苏里格东区苏77、召51井区山西组-下石盒子组沉积微相及气水分布规律研究

王若谷，李积海，何太洪，吴海燕

(1.西北大学大陆动力学国家重点实验室地质学系，陕西西安710069;2.西部钻探工程公司苏里格气田项目经理部，内蒙古 鄂尔多斯017300;3.延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安710069)

苏里格气田地处内蒙古自治区伊克昭盟境内，是我国陆上目前已发现的最大的天然气气田［1］，其地质构造隶属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部，主力气藏类型为发育于上古生界碎屑岩系中的大型岩性圈闭气藏。苏77、召51井区位于鄂尔多斯盆地苏里格气田东二区，面积约2 100 km2，尚属新领域，研究程度还很薄弱。其主力储集层段为上古生界山西组和下石盒子组盒8段，其中山西组自下而上可划分为山2、山1段，每段又可细分出3个小层，盒8段亦可划分出上下两段(图1)。山西组至下石盒子组沉积期，研究区发育河流相砂体，砂体连续性差，横向相变快，前期的勘探开发实践表明，研究区气藏产水严重，气水关系十分复杂，各井试气投产产量、含水差异较大，复杂的气水关系直接影响了气田高效滚动开发进程，制约了气田的增储上产［2］。因此，本文拟在大量基础资料分析基础上，分析研究区沉积相演化特征，并结合实际地质条件对气水分布规律及主要控制因素进行探讨，以期对下一步气田的勘探开发起到一定的指导作用。

1 沉积相演化特征

上古生界山西期初，受克拉通南北秦岭、兴蒙海槽于海西中晚期自西而东纵向迁移、关闭的影响，鄂尔多斯地区构造格局和沉积环境发生了显著变化。因华北地块整体抬升，海水从盆地东西两侧迅速退出，盆地性质由陆表海盆演变近海湖盆，沉积环境由海相多转变为陆相，东西差异基本消失，而南北差异沉降和相带分异增强。盆地北部由北向南依次发育冲积扇、河流、三角洲沉积体系［3］。苏77、召51井区发育多河道低弯度曲流河沉积。山23沉积期，水动力条件十分强，多河道分流汇集作用强烈，边滩广布，主河道多呈条带状南北向展布，砂体连续性好，砂地比一般介于0.4～0.7之间，最大砂厚可达15～20 m。该期气候温暖潮湿，河道间河漫沼泽发育，煤层层数1～6层不等，单层厚度0.5～4 m，累积厚度1～10 m不等。山22、山21沉积期，水动力条件逐渐减弱，河道宽度减少，边滩数量及规模逐渐减小，砂地比多介于0.3～0.5之间，最大砂厚多在13～17 m，间湾沼泽中煤层厚度和层数明显减少，总厚度仅为0.5～2 m。山1段沉积特征与山22、山21相似，仍发育多河道低弯度曲流河沉积，但砂体厚度明显减小，砂地比多介于0.3～0.5之间，最大砂厚不超过14 m。山1期，气候逐渐变暖，河道间河漫滩广布，煤层几乎不发育。

图1 召53井山西组-下石盒子组沉积相综合柱状图

中二叠世下石盒子期，随着北部兴蒙海槽的逐渐关闭，南北差异升降强烈，北部古陆进一步抬升，物源丰富，盆地内形成了一套巨厚的以粗粒为主的陆源碎屑岩建造。气候由温暖潮湿变为干早炎热，植被大量减少，煤层和暗色泥岩明显减少，杂色泥岩发育［3-5］。盒8下沉积期，苏77、召51井区发育辫状河沉积，盒8下2时期，水动力条件强，心滩微相发育，辫状河道改道频繁，泛滥平原几乎不发育。河道砂体连续性好，砂地比值高，大部分可达0.7之上，砂体厚度大，砂体呈宽厚片状展布，单砂体厚度可达10 m及以上，累积砂体厚度多在3～18 m之间不等，砂体频繁叠置，横向连片。盒8下1时期，水动力逐渐减弱，辫状河道受限制性摆动，河道间泛滥平原开始发育。砂体厚度减薄，多在2～17 m之间不等，砂体横向连通性明显减弱。进入盒8上亚段，水动力继续减弱，主河道宽度减小，再次呈现出多河道低弯度曲流河沉积特征，河道分流汇集作用强烈，边滩零星发育，砂体连续性较好，河道间河漫滩微相发育。砂体呈细窄条带状南北相展布，盒8上2砂体厚度多在1.2～13 m之间不等，砂体横向连通性较差。盒8上1砂体厚度多在1～10 m之间不等，砂体宽度进一步减小。

