靖边气田南部非边底型地层水分布主控因素及预测

夏 勇，袁继明，夏勇辉，张 芳，王 华，崔越华

（1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018； 2.中国石油长庆油田公司 气田开发处，陕西 西安 710018）

0 引言

靖边气田是西气东输的重要供气源之一，主要产气层为奥陶系马家沟组马五段上部的马五1、马五2（简称马五1＋2）层[1－3].靖边气田局部存在产出地层水现象，气井一旦见水，降低储层气相渗透率，气产量快速下降[4－5]，甚至导致气井水淹后无法生产，因此预测地层水分布具有重要意义.人们研究靖边气田产水特征，孙来喜等[5－6]分析靖边气田气井生产特征；孙来喜、林家善等[7－8]主要研究靖边气田气水分布主控因素、气水分布模式及气水层测井判识等；郭刚[9]预测靖边气田北部陕155井区水体分布规律；李建奇等[10]分析靖边气田相对富水区成因并提出开发对策.这些研究主要集中在靖边气田中部的优质储层发育区，且未形成相对系统、具有可操作性的地层水分布预测方法以指导生产.

笔者利用试气、生产、测井及水化学分析等资料，分析靖边气田南部马五1＋2段低渗透低丰度气藏气井产水特征，研究影响地层水分布的主控因素，建立非边底型地层水分布预测方法，分类划分研究区气水分布形式，以指导气田勘探开发与气井生产，为同类型油气藏的气水分布预测提供借鉴.

1 产水特征

研究区位于靖边气田南部（见图1），钻井显示具有较好的勘探开发潜力[11]，但气井试气和生产产水现象普遍，个别井区产水严重，与生产组织之间的矛盾越来越突出.

1.1 试气产水

试气时产出的流体基本能够反映井底周围的可动水情况[9].靖边气田南部马五1＋2气藏试气产水情况主要表现：

（1）试气产水井较普遍，一般为气水同出，产水量及水气比变化大.试气产水井占总井数的31.8%，日产气量为0～33.03×104m3，平均为2.10×104m3，日产水量为0.5～90.0m3，平均为11.7 m3，水气比平均为5.6m3／104m3.

（2）水平井试气产水量和见水概率普遍高于直井的.水平井试气产水是直井的1.7倍，日产水量是直井的5.0倍，主要原因是直井钻遇富水点可能性相对较小（见图2（a）），水平井钻井或改造过程中更容易沟通局部富水区（见图2（b））.

（3）试气改造措施力度加大，在增加气井产气量的同时，也增加产水量.如水平井JP－9井初期采用连续油管均匀酸化改造，试气获日产气量为1.27×104m3，日产水量为18.0m3；二次改造采用水力喷射分段酸压，试气获日产气量为5.31×104m3，日产水量为24.0m3.

图1 研究区位置Fig.1 Location of study area

1.2 生产产水

研究区投产气井中，生产产水井有20口，平均单井日产气量为1.1×104m3，日产水量为1.7m3，水气比为1.6m3／104m3.已投产井的产水量不大，水气比主要集中在0.5～3.0m3／104m3之间.根据水气比动态变化可分为3种类型[1]，其中水气比稳定型有10口、水气比下降型有5口、水气比上升型有3口，以稳定型为主.产水特征表现：气水同时产出，产水量变化趋势较为稳定，一般不存在无水采气期，部分水气比上升型的气井随着泄流面积的扩大，沟通新的富水点.

图2 靖边气田南部马五1＋2气藏直井与水平井产水示意Fig.2 The producing water mechanism of vertical and horizontal wells in southern Mawu1＋2gas reservoir of Jingbian gas field

1.3 水化学分析

统计研究区马五1＋2储层水质分析资料，总矿化度在（0.68～2.88）×104mg／L之间，平均为2.05×104mg／L，属中高浓度水；阳离子以Ca2＋、Na＋、K＋为主，阴离子以Cl－为主，其次为SO2－4、HCO－3；脱硫因数（102SO2－4／Cl－）在0～8.6之间，除个别井之外，脱硫因数普遍小于1.0；钠氯因数（Na＋／Cl－）在0.13～0.60之间，多小于0.50，反映产出水形成于较好的封闭环境.表明马五1＋2储层产出水以高矿化度CaCl2型水为主，是长期在封闭条件下经水岩作用高度变质的成藏滞留地层水[12－13].

