苏里格气田盒 8段气水分布及其控制因素

王 波 陈义才 李小娟 何逢阳 刘新社

(1.成都理工大学 2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院)

苏里格气田盒 8段气水分布及其控制因素

王 波1陈义才1李小娟1何逢阳1刘新社2

(1.成都理工大学 2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院)

苏里格气田石盒子组盒 8段是气田的主力产层,其地层水矿化度一般在 20g/L～50g/L,水型为 CaCl2型。通过 66口井的试气资料及地层水化验数据的分析,盒 8段气层或水层除了呈相互独立的分布外,同一层段的砂体中还具有气层/水层、气水互层和气水同层三种分布类型。在平面上,气水分布关系复杂,地层水主要分布在苏里格庙西北的苏 9井—鄂 6井一带和乌审旗东北的盟 4井—统 18—统 6井一带。通过苏里格地区盒 8段构造、岩性以及储集物性等综合分析,认为盒 8段气水分布主要受沉积微相、储层物性以及气体充注强度的控制。表 2图 5参 11

地层水 气水分布 苏里格气田 石盒子组 盒 8段

苏里格气田从 1999年被发现以来,目前已基本明确了苏里格大气田的轮廓,主力含气层段为二叠系下石盒子组盒 8段,在平面上显示为近南北向的条带状气藏[1,2]。近年来勘探成果显示,盒 8段储层中含气性广泛,具有良好的勘探前景,但却陆续发现多口井出水,产出地层水的井数大约占总钻井数的 30%,其中日产水量超过 10m3大约占 40%。这表明苏里格气田盒 8段含气丰度变化大,气水分布关系与控制因素复杂。为了进一步认识苏里格气田的形成规律和扩大勘探领域,作者根据近年的试气成果及地层水分析资料,对盒 8段气藏的气水分布特征及控制因素进行了综合分析。

1 地层水化学性质

苏里格地区石盒子组盒 8段除少数井段产出水受钻井液和气层凝析水影响外,绝大多数地层水矿化度的在 20 g/L～50 g/L之间,地层水水型均为氯化钙型。地层水组成变化大,阳离子中以碱金属离子 Na+占绝对优势,其含量为 415.44 mg/L～18297.52mg/L,它们占阳离子总量的 45.8%～95.5%;Ca2+含量为 274.05 mg/L～4282.05 mg/L,占阳离子总量的 4.5%～48.6%;Mg2+含量甚微,只占阳离子总数的 0～6.3%(表 1)。

表1 苏里格气田盒 8段地下水化学组成

在主要阴离子 Cl-、、HCO3-中 ,Cl-具有最强的迁移性能,不易被粘土或其它矿物表面吸附,也不为生物所积累。因此,苏里格气田地层水中Cl-含量在 866.11 mg/L～35556.25mg/L,最大值占阴离子总量的 98.7%,最小值占 33.9%。HCO-离

3子含量在 123.31 mg/L～1926.71 mg/L,占阴离子总量的 2.2%～65.1%。

苏里格地区盒 8段地层水的Na+、Cl-在水中占绝对优势,具有沉积水经漫长水岩作用、深循环、径流速度较小或交替缓慢、深度浓缩、正变质特征。按照博雅尔斯基对氯化钙型水的细分类,盒 8段地层水主要为Ⅳ型和Ⅴ型,属于天然气聚集成藏与保存的封闭、还原的水文地球化学环境。这种水化学环境反映了储层封闭的条件良好,有利于气藏形成和保存。

2 气水分布特征

苏里格地区上古生界地层水在层位上主要分布在石盒子组和山西组,其次是太原组。根据苏里格地区上古生界 320口井的试气资料统计,在 66口探井的石盒子组共 170个试气层段中,产气层段 95个,产水层段 28个;产出地层水的井数大约占总钻井数的 30%。产地层水的层段厚度一般 1m～3m,日产水量为 0.89m3～45.5m3,其中日产水量超过10m3大约占 40%。

2.1 气水纵向分布特征

盒 8段气水层在纵向上,除了气层与水层之间被泥岩或致密砂岩分隔而呈相互独立的分布外,同一层段的砂体中水层与气层的分布关系比较复杂。根据测井解释和试气成果可以划分为三种类型:气层 /水层、气水互层和气水同层。

