朱志良 张万 张成功 熊迪

(1.甘肃煤田地质研究所，兰州 730000;2.成都理工大学能源学院，成都 610059)

目前，我国各类气田中有80%以上的天然气储存于复杂低渗透储层中。苏59区块属于岩性气藏，其储层非均质性较强，相变较快，储层主要分布于物性较好的致密砂岩甜点部位。河流三角洲相沉积为工区的主要沉积相，河道带中储层普遍发育，平面上各小层河道摆动较频繁，纵向上砂体呈零散的透镜状或连片分布［1］。随着气田开发的深入，发现该区气藏气水关系复杂，无统一气水界面，地层水相对独立且互不连通，气水分布规律不够明晰。探索苏59井区气水分布规律、寻找相对高渗高产发育区是该区当前急需完成的主要任务［2］。本次研究以录井、钻井、测井、试气等资料为依据，分别运用交汇图法、视地层水电阻率法和全烃曲线法对工区的气水层进行识别，观察工区的气水分布特征。

1 储层特征概况

对苏59井区56口井的4 523份样品进行分析，认为H8段(盒8段)和S1段(山1段)岩石类型相似，储层以石英砂岩、岩屑砂岩为主，岩石成熟度低，属典型的孔隙型储层。H8段储层粒度较粗，砂岩类型以含砾粗砂岩和砂砾岩为主，S1段砂岩类型以粗砂岩和细砂岩为主。图1所示为苏59井区储层微观特征。

H8段砂层以粒间溶蚀孔、微孔、晶间孔和岩屑粒内溶孔复合构成的孔隙网络为主要特征，而S1段砂层以粒内溶蚀孔、岩屑粒内溶孔、微孔和粒间残留孔复合构成的孔隙网络为主要特征。在S1段和H8段储层当中，孔隙度一般为3.87% ～17.54%，平均孔隙度约8.98%，其中有80.90%的储层孔隙度介于6.00% ～12.00%，另有11.46%的储层孔隙度大于12%;储层渗透率一般为0.04×10-3～20.02×10-3μm2，平均0.66 ×10-3μm2，其中约79.05%的储层渗透率介于 0.10 ×10-3～0.80 ×10-3μm2，另有12.04%的储层渗透率大于 1.20 ×10-3μm2。总体上，该区储层表现出低孔-低渗特征。

2 气水层识别方法

结合工区56口井的试气资料，根据产气和产水情况将工区储层划分为气层、气水层、水层和干层(致密层)［3-4］。气水层的分布受到储层物性与岩性的显著影响，其电阻率特征的差异较大，在此可运用电阻率与孔隙度的交汇图法识别工区的气水层。

2.1 交汇图法

在此引用经典阿尔奇公式［1］:

式中:Rt—地层电阻率，Ω·m;

a，b — 岩性系数，a=0.76，b=1;

Rw— 地层水电阻率，此处Rw=0.065 Ω·m;

m—胶结指数，m=2;

n— 饱和度指数，n=2;

Sw—含水饱和度;

φ—地层孔隙度。

图1 苏59井区储层微观特征

运用特殊对数坐标法绘制工区储层电性 -物性分布图(图2)。水层的电阻率小于11 Ω·m，而气层的电阻率则大于20 Ω·m，可通过电阻率明显区分气层和水层。气层的含水饱和度小于45%，水层的含水饱和度则普遍大于75%，而气水层则介于二者之间。试气段储层平均孔隙度为8.10%，地层电阻率为22.6 Ω·m，含水饱和度为60%，综合解释为气水层，与交汇图法判别的结果一致。运用交汇图法可区分气水层，将试气井位的数据填入该图上，气水层区分效果显著。

图2 电阻率与孔隙度交汇图

2.2 气水层的储层特征分析

首先，以苏59-11-42井为例分析纯气层的特征。试气层H38和H48合采，日产气量约为104.26×104m3，不产水。试气段储层物性较好，处于高点位置，高于周围井区，H48层右侧岩性由粗砂变为泥岩。这种岩性突变形成遮挡，造成天然气富集，从而形成工区内试气产量最高的纯气井。

