夏 勇，袁繼明，夏勇輝，張 芳，王 華，崔越華

（1.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西 西安 710018； 2.中國石油長慶油田公司 氣田開發(fā)處，陜西 西安 710018）

0 引言

靖邊氣田是西氣東輸?shù)闹匾庠粗?，主要產氣層為奧陶系馬家溝組馬五段上部的馬五1、馬五2（簡稱馬五1＋2）層[1－3].靖邊氣田局部存在產出地層水現(xiàn)象，氣井一旦見水，降低儲層氣相滲透率，氣產量快速下降[4－5]，甚至導致氣井水淹后無法生產，因此預測地層水分布具有重要意義.人們研究靖邊氣田產水特征，孫來喜等[5－6]分析靖邊氣田氣井生產特征；孫來喜、林家善等[7－8]主要研究靖邊氣田氣水分布主控因素、氣水分布模式及氣水層測井判識等；郭剛[9]預測靖邊氣田北部陜155井區(qū)水體分布規(guī)律；李建奇等[10]分析靖邊氣田相對富水區(qū)成因并提出開發(fā)對策.這些研究主要集中在靖邊氣田中部的優(yōu)質儲層發(fā)育區(qū)，且未形成相對系統(tǒng)、具有可操作性的地層水分布預測方法以指導生產.

筆者利用試氣、生產、測井及水化學分析等資料，分析靖邊氣田南部馬五1＋2段低滲透低豐度氣藏氣井產水特征，研究影響地層水分布的主控因素，建立非邊底型地層水分布預測方法，分類劃分研究區(qū)氣水分布形式，以指導氣田勘探開發(fā)與氣井生產，為同類型油氣藏的氣水分布預測提供借鑒.

1 產水特征

研究區(qū)位于靖邊氣田南部（見圖1），鉆井顯示具有較好的勘探開發(fā)潛力[11]，但氣井試氣和生產產水現(xiàn)象普遍，個別井區(qū)產水嚴重，與生產組織之間的矛盾越來越突出.

1.1 試氣產水

試氣時產出的流體基本能夠反映井底周圍的可動水情況[9].靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏試氣產水情況主要表現(xiàn)：

（1）試氣產水井較普遍，一般為氣水同出，產水量及水氣比變化大.試氣產水井占總井數(shù)的31.8%，日產氣量為0～33.03×104m3，平均為2.10×104m3，日產水量為0.5～90.0m3，平均為11.7 m3，水氣比平均為5.6m3／104m3.

（2）水平井試氣產水量和見水概率普遍高于直井的.水平井試氣產水是直井的1.7倍，日產水量是直井的5.0倍，主要原因是直井鉆遇富水點可能性相對較?。ㄒ妶D2（a）），水平井鉆井或改造過程中更容易溝通局部富水區(qū)（見圖2（b））.

（3）試氣改造措施力度加大，在增加氣井產氣量的同時，也增加產水量.如水平井JP－9井初期采用連續(xù)油管均勻酸化改造，試氣獲日產氣量為1.27×104m3，日產水量為18.0m3；二次改造采用水力噴射分段酸壓，試氣獲日產氣量為5.31×104m3，日產水量為24.0m3.

圖1 研究區(qū)位置Fig.1 Location of study area

1.2 生產產水

研究區(qū)投產氣井中，生產產水井有20口，平均單井日產氣量為1.1×104m3，日產水量為1.7m3，水氣比為1.6m3／104m3.已投產井的產水量不大，水氣比主要集中在0.5～3.0m3／104m3之間.根據(jù)水氣比動態(tài)變化可分為3種類型[1]，其中水氣比穩(wěn)定型有10口、水氣比下降型有5口、水氣比上升型有3口，以穩(wěn)定型為主.產水特征表現(xiàn)：氣水同時產出，產水量變化趨勢較為穩(wěn)定，一般不存在無水采氣期，部分水氣比上升型的氣井隨著泄流面積的擴大，溝通新的富水點.

圖2 靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏直井與水平井產水示意Fig.2 The producing water mechanism of vertical and horizontal wells in southern Mawu1＋2gas reservoir of Jingbian gas field

1.3 水化學分析

統(tǒng)計研究區(qū)馬五1＋2儲層水質分析資料，總礦化度在（0.68～2.88）×104mg／L之間，平均為2.05×104mg／L，屬中高濃度水；陽離子以Ca2＋、Na＋、K＋為主，陰離子以Cl－為主，其次為SO2－4、HCO－3；脫硫因數(shù)（102SO2－4／Cl－）在0～8.6之間，除個別井之外，脫硫因數(shù)普遍小于1.0；鈉氯因數(shù)（Na＋／Cl－）在0.13～0.60之間，多小于0.50，反映產出水形成于較好的封閉環(huán)境.表明馬五1＋2儲層產出水以高礦化度CaCl2型水為主，是長期在封閉條件下經(jīng)水巖作用高度變質的成藏滯留地層水[12－13].

