盒8、山1段致密气藏地层水赋存机理及主控因素
——以苏里格某区块为例

刘会会 崔越华 夏守春 刘雪玲 费世祥 王准备

1. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院 2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

0 引言

致密气藏(渗透率＜0.1 mD)在全球范围内分布广泛，比如北美阿尔伯达盆地[1-2]及我国中西部的鄂尔多斯、四川盆地等。早在20世纪70年代致密气已投入开发。近年来，随着钻井技术及配套工艺不断完善，致密气所占比例增速显著，其中鄂尔多斯盆地苏里格型致密砂岩气目前已成为我国天然气生产主力[3]。勘探开发实践表明，苏里格气田整体已进入稳产阶段，其中苏里格某区块天然气储量超过3 000h108m3，天然气资源量丰富，是苏里格气田潜在的稳产接替区。但早期研究认为该区储层物性普遍较差、气井产量递减快、井筒积液明显、局部产水严重[4]，难以实现有效开发。

长期以来，针对致密含水气藏开发，国内外专家学者从成藏特征、气水分布等方面开展了大量研究工作。傅诚德等针对鄂尔多斯盆地深盆气成藏研究认为，气水宏观分布上具有盆地边缘含水、盆地中央整体含气的特征，局部零星产水[5-6]。付金华等[7]与赵文智等[8]认为致密岩性气藏天然气充注程度不均一，易形成差气层、干层或水层。崔迎春等认为致密岩性气藏无统一气水界面，气水关系复杂[9]。王威等[10]与郝国丽等[11]针对致密砂岩气藏气水分布特征开展了大量研究，二者一致认为气水分布主要决定于岩性或沉积微相，其次为构造与沉积非均质性。窦伟坦等[12]与王国亭等[13]认为地层水分布受到构造发育和储层非均质性等方面的控制，致使储层相对独立、不连片，无统一的气水界面。王继平等认为生烃强度、成岩作用、储层非均质性是影响地层水分布的主要因素[14]。受早期开发资料及分析方法制约，苏里格某区块气水关系复杂区一直缺乏更加深入而具体的认识，钻井成功率相对较低，开发风险明显高于苏里格其他区块，总体开发进展较为缓慢，导致该部分低品位储量仍难以规模有效动用。因此，基于目前最新钻井及测试等资料，利用新方法新理论开展开发甜点区预测及开发技术对策方面的研究迫在眉睫。笔者通过充分利用苏里格某区块最新的生产、试气、分析化验等资料对地层水赋存机理及主控因素进行多角度综合分析，多尺度描述地层水发育特征，进一步明确了影响苏里格气田某区块盒8、山1段气藏地层水形成与分布的主控因素，并以此为约束优选开发甜点区，因地制宜，制定了该类含水气藏的合理开发技术对策。

1 气井产出水特征

苏里格某区块气井生产情况表明，产水井压裂返排率多数大于100%，并且生产过程中水气比通常大于0.8 m3/104m3，甚至超过1 m3/104m3。根据苏里格某区块气井产出水样分析结果，中二叠统盒8段、下二叠统山1段的地层水矿化度总体介于35～66 g/L，整体表现为中等偏高矿化度的特征，阳离子中以K+、Na+、Ca2+占绝对优势，阴离子中Cl-占绝对优势，水型为CaCl2型（表1）。地层水经历了长期的离子置换和水岩作用[15-16]，各主要离子浓度差异大，为封闭埋藏环境下的局部滞留水。

表1 苏里格某区块部分地层水样离子构成统计表

2 地层水赋存机理

2.1 微观产出状态

苏里格某区致密砂岩气藏通常表现为气层中含水、水区中有气的复杂气水分布特征[17]，气水分异总体较差，根据目的层电性特征、压汞实验等分析，认为苏里格某区盒8、山1段气藏地层水主要以束缚水、毛细管水、自由水状态产出（表2）。研究表明，地层水以束缚水状态产出，试气及生产初期几乎不产水，主要为气层或含气层；地层水以毛细管水状态产出，试气及生产过程中多表现为气水同产，主要为微含气层或气水同层；地层水产状为自由水，试气结果多数表现为大量产水、不产气或者轻微产气，主要为水层或含气水层（表3）。

