蘇54區塊盒8段儲層氣水分布特征及識別方法研究

葉超，任振華，來超，楊萬祥，張磊，李武科

（1.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古烏審旗017300；2.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）

蘇54區塊盒8段儲層氣水分布特征及識別方法研究

葉超1，任振華1，來超1，楊萬祥1，張磊1，李武科2

（1.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠，內蒙古烏審旗017300；2.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）

二疊系石盒子組8段（簡稱“盒8”）儲層為蘇里格氣田蘇54區塊主力產層之一，根據水樣檢測結果、測井綜合解釋、試氣產水資料及生產資料的分析與研究，通過對氣井產出水的定性分析與定量計算，結果認為盒8段儲層產液類型有凝析液、壓裂殘留液、原狀地層水；地層水類型主要為氯化鈣型（CaCl2）地層水；陰離子以氯離子（Cl-）為主，陽離子以鉀離子（K+）、鈉離子（Na+）、鈣離子（Ca2+）為主；區塊內大部分區域產水，不同區域氣井產水量差別明顯；橫向上分布不連續，無統一氣水邊界，縱向上存在6種分布形式。

蘇54區塊；盒8；地層水類型；分布特征；識別方法

蘇54區塊盒8段儲層砂體厚度大，儲層含氣性好，然而開發過程中氣井產水量大、氣水關系復雜、產水機理不明確等問題嚴重制約著區塊的開發程度。目前區塊內完鉆井82口，均不同程度產水，日產水量大于4 m3的井共計21口，其中日產水大于6 m3的井13口，大于10 m3的井6口，平均水氣比（每產104m3氣時所產地層水）達到0.67 m3/104m3，單井最大水氣比可達1.9 m3/104m3。筆者通過對產水資料的分析與研究，得出產出水類型和化學組分，總結出氣水層分布規律及識別方法，以期對區塊后期建產規模不斷擴大和開發程度不斷深入提供依據。

1　地層水化學特征

1.1離子類型

水質全分析結果表明，地層產出水離子組成為K+、Na+、Ca2+、Mg2+、Ba2+、Cl-、SO42-、HCO3-。其中陽離子主要以K+、Na+、Ca2+為主，占陽離子總和的99.89%，陰離子主要以Cl-為主，占陰離子總量的88.86%。

鈉氯系數（Cl-/Na+）是地層封閉性、地層水變質程度和活動性的重要指標。由于Cl-化學性質穩定，具有很強的遷移性能，不易被粘土礦物或其它礦物表面吸附，很少產生沉淀和交換等化學反應；Na+則可能由于吸附、沉淀等作用而減少。因此地層水鈉氯系數在沉積后埋藏一般會趨于降低，通過計算，研究區內鈉氯系數在0.19～0.45，平均值為0.29，依據博雅爾斯基對油田水的劃分結果，表明研究區水動力條件較弱，有利于油氣保存。

變質系數［（Cl--Na+）/Mg2+，Cl-/Ca2+，Cl-/Mg2+］說明地層水在運移過程中水巖作用和離子交替置換的程度。地下徑流越慢，或水巖作用時間越長，地層水中Na+、Mg2+一般會越少，而Ca2+相對越多。通過計算各表征參數，［（Cl--Na+）/Mg2+］比值在22.6～419.7，（Cl-/Ca2+）比值在2.57～3.52，（Cl-/Mg2+）比值在39.18～518.9，符合油氣伴生水的特點，表明盒8段儲層地層水與地表環境隔絕，封閉條件良好［1］。

1.2地層水類型

鄂爾多斯盆地地層水礦化度濃度自盆地東部至西部天環坳陷依次升高，而盆地邊緣礦化度則較低，研究區所處區域礦化度達到最高，分布范圍在38.5 g/L～99.9 g/L，平均礦化度為62.6 g/L。依據總礦化度對產出水分類，大于35 g/L為地層水，在20 g/L～35 g/L為淡化地層水，小于20 g/L為凝析水。根據測試結果（見表1）分析，盒8段產出水類型為氯化鈣（CaCl2）型地層水，水體成弱酸性。

