蘇里格氣田蘇54 區塊氣水分布主控因素分析

李建陽，王 宏，黃強東，劉利鋒，劉治恒

（1.成都理工大學能源學院，四川成都 610059；2.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，內蒙古烏審旗 017300；3.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018；4.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018）

蘇里格氣田是我國目前最大的陸上氣田，也是致密砂巖氣藏的典型代表。蘇54 區塊位于蘇里格氣田西區北部，行政區屬內蒙古自治區鄂托克旗，東臨蘇246區塊、南抵毛腦海廟、西臨蘇75 區塊、北抵察汗卓爾以北，面積約1 821 km2，2010 年勘探提交基本探明儲量數千億立方米，2011 年進入評價及建產階段。該區塊主要含氣目的層段為上古生界二疊系下石盒子組盒8段及山西組山1 及山2 段，砂體較發育，但儲層致密、非均值性強、完鉆井產水較嚴重、有效儲層相對孤立分散，氣水分布關系復雜，主要控制因素不明朗，開發難度較大。

擬通過蘇54 區塊構造、沉積相、砂體及滲砂體展布、儲層特征等基本地質特征研究，分析氣水分布的主要控制因素，明確主力目的層段的氣、水分布特征及含氣相對富集區，為區塊井位優選及規模開發奠定基礎。

1 基本地質特征

蘇54 區塊地質構造隸屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北側，區域構造為寬緩的西傾斜坡。主要目的層盒8 段底部儲層構造形態總體面貌為東北高、西南低的西傾單斜，東部構造坡度5 m/km～8 m/km，西部變陡構造坡度10 m/km～15 m/km。局部發育6～7 排低緩的鼻狀構造，幅度15 m～30 m、寬度為2 km～8 km，向西南傾伏。

山西組及盒8 段沉積期主要發育三角洲平原亞相。山2 及山1 段為曲流河沉積，砂體主要為分流河道及邊灘沉積，砂體規模小，分布零散。盒8下段沉積期具辮狀河道為主沉積特征，河道疊置明顯，疊置河道帶厚度大，疊置程度高，可見河道底部滯留礫石、心灘、河道充填沉積。心灘、邊灘及分流河道為天然氣富集的有利沉積微相[3][4]。

儲層主要為巖屑質石英砂巖、巖屑砂巖和石英砂巖，具有低長石、高石英、高巖屑的碎屑組合特點，成分成熟度中等偏低。填隙物以水云母、高嶺石和硅質為主，泥鐵質和鐵方解石次之，部分井含少量薄膜狀自身綠泥石。主要孔隙類型以晶間孔和巖屑粒內溶孔為主，見少量原生粒間孔和粒間溶孔，微裂縫和微孔相對極少，屬于溶孔-晶間孔型儲層。儲層孔隙結構總體表現為“孔喉小、分選差、排驅壓力高和主貢獻喉道小”的特點，排驅壓力一般為0.28 MPa～5.49 MPa，孔喉中值半徑分布在0.02 mm～0.47 mm。

完鉆井測井解釋物性數據統計分析表明，孔隙度在3.8 %～4.7%，平均8.2%；滲透率在0.075 mD～4.377 mD，平均0.466 mD；含氣飽和度在20.1 %～76.9 %，平均50.4 %。孔隙度和滲透率均較低，總體表現出典型的低孔、低滲致密儲層特征。

2 氣、水分布主控因素分析

蘇54 區塊位于蘇里格氣田西區北部，氣井產水多，氣水關系復雜，具有多種影響控制因素。研究認為影響含氣目的層段氣水分布的主要控制因素有氣源、沉積相、構造、物性及裂縫等。

2.1 氣源對氣水分布的控制作用明顯

鄂爾多斯盆地上古生界沒有明顯的生氣中心，表現為廣覆式生烴特征。但上古生界從東南向西北生烴強度逐漸減小，東南部生烴強度介于（20～50）×108m3/km2，蘇54 區塊所在區域生烴強度普遍小于20×108m3/km2，局部生烴強度僅為（8～12）×108m3/km2。受生烴強度不足的限制，距離烴原巖的距離決定了儲層中天然氣的充注強度[5]。通過對研究區山2 段～盒8下段儲層含氣飽和度的對比（見表1），可以看出從山2 段→山1 段→盒8下段含氣飽和度逐步減小，表明近源儲層含氣性好，遠源儲層含水較多。

圖1 蘇54 區塊盒8 下段沉積相、砂體及滲砂體平面展布圖

圖2 蘇54 區塊不同成因類型砂體及滲砂體比例

2.2 沉積相直接控制砂體及滲砂體的發育

蘇54 區塊沉積相、砂體及滲體研究（見圖1）表明，沉積相直接控制砂體及滲砂體的發育。研究區不同成因類型砂體比例研究表明，砂體受控于河道帶的分布，滲砂體受有利沉積微相（心灘、邊灘及分流河道）直接控制。心灘和分流河道中砂體及滲砂體均較發育，砂體所占比例分別達到34.3 %和28.1 %；滲砂體所占比例分別達到46.3 %和31.9 %（見圖2）。

2.3 構造作用對天然氣聚集有一定的影響

構造演化與生烴期時間對比表明蘇里格氣田在整個生烴階段及其以后始終為一西傾的單斜構造，西部區域處于構造低部位不利于天然氣的聚集與保存。因此，蘇54 區塊整體有效儲層厚度不大，產氣量偏低。從研究區內部位置上看，區塊東部比區塊西部構造位置高，且物性較好，含氣性較好；區塊中部比南部及北部相對位置高，含氣性好。蘇54 區塊總體表現為高部位相對富氣、低部位相對富水的特征。

