苏里格气田低饱和度气藏成因及分布规律

肖乾华(中石油长城钻探工程公司能源事业部，辽宁 盘锦 124010)

0 引言

随着气田勘探开发不断深入，主产区井网已日趋完善。苏X区块中南部作为重要产能接替区，储层特征复杂，河道展布随机性强，连续性差，更为典型的是含气饱和度低，较主产区低近10%，气水层关系复杂，且区域产水井占比近50%，而产水对EUR影响可达近50%。因此，低饱和度致密气藏的研究对实现气田效益开发意义重大。

1 低饱和度气藏成因分析

从储层发育的宏观和微观条件展开，剖析盖层、储层孔喉结构及其配置关系、烃源岩等多方面，分析低饱和度气藏成因。

因素一：泥岩盖层分布。盖层一般是指位于储集层上方、能够阻止油气向上逸散的岩层。而储集层中油气的聚集效率和其自身的保存时间则受到了其上覆盖层封闭性等因素的直接影响。盖层所发育的层位及其平面分布特征能够直接影响其所处盆地油气的运移及分布区域。因此，盖层是影响气藏形成的关键地质因素。

苏X区块中部盖层按照其在纵向上的分布特征划分为直接盖层和上覆盖层两类，其中直接盖层主要指位于盒8、山1段储层之上的即盒8段1-3小层的非渗透性岩层；而区域盖层则是指对气聚集以及保存起到重要控制作用的盒1-盒7段的区域性岩层。

(1)盖层厚度分布：盒8、山1段上覆盖层岩性以泥岩为主，并包含少量的粉砂质泥岩。在对区内88口单井盒1段-盒8段3小层盖层岩性划分的基础上进行了统计，其中区域盖层盒1-盒7段泥岩厚度在126.7～192.0m之间，平均值为157.2m；直接盖层盒8段1-3小层泥岩厚度在10.4～50m之间，平均值为24.4m。

(2)盖层平面展布：在对单井泥岩解释及横、纵向平剖面对比的基础上，绘制了盒8、山1段直接盖层及区域盖层的泥岩厚度平面分布图，通过分析，泥岩盖层分布广、整体厚度大，平均为180.3m，封堵能力强，有效阻止天然气向上逸散。

(3)盖层对低饱和度气藏的控制作用：对开发井日产气量与盖层泥岩厚度进行统计交会，可以看出气井产量与直接和区域盖层泥岩厚度变化没有明显的相关关系。从产水气井分布来看，盖层泥岩厚度变化对气水分布无明显的控制作用。

因素二：储层孔喉结构及配置关系。通过对区块5口取芯井的铸体薄片、扫描电镜照片和阴极发光等试验观察及对压汞资料、孔渗物性分析资料等分析的基础上，对盒8、山1段9个小层的岩石学特征、储层孔隙类型及其结构、储层物性特征进行综合研究，并在此研究的基础上分析了低饱和度气藏成因。

(1)储层岩性及孔隙类型：通过铸体薄片观察，对目的层段的碎屑岩岩石类型、砂岩组分特征、填隙物组分特征及砂岩结构特征进行了统计分析。根据对367个薄片资料的统计结果表明，储层岩石类型主要为岩石类型以中-粗粒岩屑石英砂岩为主，平均粒径0.12～1.25mm。颗粒分选中等偏好，磨圆度主要为次棱-次圆状，结构成熟度中偏低，填隙物以黏土为主，钙质次之。碎屑成分以石英、岩屑为主，岩屑成分以变质岩岩屑为主，少量岩浆岩和沉积岩岩屑；储层中石英含量是自上而下逐渐增加，岩屑含量则逐渐减少。

通过砂岩铸体薄片观察及相关鉴定报告的统计分析发现，颗粒间接触关系以孔隙型或压嵌型为主；孔隙类型主要为残余原生粒间孔、粒间溶孔、胶结物内溶孔及高岭石晶间孔，裂缝罕见；面孔率主要集中在1%～2%，普遍较低；孔隙直径主要分布在7.6～109.3μm，平均值为82.6μm，属于毛细管孔隙。

(2)孔喉结构及配置关系：苏里格气田砂岩储层孔隙类型及其结构特征是用于评价储层好坏的重要指标之一。据苏里格气区苏南区块孔喉分选性参数统计分析表明：吼道半径中值主要分布在0.03～0.4μm之间，喉道相对偏细且极不均匀；分选系数在0.15～0.75之间；平均孔喉比为0～13.48；平均配位数在0～2.42之间，平均0.71，配位数低；反映了储层渗透率较低，毛管阻力偏大，天然气成藏需克服较大的阻力。根据毛细管压力曲线形态及孔喉特征参数，将储层孔隙结构分为3种类型：大孔-粗喉型、中孔-中喉型和小孔-微细喉。孔喉组合类型以小孔-微细喉型为主，最有利的孔喉组合类型为大孔-粗喉型和中孔-中喉型。