1.4 產水層分布

研究區(qū)氣井產出水為氣水同出的非邊底水型地層水，并非完全獨立，氣水分異差，主要以氣水共存的形式存在，不存在明顯的邊水或底水，找不到絕對的氣水邊界.地層水縱向上主要賦存于物性較好的馬小層溶孔和部分晶間孔[14]，其次為馬和馬小層，馬小層水體相對較少.測井解釋氣水層也主要位于馬小層.平面上分布也較為分散，相對集中在研究區(qū)北部—東北部，氣井產水量較高，呈“團窩狀”或“透鏡狀”分布，水體具有可流動性，以相對富水區(qū)的形式存在.

2 控制地層水分布的地質因素

研究沉積、成藏、巖溶、儲集層、構造等地質因素與氣水分布的關系，發(fā)現(xiàn)靖邊氣田南部馬五1＋2儲層氣水分布主要受成藏構造背景、巖溶不整合面結構、小幅度構造、儲層物性及含氣性等因素綜合控制[5－8、15－16].

2.1 成藏構造背景

靖邊古潛臺整體構造形態(tài)經(jīng)歷加里東期西北高東南低、燕山期翻轉為東北高西南低的過程，研究區(qū)位于靖邊古潛臺南部，翻轉前后位于區(qū)域構造低部位.靖邊古潛臺埋深在2km左右時，上覆石炭系本溪組泥沼相煤系巖及奧陶系自身的有機質熱解生成烴類，同時析出大量富含有機酸的有機水及本溪組泥巖析出的結晶水，烴類隨載體進入馬五1＋2儲層中，按重力分異原理逐漸向西北部高部位運移，同時將地層水向東南方向構造低部位的研究區(qū)方向排驅運移.到燕山期構造翻轉后，賦存于馬五1＋2儲層的天然氣再次按重力—浮力原則向東北高部位運移，被排出的孔隙水再次向西南構造低部位的研究區(qū)運移.研究區(qū)西南方向馬五1＋2儲層逐漸缺失，形成致密巖性遮擋，導致地層水無法被驅出.這一構造反轉造成的氣排水過程是決定目前研究區(qū)馬五1＋2儲層氣水分布形態(tài)的主要演化階段，靖邊氣田南部成藏過程中由于缺乏充足的烴類充注，氣排水不充分，地層水大量滯留在儲層中.對比靖邊氣田中部含氣飽和度，研究區(qū)馬五1＋2儲層含氣飽和度普遍較低，平均僅有62.7%，靖邊氣田中部含氣飽和度平均可達75.6%.

2.2 巖溶不整合面結構

古地貌形態(tài)及與上覆地層組成的不整合面地質結構控制天然氣的運聚，侵蝕溝槽是天然氣側向供氣的重要渠道[8－10].靖邊氣田馬五1＋2儲層為海相沉積后經(jīng)風化淋濾作用形成的含膏溶孔白云巖儲層[14]，橫向分布連續(xù)且連通性好，一般只被風化形成的侵蝕溝槽所切割阻擋.

由靖邊氣田南部馬五1＋2儲層殘余厚度刻畫的前石炭紀巖溶古地貌（見圖3）可知，研究區(qū)由西向東依次發(fā)育西部剝蝕區(qū)、中部緩坡區(qū)、東部洼地區(qū)[11]，受古地貌形態(tài)差異影響，氣水分布具有分區(qū)性，地層水主要集中于中部緩坡區(qū).中部緩坡區(qū)地勢平緩，奧陶系馬五段地層保存較完整，局部存在馬六段致密灰?guī)r，缺乏較深的侵蝕溝槽，馬五1＋2儲層橫向分布連續(xù)；之上本溪組沉積厚層的鋁土質泥巖、碳質泥巖、灰?guī)r等（厚度為30～60m），且僅在本溪組頂部發(fā)育煤層，源儲配置較遠.馬六段與本溪組致密巖性組合形成巨大的蓋層，阻擋上覆石炭系本溪組泥沼相煤系巖烴類向下和側向運移，導致馬五1＋2儲層天然氣充注強度低，驅替能量較弱，缺乏泄水通道，地層水滯留在馬五41泥巖上部物性較好的馬五31小層，致使中部緩坡區(qū)相對富水.研究區(qū)西側剝蝕區(qū)馬五1＋2儲層剝蝕嚴重，局部殘丘保存的儲層存在較好的泄流通道，僅在個別小圈閉內構造低部位殘留水體，無大面積連片地層水.研究區(qū)東部發(fā)育淺溝槽，切割深度一般在馬五21—馬五41之間，天然氣沿溝槽側向運移，可為馬五1儲層提供一定的氣源，僅部分井點產水，產水量相對較小.

