大牛地气田中二叠统盒1段气藏产液特征及控制因素

2020-09-18吴永峰任广磊

天然气技术与经济 2020年4期

吴永峰任广磊

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

0 引言

大牛地气田位于陕西省榆林市和内蒙古自治区鄂尔多斯市的交界地区，区域构造位置为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，为一宽缓的西倾单斜。气田北部主产气层为中二叠统下石盒子组盒1段，生产表明，液气比高达4 m3／104m3，存在“水锁”现象，开发效果差，严重制约了气井产能释放。笔者在调研前人关于鄂尔多斯盆地产液井形成机制的基础上［1］，结合本区块储层地质特征，利用测井及生产动态研究产液井特征，明确产液井分布规律，以期为后期气田开发调整提供依据。

1 储层孔隙中水的分类

在鄂尔多斯盆地上古生界地层中，随着苏里格、榆林、大牛地等气田的发现，其上古生界气层总体表现为低孔隙度、低渗透率、非均质性强［2］、气井产能差异大的特征，部分地区部分井产液量大，以气水同层的方式存在，而天然气的成藏过程实际上就是一个气驱水的过程。气驱水的方式大致可以分为两类，一类是储层物性好，在气驱水的过程中，气在浮力作用下沿着运移通道运移到构造高点，先把储层物性好、孔喉半径大层段中的地层水先驱替出来，然后再驱替出物性差层段的地层水。在天然气成藏动力不足的情况下，物性变差层段中的地层水不能被驱替出，造成地层水在储层中滞留。另一类是储层物性差，孔隙连通差，气体运移过程阻力大，运移通道相对闭塞，气驱水的过程呈现“整体推进”，导致天然气位于构造的低点，地层水位于构造的上倾方向，在气藏纵向上呈气水倒置现象。前人按照地层水成因及赋存状态和液量大小将地层水分为边底水和透镜体水两类［3］。

研究区盒1段气藏储层中岩石孔隙流体具有不同的赋存形式。结合研究区储层特征，将流体分为自由水、毛细管水、束缚水3 类：①自由水赋存于储层物性好、相互连通的大型孔隙中，是由于在天然气充注孔隙过程中气量不足而未被驱替的地层水［4-8］，这类水在一定的压差或重力作用下可以自由流动，在研究区以纯水层或上气下水的形式存在于大孔喉中，具体赋存于孔隙度大于11%、渗透率大于0.9 mD、流体饱和度大于70%，深侧向电阻率小于25 Ω·m 的储层中。②毛细管水存在于连通性较差的孔隙内，为天然气充注过程中驱替孔隙水不充分而滞留在微孔隙或孔道狭窄部分的水，这类水由于受微细喉道内毛细管力的作用而难以自由流动，以气水同层的形式存在于孔隙中。该类孔隙水在研究区主要存在于孔隙度为5%～8%、渗透率为0.3～0.8 mD、流体饱和度为44%～70%，深侧向电阻率介于25～30 Ω·m的储层中，一般试气时出少量水，试气结论多为含气层或含水气层，经压裂改造后，随着产气量的增加，地下压力不平衡，投产后期出水。③束缚水主要存在于微孔隙或吸附在岩石颗粒表面和杂基中，受岩石表面力束缚，难以自由流动，与气层不发生分异，经压裂改造后仍较难产出，该类水在研究区主要存在于渗透率小于0.1 mD 的致密岩石中，通过对大牛地气田北部210口井的测井响应特征与生产动态资料综合分析认为，研究区产液类型主要为自由水和毛细管水。

2 产液分布特征

大牛地气田盒1段整体以气水混生为主，纯气层连片发育范围小，含水气层普遍发育。盒1段生产动态表现出普遍产液的特征，依据实际生产动态特征［9-12］（图1）表明，大牛地气田储层由于地层水驱替不彻底，地层孔隙含水量高，导致储层后期压裂改造生产后，随着产气量的增加、产液量的增大，地层能量、压力和产量降低，井筒大量积液，气井进入低产低效期。按照此特征，将大牛地气田北部划分为低产液、中产液、高产液3个区（图2），其中低产液区液气比小于1.5 m3／104m3，中产液区液气比介于1.5～3.0 m3／104m3，高产液区液气比大于3.0 m3／104m3。低产液区井测井解释结果一般以气层为主，为日产气量大、试气无阻流量高、稳产期长的正常气井，该区井主要分布在研究区南部。中产液区井试气段测井解释结论一般为差气层或含气层，试气无阻流量中等、生产过程初期不出水，后期随着地层压力下降开始出水；随着液气比增大，产气量下降，气井开始出水，井筒大量积液，进入低产、低效期，该区井主要分布在研究区中部。高产液区井生产层段测井解释结论和试气结论一般为气水同层或含水气层。生产初期为急速压降段，套压、产气量降速均较大，地层能量快速下降，后期随着产液量增加，随即发生“水锁”现象，导致水淹关井，该区井主要分布在研究区北部。