1.4 产水层分布

研究区气井产出水为气水同出的非边底水型地层水，并非完全独立，气水分异差，主要以气水共存的形式存在，不存在明显的边水或底水，找不到绝对的气水边界.地层水纵向上主要赋存于物性较好的马小层溶孔和部分晶间孔[14]，其次为马和马小层，马小层水体相对较少.测井解释气水层也主要位于马小层.平面上分布也较为分散，相对集中在研究区北部—东北部，气井产水量较高，呈“团窝状”或“透镜状”分布，水体具有可流动性，以相对富水区的形式存在.

2 控制地层水分布的地质因素

研究沉积、成藏、岩溶、储集层、构造等地质因素与气水分布的关系，发现靖边气田南部马五1＋2储层气水分布主要受成藏构造背景、岩溶不整合面结构、小幅度构造、储层物性及含气性等因素综合控制[5－8、15－16].

2.1 成藏构造背景

靖边古潜台整体构造形态经历加里东期西北高东南低、燕山期翻转为东北高西南低的过程，研究区位于靖边古潜台南部，翻转前后位于区域构造低部位.靖边古潜台埋深在2km左右时，上覆石炭系本溪组泥沼相煤系岩及奥陶系自身的有机质热解生成烃类，同时析出大量富含有机酸的有机水及本溪组泥岩析出的结晶水，烃类随载体进入马五1＋2储层中，按重力分异原理逐渐向西北部高部位运移，同时将地层水向东南方向构造低部位的研究区方向排驱运移.到燕山期构造翻转后，赋存于马五1＋2储层的天然气再次按重力—浮力原则向东北高部位运移，被排出的孔隙水再次向西南构造低部位的研究区运移.研究区西南方向马五1＋2储层逐渐缺失，形成致密岩性遮挡，导致地层水无法被驱出.这一构造反转造成的气排水过程是决定目前研究区马五1＋2储层气水分布形态的主要演化阶段，靖边气田南部成藏过程中由于缺乏充足的烃类充注，气排水不充分，地层水大量滞留在储层中.对比靖边气田中部含气饱和度，研究区马五1＋2储层含气饱和度普遍较低，平均仅有62.7%，靖边气田中部含气饱和度平均可达75.6%.

2.2 岩溶不整合面结构

古地貌形态及与上覆地层组成的不整合面地质结构控制天然气的运聚，侵蚀沟槽是天然气侧向供气的重要渠道[8－10].靖边气田马五1＋2储层为海相沉积后经风化淋滤作用形成的含膏溶孔白云岩储层[14]，横向分布连续且连通性好，一般只被风化形成的侵蚀沟槽所切割阻挡.

由靖边气田南部马五1＋2储层残余厚度刻画的前石炭纪岩溶古地貌（见图3）可知，研究区由西向东依次发育西部剥蚀区、中部缓坡区、东部洼地区[11]，受古地貌形态差异影响，气水分布具有分区性，地层水主要集中于中部缓坡区.中部缓坡区地势平缓，奥陶系马五段地层保存较完整，局部存在马六段致密灰岩，缺乏较深的侵蚀沟槽，马五1＋2储层横向分布连续；之上本溪组沉积厚层的铝土质泥岩、碳质泥岩、灰岩等（厚度为30～60m），且仅在本溪组顶部发育煤层，源储配置较远.马六段与本溪组致密岩性组合形成巨大的盖层，阻挡上覆石炭系本溪组泥沼相煤系岩烃类向下和侧向运移，导致马五1＋2储层天然气充注强度低，驱替能量较弱，缺乏泄水通道，地层水滞留在马五41泥岩上部物性较好的马五31小层，致使中部缓坡区相对富水.研究区西侧剥蚀区马五1＋2储层剥蚀严重，局部残丘保存的储层存在较好的泄流通道，仅在个别小圈闭内构造低部位残留水体，无大面积连片地层水.研究区东部发育浅沟槽，切割深度一般在马五21—马五41之间，天然气沿沟槽侧向运移，可为马五1储层提供一定的气源，仅部分井点产水，产水量相对较小.

