(xù)性較好、多為構(gòu)造遮擋或致密巖性遮擋，而橫切河道方向，儲(chǔ)層砂體呈現(xiàn)橫向尖滅，氣層呈現(xiàn)巖性尖滅遮擋。由于辮狀河道水流分叉匯聚迅速變遷，儲(chǔ)層隔夾層較發(fā)育，易形成“氣層—干層—水層”的多套疊置組合，多發(fā)育四周由致密層封隔的孤立水體，但在局部構(gòu)造低部位發(fā)育邊底水（圖3）。氣藏試采、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)出氣井普遍產(chǎn)水的特征，截止到2019年底，138口水平井試氣均產(chǎn)水，液氣比介于1.52～25.82 m3／104m3、平均為7.94 m3／104m3。

4 氣藏氣水關(guān)系影響因素

4.1 烴源巖生烴強(qiáng)度對(duì)氣水關(guān)系的影響

鄂爾多斯盆地上古生界主要發(fā)育石炭系、二疊系腐殖型煤系氣源巖和偏腐殖混合型海相碳酸鹽巖氣源巖，分布于本溪組頂部、太原組及山西組2段［13］610-611。氣源巖主要為太原組、山西組暗色泥巖、碳質(zhì)泥巖及煤層，具有分布面積廣、厚度相對(duì)穩(wěn)定的特點(diǎn)［12］934。東勝氣田氣源巖厚度介于8～20 m（平均為15 m），平面上總體具有南厚北薄、東厚西薄的特征，生烴強(qiáng)度主體介于（20～40）×108m3／km2，表現(xiàn)為“廣覆式”生烴的特征。平面上南部生烴強(qiáng)度大的氣層發(fā)育程度明顯好于北部，氣層主要分布在生烴強(qiáng)度大于15×108m3／km2的區(qū)域，表明生烴強(qiáng)度控制著氣水平面分布的宏觀格局［14-16］。縱向上下石盒子組、山西組及太原組砂體普遍可見氣測(cè)異常，在以垂向運(yùn)移為主的條件下，下石盒子組表現(xiàn)為源外近源成藏的特征，以氣水同層、含氣水層為主，而山西組、太原組表現(xiàn)為源內(nèi)成藏的特征，以含氣水層、水層為主（圖4）。而對(duì)于下石盒子組氣藏內(nèi)部而言，烴源巖生烴強(qiáng)度對(duì)氣水關(guān)系的影響甚微。

圖3 東勝氣田錦58井區(qū)下石盒子組氣藏連井剖面示意圖

圖4 東勝氣田錦58井區(qū)天然氣運(yùn)移、成藏示意圖

4.2 儲(chǔ)層砂體連通性對(duì)氣水關(guān)系的影響

鄂爾多斯盆地上古生界烴源巖普遍發(fā)育，沒有明顯的生氣中心，側(cè)向過剩壓力與烴源巖及相鄰儲(chǔ)層或者輸導(dǎo)層的壓力差相比要小得多，所以初次運(yùn)移以垂向運(yùn)移為主，生成的天然氣沿過剩壓力梯度降低較快的方向向相鄰儲(chǔ)層或輸導(dǎo)層運(yùn)移［17-18］。理論上，錦58 井區(qū)山西組、太原組儲(chǔ)層與烴源巖相鄰，具有較好的源內(nèi)成藏條件，只要砂體的物性條件足夠好就會(huì)有天然氣聚集成藏，而研究區(qū)下石盒子組比山西組、太原組更有利于天然氣富集。首先是下石盒子組儲(chǔ)層物性明顯好于山西組、太原組（表2），具有較好的天然氣儲(chǔ)集空間；其次是垂向運(yùn)移的過剩壓力遠(yuǎn)大于側(cè)向壓力，形成“下生上儲(chǔ)”的富集模式。下石盒子組與氣源巖（山西組、太原組）以斷層、裂縫及相互連通的有效砂體為輸導(dǎo)體系，經(jīng)縱向和側(cè)向運(yùn)移至下石盒子組儲(chǔ)層聚集（圖4）。區(qū)內(nèi)下石盒子組儲(chǔ)層若有裂縫、斷層或其他輸導(dǎo)層與其儲(chǔ)層砂體之間直接或間接相互連通，則在儲(chǔ)層上傾方向就會(huì)聚集成藏，反之如果無裂縫、斷層或其他輸導(dǎo)層與其儲(chǔ)層砂體相互溝通，則天然氣無法進(jìn)入，即使物性再好也只賦存原始地層水（圖4）。

