蘇里格氣田蘇54區塊氣水分布特征分析

范 萍 ，仲向云 ，李建陽 ，郝 騫 ，孟 潔

1.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）

2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室 （陜西 西安 710018）

3.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院 （陜西 西安 710018）

4.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠 （陜西 西安 710018）

蘇54區塊位于中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田（以下簡稱蘇里格氣田）西北部，是蘇里格氣田西區的重要組成部分。主要含氣目的層位為古生界二疊系下石盒子組盒8段和山西組山1段河流-三角洲沉積砂巖儲層，有效儲層主要為巖屑質石英砂巖和巖屑砂巖；儲集類型屬孔隙型儲層，孔隙類型以巖屑溶孔和粒間溶孔為主；儲層具有低孔、低滲特征。

從前期勘探結果看，區塊整體產水嚴重。區內完鉆探井33口，28口井不同程度產水，產水井占84.8%,；平均日產水量12.44m3，其中日產水量大于20m3的井5口，占產水井的17.9%。復雜的氣水關系直接影響區塊的產能建設部署及實施效果。明確氣水分布規律，篩選產建有利區集中建產，對指導區塊高效開發具有深遠意義。

1 地層水化學特征分析

1.1 地層水常量組分特征

據蘇林水型分類方案[1]可知，蘇54區塊盒8、山1段的地層水類型為CaCl2型；地層水總礦化度在34.5～82.2g/L，平均 57.9g/L； pH 值在 5～6.1，顯示酸性水特征；陽離子以 Na+、K+和 Ca2+離子為主，Mg2+離子相對較少；陰離子以Cl-為主（表1）。

1.2 水化學特征系數

地層水化學特征系數常用的有鈉氯系數 (Na+/Cl-)、變質系數[Cl-/Mg2+、(Cl--Na+)/Mg2+及 Cl-/Ca2+]、堿交換系數（IBE）等，這些參數與油氣的運聚和保存有一定的成因關系。

根據水化學特征系數和礦化度（表2），再與國內外油氣藏水化學特征相對比發現，蘇54區塊地層水符合油氣伴生水的特點，它與油氣儲層長期伴生，并在油氣演化及成藏過程中和烴類間存在著經常性的物質成分交換。而且水化學特征系數在一個較寬的范圍內變化，說明地層水處于還原環境，反映儲層封閉的良好條件，對烴類聚集成藏與賦存非常有利。

2 氣水層識別

根據蘇54區塊盒8和山1段儲層流體性質及其典型井的測井響應綜合特征，將區塊生產井劃分為氣井、水井、氣水同產井和干井4類[2-5]。完試68口井中僅19口井純產氣，純產水井7口（蘇*，日產水 51m3），氣水同出井 40口，干井 2口（表 3）。

根據試氣結果，水化學分析和測井解釋，結合動態資料和靜態資料，綜合考慮各試氣井無阻流量大小，挑選工區內具有代表性的探井和生產井，定性分析氣、水層的測井特征，綜合判斷氣水層。

表1 蘇里格氣田蘇54區塊盒8、山1地層水與其它油氣藏地層水礦化度對比

表2 油氣伴生水系數與地層水系數對比表

表3 蘇里格氣田蘇54區塊完試井試氣資料分析表

從區塊電阻率統計結果看：區塊內存在高阻氣層、低阻氣層、高阻水層和低阻水層，高阻氣層和低阻水層屬于正常響應。綜合試氣、測井和掃描電鏡等資料，區內低阻氣層、高阻水層產生的原因有以下6個方面：①高不動水飽和度；②高地層水礦化度；③高孔低阻氣層；④泥漿濾液侵入引起低阻；⑤黃鐵礦引起低阻；⑥致密水層電阻率明顯偏高。

