蘇里格氣田西區地層水成因、分布規律與控制因素

楊仁超，董亮，張吉，王一，樊愛萍

1.山東科技大學地球科學與工程學院，山東青島 266590

2.長慶油田勘探開發研究院，西安 710071

0 引言

蘇里格氣田為我國陸上產能最大的天然氣氣田，但氣田西區氣井產水嚴重，氣水關系復雜，地層水成因、分布規律與控制因素不明，且不同氣井在產水量、產氣量、水氣比、出水階段、產水對氣井的影響程度等方面都存在差異，這些問題直接影響了生產井布署及氣田高效滾動開發進程。在最近的生產過程中，天然氣富集區域產能減少，逐漸由產氣富集區向氣水混合區及富水區發展，氣井投產后壓力下降較快，天然氣產能不足而產水嚴重，對蘇里格氣田西區生產工作造成巨大困難。針對研究區的開發現狀，通過地層水地球化學特征分析，明確地層水成因，把握氣水分布規律，明確氣水分布地質控制因素，成為該區滾動開發、有利區篩選、井位優選等氣田開發工作的迫切需求[1-4]。

1 區域地質背景

鄂爾多斯盆地是我國第二大沉積盆地，位于我國中部地區，地處陰山—大青山以南，賀蘭—六盤山以東，秦嶺以北，呂梁—中條山以西，北靠黃河河套，南接渭北高原，橫跨陜、甘、寧、晉以及內蒙古自治區，總面積達37×104km2。它在大地構造屬性上屬地臺型構造沉積盆地，原屬華北地臺的一部分，其整體為一個近南北向似矩形的中、新生代內陸坳陷盆地，位于中國東部穩定區和西部活動帶的結合部位，具有穩定沉降、坳陷遷移、扭動明顯的多旋回沉積型特點[5-6]。根據現今的構造形態和盆地演化史，盆地內可劃分為六個一級構造單元：伊盟隆起、渭北隆起、晉西褶曲帶、陜北斜坡、天環坳陷和西緣褶皺沖斷帶（圖1）。石炭系—二疊系自下而上依次為本溪組、太原組、山西組、石盒子組和石千峰組。本溪組—太原組主要發育障壁島—潟湖、潮坪沉積，山西組、石盒子組及石千峰組以河流—湖泊三角洲相沉積為主[7-8]。

研究區位于鄂爾多斯盆地蘇里格氣田西區南部，整體位于盆地陜北斜坡西部構造低部位，總體呈現北東高、南西低的西傾單斜構造，坡降3～10 m/km，區塊面積1 745 km2。研究區內斷層不發育，僅發育一系列北東—南西走向低緩鼻隆構造，寬度5～8 km，長度10～35 km，起伏幅度10～25 m（圖1）。研究區內天然氣資源量巨大，已探明的天然氣地質儲量1.887×1011m3，其主力含氣層段為二疊系下石盒子組盒8段和山西組1段。近年來，隨著氣田不斷開發，部分氣井產水嚴重，氣水分布關系復雜[9]；各井產能差別較大，氣水產量規律不明。如S-7-59 井日產氣量6.95×104m3，日產水量8.6×104m3；相鄰的S-7-45井產氣僅0.71×104m3、產水6×104m3。因此，本文將重點研究蘇里格氣田西部地層水性質及地球化學特征，分析地層水成因，查明地層水分布規律，篩選天然氣富集區，以期為該區天然氣避水開發提供地質依據。

圖1 鄂爾多斯盆地構造單元劃分（據文獻[5]修改）與研究區盒8 段頂面構造圖Fig.1 Division of tectonic units in Ordos Basin (modified from reference[5]) and structural map of top surface of H8 section

