吳永峰 任廣磊

（中國石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006）

0 引言

大牛地氣田位于陜西省榆林市和內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市的交界地區(qū)，區(qū)域構(gòu)造位置為鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部，為一寬緩的西傾單斜。氣田北部主產(chǎn)氣層為中二疊統(tǒng)下石盒子組盒1段，生產(chǎn)表明，液氣比高達(dá)4 m3／104m3，存在“水鎖”現(xiàn)象，開發(fā)效果差，嚴(yán)重制約了氣井產(chǎn)能釋放。筆者在調(diào)研前人關(guān)于鄂爾多斯盆地產(chǎn)液井形成機(jī)制的基礎(chǔ)上［1］，結(jié)合本區(qū)塊儲層地質(zhì)特征，利用測井及生產(chǎn)動態(tài)研究產(chǎn)液井特征，明確產(chǎn)液井分布規(guī)律，以期為后期氣田開發(fā)調(diào)整提供依據(jù)。

1 儲層孔隙中水的分類

在鄂爾多斯盆地上古生界地層中，隨著蘇里格、榆林、大牛地等氣田的發(fā)現(xiàn)，其上古生界氣層總體表現(xiàn)為低孔隙度、低滲透率、非均質(zhì)性強(qiáng)［2］、氣井產(chǎn)能差異大的特征，部分地區(qū)部分井產(chǎn)液量大，以氣水同層的方式存在，而天然氣的成藏過程實(shí)際上就是一個(gè)氣驅(qū)水的過程。氣驅(qū)水的方式大致可以分為兩類，一類是儲層物性好，在氣驅(qū)水的過程中，氣在浮力作用下沿著運(yùn)移通道運(yùn)移到構(gòu)造高點(diǎn)，先把儲層物性好、孔喉半徑大層段中的地層水先驅(qū)替出來，然后再驅(qū)替出物性差層段的地層水。在天然氣成藏動力不足的情況下，物性變差層段中的地層水不能被驅(qū)替出，造成地層水在儲層中滯留。另一類是儲層物性差，孔隙連通差，氣體運(yùn)移過程阻力大，運(yùn)移通道相對閉塞，氣驅(qū)水的過程呈現(xiàn)“整體推進(jìn)”，導(dǎo)致天然氣位于構(gòu)造的低點(diǎn)，地層水位于構(gòu)造的上傾方向，在氣藏縱向上呈氣水倒置現(xiàn)象。前人按照地層水成因及賦存狀態(tài)和液量大小將地層水分為邊底水和透鏡體水兩類［3］。

研究區(qū)盒1段氣藏儲層中巖石孔隙流體具有不同的賦存形式。結(jié)合研究區(qū)儲層特征，將流體分為自由水、毛細(xì)管水、束縛水3 類：①自由水賦存于儲層物性好、相互連通的大型孔隙中，是由于在天然氣充注孔隙過程中氣量不足而未被驅(qū)替的地層水［4-8］，這類水在一定的壓差或重力作用下可以自由流動，在研究區(qū)以純水層或上氣下水的形式存在于大孔喉中，具體賦存于孔隙度大于11%、滲透率大于0.9 mD、流體飽和度大于70%，深側(cè)向電阻率小于25 Ω·m 的儲層中。②毛細(xì)管水存在于連通性較差的孔隙內(nèi)，為天然氣充注過程中驅(qū)替孔隙水不充分而滯留在微孔隙或孔道狹窄部分的水，這類水由于受微細(xì)喉道內(nèi)毛細(xì)管力的作用而難以自由流動，以氣水同層的形式存在于孔隙中。該類孔隙水在研究區(qū)主要存在于孔隙度為5%～8%、滲透率為0.3～0.8 mD、流體飽和度為44%～70%，深側(cè)向電阻率介于25～30 Ω·m的儲層中，一般試氣時(shí)出少量水，試氣結(jié)論多為含氣層或含水氣層，經(jīng)壓裂改造后，隨著產(chǎn)氣量的增加，地下壓力不平衡，投產(chǎn)后期出水。③束縛水主要存在于微孔隙或吸附在巖石顆粒表面和雜基中，受巖石表面力束縛，難以自由流動，與氣層不發(fā)生分異，經(jīng)壓裂改造后仍較難產(chǎn)出，該類水在研究區(qū)主要存在于滲透率小于0.1 mD 的致密巖石中，通過對大牛地氣田北部210口井的測井響應(yīng)特征與生產(chǎn)動態(tài)資料綜合分析認(rèn)為，研究區(qū)產(chǎn)液類型主要為自由水和毛細(xì)管水。