其次，以苏59-4-41井为例分析纯水层的特征。日产水约 30 t，H48、S21、S31层合采，各试气层段物性均较差，含水饱和度较高。该井在各试气层位的有效砂体厚度较薄，储存于砂岩孔隙中的水体难以被驱替出来，束缚水饱和度较高，水体已发育。

最后认为，气水层的储层特征处于气层和水层之间，在单砂体内部气水同层现象多出现在正向构造和负向构造之间。

3 气水分布特征分析

在气水识别的基础上建立连井剖面，对苏59井区气水分布特征展开研究。图3所示为苏59井区气水剖面图。

(1)S1段气水分布特征。致密砂岩隔层分布较广，产气层在S31层分布较多，厚度为1～15 m，平均5.3 m;水层分布较少，大多分布在构造相对较低的位置，厚度为1～7 m，平均3.1 m。气层平面分布受控于储层的物性和构造位置，在物性较好、砂体厚度较大且构造位置相对较高的砂体有气体富集。如图3所示，整个剖面呈“上气下水”的分布状态，在斜坡处气水同层现象明显，而纯水层则在斜坡的底部分布较多。东部砂体位置高于西部，充注强度高，产气量大，水体小而量少。横向上，气水被泥岩隔层或致密层分割成孤立的气水储集体，未见统一的气水界面。在单砂体内，气水明显分异，没有“上气下水”的倒置现象。

(2)H8段气水分布特征。砂体发育规模大，厚度一般为4～20 m，平均厚度为9.6 m，且砂体之间的连通性较好，与上下层的气水分布差距较大，产水量大于其他小层。苏59-11-42井比周围井的位置稍高，其上部岩性发生明显变化，形成岩性遮挡，并造成天然气的大量富集，试气产量为114.26×104m3/t。该组H48层物性稍优于其他层。受泥岩隔层封隔作用的影响，水体主要以透镜状存在，H18和H28层基本不产气，储层主要在河道位置发育，微构造的控气作用比较明显。东部整体较西部的含气量高，产气量较大;而西部构造斜坡带储层出水，气水同层分布区域较广。

图3 苏59井区气水剖面图

4 气水分布的控制因素分析

4.1 构造类型

苏59井区为一个处于伊陕斜坡上的西倾大单斜构造，其宏观构造对区内的气水分布影响甚微，在构造相对较高的东部仍会出现水层，在整体较低的西面也有气层出现。如图4所示，在苏59-6-53井和苏59-11-42井中，H48层构造高低分明;但东边位置较高的苏59-6-53井产水，而西边位置相对较低的苏59-11-42井产气。各小层内单砂体的微构造对气水分布影响显著，基本上位置相对较高的构造未见独立水体，而在下部则出现气层的气水倒置现象［5-6］。H8组下部天然气富集主要与侧向封堵和局部鼻状构造有关，河道间砂体减薄，层数变多，粒度变细，往往形成低渗透带，在低渗透带西出现上倾尖灭而形成气藏。在H48层中砂体不发育的区域，其西侧往往容易形成岩性圈闭。总之，构造高点对天然气的富集影响显著。

4.2 圈闭类型

苏里格气藏属典型的岩性圈闭气藏。在苏59井区上古生界，H48层发育形成辫状河三角洲沉积体系，其他小层为曲流河三角洲沉积体系［7］，2种沉积体系共同控制砂体展布特征和圈闭的形成。根据井区沉积相、砂体展布和岩性组合等特征，可将其相控圈闭分为河道充填型圈闭、泥岩超覆型圈闭、透镜单砂体型圈闭。表1所示为苏59区外H8—S1段主要圈闭类型及其特征。

