苏里格气田苏54 区块气水分布主控因素分析

2014-12-24李建阳黄强东刘利锋刘治恒

石油化工应用 2014年9期

李建阳，王宏，黄强东，刘利锋，刘治恒

（1.成都理工大学能源学院，四川成都 610059；2.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，内蒙古乌审旗 017300；3.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018；4.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018）

苏里格气田是我国目前最大的陆上气田，也是致密砂岩气藏的典型代表。苏54 区块位于苏里格气田西区北部，行政区属内蒙古自治区鄂托克旗，东临苏246区块、南抵毛脑海庙、西临苏75 区块、北抵察汗卓尔以北，面积约1 821 km2，2010 年勘探提交基本探明储量数千亿立方米，2011 年进入评价及建产阶段。该区块主要含气目的层段为上古生界二叠系下石盒子组盒8段及山西组山1 及山2 段，砂体较发育，但储层致密、非均值性强、完钻井产水较严重、有效储层相对孤立分散，气水分布关系复杂，主要控制因素不明朗，开发难度较大。

拟通过苏54 区块构造、沉积相、砂体及渗砂体展布、储层特征等基本地质特征研究，分析气水分布的主要控制因素，明确主力目的层段的气、水分布特征及含气相对富集区，为区块井位优选及规模开发奠定基础。

1 基本地质特征

苏54 区块地质构造隶属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北侧，区域构造为宽缓的西倾斜坡。主要目的层盒8 段底部储层构造形态总体面貌为东北高、西南低的西倾单斜，东部构造坡度5 m/km～8 m/km，西部变陡构造坡度10 m/km～15 m/km。局部发育6～7 排低缓的鼻状构造，幅度15 m～30 m、宽度为2 km～8 km，向西南倾伏。

山西组及盒8 段沉积期主要发育三角洲平原亚相。山2 及山1 段为曲流河沉积，砂体主要为分流河道及边滩沉积，砂体规模小，分布零散。盒8下段沉积期具辫状河道为主沉积特征，河道叠置明显，叠置河道带厚度大，叠置程度高，可见河道底部滞留砾石、心滩、河道充填沉积。心滩、边滩及分流河道为天然气富集的有利沉积微相[3][4]。

储层主要为岩屑质石英砂岩、岩屑砂岩和石英砂岩，具有低长石、高石英、高岩屑的碎屑组合特点，成分成熟度中等偏低。填隙物以水云母、高岭石和硅质为主，泥铁质和铁方解石次之，部分井含少量薄膜状自身绿泥石。主要孔隙类型以晶间孔和岩屑粒内溶孔为主，见少量原生粒间孔和粒间溶孔，微裂缝和微孔相对极少，属于溶孔-晶间孔型储层。储层孔隙结构总体表现为“孔喉小、分选差、排驱压力高和主贡献喉道小”的特点，排驱压力一般为0.28 MPa～5.49 MPa，孔喉中值半径分布在0.02 mm～0.47 mm。

完钻井测井解释物性数据统计分析表明，孔隙度在3.8 %～4.7%，平均8.2%；渗透率在0.075 mD～4.377 mD，平均0.466 mD；含气饱和度在20.1 %～76.9 %，平均50.4 %。孔隙度和渗透率均较低，总体表现出典型的低孔、低渗致密储层特征。

2 气、水分布主控因素分析

苏54 区块位于苏里格气田西区北部，气井产水多，气水关系复杂，具有多种影响控制因素。研究认为影响含气目的层段气水分布的主要控制因素有气源、沉积相、构造、物性及裂缝等。

2.1 气源对气水分布的控制作用明显

鄂尔多斯盆地上古生界没有明显的生气中心，表现为广覆式生烃特征。但上古生界从东南向西北生烃强度逐渐减小，东南部生烃强度介于（20～50）×108m3/km2，苏54 区块所在区域生烃强度普遍小于20×108m3/km2，局部生烃强度仅为（8～12）×108m3/km2。受生烃强度不足的限制，距离烃原岩的距离决定了储层中天然气的充注强度[5]。通过对研究区山2 段～盒8下段储层含气饱和度的对比（见表1），可以看出从山2 段→山1 段→盒8下段含气饱和度逐步减小，表明近源储层含气性好，远源储层含水较多。