2 研究區地層水化學特征

地層水是油氣儲層中與油氣伴生的地下水，是油氣運移的動力和載體。地層水中常常保留了油氣運移、聚集和成藏的信息[10-15]。地層水與石油、天然氣共存于同一地層流體系統中，它們之間存在著密切的成因聯系。從有機質的熱演化到油氣生成、運移和聚集成藏，地層水在其中都起到了重要作用。因此，地層水化學成分及其分布特征在一定程度上反映了油氣的形成與分布特征。研究地層水性質及地球化學特征，推斷地層水的成因，對于發現油氣田油、氣、水分布規律，分析油氣運移、聚集和油氣藏形成、保存條件都具有重要意義。

2.1 地層水離子濃度

在含油氣盆地的發展過程中，伴隨著油氣的生、儲、運、集、散，地下水的化學成分也和油氣的變化一樣，經歷了復雜而漫長的化學演化過程。含水巖系經過沉積、淺埋、深埋、變質及淋濾等水文地質發展階段，油、氣、水之間相互發生活躍的化學反應[16-20]，致使儲層水化學成分重新分配和組合，形成新的水化學類型和特殊的水化學性質。

研究區地層水中濃度最高的離子是Cl-，其次是K++Na+、Ca2+（表1），主要離子濃度組合是Cl->K++Na+>Ca2+>>Mg2+>HCO-3。陽離子組成中，以K++Na+含量占優勢，介于58.21%～65.32%，Ca2+含量和Mg2+含量很低；陰離子組成中，以Cl-為主，次之，Cl-含量介于85.6%～98.4%，HCO-3含量極低。地層水主要離子濃度與深度的關系各不相同。K++Na+和Cl-隨深度的變化與礦化度隨深度的變化具有高度一致性，說明地層水的礦化度大小主要取決于K++Na+和Cl-的含量。

表1 蘇里格氣田西區地層水離子濃度（mg/L）表Table 1 Formation water ion concentration (mg/L), western Sulige gas field

地層水中各種離子的含量反映了所在地層的水動力特征和水化學環境，在一定程度上可以說明油氣的保存和破壞條件。研究區盒8段、山1段地層水中K+、Na+、Ca2+、Mg2+等陽離子含量差異懸殊，陽離子中以堿金屬離子K+、Na+、Ca2+占絕對優勢。主要是由于盒8段、山1段富集天然氣，改變了地層的水化學環境，有利于Na+離子或鈉鹽富集，并為溶解度較低的Ca2+、Mg2+鹽沉淀創造了有利條件。

在主要陰離子Cl-、、中，Cl-具有最強的遷移性能，不易被黏土或其他礦物表面吸附，也不受生物積累影響。因此，盒8段、山1段地層水中Cl-含量較高，含量范圍15 906～27 588 mg/L。含量也占一定比例。深埋藏鹵水中硫酸根的含量，受細菌活動和水中鈣、銀、鋇離子含量以及pH值的影響，在缺氧條件下，由于脫硫細菌的作用，硫酸鹽被還原成硫化氫，使硫酸根離子減少；當鈣、銀、鋇含量較高時，它們同硫酸根離子作用生成沉淀，也使硫酸根離子數量減少。因此，研究區盒8段、山1段地層水中離子數量比較少。

2.2 地層水礦化度與pH值分析

研究表明沉積盆地中地層水礦化度隨深度的增加而增大，研究區地層水礦化度也有這種趨勢。沉積盆地在初始沉積時沉積捕獲的是正常海水（約35 000 mg/L）或湖水（小于1 000 mg/L），地層水礦化度較小。而在現今許多沉積盆地中，都存在著地層水礦化度異常高的地層，說明沉積物在沉積后，包括地層水在內的盆地流體又經歷了大規模的垂向運移和側向運移。

從上述地層水的礦化度特征判斷，研究區地層水屬于埋藏變質型水，表明氣水封閉性好。在此前提下，討論礦化度對氣水分布的影響才具有參考價值。由產氣井在礦化度平面分布圖的投點可知，礦化度越高，氣藏產量越高；表明良好的封閉性對天然氣的富集起建設性作用。

