東勝氣田錦58井區下石盒子組致密砂巖氣藏氣水關系

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 井區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡與伊盟隆起兩個構造單元結合部，泊爾江海子斷裂帶南部，整體呈現出平緩單斜的形態［1］。受地質構造運動的影響，發育北西—南東向的烏蘭吉林廟二級斷裂。錦58 井區下二疊統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，儲層非均質性強。隨著氣田開發的深入，建產井試氣產液量、液氣比逐漸增加，生產氣井水淹井井數、井次不斷升高，嚴重影響了氣藏開發效果和進程。因此，開展氣藏氣水關系研究對氣田開發具有重要的現實意義。筆者以錦58 井區下石盒子組氣藏地質特征為基礎，分析地層水地球化學特征和賦存狀態，研究氣藏氣水分布特征及氣水關系的控制因素，對東勝氣田錦58 井區下石盒子組氣藏的效益開發具有一定的指導意義。

1 氣藏地質特征

東勝氣田錦58井區下石盒子組儲層為沖積扇—辨狀河碎屑砂巖沉積，分析碎屑砂巖儲層巖性、物性及微觀孔喉特征，奠定了進一步研究氣藏氣水關系的氣藏地質基礎。

1.1 巖性特征

研究區下石盒子組儲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

研究區下石盒子組儲層總體呈現低孔隙度—特低孔隙度、特低滲透率—超低滲透率特征［2］10。根據巖心資料統計結果表明，研究區下石盒子組儲層孔隙度介于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性，反映儲層孔隙的發育程度控制儲層的滲透性［3］。根據錦58 井區下石盒子組巖心薄片和鑄體薄片觀察分析，儲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。依據壓汞資料分析表明，儲層具有排驅壓力低、中值壓力高、中值半徑小的特點，孔喉分選系數介于1.9～3.0，變異系數介于0.13～0.21，均值系數介于12.5～14.8，表明研究區下石盒子組儲層孔喉組合以微孔細喉為主，具有儲集性能較好、滲透性較差的特征。

2 地層水地球化學特征及賦存狀態

地層水地球化學特征參數能夠較好地反映地層水所處的地球化學環境、流體與巖石之間的相互作用及相互作用的強度，能夠直接反映氣藏的保存狀況［4-5］。地層水賦存于儲層的孔隙— 裂縫系統中，基于研究區致密砂巖儲層成藏關鍵時期毛細管阻力的差異，形成現今地層水具有不同的賦存狀態，即自由水和滯留水。

2.1 地層水地球化學特征

根據東勝氣田錦58 井區下石盒子組地層水資料分析表明（表1），地層產出水陽離子主要以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。根據地層水的離子含量，依照蘇林油田水分類方法，研究區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井區下石盒子組地層水地球化學特征參數統計表

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

2.2 地層水賦存狀態

地層水在儲層中的分布狀態主要受局部構造及儲層結構所控制，具有不同的賦存狀態。根據研究區下石盒子組氣藏氣井試采（生產）過程中的產水動態規律（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］。根據下石盒子組氣藏產水特征及地層水成因，將自由水進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替，常常為純水層或伴生于氣層的下部，產水量較大且穩定（圖2a）。孤立透鏡狀水體多以單砂體的形式存在，通常較粗粒砂體側向展布范圍較小，細粒砂體側向展布較遠，而砂體厚度一般控制著產水量，試氣試采過程不產氣或低產氣、高產水（圖2b）。滯留水是由于排水強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構良好的優質儲層內，呈孤立或連片狀分布。隨著氣田不斷開采，當儲層孔喉兩端壓差大于孔喉處液相的毛細管阻力及其他阻力之和時，殘留在巖石孔隙中的原始地層滯留水開始流動。宏觀上呈現滯留水梯級動用，在試氣（試采）、生產過程中產液量會逐漸減少，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產出特征曲線圖

東勝氣田錦58 井區位于鄂爾多斯盆地天然氣氣水過渡區域，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。區內下石盒子組儲層砂體呈近南北向展布，縱向上儲層砂體發育、呈現多套砂體疊置組合，順河道方向氣層連續性較好、多為構造遮擋或致密巖性遮擋，而橫切河道方向，儲層砂體呈現橫向尖滅，氣層呈現巖性尖滅遮擋。由于辮狀河道水流分叉匯聚迅速變遷，儲層隔夾層較發育，易形成“氣層—干層—水層”的多套疊置組合，多發育四周由致密層封隔的孤立水體，但在局部構造低部位發育邊底水（圖3）。氣藏試采、生產動態上表現出氣井普遍產水的特征，截止到2019年底，138口水平井試氣均產水，液氣比介于1.52～25.82 m3／104m3、平均為7.94 m3／104m3。

