天然气成藏过程中地层水相态变化——以鄂尔多斯盆地上古生界为例

张春林，庞雄奇，田世澄，许化政，张福东，刘锐娥

(1.中国石油大学地球科学学院，北京102249; 2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007; 3.中国地质大学，北京100083)

近年来，大庆油田徐家围子、松辽盆地南部长岭断陷腰英台地区深层发现了地温超过150 ℃的火成岩天然气田，新疆塔里木、大港千米桥地区也发现了地温达160 ℃的凝析油气田，国外更有凝析油气田地温达230℃的报道［1-6］。这些气田、凝析油气田的共同特点是生产中带有凝析水，且凝析水产量随储层压力递减而呈指数升高，且地温越高，凝析水的产出量越大。产出的凝析水水型为CaCl2型，普遍具有低矿化度特征。这些油气藏大多没有边底水，有的边底水是在开发过程中认识到的，量少且局部，勘探阶段凭钻井、测井资料无法认识到水层的存在。

地层水是沉积盆地内的主要流体，其在地层高温高压条件下的相态变化影响着流体的压力，制约着油气的成藏，是地质学家们必须关心和研究的课题。

鄂尔多斯盆地上古生界在近八万平方公里的伊陕斜坡上很难钻遇地层水，现有苏里格、神木、榆林等气田的气层温度低、压力系数小，均无边低水。巨量的地层水哪里去了?难道都被天然气排驱到盆地边缘地区了吗?这是无法认同和无法想像的事情，毕竟地层中的含水量远比有机质(包括衍生物)要丰富的多。文中依据高温高压气藏、凝析油气藏的生产特征，认识地层水在埋藏过程中的相态变化，进而解释鄂尔多斯盆地上古生界高温高压埋藏阶段(J3—K1)气藏的形成机理，以及抬升剥蚀阶段(K2—E)负压的形成，对于油田今后的勘探开发具有重要的指导意义。

1 高温高压体系中水的相态变化

1.1 高温高压油气藏普遍产水

千米桥潜山含油气层为奥陶系峰峰组和上马家沟组，平均埋藏深度4 300 m，为中等凝析油含量的气藏，凝析油含量290 g/m3，平均地层温度168 ℃，平均地层压力43.5 MPa。该气藏曾有5 口井投入试采，均不同程度出水。试采过程中除千12-18 井认为有自由水(可能为边底水)产出外，其他4 口井均为凝析水。产出水普遍具低矿化度特征，如板深7 井为5 000～6 000 mg/L(水气比1.666 ×10-4m3/m3);板深8 井为3 000～4 000 mg/L(水气比0.272×10-4m3/m3);千12～18 井以产水为主，水的矿化度偏高，为9 000～10 000 mg/L，矿化度偏高可能与凝析水、地层水同时产出有关。从生产井井底无积液、矿化度极低，以及产水量越来越大等情况分析，这些水在地下压力为43.5MPa、温度为168℃的环境中是蒸汽状态，即以高压水蒸气的形式混溶于烃气体中，当其在上升到地面1 MPa 和约40 ℃的环境后变成了液态水。以板深7 井为例，试采初期的水气比平均为0.3×10-4～1.5×10-4m3/m3［7］，以后逐渐升高，10 个月后水气比升至7.8×10-4m3/m3［8］。

生产过程中凝析水产量递增的现象可以解释为:油气、特别是高压水蒸气的产出使近井地带产生压降漏斗，地层水蒸发加剧，汽态水含量升高，且距井筒越近，生产压差降低越快，地层汽态水含量越高，凝析水产量上升越快，部分井甚至因产水量高而停产。因此，控制生产压差成为高温高压气藏和凝析油气藏开发中的重要课题［9］。