气层 /水层是同一层段砂体中气层在上,水层在下,气层与水层之间没有明显的泥岩封隔层 (或者厚度小于 2m泥质砂岩)。

气水互层是指同一层段砂体中气层分布在上下水层之间,或水层分布在上下气层之间,如统 19盒8上 (图 1)和苏 9井盒 8段。

气水同层是指同一层段砂体中没有气层与水层的分界面,即既产水又同时产气。

2.2 气水平面分布特征

在平面上同一层位内产气与产水层分布复杂,产水层厚度小 (一般在 1m～3m),分布范围不稳定,气水分布缺乏统一边界。石盒子组产出地层水主要分布在苏里格庙西北的苏 2井—苏 9井—苏11井—苏 32井—鄂 11井—鄂 6井一带和乌审旗东北的盟 4井—统 18井—统 6井—陕 199井一带(图2)。

图1 统 19井气水纵向分布特征图

图2 苏里格气田石盒子组气水平面分布特征

总体而言,苏里格地区在纵向上多层位产水,产水层段厚度较小,无统一的气水界面。石盒子组盒8段地层水在平面上主要集中在苏里格庙西北和乌审旗东北,在其它地区只有零星分布,产水井之间往往被产气井被分割,日产水量也相对较低。产水层段不受构造或海拔高程控制,在倾向西南的区域平缓单斜构造高部位和低部位都有地层水相对富集区(如苏 6井区),处于构造相对高部位的苏 9井盒 8段 (海拔 -2008.96m)与构造低部位的苏 2井盒 8层 (海拔 -2058.04m)均产水,平面上缺乏统一的气水分布边界。

3 气水分布的控制因素

苏里格地区地层平缓,局部构造圈闭和断层不发育,圈闭类型主要为岩性圈闭,并且储层物性总体较差,因此,气水分布不仅主要受沉积微相、储层物性控制,气体充注强度也有一定影响。

3.1 沉积微相与储集物性

沉积微相控制了苏里格地区上古生界岩性圈闭的砂体储层规模以及空间展布。沉积相研究和区域构造 -沉积演化背景的综合分析表明,苏里格地区的主力储集层系主要形成于辫状河、曲流河沉积作用占主导地位的河流 -三角洲沉积环境,砂体类型有河道充填砂体、辨状河砂坝、边滩 (点坝)砂体以及废弃河道充填和决口扇、天然堤[3-5]。不同微相砂体的物性差异大,决口扇、天然堤以及废弃河道充填砂体分布规模相对较小、连续性较差 (图 3)。由于颗粒较细、杂基含量较高以及分选较差等因素的影响,储层孔渗条件较差,多数为致密储层[6]。分流河道砂坝厚度大、连片分布范围大,由于沉积水动力强,颗粒粗、分选好,砂体物性好,往往发育相对较高孔渗的储层。

图3 苏里格地区石盒子组砂体分布示意图

根据苏里格地区石盒子组盒 8段产纯气层段的物性统计,产层平均孔隙度为 9.7%,多数在 8%～12%之间,而产水层段 (包括气水同产)的平均孔隙度为 8.3%,多数在 5%～8%之间 (图 4)。总体而言,水层的储层物性比气层的差一些。由于不同沉积微相砂体的储层物性差异,油气运聚受到毛细管阻力大小有所不同,从而形成厚度不同的油 (气)水过渡带。王允诚[7]等 (1999)在陆相不同沉积微相砂岩储层的毛管压力曲线特征研究基础上,模拟计算出各自的油水过渡带高度 (表 2)。由表 2可见,在储层物性比较差的河口砂坝、中扇水道间、水下分流河道和水下天然堤储层中,油、水过渡区厚度可达383m～628m(换算为气、水过渡带高度大约在 120m～220m),它们必然要求闭合度较高的圈闭才能在构造高点产出纯油或天然气,如果圈闭的闭合度高度小于油 (气)水过渡厚度,那么就会出现油 (气)水同产。

图4 苏里格地区石盒子组产水层与产气层段孔隙度对比图

盒 8段地层水主要分布Ⅱ类和Ⅲ类储层中,少数为Ⅰ类储层[8]。分流河道砂坝储层物性较好,砂体厚度较大,发育Ⅰ类储层,其排驱压力和中值压力分别在 0.01MPa～0.2MPa和 0.2MPa～0.4MPa之间,相应的气水过渡带高度大约在 10m～30m之间;Ⅱ类储层排驱压力在 0.1MPa～0.4MPa和 1.0MPa～4.0MPa之间,气水过渡带高度大约在 40m～60m之间。由于苏里格地区地层平缓,按每公里平均坡降 4m估算,Ⅰ类和Ⅱ类储层的气水过渡带在南北方向上分布长度可分别达到 2.5km～7.5km和10.0km～15.0km。在复合砂体中,不同砂体分布及其储层物性具有非均质性,大范围分布的气水过渡带往往受砂体发育的规模和砂体物性的影响而呈断续分布。