2.3 小幅度构造

地震和地质研究表明，靖边气田南部现今构造继承燕山期构造的整体形态，坡度较为平缓，一般小于1°，呈现西北低东南高的特征.受喜山期构造运动挤压，马五1＋2地层发生弱变形，形成若干排鼻状小幅度构造，多排鼻隆与鼻凹交替存在，高程相差幅度较小，一般小于30m.该构造背景下，气水分布发生局部微调整，由于构造幅度较小，达不到气柱高度，气水分异不明显.由K1标志层（马五41底部凝灰质泥岩层分布稳定）构造与产水井分布关系（见图4）统计试气产水井所处构造部位，60%的产水井处于鼻凹部位，26%的产水井处于鼻翼部位，14%的产水井处于鼻隆部位，局部鼻凹部位产水井具有连片的特征.表明小幅度构造高低部位对地层水分布有控制作用，鼻隆两侧低部位相对聚集.

图3 靖边气田南部马五1＋2气藏产水井与前石炭纪岩溶古地貌关系Fig.3 The relations of the Palaeokarst landform and water－wells in southern Mawu1＋2gas reservoir of Jingbian gas field

图4 靖边气田南部马五1＋2气藏产水井与K1构造关系Fig.4 The relations of the K1－structure and water－wells in southern Mawu1＋2gas reservoir of Jingbian gas field

2.4 储层物性、含气性

靖边气田中部物性较好的储层一般优先充注，含气性好，有利于成藏，致密储层不利于天然气充注，容易形成富水层[5－10].研究区储层物性与产水关系表明，马五1＋2产水储层孔隙度φ为3.6%～9.7%，平均为5.4%；渗透率K一般为（0.023～12.904）×10－3μm2，平均为0.307×10－3μm2.由储层孔渗相关性（见图5）可以看出，分布频率范围宽，产水储层物性与产气层没有明显的区分，产水储层的物性条件略好于产气储层的，相同孔隙度条件下储层渗透率偏高.这是由于研究区不存在明显的岩性边界，并且构造平缓，储层相互连通但非均质性极强，天然气充注驱替强度整体较弱，气体运移至低渗致密储层内受喉道阻力影响后速度减缓，运移动力减小，物性相对较好的高渗储层被外围致密储层遮挡，反而保留部分可动地层水，可动地层水随着运移过程的结束残留于其中难以被驱出，形成局部高渗储层“相对富水区”；由于低孔渗储层扩散损失较小，导致含气可能性相对较大（见图6）.因此，利用储层物性难以区分产水层和产气层，而含气饱和度与气井产水具有较好的相关性.由于受水平井测井参数限制，解释含气饱和度偏差较大，主要分析直井产水储层与测井解释含气饱和度的关系（见图7）.由图7可以看出，直井产水储层测井解释含气饱和度普遍低于50%，尤其是物性好且含气饱和度低的马五31小层产水量大，位于或邻近含气饱和度低值区气井产水概率明显较大.

图5 产水井气层与含水层孔渗相关性Fig.5 The porosity and permeability correlation analysis between gas reservoir and water reservoir of water－wells

图6 高渗储层相对富水区形成模式Fig.6 Forming mode of relative water rich area of high permeability reservoir

图7 靖边气田南部产水井与马含气饱和度关系Fig.7 The relations of the Magas saturation and water－wells in southern of Jingbian gas field

靖边气田南部马五1＋2储层在成藏时的区域构造位置使它不具备充足的烃源，自身的不整合面地质结构使地层水难以被驱替，小幅度构造使存留下的地层水发生局部微调整，物性非均质性使气水分布更加复杂，导致地层水平面及垂向分布的差异，局部呈连片性分布（见图8）.