1.2 苏里格气田盒8 段气藏产水特征

与千米桥高温高压凝析油气田不同，鄂尔多斯盆地苏里格气田下石盒子组8 段(盒8 段)气藏是一个较典型的常温负压、以甲烷为主的干气藏(CH4含量＞92%)，平均埋深3 300 m，气层流体压力为22.5～31.5 MPa，温度100～110 ℃［10］。两者虽地质环境差别较大，但同样产出地层水。根据产出水状态(井底有无积液等)、气水比、矿化度等资料分析，产出水在地下有自由态和蒸汽态两种形式(表1)。

1.3 封闭条件下汽、水相态模拟实验

有关学者针对凝析气田的汽、水两相做过相关的实验［8-9］。文中对这些实验并结合地下实际情况做了进一步的分析，可以得出如下认识:1)在完全封闭环境中，压力保持在恒压40 MPa(相当于4 000 m 埋深的水柱压力)下，当温度在100～150 ℃时，随着温度降低，地层水体积增加较快，汽态水迅速减少;温度在150～300 ℃时，随着温度增加，地层自由水体积减少，汽态水体积增加，但增加速度相对缓慢，体系中始终汽、液两相共存;当温度超过370 ℃后，体系中完全为汽相饱和，不存在液态水(图1a)。2)当温度保持在恒温150 ℃，压力从40 MPa 开始逐步降低时，地层水的体积减少较快、汽相体积增加较慢，当压力低于到露点压力(30 MPa)后，凝析油开始析出;随着地层压力的继续降低，地层水体积继续减少、气相体积增加加快;而当压力超过40 MPa，并继续增加时，汽、液相的体积基本不变，分别保持在50% 左右(图1b)。3)与上述实验条件不同的是，自然界中任何地质体都不是绝对封闭的，地层水汽化所引起的体积增加必然导致地层流体压力的增加，从而发生以汽相为主的流体运移;高压水蒸气的逸散导致体系中压力降低和气、液两相的不平衡，地层水蒸发加剧，体系中压力再次增加，再次发生汽相流体的扩散，如此反复，直到液态水被完全汽化。

表1 苏里格气田盒8 段含气范围内部分井产水情况Table 1 Water production of some wells in the gas-bearing 8th Member of Xiashihezi Formation，Sulige gas field

图1 封闭体系中汽、液两相体积随温度、压力变化关系Fig.1 Change of vapor and liquid volume with temperature and pressure in a closed system

2 高温高压气藏的形成与地层水的相态变化

2.1 高温存在的证据

由于有机质镜质体反射率(Ro)可近似地作为其经历的最高温度的单一函数，因而通过镜质体反射率的测定，可以推测地史时期的最高古地温。图2 为鄂尔多斯盆地上古生界煤系的Ro等值线图，已发现天然气区域的Ro值主要分布于1.2%～2.8%。这样高的Ro值不是现今煤系埋深和现今地温梯度所造成的，地史时期必然存在异常高的古地温场。

利用磷灰石裂变径迹确定的早白垩世古大地热流值为95～118 mW/m2，导致古地温梯度由侏罗纪早、中期的小于32.0 ℃/km 升高至晚侏罗世—早白垩世的41.5～55.0 ℃/km［11］。上升的高古热流通过具较高热导率的下古生界碳酸盐岩进入低热导率的煤系，在煤系中聚敛升温，使煤系有机质成熟度迅速升高。陕参1 井从山西组到太原组不足250 m 的地层，Ro值从1.4%增加到2.0%;天1 井Ro值从1.2%增加到2.0%。高古地温不仅促使煤系有机质快速熟化、生成大量天然气，而且使煤系地层水发生由液态转变为气态的相态变化，地层流体压力大大增加，最终促使甲烷气与蒸汽水互溶，并一起向封存箱体系内的低势区运移。

2.2 高压存在的证据

煤系地层的聚敛升温导致了煤系地层水向蒸汽态的转化和有机质的快速熟化和大量生烃，使致密储层逐渐被气(汽)饱和，并导致孔隙压力升至区域静水压力之上，从而形成超压气藏。