图1 大牛地气田XX气井生产动态特征图

图2 大牛地气田生烃强度与产液井叠合图

3 含水气藏分布控制因素

从储层地质特征出发，以沉积特征、岩性、物性及孔隙结构、生烃强度为切入点研究含水气藏的地质控制因素。

3.1 储层地质特征对含水气藏的控制作用

大牛地气田北部盒1段气藏属于浅水低能辫状河沉积体系，发育河道充填、心滩、泛滥平原微相（图3），但由于河道迁移快，导致砂体交错叠置、连续性差、连通关系复杂，有利储层呈透镜状镶嵌于大段泥岩中。

图3 大牛地气田盒1段气藏辫状河沉积模式图

对盒1 段1 300 个薄片分析结果表明，储层岩性以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主，碎屑成分主要为石英、岩屑、长石，其中石英含量介于23%～85%。岩屑含量介于15%～70%，长石含量一般小于10%，杂基含量较高，达到13%，以泥质、伊利石及高岭石为主。砂岩成分和结构成熟度低，分选中等，磨圆度主要以次棱角状为主。储层后期受较高压实、压溶、胶结等成岩作用的改造，储层原生孔隙不易保留，孔隙度主要分布在5%～10%，渗透率介于0.2～0.6 mD，孔隙度与渗透率之间呈正相关关系。储集空间以残余粒间孔、粒间溶孔为主，孔喉半径偏小，分布在0.05～0.71 μm，以微—小孔喉为主。排驱压力普遍较高，主要在0.35～1.00 MPa。整体反映出大牛地气田盒1段储层孔喉分选性差、连通性差的特征。

根据研究区产液井储层特征（表1）、结合生产特征与相控过井气藏剖面（图4）可知，低产液井主要分布在研究区南部储层物性好、平均孔隙度为10.5%、渗透率为0.58 mD的石英砂岩中，沉积微相以河道中心部位的高能心滩为主，其毛细管压力曲线以粗歪度为主；中产液井主要分布在研究区中部储层物性相对较好、平均孔隙度为8.0%、渗透率为0.48 mD的岩屑石英砂岩中，以河道充填微相为主，其毛细管压力曲线以粗歪度为主；高产液井主要分布在研究区北部储层物性差、平均孔隙度为6.0%、渗透率为0.30 mD的岩屑砂岩中，以河道边部及河漫滩沉积微相为主，岩石相对致密，毛细管压力曲线以细歪度为主。

表1 大牛地气田产液井储层特征表

图4 研究区相控产液井连井剖面图

3.2 生烃强度对气井产液的控制作用

大牛地气田上古生界主要发育石炭系、二叠系煤系地层及暗色泥岩气源岩，其中煤层厚度为10～28 m，镜质体反射率值介于1.1%～1.3%，生烃强度介于（12～25）×108m3／km2（图2）。研究区盒1 段砂体展布以南北向为主，砂体下部煤系地层生成的天然气近距离成藏垂向侧向运移，形成“下生上储、近源成藏”的模式，在该模式的控制下，生烃强度大的区域有着充足的气源补给，易于天然气富集，反之，生烃强度低的区域多发育气水同层气藏。从大牛地气田北部生烃强度与产液关系的综合分析可知，烃源厚度控制了生烃强度，生烃强度控制了产液的高低。南部烃源厚度大于20 m，生烃强度大于20×108m3／km2，对应低产液区；中部烃源厚度介于10～20 m，生烃强度介于（16～20）× 108m3／km2，对应中产液区；北部烃源厚度介于5～10 m，生烃强度主体小于16×108m3／km2，对应高产液区（图2）。

3.3 泥岩隔夹层发育状况对气水分布的控制作用

在盒1段气藏中，储层内部泥质含量与泥岩隔夹层厚度控制了储层内部气水的分布，对于储层泥岩隔夹层薄、泥质含量低、储层物性好、孔隙度大、渗透率高的砂体，气体在运移过程中阻力小，易于富集成藏，储层多以气层为主，反之，对于储层内部泥岩隔夹层厚及泥质含量高的砂体，气体较难驱替地层水进入储层孔隙，不易于富集，多发育气水同层、含气水层或干层。研究区南部储层内部泥岩隔夹层厚度平均为1.5 m，泥质含量为7%，为低产液区；中部储层内部泥岩隔夹层厚度平均为3 m，泥质含量为11%，对应中产液区；北部储层内部泥岩隔夹层厚度平均为5 m，泥质含量为18%，对应高产液区（图5）。

3.4 构造对气水分布的控制作用

图5 泥岩隔夹层与气水发育模式图

研究区优质储层多以透镜状镶嵌于大段泥岩中，整体上大牛地气田构造为东北高、西南低的西倾单斜，整个大区域构造对气水的分布控制作用不显著。但在局部同一期连通的砂体内部气水分布特征与构造关系较大，在烃源厚度或生烃强度相同的同一区域，在同一期连通的砂体内部，构造高部位更有利于油气的富集，为低产液区，构造低部位为高产液区（图6）。

因此，除了上述地质特征、生烃强度、泥岩隔夹层三因素外，对于生烃强度相同的同期砂体，构造控制了气水的分布。