东胜气田锦58井区下石盒子组致密砂岩气藏气水关系

李 阳

（中国石化华北油气分公司采气二厂，陕西 咸阳 712000）

0 引言

东胜气田锦58 井区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡与伊盟隆起两个构造单元结合部，泊尔江海子断裂带南部，整体呈现出平缓单斜的形态［1］。受地质构造运动的影响，发育北西—南东向的乌兰吉林庙二级断裂。锦58 井区下二叠统下石盒子组气藏为岩性气藏，受辫状河道水流频繁分叉汇聚的影响，储层非均质性强。随着气田开发的深入，建产井试气产液量、液气比逐渐增加，生产气井水淹井井数、井次不断升高，严重影响了气藏开发效果和进程。因此，开展气藏气水关系研究对气田开发具有重要的现实意义。笔者以锦58 井区下石盒子组气藏地质特征为基础，分析地层水地球化学特征和赋存状态，研究气藏气水分布特征及气水关系的控制因素，对东胜气田锦58 井区下石盒子组气藏的效益开发具有一定的指导意义。

1 气藏地质特征

东胜气田锦58井区下石盒子组储层为冲积扇—辨状河碎屑砂岩沉积，分析碎屑砂岩储层岩性、物性及微观孔喉特征，奠定了进一步研究气藏气水关系的气藏地质基础。

1.1 岩性特征

研究区下石盒子组储层岩性以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，呈粗粒（含砾）— 中粒，分选中等，多呈次棱—次圆状。储层碎屑成分主要是石英、长石及岩屑，石英、长石、岩屑的平均含量分别为69.1%、2.6%、28.3%。岩屑以泥岩、粉砂岩岩屑为主，占18.9%，其次为酸性火山岩和变质岩，分别占3.4%、2.2%，石英岩较少、仅占0.5%。

1.2 物性及孔喉特征

研究区下石盒子组储层总体呈现低孔隙度—特低孔隙度、特低渗透率—超低渗透率特征［2］10。根据岩心资料统计结果表明，研究区下石盒子组储层孔隙度介于5.00%～16.97%、平均为8.70%，渗透率介于0.15～5.24 mD、平均为0.83 mD，且孔隙度与渗透率具正相关性，反映储层孔隙的发育程度控制储层的渗透性［3］。根据锦58 井区下石盒子组岩心薄片和铸体薄片观察分析，储层孔隙类型以原生剩余粒间孔和粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔，少量晶间孔，两种及两种以上的孔隙类型共存［2］10。依据压汞资料分析表明，储层具有排驱压力低、中值压力高、中值半径小的特点，孔喉分选系数介于1.9～3.0，变异系数介于0.13～0.21，均值系数介于12.5～14.8，表明研究区下石盒子组储层孔喉组合以微孔细喉为主，具有储集性能较好、渗透性较差的特征。

2 地层水地球化学特征及赋存状态

地层水地球化学特征参数能够较好地反映地层水所处的地球化学环境、流体与岩石之间的相互作用及相互作用的强度，能够直接反映气藏的保存状况［4-5］。地层水赋存于储层的孔隙— 裂缝系统中，基于研究区致密砂岩储层成藏关键时期毛细管阻力的差异，形成现今地层水具有不同的赋存状态，即自由水和滞留水。

2.1 地层水地球化学特征

根据东胜气田锦58 井区下石盒子组地层水资料分析表明（表1），地层产出水阳离子主要以K++Na+、Ca2+为主，平均含量分别为6 417.1 mg／L、7 147.8 mg／L；阴离子以Cl-为主，平均含量为23 421.3 mg／L，其次为，平均含量为239.1 mg／L，而较少，平均含量为22.3 mg／L。地层水矿化度介于24 452.7～49 624.8 mg／L、平均值为36 763.7 mg／L，具有明显的卤水特点。根据地层水的离子含量，依照苏林油田水分类方法，研究区下石盒子组气藏地层水为氯化钙水型（图1）。