2.3 小幅度構造

地震和地質研究表明，靖邊氣田南部現(xiàn)今構造繼承燕山期構造的整體形態(tài)，坡度較為平緩，一般小于1°，呈現(xiàn)西北低東南高的特征.受喜山期構造運動擠壓，馬五1＋2地層發(fā)生弱變形，形成若干排鼻狀小幅度構造，多排鼻隆與鼻凹交替存在，高程相差幅度較小，一般小于30m.該構造背景下，氣水分布發(fā)生局部微調整，由于構造幅度較小，達不到氣柱高度，氣水分異不明顯.由K1標志層（馬五41底部凝灰質泥巖層分布穩(wěn)定）構造與產水井分布關系（見圖4）統(tǒng)計試氣產水井所處構造部位，60%的產水井處于鼻凹部位，26%的產水井處于鼻翼部位，14%的產水井處于鼻隆部位，局部鼻凹部位產水井具有連片的特征.表明小幅度構造高低部位對地層水分布有控制作用，鼻隆兩側低部位相對聚集.

圖3 靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏產水井與前石炭紀巖溶古地貌關系Fig.3 The relations of the Palaeokarst landform and water－wells in southern Mawu1＋2gas reservoir of Jingbian gas field

圖4 靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏產水井與K1構造關系Fig.4 The relations of the K1－structure and water－wells in southern Mawu1＋2gas reservoir of Jingbian gas field

2.4 儲層物性、含氣性

靖邊氣田中部物性較好的儲層一般優(yōu)先充注，含氣性好，有利于成藏，致密儲層不利于天然氣充注，容易形成富水層[5－10].研究區(qū)儲層物性與產水關系表明，馬五1＋2產水儲層孔隙度φ為3.6%～9.7%，平均為5.4%；滲透率K一般為（0.023～12.904）×10－3μm2，平均為0.307×10－3μm2.由儲層孔滲相關性（見圖5）可以看出，分布頻率范圍寬，產水儲層物性與產氣層沒有明顯的區(qū)分，產水儲層的物性條件略好于產氣儲層的，相同孔隙度條件下儲層滲透率偏高.這是由于研究區(qū)不存在明顯的巖性邊界，并且構造平緩，儲層相互連通但非均質性極強，天然氣充注驅替強度整體較弱，氣體運移至低滲致密儲層內受喉道阻力影響后速度減緩，運移動力減小，物性相對較好的高滲儲層被外圍致密儲層遮擋，反而保留部分可動地層水，可動地層水隨著運移過程的結束殘留于其中難以被驅出，形成局部高滲儲層“相對富水區(qū)”；由于低孔滲儲層擴散損失較小，導致含氣可能性相對較大（見圖6）.因此，利用儲層物性難以區(qū)分產水層和產氣層，而含氣飽和度與氣井產水具有較好的相關性.由于受水平井測井參數(shù)限制，解釋含氣飽和度偏差較大，主要分析直井產水儲層與測井解釋含氣飽和度的關系（見圖7）.由圖7可以看出，直井產水儲層測井解釋含氣飽和度普遍低于50%，尤其是物性好且含氣飽和度低的馬五31小層產水量大，位于或鄰近含氣飽和度低值區(qū)氣井產水概率明顯較大.

圖5 產水井氣層與含水層孔滲相關性Fig.5 The porosity and permeability correlation analysis between gas reservoir and water reservoir of water－wells

圖6 高滲儲層相對富水區(qū)形成模式Fig.6 Forming mode of relative water rich area of high permeability reservoir

圖7 靖邊氣田南部產水井與馬含氣飽和度關系Fig.7 The relations of the Magas saturation and water－wells in southern of Jingbian gas field

靖邊氣田南部馬五1＋2儲層在成藏時的區(qū)域構造位置使它不具備充足的烴源，自身的不整合面地質結構使地層水難以被驅替，小幅度構造使存留下的地層水發(fā)生局部微調整，物性非均質性使氣水分布更加復雜，導致地層水平面及垂向分布的差異，局部呈連片性分布（見圖8）.