(3)孔喉结构对气藏的控制作用：储层内孔喉大小、分选性及其连通性对于储层的孔渗物性起着重要的控制作用。孔隙结构复杂、孔喉半径小，毛管压力成为天然气成藏的主要阻力，其与孔喉半径呈反比关系。

苏X区块富水区储层吼道中值半径主要分布在0.03～0.4μm之间，计算出地层条件下的储层毛细管力主要在0.13～1.67MPa之间；天然气向上浮力在0.07～0.29MPa之间。对于区域含水储层，气体向上浮力难以有效地克服储层毛细管阻力，容易形成含水储层气、水两相混储状态。

因素三：烃源岩。鄂尔多斯盆地本溪组-山西组沉积期间，气候湿润，构造稳定，沉积环境由海相向陆相过渡。苏里格气区上古生界烃源岩以煤和暗色泥岩为主，区块中部主力生气层段为本1、太2段煤层，占总生气量的69%，煤层平均厚度6.8m，全区均有分布，具有“广覆式”生烃、供烃特征。

从储层成岩演化史和成藏史研究表明，苏里格地区生烃始于T，高峰在K1，此时砂岩储层已经致密化，储层砂岩的单层厚度0.4～12.3m，达不到天然气连续相运移的指标；生烃增压平均28MPa，平均运移距离185m，为低压近源型成藏。

苏X区块上古生界烃源岩生气强度处于15～70×108m3/km2之间，整体供气良好，具备形成气田的气源条件。从产水气井分布位置来看，主要分布在生气强度相对较弱的中西部，表明生烃强度对气、水分布具有一定的控制作用。

2 气水分布模式研究和气藏分布特征

2.1 储层纵向分布的复杂程度

通过计算苏X区块中南部储层纵向的分层系数和砂岩密度来看，5-8小层分层系数大，砂岩密度以5、6小层最高。各小层层层间、层内变异系数平均值大于0.5，突进系数均平均值大于2，储层非均质性强。通过对各小层孔隙度进行统计分析，主要分布在在4.3%～15.5%之间，平均值为8.5%；此外从各小层孔隙度展布图来看，孔隙度变化大，储层相变快。

2.2 生储盖组合

根据源岩上覆地层岩性以及主要目的层山1、盒8段砂岩与泥岩纵向分布特征，将苏11区块中南部生储盖组合划分为以下5种类型：覆砂厚砂型、覆砂互层型、覆泥厚砂型、覆泥互层型、覆泥厚泥型，其中以覆砂厚砂型、覆砂互层型为主，其他类型较少。储层上部区域泥岩盖层整体厚度较大，平均为144.9m，封堵能力强；直接盖层厚度26m，极大限制天然气垂向向上扩散，造成盖层局部砂体存在地层水。

2.3 气水分布模式

苏11区块中南部无统一气水界面，气水分布复杂，主要有以下三种：致密透镜状滞留水、孤立透镜体水、低部位滞留水。致密透镜状滞留水：受储层非均质性控制，水体主要分布于砂体边部或者内部物性较差区域；孤立透镜体水：透镜状砂体孤立发育，周围阻隔强，天然气未能注入；低部位滞留水：位于构造低部位，由于储层内气水分异作用产生(少见)。

2.4 纵向和平面分布规律

低饱和度气层纵向上发育，平均单井钻遇厚度10.1m，占有效气层比例71%；平均单井钻遇厚度大于气层，主要发育在4-9小层，5、6小层厚度最大；从低饱和度气层占有效气层百分比来看，5、6小层比例相对较低。

垂直河道方向，低饱和度气层盒8下段最发育，4、5、6小层最厚，叠置现象明显，侧向连续性相对差。盒8上和山1段透镜状孤立分布，砂体侧向连续性差。沿河道方向，低饱和度气层主要分布在盒8下段与山1段，盒8下砂体厚度最大，同气层连续性较好；盒8上和山1段多呈孤立状。

山1段砂体南北向连片分布，厚度0～35.6m，平均12.9m；盒8段砂岩发育，厚度最大达50.5m，平均为25.6m，连片性好；盒8+山1段总体南北向发育，厚度0～72.7m，平均38.6m。受砂体展布控制，山1段低饱和度气层呈南北向连片分布，中部厚度较大，南部相对较小；盒8段水动力增大，砂岩发育，低饱和度气层中部最厚达19m，连片性好；盒8+山1段总体南北向发育，厚度0～31.2m，中部最厚。

3 结语

(1)从多角度分析饱和度气藏成因：生烃强度决定了天然气整体富集程度；构造北东高南西低，影响了天然气运移；泥岩盖层封盖能力对气水分布影响不大；储层孔喉比小，临界气柱高度小，气易运移，形成低饱和度气层。

(2)低饱和度气层发育广泛，沿河道方向连续性较好，垂直河道发育规模有限；在非主产层低饱和度气层呈土豆状、零星分布，主产层呈条带状展布，多分布在河道边缘和内部致密层中。