延安气田上古生界致密砂岩气层流体特征分析—以元龙寺气区为例

＊王 宇

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院 陕西 710075）

2018年鄂尔多斯盆地致密气资源量约10.37×1012m3[1-2]，延安气田是鄂尔多斯盆地内的大型气田，鄂尔多斯盆地现今构造形态为东翼宽缓，西翼陡窄的南北向不对称矩形盆地。盆地边缘断裂褶皱较发育，而盆地内部构造相对简单，地层平缓，倾角一般不超过1°[3-4]。延安气田元龙寺气区构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东南部，为平缓的西倾单斜，构造简单。研究区气藏类型为典型的岩性气藏，气源岩、生气强度、优质储层的分布是天然气富集的主控因素，继承性古构造高点也是天然气富集的有利区。

元龙寺气区钻遇的地层包括第四系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系和奥陶系，主力含气层为本溪组、山西组山1段、山2段和下石盒子组盒8段。

1.区域地质特征

延安气田元龙寺气区上古生界地层内部沉积连续，均为整合接触，以海陆过渡相—内陆湖泊沉积为主。元龙寺气区主要发育两种类型的沉积体系：盒8、山1和山2为三角洲沉积体系；本溪组为障壁海岸沉积体系。地层厚度在本区比较稳定，平面变化较小。

元龙寺气区本溪组、山西组及下石盒子组盒8砂层组地层均为平缓西倾的单斜，坡降为3～10m/km，倾角不足1°。局部存在一些小的鼻隆构造。近东西向各层顶面构造具有较好的一致性，均在井区东部地层有所抬升。

通过岩心观察和描述，本区域砂岩或砾岩颜色主要以灰白色、灰色和灰黑色为主，也存在少量灰绿色和褐灰色砂岩；泥岩颜色主要以深灰色和黑色为主，局部见碳酸盐岩。岩心颜色特征总体反应了弱氧化-还原的水下沉积环境。元龙寺区块上古生界主要发育原生粒间孔、次生溶孔和晶间孔三种孔隙。山2段面孔率最高，以粒间孔和晶间孔为主，并见一定数量的岩屑溶孔；盒8段和本溪组面孔率次之，盒8段孔隙类型以晶间孔和岩屑溶孔为主，本溪组以粒间孔和晶间孔为主，并见一定数量的岩屑溶孔；山1段面孔率最低，以岩屑溶孔、杂基溶孔为主。

元龙寺区块上古生界盒8段、山1段、山2段、本溪组储集层段经历的成岩作用类型主要有机械压实作用、压溶作用、胶结作用和溶蚀作用等多种成岩作用和复杂的成岩演化，造就了延川东区块储层的复杂性。前3者为破坏性成岩作用，后者为建设性成岩作用。

2.地层流体特征

延安气田无边、底水。表现在气水分布复杂，气水大多同储同出。局部构造对天然气分布的控制作用很弱，在无论是构造高部位还是低部位，均有不同程度的有天然气和地层水产出[5-8]。元龙寺气区试气结果表明这里虽然有很多口井能够产水，但是都未见有纯水井，且产水量都不多。主要表现为投产初期产水量较大，投产一段时间后产水量趋于稳定，产气量增加或趋于稳定，水气比下降明显。由于气藏无边、底水，气藏开发的能量主要依靠气体自身膨胀能量，因此元龙寺气区上古生界主要为弹性驱动的致密岩性气藏。

(1)天然气性质

元龙寺气区盒8段-本溪组天然气均来自于山西组-本溪组煤系烃源岩，具有典型煤成气的组成特征。根据区域内26个气样检测结果显示，盒8、山1、山2及本溪组气藏天然气组分相同、含量相似，天然气以甲烷为主，盒8甲烷质量分数分布在92.615%～96.427%之间，山1甲烷质量分数分布在90.717%～95.715%之间，山2甲烷质量分数分布在91.828%～98.293%之间，本溪甲烷质量分数分布在92.560%～94.511%之间，平均为94.31%，重烃含量低于2%，盒8段—本溪组各层位天然气相对密度0.564～0.634kg/m3，平均为0.596kg/m3，平均临界温度-81.55℃，平均临界压力4.64MPa（表1）。