2 產(chǎn)液分布特征

大牛地氣田盒1段整體以氣水混生為主，純氣層連片發(fā)育范圍小，含水氣層普遍發(fā)育。盒1段生產(chǎn)動態(tài)表現(xiàn)出普遍產(chǎn)液的特征，依據(jù)實(shí)際生產(chǎn)動態(tài)特征［9-12］（圖1）表明，大牛地氣田儲層由于地層水驅(qū)替不徹底，地層孔隙含水量高，導(dǎo)致儲層后期壓裂改造生產(chǎn)后，隨著產(chǎn)氣量的增加、產(chǎn)液量的增大，地層能量、壓力和產(chǎn)量降低，井筒大量積液，氣井進(jìn)入低產(chǎn)低效期。按照此特征，將大牛地氣田北部劃分為低產(chǎn)液、中產(chǎn)液、高產(chǎn)液3個(gè)區(qū)（圖2），其中低產(chǎn)液區(qū)液氣比小于1.5 m3／104m3，中產(chǎn)液區(qū)液氣比介于1.5～3.0 m3／104m3，高產(chǎn)液區(qū)液氣比大于3.0 m3／104m3。低產(chǎn)液區(qū)井測井解釋結(jié)果一般以氣層為主，為日產(chǎn)氣量大、試氣無阻流量高、穩(wěn)產(chǎn)期長的正常氣井，該區(qū)井主要分布在研究區(qū)南部。中產(chǎn)液區(qū)井試氣段測井解釋結(jié)論一般為差氣層或含氣層，試氣無阻流量中等、生產(chǎn)過程初期不出水，后期隨著地層壓力下降開始出水；隨著液氣比增大，產(chǎn)氣量下降，氣井開始出水，井筒大量積液，進(jìn)入低產(chǎn)、低效期，該區(qū)井主要分布在研究區(qū)中部。高產(chǎn)液區(qū)井生產(chǎn)層段測井解釋結(jié)論和試氣結(jié)論一般為氣水同層或含水氣層。生產(chǎn)初期為急速壓降段，套壓、產(chǎn)氣量降速均較大，地層能量快速下降，后期隨著產(chǎn)液量增加，隨即發(fā)生“水鎖”現(xiàn)象，導(dǎo)致水淹關(guān)井，該區(qū)井主要分布在研究區(qū)北部。

圖1 大牛地氣田XX氣井生產(chǎn)動態(tài)特征圖

圖2 大牛地氣田生烴強(qiáng)度與產(chǎn)液井疊合圖

3 含水氣藏分布控制因素

從儲層地質(zhì)特征出發(fā)，以沉積特征、巖性、物性及孔隙結(jié)構(gòu)、生烴強(qiáng)度為切入點(diǎn)研究含水氣藏的地質(zhì)控制因素。

3.1 儲層地質(zhì)特征對含水氣藏的控制作用

大牛地氣田北部盒1段氣藏屬于淺水低能辮狀河沉積體系，發(fā)育河道充填、心灘、泛濫平原微相（圖3），但由于河道遷移快，導(dǎo)致砂體交錯(cuò)疊置、連續(xù)性差、連通關(guān)系復(fù)雜，有利儲層呈透鏡狀鑲嵌于大段泥巖中。