表1　盒8段儲層產出水化學成分統計表

單井中水體賦存狀態有毛細管水、自由水和束縛水三種類型。通過對56口井儲層物性及試氣資料分析，認為研究區單井水體賦存狀態以毛細管水為主，其特點主要受毛細管力控制，重力作用較小，非均質性影響較大，而束縛水最少，其特點是微孔隙發育，原始地層狀態下難以流動，僅在壓裂改造后產出少量水。

2　地層水分布特征

2.1橫向分布特征

通過連井剖面可以發現，由于砂體橫向的不連續性導致同一層內橫向上氣水分布不連續，產水層厚度小，一般在1 m～2.1 m，分布范圍不穩定。根據層位劃分，盒8上1、盒8上2、盒8下1、盒8下24個小層均不同程度產水，且高構造部位和低構造部位均有地層水產出；與盒8上段相比，盒8下段儲層砂體厚度大、物性好，導致盒8下段產氣量、產水量均高于盒8上段，通過計算產水量與海拔高度之間的關系，結果顯示二者之間呈一定負相關性，即海拔越低產水量越大。

2.2縱向分布特征

縱向上，氣水的分布規律受儲層砂體的展布特征影響較大，由于儲層縱向上強烈的非均質性影響，砂體分布不連續，層內泥巖隔層及致密砂層對儲層的分隔作用，造成氣水縱向分布不均，分析得出氣水縱向分布自下而上存在6種方式：（1）水層-氣水層（鄂14井盒8上段）、（2）氣水層-水層（蘇370盒8上段）、（3）氣層-水層（鄂15盒8段）、（4）水層-氣層（蘇376盒8下段）、（5）水層-氣水層-氣層（蘇57盒8上段、蘇247盒8下段）、（6）氣層-水層-氣層（蘇229盒8下段），研究表明盒8段儲層縱向上氣水分布形式主要以含氣水層及氣水同層的形式存在。

2.3平面分布特征

平面分布上，盒8段普遍產水，同一層位內產氣與產水層分布復雜，產水層段不受構造或海拔高程控制，在傾向西南的區域平緩單斜構造高部位和低部位都有地層水相對富集區［2，3］，處于構造相對高部位的蘇244井盒8段（海拔-2 173.7 m）與構造低部位的蘇246井盒8層（海拔-2 526.4 m）均產水，表明平面上分布范圍不穩定，缺乏統一的氣水分布邊界。受限于砂體展布及物性特征，盒8段各小層出水點均較為分散，其中盒8下1出水點最少，盒8下2產水點最多。

3　氣水層識別方法

3.1測井方法識別

3.1.1測井響應特征根據測井解釋結果統計，盒8段氣層測井響應特征為∶中子（CNL）4%～12%，多數低于10%，電阻率（Rt）14 Ω·m～100 Ω·m，主要在20 Ω·m～45 Ω·m，聲波時差（AC）為210 μs/m～260 μs/m，多數為210 μs/m～230 μs/m，密度（DEN）2.48 g/cm3～2.57 g/cm3，多數小于2.6 g/cm3，總體表現為高時差、低中子、低伽馬、低密度、高電阻、低電位；水層的測井響應特征表現為∶CNL為5%～20%，AC為203 μs/m～250 μs/m，多數小于230 μs/m，DEN為2.38 g/cm3～2.62 g/cm3，多數為2.52 g/cm3～2.58 g/cm3，Rt為21.4 Ω·m～26.2 Ω·m，主要在10 Ω·m～30 Ω·m，總體表現為中時差、高中子、高伽馬、高密度、低電阻、高電位；氣水層測井響應特征的變化介于氣層與水層之間，CNL為8%～13%，AC為210 μs/m～252μs/m，多為225 μs/m～240 μs/m，DEN為2.45 g/cm3～2.56 g/cm3，多數大于2.45 g/cm3，Rt在15 Ω·m～38 Ω·m，總體表現為低時差、低中子、高伽馬、電阻率高于水層而小于氣層，密度低于水層而高于氣層，自然電位低于氣層。