圖8 靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏橫切鼻軸方向氣藏剖面Fig.8 The cross－axis profile of Mawu1＋2gas reservoir in southern of Jingbian gas field

3 地層水分布預測

根據(jù)地層水控制因素分析結果，以及測井、試氣及生產動態(tài)資料，給出非邊底水型地層水分布預測依據(jù)，并根據(jù)對地層水分布的影響程度，確定地層水分區(qū)預測方法步驟：

（1）連通邊界.首先確定儲層流體連通范圍，儲層之間不存在明顯巖性阻流帶；

（2）飽和度.含氣飽和度低于50%為產水高風險區(qū)；

（3）地貌單元位置.位于遠離溝槽泄水不暢的緩坡區(qū)地層水分布較集中；

（4）小幅度構造相對部位.小幅度構造低部位地層水連片分布，構造高部位以單井點的透鏡狀水體為主；

（5）氣井分布.產水井分布相對集中區(qū)域；

（6）蓋層分布.上覆本溪組地層厚度大于40m，奧陶系馬六段地層保存完整區(qū)域及其周圍為氣驅水薄弱地帶，地層水富集可能性大.

根據(jù)地層水分區(qū)預測方法步驟，將研究區(qū)劃分為3種氣水分布類型，即相對富水區(qū)、產水高風險區(qū)、產水低風險區(qū)（見圖9）.

（1）相對富水區(qū).主要分布在區(qū)塊北部—東北部.位于古地貌中部緩坡區(qū)的小幅度構造低部位，儲層含氣飽和度普遍低于50%，已完試井普遍產水且產水量較大，水體連片分布，氣井生產過程中水氣比以穩(wěn)定型和上升型為主.該區(qū)天然氣勘探開發(fā)風險較大，同時應控制現(xiàn)有生產產水井生產壓差，避免氣井水淹.

（2）產水高風險區(qū).由北部—東北部小幅度構造高部位及其向西南下傾方向小幅度構造低部位組成.儲層含氣飽和度介于40%～60%，鄰近相對富水區(qū)，局部發(fā)育水體主要呈孤立狀分布，氣井生產過程中水氣比以穩(wěn)定型和下降型為主，直井／定向井產水比例較低，但水平井產水風險大.因此，適宜采用直井／定向井進行鉆探，可以有效避免鉆穿較多產水層，同時結合排水采氣等措施進行提產[10].

（3）產水低風險區(qū).主要位于研究區(qū)西北部、東南部.古地貌主要處于西部剝蝕區(qū)和東側溝槽區(qū)，整體含氣飽和度高于50%，局部可達70%以上，僅個別井試氣和生產過程中產地層水，產水風險較低.該區(qū)可適當實施水平井，提高單井產量和開發(fā)效益，且在冬季高峰供氣需求量大時，可適當進行提產.

圖9 靖邊氣田南部馬五1＋2氣藏地層水分布預測結果Fig.9 The distribution forecast of Mawu1＋2gas reservoir in southern Jingbian gas field

4 結論

（1）靖邊氣田南部馬五1＋2儲層試氣和生產產水普遍，為氣水同出的非邊底型地層水，呈“團窩狀”或“透鏡狀”分布，水體具有可流動性.縱向上主要賦存于物性較好的馬五31小層，平面上主要集中在區(qū)塊北部—東北部.

（2）氣水分布主要受成藏構造背景、巖溶不整合面結構、儲集層物性、含氣性及小幅度構造等因素綜合控制.成藏構造背景是儲層相對富水的基本條件，巖溶不整合面結構控制氣水聚集形式，中部大面積分布的蓋層遮擋氣水運移通道，儲層含氣性是體現(xiàn)地層充注程度的主要因素，后期形成的小幅度構造對氣水分布進行局部微調整.

（3）根據(jù)地層水控制因素及其影響程度，將研究區(qū)劃分3種氣水分布類型，即相對富水區(qū)、產水高風險區(qū)、產水低風險區(qū).相對富水區(qū)主要位于古地貌緩坡區(qū)小幅度構造低部位，含氣飽和度低于50%，水氣比以穩(wěn)定型和上升型為主；產水低風險區(qū)主要位于西部剝蝕區(qū)和東側溝槽區(qū)，含氣飽和度高于50%；產水高風險區(qū)介于兩者之間.