表2 不同产状地层水特征描述统计表

表3 不同地层水产状储层试气效果统计表

2.2 宏观赋存样式

针对性开展了苏里格某区块储层、构造特征精细描述，平面与剖面、微观与宏观紧密结合，将地层水在空间上发育样式总结划分为构造低部位滞留水、致密透镜状滞留水，孤立透镜体水3种类型（表4）。其中，构造低部位滞留水分布在区域连通、物性相对较好的砂体低部位（构造鼻凹或砂体下倾尖灭），地层水产状为自由水和毛细管水，水体规模大且较为活跃；透镜状滞留水受储层非均质性影响，多分布在砂体边缘或内部的致密层，地层水产状主要为毛细管水，水层规模一般较小，水体不活跃；孤立透镜体水主要分布在气源供给不足的孤立单砂体中，地层水产状为自由水或毛细管水。

3 地层水主控因素分析

3.1 微观因素

气藏构造平缓、储层微观结构复杂、石英砂岩亲水性较强[7]，毛细管力和天然气向上浮力对苏里格气田某区块气水分布具有明显控制作用。实验分析表明，研究区储层喉道中值半径介于0.02 ～ 0.8 μm（毛细管力介于 0.1 ～ 3.0 MPa）。统计分析表明，渗透性高、横向连通好的气层连续高度主要为10～35 m（相应浮力为0.08～0.28 MPa）。因此，地层条件下天然气向上浮力可克服毛管阻力为0.08～0.28 MPa（对应毛管半径为0.2～0.7 μm）（图1）。当天然气向上浮力小于毛细管力时，会导致储层气水垂向分异不明显、气水两相混储，形成气水层（气水同产）。同时，由于致密砂岩储层微细孔隙毛管作用力较大，对水体运移形成区域遮挡，导致气水分布特征极为复杂，并且无统一气水界面。

表4 地层水平面及剖面赋存特征统计表

图1 苏里格气田某区盒8、山1段储层微观特征展示图

3.2 宏观因素

3.2.1 生烃强度

鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩是一套广覆型沉积的含煤岩系[18]，上古生界无明显的生气中心，表现为广覆式生烃特征。苏里格某区块地区烃源岩层相对较薄（1～10 m），上古生界生烃强度从东南向西北逐渐降低，导致天然气充注程度较差，区域地层水滞留严重[18]。同时，距烃源岩的距离决定了储层中天然气的充注强度，纵向上含气饱和度呈递减趋势。研究区盒8上亚段、盒8下亚段、山1段储层平均含气饱和度分别为47%、56%、62%，含气饱和度由好变差依次为：山1段、盒8下亚段、盒8上亚段。

3.2.2 储层非均质性

在有利成藏条件下，岩性、物性相对较好的砂岩储层更容易被天然气彻底充注后成为气层或含气层；受岩性、物性条件整体较差等因素影响，该类砂岩储层难以被天然气有效充注，容易形成单个孤立透镜体水；受沉积、成岩作用等影响，砂岩储层内部容易形成部分强致密储层，该类砂岩储层只能被天然气局部充注，储层内部多出现成藏滞留水（图2）。分析表明，在相同充注强度条件下，石英砂岩优先成藏，岩屑砂岩在生烃期之前储层普遍致密化，不利于天然气的充注。同一区域不同类型砂岩的统计结果表明，石英砂岩储层含气饱和度比岩屑砂岩储层含气饱和度高达10%～15%。同时，辫状河体系储集岩性复杂，纵、横向变化快，心滩、分流河道、天然堤微相储层非均质性逐渐增强[19]，纵向上可以形成多套气层—水层—干层的组合模式，平面上多呈现致密层封隔的孤立水体。

图2 天然气运移驱替地层水模式示意图

3.2.3 成岩作用

根据埋藏热演化史分析，储层在快速压实作用和早期硅质胶结的作用下[20-21]，砂岩原始孔隙度大幅减小，二叠纪—三叠纪时期，储层在短时间强压实作用和早期硅质胶结的作用下，导致原始孔隙度大幅度降低。其中岩屑砂岩孔隙度从沉积初期34.6%降至10.3%，石英砂岩孔隙度从沉积初期的35.3%降至17.4%。一直到晚侏罗纪世，储层内自生矿物的胶结和机械压实作用使原生孔隙逐渐消失，岩屑砂岩孔隙度降为8.2%，石英砂岩孔隙度为13.3%。因此，致密砂岩储层由于不同岩性的成岩作用差异，在相同充注强度下，导致石英砂岩、岩屑砂岩天然气充注程度差异较大[22]。气藏对比剖面上，由于不同储层岩性的差异化成岩作用，气层、水层、气水层横向上多数不连续，且单个气藏规模较小（图3）。