2011年苏59区14口井完成试气工作，有4口井试气产量高于4×104m3/d。各单井地质资料分析结果显示，苏59井区外围圈闭类型多为河道充填型圈闭，靠近南部接近三角洲前缘相带地区的泥岩超覆型圈闭类型有所增多，这2种圈闭类型均是有利的天然气储集圈闭类型。

表1 苏59区H8—S1段主要圈闭类型及其特征

4.3 储层的非均质性

该区气藏气水分布受储层非均质性控制作用的影响较显著。天然气优先充注到毛管阻力最小的孔隙，高渗透率砂岩储层运移阻力较小，气驱水效率较高。因此，天然气的充注效果差异很大，相对而言高孔渗储层中天然气的富集程度较高。这类储层中，非均质性差的砂岩段天然气充注起始压力稍低，运移阻力小，气驱替水相对容易;而非均质性强的储层天然气充注起始压力稍高，运移阻力大，天然气较难进入，易形成差气层、干层或水层［8-9］。

4.4 储层的物性

4.5 气水分布模式

苏里格气田主力储层为H8段下部和S1段砂体，在石千峰组、下石盒子组厚层泥岩形成区域性盖层，天然气聚集成藏方式主要表现为“下生上储”的近距离侧向及垂向运移［8］。H8段天然气富集现象主要与侧向封堵和局部构造高点有关，要特别注意H48中砂体不发育的区域，其西侧通常容易形成岩性圈闭。S1段大多富水区位于构造较低部位或斜坡无岩性遮挡区，富气区则位于上倾岩性遮挡、鼻状构造和局部高点区。

苏59井区气水分布规律主要受到储层物性、非均质性、有效砂体规模、储层微构造及圈闭类型的影响，其构造幅度较为平缓，对气水分布控制作用不够明显，气水难以分异。在单砂体内部，正向微构造有利于天然气的富集，负向微构造发育的区域水体发育较好。在一定的生烃强度下，受储层物性的影响，天然气主要富集于物性较好的储层中，而物性较差的储层含气饱和度相对较低;受有效砂体规模的影响，气层、气水层及含气水层各自呈孤立状分布于致密储层中。在生烃强度较大的区域，储层距离下部源岩越近，天然气充满程度就越高，气层也越多;而距离下部源岩越远，天然气饱和程度就越低，含气水层或气水层也越多。

5 结语

工区气藏存在多个气水系统，未见统一的气水界面，单个气水系统内呈“上气下水”的分布状态，储层非均质性、物性及构造类型、圈闭类型等是工区气水分布的主控因素。

苏59区H8和S1组气藏属于致密砂岩岩性气藏，储层主要以石英砂岩、岩屑砂岩为主。孔隙结构呈“双高”或“双组”的特征，束缚水饱和度高，储层的黏土矿物主要以高岭石和伊利石为主。利用电阻率与孔隙度的交汇图法可有效识别工区的气水层。

研究区气水分布复杂，整体东部构造位置较高，产气层比起西部构造相对较多。从微观角度分析，构造高点控气作用明显，气体主要富集在构造高点处，而水层则聚集在构造较低的位置，气水同层则多位于构造斜坡地带。H8储层物性较好，砂体发育规模大，连通性较好，但是气水同产明显较多，H18、H28层基本不产气。S1段储层主要分布在河道所发育的位置，致密砂岩隔层分布较广，产气层在S31层分布较多，水层分布较少，大多分布在构造相对较低的位置。横向上气水被泥岩隔层或致密层分割成孤立的气水储集体，未见统一的气水界面。在单砂体内，气水明显分异，未见“上气下水”的倒置现象。

苏59区储层主要受沉积相所控制，其外围圈闭类型多为河道充填型圈闭，而在靠近南部接近三角洲前缘相带地区，泥岩超覆型圈闭类型有所增多，这2种圈闭类型均是有利的天然气储集圈闭类型。储层的非均质性控制着气水的微观分布特征，致密砂岩的横向延展性对气水分布规律影响较大。宏观构造对气水分布规律的影响不明显，微观构造高点的控气影响作用更显著。

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