苏西盒8气藏气井产水成因剖析

2012-10-29金文辉赵安坤张银德

物探化探计算技术 2012年6期

金文辉，周文，赵安坤，张银德，包艳，王宏

（1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室成都理工大学，四川成都 610059；2.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710003）

苏里格气田西区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部，西邻天环坳陷，下石盒子组盒8段属于河流～三角洲沉积体系，砂体展布受近南北向的砂质辫状河流控制，砂体类型有河道充填砂体、辫状河砂坝、边滩（点坝）砂体，以及废弃河道充填和决口扇、天然堤［1、2］。气田属于低孔隙、低渗透、低压力、低丰度的大型岩性气藏，具有较强的储层非均质性［3］。砂体分布、微构造、成藏环境和储层的物性是影响该区气水分布的主要因素，该类气藏气水层识别与常规气藏相比难度更大。作者根据测井、试采资料的分析，阐述了研究区各类产水层段的生产动态和测井响应特征，进而分析了产水层段产水的成因。

1 产水层测井及生产特征分析

研究区盒8气藏为岩性气藏，部分井产水，但由于产水量不同，对生产的影响也有差异［4、5］。根据产水的成因不同，对研究区各类产水层段的测井、生产特征进行了总结。

1.1 纯水层

纯水层即生产过程中只产出水，其测井响应特征一般有如下特征：①自然伽玛、电阻率一般呈低值，较高的声波时差。与气层相应的测井相应特征有明显的差异；②物性较好、储层厚度大；③该类型产水层中的水体有：能量强、产水量大、矿化度高的特点。

研究区纯水层主要分为两类：

（1）局部边（底）水层。不仅在岩性气藏在构造性气藏也常有这种类水层，该类型水层是比较常见的一类含水层。苏西地区的局部边底水表现为：水体大多处于砂体的低部位，尤其是砂体发育相对连片的区域，且与同一连片砂体的构造高部位气层的接触关系为成边（底）水接触，表明气水在该区有一定的分异，系统内有统一的气水界面。如下页图1所示，苏108井盒8上2段，射孔段3 662m～3 666m与山1段合试，日产气0.058 3×104m3，日产水35.2m3，可以认为在盒8上2段3 661m～3 664.5m为一气层段（平均自然伽玛为48.4API，平均电阻率为78.4Ω·m），3 664.5m～3 669m为一水层段（平均自然伽玛为36.3API，平均电阻率为38.4Ω·m）。如下页图2所示，在联井剖面上，苏108井在盒8上2小层中存在水层，纵向上该水层上部测井解释为气层，横向上仅与苏191一口井盒8上2小层中的水层相互连通，可以认为此水层为局部边（底）水层。局部边（底）水的水体与边（底）水相比，其规模较小，仅仅是地层水的相对集中。

（2）透镜体水层。研究区储层非均值性强，发育众多相对孤立的透镜体型水，表现为：横向上，邻井相应层位砂体不发育或砂体与之不连通；纵向上，没有与该水体相连通的气层，以孤立发育砂体存在且高含水。

1.2 致密水层

致密水层在测井响应特征上主要表现为自然伽马偏高、声波及低电阻率值偏低的特征，与干层响应特征类似。解释为含水饱和度较高、孔、渗较差的砂岩层段，该类水层即可与气层段相邻，也可存在于气层中。在试气、试采过程中产水量很小或不产水，产水水化学矿化度较小，究其原因是受凝析水的影响，表现出低矿化度的淡化地层水特征。苏150井（如下页图3所示），盒8上2段3 488m～3 489m与盒8下1段3 502m～3 505m合试，日产气0.016 5×104m3，日产水23m3。作者经测井识别认为，盒8上2段为一气层，盒8下1段仅3 501.88m ～3 502.63m，0.75m 为水层。在2008年8月进行压裂施工，入井总液量为314.5m3，反排总液量为351.2m3，故可以确定试气产水来自地层水。而盒8下1、盒8下2段砂层平均孔隙度为3.9%（低于储层孔隙度下限值5%），综合认为该产水来自于致密储层产水。

1.3 气层产水

在岩性气藏中该类型比较常见.测井特征表现为自然伽玛值低、电阻率值较高、含水饱和度较低，综合解释为气层［1］。在试气、试采过程中，气井产水量略高于理论凝析水，水量较小；该类型产水矿化度较小，其主要原因是受到凝析水的影响，属淡化地层水。随着生产日期的增加，产水量也逐渐减少［6～9］。