图1 苏54 区块盒8 下段沉积相、砂体及渗砂体平面展布图

图2 苏54 区块不同成因类型砂体及渗砂体比例

2.2 沉积相直接控制砂体及渗砂体的发育

苏54 区块沉积相、砂体及渗体研究（见图1）表明，沉积相直接控制砂体及渗砂体的发育。研究区不同成因类型砂体比例研究表明，砂体受控于河道带的分布，渗砂体受有利沉积微相（心滩、边滩及分流河道）直接控制。心滩和分流河道中砂体及渗砂体均较发育，砂体所占比例分别达到34.3 %和28.1 %；渗砂体所占比例分别达到46.3 %和31.9 %（见图2）。

2.3 构造作用对天然气聚集有一定的影响

构造演化与生烃期时间对比表明苏里格气田在整个生烃阶段及其以后始终为一西倾的单斜构造，西部区域处于构造低部位不利于天然气的聚集与保存。因此，苏54 区块整体有效储层厚度不大，产气量偏低。从研究区内部位置上看，区块东部比区块西部构造位置高，且物性较好，含气性较好；区块中部比南部及北部相对位置高，含气性好。苏54 区块总体表现为高部位相对富气、低部位相对富水的特征。

将苏54 区块构造由西向东划分了西部、中部及东部三个区带（见图3），对其完钻井盒8下段含气饱和度进行了统计，结果表明东部区带完钻井含气饱和度最高，达到56.5 %；中部区带含气饱和度48.3 %；西部区带含气饱和度最低，为39.5 %，说明东部构造高部位含气性明显好于西部构造低部位。

图3 苏54 区块西部、中部及东部三个区带构造位置图

2.4 物性好的部位含气性好于物性差的部位

苏54 区块562 个样点测井解释含气饱和度及渗透率统计结果表明：含气饱和度与渗透率有明显的正相关关系，即渗透性越好、含气饱和度越高，物性好的部位含气性好于物性差的部位（见图4）。

图4 苏54 区块渗透率与含气饱和度散点图

2.5 构造裂缝一定程度上也影响了地层水的分布

苏54 区块地震剖面及地震预测结果、岩芯观察均表明区内裂缝比较发育，局部甚至发育小型高角度的断层，对其发育储层气水的空间分布产生影响。苏54区块与苏西南部已试气井相比，总体表现为出水量大或产气量大的特征，这与该区裂缝发育有直接关系，即裂缝的发育改变了储层的渗透性，使得天然气富集区完钻井产气量明显高于裂缝不发育的区域，使得富水的区域完钻井产水量更大。更为重要的是，苏54 区块裂缝以垂直缝为主（见表2），断层也以高角度的断层为主，使得垂向上气水分布更为复杂。通常情况下，表现为储层裂缝发育区下部储层含气较差，而距源岩较远的储层含气性变好[6，7]。

3 气水平面分布特征

以小层渗砂体为背景，结合测井有效厚度及试气成果，精细刻画了山2～盒8下段气、水平面分布。研究区山2 段渗砂体呈南北条带状分布，被烃源岩所“包围”，生烃期天然气优先充注，但受断裂构造影响，天然气存在散失。在断裂构造不发育的区域天然气较富集，断裂构造发育的区域地层水富集。山1 段距源岩（本溪～山2）近，渗砂体呈南北条带状分布，天然气东西运移受阻，主要沿南北向运移，在物性较好、构造位置较高且断裂构造不发育的区域天然气较富集。盒8下砂体大面积分布，储层物性中等，天然气在连通砂体内具有向高部位运移的条件，东西方向上，总体表现为东部聚气、西部聚水；南北方向上，表现为中部聚气、南北富水。研究认为，苏54 区块中东部含气性较好，为近期开发的有利目标区带，可在保证合理井网的基础上优先布井。西部及南北部相对富水，部署井位时应尽量避开富水区域。