表2 不同沉积微相砂岩储层油水过渡带高度[7]

3.2 天然气充注方式与充注强度

苏里格地区上古生界储层物性较差,除发育少数高孔渗砂体外,总体上为致密性储层。砂体展布范围大小悬殊,即使沿主河的连片分布的层状或带状砂体,由于河道迁移形成的复合叠合砂体在物性上存在较强的非均质性,从而使砂体内部孔隙流体连通性受到不同程度的制约。因此,天然气在充注成藏时,砂体中孔隙自由水被气体驱替方式和驱替程度必然存在差异。

(1)浮力驱动与气体膨胀驱动

天然气排烃、运移进入圈闭的储层后,储层孔隙自由水通过两种方式被排驱出圈闭:气体浮力驱动及气体膨胀力驱动。浮力驱动是需要一定高度的连续气柱克服毛细管阻力,然后向上倾方向置换孔隙自由水而聚集在圈闭高部位。浮力驱动形成的气藏往往具有统一的气水界面和气水过渡带。储层物性越好,气水过渡带的厚度就越小[9]。

浮力驱动成藏要求圈闭闭合高度远大于连续气柱的临界高度。连续气柱的临界高度取决于储层的排驱压力。根据苏里格地区上古生界储层压汞资料估算,Ⅰ类储层形成连续气柱的临界长度为 850m～1145m;Ⅱ类储层 (孔隙度为 9%～12%,渗透率为1mD～3mD)的连续气柱的临界长度大约为 3.4km～4.5km。苏里格地区虽然发育有Ⅰ类高孔高渗储层,但大范围内连续分布较差。对于Ⅱ、Ⅲ类储层而言,虽然分布范围大,在南北方向可达上百公里,但是储层物性较差,天然气运移受到的毛细管阻力大,浮力作用的大范围驱动很困难。

当圈闭闭合高度相对较小或储层物性较差时,气体充注主要依靠气体膨胀力推挤孔隙自由水而在圈闭中聚集。国内学者把这种气体膨胀驱动称为“活塞式驱动”[10]。“活塞式驱动”往往形成气水倒置的分布关系[11],即气体沿储层上倾方向推挤孔隙自由水,形成水上气下的分布格局。由于储层孔隙结构的不规则性,毛细管喉道总是大小不一,气体膨胀克服的毛细管阻力有差异,相对大喉道的毛细管阻力较小,而小喉道的毛细管阻力较大。因此,气体膨胀驱水过程中也不是整体同步进行,也是同样存在一个气水过渡带 (图 5)。

图5 气体膨胀充注的气水分布示意图

气水过渡带长度受天然气充注强度和砂体长度的控制。天然气膨胀充注强度越大,砂体长度相对较小时,气水过渡带范围越小,当孔隙自由水完全被天然气驱替时,气水过渡带也随之而消失。

(2)气体充注强度

如上所述,苏里格地区发育岩性圈闭的砂体规模大小悬殊,储层非均质性较强。在高孔渗砂体中,气体浮力充注,含气范围随充注强度增加而增加,在含气范围内不产水。大量致密砂体和分布规模较小的透镜状砂体则主要以气体膨胀力充注成藏。充注强度越大,砂体中残余的孔隙自由水饱和度就相对越低,产水量也相对越少;反之,孔隙自由水含量就相对高,产水量就相对较大 (图 5)。

苏里格地区烃源岩生烃能力较高,本溪组—盒8段储层的天然气充注普遍达到中—强的程度,储层中含气饱和度可达 40%～60%以上,孔隙自由水普遍受到不同程度的驱替。在相似充注强度条件下,砂体孔隙中自由水被驱替的程度与储层物性有密切关系。在非均质性储层中,天然气总是优先充注毛细管阻力相对较小、充注途径畅通的优质储层,孔隙自由水被驱替较彻底,而物性与连通较差的储层孔隙水保存相对较多。对于透镜状砂体而言,四周多数被泥岩不同程度地封闭,孔隙自由水的排出条件较差,只有当大量气体充注使其孔隙流体超压产生微裂缝或砂体孔隙流体的异常高压超过围岩压力时,孔隙自由水才能排出砂体。砂体孔隙压力越高,气体进一步充注就越困难。由于不同层位或同一层位不同类型透镜状砂体围岩的生烃能力和欠压实程度的差异,天然气充注强度必然有所差异。