圖3 大牛地氣田盒1段氣藏辮狀河沉積模式圖

對盒1 段1 300 個(gè)薄片分析結(jié)果表明，儲層巖性以巖屑石英砂巖、巖屑砂巖為主，碎屑成分主要為石英、巖屑、長石，其中石英含量介于23%～85%。巖屑含量介于15%～70%，長石含量一般小于10%，雜基含量較高，達(dá)到13%，以泥質(zhì)、伊利石及高嶺石為主。砂巖成分和結(jié)構(gòu)成熟度低，分選中等，磨圓度主要以次棱角狀為主。儲層后期受較高壓實(shí)、壓溶、膠結(jié)等成巖作用的改造，儲層原生孔隙不易保留，孔隙度主要分布在5%～10%，滲透率介于0.2～0.6 mD，孔隙度與滲透率之間呈正相關(guān)關(guān)系。儲集空間以殘余粒間孔、粒間溶孔為主，孔喉半徑偏小，分布在0.05～0.71 μm，以微—小孔喉為主。排驅(qū)壓力普遍較高，主要在0.35～1.00 MPa。整體反映出大牛地氣田盒1段儲層孔喉分選性差、連通性差的特征。

根據(jù)研究區(qū)產(chǎn)液井儲層特征（表1）、結(jié)合生產(chǎn)特征與相控過井氣藏剖面（圖4）可知，低產(chǎn)液井主要分布在研究區(qū)南部儲層物性好、平均孔隙度為10.5%、滲透率為0.58 mD的石英砂巖中，沉積微相以河道中心部位的高能心灘為主，其毛細(xì)管壓力曲線以粗歪度為主；中產(chǎn)液井主要分布在研究區(qū)中部儲層物性相對較好、平均孔隙度為8.0%、滲透率為0.48 mD的巖屑石英砂巖中，以河道充填微相為主，其毛細(xì)管壓力曲線以粗歪度為主；高產(chǎn)液井主要分布在研究區(qū)北部儲層物性差、平均孔隙度為6.0%、滲透率為0.30 mD的巖屑砂巖中，以河道邊部及河漫灘沉積微相為主，巖石相對致密，毛細(xì)管壓力曲線以細(xì)歪度為主。

表1 大牛地氣田產(chǎn)液井儲層特征表

圖4 研究區(qū)相控產(chǎn)液井連井剖面圖

3.2 生烴強(qiáng)度對氣井產(chǎn)液的控制作用

大牛地氣田上古生界主要發(fā)育石炭系、二疊系煤系地層及暗色泥巖氣源巖，其中煤層厚度為10～28 m，鏡質(zhì)體反射率值介于1.1%～1.3%，生烴強(qiáng)度介于（12～25）×108m3／km2（圖2）。研究區(qū)盒1 段砂體展布以南北向?yàn)橹?，砂體下部煤系地層生成的天然氣近距離成藏垂向側(cè)向運(yùn)移，形成“下生上儲、近源成藏”的模式，在該模式的控制下，生烴強(qiáng)度大的區(qū)域有著充足的氣源補(bǔ)給，易于天然氣富集，反之，生烴強(qiáng)度低的區(qū)域多發(fā)育氣水同層氣藏。從大牛地氣田北部生烴強(qiáng)度與產(chǎn)液關(guān)系的綜合分析可知，烴源厚度控制了生烴強(qiáng)度，生烴強(qiáng)度控制了產(chǎn)液的高低。南部烴源厚度大于20 m，生烴強(qiáng)度大于20×108m3／km2，對應(yīng)低產(chǎn)液區(qū)；中部烴源厚度介于10～20 m，生烴強(qiáng)度介于（16～20）× 108m3／km2，對應(yīng)中產(chǎn)液區(qū)；北部烴源厚度介于5～10 m，生烴強(qiáng)度主體小于16×108m3／km2，對應(yīng)高產(chǎn)液區(qū)（圖2）。