3.2.4 构造特征

晚三叠世鄂尔多斯盆地上古生界进入生烃期，研究区构造已由东低西高转换为东高西低的基本构造形态，到生烃高峰期时，平均坡降约240 m / 100 km。随着地质演化不断进行，区内构造倾角继续增大，进而现今坡降达到约460 m /100 km。研究发现，苏里格气田在整个生烃阶段天然气有从构造低部位向构造相对高部位聚集的明显趋势。就苏里格某区而言，地层水在构造低部位的西部分布范围相对较广，且同一砂带构造低部位含水富集区明显增多。在区域地层构造平缓的背景下，天然气难以在静水环境中沿构造上倾方向进行大规模运移[23]，导致区域地层水饱和度偏高。因此，在小幅度构造和致密砂体发育条件下，构造低部位普遍形成滞留水，又由于区内构造整体为东高西低，向西含水明显增加，甚至为水层，同套储层的构造鼻凹部位地层水富集，形成构造低部位滞留水。

4 甜点区综合预测及开发技术对策

综合地层水赋存机理及主控因素研究认识，明确了研究区不同类型地层水分布规律，构造低部位滞留水主要分布在局部构造低点的高渗河道砂体分布区，透镜状滞留水主要分布在构造低洼平缓的致密厚层砂体内部，孤立透镜体水主要分布在河道间沉积的孤立砂体发育区（图4）。同时依据不同成因类型地层水特征及活跃程度，结合最新生产测试资料综合预测了开发甜点区。针对不同区域地质特征，结合经济效益评价结果，优选井型及开发部署方式，分区制定差异化开发技术对策：①开发甜点区内采用直/定向井、水平井整体部署，集中建产，突出规模效益；②地层水富集区实行直井评价部署，注重控水压裂及进攻性排水试验，强化区内生产井排水采气工艺措施优化，提高储量动用程度；③针对甜点区与地层水富集区以外区域，采用直/定向井滚动开发部署，在局部构造高点、中高含气饱和度区域甩开部署，适度建产，并做好随钻分析与部署调整,进一步落实了天然气开发有利区带。

图3 W-6 W-K-7井气藏剖面图

图4 不同类型地层水分布及开发甜点区预测结果图

生产实践表明，完钻直/定向井Ⅰ+Ⅱ类储层比例连续保持在80%以上，中高产井比例提高了15%，区块综合递减率由原来的29%～30%稳定到25%左右，提升了区块整体开发效果，降低了总体递减水平，苏里格气田某区块差异化开发技术对策应用效果良好。

5 结论

1）苏里格某区盒8、山1段气藏地层水矿化度总体为35～66 g/L，地层水水型总体为氯化钙型，整体表现为中等偏高矿化度特征，属于封闭环境下的局部滞留水。

2）地层水微观上主要以束缚水、毛细管水、自由水形态产出，宏观上表现为构造低部位滞留水、透镜状滞留水、孤立透镜体水3种赋存样式。

3）明确了苏里格某区不同类型储层的地层水赋存及开发特征，气层、含气层内部主要为束缚水，试气及生产初期一般不产水；气水同层内部主要为毛细管水和自由水，试气及生产中表现为气水同产；含气水层、水层内部主要为自由水，试气表现为大量产水、不产气或者轻微产气。

4）毛细管力和天然气向上浮力联合控制了地层水的微观产状，地层条件下天然气向上浮力可以克服的毛管阻力为0.08～0.28 MPa（对应毛管半径为0.2～0.7 μm），当天然气向上浮力小于毛细管力时，导致气水垂向分异不明显、气水两相混储，形成气水层；生烃强度、成岩作用、储层非均质性、构造特征决定了地层水的宏观分布，空间上形成不同赋存样式的地层水体，并且局部地层水相对富集。

5）地层水分布规律表现为，构造低部位滞留水主要分布在局部构造低点的高渗河道砂体发育区，透镜状滞留水主要分布在构造低洼平缓的河道充填相致密厚层砂体内部，孤立透镜体水主要分布在河道间孤立砂体发育区。