杭锦旗地区J58井区下石盒子组气水分布及其控制因素

段治有 ，李贤庆 ，陈纯芳 ，马立元 ，罗 源 ，4

（1.中国矿业大学（北京）煤炭资源与安全开采国家重点实验室，北京100083；2.中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院，北京100083；3.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；4.中国石油大学（北京）地球科学学院，北京102249）

0 引言

致密砂岩气是指储集于低孔低渗砂岩储层中的天然气资源，一般自然产能不大或低于工业气流下限，但在一定经济和技术措施下可获得工业天然气产能［1］。目前，致密砂岩气已成为非常规天然气勘探的重点之一，全球致密砂岩气资源量巨大，大约有70个盆地已发现或推测发育致密砂岩气，可采储量为（10.5～24.0）万亿m3，是天然气增储上产的主体［2-4］。中国的致密砂岩气藏主要分布在鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地、吐哈盆地、渤海湾盆地及松辽盆地，其中鄂尔多斯盆地的天然气产量增长迅速，已成为我国最大的天然气产区［5-7］。鄂尔多斯盆地的致密砂岩气主要发育于上古生界石炭系—二叠系，盆地内天然气总资源量为15.16万亿m3，其中致密砂岩气资源量为10.37万亿m3，占天然气总资源量的68%，可见致密砂岩气在资源量中占有很大的比例［8］。

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区J58井区具有储层致密、含气性普遍、生储盖配置关系优越、资源量大的特征，但随着气田开发的深入，发现该区气水关系复杂，多层位含水，纵横向气水分布规律不清，且不同气井产量差别较大，这些问题严重制约了J58井区天然气的勘探步伐。关于气水分布及控制因素，前人在苏里格、子洲等气田做了大量的研究工作［9-17］，表明控制因素主要包括：烃源岩、沉积相、储层物性及局部构造等，而J58井区与其相比有相同之处，又有其特殊性。笔者通过地层水化学特征、测井、试气成果及砂体分布等资料的分析，结合近年来的勘探开发成果，探讨J58井区下石盒子组气水分布关系及其主控因素，以期确定天然气的有利靶区。

1 区域概况

杭锦旗地区横跨鄂尔多斯盆地伊盟隆起和伊陕斜坡两大构造单元，总面积为9 825 km2，长期处于盆地构造的高部位，是天然气运移的有利指向区［18］，整体上呈现出北高南低、东高西低的特征，内部为向西倾斜的大单斜构造，平均坡降为5 m/km。杭锦旗地区主要发育3条大断裂，自西向东分别为三眼井断裂、乌兰吉林庙断裂、泊尔江海子断裂，走向基本呈近东西向。

J58井区总体位于泊尔江海子断裂以南、乌兰吉林庙断裂以东（图1），晚古生代沉积前，研究区一直处于长期隆起状态，至晚石炭世接受沉积以来，上古生界的不同层位由南向北超覆于太古界—元古界基底之上，先后沉积了石炭系太原组，二叠系山西组，上、下石盒子组及石千峰组，该区太原组和山西组主要发育煤层及暗色泥岩，上、下石盒子组和石千峰组主要发育砂岩［19］，下石盒子组多为低孔低渗的致密砂岩储层，孔隙度主要为4%～15%，渗透率主要为0.1～3.0 mD，且具有较强的非均质性，在上石盒子组的封盖作用下，形成典型的致密岩性气藏。已发现太原组—下石盒子组共6套气层（太原组、山1段、山2段、盒1段、盒2段、盒3段），共完钻探井30余口。

图1 研究区位置图Fig.1 Location of thestudy area

2 地层水化学特征

地层水在含油气盆地的发展过程中，伴随着油气的生、运、聚、散，其化学成分同油气一样经历了复杂而漫长的地球化学演化过程［20-23］。经过沉积、埋藏、变质及淋滤等过程，地层水中的离子成分和浓度等都发生了变化，地层水与油气相伴生，研究地层水的特征可为油气勘探与开发提供科学依据。杭锦旗地区J58井区下石盒子组地层水化验分析资料显示，地层水矿化度为24 176～76 917 mg/L，平均为40 992 mg/L，高于海水的盐度35 000 mg/L，平面分布上，以J58井区盒1段地层水矿化度等值线图（图2）为例，相邻井之间矿化度差值较大，表明水动力不活跃，水体间连通性较差，这可能与不同部位砂体岩石成分、孔隙结构差异等造成的微观环境差异有关。研究区地层水的矿化度等值线与砂体厚度分布方向较一致，大致呈南北向条带状，并从河道中心部位到河道间矿化度逐渐降低。