3.1.2全烴曲線與伽馬形態綜合分析儲層含氣飽和度不同，全烴曲線形態則不同，將其形態分為4種：（1）飽滿型，全烴顯示厚度大于或基本等于儲層厚度，氣體充注程度高，一般為氣層；（2）欠飽滿型，全烴顯示厚度小于儲層厚度，氣體充注程度若，含氣不飽滿，一般為含氣層或氣水同層；（3）倒三角形，曲線前沿陡，后沿緩慢回落，高點在上部，表明儲層頂部有少量游離氣，一般為氣水層或差氣層；（4）三角形，曲線前沿緩慢爬升，后沿陡，高點在下部，一般為氣水層或水層（見圖1）。

鋸齒狀自然伽馬曲線表示堤岸亞相和河漫亞相中的天然堤、決口扇河漫灘等微相環境下形成的較細砂質沉積。這些較細的砂質沉積由于巖性細加之強烈的成巖作用使其孔吼細小，滲透性極差，排驅壓力較大，氣體在大規模運移時無法進入其內成藏，使得其內的流體僅僅是沉積時的滯留水，即形成了水層。因此，用測井伽馬曲線形態判斷，氣層一般發育在箱狀平滑均質自然伽馬段和鐘形自然伽馬段底部，水層、氣水層一般發育在鋸齒狀自然伽馬段和鐘形自然伽馬段中上部。在實際應用中，通常將全烴曲線與伽馬曲線結合，判斷儲層產水情況［4，5，6，7］。

3.2氯根定量識別

通過分析產水量大小與氯根濃度間的關系，二者呈現一定正相關性，當氯根值小于13 000 mg/L時，可認為地層不產水（根據目前蘇里格氣田對生產井的分類，當日產氣量≥0.2×104m3，日產水量＜4 m3，為產氣井；日產氣量≥0.2×104m3，日產水量＜4 m3，為氣水同產井；日產氣量＜0.2×104m3，日產水量≥4 m3，為產水井）；而氯根值小于9 600 mg/L時，地層完全不產水。水層識別，判斷儲層產水情況。

圖1　全烴曲線形態

4　結論

（1）蘇54區塊盒8段儲層產水類型為氯化鈣型地層水，平均礦化度62.6 g/L，礦化度高，離子組成陽離子主要以K+、Na+、Ca2+為主，陰離子主要以Cl-為主，鈉氯系數低，變質系數符合油氣伴生水的特點。

（2）單井水體賦存形態存在毛細管水、自由水和束縛水三種形式，以毛細管水為主，束縛水含量最少，橫向上氣水分布不連續，縱向上根據氣層、水層、氣水層的相對位置存在6種組合分布形式，平面上氣水分布不連續，無統一氣水界面。

（3）根據測井響應特征與氯根濃度不同，可進行氣

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Block Su54 of He8 reservoir gas-water distribution and recognition methods research

YE Chao1，REN Zhenhua1，LAI Chao1，YANG Wanxiang1，ZHANG Lei1，LI Wuke2
（1.Gas Production Plant 4 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Wushenqi Neimenggu 017300，China；2.Sulige Gas Field Research Center，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

According to Sue 54 block formation water，water quality analysis report，the results of well log interpretation test gas water production data and production data analysis and research，through the qualitative analysis and quantitative calculation of output water，the result think He 8 types of the reservoir fluid producing condensate fluid，fracturing residual liquid，undisturbed formation water.Formation water type is mainly for calcium chloride（CaCl2）formation water.Give priority to with chloride（Cl-）anion，cation with potassium ion（K+），sodium（Na+），calcium（Ca2+）.In most area of the block water production，gas well water rate difference between different regions of obvious.On the transverse distribution of discontinuous，no unified gas-water boundary，the presence of six on longitudinal distribution form.

Su 54 block；He 8；water type；distribution characteristics；recognition method

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.011

TE122.23

A

1673-5285（2015）05-0047-04

2015－02-09

葉超，男（1987-），2010年畢業于西安石油大學資源勘查工程專業，本科，工學學士，助理工程師，從事天然氣開發工作，郵箱：yechao_cq@petrochina.com.cn。