王继平，李跃刚，王 宏，王 一，刘 平，郝 骞

（1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室，西安710069；2.中国石油长庆油田分公司 苏里格气田研究中心，西安710018）

致密含气藏通常指渗透率＜0.1×10－3μm2的砂岩气藏。致密气藏的开发始于1970年，随着水平井、大型压裂技术规模应用以及成本控制，得到了快速发展。中国致密气资源量大约12×1012m3，广泛分布于鄂尔多斯、四川、吐哈等10余个盆地。该类气藏开发难度大，多表现为低渗、低产，并且常伴有地层水的产出[1]。

苏里格气田属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部，勘探面积约4×104km2，目前已探明储量超3×1012m3，显示出巨大的开发潜力[2]。随着开发的推进，气田产能建设逐步向地质情况复杂的外围拓展，部分区带气水关系复杂，投产气井存在不同程度产水，严重影响了气田的开发步伐。

本文通过分析研究区块烃源岩发育程度及生烃强度、不同类型储层致密性与天然气充注时间匹配、构造特征及其演化和储存的非均质性特征等方面来总结地层水的主控因素，再结合苏X区块的实际生产情况进行地层水类型和地层水的分布规律研究，揭示出3种不同类型地层水的特征以及气水分布规律，从而为后续的气田开发提供技术支持。

1 地层水的主控因素

1.1 烃源岩发育程度及生烃强度

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，自下而上发育石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组3套海相—海陆过渡相—陆相的煤系气源岩（暗色泥岩、碳质泥岩、碳质页岩、煤层）[3]。与中国大中型气田形成的生烃强度相比，鄂尔多斯盆地上古生界没有明显的生气中心，表现为广覆式生烃特征[4]。

煤层是苏里格气田石炭系至二叠系烃源岩贡献最大的岩类，分布广泛，煤层多，且横向及纵向上变化大。煤层累计厚度一般为4～20m，局部可达30m以上[5]。气田东部乌审旗及其以北煤层发育，厚度在10～20m；西部煤层较薄，在鄂托克旗、鄂托克前旗及苏里格庙区域，煤层厚度4～10m。暗色泥岩以灰、深灰色泥岩为主，其厚度通常在20～60m。其中苏里格庙、乌审旗及定边区域厚度在40～60m，在气田西北部鄂托克旗—吉尔—召皇庙一带厚度在30m以下。

从生烃强度来看，区内上古生界从东南向西北生烃强度逐渐减小，东南部生烃强度介于（2～5）×109m3／km2；而苏里格西北部所在区域生烃强度普遍小于2×109m3／km2，局部生烃强度仅为（0.8～1.2）×109m3／km2。测井解释统计结果表明：盒8段86.7%的含水储层分布在生烃强度＜1.5×109m3／km2的区域，仅12.4%的含水储层分布在生烃强度为（1.5～2.0）×109m3／km2的区域。

受生烃强度不足的限制，与烃源岩之间的距离决定了储层中天然气的充注强度。通过对苏里格西区盒8上、盒8下、山1段储层含气饱和度的对比，可以看出从山1段→盒8下段→盒8上段含气饱和度逐步减小[6]（图1）。

研究表明，二叠－三叠系储层在快速压实作用和早期硅质胶结的作用下，原始孔隙度大量减少。其中岩屑砂岩孔隙度从沉积初期的35%降至10.27%，石英砂岩孔隙度从沉积初期的35%降至17.35%。至晚侏罗世，自生矿物的胶结作用和机械压实作用使原生孔隙逐渐丧失，岩屑砂岩孔隙度降至8.15%，石英砂岩孔隙度降至13.27%。晚侏罗世－早白垩世气田进入生烃高峰期，在相同充注强度下，石英砂岩储层物性好，优先成藏；岩屑砂岩在生烃期前储层普遍致密，不利于天然气的充注。对同一区域（生烃强度相同）不同类型砂岩的统计结果表明，石英砂岩储层含气饱和度较岩屑砂岩含气饱和度高10%～15%。

