子洲气田山2致密砂岩气藏水体分布及影响因素

2014-02-17杨国平乔亚斌石磊周文高哲田国勇王泓波

天然气技术与经济 2014年5期

关键词：气水砂体透镜

杨国平乔亚斌石磊周文高哲田国勇王泓波

（1.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林 719000；2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学，四川成都 610059）

子洲气田山2致密砂岩气藏水体分布及影响因素

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（1.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林 719000；2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学，四川成都 610059）

子洲气田山2致密砂岩气藏气水分布复杂，气井产出的地层水按不同来源类型可划分为边（底）水、气层残留地层水、透镜体水3种，利用试气、测井和生产动态等资料对子洲气田生产井出水类型及机理进行研究，深入分析了其成因及识别特征。结合地质背景分析认为，作为典型的岩性气藏，子洲气田山2气藏水体分布主要受砂体分布、构造、储层物性变化和天然气运移成藏过程等因素影响，宏观上存在3大类气水分布模式。在地层水类型和水体分布模式研究的基础上，对子洲气田各类水体的纵、横向分布特征进行了描述。

鄂尔多斯盆地子洲气田山2气藏地层水影响因素分布模式

0 引言

致密砂岩储层具有岩性致密、圈闭幅度低、气藏压力系数低、自然产能低等典型特征，是一种具有巨大潜在资源量的非常规天然气藏［1-2］。随着致密砂岩气藏勘探开发逐步深入，国内外众多学者在致密砂岩气藏领域进行了大量研究［3-4］，其中气水分布关系的研究是致密砂岩气藏研究的基础及难点，目前，在深盆气藏气水分布关系方面研究得较为深入，在是否存在气水倒置现象等方面具有很大争议［5］，但针对致密砂岩气藏研究的相关文献相对较少，其气水分布规律也较为复杂［6］。笔者以子洲气田山2气藏为例，根据测井、试气与生产动态等资料，在地层水成因及其识别特征研究的基础上，结合地质背景，分析了影响地层水分布的主要因素，并指出了气水分布模式以及气水分布特征。

1 地质概况

子洲气田是近年新发现并基本探明的天然整装气田，气田的西北端与已投入开发多年的榆林气田接壤，北部与已初步探明的米脂气田叠置，区域构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部，气田整体呈南北向展布［7-8］。目前，子洲气田已在盒8、山1和山2段发现多个气藏，其中山2段储层是上古生界最有利的开发层段。据前人及前期研究，子洲气田下二叠统山西组山2段为三角洲平原、前缘亚相的沉积物，主要岩性为灰白色石英砂岩、灰色中粗粒岩屑石英砂岩及深灰色含泥中—粗粒岩屑砂岩、砂砾岩、灰黑色泥岩和黑色煤层等［9］。山2储层孔隙度为0.24%～10.35%，平均孔隙度为4.94%；渗透率为0.0043～87.8mD，平均为0.78mD。储集层物性总体具低孔、低渗特征，其中孔、渗相对高值区段一般分布在水下分流河道砂体。

2 气井产水类型

根据测井解释、试气成果、生产数据以及矿化度、阳离子、阴离子、pH值等水化学特征数据（表1），结合前人研究成果［10］，将子洲气田生产井的产水类型主要划分为以下3类。

1）地层水：是指储层段存在的游离态水，因生产压差从储层流入井筒，并最终产出地面的水，其矿化度相对较高。本次研究以地层水为主。

表1 子洲气田山2地层各类水离子含量统计表

2）凝析水：是指天然气自储层流向井筒，然后在流出井口的过程中，因温度和压力不断下降，水蒸气不断从天然气中凝析而成的液态水。

3）残留压裂液：是指各生产井在投产之前进行压裂施工后残留于地层中的部分压裂液。残留压裂液一般在气井投产后较短一段时间内产出，随着气井生产的延续，地层中压裂残液逐渐产完。

3 地层水的成因及特征

按照地层水在地下的赋存状态，将地层水又分成了3个亚类：边（底）水、气层残留地层水、透镜体水［11］，其中透镜体水又分为致密透镜体水与孤立透镜体水两种类型（图1）。

图1 不同类型地层水形成机理示意图

1）边（底）水。此类水体主要存在于储集层构造的低部位，与上部气层呈边底水接触关系。在测井曲线上呈明显水层特征，表现为低自然伽马、高声波时差、低电阻特征（表2），一般分布于富水区之中或边缘，其产层的含水饱和度较高，属高矿化度的地层水型。

表2 子洲气田地层水产状分类及综合描述表

2）透镜体水。一种是致密透镜体水，由于致密砂体呈透镜状分布于储层中，因天然气充注能量不足，造成细孔喉、差储层中的地层水不能被驱替，从而形成致密透镜体水，这类水层物性较差，其测井特征类似于干层，气井的产水量较小；另一种是有一部分物性较好的砂岩，由于受泥岩等非渗透层的遮挡作用，在成藏过程中没有气驱替砂岩中的地层水，可形成孤立透镜体水。其测井曲线特征呈现为物性较好的含水砂层，因孤立透镜体水的总量有限，其钻遇井初期日产水量大，下降迅速。