4 氣藏氣水關系影響因素

4.1 烴源巖生烴強度對氣水關系的影響

鄂爾多斯盆地上古生界主要發育石炭系、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、碳質泥巖及煤層，具有分布面積廣、厚度相對穩定的特點［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，生烴強度主體介于（20～40）×108m3／km2，表現為“廣覆式”生烴的特征。平面上南部生烴強度大的氣層發育程度明顯好于北部，氣層主要分布在生烴強度大于15×108m3／km2的區域，表明生烴強度控制著氣水平面分布的宏觀格局［14-16］?？v向上下石盒子組、山西組及太原組砂體普遍可見氣測異常，在以垂向運移為主的條件下，下石盒子組表現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、太原組表現為源內成藏的特征，以含氣水層、水層為主（圖4）。而對于下石盒子組氣藏內部而言，烴源巖生烴強度對氣水關系的影響甚微。

圖3 東勝氣田錦58井區下石盒子組氣藏連井剖面示意圖

圖4 東勝氣田錦58井區天然氣運移、成藏示意圖

4.2 儲層砂體連通性對氣水關系的影響

鄂爾多斯盆地上古生界烴源巖普遍發育，沒有明顯的生氣中心，側向過剩壓力與烴源巖及相鄰儲層或者輸導層的壓力差相比要小得多，所以初次運移以垂向運移為主，生成的天然氣沿過剩壓力梯度降低較快的方向向相鄰儲層或輸導層運移［17-18］。理論上，錦58 井區山西組、太原組儲層與烴源巖相鄰，具有較好的源內成藏條件，只要砂體的物性條件足夠好就會有天然氣聚集成藏，而研究區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層物性明顯好于山西組、太原組（表2），具有較好的天然氣儲集空間；其次是垂向運移的過剩壓力遠大于側向壓力，形成“下生上儲”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體系，經縱向和側向運移至下石盒子組儲層聚集（圖4）。區內下石盒子組儲層若有裂縫、斷層或其他輸導層與其儲層砂體之間直接或間接相互連通，則在儲層上傾方向就會聚集成藏，反之如果無裂縫、斷層或其他輸導層與其儲層砂體相互溝通，則天然氣無法進入，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井區儲層物性統計表

4.3 儲層非均質性對氣水關系的影響

辨狀河砂泥巖互層中發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 井區下石盒子組辮狀河道頻繁變遷，導致高滲透率有效砂體復雜分布?？v向上河道的多期疊加造成大中型厚砂體層內隔夾層發育，這些隔夾層主要為泥質夾層和非滲透性砂巖夾層兩類。受層內隔夾層的影響，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隔夾層所隔擋，造成天然氣無法進入那些有效的砂體，其往往富集原始地層水，縱向上表現為“氣層— 干層— 水層”的多層疊置組合（圖5），平面呈現為孤立水體。平面上在儲層非均質性控制下導致在相對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 局部構造對氣水關系的影響

圖5 東勝氣田錦58井區測井解釋成果圖

東勝氣田錦58 井區構造整體較為平緩，為向西南傾斜的單斜形態，呈現出北東高、南西低的特征。伴隨著區域大的構造活動而發育微斷裂、微裂縫、鼻狀隆起及局部構造高點等局部構造。宏觀單斜構造背景下，天然氣的運移動力受過剩壓力的控制主要表現為垂向運移，但宏觀單斜構造對研究區下石盒子組氣藏內部的氣水關系影響甚微。而不同類型的局部微構造卻影響天然氣的富集及開發，對于微斷裂、微裂縫而言，它們一方面在天然氣成藏過程中是天然氣運移的優勢通道（圖4），另一方面在開發中它們直接或者通過儲層改造間接地溝通其他層位水體，易造成氣井高產液。而對于局部構造高點或構造隆起而言，往往是天然氣的有利富集區，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一的氣水界面，但氣層多在構造隆起或者局部構造高點。

圖6 東勝氣田錦58井區局部構造高點氣藏物探剖面圖

5 結論

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

2）東勝氣田錦58井區下石盒子組地層水為深層封閉環境下的氯化鈣水型，表明研究區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造低部位的邊底水、致密砂巖封隔的透鏡狀水體及排替強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井區下石盒子組氣藏氣水關系復雜，平面上氣水同層、含氣水層廣泛分布，不存在嚴格意義上的天然氣富集區?？v向上多個氣水系統共存，每個油氣系統具有自己獨立的氣水界面，且水體無區域性的連續分布特征。

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