1.2 构造特征及其演化

苏里格气田在晚三叠世鄂尔多斯盆地上古生界进入生烃期时，其构造已由东低西高转变为东高西低的形态；到生烃高峰期即晚侏罗世时，坡降约2.4‰；随着地质历史的延续，构造倾角进一步增大，直到现今坡降达到约4.6‰[7]。苏里格气田在整个生烃阶段天然气有从低部位向相对高部位富集的趋势。从整个气田范围看，处于低部位的西区地层水分布较中、东区分布广；同一砂带构造低部位含水较高部位多[8]。

1.3 储层非均质特征

苏里格气田盒8期主要为辫状河三角洲沉积，砂体受分流河道控制，多期河道相互叠置，纵向厚度大；河道迁移、摆动频繁，砂体横向连片分布，呈大面积分布的特点[9]。苏里格气田储层岩石较强的亲水性及其毛细管作用，使得润湿相的地层水优先分布在孔隙喉道及较小的孔隙中（储层物性较差的区域），而非润湿相的天然气占据较大的孔隙（储层物性较好的区域）。储层强非均质特征对储层流体分布具有明显的控制作用。如图2所示，河道砂体中部物性较好，其含气饱和度高，而砂体边部或致密砂岩区含水较多。

图1 苏里格气田不同层位渗透砂岩含气饱和度对比图Fig.1 Comparison of gas saturation of different horizon permeable sandstones from the Sulige gas field

图2 苏里格气田苏X－Y－2W井—苏X－Y－8井盒8、山1气藏剖面图Fig.2 The gas reservoir sections of Well Su X－Y－2W — Well Su X－Y－8He 8and Member 1of Shanxi Formation in the Sulige gas field

2 气水分布规律

2.1 苏X区块生产概况

苏X区块位于苏里格气田西区中南部，气水关系复杂。该区累计投产气井78口，开井59口，日产气量56.43×104m3，平均单井产量0.956×104m3／d；目前套压15.0MPa，累计产气量169.34×106m3，累计产水量已达到7 861.7m3。运行的3个集气站中，苏X－1集气站投产井水气比0.075‰（图3），苏 X－3集气站投产井水气比0.062‰。与相邻区块比较，气井产水严重。

2.2 地层水类型

本次研究通过对目前井控程度相对较高的苏X区块东部储层精细解剖，认为苏里格气田地层水类型主要有3种（图4）：低部位滞留水（Ⅰ型）、致密透镜状滞留水（Ⅱ型）、孤立透镜体水（Ⅲ型）。

图3 苏里格气田苏X－1集气站产液情况Fig.3 The liquid from the Su X－1gas gathering station of the Sulige gas field

在气藏低孔、低渗和强非均质性背景下，致密砂体呈透镜状分布于地层中（图4－A），在未被油气充填时，储层为水饱和。进入生烃高峰期，由于生烃增压作用，气呈水溶相向上运移至盖层下。由于运移过程中温度、压力的降低以及生烃作用的持续，气脱溶形成游离气；随着气柱不断的增高向下形成反作用力，推动水向下运移[10]。

由于储层非均质强，气驱替水首先进入孔喉较大的储集空间，而对物性较差砂体中已封存完好的水体则无力驱替，从而形成致密透镜状滞留水（图4－B）。致密透镜状滞留水主要受储层非均质控制，水体主要分布于砂体边部或内部物性较差的区域[11]。生烃期受构造起伏和砂体展布的影响，低部位的水体由于无法被天然气驱替而滞留于储层中（图4－B），进而形成低部位滞留水，该类地层水主要位于构造鼻凹部位或砂带（砂体）的下倾尖灭部位[12]。当天然气充注强度不足，且砂体规模较小或周边致密气水排泄不畅时，则主要形成孤立透镜体水，相对孤立的单砂体内完全为地层水，该类地层水主要位于盒8上段及以上层位（图4－B）。

2.3 地层水的分布规律

图4 不同类型地层水形成机理示意图Fig.4 Formation mechanism diagram of different types of formation water

图5 苏里格西区苏X区块盒8下段地层水平面分布图Fig.5 Su X block He 8lower segment formation water plan of the Sulige area