3）气层残留地层水。是指天然气运移进入储层聚集成藏时，因为排水强度不够残留在气层中的地层水。含气饱和度较高是其典型特征，在测井曲线上，其不存在明显水层的信息，属淡化地层水。

根据水化学特征、测井解释和试气资料的统计，子洲气田山2气藏各类地层水识别特征的综合描述如表2所示。

4 地层水分布影响因素分析

影响子洲气田气水层分布的因素主要有砂体的分布、构造、储层物性变化以及天然气运移成藏过程。

1）砂体分布形式是基础。储集砂体的展布是控制气水分布的主要因素，在物性好的区域及砂体发育的层段，水层或气层的产能较大，水富集区发育于砂体弯曲、尖灭等地带［12］。

2）构造对气水分布的影响。宏观岩性背景下的构造起伏对气水分布有较大的影响［13］。构造相对低部位是主要富水区的分布区，在相对独立的含气区中，微构造的相对低部位也是常见水体分布区，气水关系是常规的“边（底）水”模式。

3）储层物性变化是重要条件。在类似成藏条件下，天然气运移进入储层的排水程度直接受储层物性好坏的影响，进而影响其可动水量。在相同排烃强度条件下，因差储层的毛细管阻力较大，致使天然气的充注程度较低，造成含水饱和度较高，是致密透镜体水形成的主要原因［14］。此外，由于储层非均质性强导致气水关系复杂，可以形成多个相对独立的气水系统，这是形成孤立透镜体水的主要原因之一。

4）天然气运移成藏过程与气水分布。鄂尔多斯盆地上古生界层位稳定，没有明显的生烃中心，属于“广覆式”生烃，其主力烃源层为太原组、本溪及山2段，主要生烃期为燕山期［15］。天然气生成后沿过剩压力梯度降低较快的方向向相邻储集层、疏导层运移，天然气在储层的二次运移，除早期的剩余压力外，中后期以浮力和天然气膨胀力为主。烃源岩与山2段储层相邻，其中山23段砂层及储层发育，天然气优先进入山23段，然后经裂缝等运移通道向上至山22、山12段储层，造成山2段上部气层少，“孤立”砂岩透镜体因无天然气运移通道连通常形成孤立透镜体水，物性较差的砂层储集致密透镜体水。

5 地层水分布模式

依据各类地层水的识别特征及对水体的解剖，结合砂体分布、构造、储层物性变化和天然气运移成藏过程与气水分布的关系，归纳出子洲山2段地层的3种理论气水分布模式（图2）。

图2 子洲山2地层气水分布理论模式图

1）边（底）水体。一类为西南部较大的边（底）水体（Ⅰ型），范围相对较大，受构造特征和砂体形态限制，这些水体能量较强，若射孔可大量产水，主要分布于山西组下部的山23段的构造低部位。另一类为较小的局部边（底）水体（Ⅱ型），为零散分布的仅受砂顶微构造控制的小范围边底水，存在于微构造的低部位，发育于砂体弯曲、尖灭等地带，受致密带的遮挡作用出现相对富水区，水体能量小，主要分布在山23段的东北部。

2）透镜状水体。透镜状水体主要存在于山22、山21段，砂体往往物性较好，在成藏过程中，由于周围存在的泥岩层或致密砂岩层分隔，气未能运移进入储层，含水砂体一般延伸范围有限，以局部单个小水体形式存在，水体能量小，又可分为孤立的砂岩“透镜体”水体（Ⅲ型，也即孤立透镜体水）和砂岩中的“透镜状”储层含水体（Ⅳ型，也即致密透镜体水）两种类型。

3）气层残留地层水（Ⅴ型）。其测井曲线特征为低自然伽马、高电阻率，含气饱和度较高，分布在气层之中，水体能量小，在生产过程中单井产水量略高于凝析水量，随生产不断进行，此类井产水量会越来越少，对生产影响小，主要分布于山23段主力产气层中。

6 气水分布特征

6.1 纵向展布特征

子洲地区的地层由西向东逐渐抬升，而南北走向的地层较为平缓，通过剖面图（图3）可以大致看出：山23段的砂体较为发育，且物性也相对较好，气、水层主要分布在山23层内，干层主要分布在山22和山21段；同一砂体内的气和水遵循“上部为气，下部为水”的原则，不存在“上水下气”的气水倒置现象；山23段以较大的边（底）水、较小的局部边（底）水、砂岩中的“透镜状”含水体为主，山22、山21段则以透镜体水为主，偶见较小范围的局部边（底）水。

6.2 平面分布特征

子洲气田山23段砂体较为发育，水体主要分布在西部与南部地区，相对较大水体主要以局部边（底）水形式存在，各分流河道砂体局部边（底）水相互独立，不存在统一的气水界面；在东北部构造相对低部位，由于砂体弯曲、尖灭地带的遮挡作用，出现延伸范围相对较小的富水区；在北部、中部的主产气区，只有少量水存在，主要以各类“透镜体”水为主（图4）。山22、山21段储集砂体厚度小，分布不稳定，储层非均质性较强，总体上表现为砂体中局部有效储集体内低部位存在的小水体及“透镜状”水体。