靖边气田西部奥陶系风化壳气藏气水关系研究

2014-12-24陈娟萍赵小会安文红赵伟波

石油化工应用 2014年3期

陈娟萍，赵小会，安文红，赵伟波

（中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018）

鄂尔多斯盆地位于华北地台西部，为一矩形构造盆地，面积约25×104km2。中奥陶世末加里东运动使华北地台抬升为陆，盆地内中奥陶统马家沟组上部地层经受了长达1.3 亿多年的风化侵蚀，发育成风化壳为主的储层及大型天然气藏[1]。马家沟群是鄂尔多斯奥陶系的主体在鄂尔多斯全区均有分布，其顶底界面均为区域不整合，是一个独立的沉积地层单元。它包括六个组，即马家沟一组、二组、三组、四组、五组和六组。这六个组之间均为整合接触[2]。鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系马家沟沉积时经历了三次大的海退和海进旋回，依据沉积旋回及古生物特征，可将马家沟组地层自下而上划分为马一、马二至马六等6 个大的地层岩性段，其中马一、三、五段岩性以白云岩、膏盐为主，马二、四、六段岩性以灰岩为主，其中马六段在盆地内分布局限。马家沟组上部的马五段以白云岩为主，主要形成于潮间带，形成广泛分布的含膏白云岩，是下古生界的主要储集层段[3]。

1 产水井现状及分布

截止目前，靖边气田西部在试气过程中有51 口井不同程度产水，其中陶利庙地区有23 口井产水，席麻湾地区有6 口井产水，而高桥地区有22 口井产水，具体情况（见表1），从表1 可以看出，桃利庙地区在垓区块当中产水井数是最多的，而且产水量大于10 m3/d 的井有15 口，高桥地区虽然产水井数也比较多有22 口，但是产水量大于10 m3/d 的井有8 口，所以桃利庙地区是靖西白云岩带试气出水较多的区域，为相对的富水区。马五1 地层孔隙中现存的地层水是在天然气运移时的气排水阶段中保存在孔隙表面的束缚水或因气体能量有限而残存的部分可动水。在部分地区或井区由于储层条件变化，局部致密带的形成而造成孔隙中水未受到天然气的大规模排驱而残留了大量的地层水形成“相对富水区”。

1.1 风化壳气藏各类水化学特征分析

地层水（即油、气田水）的化学成分与油气藏的形成密切相关，一般而言，地层水的矿化度随深度的增加而增大，但也不尽然，对于多数沉积盆地，矿化度在一定深度其值为一较宽的范围，这种变化不仅反映了地层水中所溶解物质的来源，同时它还说明地层水经历了复杂的物理过程如运移扩散等[4-5]。为了较为准确的认识地层水特征，通过对目前产水井的水分析资料进行统计分析发现，马五1 气藏各类地层水其特征（见表2）。

表1 靖边气田西部风化壳产水现状统计表

表2 靖边气田西部风化壳气藏水组分地球化学特征

从表2 可以看出，下古马五1+2 气藏地层水组分里面，阳离子主要是K+、Na+、Ca2+、Mg2+，阴离子主要是Cl-、SO42-、HCO3-，其中Cl-约占99 %以上，次为SO42-，占阴离子的0.15 %左右。矿化度介于125.37～278.3 g/L，水型均为CaCl2型，与其它油气藏地层水矿化度对比说明（见表3），马五1 地层水属中高浓度水，其为长期在地层内循环，并且是水岩作用经高度变质而形成的地层水。在沉积物沉积埋藏过程中，地下水处于埋藏的内循环系统相对封闭的环境里，由于水岩反应等导致地下水化学性质发生变化，通常矿化度、Cl-、Na+增加，HCO3-、SO42-、变质系数、脱硫系数降低[6-8]。

表3 马五1 地层水与其它油气藏地层水矿化度特征对比

1.2 风化壳气藏水特征系数

1.2.1 脱硫系数脱硫系数＜1 的表明地层水还原彻底，油藏封闭性好；反之，则认为还原不彻底，可能受浅表层氧化作用的影响。根据研究区最新水分析资料，脱硫系数计算结果（见表4），除苏350、召87、召88 和召99 井之外，多数井SO42-含量小于10 000，但是所有井的脱硫系数均大于1，反应出奥陶系马家沟组气藏圈闭封闭条件较差，可能受浅表层氧化作用的影响较多。

1.2.2 钠氯系数反映地层封闭性好坏、油田水变质程度、地层水活动性的重要参数。低钠氯系数与水变质程度高、油气保存条件好具有一致性，比值小，反映了比较还原的水体环境，有利于油气的保存。对于马五1地层来讲，其地层水属于深埋藏封闭环境下变质水，其钠氯系数一般小于0.5。实际水样计算结果表明，所有井的马五1 地层水Na+/Cl-值在0.176～0.417，除了召88井的值稍高一点为0.554，证明召88 井区气藏保存条件较差。

1.2.3 钠钙系数马五1 地层水的钠钙比值在0.249～0.980，平均0.580，比一般油田水值低，而接近某些地表淡水，造成此现象的原因不明，可能与酸化施工残液混入影响有关。