從研究區礦化度等值線平面圖來看（圖2），全區從北偏西北往東南方向，礦化度總體呈現遞減的趨勢，北部礦化度較高，而西南部的礦化度較低。研究區中部是礦化度等值線分界線，中部偏西北和東北為高值區，其他地方數值偏小。這種礦化度分布趨勢與氣水在平面上的分布規律說明高礦化度區域氣層更發育，也表明高礦化部位天然氣可進入圍巖，驅替地層水。

圖2 蘇里格氣田西區礦化度等值線平面分布圖Fig.2 Salinity contour diagram of formation water，western Sulige gas field

研究區地層水pH 值為6～6.9，呈現弱酸性，而偏酸性地層水也是油氣田地層水的一個顯著特點[20]。說明研究區地下水經長期地層內部循環、經過充分的水巖作用而擁有高度變質的特征，而這一特點也有利于天然氣的保存。

2.3 地層水水型

根據地球化學家蘇林據氯鈉比等特征系數提出的地下水型分類及其建立的烴類聚集與水型關系的密切程度序列為CaCl2型>NaHCO3型>MgCl2型>Na2SO4型，發現研究區盒8段、山1段的地層水水型主要為CaCl2型（表2），Na2SO4與MgCl2的數量較少，且二者均為過渡類型，表明地層水在縱向上具有深層交替停滯狀態特征，地下水處于還原環境，反映儲層封閉的條件良好，對烴類聚集成藏與賦存非常有利。

3 地層水化學參數

3.1 鈉氯系數

鈉氯系數（Na+/Cl-），該系數一般與油氣聚集成藏無直接關系，其反映了地層水的濃縮變質作用和儲層水文地球化學環境。在陸相沉積層中，若地下水鈉氯系數（Na+/Cl-）>0.87，且礦化度高，可能是沉積水或變質的滲透水。若鈉氯系數（Na+/Cl-）<0.87，則可能是變質的沉積水或高度變質的滲透水。一般認為，地層水封閉越好、越濃縮，變質越深，其鈉氯系數（Na+/Cl-）比值越小，越利于油氣保存。研究區鈉氯系數均小于0.7（表3），說明天然氣保存條件好。

3.2 脫硫系數

脫硫系數通過地層水中SO2-4的消耗程度反映地層水的氧化和還原狀態。在還原環境中，當存在有機質時，脫硫酸細菌能使SO2-4還原成H2S，使地下水中SO2-4減少乃至消失，HCO-3增加，pH值增大。脫硫系數越小，表明還原環境越強，地層封閉性越好，對油氣的保存越有利。一般認為[21-22]，地層水的脫硫酸系數小于1，表明地層水還原較徹底，且越小保存條件越好；若大于1，則認為還原作用不徹底，可能受到淺層氧化作用的影響。研究區脫硫系數均遠小于1（表3），表明天然氣保存條件好。

3.3 鎂鈣系數

鎂鈣系數（Mg2+/Ca2+）是表征濃縮變質作用和陽離子吸附交換作用強弱的水文地球化學重要參數之一[23-24]。鎂鈣系數越大，濃縮變質程度就越大，油田水封閉就越好，有利于油氣聚集與保存。研究區油田水的鎂鈣系數變化較大（表3），對于天然氣成藏條件分析僅具參考價值。

3.4 鈉鈣系數

鈉鈣系數（Na+/Ca2+）值分布在1～8.6之間，平均為3.8。地層水封閉越好、時間越長，濃縮變質越深，其鈉鈣系數（Na+/Ca2+）值越小，有利于油氣的聚集。研究區鈉鈣系數多介于1～6.5（表3），有利于成藏。

3.5 變質系數

變質系數（Cl-+Na+）/Mg2+反映地下水的變質程度，間接反映地層的封閉性，其值越大代表地層封閉性越好、變質越深[25-26]，一般變質系數大于4即為原生油氣藏。從表3 來看，變質系數大多介于13.2 以上，遠高于上述判斷的閾值。