综上所述,苏里格地区上古生界地层水主要分布主河道翼部的Ⅱ类和Ⅲ类储层中。由于地层平缓和河流相沉积的河道迁移、摆动所形成储层物性非均质性较强的不同规模的砂体,导致气藏的气水过渡带范围大小悬殊,加之气体浮力充注和气体膨胀充注强度差异的影响,使不同类型岩性气藏中气水分布关系进一步复杂化。总体而言,储层物性较好、气体充注强度较大的砂体,其孔隙自由水驱替程度高,地层水含量低,甚至不含自由水;储层物性致密或孔隙水排泄条件差,气体充注强度较低,孔隙自由水排驱不充分,含水饱和度相对较高。

4 结论

(1)苏里格地区石盒子组储层地层水水型为氯化钙型,组成变化大,离子含量高低差异悬殊。这种水化学环境反映了储气圈闭的良好性质,是气藏形成和保存的一种有利条件。

(2)在纵向上,同一层段砂体中水层与气层的分布关系划分为三种类型:气层/水层、气水互层和气水同层;在平面上,苏里格地区石盒子组地层水主要分布在苏里格庙西北的苏 9井—鄂 6井一带和乌审旗东北的盟 4井—统 18井—统 6井一带。

(3)苏里格地区石盒子组气水分布主要受沉积微相、储层物性以及气体充注强度的控制。地层水主要分布主河道翼部的Ⅱ类和Ⅲ类储层中。储层物性较好、气体充注强度较大的砂体,其孔隙自由水驱替程度高,地层水含量低,甚至不含自由水;储层物性致密或孔隙水排泄条件差,气体充注强度较低,孔隙自由水排驱不充分,含水饱和度相对较高。

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2 杨华,席胜利,魏新善,等 .苏里格地区天然气勘探潜力分析[J].天然气工业,2006,26(12):45-48.

3 李文厚,魏红红,赵虹,等 .苏里格庙地区二叠系储层特征及有利相带预测 [J].西北大学学报 (自然科学版),2002,32(4):335-340.

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5 文华国,郑荣才,高红灿,等 .苏里格气田苏 6井区下石盒子组盒 8段沉积相特征[J].沉积学报,2007,25(1):90-97.

6 Bloch Sa lman,Lander Robert H,BonnellLinda.Anomalously high porosity and permeability in deeply buriedsandstone reservoirs:Origin and predictability[J].AAPG Bulletin,2002,86(2):301-328.

7 王允诚 .油气储层评价 [M].北京:石油工业出版社,1999.

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10 王志欣,张金川 .鄂尔多斯盆地上古生界深盆气成藏模式[J].天然气工业,2006,26(2):52-54.

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GAS-WATER DISTRIBUTION AND ITS CONTROLFACTORS OF HE 8 MEM BERIN SULIGE GASFIELD

WANGBo1,CHEN Yicai1,LIXiaojuan1,HE Fengyang1and LIU Xinshe2(1.Chengdu University of
Technology;2.Exploration and Development Research Institute,PetroChina Changqing Oilfield Company).

He 8 Memberof Shihezi Formation is the main production layer in Sulige gasfield.The for mation-water salinity is 20g/L～50g/L,and water type is CaCl2.Through a data analysis of gas-testing and formation water from 66 wells,it is found that there exists the independent distribution of gas orwater layer in thismember.And besides,there are 3 types of distribution including gas/water layer,interbedded gas/water layer and same gas/water layer in sandbody of one interval.On the plane,gas-water distribution is complicated.For mation watermainly distributes in Shu 9 well-E 6 well,northwestern Shuligemiao andMeng 4 well-Tong 18 well-Tong 6 well of northeasternWushenqi.According to a comprehensive analysis of structure,lithology and reservoir property of He 8 Member,this study concludes that the gas-water distribution is controlled by sed imentary micro-facies,reservoir property and gas-filled strength.

formation water,gas-water distribution,Sulige gasfield,Shihezi For mation,He 8 Member

王波,男,1984年出生,成都理工大学能源学院 (矿产普查与勘探)在读硕士,研究方向为油气藏地质与成藏动力学。地址:(610059)成都理工大学生能源学院综合楼 331室。电话:13551294431。E-mail:weboo__11@hotmail.com

NATURALGAS EX-PLORAT ION&DEVELOPMENT.v.33,no.2,pp.29-33,4/25/2010

(修改回稿日期 2009-12-16 编辑 景岷雪)