据统计，J3—K1时期，盆地上古生界煤系有机质的Ro平均递进0.5%～1.0%，但煤系砂岩的成岩程度变化不大［12］。这是因为砂岩的较大孔隙已被气(汽)充满，剩余的束缚水呈稳定的饱和状态，不再继续排出能使孔隙度、渗透率降低的溶解水。然而，当地层超压达到一定程度时，可使岩石产生微裂隙，使储层性能得到改善，这是鄂尔多斯盆地超压气藏形成过程中的一种特殊地质现象。通过镜下薄片观察可见到相对发育的微裂缝(图3)。

图2 鄂尔多斯盆地上古生界气区分布与煤系镜质体反射率等值线Fig.2 Gas distribution and vitrinite reflectance contour of coal in the Upper Paleozoic of Ordos Basin

图3 鄂尔多斯盆地上古生界气藏砂岩裂隙特征Fig.3 Fracture characteristics of sandstone in gas reservoirs of the Upper Paleozoic，Ordos Basin

依据盆地下石盒子组储层包裹体测压数据，早白垩世的成藏压力为45～53 MPa，压力系数为1.3～1.5。盆地模拟资料表明，晚侏罗世—早白垩世生排气高峰期的地温梯度为38.0 ℃/km，压力系数为1.6～1.7;而地温梯度在41.5～55.0 ℃/km 时，压力系数则高达2.0～2.4。岩石的自然破裂压力系数为1.96，大量晚期裂缝的出现，证明盆地天然气成藏期的地层压力曾超过了80 MPa，压力系数超过2.0。

2.3 气藏形成与地层水相态变化

早白垩世末，上古生界下部形成了一个盆地级的高温高压封存箱，封存箱的顶部是厚度超过70 m 的上石盒子组河漫滩相泥岩，上古生界所有的天然气生成、运移、聚集和地层水的相态变化都发生在这个巨型封存箱中。从包裹体温度、压力及组分资料可以看出，封存箱上部石千峰组储层段处于高温常压状态，包裹体内为水溶液充满，表明没有烃类运移，地层水仍以液相为主。封存箱泥岩盖层本身的隔热作用使其所含地层水为蒸汽状态，且处于超压状态，对下伏封存箱内的流体不仅起物性封闭作用，而且还具有压力封闭作用，因而持久和有效。在封存箱内部，由于下部地层(山2 段、太原组)含有机质丰富，聚敛的温度高，气、水转化量大，流体压力大;上部地层(山2 段、盒8 段)含有机质丰度低，聚敛的温度低，气、水转化量小，流体压力低，自下而上存在着压力梯度(图4)，因而会发生气(汽)相流体的垂向运移。

图4 鄂尔多斯盆地上古生界气藏与压力系数匹配关系Fig.4 Match relations between gas reservoirs and pressure coefficient in the Upper Paleozoic of Ordos Basin

当封存箱下部气(汽)相流体发生逸散，地层压力会降低，打破了气、水的相态平衡，加速了地层水的汽化和有机质的生烃。在漫长的地质历史中，如此气(汽)化—增压—逸散—降压反复进行，直到地层水完全汽化，有机质生烃终止，封存箱内部压力、温度趋于平衡。

由于煤系有机质的快速熟化是和地层水的相态转化同期发生的，甲烷气与气态水的互溶能力大大增强。甲烷气逐渐稀释、溶解和扩散致密储层中的水蒸气，双相流转变为单相流，二者一起无孔不入地渗透到封存箱内的各种孔隙中。这种过程历经数百万年，天然气、水蒸气不断由高势区(体)向低势区(体)运移，范围越来越大，直至充满盆地内煤系Ro值大于1.2%的所有地区，直至巨型封存箱内温度、压力趋于平衡，封存箱内储集体逐渐被气(汽)饱和，只见气而不见水的气藏自此形成。这时的高压气藏内几乎没有可流动的自由水，甲烷气内的水蒸气混容量达到最大值。