4 地層水成因分析

由表2 和表3 數據可以得出：鈉氯系數（Na+/Cl-）值為0.21～0.67，平均為0.5；脫硫系數（SO2-4/Cl-）值為0～0.38，平均0.14；鎂鈣系數（Mg2+/Ca2+）值分布在0～0.4之間，大部分小于0.2；鈉鈣系數（Na+/Ca2+）值分布在1～8.6 之間，平均3.8；變質系數為8.3～258.2，主要分布在20～100之間，變質系數遠大于4，則研究區就屬于高變質系數地區且地層水屬于未破壞的油氣藏油田水。

表3 蘇里格氣田西區地層水化學參數表Table 3 Formation hydrochemical parameters, western Sulige gas field

蘇里格氣田西區地層水具有如下特征：1）地層水pH 呈現具弱酸性，中—高礦化度，水型以氯化鈣型為主；2）地層水的離子含量高低差異懸殊，以Cl—離子和Ca2+離子占優勢；3）地層水化學特征參數具有鈉氯系數低、變質系數高、脫硫系數低、鎂鈣系數低和鈉鈣系數低的特征。這些特征均反映出地層水良好的封存狀態，有利于天然氣聚集和保存，系埋藏變質型水[27-30]。綜合分析認為，研究區氣藏封閉性較好，所以地層水主要為與外界隔絕的殘余水和變質的古沉積水。

5 地層水分布規律

蘇里格氣田西區氣井中，大多數為產氣井，少數井為氣水同產井或產水井。為了更加明確地層水在平面上的分布規律，分析統計了研究區109口井測井解釋結果、試氣資料和生產動態資料，解釋了盒8上亞段、盒8下亞段和山1段的水層厚度，并繪制了各亞段內地層水平面展布圖（圖3）。

圖3 蘇里格氣田西區地層水厚度（m）空間分布圖Fig.3 Spatial distribution map of formation water thickness(m),western Sulige gas field

平面上，研究區西部構造低部位的含水比東部斜坡部位高，含水層厚度較大。該特點在盒8上亞段表現最為顯著，研究區西部含水層厚度介于7～12 m；東部一般含水層厚度3～6 m。盒8下亞段也具有類似特征，西部含水層累積厚度可達19～23 m；而東部一般介于3～7 m，僅個別井累計厚度達14 m。

縱向上，山1段產水井較少，累積含水厚度小；盒8下亞段含水井數最多，含水層累積厚度最大；盒8上亞段次之。山1段產水分布區域較小，水層厚度大多都在4～6 m，產水較多井的為S-19-82井，水層厚度達到6 m。盒8下亞段產水較多，分布區域廣泛，產水最多的井為S-7-44井，水層厚度可達23 m，S184井產水也較多，厚度達14 m，其中水層厚度大于5 m 的井還有S148井、S-20-46井、S-26-43井等，水層厚度大多分布在4～8 m。整體而言，盒8上亞段產水量較盒8下亞段產水少，水層厚度大多都在0～2 m，S-44-43 井、S-30-46井、S161井、S-5-45井、S-55-50井是產水較多的井位，其中S-5-45井水層厚度可達12 m。

6 討論

依據地層水的空間分布和儲集體性質的不同，將研究區地層水大致可以分為構造低部位水、孤立透鏡狀水和低滲帶滯留水3 類[31]（圖4）。分析盒8下亞段頂面構造與地層水厚度疊置平面圖可以發現，研究區西部構造低部位含水較多（圖5）。

圖4 蘇里格氣田西區氣—水分布剖面圖Fig.4 Gas-water distribution profile, western Sulige gas field

圖5 蘇里格氣田西區盒8 下亞段頂面構造與地層水厚度分布疊合圖Fig.5 Superposed diagrams of top surface structure and formation water thickness distribution in lower subsection of H8,western Sulige gas field

