陳娟萍，趙小會，安文紅，趙偉波

（中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018）

鄂爾多斯盆地位于華北地臺西部，為一矩形構(gòu)造盆地，面積約25×104km2。中奧陶世末加里東運(yùn)動(dòng)使華北地臺抬升為陸，盆地內(nèi)中奧陶統(tǒng)馬家溝組上部地層經(jīng)受了長達(dá)1.3 億多年的風(fēng)化侵蝕，發(fā)育成風(fēng)化殼為主的儲層及大型天然氣藏[1]。馬家溝群是鄂爾多斯奧陶系的主體在鄂爾多斯全區(qū)均有分布，其頂?shù)捉缑婢鶠閰^(qū)域不整合，是一個(gè)獨(dú)立的沉積地層單元。它包括六個(gè)組，即馬家溝一組、二組、三組、四組、五組和六組。這六個(gè)組之間均為整合接觸[2]。鄂爾多斯盆地下古生界奧陶系馬家溝沉積時(shí)經(jīng)歷了三次大的海退和海進(jìn)旋回，依據(jù)沉積旋回及古生物特征，可將馬家溝組地層自下而上劃分為馬一、馬二至馬六等6 個(gè)大的地層巖性段，其中馬一、三、五段巖性以白云巖、膏鹽為主，馬二、四、六段巖性以灰?guī)r為主，其中馬六段在盆地內(nèi)分布局限。馬家溝組上部的馬五段以白云巖為主，主要形成于潮間帶，形成廣泛分布的含膏白云巖，是下古生界的主要儲集層段[3]。

1 產(chǎn)水井現(xiàn)狀及分布

截止目前，靖邊氣田西部在試氣過程中有51 口井不同程度產(chǎn)水，其中陶利廟地區(qū)有23 口井產(chǎn)水，席麻灣地區(qū)有6 口井產(chǎn)水，而高橋地區(qū)有22 口井產(chǎn)水，具體情況（見表1），從表1 可以看出，桃利廟地區(qū)在垓區(qū)塊當(dāng)中產(chǎn)水井?dāng)?shù)是最多的，而且產(chǎn)水量大于10 m3/d 的井有15 口，高橋地區(qū)雖然產(chǎn)水井?dāng)?shù)也比較多有22 口，但是產(chǎn)水量大于10 m3/d 的井有8 口，所以桃利廟地區(qū)是靖西白云巖帶試氣出水較多的區(qū)域，為相對的富水區(qū)。馬五1 地層孔隙中現(xiàn)存的地層水是在天然氣運(yùn)移時(shí)的氣排水階段中保存在孔隙表面的束縛水或因氣體能量有限而殘存的部分可動(dòng)水。在部分地區(qū)或井區(qū)由于儲層條件變化，局部致密帶的形成而造成孔隙中水未受到天然氣的大規(guī)模排驅(qū)而殘留了大量的地層水形成“相對富水區(qū)”。

1.1 風(fēng)化殼氣藏各類水化學(xué)特征分析

地層水（即油、氣田水）的化學(xué)成分與油氣藏的形成密切相關(guān)，一般而言，地層水的礦化度隨深度的增加而增大，但也不盡然，對于多數(shù)沉積盆地，礦化度在一定深度其值為一較寬的范圍，這種變化不僅反映了地層水中所溶解物質(zhì)的來源，同時(shí)它還說明地層水經(jīng)歷了復(fù)雜的物理過程如運(yùn)移擴(kuò)散等[4-5]。為了較為準(zhǔn)確的認(rèn)識地層水特征，通過對目前產(chǎn)水井的水分析資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)，馬五1 氣藏各類地層水其特征（見表2）。

表1 靖邊氣田西部風(fēng)化殼產(chǎn)水現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)表

表2 靖邊氣田西部風(fēng)化殼氣藏水組分地球化學(xué)特征

從表2 可以看出，下古馬五1+2 氣藏地層水組分里面，陽離子主要是K+、Na+、Ca2+、Mg2+，陰離子主要是Cl-、SO42-、HCO3-，其中Cl-約占99 %以上，次為SO42-，占陰離子的0.15 %左右。礦化度介于125.37～278.3 g/L，水型均為CaCl2型，與其它油氣藏地層水礦化度對比說明（見表3），馬五1 地層水屬中高濃度水，其為長期在地層內(nèi)循環(huán)，并且是水巖作用經(jīng)高度變質(zhì)而形成的地層水。在沉積物沉積埋藏過程中，地下水處于埋藏的內(nèi)循環(huán)系統(tǒng)相對封閉的環(huán)境里，由于水巖反應(yīng)等導(dǎo)致地下水化學(xué)性質(zhì)發(fā)生變化，通常礦化度、Cl-、Na+增加，HCO3-、SO42-、變質(zhì)系數(shù)、脫硫系數(shù)降低[6-8]。

表3 馬五1 地層水與其它油氣藏地層水礦化度特征對比

1.2 風(fēng)化殼氣藏水特征系數(shù)

