苏里格气田成藏充注特征与地层水分布规律研究

万单夫 ，路中奇 ，傅 波 ，王 一 ，薛 雯 ，赵占良

1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心 （陕西 西安 710018）

2.中国石油长庆油田分公司第三采油厂 （宁夏 银川 750006)

致密气藏是指一种储层孔隙度和渗透率很低的低孔低渗气藏，按储层类型分类主要包括致密砂岩气藏和致密碳酸盐气藏2类。目前，国内外一般将“覆压条件下，基质渗透率≤0.1×10-3μm2的砂岩气层”定义为致密性气藏。

我国致密气资源量大约12万亿m3，其中鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量为6.6万亿m3，占全国总致密气总资源量的55%。苏里格气田是鄂尔多斯盆地目前最大的致密砂岩气藏，截至2012年底累计探明各类储量4.0万亿m3，年生产天然气达到170亿m3。苏里格气田属于低压（压力系数为0.7～0.94）、低丰度（0.8～1.5亿m3/km2）的致密气藏，气田有效开发难度较大，气田的西部、东北部及西南部地层水局部富集，气田达到经济开发困难。

1 致密气藏储层岩性特征

1.1 气田沉积特征

苏里格地区盒8与山1期盆地沉积构造平缓，无明显坡折带，湖盆为淡水流淌型，水体浅，湖岸线变化频繁、范围大。气候为亚热带温湿气候，物理风化作用强，物源供给充足；河流水动力较强，河道横向迁移频繁，砂体大面积分布[1]。苏格里气田盒8期缓坡型三角洲沉积形成了大面积分布的复合砂体（图1），但单期河道宽缓、水体较浅，砂体沉积厚度小（仅为 2.0～4.5m）。

1.2 岩石类型

苏里格气田砂岩主要为石英和岩屑，长石含量较低。长石含量低主要为2个因素：一个物源区供给较低，另外长石在成岩过程中蚀变成高岭土、完全溶蚀或方解石交代。现今砂岩中长石含量为0.01%～2.0%，经过长石恢复，“原长石”含量为3.5%～5.8%之间，最高达到20%。其岩石类型主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩，形成有效储层体的主要为石英砂岩和岩屑石英砂岩。

1.3 致密砂岩优势储层特征

盒8段主体为辫状河三角洲沉积，总体呈南北向分布。勘探开发证实有效储层的分布受控于沉积与成岩共同控制作用。矿物成分对储层孔隙有重要影响，高石英含量储层粒间孔、岩屑溶孔发育，粒度与有效储层发育存在正相关性。河流相储层结构复杂，不同沉积单元砂岩成分、粒度差别较大，而建设性成岩作用（溶蚀作用、抗压实作用）主要发育于心滩、边滩以及河道充填下部的中粗砂岩、含砾粗砂岩。河道沉积面积较大的河道充填沉积不能形成有效储层，这就形成了苏里格大面积砂体背景下局部存在相对较高的优势储层区。

图1 鄂尔多斯盆地石盒子组盒8段地层厚度图

2 致密气藏储层成藏特征

2.1 苏里格致密砂岩近源充注

常规岩性气藏的形成是天然气经过一定甚至较长距离二次运移的结果，且浮力是天然气发生二次运移的重要动力[2]。而苏里格气田致密气藏烃源岩主要是石炭系本溪组、二叠系太原组与山西组煤层及泥岩层。苏里格气田成藏的主要为近距离初次运移，并以垂向运移为主，运移的动力主要为异常压力。由于鄂尔多斯盆地上古生界地层平缓，浮力相对很弱，对天然气运移和聚集成藏贡献不大[3-5]。

2.2 不同砂岩致密期与成藏期匹配关系

对于砂岩储层而言，溶蚀作用发生程度与砂岩组份存在直接关系。溶蚀溶解作用主要出现在粒间填隙物为泥质、火山凝灰质杂基以及易溶胶结物，另外岩屑的溶蚀也是次生孔隙发育的重要因素，溶蚀作用是优质储层形成的关键（图2）。

岩屑砂岩：由于岩屑含量高，受岩石作用的影响，泥质碎屑类（包括喷出岩、千枚岩和泥板岩等）随着上覆压力的增加，软岩屑组分被挤压变形，呈假杂基状态充填孔隙，物性迅速变差，使物性在成岩初期迅速变差。岩屑砂岩一般不能形成有效储层。岩屑砂岩致密期（大量失去孔隙的时间）发生二叠系中期到三叠系晚期结束。天然气开始生烃和充注时间为早侏罗世，晚于岩屑砂岩致密期，表现为“先致密、难成藏”的特征，密闭的孔隙中保留地层水，在天然气成藏过程中充当遮挡作用。

图2 鄂尔多斯盆地上古生界成岩—成藏模式演化图

石英砂岩：石英砂岩抗压实作用强，受压实作用影响较小，主要发生胶结作用。在胶结作用过程中，原生孔隙为溶蚀作用提供较好的通道，所以胶结作用对储层物性不具有致命的影响，但总体会使储层的孔隙度降低。石英砂岩致密期定为侏罗纪中期开始到白垩世中期结束。石英砂岩致密前，生烃与成藏已经进行，石英砂岩呈现“先成藏、后致密”的特征。