將蘇54 區塊構造由西向東劃分了西部、中部及東部三個區帶（見圖3），對其完鉆井盒8下段含氣飽和度進行了統計，結果表明東部區帶完鉆井含氣飽和度最高，達到56.5 %；中部區帶含氣飽和度48.3 %；西部區帶含氣飽和度最低，為39.5 %，說明東部構造高部位含氣性明顯好于西部構造低部位。

圖3 蘇54 區塊西部、中部及東部三個區帶構造位置圖

2.4 物性好的部位含氣性好于物性差的部位

蘇54 區塊562 個樣點測井解釋含氣飽和度及滲透率統計結果表明：含氣飽和度與滲透率有明顯的正相關關系，即滲透性越好、含氣飽和度越高，物性好的部位含氣性好于物性差的部位（見圖4）。

圖4 蘇54 區塊滲透率與含氣飽和度散點圖

2.5 構造裂縫一定程度上也影響了地層水的分布

蘇54 區塊地震剖面及地震預測結果、巖芯觀察均表明區內裂縫比較發育，局部甚至發育小型高角度的斷層，對其發育儲層氣水的空間分布產生影響。蘇54區塊與蘇西南部已試氣井相比，總體表現為出水量大或產氣量大的特征，這與該區裂縫發育有直接關系，即裂縫的發育改變了儲層的滲透性，使得天然氣富集區完鉆井產氣量明顯高于裂縫不發育的區域，使得富水的區域完鉆井產水量更大。更為重要的是，蘇54 區塊裂縫以垂直縫為主（見表2），斷層也以高角度的斷層為主，使得垂向上氣水分布更為復雜。通常情況下，表現為儲層裂縫發育區下部儲層含氣較差，而距源巖較遠的儲層含氣性變好[6，7]。

3 氣水平面分布特征

以小層滲砂體為背景，結合測井有效厚度及試氣成果，精細刻畫了山2～盒8下段氣、水平面分布。研究區山2 段滲砂體呈南北條帶狀分布，被烴源巖所“包圍”，生烴期天然氣優先充注，但受斷裂構造影響，天然氣存在散失。在斷裂構造不發育的區域天然氣較富集，斷裂構造發育的區域地層水富集。山1 段距源巖（本溪～山2）近，滲砂體呈南北條帶狀分布，天然氣東西運移受阻，主要沿南北向運移，在物性較好、構造位置較高且斷裂構造不發育的區域天然氣較富集。盒8下砂體大面積分布，儲層物性中等，天然氣在連通砂體內具有向高部位運移的條件，東西方向上，總體表現為東部聚氣、西部聚水；南北方向上，表現為中部聚氣、南北富水。研究認為，蘇54 區塊中東部含氣性較好，為近期開發的有利目標區帶，可在保證合理井網的基礎上優先布井。西部及南北部相對富水，部署井位時應盡量避開富水區域。

4 結論

（1）蘇54區塊氣水分布主控因素有氣源、沉積相、構造、物性及裂縫等因素。氣源對氣水分布的控制作用明顯；沉積相直接控制著砂體及滲砂體的發育；構造作用對天然氣聚集有一定的影響；物性好的部位含氣性好于物性差的部位；構造裂縫一定程度上也影響了地層水的分布。

（2）研究區近源儲層含氣性好，遠源儲層含水較多；高部位天然氣富集，低部位含水明顯；儲層內部，物性好的部位含氣性好于物性差的部位；構造縫溝通的區域，上部儲層天然氣富集，下部儲層地層水聚集。

（3）研究區平面上東高西低，西部含水明顯多于東部；東部砂帶南北低，中部高，而含氣性好的區域主要集中分布在中部。總體上蘇54 區塊中東部含氣性較好，是近期開發的有利目標區帶，可在保證合理井網的基礎上優先布井。西部及南北部相對富水，部署井位時應盡量避開富水區域。

表2 蘇54 區塊巖芯觀察裂縫發育情況統計表

［1］ 王勇，徐小蓉，等.蘇里格氣田蘇6 井區上古生界沉積相特征研究［J］. 西北大學學報（自然科學版），2007，37（2）：266-272.

［2］ 謝慶賓，管守銳，等.江西贛江下游中支現代曲流河沉積［J］.石油大學學報，2000，24（1）：13-16.

［3］ 何逢陽，陳義才，等.蘇里格地區山西組烴源巖地化特征及生烴能力評價［J］.物探化探計算技術，2009，31（6）：628-633.

［4］ 李會軍，吳泰然，等.蘇里格氣田優質儲層的控制因素［J］.天然氣工業，2004，24（8）：10-16.

［5］ 董桂玉.蘇里格氣田上古生界氣藏主力含氣層段有效儲集砂體展布規律研究［D］.成都理工大學博士論文，2009.

［6］ 王國亭，冀光，等.鄂爾多斯盆地蘇里格氣田西區氣水分布主控因素［J］.新疆石油地質，2012，33（6）：657-659.

［7］ 王波，陳義才，等.蘇里格氣田盒8 段氣水分布及其控制因素［J］.天然氣勘探與開發，2010，33（2）：29-33.