张占杨

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450006）

0 引言

东胜气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北缘，北部边界为伊盟隆起。钻井表明该气田发育多套含气层段，主要目的层为二叠系下石盒子组、山西组、太原组，其中，下石盒子组由下往上划分为盒1段、盒2段、盒3段等3个含气层段，为致密砂岩气藏。已成功开发苏里格、大牛地等多个同类型气田，并取得了良好的经济效益。东胜气田总体构造形态为北东高南西低的单斜，局部发育微幅构造及鼻状隆起，与盆地内其他气田相比构造更复杂，断裂更发育，烃源岩分布差异更大，储层非均质性更强，气水关系更为复杂，勘探开发难度更大。研究区J72井区下石盒子组盒1段埋藏深度介于2 700～3 000 m，地层厚度介于50～65 m。主要发育辫状河砂岩沉积，储层平均孔隙度为8.5%、平均渗透率为0.7 mD，属于典型的低孔隙度、低渗透率储层。进入勘探及评价阶段以来，盒1段气藏探井及评价井均出现了产水问题，从而制约了气井产能释放与气藏的效益开发。在已有致密砂岩气藏气水关系识别的基础上，对盆地北缘J72井区主力气藏下石盒子组盒1段的气水分布关系进一步开展研究，同时对其控制因素进行更深入地分析。J72井区地质特征复杂，主要表现为纵向砂体厚度大，单有效砂体厚度薄，主要为含砾粗砂岩，储地比低；砂体连通性差，大片砂体连续而不连通，有效砂体孤立分布于厚层砂体中；储层非均质性强，储层电性特征差异小，但气井产出差异大；气藏差异富集，有利目标区分布不明确。复杂的地质特征导致气水识别、气水分布、控制因素等研究难度大。笔者通过多种资料并综合构造、沉积、储层、烃源岩等分析识别气水层，以期寻找有利的油气开发目标区。

1 地层水类型

通过对研究区35口井下石盒子组盒3段、盒2段、盒1段地层水资料的分析可知，地层水矿化度介于2.3～3.5 g／L，阳离子以Na+和Ca2+为主，阴离子以Cl-为主，具有明显的CaCl2型水特点，表明地层封闭性好，地层水为沉积残余水。统计50余口井的生产数据表明，日产气量介于（0.3～4.1）×104m3，日产水量介于0.8～20.8 m3，液气比介于1.1～12.5 m3／104m3，大部分气井产液量较大。目标区地层水的主要类型有自由水、束缚水、毛细管水3类［1-3］。其中，自由水主要分布于大孔喉中，受局部构造、储层非均质性、充注程度控制，保持原始饱和度水状态，主要分布于盒2段、盒3段气藏物性好的储层中，测井解释易于识别；束缚水主要分布于小孔喉中和孔隙盲端，主要受储层孔隙结构或矿物颗粒表面性质的影响，被“束缚”在孔隙盲端中或孔隙壁面上不参与流动，各层位均有分布，该类水不产出；毛细管水主要受储层孔隙—喉道配位关系及孔隙毛细管力的影响，气相进入孔隙的压力不足以克服毛细管力，无法驱动孔喉处的液相。其主控因素为储层毛细管力，主要分布于盒1段气藏中，气井压裂后，毛细管两端的压差增大，该类水开始流动，是气井产水的主要来源，测井解释难度较大。

2 气水层识别

目标区为典型的低孔隙度、低渗透率气藏，气藏含气饱和度低，总体呈现低电阻特征，气水层识别难度大，主要识别方法有气测综合判识法、侵入分析与侧向联合解释法、分区图版法、声波时差—自然电位曲线重叠法和声波时差—深电阻率曲线重叠法等［4-5］。但常规的识别方法难以对气水层进行有效识别。近年来，针对J72井区气水关系复杂的情况，通过气测形态分析、测井曲线重构法优选出适合研究区、效果最优的声波时差与补偿中子重构法对气水层进行评价。该方法能够较好地区分干层、差气层、气水层和气层，结合气测判别法，其区分效果要明显优于补偿中子与补偿密度重构法。研究区北部J-3井声波时差与补偿中子测井重构法解释实例如图1所示。从图1可以看出，1号层物性差，含气性差，解释为干层。4号层物性好，但感应电阻率低，补偿中子与补偿密度重构法解释为气水同层，而通过声波时差与补偿中子重构法，结合气测形态为饱满型，综合解释为气层，通过对4号层进行测试，试气初期日产气量为4.0×104m3，投产5个月，累计产气量为526×104m3，不产液，与解释结果吻合。

图1 J-3井声波时差与补偿中子测井重构评价气水层典型曲线图

3 气水分布特征

在气水层有效识别的基础上，利用已有单井测井资料，结合投产井生产特征，对该盆地北缘J72井区气水分布进行研究。该区主要发育辫状河心滩储层，储层物性差异大，储层中气水关系主要分为4种类型：一是多个物性好的心滩叠合，但心滩之间有非渗透隔层，多个心滩砂体连续而不连通，气水界面不统一（图2a）；二是多个物性好的心滩切叠程度高，心滩砂体连续并连通，呈现上气下水的特征，具有明显的气水界面（图2b）；三是多个心滩砂体不连续，水层呈现孤立状（图2c）；四是多个物性差的心滩叠置，砂体连续且连通，但气水呈现混储状态，没有出现气水分异［6］，即气水同层（图2d）。