6.1 地層水分布類型

6.1.1 構造低部位水

這類地層水在測井解釋上一般指水層或含氣水層，水層厚度大，主要位于研究區構造低部位的鼻隆構造底部。蘇里格氣田整體屬于“廣覆式”生烴特點，而研究區遠離主要生烴區域，生烴強度弱；也不具備天然氣優先運移的條件，所以區域內天然氣的供給能力有限，造成氣水驅替動力不足，使得本來連通性好的砂體在低部位殘留了原始地層水。

6.1.2 孤立透鏡狀水

這類地層水主要出現在研究區中部或西南部地區，儲集砂體規模較小且遠離烴源巖，導致天然氣充注強度不足，地層水排泄不暢，滯留于相對孤立的單砂體內。該類地層水主要分布在河道底部相對孤立的砂體中，完全為地層水，不含油氣。平面上分布多不連續，被不滲透或滲透性較差的泥巖和粉砂質泥巖所包圍，地層水聚集在此類砂體后很難流出，因而被保存了下來。此類地層水在平面的分布上多呈孤立狀，獨立成片，橫向連通性差，所以含此類地層水的氣井在平面上常不均勻分布。

6.1.3 低滲帶滯留水

這類地層水主要出現在儲層低孔低滲和強非均質性背景下，含水飽和度高，儲層為河道底部多期疊置砂體，在油氣生成且大量充注之前，這些砂體內飽含地層水。進入生烴和排烴高峰期后，由于所處位置生烴強度相對較大，天然氣獲得強有力的補給并對儲集砂體及時充注，使得天然氣呈水溶相或游離相運移。隨著天然氣的不斷充注，儲層中天然氣含量逐步增加，當充注到一定程度后，天然氣將沿著已連通的有限通道運移，而其余通道就會相應的合并或停止增長，從而導致儲層孔隙度逐漸變小，滲透率降低，滲流阻力增大。天然氣充注到最后，物性較好的儲層含氣性往往較好，而物性較差的儲層含氣性差，一些致密儲層甚至沒有天然氣的進入。而對于物性較差砂體而言，因一開始飽含地層水，水量較大，易形成低滲帶滯留水。

低滲氣藏中含有較高的含水飽和度，由于氣藏生成時天然氣驅替地層水作用效率低，在氣藏中形成大量殘留水，殘留水在氣藏中越多，則含水飽和度越高，天然氣在氣藏中滲透率越低。如果孔隙中含水飽和度過高，而地層的壓力不足以克服滯留在巖石中液體的毛細管壓力，就不會形成產能[32-33]；如果不能確認該類儲層低滲的性質，那么在開采過程中打開這類儲層時會有外來水的入侵，使得氣體有效滲透率幾倍甚至十幾倍地下降，就更不會有有效的產層，對氣藏的破壞也會更加嚴重。所以，在氣田開發過程中要盡量避開這類儲層，防止外來水入侵，保障有效產層，以達到較高的生產效率。

6.2 地層水分布控制因素與天然氣成藏模式初探

蘇里格氣田氣水分布規律復雜，氣水分布控制因素多。對于斷層構造不發育的蘇里格氣田致密砂巖氣而言，控制氣水分布的因素可能有氣源巖供烴潛力、儲層物性（表4）、垂向運移距離、構造位置等。由于斷層不發育，缺乏垂向運移通道，對比分析研究區含氣飽和度在各個層位的占比（圖6），發現天然氣垂向運移距離較近。從氣源巖來看（表5），其氣源巖主要為本溪組、太原組和山西組山2段的煤層、炭質泥巖（圖7）；在新生代構造抬升過程中，地層泄壓，造成氣源供給較弱；其儲層主要為山1段、盒8段砂巖，巖性致密，具有典型的低孔低滲特征[34-35]。山1段砂巖儲層靠近氣源巖，具有“近水樓臺先得月”的優勢，其有效儲層含氣飽和度高，天然氣驅替地層水作用較為徹底，山1段整體含水則自然最少。

