苏里格气田西区气水分布规律及其形成机理

527
非决定因素，而烃源岩分布不均衡性及其充注能力的 差异直接控制了气水分布宏观格局。物性与气水分布 对应关系较好的原因是：成藏后期，天然气的赋存延 缓了成岩作用，并较好地保持了储集层物性；而相对 富水区砂岩则进一步成岩致密化，从而导致其储集层 物性比气藏区储集层物性差。因此，物性对气水分布 控制是烃类充注后期储集层差异成岩作用的结果。
Key words: Ordos Basin; Sulige gas field; gas and water distribution regularity; genetic mode; formation water
1 研究区概况
苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部， 为一平缓的西倾单斜，主力含气层为古生界二叠系下 石盒子组盒 8 段和山西组山 1 段河流相砂岩储集层，厚 约 150 m。 苏里格气田属于非均质性极强的大型致密岩 性气田，也是典型的“低孔、低渗、低压、低丰度和 低产”气田 [1-2]，勘探划分为东区、中区、西区、南区 4 部分，中区和东区开发较早，地质认识较深，西区和 南区尚处于开发前期。苏里格西区是苏里格气田滚动 勘探开发的新区和后备储量区，勘探开发面积约 1.3× 104 km2（见图 1） 。前期的勘探开发实践表明，苏里格
the progressive development in the western area of Sulige gas field. Making use of drilling, logging, and testing data, this comprehensive study determines the gas-water distribution regularity and formation mechanism, and establishes the evolution modes of gas-water distribution. The results show that, (1) the gas-water distribution appears complementarily, and relatively water-rich area is located in the northwest; (2) source rock, reservoir physical property and structure are the key controlling factors of gas-water distribution, and formation water is distributed in areas with less developed source rocks, areas of poor properties, and structural lows within connecting bodies; (3) source rocks play a key role in controlling the distribution of gas and water, source area of low maturity is rich in formation water, while source area of high maturity is rich in gas. This research gives direction for favorable areas and well site selection in the progressive development of the gas field.
[3-8]
。 苏里格西区
122 口井的录井资料统计表明： 本溪组—山西组煤系厚 度主要在 3～ 15 m，平均 9.5 m；煤系分布不均衡，整 体沿 NE 45°方向展布，其中厚度超过 8 m 的煤系呈条 带状分布且南宽北窄 (见图 5)。烃源岩分布的不均衡性
2012 年 10 月
代金友 等：苏里格气田西区气水分布规律及其形成机理
石 524 2012 年 10 月
油
勘
探
与
开
发 Vol.39 No.5
ห้องสมุดไป่ตู้
PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT
文章编号： 1000-0747(2012)05-0524-06
苏里格气田西区气水分布规律及其形成机理
代金友 1，李建霆 2，王宝刚 1，潘瑞 1