1.2.4 stiff 图形通过sitff 图可以看到，靖边气田西部马五1+2 地层水的主要离子浓度差异较明显，表明地层水相对独立，互不连通，为局部滞留水具体（见图1）。

图1 靖边西部马五1+2 地层水斯蒂夫形状对比图

2 水的识别标识

根据前人的研究成果，经过对靖边气田西部各类水化学特征的分析和研究，确定出识别各类水的化学标准（见表4）。

通过靖边气田西部地层水化学特征研究认为：马五1 气藏地层水具有“三高一稳”的特点，即：高矿化度、高锶钡、高钙钠、化学组分稳定的地球化学特征，属CaC12型水，表现为深盆地滞留水的特征。

表4 靖边气田西部风化壳气藏地层水的识别标准

3 产水气层的判别

首先落实清楚气井的固井质量后，初步排除其它层位地层水窜入的可能。然后利用试气结果与电测资料进行核对，结果表明出水层段在测井曲线上具有明显的特征显示。

3.1 出水层电阻率一般低于100 Ω·m

据气田范围内159 个层段的深侧向电阻率与声波时差关系图（见图2）反映出，出水层的电阻率基本落在RLLD＜100 Ω·m 区域，占出水层总数的93%。图中气层点电阻率一般大于100 Ω·m，主要分布在130 Ω·m 以上。

图2 声波时差与深侧向电阻率交会图

3.2 出水层双侧向电阻率一般为零幅度差和负幅度差

由RLLD/RLLS与（ФN/Δt）×100 关系图（见图3）可以看出，产气层一般都在RLLD/RLLS＞1.0 以上区域，即侧向测井呈正幅度差异常，出水层一般都在RLLD/RLLS＜1.0 以下区域。

图3 RLLD/RLLS 与（ФN/Δt）×100 关系图

4 马五1 地层水富集及分布规律

在确定了下古气藏存在规模不等的相对富水区之后，要进一步研究控制地层水聚集的地质因素和分布规律，进而确定相对富水区在平面上的具体分布位置，预测可能产水区及水体大小，为下一步的勘探提供依据。经过综合研究认为，靖边气田西部下古气藏地层水相对富集主要由以下4 个方面的因素控制：

4.1 区域构造特征是控制气水分布的基本因素

马家沟地层经加里东期抬升运动后为西隆东坳的构造格局，燕山中期的反转运动使本区的构造由东倾单斜反转为西倾单斜，原来东部构造低部位的水因反转后处于高部位，这样天然气运移并占据高部位的储层孔隙空间，并向西部排水，在排水过程中，由于储层的局部物性变差造成滞留，形成了西部“相对富水区”，尤其以桃利庙地区产水居多。如桃51 井区产水井较集中的都处于靖边气田西部的西部，而东部出水机率相对较小没有形成一定规模的富水区。

4.2 现今埋藏条件下的小幅度构造对局部区块气水关系起决定性的影响

通过地震-钻井资料的研究表明靖边气田西部在小范围内构造有一定的起伏，幅度15～35 m。重点考察局部小范围内的构造起伏形态，发现大部分产水气井位于局部构造的低部位，说明局部小幅度构造对气水分布起决定性作用，单纯考虑极平缓的区域构造对分析气水具体分布有很大的局限性。经统计在49 口产水气井，有22 口井位于小幅度构造的鼻凹部位，占总井数的45 %，有21 口井位于小幅度构造的鼻翼部位，占总井数的43 %。

4.3 储层的非均质性是影响气水分布的重要因素

由气水分异的一般规律可知，气排水时大孔隙中的可动水较容易被排出，而小孔隙中的可动水则残留的较多，另一方面由于碳酸盐岩的矿物特性，在储层中，天然气是非润湿相，而水是润湿相，因此水更容易进入小孔隙中，而难以被气排出。根据天然气进入各类气层的临界气柱高度计算公式［ZC=2δ×（1/rt-1/rp）/g×（ρw-ρG）］可知，在单一气水系统内，气排水所需气柱高度分别为：Ⅰ、Ⅱ类储层气排水仅需8 m 的气柱高度，而Ⅲ类储层则需近50 m 的气柱高度。

4.4 构造反转前后的气排水形式对气水关系起一定的作用

反转前，马五地层为东倾单斜，天然气在马五储层中总的运移方向是由东南向西北，此时，西北沟槽等边界为封隔面，在此封隔面以下可形成油气的相对富集，而东边区域，马五储层则是油气运移的排泄通道，气排水作用主要发生在西区，这时区域储层的非均质性变得越来越明显，但局部连通性还存在，并且互相连通的孔隙被运移而来的天然气所占据。反转后，马五地层为西倾单斜，一方面不断生成的烃类进入马五储层，另一方面原来西部储层中聚集的油气由高渗到低渗依次向东部构造高部位运移，通过排水，按最小阻力原则由高渗到低渗逐渐进入储层，东部地层中的水被置换，向西排水，到西部的水同样按最小阻力原则进入储层的较大孔隙中，并逐渐波及到小孔隙，当运移动力达到使油气运移进入大孔隙时，则被大孔隙水“压制”在小孔隙储层中。因此，反转后气田内每一系统的东、西部分的气排水过程是不同的，东部区域是气排水过程，而西部则是水排气的过程。