表1 延安气田元龙寺气区天然气组分分析表

非烃组分是天然气的重要组成部分，随非烃组分含量的增高，天然气开采效益逐渐变低，给气藏开采带来风险。元龙寺区域天然气非烃组分以氮气盒二氧化碳为主，氮气质量分数在0.509%～4.774%之间，二氧化碳质量分数在0.037%～4.921%之间，两种非烃组分平均质量分数均低于3%，不影响天然的的生产及地质储量的计算。

硫化氢具有高危险情及强腐蚀性，对于含硫化氢气藏，在生产过程中需要增加抗硫工具，并在集气过程中添加脱硫装置。根据本区域气样检测结果显示，该气区不含硫化氢，属无硫干气，不需要使用抗硫工具及安装脱硫装置。

(2)地层水性质

研究区盒8-本溪组气藏无明显气水界面，地层产出水主要为隙间水，溶解于地下水中的盐类，以各种阴、阳离子形式存在，其含量一般以mg/L来表示。地层水主要离子组成为Na+、K+、Ca2+、Mg2+、HCO3-、Cl-、SO42-等。

根据研究区目的层地层水分析结果，地层水pH平均值为5.80，呈弱酸性，pH值与电极电位存在一定的关系，影响地下水化学元素的迁移强度，是进行水化学平衡计算和审核水质分析结果的重要参数。地层水密度在1.08g/cm3左右，由上到下，地层水密度有逐渐增大的趋势。研究区地层水矿化度在12944.5～248665.4mg/L之间。其中，本溪组平均地层水矿化度为142051.9mg/L，山西组山2段平均地层水矿化度为60209.6mg/L，山西组山1段平均地层水矿化度为31687.4mg/L，石盒子组盒8段平均地层水矿化度为26952.1mg/L（表2），地层水矿化度随着地层埋深逐渐增高，分流间湾地层水矿化度值低于分流河道地层水矿化度值，地层水矿化度值越高，地层水的浓缩作用、水岩作用越强[9-10]。

表2 延安气田元龙寺气区上古生界储层地层水分析表

根据苏林分类法，气田地下水主要为CaCl2型水和NaHCO3型水，而Na2SO4型和MgCl2型水较少见。通过分类判断，该气区水型为CaCl2型，CaCl2型水分布区是区域水动力相对阻滞区，是水文地质剖面上的交替停滞带，由于地下水处于还原环境，发生脱硫作用和浓缩作用[11-12]，SO42-含量很少或不存在，Ca2+和Cl-离子相对富集，形成氯化钙型水，这种水化学环境反映了储气圈闭的良好性质，对气藏形成和保存是一种有利条件。

(3)天然气偏差系数及体积系数

气体组分是偏差系数及体积系数计算的基础，气体偏差系数是计算体积系数的重要参数。选择测压条件相近、压力恢复较好的井，根据气区不同的地层压力和地层温度值得到相应的拟对比压力、拟对比温度值，利用偏差系数与拟对比压力、拟对比温度的关系图版，即求得偏差系数。通过求出的原始天然气偏差系数即可求出原始天然气体积系数，图1为计算出的天然气体积系数与对应的海拔交会图，天然气体积系数分布在0.0045～0.0055之间，体积系数与海拔深度有明显的线性关系，通过关系曲线可以推算邻区（井）的体积系数，进行地质储量估算。

图1 元龙寺气区天然气体积系数与海拔深度交会图

3.结论

延安气田元龙寺气区天然气甲烷质量分数平均为94.31%，重烃质量分数低于2%，非烃组分中以氮气和二氧化碳为主，是典型的无硫干气气藏，不需要井口加热节流的脱硫装置。

气藏没有明显的气水界面，地层产出水主要为间隙水，该气区水型为CaCl2型，表明其为封闭条件下与外界隔绝的残余水，储层的保存条件较好，同时地层水矿化度随着地层埋深逐渐增高。

气区本溪组-盒8段砂岩整体经历了强烈的成岩作用，使储层已部分或完全致密化，由于物性致密，较强的毛细作用阻碍了气水的分异作用，天然气与地层水“弥漫式”地分布于储层内部，地层水多呈束缚水形式，含气性受物性的不稳定性与致密性共同控制。