（ 1. 中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室； 2. 中国石油长庆油田公司第二采油厂） 基金项目：国家科技重大专项“复杂油气田地质与提高采收率技术” （2008ZX05009-004-03） ； 中国石油大学（北京）基金项目（KYJJ2012-02-05） 摘要： 苏里格气田西区气藏产水严重，气水分布规律及其形成机理认识不清，制约了气田滚动开发进程。利用钻井、测 井、录井、生产测试资料进行综合研究，明确了气水分布规律及其形成机理，建立了气水成因演化模式。研究表明： ①该区气水分布呈“渐变互补”特征，相对富水区在西北部； ②控制气水分布的主要因素为烃源岩、储集层物性及 构造等，地层水主要分布在烃源岩欠发育区、物性不佳区和连通体内构造低部位；③烃源岩对气水分布起关键作用，烃 源岩成熟度低值区地层水发育、高值区天然气富集。该研究可直接指导研究区开发选区、选井工作。图 8 表 1 参 16 关键词： 鄂尔多斯盆地；苏里格气田；气水分布规律；成因模式；地层水 中图分类号： TE122.1 文献标识码： A
气田西区气藏产水严重，复杂的气水关系直接影响了 生产井布署及气田高效滚动开发进程，明确气水分布 规律、深化认识气水分布地质控制因素、建立气水分 布的成因演化模式已成为该区滚动开发选区、选井工 作的迫切需求。 为此， 在调研前人相关成果 [1-16]基础上， 结合本区钻井、测井、录井、生产测试等实际资料开 展研究，明确了苏里格西区气水分布规律及控制因素， 建立了气水分布成因演化模式并解释了气水分布形成 演化机理，为指导该区进一步滚动开发提供了依据。
图2 苏里格西区气水分布图
苏里格西区 230 口井测井解释结果 （见图 3， 图 4） 也显示了同样的气水分布规律：水层主要位于西北部， 向东南方向水层厚度逐渐减少至消失；气层主要发育 在东南部，向西北方向逐渐变差。从西北向东南，解 释水层与气层之间厚度的渐变与互补关系明显，与测 试资料分析结果一致。
图1
苏里格气田西区构造位置图
水具有产出范围大、分布零散的特点。统计苏里格西 区 30 个地层水样品发现：地层水密度为 1.002～1.040 g/cm3，平均为 1.018 g/cm3；pH 值为 6.0～ 7.4，平均为 6.5，整体表现出弱酸性。地层水中离子含量差异悬殊， 阳离子以 Ca2+、 K+、 Na+占绝对优势， 浓度均大于 6 000 2+ 2+ 2+ 3+ mg/L，Mg 、Ba 、Fe 和 Fe 浓度低，平均浓度均低 于 350 mg/L； 阴离子以 Cl为主， 其浓度为 24 243 mg/L， 其次为 HCO3和 SO42，平均浓度分别为 288 mg/L 和 279 mg/L，大部分地层水样品中不含 SO32、 CO32。 地层水均属 CaCl2 型，矿化度平均为 4.38×104 mg/L。 测试资料统计显示（见表 1） ，目前 157 口试气井 中 51.6%为气井， 35%为气水同产井， 13.4%为水井， 即 48.4%的井产出地层水。 由于气井、 气水同产井和水 井相间分布，气水分布零散、关系复杂。为明确气水 分布规律，根据生产测试资料绘制了各类井的分布范 围 （见图 2） 。 由图 2 可见， 产水井主要分布于西北部 （如 苏 50 井—苏 63 井—苏 65 井—苏 58 井—鄂 6 井—苏 54 井—苏 52 井—苏 100 井区、 苏 191 井—苏 108 井— 苏 60 井区、苏 51 井—苏 130 井—苏 9 井—苏 56 井— 苏 83 井区） ，产气井主要分布在东南部，气水同产井 介于二者之间，呈北东向条带分布，跨度达 200 km。 其中，产水井、气水同产井以及产气井的分布面积基 本相当，各占约 1/3。结合测试资料（见表 1）统计可 知：随着产水井区向气水同产井区、产气井区递变， 单井产气量逐步升高（由 0.14×104 m3/d 升至 2.47×104 m3/d 再升至 3.75×104 m3/d） 、 产水量逐步降低 （由 23.89 。 m3/d 降至 8.98 m3/d 再降至 0）
产气井 81 0.8～ 18.6 气水同产井 55 0.5～ 7.4 产水井 21 0～ 0.2 合计 157 0～ 18.6
3.75 0 0 0 0 2.47 0.7～ 49.9 8.98 0.1～ 263.0 4.75 0.14 2.4～ 60.6 23.89 12.0～ 606.0 197.00 2.89 0～ 60.6 5.87 0～ 606.0 3.88
526
石油勘探与开发・油气勘探
Vol. 39
No.5
图4 图3 苏里格西区水层厚度分布图
苏里格西区气层厚度分布图
控制了气水分布格局：试气无阻流量大于 4×104 m3/d 的井基本位于煤系发育区内，而产水量超过 5 m3/d 的 井则主要分布在煤系欠发育区。苏里格气田在区域地 层平缓的构造背景下，天然气难以沿构造上倾方向大 规模运移，烃类充注以垂向运移为主 [9-10]，生烃强度大 的地区可以源源不断地获得气源供给，成藏期生排烃 能力强、气排水作用彻底，有利于天然气富集；而烃 源岩欠发育区成藏期生排烃能力弱、地层水得以保留 并形成了相对富水区。 同时，从图 5 也可以看出，苏 108 井、苏 60 井等 少数井尽管位于煤系发育区内（煤系厚度大于 10 m） ， 。分析认为这 但其测试产水量也较大（超过 10 m3/d） 可能与断层发育有关，在断裂不发育区即使烃源岩充 足，由于输导条件差，气排水作用也不会彻底，从而 形成局部滞留水体。