表2 東勝氣田錦58井區(qū)儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表

4.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)氣水關(guān)系的影響

辨狀河砂泥巖互層中發(fā)育的高滲透率砂體更有利于天然氣的聚集成藏。東勝氣田錦58 井區(qū)下石盒子組辮狀河道頻繁變遷，導(dǎo)致高滲透率有效砂體復(fù)雜分布?？v向上河道的多期疊加造成大中型厚砂體層內(nèi)隔夾層發(fā)育，這些隔夾層主要為泥質(zhì)夾層和非滲透性砂巖夾層兩類。受層內(nèi)隔夾層的影響，在厚層砂體中易形成致密層—有效砂層的疊置組合，物性較好的有效砂體被致密的層內(nèi)隔夾層所隔擋，造成天然氣無法進(jìn)入那些有效的砂體，其往往富集原始地層水，縱向上表現(xiàn)為“氣層— 干層— 水層”的多層疊置組合（圖5），平面呈現(xiàn)為孤立水體。平面上在儲(chǔ)層非均質(zhì)性控制下導(dǎo)致在相對(duì)高滲透率的心灘砂體中天然氣較為富集，而在物性較差的心灘砂體周邊多分布含氣水層或水層。

4.4 局部構(gòu)造對(duì)氣水關(guān)系的影響

圖5 東勝氣田錦58井區(qū)測(cè)井解釋成果圖

東勝氣田錦58 井區(qū)構(gòu)造整體較為平緩，為向西南傾斜的單斜形態(tài)，呈現(xiàn)出北東高、南西低的特征。伴隨著區(qū)域大的構(gòu)造活動(dòng)而發(fā)育微斷裂、微裂縫、鼻狀隆起及局部構(gòu)造高點(diǎn)等局部構(gòu)造。宏觀單斜構(gòu)造背景下，天然氣的運(yùn)移動(dòng)力受過剩壓力的控制主要表現(xiàn)為垂向運(yùn)移，但宏觀單斜構(gòu)造對(duì)研究區(qū)下石盒子組氣藏內(nèi)部的氣水關(guān)系影響甚微。而不同類型的局部微構(gòu)造卻影響天然氣的富集及開發(fā)，對(duì)于微斷裂、微裂縫而言，它們一方面在天然氣成藏過程中是天然氣運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)通道（圖4），另一方面在開發(fā)中它們直接或者通過儲(chǔ)層改造間接地溝通其他層位水體，易造成氣井高產(chǎn)液。而對(duì)于局部構(gòu)造高點(diǎn)或構(gòu)造隆起而言，往往是天然氣的有利富集區(qū)，在氣藏剖面中高部位多為氣層、低部位多為水層（圖6），下石盒子組多套氣水層雖無統(tǒng)一的氣水界面，但氣層多在構(gòu)造隆起或者局部構(gòu)造高點(diǎn)。

圖6 東勝氣田錦58井區(qū)局部構(gòu)造高點(diǎn)氣藏物探剖面圖

5 結(jié)論

1）東勝氣田錦58井區(qū)下石盒子組儲(chǔ)層巖性以巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主，儲(chǔ)層具有微孔細(xì)喉、低孔隙度—特低滲透率的特征。

2）東勝氣田錦58井區(qū)下石盒子組地層水為深層封閉環(huán)境下的氯化鈣水型，表明研究區(qū)氣藏圈閉封閉性很好。地層水分為河道砂體底部低凹處或局部構(gòu)造低部位的邊底水、致密砂巖封隔的透鏡狀水體及排替強(qiáng)度不足而殘留的原始地層滯留水3 種類型，其中前兩種主要影響氣井的開采。

3）東勝氣田錦58井區(qū)下石盒子組氣藏氣水關(guān)系復(fù)雜，平面上氣水同層、含氣水層廣泛分布，不存在嚴(yán)格意義上的天然氣富集區(qū)?？v向上多個(gè)氣水系統(tǒng)共存，每個(gè)油氣系統(tǒng)具有自己獨(dú)立的氣水界面，且水體無區(qū)域性的連續(xù)分布特征。

4）東勝氣田錦58井區(qū)下石盒子組氣藏氣水關(guān)系主要受烴源巖生烴強(qiáng)度、儲(chǔ)層砂體連通性、儲(chǔ)層非均質(zhì)性及局部構(gòu)造的共同控制。儲(chǔ)層砂體連通性越好越有利于天然氣的運(yùn)移富集。儲(chǔ)層非均質(zhì)性導(dǎo)致氣水在縱向剖面上呈現(xiàn)出多層“氣層—干層—水層”疊置分布的特征，在平面上相對(duì)高滲透率的辨狀河心灘砂體天然氣較為富集。局部構(gòu)造微斷裂、微裂縫既是天然氣成藏過程中的優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道，又是儲(chǔ)層改造溝通它層水體的主要途徑，而局部構(gòu)造高點(diǎn)或構(gòu)造隆起往往是天然氣的有利富集區(qū)。