图1 东胜气田锦58井区下石盒子组地层水苏林成因分类图

表1 东胜气田锦58井区下石盒子组地层水地球化学特征参数统计表

地层水地球化学特征参数与油气的运移和聚集有一定关系，可用于预测油气藏和判断油气藏的保存状况［4-8］。笔者选取钠氯系数、变质系数及脱硫系数3个参数分析下石盒子组的地层水特征（表1）。钠氯系数γ()Na+／Cl-反映地层水的浓缩变质程度和地球化学环境［4-8］，其值越小代表油田水封闭性越好。博雅尔斯基认为钠氯系数大于0.75 时，地层水封闭较差，反映受到外界环境的影响较大，小于0.5则表现为停滞环境，是烃类聚集的极佳地带［8-11］。研究区下石盒子组地层水钠氯系数介于0.18～0.49、平均为0.28，说明锦58 井区下石盒子组气藏的封闭性较好。变质系数反映地层水的变质浓缩程度，间接反映地层的封闭性，其值越大代表地层的封闭性越好、变质越深，一般变质系数大于4即为原生油气藏［4-10］。研究区下石盒子组地层水变质系数介于35.17～146.60，平均为74.71，其系数远大于4，反映锦58 井区下石盒子组气藏为原生气藏。脱硫系数反映地层水的氧化还原程度，埋藏封闭环境是脱硫作用进行的有利场所［4-10］。其值越小代表油气保存程度越好，脱硫系数小于2.0，表示未破坏型油气藏［4-10］。研究区下石盒子组地层产出水的脱硫系数介于0.49～1.29、平均为1.04，表明锦58井区下石盒子组气藏保存较好。

2.2 地层水赋存状态

地层水在储层中的分布状态主要受局部构造及储层结构所控制，具有不同的赋存状态。根据研究区下石盒子组气藏气井试采（生产）过程中的产水动态规律（图2）分析，总体上将地层水分为自由水和滞留水两大类。自由水主要分布在河道下倾部位或周围致密层圈闭的孤立透镜状渗透性砂体中［11-13］。根据下石盒子组气藏产水特征及地层水成因，将自由水进一步划分为边底水和透镜状的孤立水体。边底水主要位于局部构造低部位或河道砂体底部低凹处，在天然气充注过程中由于气源不足而未被完全驱替，常常为纯水层或伴生于气层的下部，产水量较大且稳定（图2a）。孤立透镜状水体多以单砂体的形式存在，通常较粗粒砂体侧向展布范围较小，细粒砂体侧向展布较远，而砂体厚度一般控制着产水量，试气试采过程不产气或低产气、高产水（图2b）。滞留水是由于排水强度不够而残留在气层中的地层水［5，11-13］，主要存在于岩石孔隙结构良好的优质储层内，呈孤立或连片状分布。随着气田不断开采，当储层孔喉两端压差大于孔喉处液相的毛细管阻力及其他阻力之和时，残留在岩石孔隙中的原始地层滞留水开始流动。宏观上呈现滞留水梯级动用，在试气（试采）、生产过程中产液量会逐渐减少，一般不影响气井的正常开采（图2c）。

3 气水分布特征

图2 下石盒子组气藏地层水不同赋存状态产出特征曲线图

东胜气田锦58 井区位于鄂尔多斯盆地天然气气水过渡区域，以气水同层、含气水层广泛分布为主，纯气层呈零星散状分布且分布范围极小。区内下石盒子组储层砂体呈近南北向展布，纵向上储层砂体发育、呈现多套砂体叠置组合，顺河道方向气层连续性较好、多为构造遮挡或致密岩性遮挡，而横切河道方向，储层砂体呈现横向尖灭，气层呈现岩性尖灭遮挡。由于辫状河道水流分叉汇聚迅速变迁，储层隔夹层较发育，易形成“气层—干层—水层”的多套叠置组合，多发育四周由致密层封隔的孤立水体，但在局部构造低部位发育边底水（图3）。气藏试采、生产动态上表现出气井普遍产水的特征，截止到2019年底，138口水平井试气均产水，液气比介于1.52～25.82 m3／104m3、平均为7.94 m3／104m3。

4 气藏气水关系影响因素

4.1 烃源岩生烃强度对气水关系的影响

鄂尔多斯盆地上古生界主要发育石炭系、二叠系腐殖型煤系气源岩和偏腐殖混合型海相碳酸盐岩气源岩，分布于本溪组顶部、太原组及山西组2段［13］610-611。气源岩主要为太原组、山西组暗色泥岩、碳质泥岩及煤层，具有分布面积广、厚度相对稳定的特点［12］934。东胜气田气源岩厚度介于8～20 m（平均为15 m），平面上总体具有南厚北薄、东厚西薄的特征，生烃强度主体介于（20～40）×108m3／km2，表现为“广覆式”生烃的特征。平面上南部生烃强度大的气层发育程度明显好于北部，气层主要分布在生烃强度大于15×108m3／km2的区域，表明生烃强度控制着气水平面分布的宏观格局［14-16］。纵向上下石盒子组、山西组及太原组砂体普遍可见气测异常，在以垂向运移为主的条件下，下石盒子组表现为源外近源成藏的特征，以气水同层、含气水层为主，而山西组、太原组表现为源内成藏的特征，以含气水层、水层为主（图4）。而对于下石盒子组气藏内部而言，烃源岩生烃强度对气水关系的影响甚微。