见苏75井（见图4），该井射孔段为盒8上3 428.5m～3 435.5m，试气日产气 6.754×104m3，无水产出。该射孔层位中子响应值分布10.5%～18.9%，平均值 13%；声波时差分布204.8us／m～236us／m，平均值222.9us／m；深侧向电阻率分布27Ω·m～159.3Ω·m，平均值67.3Ω·m。经综合分析判断，3 428.5m～3 435.3m为气层。该井微量产水，截止日期为9月5日，累计产气59.768 9×104m3，累计产水0.06m3，经分析认为所产微量水为凝析水。

2 地层水成因

2.1 构造特征及砂体分布

苏西地区宏观上构造不是控制气水分布的主要因素，整个区域的构造沉积时期为北高南低，现今构造为东高西低。水体主要分布在研究区的北部、中部，少部份分布在南部且不连片。这既可能与北部、中部距离物源区相对南部较近，同时也可能不同的物源区提供物源造成杂基、岩屑含量高及岩性复杂导致高的含水率。南部地区含水率相对较低，这可能是与其临近烃源岩有关。

研究区在盒8期主要为辫状河三角洲沉积体系，砂体展布受三角洲平原及前缘分流河道控制，多期分流河道相互叠置。河道受物源影响，具有北、北东、北西向供源特点，因此砂体的展布也具有相应特点，并形成向中部汇聚的特点。因此根据受砂体展布方向、河道分布产状、沉积微相造成的侧向物性变化，以及气体聚集过程影响表明，该区不存在大规模区域性的流体运移，而形成众多平面上呈透镜体状、沿河道底部分布的局部分隔水体。研究区内存在多个局部边（底）水沿河道带分布，全区基本上没有统一的气水界面（见图5）。在油气运移聚集过程中，油气驱替水排向附近的低部位的边部，即构造低部位，形成了相对富水区，砂体中部形成相对较小区域的富水点，即透镜体水，如图5所示苏168井区的典型的沿河道底部分布的局部边底水。另外，如下页图6所示，苏128水体由于河道下切深度相对较大，尽管砂体物性较好，但是由于生成气体能量有限，使其不在气体驱替路径上，而保存为相对的富水河道。

2.2 成藏环境

鄂尔多斯盆地上古生界没有明显的生气中心，具有“广覆式”生烃的特点［10］。研究区盒8段气藏主力烃源岩主力烃源层为石炭－二叠系煤系烃源，燕山期为主其要成烃期；在过剩压力的作用下，生成的天然气沿压力递降快的方向，向相邻储集层或疏导层运移［11］。盒8段为源外成藏，气体形成之后通过断层、裂缝和连片砂体经过纵向和侧向运移至有利地区成藏。尤其是盒8下段砂体连片分布广、砂体厚度大，但储层非均质强的特点致使水层、气层相互叠置，气水关系复杂。总体来讲，不在尤其运移通道和路径上的储集砂体，尽管物性好，但由于水体未被驱替，表现为相对的富水河道。而有运移通道的储集区，可见一定的气水分异，因此气水为受砂体微构造形态控制的局部边底水。当然也见有为数纵多的透镜体水体，沿砂体中心物性较好的地方分布。

2.3 储层岩性和物性

天然气运移至砂岩储层并排驱水的程度受砂岩储层物性和岩性的直接影响，在烃源岩产生的气体进入孔喉较小的致密或泥质含量高的砂岩层段中，由于该类砂层岩石毛管压力大，而驱替力相对较小，导致水的排驱并不完全，从而形成致密水层，但多为不可动水［12、13］。气层产出的水是在成藏过程中由于驱动力不足而没有被天然气驱替出来的的残留地层水，该类水大都存在于小孔喉中［14］。天然气长期在地下与地层水接触，会溶解在水中，同时一部份水蒸气也会进入天然气中，由于地下压力、温度都比地面井口高，因此含水蒸气量比地面天然气高，随着天然气上升至井口，水蒸气最终会凝析以液态水的形式存在。该类水理论上其矿化度应为“0”，但是考虑到这种水蒸气凝析作用会发生在靠近井筒地层中，和与上述其它两种类型的水混合形成淡化地层水，这也是“致密水层”为低矿化度水的原因［15］。