在盆地气藏形成过程中，地层水溶解度因温度增加逐渐减少，特别是其由液态转变为气态的过程中，水中溶解的盐类被析出，高矿化度的地层水变成了纯净的气态水。这在一定程度上解释了鄂尔多斯盆地储层致密的原因，以及钻井产出水矿化度低的成因。

3 负压气藏的形成与地层水的相态变化

早白垩世以后，华北盆地东部隆起褶皱并遭受剥蚀，鄂尔多斯地区相对稳定，成为一个独立的盆地。盆地的伊陕斜坡单元除东抬西降外，基本未出现大的构造变动，早期形成的气藏被保存下来。白垩纪末期，鄂尔多斯盆地发生了强度最大的一期剥蚀事件，整体以不均匀抬升剥蚀为主，剥蚀量自西向东逐渐增大，晋西挠褶带抬升幅度大、剥蚀速度快(剥蚀厚度达1 200 m以上)，天环坳陷剥蚀厚度小(剥蚀厚度小于800 m)［13］，并在抬升过程中由早白垩世的大型坳陷盆地(沉积中心在定边—环县地区)转变为东高西低的大型低角度区域斜坡。大幅度的抬升剥蚀使富煤地层埋藏变浅、地温梯度降低(由早白垩世的38.0～55.0 ℃/km 降至晚白垩世24.0～31.0 ℃/km)，使盆地上古生界气藏发生流体压力梯度降低、气浓度降低、水蒸气液化成水和凝析水在重力作用下重新聚集成“酸点”等一系列变化［14］，最终形成现今大面积分布的负压气藏(图5)。

图5 鄂尔多斯盆地上古生界盒8 段地层压力系数及负压气区分布Fig.5 Formation pressure coefficient and distribution of underpressured gas zone of the 8th Member of Xiashihezi Formation in the Upper Paleozoic of Ordos Basin

对于鄂尔多斯盆地分布面积最大、储量最高的苏里格气田而言，其流体压力的变化可归纳如下:1)成藏时期(J3—K1)的温度为130～160 ℃，现今温度为95～110 ℃，则温度下降约35～65 ℃［15］;2)早白垩世时期的流体压力梯度为15.0～20.0 MPa/km，降为现今的6.5～9.2 MPa/km，则下降了6.5～11.5 MPa/km［16］;3)因为存在如此高的温度、压力下降梯度，及其所导致的水蒸气凝析成水，致使孔隙内水蒸气密度大为减少，而甲烷得以扩散，比重降低，气藏气柱压力降低，这才是负压气藏最主要的成因。

同时，通过研究认为苏里格气田水蒸气凝析成水的压力环境约为22.5～31.5 MPa，是在孔隙度小于12%的致密储层中进行的，致密岩石的亲水性常使裂隙、孔隙的水膜加厚，或形成具束缚态的空间水，水相不连通，不能形成水柱压力。只有在储集层物性较好的情况下，凝析水在重力作用下才能重新聚集成“酸点”水，进而孤立于盆地的局部砂体中。

4 结论

异常高温高压环境中，地层水以汽态和液态两种形式存在，温度、压力的任何改变，都会改变汽相和液相的存在比例。高温高压油气藏流体中混有蒸汽态的地层水，液态水以边低水形式存在。生产过程中的产出水以凝析态为主，压力下降会使油气藏的边底水加速蒸发，使其也以凝析态产出。

水蒸气和甲烷一起造就了鄂尔多斯盆地上古生界的异常高压力，其混容物在异常高压的推动下大规模扩散，同时扩散了温度和压力，使压力封存箱内的势场逐渐平衡，从而形成盆地级的高温高压气藏，这时的气藏具有最高的水蒸气含量。抬升剥蚀期的温度、压力下降，促使气藏中的水蒸气液化，蒸汽水密度降低，甲烷气浓度降低，气柱压力降低，从而形成盆地级的负压气藏。现今的地层水以束缚态的加厚水膜、半束缚态的孔隙水存在为主，局部地区存在有层状的“酸点”水。

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