通过地层水的对比解剖表明，平面上不同类型地层水在储层中的分布具有明显的规律。图5为苏X区块盒8下段地层水平面分布图。分析可知，同一砂带内地层水主要集中分布在构造鼻凹部位，该类地层水多为构造低部位水。另外，物性较差的砂带边部也是地层水分布的主要区域，该类地层水多为致密透镜体水。对于物性较好、构造部位较高的区域来说，其含气性通常也相对较好。

储层垂向上表现为下气上水。其中，山2段储层基本上不含水，山1段储层局部含水；盒8段储层则明显含水，从盒8下2→盒8下1→盒8上2→盒8上1地层含水逐步增多。图6为穿过富水区的东西向剖面，该剖面共钻遇水体9个，其中构造低部位水体3个，均位于剖面的西部，具有构造位置最低、多个水体叠置、水体总规模较大的特点。致密透镜状滞留水体4个，以透镜状分布于气层当中，单个水体的厚度薄，规模有限。孤立透镜水体2个，以单井钻遇为主，水体规模有限。

3 不同类型地层水特征

不同成因类型地层水规模及活跃程度存在明显差异，对气井生产影响程度也各不相同[13]。

低部位滞留水：储层中气水分异明显，测井解释通常为水层或含气水层，水体的厚度大[14]，地层水活跃。目前完钻井中有8口井钻遇该类水层，单井钻遇厚度在3.0～15.6m，平均厚度为7.3m；孔隙度范围在8.9%～12.3%，平均为10%；渗透率为（0.418～1.359）×10－3μm2，平均值为 0.811×10－3μm2；饱 和 度 在 35.7%～49.6%，平均值为42.4%。一般产气量很小，产水量较大，测试产气量大多数＜2×104m3／d，产水＞10m3／d，通常不能正常生产。

致密透镜状滞留水：分布于气层之中，呈透镜状分布，测井曲线含水特征不明显，识别难度较大，测井解释多为含气层、气水层，部分井测井解释为气层；但试气或投产有水产出。该类水体规模小、厚度薄，地层水通常不活跃。在致密砂岩气藏中该类型地层水广泛分布[16]，区内完钻井中有17口井钻遇该类水层，单井钻遇厚度在1.5～5.3 m，平均厚度为3.2m；孔隙度范围在5.1%～8.9%，平均为7.8%；渗透率为（0.118～0.537）×10－3μm2，平均值为0.346×10－3μm2；饱和度在45.5%～58.9%，平均值为52.3%。

图6 苏X区块苏D井—苏X－C－J2井盒8、山1气藏剖面图Fig.6 Formation water plan of gas reservoir sections of He 8and Shan 1across Well Su D－Well Su X－C－J2in Su X Block

孤立透镜体水：该类地层水主要分布于主要含气层系以上的层位，在测井曲线上易于识别，测井解释以水层为主[15]。其规模主要取决于致密砂体的规模，地层水活跃程度取决于储层的物性。目前完钻井中有8口井钻遇该类水层，单井钻遇厚度在1.8～7.5m，平均厚度为4.1m；孔隙度范围在6.3%～13.7%，平均为11.2%；渗透率为（0.328～1.022）×10－3μm2，平 均 为 0.660×10－3μm2；饱和度在39.7%～42.2%，平均为42.5%。

4 结论

通过研究区块地层水主控因素、气水分布规律以及不同类型地层水特征的综合分析，主要得到以下结论。

a.苏里格气田为典型的致密砂岩气藏，分布范围大，受生烃强度、致密储层形成与生烃期匹配关系及构造演化等综合因素影响，气水平面分布复杂，气井生产特征差异较大。

b.苏里格气田地层水主要受控于生烃强度、成岩作用、构造以及储层非均质特征，依据控制因素可以将地层水分为构造低部位水、透镜状滞留水和孤立透镜体水。

c.致密透镜状滞留水以“透镜状”存在于气层内部，但水体范围及其能量有限，气井可通过适当的排水采气措施进行连续生产；构造低部位水、孤立透镜体水对气井生产影响较大，应避免射开此类水层。

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