典型井分析：蘇A(圖1)：該井射孔段為盒8下1段3 548～3 550.5m。2008年10月23日壓裂施工，砂量、酸量比 20，砂比 26.7%，砂濃度 389.8kg/m3，排量 1.6～2.2m3/min，入井總液量 187.3m3，返出總液量203.4m3。2008年11月2日測試，日產氣量333m3，日產水8.4m3。分析地層水樣，總礦化度35.87g/L,CaCl2型水，呈地層水特征。

該井射孔層位中子響應值為2.9%～4.4%，平均值4%；聲波時差分布在209.5～226.4μs/m,平均值218.4μs/m；自然伽馬分布在 26.6～35.1API，平均值31.8API；孔隙度分布在6.4%～8.5%，平均值7.6%；深側向電阻率 52.4～64.2Ω·m，平均值 58Ω·m。 綜合對比分析后為 3 547.8～3 551.7m、3 552.7～3 554.2m、3 555.1～3 558.0m為水層。

圖1 蘇A井盒8段綜合柱狀圖

3 氣水分布特征

氣藏中對天然氣和地層水分布的影響因素較多，包括沉積相帶的展布、圈閉類型、水動力條件、儲集層的成巖作用、儲層物性的非均質性、斷層等。蘇54區塊不存在明顯氣水界面是由于地層較平緩，天然氣成藏過程中未能將地層水完全排驅干凈，加上巖石物性差異較大，最終導致氣水界面不明顯。

3.1 氣水分布剖面特征

蘇54區塊上古生界鉆遇的水層、含氣水層及氣水層厚度普遍較薄，地層水相對獨立，為局部滯留水。根據目前已有的測井、試氣資料，地層水主要分布在盒8和山1段。由于井距較大，氣水界面難以確定。氣、水層多為薄層，垂直物源方向砂體連通性差，少見大面積聯通氣層，故氣水分布規律難以判斷；平行物源方向砂體連通性相對較好，氣層與含氣層有可能連通。盒8段氣層普遍發育，厚度大，鉆遇率高；井間距較大，氣水不一定連通，單井有全產氣和全產水等現象，多井之間存在上水下氣的現象。山西組氣層發育厚度較盒8段略小，氣藏規模有限，儲層物性較好，氣層發育（圖2）。

圖2 蘇245～蘇54-24-87～蘇54-24-113氣藏剖面圖

3.2 氣水分布平面特征

蘇54區塊非均質性強，在平面上同一層位內產氣與產水層分布復雜，分布范圍不穩定，氣水分布缺乏統一邊界。同時地層水分布受單砂體控制，單個含水砂體的規模有限，但多個單砂體橫向連片分布，使得地層水在平面上分布較廣（圖3、圖4）。區塊除中東部基本不產水外，南部、北部及西部均有地層水的存在，并且在一定程度上具有連片分布的特征。

在氣水分布規律研究的基礎上，結合地質研究成果，對區塊進行綜合評價，落實Ⅰ+Ⅱ富集區面積394.3km2，占總面積的21.9%。在區塊東部不產水的地方篩選出優先開發區 （水平井整體開發區），2012年完鉆直井25口，Ⅰ+Ⅱ類井比例達到72.0%，完試22口井，平均無阻流量10.6×104m3/d。完鉆水平井3口，2口試氣均達百萬方，開發效果良好。

4 結論

1）蘇54區塊地層水型為CaCl2型，礦化度大，同時水化學特征在一個較寬的范圍內變化，說明地層水處于還原環境，反映儲層封閉性良好，有利于油氣聚集和保存。

圖3 蘇54區塊盒8下氣水展布圖

圖4 蘇54區塊山1氣水展布圖

2）蘇54區塊產水井在平面上分布零散，縱向上氣、水關系復雜，無統一氣水界面，地層水相對獨立，為局部滯留水。區塊僅中東部基本不產水，南部、北部及西部均有地層水的存在，并且在一定程度上具有連片分布的特征。

[1]代金友，王蕾蕾，李建霆，等.蘇里格西區氣水分布特征及產水類型解析[J].特種油氣藏,2011,18(2)：69-72.

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