图3 东胜气田锦58井区下石盒子组气藏连井剖面示意图

图4 东胜气田锦58井区天然气运移、成藏示意图

4.2 储层砂体连通性对气水关系的影响

鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩普遍发育，没有明显的生气中心，侧向过剩压力与烃源岩及相邻储层或者输导层的压力差相比要小得多，所以初次运移以垂向运移为主，生成的天然气沿过剩压力梯度降低较快的方向向相邻储层或输导层运移［17-18］。理论上，锦58 井区山西组、太原组储层与烃源岩相邻，具有较好的源内成藏条件，只要砂体的物性条件足够好就会有天然气聚集成藏，而研究区下石盒子组比山西组、太原组更有利于天然气富集。首先是下石盒子组储层物性明显好于山西组、太原组（表2），具有较好的天然气储集空间；其次是垂向运移的过剩压力远大于侧向压力，形成“下生上储”的富集模式。下石盒子组与气源岩（山西组、太原组）以断层、裂缝及相互连通的有效砂体为输导体系，经纵向和侧向运移至下石盒子组储层聚集（图4）。区内下石盒子组储层若有裂缝、断层或其他输导层与其储层砂体之间直接或间接相互连通，则在储层上倾方向就会聚集成藏，反之如果无裂缝、断层或其他输导层与其储层砂体相互沟通，则天然气无法进入，即使物性再好也只赋存原始地层水（图4）。

表2 东胜气田锦58井区储层物性统计表

4.3 储层非均质性对气水关系的影响

辨状河砂泥岩互层中发育的高渗透率砂体更有利于天然气的聚集成藏。东胜气田锦58 井区下石盒子组辫状河道频繁变迁，导致高渗透率有效砂体复杂分布。纵向上河道的多期叠加造成大中型厚砂体层内隔夹层发育，这些隔夹层主要为泥质夹层和非渗透性砂岩夹层两类。受层内隔夹层的影响，在厚层砂体中易形成致密层—有效砂层的叠置组合，物性较好的有效砂体被致密的层内隔夹层所隔挡，造成天然气无法进入那些有效的砂体，其往往富集原始地层水，纵向上表现为“气层— 干层— 水层”的多层叠置组合（图5），平面呈现为孤立水体。平面上在储层非均质性控制下导致在相对高渗透率的心滩砂体中天然气较为富集，而在物性较差的心滩砂体周边多分布含气水层或水层。

4.4 局部构造对气水关系的影响

图5 东胜气田锦58井区测井解释成果图

东胜气田锦58 井区构造整体较为平缓，为向西南倾斜的单斜形态，呈现出北东高、南西低的特征。伴随着区域大的构造活动而发育微断裂、微裂缝、鼻状隆起及局部构造高点等局部构造。宏观单斜构造背景下，天然气的运移动力受过剩压力的控制主要表现为垂向运移，但宏观单斜构造对研究区下石盒子组气藏内部的气水关系影响甚微。而不同类型的局部微构造却影响天然气的富集及开发，对于微断裂、微裂缝而言，它们一方面在天然气成藏过程中是天然气运移的优势通道（图4），另一方面在开发中它们直接或者通过储层改造间接地沟通其他层位水体，易造成气井高产液。而对于局部构造高点或构造隆起而言，往往是天然气的有利富集区，在气藏剖面中高部位多为气层、低部位多为水层（图6），下石盒子组多套气水层虽无统一的气水界面，但气层多在构造隆起或者局部构造高点。

图6 东胜气田锦58井区局部构造高点气藏物探剖面图

5 结论

1）东胜气田锦58井区下石盒子组储层岩性以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，储层具有微孔细喉、低孔隙度—特低渗透率的特征。

2）东胜气田锦58井区下石盒子组地层水为深层封闭环境下的氯化钙水型，表明研究区气藏圈闭封闭性很好。地层水分为河道砂体底部低凹处或局部构造低部位的边底水、致密砂岩封隔的透镜状水体及排替强度不足而残留的原始地层滞留水3 种类型，其中前两种主要影响气井的开采。

3）东胜气田锦58井区下石盒子组气藏气水关系复杂，平面上气水同层、含气水层广泛分布，不存在严格意义上的天然气富集区。纵向上多个气水系统共存，每个油气系统具有自己独立的气水界面，且水体无区域性的连续分布特征。

4）东胜气田锦58井区下石盒子组气藏气水关系主要受烃源岩生烃强度、储层砂体连通性、储层非均质性及局部构造的共同控制。储层砂体连通性越好越有利于天然气的运移富集。储层非均质性导致气水在纵向剖面上呈现出多层“气层—干层—水层”叠置分布的特征，在平面上相对高渗透率的辨状河心滩砂体天然气较为富集。局部构造微断裂、微裂缝既是天然气成藏过程中的优势运移通道，又是储层改造沟通它层水体的主要途径，而局部构造高点或构造隆起往往是天然气的有利富集区。