2 地层水化学性质及分布特征

2.1 地层水化学性质

地表水一般 Ca2+，Mg2+和离子含量较高，随着地表水渗入地下，水岩相互作用的最终结果是 Ca2+，Mg2+和离子含量减少，Na+，K+和离子含量相应增加，Cl-随矿化度增大而增加［6］。因此，地下水中如果富含Ca2+，Mg2+和离子，说明该区接近水源补给区，地下水径流强烈;若富含Na+，K+和HCO3-离子，则说明该区远离水源补给区，水动力交替较弱［7］。同时，Cl-离子含量高、矿化度高一般代表滞留水环境［8］。

通过收集到的近50次水化学数据分析表明，苏77、召51井区盒8、山1、山2正常地层水具有高矿化度的特征，总矿化度在40～80 g/L之间，平均值可高达61 g/L，明显具有卤水的特点;pH值在6～7.3之间，显示弱酸性水特征。产水段类型为氯化钙(CaCl2)型水;研究区产出水的化学组分主要包括 K+、Na+、Ca2+、Mg2+、Cl-、SO42-、HCO3-等离子，其中阳离子以Na++K+和Ca2+离子为主，Mg2+离子相对较少，阴离子中以Cl-为主。地层水的Na+/Cl-值多数集中在0.3～0.5之间，比值均小于0.65，显示出封闭还原的滞留水环境，表明地层封闭性较好，水动力不活跃，水体交换弱。

2.2 地层水类型及分布特征

地化指标显示地层水是天然气运聚过程中的产物，根据水体富集的不同状态，可以将研究区划分出5种主要的气水分布类型。

①河道砂体局部边底水:是指受砂体微构造的影响，单个气水系统内部呈上气下水的分布状态，水层矿化度大，封闭性好，气体富集于河道高部位，水体赋存于河道低部位;

②河道底部低凹处滞留“透镜体”水:该种水体类型的成因与河道下蚀作用密切相关，河道的下蚀作用往往形成透镜状的砂体，在其底部低凹处往往残留水体，天然气进入后不能将其排走;

③“孤立”砂体形成的“透镜体”水:该水体多分布于孤立透镜状砂体中，如河道边部决口扇砂体或孤立的废弃河道中，由于无通道连通，天然气不能运移进入，水体充满整个砂体中。

④致密砂岩封隔的“透镜体”水:由于多期的辫状河、曲流河河道粗砂岩相互相切割、垂向叠置，其间由于水动力条件的变化，存在物性夹层，水体受致密层封隔，形成夹层“透镜体”水。

⑤致密层残留水:在比较致密的低渗透地层中，地层水难以流动，气驱水很难进行。天然气运移过程中，以驱替和扩散两种气水置换方式同时进行，把被低渗透砂岩包裹的河道砂岩孔隙中的原生水“封闭”起来，气体充填的饱和度较低，残留在地层中的水饱和度较高，形成致密层残留水。

平面上，气水分布零散、关系复杂，水体多富集于研究区西部，向东部水层厚度逐渐减少至消失。从水体发育程度上看，山23段水体无论水体个数还是水体量均是最发育的，盒8下段次之，其余层位水体较少。从水体类型上看:山1、山2段以致密砂岩分隔的“透镜体”水、河道砂体局部边底水及河道底部低凹处滞留“透镜体”水为主;盒8段以透镜体水发育为特征。

2.3 储层气、水产量特征

截至2012年11月，苏77、召51井区共计297口试气井产量统计表明，有近四分之三的井产水，但大部分产水井为气水同产。从试产数据来看，单井气产量70～12 3270 m3/d，平均达 2.44 ×104m3/d，单井水产量为 0.3～36 m3/d，平均达 6.4 m3/d。

3 地层水分布控制因素分析

在分析了研究区气水分布特征的基础之上，通过对烃源岩、沉积微相、微构造特征及储层物性特征的研究表明，研究区地层水的分布不仅受源岩的供给能力控制，同时也受沉积微相、局部微构造特征及储层内部结构等因素控制。