图2 J72井区气水分布模式图

基于气水关系进行分析表明，井区西部J88-J87河道主要发育气水层、水层、干层，为气水混储状态，水型主要为束缚水；井区中部J91河道从下往上盒1段主要发育水层、气水层，主要为孤立水体和气水混储，水型为束缚水、自由水，盒2段主要发育气层，P16河道盒1段主要发育气层，是气层分布区；井区东部J70-P15井主要表现为上气下水，即边底水气藏，水型为自由水，在P15井呈现明显的上部高电阻、下部低电阻特征（图3）。从北往南，北部构造高部位主要发育气层，中部主要为致密层，南部多套气层叠合发育，是J72井区盒1段气藏的主要发育区（图4）。

图3 J72井区东西向气水分布连井剖面图

图4 J72井区南北向气水分布连井剖面图

4 气水分布控制因素

通过气水层识别与分布特征研究，综合分析表明该盆地北缘J72井区气水分布主要受断裂、局部构造、储层非均质性等因素的共同控制。

1）断裂的封堵性

J72井区北部发育泊尔江海子逆断裂（图5），倾向向北，平面东西向延伸近70 km，断距为100～300 m，主要形成于加里东期，后经历海西、印支、燕山等多期活动，最晚活动期发生在侏罗纪晚期，为早白垩世天然气的运移充注提供了通道。该断层的封闭性具有分段性、分层性的特点，石千峰组和上石盒子组断裂封闭，下石盒子组和山西组断裂开启。该井区北西部断层封堵性差，断裂南部天然气易通过裂缝侧向优势疏导区向北发生运移富集成藏；井区中部侧向封闭区断层封堵性好，南部易富集成藏［7］。井区北东部砂体发育区受厚层砂体与断层、裂缝共同作用［8］，向北部运移，主要发育气水层、水层。根据断层封堵性，J72井区中部J91-P16河道成藏条件好，含气性较好，可作为有利评价目标区。该井区西部封堵性差，J87-J88河道成藏条件较差，含气性差。该井区东部封闭性较差，砂体发育，天然气易逸散。

图5 J72井区过泊尔江海子断裂南北向剖面图

2）气藏局部构造

构造格局对天然气的富集成藏起到了关键性的作用。通过对研究区构造的精细解释与编图，明确了该区的平面构造特征，总体上是平缓的单斜，具北东高南西低的特征，局部发育闭合圈闭、鼻隆构造（图6a），平均坡降为7.8 m／km，地层水向低部位聚集［9-11］，导致井区西部为水层的主要发育区，在远离泊尔江海子断裂的南部局部构造发育区，气藏更富集。在单一河道内部连通砂体，盒3段、盒2段气藏孔隙度为15%，平均渗透率为1.5 mD，物性好，易发生气水分异，构造高部位含气、低部位为水层，形成边底水岩性—构造气藏。盒1段气藏平均孔隙度为8.5%，平均渗透率为0.6 mD，物性差，天然气浮力难以克服毛细管阻力，气水不能发生分异，呈现气水混储的状态，无统一的气水界面。

3）储层非均质性

J72井区属于低孔隙度、低渗透率、强非均质性储层，天然气聚集成藏需要一定的渗透率极差。高渗透率储层的天然气起始充注压力低，气体运移阻力小，气驱水效率高；而低渗透率储层的起始压力高，天然气较难充注，易形成差气层、干层、气水层、水层［12-13］。由于储层的非均质性，天然气在致密储层中差异充注成藏，天然气主要富集于辫状河道高孔隙度、高渗透率心滩砂体中，水层、气水层主要分布在河道侧翼或辫流水道砂岩中［14-15］，同时也易物性封堵形成岩性气藏。勘探开发证实，J72井区北部天然气主要在局部构造高部位心滩砂体中，气测全烃含量高，含气饱和度高，而井区中部主要发育辫流水道细砂岩沉积，砂地比高、储地比低（图6b、图6c），物性差，形成良好的封堵条件，使天然气在井区南部聚集，形成岩性气藏区。P5井附近为高产富集区，P5井测试日产气量为4×104m3，套压为11 MPa，是该区开发的主要目标区。

图6 J72井区盒1段构造与产量分布特征图

研究认为，J72井区下石盒子组气水分布主要受断裂、局部构造、储层非均质性3个关键因素的综合控制，气藏富集区主要分布有两个：①该井区南部P5井附近，受岩性、物性控制，分布在心滩发育位置，形成岩性气藏；②该井区北部J-3井附近，受构造、岩性、物性控制，分布在构造高部位、心滩发育部位，形成岩性—构造气藏。

5 结论

1）J72井区地层水具有明显的CaCl2型水特点，地层封闭性好，地层水为沉积残余水，主要包括自由水、束缚水、毛细管水3类，其中毛细管水为主要产出水类型。

2）根据研究区储层及含水特征，采用声波时差与补偿中子重构法，结合气测曲线分析法能够有效地识别气层与水层，应用效果良好。

3）J72井区下石盒子组气水关系复杂，发育上气下水、孤立水体、气水混层等多种类型。井区西部发育水层，南部与北部局部构造高部位发育气层。

4）气水分布主要受断裂、局部构造、储层非均质性控制，井区北部断裂封堵性好、心滩发育的局部构造高部位含气性好，发育岩性—构造气藏；井区南部心滩发育、局部构造高部位、受断裂影响小，是天然气富集的部位，发育岩性气藏。