图8 靖边气田南部马五1＋2气藏横切鼻轴方向气藏剖面Fig.8 The cross－axis profile of Mawu1＋2gas reservoir in southern of Jingbian gas field

3 地层水分布预测

根据地层水控制因素分析结果，以及测井、试气及生产动态资料，给出非边底水型地层水分布预测依据，并根据对地层水分布的影响程度，确定地层水分区预测方法步骤：

（1）连通边界.首先确定储层流体连通范围，储层之间不存在明显岩性阻流带；

（2）饱和度.含气饱和度低于50%为产水高风险区；

（3）地貌单元位置.位于远离沟槽泄水不畅的缓坡区地层水分布较集中；

（4）小幅度构造相对部位.小幅度构造低部位地层水连片分布，构造高部位以单井点的透镜状水体为主；

（5）气井分布.产水井分布相对集中区域；

（6）盖层分布.上覆本溪组地层厚度大于40m，奥陶系马六段地层保存完整区域及其周围为气驱水薄弱地带，地层水富集可能性大.

根据地层水分区预测方法步骤，将研究区划分为3种气水分布类型，即相对富水区、产水高风险区、产水低风险区（见图9）.

（1）相对富水区.主要分布在区块北部—东北部.位于古地貌中部缓坡区的小幅度构造低部位，储层含气饱和度普遍低于50%，已完试井普遍产水且产水量较大，水体连片分布，气井生产过程中水气比以稳定型和上升型为主.该区天然气勘探开发风险较大，同时应控制现有生产产水井生产压差，避免气井水淹.

（2）产水高风险区.由北部—东北部小幅度构造高部位及其向西南下倾方向小幅度构造低部位组成.储层含气饱和度介于40%～60%，邻近相对富水区，局部发育水体主要呈孤立状分布，气井生产过程中水气比以稳定型和下降型为主，直井／定向井产水比例较低，但水平井产水风险大.因此，适宜采用直井／定向井进行钻探，可以有效避免钻穿较多产水层，同时结合排水采气等措施进行提产[10].

（3）产水低风险区.主要位于研究区西北部、东南部.古地貌主要处于西部剥蚀区和东侧沟槽区，整体含气饱和度高于50%，局部可达70%以上，仅个别井试气和生产过程中产地层水，产水风险较低.该区可适当实施水平井，提高单井产量和开发效益，且在冬季高峰供气需求量大时，可适当进行提产.

图9 靖边气田南部马五1＋2气藏地层水分布预测结果Fig.9 The distribution forecast of Mawu1＋2gas reservoir in southern Jingbian gas field

4 结论

（1）靖边气田南部马五1＋2储层试气和生产产水普遍，为气水同出的非边底型地层水，呈“团窝状”或“透镜状”分布，水体具有可流动性.纵向上主要赋存于物性较好的马五31小层，平面上主要集中在区块北部—东北部.

（2）气水分布主要受成藏构造背景、岩溶不整合面结构、储集层物性、含气性及小幅度构造等因素综合控制.成藏构造背景是储层相对富水的基本条件，岩溶不整合面结构控制气水聚集形式，中部大面积分布的盖层遮挡气水运移通道，储层含气性是体现地层充注程度的主要因素，后期形成的小幅度构造对气水分布进行局部微调整.

（3）根据地层水控制因素及其影响程度，将研究区划分3种气水分布类型，即相对富水区、产水高风险区、产水低风险区.相对富水区主要位于古地貌缓坡区小幅度构造低部位，含气饱和度低于50%，水气比以稳定型和上升型为主；产水低风险区主要位于西部剥蚀区和东侧沟槽区，含气饱和度高于50%；产水高风险区介于两者之间.

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