低滲透巖性氣藏含水特征分析與測井識別技術——以蘇里格氣田為例

　　(本文作者：石玉江1，2，3 楊小明1，2 張海濤1，2，3 劉天定1，2 1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室;2.中國石油長慶油田公司;3.西北大學地質(zhì)學系)

　　摘要：鄂爾多斯盆地蘇里格地區(qū)上古生界發(fā)育低滲透砂巖巖性氣藏。隨著蘇里格氣田勘探向北部、西部的拓展，在大面積含氣背景下，部分井、層出現(xiàn)不同程度的產(chǎn)水，出水井產(chǎn)水量大小、含水特征各異，平面分布規(guī)律復雜，影響了單井產(chǎn)量的提高和儲量評價工作。為此，以蘇里格氣田為例，從低滲透巖性氣藏成藏機理出發(fā)，分析了氣藏充注不充分的條件下低滲透巖性氣藏的含水特征，結合儲層微觀、宏觀非均質(zhì)特征，明確了束縛水、層間水和滯留水3種地層水賦存狀態(tài)，分析了其測井響應特征及識別方法，結合試氣工藝方案的優(yōu)化，提出了有針對性的氣層改造措施，以期達到控水增氣的目的。

　　關鍵詞：蘇里格氣田;低滲透油氣藏;巖性氣藏;地層水;非均質(zhì)性;測井;解釋;控水增產(chǎn)

　　鄂爾多斯盆地蘇里格氣田西區(qū)(以下簡稱研究區(qū))局部巖性氣藏近幾年出現(xiàn)了不同程度的產(chǎn)水現(xiàn)象，制約了單井產(chǎn)量的提高和氣藏規(guī)模的進一步擴大，已經(jīng)影響到該區(qū)上古生界天然氣的勘探[1～2]。

　　1 氣層含水特征分析

　　1.1 出水井特征

　　如圖1所示，研究區(qū)內(nèi)蘇173井盒8段氣層1和氣層2射孔段分別為3612.0～3614.0m、3642.0～3644.0m，兩段分壓合求，試氣獲井口產(chǎn)量1.8838×104m3/d，產(chǎn)水13.0m3/d。研究區(qū)試氣出水井基本都呈現(xiàn)出高阻的特征，給測井識別氣、水層帶來了很大網(wǎng)難。

　　1.2 地層水的形成機理

　　研究區(qū)儲層微觀孔隙結構復雜，儲層產(chǎn)水與儲層孔隙結構關系密切。二疊系盒8段、山1段低滲透砂巖氣藏為高壓充注成藏，成藏后氣、水分布主要受儲層毛細管力與氣體向上浮力的共同控制(圖2)，下面用數(shù)學方法計算研究區(qū)儲層毛細管力(pcR)、天然氣向上浮力(pgr)。儲層毛細管力為：

　　pcR=2σgwcosθgw/r (1)

　　式中σgw為氣水兩相界面張力，研究區(qū)在地層條件(30MPa、110℃)下取25mN/m;θgw為潤濕接觸角，由于水是完全潤濕流體，天然氣為強非潤濕相，取值為0°;r為孔喉半徑，研究區(qū)取值0.05～0.6μm。

　　根據(jù)式(1)計算研究區(qū)地層條件下儲層毛細管力主要分布在0.15～2.0MPa之間。

　　天然氣向上浮力(圖2-b)在儲層中的大小與氣柱連續(xù)高度和氣、水密度差成正比。計算公式如下：

　　pgr=H(ρw-pg)g (2)

　　式中H為氣藏高度，m;ρw為地層條件下地層水密度，研究區(qū)取值為0.96×103kg/m3;鳳為地層條件下氣體密度，研究區(qū)取值為0.16×103kg/m3。

　　研究區(qū)區(qū)域構造平緩，通過對大量盒8段、山1段氣藏剖面統(tǒng)計，滲透性好、橫向連通好的氣層連續(xù)高度主要分布在10～35m，一般不超過40m。根據(jù)上述公式計算得研究區(qū)盒8段、山1段氣藏天然氣向上浮力介于0.08～0.28MPa。

　　上述計算結果對比表明，對于研究區(qū)含水儲層，氣體向上浮力(0.08～0.28MPa)難以有效地克服儲層毛細管阻力(0.15～2.0MPa)(圖3);研究區(qū)地層水的分布受毛細管力影響較大，不同物性及孔隙結構的儲層，成藏后氣、水在縱向上分布各異。

