苏里格气田苏11区块气水分布特征及控制因素分析

王 颖.

(中石油长城钻探工程公司地质研究院，辽宁盘锦 124010)



苏里格气田苏11区块气水分布特征及控制因素分析

王 颖.

(中石油长城钻探工程公司地质研究院，辽宁盘锦 124010)

为了找到苏里格气田苏11区块气水分布规律，改善区块开发效果以指导产能建设，在区域水化学特征分析、测井气水层识别、区域地质背景综合分析的基础上，明确了气水分布特征，确定了气水分布控制因素。研究表明：地层水型为高矿化度CaCl2型，显示了互不连通的深层封存环境的古沉积水特征；研究区水体相对独立、不连片，无统一气水界面；纵向上表现为下气上水，山1段基本不含水，地层水从盒8下亚段到盒8上亚段逐渐增多；从成藏要素分析，气水分布主要受烃源岩、生烃强度、储层非均质性、构造位置和天然气的运移等因素控制；根据地层水成因差异，将其分为河道底部低凹处滞留“透镜体”水、气层“残留水”、致密砂岩封隔的“透镜体”水3种类型，研究区以河道底部低凹处滞留“透镜体”水为主。

苏里格气田；地层水；气水识别；控制因素；分布规律

苏11区块位于苏里格气田西北部，构造形态为宽缓的西倾单斜，主要产气层位于古生界二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段，气层有效储层为深灰色、灰白色中粗砂岩、粗砂岩和含砾粗砂岩。储集类型属孔隙性储层，孔隙类型以溶孔和晶间孔为主。储层具有低孔低渗、强非均质性特征[1-2]。目前，对苏里格气田苏11区块地层水识别和分布特征尚缺乏系统研究和深入认识。早期观点认为，在区块西南部零星含水[3-5]。但是，随着气田勘探开发的不断深入，井位部署由北部富气区逐渐向中南部扩展，区块中南部新完钻井投产后，大量气井产水，严重影响气田开发效果和开发进程。因此，开展气水分布特征及控制因素分析已成为改善开发效果、提高产建的基础。

1 地层水地球化学特征

1.1 主要离子组成及矿化度特征

表1 苏11区块盒8、山1段地层水化学组分表

1.2 水化学特征系数

1.2.1 钠氯系数

钠氯系数(Na+/Cl-)可用来表示地层水的变质作用程度和地层封闭性。通常认为，封闭的高浓缩、深度变质的地层水，其Na+/Cl-数值小，对保存油气十分有利。按照博雅斯基(1970年)的说法，钠氯系数大于0.85为活跃的浅表层水环境，钠氯系数小于0.5则为封存的停滞残留水特征。苏11区块地层水的钠氯系数处于0.23～0.45之间，反映地层封闭性较好。

1.2.2 脱硫系数

1.2.3 变质系数

变质系数[(Cl--Na+)/ Mg2+]可以反映地层水的变质程度。水的变质系数越高，变质作用越强，对油气的保存越有益。苏11区块地层水的变质系数为45.9～313.5，平均为186.75。变质系数值较高，表明苏11区块盒8、山1段地层封闭性良好，与外界水体无交换，为变质的古沉积水。

2 气水层识别

2.1 分层图版法

图版法是对单层试气层点进行测井资料取值、分析和计算，测井参数之间交会来有效识别气层和水层的一种经验方法。在此引用Archie公式[6]：

式中Rt——地层电阻率，Ω·m；a,b——与岩性有关的系数；m——胶结系数；n——饱和度系数；Sw——含水饱和度，小数；Rw——地层水电阻率，Ω·m；Φ——地层孔隙度，小数。

当Sw不同的时候，存在不同的Rt与Φ关系曲线，且相互平行，其中a、b、n和Rw控制其截距，而m控制了曲线斜率。当Sw一定时，R与Φ成反比关系。

由于盒8、山1段地层水矿化度及储层物性不同，以区块完试资料为基础，采用特殊对数坐标法分层位绘制储层电性-物性-含水饱和度图版(图1)。从图1可见，随着孔隙度的增大，气层的电阻率降低，地层电阻率可将气层、水层明显地区分开。