1.2.1 脫硫系數(shù) 脫硫系數(shù)＜1 的表明地層水還原徹底，油藏封閉性好；反之，則認(rèn)為還原不徹底，可能受淺表層氧化作用的影響。根據(jù)研究區(qū)最新水分析資料，脫硫系數(shù)計(jì)算結(jié)果（見表4），除蘇350、召87、召88 和召99 井之外，多數(shù)井SO42-含量小于10 000，但是所有井的脫硫系數(shù)均大于1，反應(yīng)出奧陶系馬家溝組氣藏圈閉封閉條件較差，可能受淺表層氧化作用的影響較多。

1.2.2 鈉氯系數(shù) 反映地層封閉性好壞、油田水變質(zhì)程度、地層水活動(dòng)性的重要參數(shù)。低鈉氯系數(shù)與水變質(zhì)程度高、油氣保存條件好具有一致性，比值小，反映了比較還原的水體環(huán)境，有利于油氣的保存。對于馬五1地層來講，其地層水屬于深埋藏封閉環(huán)境下變質(zhì)水，其鈉氯系數(shù)一般小于0.5。實(shí)際水樣計(jì)算結(jié)果表明，所有井的馬五1 地層水Na+/Cl-值在0.176～0.417，除了召88井的值稍高一點(diǎn)為0.554，證明召88 井區(qū)氣藏保存條件較差。

1.2.3 鈉鈣系數(shù) 馬五1 地層水的鈉鈣比值在0.249～0.980，平均0.580，比一般油田水值低，而接近某些地表淡水，造成此現(xiàn)象的原因不明，可能與酸化施工殘液混入影響有關(guān)。

1.2.4 stiff 圖形 通過sitff 圖可以看到，靖邊氣田西部馬五1+2 地層水的主要離子濃度差異較明顯，表明地層水相對獨(dú)立，互不連通，為局部滯留水具體（見圖1）。

圖1 靖邊西部馬五1+2 地層水斯蒂夫形狀對比圖

2 水的識別標(biāo)識

根據(jù)前人的研究成果，經(jīng)過對靖邊氣田西部各類水化學(xué)特征的分析和研究，確定出識別各類水的化學(xué)標(biāo)準(zhǔn)（見表4）。

通過靖邊氣田西部地層水化學(xué)特征研究認(rèn)為：馬五1 氣藏地層水具有“三高一穩(wěn)”的特點(diǎn)，即：高礦化度、高鍶鋇、高鈣鈉、化學(xué)組分穩(wěn)定的地球化學(xué)特征，屬CaC12型水，表現(xiàn)為深盆地滯留水的特征。

表4 靖邊氣田西部風(fēng)化殼氣藏地層水的識別標(biāo)準(zhǔn)

3 產(chǎn)水氣層的判別

首先落實(shí)清楚氣井的固井質(zhì)量后，初步排除其它層位地層水竄入的可能。然后利用試氣結(jié)果與電測資料進(jìn)行核對，結(jié)果表明出水層段在測井曲線上具有明顯的特征顯示。

3.1 出水層電阻率一般低于100 Ω·m

據(jù)氣田范圍內(nèi)159 個(gè)層段的深側(cè)向電阻率與聲波時(shí)差關(guān)系圖（見圖2）反映出，出水層的電阻率基本落在RLLD＜100 Ω·m 區(qū)域，占出水層總數(shù)的93%。圖中氣層點(diǎn)電阻率一般大于100 Ω·m，主要分布在130 Ω·m 以上。

圖2 聲波時(shí)差與深側(cè)向電阻率交會圖

3.2 出水層雙側(cè)向電阻率一般為零幅度差和負(fù)幅度差

由RLLD/RLLS與（ФN/Δt）×100 關(guān)系圖（見圖3）可以看出，產(chǎn)氣層一般都在RLLD/RLLS＞1.0 以上區(qū)域，即側(cè)向測井呈正幅度差異常，出水層一般都在RLLD/RLLS＜1.0 以下區(qū)域。

圖3 RLLD/RLLS 與（ФN/Δt）×100 關(guān)系圖

4 馬五1 地層水富集及分布規(guī)律

在確定了下古氣藏存在規(guī)模不等的相對富水區(qū)之后，要進(jìn)一步研究控制地層水聚集的地質(zhì)因素和分布規(guī)律，進(jìn)而確定相對富水區(qū)在平面上的具體分布位置，預(yù)測可能產(chǎn)水區(qū)及水體大小，為下一步的勘探提供依據(jù)。經(jīng)過綜合研究認(rèn)為，靖邊氣田西部下古氣藏地層水相對富集主要由以下4 個(gè)方面的因素控制：