图2 J58井区盒1段地层水矿化度平面分布Fig.2 Distribution of formation water salinity of the first member of Xiashihezi Formation in J58 well area

地层水水型为CaCl2型（表1），根据矿化度的划分标准，J58井区地层水属于盐水和卤水的范畴［24］。深盆中，长期处于封闭环境的高变质水通常不存在酸性水，都以弱酸性水或碱性水为主。造成这一现象的主要原因是地层中溶蚀作用尚未达到平衡，仍残余有一定量的有机酸，使得地层水pH值偏低［25］。研究区下石盒子组地层水pH值多为4.6～7.6，显示为弱酸性特征。

表1 J58井区下石盒子组地层水化学特征Table1 Chemical characteristicsof formation water of Xiashihezi Formation in J58 well area

J58井区下石盒子组地层水常量组分主要包括K+，Na+，Ca2+，Mg2+，Cl-，HCO3-，SO42-等。地层水中阳离子以Na++K+和Ca2+占主导，Ca2+质量浓度一般可达1 482～11 354 mg/L，Mg2+含量甚微。地层水中各阴离子浓度差较大，以Cl-为主，Cl-质量浓度达10 771～44 090 mg/L，其次为 SO2-，HCO-43含量低。离子组合系数与矿化度及水型相比更具有继承性，更能反映地层水的运移、变化及其赋存状态［26］。

钠氯系数（Na+/Cl-）可以反映地层水的浓缩变质程度和储层水文地球化学环境，通常认为其值越小代表地层水封闭性越好、越浓缩，越有利于油气的保存。J58井区下石盒子组地层水w（Na+）/w（Cl-）较低，主要为0.15～0.57，平均为0.35，按照博雅尔斯基分类，研究区地层水属于CaCl2型水的Ⅳ或Ⅴ型［27］，说明该研究区是有利于油气聚集和保存的区域。

氯镁系数（Cl-/Mg2+）可以反映浓缩变质作用和阳离子吸附交换作用，地层水封闭性越好，时间越长，浓缩变质越深，其值越大，越有利于油气的保存。J58 井区下石盒子组地层水 w（Cl-）/w（Mg2+）为55.92～274.68，平均为145.04，说明研究区地层水的封闭条件较好。

变质系数［（Cl-+Na+）/Mg2+］和镁钙系数（Mg2+/Ca2+）均反映的是地层水在运移过程中水岩作用的强度和离子交替置换的程度。地下径流越慢或水岩作用时间越长，Na+和Mg2+越少，Ca2+越多，变质系数值越大或镁钙系数越小，则水的变质程度越深，越有利于油气保存。J58井区下石盒子组地层水［w（Cl-）+w（Na+）］/w（Mg2+）为 26.82～203.67，平均为 97.05，w（Mg2+）/w（Ca2+）为 0.01～0.07，平均为0.04，均在油气田水指标之内，说明储层封闭条件较好。

综合分析认为，J58井区下石盒子组地层水具有沉积水经漫长的埋藏及水岩作用、深循环、深度浓缩、正变质的特征，由此表明J58井区下石盒子组具有有利于油气聚集和保存的地球化学环境。

3 气水分布特征

杭锦旗地区J58井区从石炭系太原组到二叠系石千峰组的各个层系均可见到含气层，研究区的30余口探井的测井解释成果表明，每口探井至少有2～3个含气层，最多达10层。下石盒子组气层总厚度主要为2.0～27.2 m，气层厚度变化较大，平均厚度为8.0 m（图3）。不同层位气层分布差异较大，其中，下石盒子组的盒2段气层平均厚度最小，为3.4 m，盒1段和盒3段气层平均厚度均较大，均可达8.6 m，含气显示普遍，因而作为重点层位开发。

图3 J58井区下石盒子组气层厚度平面分布Fig.3 Distribution of gas thickness of Xiashihezi Formation in J58 well area

从30余口井的试气统计结果来看，下石盒子组气层平均试气产量以盒1段最高，平均日产气12 619 m3，其次为盒 3段，平均日产气 8 919 m3，盒2段平均日产气最低，为5 668 m3。大部分井在试气时有水产出，气层平均产水量以盒3段最大，平均日产水5.8 m3，其次为盒1段，平均日产水3.8 m3。