3.3 泥巖隔夾層發(fā)育狀況對氣水分布的控制作用

在盒1段氣藏中，儲層內(nèi)部泥質(zhì)含量與泥巖隔夾層厚度控制了儲層內(nèi)部氣水的分布，對于儲層泥巖隔夾層薄、泥質(zhì)含量低、儲層物性好、孔隙度大、滲透率高的砂體，氣體在運(yùn)移過程中阻力小，易于富集成藏，儲層多以氣層為主，反之，對于儲層內(nèi)部泥巖隔夾層厚及泥質(zhì)含量高的砂體，氣體較難驅(qū)替地層水進(jìn)入儲層孔隙，不易于富集，多發(fā)育氣水同層、含氣水層或干層。研究區(qū)南部儲層內(nèi)部泥巖隔夾層厚度平均為1.5 m，泥質(zhì)含量為7%，為低產(chǎn)液區(qū)；中部儲層內(nèi)部泥巖隔夾層厚度平均為3 m，泥質(zhì)含量為11%，對應(yīng)中產(chǎn)液區(qū)；北部儲層內(nèi)部泥巖隔夾層厚度平均為5 m，泥質(zhì)含量為18%，對應(yīng)高產(chǎn)液區(qū)（圖5）。

3.4 構(gòu)造對氣水分布的控制作用

圖5 泥巖隔夾層與氣水發(fā)育模式圖

研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層多以透鏡狀鑲嵌于大段泥巖中，整體上大牛地氣田構(gòu)造為東北高、西南低的西傾單斜，整個(gè)大區(qū)域構(gòu)造對氣水的分布控制作用不顯著。但在局部同一期連通的砂體內(nèi)部氣水分布特征與構(gòu)造關(guān)系較大，在烴源厚度或生烴強(qiáng)度相同的同一區(qū)域，在同一期連通的砂體內(nèi)部，構(gòu)造高部位更有利于油氣的富集，為低產(chǎn)液區(qū)，構(gòu)造低部位為高產(chǎn)液區(qū)（圖6）。

因此，除了上述地質(zhì)特征、生烴強(qiáng)度、泥巖隔夾層三因素外，對于生烴強(qiáng)度相同的同期砂體，構(gòu)造控制了氣水的分布。

圖6 局部單期連通砂體連井剖面圖

4 結(jié)論

1）大牛地氣田盒1 段氣藏屬于淺水低能辮狀河沉積體系，儲層物性差，在氣驅(qū)水的過程中，由于氣體成藏動力不足、儲層毛細(xì)管阻力大等原因，導(dǎo)致地層水不能被驅(qū)替而滯留在儲層中，氣體以氣水混生為主，在后期壓裂改造后，生產(chǎn)普遍表現(xiàn)出產(chǎn)液特征，研究區(qū)產(chǎn)液類型主要為自由水和毛細(xì)管水。

2）結(jié)合氣井生產(chǎn)動態(tài)特征將盒1 段氣藏劃分為低產(chǎn)液、中產(chǎn)液、高產(chǎn)液3個(gè)區(qū)域。研究區(qū)南部主要為低產(chǎn)液區(qū)，中部主要為中產(chǎn)液區(qū)，北部主體為高產(chǎn)液區(qū)。

3）生烴強(qiáng)度控制了產(chǎn)液井的分布范圍，生烴強(qiáng)度大的區(qū)域有著充足的氣源補(bǔ)給，易于天然氣富集。儲層內(nèi)部泥巖隔夾層厚度及泥質(zhì)含量的發(fā)育情況決定了天然氣的富集程度，對于儲層泥巖隔夾層薄、泥質(zhì)含量低、儲層物性好、孔隙度大、滲透率高的連通心灘厚砂體，儲層多以氣層為主，表現(xiàn)為低產(chǎn)液區(qū)。

4）除儲層地質(zhì)特征、生烴強(qiáng)度、泥巖隔夾層三因素外，整個(gè)大區(qū)域構(gòu)造對氣水的分布控制作用不顯著，但對于生烴強(qiáng)度相同的同期砂體，局部構(gòu)造高點(diǎn)仍是天然氣的相對富集區(qū)。