图1 地层电阻率与孔隙度交会图Fig.1 The crossplot of formation resistivity and porosity

2.2 气测-测井综合分析法

气测录井是利用气体检测系统直接测量出烃类气体含量的方法，气测全烃曲线上气层、水层的全烃体积分数φ(TG)会出现明显区别，结合测井信息便可对储层流体性质做出进一步的判断。

苏11区块盒8、山1段储层中，典型气层的φ(TG)显示高值，差气层φ(TG)显示值较低，水层φ(TG)基本无显示。结合深侧向电阻率测井信息建立该区气测录井-电阻率交会图(图2)，可以看出气层、气水同层样本点与水层样本点区分效果明显。

图2 深侧向电阻率-φ(TG)交会图区分流体性质Fig.2 The crossplot of deep lateral resistivity and φ(TG) for distinguishing fluid properties

3 气水分布特征

在气、水层识别的基础上，对苏11区块中南部富水区所有气井进行了精细解剖，总结出以下特征：

(1)气藏气水关系复杂，无统一气水界面。

本区块中南部地层水分布非常复杂，分布范围不稳定，缺乏统一气水边界，普遍存在较多气水共存层段的“残留水”；气水被泥岩隔层或致密层分割成孤立的“透镜体”水，水夹在气藏或气层中相对独立、互不连通，在一些区域或井区地层水又相对集中产出，找不到统一的气水界面。

(2)纵向上表现为下气上水，且水体无区域性连续分布。

在近距离运移聚集模式控制下，储集层与烃源岩的距离决定了储集层中天然气的充满程度。根据目前测井、录井、试气及生产动态资料来看，距离烃源岩相对较近的山1段仅零星含水，然而从盒8下亚段到盒8上亚段的地层水逐渐增多，地层水类型由气层“残留水”逐渐转变为河道低凹处滞留或致密砂岩封隔的完全“透镜体”水，水体分布也由砂体局部含水向单砂体整体含水转变。

4 气水分布的控制因素

4.1 烃源岩及生烃强度

苏11区块主要发育石炭-二叠系腐殖型煤系气源岩，表现广覆式生烃的特点，生烃强度在(12.5～38.0)×108/km2，呈北高南低趋势，北部生烃强度普遍大于27.5×108/km2，而南部平均仅为15×108/km2[7]，地层水也由区块北部向南部逐渐增多。从中南部气藏剖面上可以看出，储集层与气源岩的距离在一定程度上控制着储层中气体的充满程度：距离烃源岩相对较近的山1段和盒8下亚段优质砂岩天然气充注程度高，气层和含气层发育，盒8上亚段则以含气层和气水层为主。总体表现为：含气饱和度按山1段—盒8下亚段—盒8上亚段的顺序逐渐降低。

4.2 储层非均质性

苏里格气田苏11区块属于低孔、低渗、低压、强非均质性气藏。天然气聚集成藏需要一定的渗透率极差[8]。高渗透率储集层的天然气起始充注压力低，气体运移阻力小，气驱水效率高；而低渗透率储层其起始压力高，天然气较难充注，易形成差气层、干层或水层。因此，储层非均质性控制下的差异充注成藏导致天然气主要富集于相对高孔渗区的主河道砂体，差气层或水层多分布在物性差的主河道侧翼。

根据50口井54个层段的物性统计，盒8段水层、含气水层孔隙度主要分布在2.9%～11.3%，渗透率集中在0.009～1.557 mD；而气层孔隙度集中在4.2%～18.6%，渗透率主要分布在0.037～9.331 mD。可见，气层的物性明显好于含水层、水层，相对高孔渗水层只是局部分布，储层非均质性对天然气的富集影响较显著。