　　1.3 地層水賦存狀態(tài)分類

　　1.3.1 儲層微孔隙發(fā)育造成的高束縛水

　　這類儲層主要是由于巖石細粒成分(粉砂)增多和(或)黏土礦物的充填富集，導致微孔隙十分發(fā)育。而微孔隙發(fā)育，導致地層水易吸附于巖石顆粒表面或儲層微細毛細管中，形成高束縛水儲層，束縛水在原始地層狀態(tài)下難于流動，僅在壓裂改造后產(chǎn)出少量水。這類儲層在測井曲線上主要表現(xiàn)出自然伽馬值較高(一般大于40API)，中高聲波時差(220～250μs/m)、中低電阻率(20～50Ω·m)的特征，無明顯的水層測井響應特點，儲層物性較差。研究區(qū)蘇69井山1段氣層視電阻率為54Ω·m，聲波時差為229.8μs/m，平均分析孔隙度為8.70%，平均分析滲透率為0.23mD。從壓汞曲線上也可以發(fā)現(xiàn)，排驅(qū)壓力值高，SHg0.1僅為16%，說明該層段僅發(fā)育中小孔隙，物性較差。壓裂改造后，試氣獲井口產(chǎn)量3.228 6×104m3/d，產(chǎn)水4.5m3/d，出水即為儲層壓裂改造后，束縛水得以解放所致。

　　1.3.2 儲層非均值性造成的層間水

　　這類地層水存在于非均質(zhì)性較強儲層的毛細管中，主要受毛細管力控制，重力作用影響小，主要發(fā)育存河道側翼或主河道沉積旋回頂面顆粒變細層段。這類儲層在測井曲線上表現(xiàn)出電阻率曲線縱向呈現(xiàn)韻律式變化，氣水分異不明顯，無明顯的氣水界面。研究區(qū)蘇170井盒8段氣水層視電阻率為82.53Ω·m，聲波時差為211.16μs/m，按照一般認識應該為較好的氣層，但試氣獲井口產(chǎn)量1.590 ×104m3/d，產(chǎn)水11.1m3/d。從測井曲線分析出水原因，發(fā)現(xiàn)在氣水層段電阻率值降低時，巖心分析物性也明顯變差，而且從壓汞曲線上也可以看到，分析物性變差的儲層段進汞飽和度低，孔喉分選較差;分析物性較好的儲層段進汞飽和度高，孔隙結構也較好，在孔隙結構差的儲層段由于儲層毛細管力的作用，地層水滯留于其中，導致壓裂改造后儲層出水。

　　1.3.3 氣藏充注程度不足形成的局部滯留水

　　這類地層水是在低幅度構造和低滲透背景條件下，對局部孔隙結構、物性較好的儲層，受成藏條件或成藏后構造弱分異作用控制，殘留于儲層或砂體底部的水，主要分布于主河道構造下傾部位或者周圍致密層圈閉的孤島透鏡狀滲透性砂體中，從測井曲線上看電性參數(shù)有明顯的水層特征。研究區(qū)蘇63井盒8段氣層呈現(xiàn)出高阻、高時差特征，而且分析物性好，壓汞曲線顯示該段排驅(qū)壓力低，進汞飽和度高，孔隙結構好，儲層底部電阻明顯降低，三孔隙度曲線也顯示物性明顯變差，出現(xiàn)水層特征，地層水由于重力分異作用，存在于儲層底部，該井試氣獲井口產(chǎn)量1.595 7×104m3/d，產(chǎn)水30.0m3/d。