圖6 蘇里格氣田西區含氣飽和度分布柱狀圖Fig.6 Histogram of gas saturation distribution,western Sulige gas field

圖7 蘇里格氣田西區氣源巖厚度平面分布圖Fig.7 Distribution map of gas source rock thickness,western Sulige gas field

表4 蘇里格氣田西區水層及儲層物性統計表Table 4 Physical properties of water formation and reservoir, western Sulige gas field

盒8下亞段砂體厚度大，沉積物粒度粗[34-35]，物性最好（表5），天然氣垂向運移距離中等，天然氣驅替地層水作用不夠徹底。因此，盒8下亞段累計含水厚度較大，以低滲帶滯留水為主。在沉積過程中，河道邊部的水動力條件較弱，故其沉積物粒度細、泥質雜基含量高，儲層物性也一般較差，天然氣驅替地層水作用不徹底，使得地層水多分布在構造斜坡帶的砂體邊部，天然氣主要富集于斜坡帶鼻隆構造與河道砂體疊置的區域。

表5 蘇里格氣田西區氣源巖及氣層儲層物性與垂直距離統計表Table 5 Physical properties and vertical thicknesses of gas source rocks and gas reservoirs,western Sulige gas field

與盒8下亞段相比，盒8上亞段砂體厚度較小，沉積物粒度細，物性較差[34-35]，天然氣垂向運移距離最遠，天然氣驅替地層水作用最不徹底。因此，盒8上亞段累計含水厚度較大，以孤立透鏡體水為主。天然氣僅在斜坡帶鼻隆構造與河道砂體中心帶優質儲層疊置的區域聚集成藏。

空間立體分布圖（圖8）顯示，構造低部位水多分布于研究區西部構造下傾位置，總結研究區內400余口氣井的分析結果，結合研究區氣井生產動態反饋情況，均發現該區的氣水分布與試氣資料和天然氣實時開發動態資料吻合較好，表明氣水分布模式的探究可以使蘇里格氣田西區開發過程中有效地避開地層水的干擾。

圖8 蘇里格氣田西區氣—水分布與天然氣成藏模式圖Fig.8 Gas-water distribution and gas accumulation pattern,western Sulige gas field

7 結論

（1）蘇里格氣田西區地層水礦化度高，整體屬于鹽水，局部可達鹵水范疇；水型主要為CaCl2型；pH值顯示弱酸性。研究區地層水主要為與外界隔絕的殘余水和變質的古沉積水，地下水保存條件好，從而有利于天然氣的保存。

（2）蘇里格氣田西區地層水的分布具有下氣（山1段）上水（盒8上亞段）、東氣西水的空間分布規律。垂向上，山1段砂巖儲層含氣性最好，含水最少；盒8下亞段、盒8上亞段含水較高。平面上，受東高西低的區域單斜構造控制，地層水在西部構造低部位分布較廣。

（3）蘇里格氣田西區地層水分布類型可劃分為三種：構造低部位水（Ⅰ型）、低滲帶滯留水（Ⅱ型）、孤立透鏡體水（Ⅲ型）。西部構造低部位多含水（Ⅰ型）；盒8下亞段砂體邊部、緩坡帶多形成低滲帶滯留水（Ⅱ型）；盒8上亞段、研究區東部構造高部位多為孤立透鏡體水（Ⅲ型）。

（4）蘇里格氣田西區致密砂巖氣具有近源成藏的特點；控制氣水分布的主要因素包括氣源巖供烴潛力、儲層物性、垂向運移距離、構造位置等。在明確地層水成因、分布規律與控制因素的基礎上，建立穩定構造背景下致密砂巖儲層氣水分布與天然氣成藏模式，可以有效指導氣田的避水開發。