3.1 烃源岩分布的不均衡性控制了气水分布格局

苏里格气田天然气主要来源于本溪组—山西组的“广覆型”煤系烃源岩［9］，通过对研究区300余口井的统计，本溪组—山西组煤系总厚度在5～20 m不等，其中本溪组、太原组煤层分布较稳定，可做区域性对比。但整体煤系分布不均衡，大致呈西薄东厚的展布状态，烃源岩分布的不均衡性控制了气水分布格局。试气日产量大于2×104m3的井基本位于煤系发育区内，而产水量高的井则主要分布在煤系欠发育区。平面上气水分布规律也反应出相同的特点，西部水体较东部水体发育。苏里格气田东区地层平缓，构造幅度小，天然气难以沿构造上倾方向大规模运移，烃类充注以垂向运移为主［10］，生烃强度大的地区可以源源不断地获得气源供给，成藏期生排烃能力强、气排水作用彻底，有利于天然气富集;而烃源岩欠发育区成藏期生排烃能力弱、地层水得以保留，并形成了相对富水区。

3.2 沉积微相决定了有利气、水聚集的储层空间分布

形成于不同沉积微相下的砂岩体的几何形态，泥/砂比率和体系结构的不同，并进一步控制了砂岩的原始孔隙度、渗透率和孔隙水化学成分。苏里格东区气藏为典型的岩性气藏，上古生界山西组-下石盒子组沉积期发育曲流河-辫状河沉积，宏观上储层的发育受沉积微相控制，辫状河心滩、曲流河边滩等微相是储集发育的有利相带。河道控制了砂体的储渗能力，即有利气、水聚集的储层空间分布，研究区气田范围内河道成近南北向展布，沿河道方向同一砂体旋回中自下而上含气性变好，河道下切处可形成透镜状砂体，以产水为主;垂直河道方向储层连续性差，相对孤立的透镜状气水系统较多。仅当天然气沿储层上倾方向运移至河道微相与河漫滩微相过渡带时，砂岩厚度变薄，物性变差，最终尖灭于封闭性好的泥岩层中，上部天然气富集，下部发育底水和边水。受控于沉积微相，可形成河道底部低凹处滞留“透镜体”水和“孤立”砂体形成的“透镜体”水。

3.3 局部微构造的起伏对宏观气水空间分布具有一定控制性

鄂尔多斯盆地上古生界地层起伏平稳，为一大型西倾单斜，研究区由于毗邻伊盟隆起构造带，地层向西南倾伏，发育5组北东-南西向小型鼻隆，各层段间有较好的继承性。宏观气水分布受构造起伏的影响，构造高点以产气为主，构造较低的缓坡处气水分布复杂，在砂岩物性较均一的单个气水系统内部可呈上气下水的分布状态，水层矿化度大，封闭性好，具有典型的底水特征，易形成河道砂体局部边底水。

3.4 储层的非均质性决定了微观气水分布特征

天然气运移成藏过程中，气驱水的完全程度与储集砂体的孔、渗密切相关。鄂尔多斯盆地上古生界是典型的低孔低渗致密储层，储层非均质性决定了微观气水分布特征。试气结果表明，天然气的充注与储层的物性明显相关。物性好的砂体毛细管阻力小，天然气易于进入砂体，驱替地层水，占据孔隙，形成气层;物性稍差的砂体毛细管阻力略大，天然气可驱替部分地层水，形成含气水层;而物性差的砂体毛细管阻力很大，天然气通常难以进入，形成水层。此外，厚层砂体间广泛发育致密砂岩夹层，各气水系统被其所分隔，使单个纯气层在构造相对高或低处均有分布。若气水系统内部的致密砂岩隔层分布面积较大时，则对气、水层有明显的遮挡作用，盒8下段储层非均质性较强，遮挡作用更明显，易形成致密砂岩封隔的“透镜体”水。

可见，研究区气、水复杂分布是在成藏过程中多种因素共同作用的结果。在研究区低幅度构造背景下，烃源岩的发育规模控制着成藏期天然气充注的强度，进一步决定了气排水的彻底程度;沉积微相控制着砂体空间展布特征，也为天然气的富集提供了必要的储集空间，是控制油水分布主要原因;储集层性能的差异性是导致沉积后期油水复杂分布的重要原因;局部微构造的起伏对宏观气水空间分布具有一定控制性。

4 结语

1)苏77、召51井区上古生界山西组-下石盒子组发育曲流河-辫状河沉积体系，其中曲流河边滩及辫状河心滩微相构成区内气、水充注的主要储集空间。

2)地层水地球化学性质分析表明，地层封闭性较好，水动力不活跃，水体交换弱。根据水体的不同富集状态，可将研究区划分出5种主要的气水分布类型，以致密砂岩分隔的“透镜体”水类型分布最为广泛，气水关系复杂，水体多富集于研究区西部。

3)控制研究区复杂气、水分布关系的因素众多，以烃源岩、沉积微相、局部微构造特征及储层内部结构等因素为主。成藏过程中多种因素共同作用，形成了现今气、水分布格局。

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