3.1 气水纵向分布特征

根据J58井区测井解释和试气成果，可将下石盒子组储层划分为气层、气水同层、水层和干层4种类型。从图4可以看出，气水呈透镜状交叉分布，无明显的气水分异现象。气层主要分布在盒1段和盒3段，其中纯气层数量较少，大多数为气水同层，有少量水层和干层分布，盒2段几乎无气层和水层分布，主要为干层及少量气水同层。东西向气水层剖面垂直于河道砂体，气水层的连续性较差，且由西向东含气性逐渐变差，由气层过渡到气水同层，再到干层，水层仅在局部发育。

3.2 气水平面分布特征

J58井区的盒1段气层分布面积最大，盒3段气层分布面积次之，盒2段基本无气层分布。盒1段气层主要分布在研究区中部河道砂体连片分布区（图5），大致呈南北走向，气水同层在全区均有分布，东部 J10，J88，J116，J89 井附近分布有少量水层，水层主要围绕气水同层分布，盒1段干层分布面积较小，仅在研究区边部有少量分布。盒2段分布大面积干层，在部分区域有少量气水同层分布。盒3段气层和气水同层主要分布在研究区西部及南部一带（图5），其中气层沿河道砂体自北向南经J131，J108，J58 井向 J95，J57 井方向展布，气水同层围绕气层分布，东北部J116井也分布少量气水同层，水层呈带状分布，干层主要分布在研究区东部砂体厚度较薄区域。

总体而言，J58井区下石盒子组在纵向上气层与气层之间不连续，且多层位含水，产水层段厚度较小，没有明显的气、水分异现象。平面上气层分布受砂体分布控制，气层主要分布在砂体厚度较大的河道中心区域，水层围绕气水同层分布，主要分布在砂体边部。干层的分布主要受砂体厚度和物性共同控制，砂体较厚的区域一般物性相对较好，易形成较好的有效储层，而砂体较薄且物性差的区1） ）域储层致密，天然气难以充注，通常为干层。

图4 J58井区气水纵向分布特征Fig.4 Longitudinal distribution characteristicsof gasand water in J58 well area

图5 J58井区下石盒子组气水平面分布与生烃强度关系（生烃强度据文献［28］）Fig.5 Relationship between gas-water distribution and hydrocarbon generating intensity of Xiashihezi Formation in J58 well area

4 气水分布控制因素

4.1 生烃强度对气水分布的控制作用

杭锦旗地区J58井区上古生界主要发育石炭系—二叠系腐植型煤系气源岩，主要为太原组、山西组的煤层、暗色泥岩与炭质泥岩，有机碳含量以煤层最高，炭质泥岩次之，暗色泥岩最低，具有南厚北薄、东厚西薄的特征［29］。其中煤层总厚度一般为5～15 m，最厚达20 m左右，镜质体反射率介于1.0%～1.3%，研究区南部烃源岩成熟度高于北部，进入了大量生气阶段［30］。J58井区下伏地层烃源岩是杭锦旗地区生烃强度最大的区域，生烃强度主体为（10～40）亿 m3/km2，局部大于 40亿 m3/km2，生烃强度大于15亿m3/km2的区域占80%以上，表现为“广覆式”生烃的特征［31］，为该区天然气的富集提供了物质基础。

薛会等［32］研究认为该区天然气主要是以近距离侧向、垂向运移方式聚集成藏，在这种成藏模式的控制下，生烃强度高的区域可以获得丰富的气源供给，从而维持天然气的运聚平衡，这些区域多为天然气富集区，生烃强度低则不利于天然气富集。研究区生烃强度与盒1段、盒3段气水层平面分布叠合图（图5）显示，平面上南部生烃强大的气层发育程度明显好于北部，气层主要分布在生烃强度大于15亿m3/km2的区域，表明生烃强度控制着气水平面分布的宏观格局。同时纵向上离烃源岩较近的盒1段天然气聚集程度要好于离烃源岩较远的盒3段，整体上盒1段气层分布规模大于上部盒3段气层分布规模，表明储集层与烃源岩的距离和天然气的聚集有一定的联系。

4.2 沉积相和有效砂体展布对气水分布的控制作用

研究区从晚石炭世太原组沉积期至早二叠世晚期下石盒子组沉积期经历了由海到陆的古地埋演化过程，与此相应地发育了几套沉积体系。由于该区多期次、多层位的砂体叠置，形成了大面积分布的复合储集砂体［33-35］，因此，沉积相控制了储层规模和展布空间。受北部物源的控制，研究区砂体主要为近南北向展布，下石盒子组沉积期受构造运动影响抬升，物源丰富，沉积物粒度相对较粗。其中盒1段发育冲积平原—冲积扇沉积体系，砂体在横向上厚度变化大，为15～40 m，盒2段、盒3段均发育冲积平原—辫状河沉积体系，河道规模逐渐变小，河道砂体厚度一般为5～15 m。总体上，在研究区下石盒子组各层段河道中心部位，砂体连片分布且厚度较大，相应的碎屑颗粒较粗，砂体物性更好，发育大面积高孔渗储层，更有利于天然气的富集。

