子洲地區段致密砂巖儲層特征與氣水分布的相關性研究

王曉梅,冶生龍,周 鍇,張子羽

(1.西安石油大學 地球科學與工程學院,陜西 西安 710065;2.中國石油華北油田分公司 勘探開發研究院,河北 任丘 062552)

伴隨著一百多年來油氣勘探程度的提高,油氣勘探的目標由構造向隱蔽、中淺層向深層、常規向非常規油氣藏類型轉變。致密儲層是當今油氣勘探開發領域的熱點,不管是致密砂巖還是碳酸鹽巖,致密儲層的孔隙度和滲透率都很低,儲層非均質性強。國外的大綠河盆地,國內的塔里木盆地塔河油田奧陶系油藏、四川盆地須家河組氣藏、鄂爾多斯盆地中生界油藏和上古生界氣藏等致密儲層中,氣(油)藏內沒有統一的氣(油)水界面,均具有氣水分布規律復雜的特征[1-3]。為了高效開發致密儲層,迫切需要搞清楚研究區氣水分布的特征及油氣富集的規律。

鄂爾多斯盆地是典型的致密儲層為主的含油氣盆地。長期以來,鄂爾多斯盆地致密儲層的氣水分布研究受到學者的普遍重視,研究主要集中在致密砂巖氣(油)的類型、分布特征、成因機制和控制因素等方面[4-8]。于紅巖等研究認為，鄂爾多斯盆地西北部奧陶系馬家溝組致密砂巖儲層復雜的氣水分布規律，宏觀上主要受古地貌與成巖作用控制,微觀上主要受儲集層的孔喉結構、連通性及源儲間輸導關系控制[9];張威等研究認為，鄂爾多斯盆地杭錦旗地區十里加汗區帶下石盒子組 1 段圈閉動力和儲層非均質性展布共同控制氣水分布[10];唐建云等研究認為，子長油田棗灣區長 4+5、長 6 儲層油水分布受沉積相、微觀孔隙結構、巖性、裂縫與物性、低鼻狀構造等多重因素的控制[11];徐文杰等研究認為，子洲地區儲層砂體條件、儲層條件和構造特征是山西組山2段地層水分布的主要控制因素[12]。總體說來,前人關于致密儲層氣水分布控制因素的研究,幾乎涵蓋了各種成藏地質要素。

圖1 研究區位置圖

1 地質背景

2 儲層特征

2.1 典型的低孔低滲孔隙-裂縫雙重介質

圖2 子州地區段砂巖儲層孔滲關系圖

圖3 子州地區段儲層孔隙度、滲透率分布直方圖

2.2 儲層微觀孔隙結構特征非均質性強

圖4 子州地區段砂巖儲層壓汞曲線分類圖

表1 子州地區段儲層微觀孔隙結構特征

4種類型儲層微觀孔隙結構呈現有規律的變化,隨著中值喉道半徑逐漸減小,最大進汞飽和度、分選系數、孔隙度和滲透率等物性參數也有規律地減少。其中,Ⅰ類儲層物性好而分選性差,分析認為，Ⅰ類儲層主要為主河道砂體底部的粗粒巖石,水動力條件強,因而巖石的分選性反而差于Ⅱ類儲層和Ⅲ類儲層。

3.1 氣田范圍內含氣飽和度較高

圖5 子州氣田段儲層含氣飽和度頻率分布

3.2 由多個巖性圈閉群構成的不連續氣層

鄂爾多斯盆地東部山西期早期發育海相淺水三角洲，是不同時期三角洲朵體在側向上相互疊置而成，具有典型的“同層不同期”特征[14]。砂體的成因特征決定了在經歷了強烈的成巖作用后,順物源方向砂體之間連續性變差,天然氣賦存在不同的巖性圈閉群砂體中,氣層分布不連續,形成互相分隔的多個壓力系統。

圖6 子洲氣田段壓力系統劃分示意圖[20-21]

3.3 地層水分布相對集中,以局部邊底水和透鏡體水為主

圖7 Y44井段邊底水氣水分布

圖8 Y47井段透鏡水體東西向和南北向剖面

4 儲層特征與氣水分布的相關性

4.1 氣藏類型以巖性氣藏為主

圖9 子洲氣田段滲透率和含氣飽和度關系圖

4.2 早成藏期天然氣邊致密邊成藏

榆林氣田和子州氣田現今均以低孔低滲的巖性圈閉群氣藏為主，氣藏內沒有統一的氣水界面，研究普遍認為以近距離垂向運移為主。現今的氣水分布格局，能夠說明在成藏早期階段存在過一定規模的側向運移，同時盆地北部天然氣逸散的存在亦為此提供了較充分的證據。鄂爾多斯盆地東北部出露經過天然氣作用的延安組漂白砂巖和盆地北部白堊系油苗的地質露頭。馬艷萍等分析認為:該地區石炭—二疊紀和侏羅紀煤系地層Ro均小于0.5%,熱演化程度均較低,天然氣顯然不是來自本地。綜合應用巖石學、地球化學等手段研究表明,在后期改造過程中,盆地中北部氣田中成熟度較高的上古生界天然氣向北較高部位的伊盟隆起運移并發生了散失[27-28]。結合現今氣水分布特征,認為在成藏早期階段，子州氣田和榆林氣田存在一定規模的側向運移,形成地層水主要集中在構造低部位的氣水分布格局。在晚侏羅世—早白堊世的主成藏階段,上古生界石英砂巖經歷晚成巖階段后巖性致密,演化為現今以多個巖性圈閉群存在的天然氣互不連通的分布特征,地層水仍相對集中在氣田南部等構造低部位。

5 結論

3)子州氣田天然氣高強度充注,含氣飽和度分布較高,主要分布在60%～80%。氣田可以劃分為多個壓力系統,儲層非均質性強，由多個巖性圈閉群構成,氣層呈不連續分布狀態。氣田內儲層滲透率與含氣飽和度明顯正相關,氣藏類型以典型的低滲透巖性氣藏為主。