　　2 測井識別方法

　　2.1 高分辨率感應-側向聯(lián)合識別氣水層

　　由于側向和感應測井測量原理不同，淡水鉆井液侵入水層、氣層后對其影響有很大不同。雙側向測井的測井值主要取決于儲集層高電阻率部分的貢獻;而感應測井的測井值主要取決于儲集層低電阻率部分的貢獻[3～4]。淡水鉆井液侵入水層時，侵入帶內(nèi)形成高侵電阻率剖面，由于側向測井受侵入帶高阻部分影響大，測量值明顯比實際值成倍增高，鉆井液愈淡、側向測井測量值愈高。而感應測井也反映高侵，但深感應測井受高侵侵入帶的影響相對較小，測量值增幅不大(與雙側向測井相比)。因此，在淡水鉆井液條件下，對于水層，受侵入影響不同，側向測井值比感應測井值升高更多，其比值(RILD/RLLD)應大于氣層的二者比值。故可以用側向-感應聯(lián)合解釋，以識別受鉆井液侵入影響的部分氣水層。據(jù)研究區(qū)感應一側向聯(lián)測的試氣井資料制作側向-感應聯(lián)合識別氣水層圖版(圖4)，在蘇128井二次精細解釋中應用此圖版，其深感應電阻率(M2RX)與深側向電阻率比值為0.64，深側向電阻率平均為25Ω·m，在圖版上位于含水區(qū)，復查解釋為氣水層，頂部射開試氣后獲井口產(chǎn)量1.0514×104m3/d，產(chǎn)水22.0m3/d，應用取得良好效果。

　　2.2 聲波時差與電阻率交會圖版法

　　據(jù)研究區(qū)已試探井資料制作了聲波時差-一一深側向電阻率交會圖版(圖5)。依據(jù)阿爾奇公式，在圖版中作等飽和度曲線，從中可發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)氣層的含氣飽和度在60%以上，與地質(zhì)情況吻合，該圖版應用于研究區(qū)探井測井解釋，符合率超過90%，應用效果良好。

　　2.3 氣測綜合判識法

　　氣測作為一種地球化學錄井方法，通過在井口采集鉆井液氣樣作出含烴量分析，并將它與對應的地層聯(lián)系起來進行油氣層判別。如果儲層物性好，含氣飽和度高，儲層中的氣與鉆井液混合返至井口時，氣測錄井就會呈現(xiàn)出較好的氣顯示異常。因此，根據(jù)全烴曲線形態(tài)可以對儲層流體性質(zhì)做出初步的判斷。通過對比分析，總結出以下幾種類型的曲線形態(tài)，結合電性資料可以用于定性的氣水識別(圖6)。曲線形態(tài)包括：①飽滿形——全烴顯示厚度比儲層厚度大或基本相等，說明氣充滿了整個儲層，此形態(tài)最好，一般解釋為氣層;②欠飽滿形～全烴顯示厚度小于儲層厚度，儲層含氣不飽滿，上氣下水，解釋為氣水同層或差氣層;③倒三角形——曲線前沿陡，后沿緩慢回落，高點在上部，儲層頂部有少量游離氣，呈氣帽特征，解釋為氣層或含氣水層;④正三角形——曲線前沿緩慢爬升，后沿陡，高點在下部，水中溶解的氣欠飽和，頂部無游離氣，解釋為含氣水層或水層。

　　3 針對性的氣層改造措施

　　蘇里格地區(qū)砂體特征從平面上看儲層厚度、物性特征變化較大，非均質(zhì)性較強。從縱向上看：部分儲層含水，氣水關系復雜。針對此特點，結合試氣工藝方案的優(yōu)化，將蘇里格地區(qū)盒8段、山1段儲層按縱向砂體、氣層結構的差異分成5類，分別提出了針對性的改造措施建議，以獲得更好的試氣效果(表1)。

　　4 結論

　　1) 氣源條件的差異和儲層非均質(zhì)性導致蘇里格氣田不同區(qū)帶儲層天然氣充注差異，氣水關系復雜，蘇里格地區(qū)地層水的分布受毛細管力影響較大，不同物性及孔隙結構的儲層，成藏后氣、水在縱向上分布各異。

　　2) 研究區(qū)儲層物性與孔隙結構的不同導致地層水有明顯不同的賦存狀態(tài)，將其分為儲層微孔隙發(fā)育造成的高束縛水、儲層非均質(zhì)性造成的層間水與氣藏充注程度不足形成的局部滯留水。

　　3) 據(jù)研究區(qū)已試探井測井資料，重點研究了氣水識別技術，提出了3種測井氣水識別方法。

　　4) 結合試氣工藝方案的優(yōu)化，將蘇里格地區(qū)盒8段、山1段儲層按縱向砂體、氣層結構的差異分成5類，并分別提出了針對性的改造措施建議。

　　參考文獻

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　　(本文作者：石玉江1，2，3 楊小明1，2 張海濤1，2，3 劉天定1，2 1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室;2.中國石油長慶油田公司;3.西北大學地質(zhì)學系)