从下石盒子组各层段有效砂体的平面展布（图6）来看，盒1段有效砂体横向上连片展布，连通性最好，且厚度最大，有效砂体厚度一般为10～20 m，最厚可达30 m。盒2段、盒3段沉积期物源供给均相对减弱，沉积物粒度变细，其下部发育较厚的河道砂体，连续性较好，向上厚度逐渐变薄，连通性变差，有效砂体厚度一般为6～12 m。将盒1段和盒3段有效砂体厚度和各井的无阻流量进行叠合，其中无阻流量大的井大部分落在有效砂体较厚的范围内，表明有效砂体厚度对气水分布具有明显的控制作用。

图6 J58井区下石盒子组有效砂体厚度与产量关系Fig.6 Relationship between effective sand body thickness and yield of Xiashihezi Formation in J58 well area

4.3 岩性对气水分布的控制作用

通过钻井岩心观察及薄片鉴定，认为J58井区岩性主要为岩屑砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑石英砂岩以及石英砂岩，岩屑中以千枚岩、石英岩岩屑为主。储集岩为各种粒级砂岩，包括含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩及细砂岩，以中—粗砂岩为主，含砾粗砂岩次之。对 J57，J78，J89，J95，J98，J103，J115 等多口井不同粒度砂岩与含气性关系的分析（图7）表明，高含气饱和度岩性上以含砾粗砂岩为特征，该类砂体储集空间上以粒间溶孔最为发育，孔隙间连通性较好、储层的物性好，中等含气饱和度岩性主要为中—粗粒砂岩，差含气饱和度岩性为细砂岩。

以J58井区盒1-3小层和盒3-1小层含砾砂岩厚度与气水产量叠合图（图8）为例，含砾砂岩厚度大的区域产气量大，工业气流井也多，但在盒1段乌兰吉林庙断裂以南地区，储层具有较强的非均质性，一些物性较好的砂体被泥岩和低渗透致密砂岩夹层隔开，使天然气缺乏通道而无法进入，导致含气性较断裂北部更差［36］。总体上，含砾砂岩的厚度进一步控制了气水的展布范围。

图7 J58井区下石盒子组不同粒度砂岩与含气饱和度关系Fig.7 Relationship between sandstone with different grain sizeand gassaturation of Xiashihezi Formation in J58 well area

J58井区区域构造为向西倾斜的大单斜构造，地层倾角小于1°，但由气水层纵向（参见图4）和平面（参见图5）分布可以看出，气水基本不受区域构造的控制，气水分异作用不明显，仅有少数局部高部位对气水分布有一定影响。研究区中部乌兰吉林庙断裂在侧向上不具备封闭性，天然气易突破断裂向北运移，北部泊尔江海子断裂在该区侧向封闭性较好，从而使断层南部天然气富集程度较高。

图8 J58井区盒1-3（a）及盒3-1（b）小层含砾砂岩厚度与产量关系Fig.8 Relationship between pebbly sandstone thickness and yield in 1-3（a）and 3-1（b）submember of Xiashihezi Formation in J58 well area

5 结论

（1）杭锦旗地区J58井区下石盒子组地层水水型为CaCl2型，各离子含量差别较大，地层水具有矿化度高、弱酸性特征，结合地层水化学特征系数反映出下石盒子组地层水处于封闭环境条件，研究区有利于油气聚集和保存。

（2）杭锦旗地区J58井区下石盒子组气水关系复杂，无明显气水边界，可划分为4种类型：气层、气水同层、水层和干层。纵向上气、水层连续性差，呈透镜状交叉分布，无明显的气水分异现象。下石盒子组多数为气水同层，气层主要分布在盒1段，盒3段有少量分布；平面上气层集中分布在河道砂体连片分布区，气水同层围绕气层分布，水层呈带状分布，干层主要分布在研究区东部砂体厚度较薄的区域。（3）杭锦旗地区J58井区下石盒子组气水分布主要受生烃强度、沉积相、有效砂体厚度以及岩性的控制。生烃强度大且距离烃源岩近，气层更加发育，而沉积相、有效砂体厚度和含砾砂岩厚度则决定了产气量及气水层的展布范围。