4.3 区域构造

苏11区块在二叠世鄂尔多斯盆地古生界时期，构造处于西高东低的态势；到晚三叠世转为目前北高南低、东高西低的构造格局。气藏成藏过程中，区域地层已反转，平均坡降3～5 m/km，地层倾角小于1°，地层水向低部位聚集，导致西南部含水区较多，东北部含水区较少。可见，西南部区域处于构造低部位，不利于天然气的聚集与保存。开发评价证实，单砂体厚度最大为15.5 m，最小为0.2 m，单层平均砂体厚度为3.21～5.51 m，明显小于细粒砂岩储层要求的垂直临界高度12.5 m[9]。在构造平缓、砂体规模小的致密储层中，天然气的向上浮力难以克服毛细管阻力的影响，气、水分异作用减弱，找不到统一的气水界面。但是，在局部物性好的独立单砂体中，气水分异较为明显，表现为构造高部位含气、构造低部位富集水。

4.4 地层水类型

根据测井解释成果、试气生产数据，结合地层水成因[10-14]，将苏11区块地层水分为3种类型。苏11区块以河道底部低凹处滞留“透镜体”水为主。

(1)河道底部低凹处滞留“透镜体”水。

因河道下蚀，天然气充注后不能排出在底部低凹处的残留水体。这类水体常位于砂带(砂体)的下倾歼灭部位或构造鼻凹部位，是常见的含水层，分布范围较广。

(2)气层“残留水”。

在天然气成藏过程中，由于储层物性差，气体充注储层时排水强度不足，残留在气层中的地层水无法排出[15-17]。这类水体主要分布于砂体边部或内部物性较差的区域。

(3)致密砂岩封隔的“透镜体”水。

这类水体为受储层的非均质性控制而形成的受致密砂岩封隔的完全“透镜体”水。

5 结论

(1)苏11区块地层水型为CaCl2型，矿化度高，具有停滞状态特征，处于还原环境，反映储层封闭条件良好，有利于天然气聚集与保存。

(2)根据苏11区块目前所采用的测井系列，提出储层物性-电性-含水饱和度图版法与气测相结合综合判断识别气水层技术，可有效区分气层与水层，应用效果良好。

(3)气藏气水关系复杂，存在多个气水系统，未见统一气水界面，且纵向上表现为下气上水，水体无区域性的连续分布特征。

(4)苏11区块富水主要受烃源岩、生烃强度、储层非均质性、构造位置的控制。地层水根据成因差异分为河道底部低凹处滞留“透镜体”水、气层“残留水”、致密砂岩封隔的“透镜体”水3种类型，研究区以河道底部低凹处滞留“透镜体”水为主。

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Analysis on Characteristics and Controlling Factors of Gas-WaterDistribution Pattern in Su 11 Block of Sulige Gas Field

Wang Ying

(Geology Institute, CNPC Greatwall Drilling Co., Ltd., Panjin, Liaoning 124010, China)

To find out the distribution of gas and water in Su11 block of Sulige gas field, improve the block development effect to guide the construction of capacity, based on the regional hydro-chemical analysis, logging identification of gas/water layers, and regional geologic background, this comprehensive study determined the gas-water distribution regularity in Block 11, and defined the main controlling factors of gas-water distribution. The following study results were obtained. The formation water is high salinity and CaCl2type, and shows the ancient sedimentary water in the deep storage environment which are not connected with each other. Study area water is relatively independent, non-contiguous, no unified air-water contact exists. Vertically, gas layers underlie water layer. The abundance of water in this block is closely related with source rocks, hydrocarbon generation intensity, reservoirs heterogeneity, structural location and gas migration. Formation water can be classified into 3 genetic types including resident water in structural low, water in isolate lens, and resident water in lens, the first of which is predominant in the study area.

Sulige gas field; formation water; gas-water identification; influence factor; distribution pattern

中国石油天然气集团公司工程技术科技统筹项目“自营区块增产综合技术研究与试验”之“长庆苏里格气田合作开发区块持续稳产关键技术研究”课题(2017T-004-001)资助。

王颖(1982—)，女，工程师，硕士，毕业于中国石油大学(华东)矿产普查与勘探专业，现主要从事气藏描述与开发动态分析工作。邮箱：happy011@126.com.

TE122.2

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