4.1 區(qū)域構(gòu)造特征是控制氣水分布的基本因素

馬家溝地層經(jīng)加里東期抬升運(yùn)動(dòng)后為西隆東坳的構(gòu)造格局，燕山中期的反轉(zhuǎn)運(yùn)動(dòng)使本區(qū)的構(gòu)造由東傾單斜反轉(zhuǎn)為西傾單斜，原來東部構(gòu)造低部位的水因反轉(zhuǎn)后處于高部位，這樣天然氣運(yùn)移并占據(jù)高部位的儲層孔隙空間，并向西部排水，在排水過程中，由于儲層的局部物性變差造成滯留，形成了西部“相對富水區(qū)”，尤其以桃利廟地區(qū)產(chǎn)水居多。如桃51 井區(qū)產(chǎn)水井較集中的都處于靖邊氣田西部的西部，而東部出水機(jī)率相對較小沒有形成一定規(guī)模的富水區(qū)。

4.2 現(xiàn)今埋藏條件下的小幅度構(gòu)造對局部區(qū)塊氣水關(guān)系起決定性的影響

通過地震-鉆井資料的研究表明靖邊氣田西部在小范圍內(nèi)構(gòu)造有一定的起伏，幅度15～35 m。重點(diǎn)考察局部小范圍內(nèi)的構(gòu)造起伏形態(tài)，發(fā)現(xiàn)大部分產(chǎn)水氣井位于局部構(gòu)造的低部位，說明局部小幅度構(gòu)造對氣水分布起決定性作用，單純考慮極平緩的區(qū)域構(gòu)造對分析氣水具體分布有很大的局限性。經(jīng)統(tǒng)計(jì)在49 口產(chǎn)水氣井，有22 口井位于小幅度構(gòu)造的鼻凹部位，占總井?dāng)?shù)的45 %，有21 口井位于小幅度構(gòu)造的鼻翼部位，占總井?dāng)?shù)的43 %。

4.3 儲層的非均質(zhì)性是影響氣水分布的重要因素

由氣水分異的一般規(guī)律可知，氣排水時(shí)大孔隙中的可動(dòng)水較容易被排出，而小孔隙中的可動(dòng)水則殘留的較多，另一方面由于碳酸鹽巖的礦物特性，在儲層中，天然氣是非潤濕相，而水是潤濕相，因此水更容易進(jìn)入小孔隙中，而難以被氣排出。根據(jù)天然氣進(jìn)入各類氣層的臨界氣柱高度計(jì)算公式［ZC=2δ×（1/rt-1/rp）/g×（ρw-ρG）］可知，在單一氣水系統(tǒng)內(nèi)，氣排水所需氣柱高度分別為：Ⅰ、Ⅱ類儲層氣排水僅需8 m 的氣柱高度，而Ⅲ類儲層則需近50 m 的氣柱高度。

4.4 構(gòu)造反轉(zhuǎn)前后的氣排水形式對氣水關(guān)系起一定的作用

反轉(zhuǎn)前，馬五地層為東傾單斜，天然氣在馬五儲層中總的運(yùn)移方向是由東南向西北，此時(shí)，西北溝槽等邊界為封隔面，在此封隔面以下可形成油氣的相對富集，而東邊區(qū)域，馬五儲層則是油氣運(yùn)移的排泄通道，氣排水作用主要發(fā)生在西區(qū)，這時(shí)區(qū)域儲層的非均質(zhì)性變得越來越明顯，但局部連通性還存在，并且互相連通的孔隙被運(yùn)移而來的天然氣所占據(jù)。反轉(zhuǎn)后，馬五地層為西傾單斜，一方面不斷生成的烴類進(jìn)入馬五儲層，另一方面原來西部儲層中聚集的油氣由高滲到低滲依次向東部構(gòu)造高部位運(yùn)移，通過排水，按最小阻力原則由高滲到低滲逐漸進(jìn)入儲層，東部地層中的水被置換，向西排水，到西部的水同樣按最小阻力原則進(jìn)入儲層的較大孔隙中，并逐漸波及到小孔隙，當(dāng)運(yùn)移動(dòng)力達(dá)到使油氣運(yùn)移進(jìn)入大孔隙時(shí)，則被大孔隙水“壓制”在小孔隙儲層中。因此，反轉(zhuǎn)后氣田內(nèi)每一系統(tǒng)的東、西部分的氣排水過程是不同的，東部區(qū)域是氣排水過程，而西部則是水排氣的過程。

5 結(jié)論

綜上所述，靖邊氣田西部奧陶系風(fēng)化殼氣藏地層水分布規(guī)律如下：

（1）受區(qū)域西傾單斜構(gòu)造控制，整體上相對富水區(qū)分布于靖邊氣田西部桃利廟地區(qū)，而東部無相對富水區(qū)分布，局部存在出水井點(diǎn)。

（2）在相對富水區(qū)內(nèi)，產(chǎn)水氣井分布受局部構(gòu)造控制，產(chǎn)水氣井大多分布于構(gòu)造的低部位，且水體儲層儲滲性均較好。其它位于靖邊氣田西部東部的產(chǎn)水單井點(diǎn)同樣受局部構(gòu)造控制，處于小幅度構(gòu)造相對低部位，但儲層物性相對較差。

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