岩屑石英砂岩：抗压实能力介于岩屑石英砂岩与石英砂岩之间，原生孔隙有一定发育，但较石英砂岩少，岩屑石英砂岩具有一定渗流能力，可以形成有效储层。岩屑石英砂岩致密期为三叠系中期开始到侏罗系中期结束，具有“边成藏、边致密”的特征。

3 致密气藏地层水分布特征

3.1 致密气藏地层水控制因素分析

致密气藏气水分布复杂，一般无明确边底水，无明显的气水界限，下气上水与气水混储特征明显[6]。致密气藏的气水控制因素主要有以下3个方面。

3.1.1 储层岩石类别对地层水控制作用

由于不同的岩性致密期与成藏匹配及不同砂岩类型孔隙结构差异，储层中不同岩石束缚水百分比含量差别较大（图3）。石英砂岩到岩屑砂岩渗透率逐渐降低，而岩石中束缚水饱和度升高。石英砂岩孔隙度大、喉道孔径粗，成藏时受毛细管力作用小，天然气充注饱满，岩屑砂岩孔隙小，吼道半径小，孔喉中束缚水含量较高，天然气运移过程中充当遮挡作用。

图3 致密砂岩渗透率与束缚水饱和度关系综合图

3.1.2 天然气运移距离对地层水控制作用

苏里格气田致密砂岩气藏属于 “深盆气”的范畴，具有近源充注特征[7-8]。苏里格地区烃源岩主要为本溪组、太原组和山西组煤层及碳质泥岩，天然气首先充注山西组，往上再充注石盒子储层。这种近距离充注导致纵向上山1段充注较为饱满，试气出水井少，从盒8下到盒8上含水量逐渐增加，试气出水井比例明显增加（图4）。

图4 苏里格气田不同层段产水井数及比例综合图

3.1.3 构造对地层水控制作用

在小幅构造和低渗背景条件下，局部石英砂岩及岩屑石英砂岩形成高渗储层复合连片分布，储层中的水体未被天然气驱替或驱替不完全，滞留于储层中。在“高渗”储层内天然气由于浮力作用与地层水发生分异作用，表现“下水上气”的特征。说明地层水受岩性控制前提下，在同一连通体内构造对地层水分布也具有一定的控制作用，即构造决定了连通体内气水分异。

3.2 地层水分布特征

3.2.1 纵向气水分布特征

河道中不同砂岩分布造成储层非均质。岩屑石英砂岩物性较差，孔喉半径较小，地层水主要受毛管力控制，重力作用影响小，地层水无法克服毛细管力束缚，赋存于岩屑石英砂岩物性较差的区域。石英砂岩物性好，地层水受毛管力作用小，天然气容易驱替大孔喉的地层水，形成气层（图5）。

图5 苏***盒8段测井解释综合图

3.2.2 气水平面分布特征

岩屑砂岩“致密期”早于天然气大规模成藏期。储层内岩屑砂岩致密后形成非渗透储层，使储层中石英砂岩及岩屑石英砂岩中自由水体孤立分布。岩屑砂岩中的束缚水及部分未驱替的可动水体造成地层水平面孤立分布格局。

4 结论

1）盆地构造平缓、物源供给充分、河流水动力较强和河道横向迁移频繁是苏里格地区盒8形成大面砂体分布的物质条件。

2）岩屑砂岩不能形成有效储层，石英砂岩呈现“先成藏、后致密”的特征，岩屑石英砂岩是“边成藏、边致密”；储层岩石类别、天然气运移距离及构造对致密气藏地层水分布控制明显。

3）储层内石英砂岩物性好、孔隙大，自由水驱替较为完全，形成气层；岩屑石英砂岩，孔喉半径较小，地层水受毛管力作用而束缚于岩屑石英砂岩物性较差部位。

4）岩屑砂岩致密期早于天然气成藏期，岩屑致密后把储层中石英砂岩及岩屑石英砂岩中 “可动水体”孤立切割，岩屑砂岩中的束缚水滞留与部分未驱替的可动水体造成地层水平面孤立分布格局。

[1]何顺利，兰朝利，门成全，等.苏里格气田储层的新型辫状河沉积模式[J].石油学报.2005，26（6）：25-29.

[2]宋岩、王毅、王振亮，等.天然气运聚动力学与气藏形成[M].北京：石油工业出版社，2002.

[3]王晓梅，赵靖舟，刘新社，等.苏里格气田西区致密砂岩储层地层水分布特征 [J].石油与天然气地质，2012，33（5）：802-810.

[4]王涛，范立勇.苏里格西部上古生界天然气成藏主控因素分析[J].四川地质学报,2010，30（1）:51-56.

[5]代金友，李建霆.苏里格气田西区气水分布规律及其形成机理[J].石油勘探与开发，2012，39（5）:525-529.

[6]王晓梅，赵靖舟.苏里格地区致密砂岩地层水赋存状态和产出机理探讨[J].石油实验地质,2012，34（4）:400-405.

[7]王涛.中国深盆气田[M].北京：石油工业出版社，2002.

[8]阂琪，杨华，付金华.鄂尔多斯盆地的深盆气田[J].天然气工业，2000，20(6):11-15.