（References）：

[1]楊俊杰，裴錫古.中國天然氣地質學：鄂爾多斯盆地[M].北京：石油工業(yè)出版社，1996.Yang Junjie，Pei Xigu.Petroleum geology of China：Ordos basin[M].Beijing：Petroleum Industry Press，1996.

[2]付金華，魏新善，任軍峰，等.鄂爾多斯盆地天然氣勘探形勢與發(fā)展前景[J].石油學報，2006，27（6）：1－4.Fu Jinhua，Wei Xinshan，Ren Junfeng，et al.Gas exploration and developing prospect in Ordos basin[J].Acta Petroleum Sinica，2006，27（6）：1－4.

[3]陳安定，代金友，王文躍，等.靖邊氣田氣藏特點、成因與成藏有利條件[J].海相油氣地質，2010，15（2）：45－55.Chen Anding，Dai Jinyou，Wang Wenyue，et al.Characteristics and origin of gas reservoirs and the favorable geological conditions in Jingbian gas field，Ordos basin[J].Marine Origin Petroleum Geology，2010，15（2），45－55.

[4]楊宇，周文，徐春陽，等.子洲氣田山2氣藏地層水分布模式[J].大慶石油學院學報，2010，34（3）：14－18.Yang Yu，Zhou Wen，Xu Chunyang，et al.Research of aquifer distribution in Shan2reservoir of Zizhou gas field[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2010，34（3）：14－18.

[5]孫來喜，武楗棠，朱紹鵬.低滲透無邊、底水氣水同產氣藏產水原因分析[J].天然氣工業(yè)，2008，28（1）：113－115.Sun Laixi，Wu Jiantang，Zhu Shaopeng.Reasons of producing water in the low－permeability gas／water reservoirs without edge／bot－tom water[J].Natural Gas Industry，2008，28（1）：113－115.

[6]孫來喜，武楗棠，張烈輝.靖邊氣藏產水特點及影響因素分析[J].斷塊油氣田，2006，13（2）：29－31.Sun Laixi，Wu Jiantang，Zhang Liehui.Characteristics of water production and effect factors analysis on Jingbian gas reservoirs[J].Fault－block Oill＆ Gas Field，2006，13（2）：29－31.

[7]孫來喜，張烈輝，王彩麗.靖邊氣田相對富水層的識別、分布及成因研究 [J].沉積與特提斯地質，2006，26（2）：63－67.Sun Laixi，Zhang Liehui，Wang Caili.Recognition，distribution and genesis of the water－rich strata in the Jingbian gas field[J].Sedimentary Geology and Tethyan Geology，2006，26（2）：63－67.

[8]林家善，周文，張宗林，等.靖邊氣田下古氣藏相對富水區(qū)控制因素及氣水分布模式研究[J].大慶石油地質與開發(fā)，2007，26（5）：72－74.Lin Jiashan，Zhou Wen，Zhang Zonglin，et al.Research on dominant factors and gas－water distribution modes in relative water rich area in low Palaeozoic of Jingbian gas field[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2007，26（5）：72－74.

[9]郭剛.鄂爾多斯盆地靖邊氣田陜155井區(qū)下奧陶統(tǒng)馬家溝組馬五儲層水體分布規(guī)律研究[J].天然氣地球科學，2006，17（6）：689－793.Guo Gang.Study of regularities of distribution of water body in Ma5reservoir of Majiagou formation of lower Ordovician in Shan155 well field of Jingbian gas field in Ordos basin[J].Natural Gas Geoscience，2006，17（6）：689－793.

[10]李建奇，李安琪，張振文，等.靖邊氣田馬五1＋2氣藏相對富水區(qū)成因及開發(fā)[J].天然氣工業(yè)，2005，25（9）：89－91.Li Jianqi，Li Anqi，Zhang Zhenwen，et al.Genesis and exploitation of relative rich aquifer in Mawu1＋2gas reservoir of Jingbian gas field[J].Natural Gas Industry，2005，25（9）：89－91.

[11]夏勇，劉海鋒，袁繼明，等.靖邊氣田南部古巖溶特征及有利儲層發(fā)育[J].東北石油大學學報，2013，37（6）：25－31.Xia Yong，Liu Haifeng，Yuan Jiming，et al.Study of the Paleokarst characteristics and the favorable reservoirs development in southern Jingbian gas field[J].Journal of Northeast Petroleum University，2013，37（6）：25－31.

[12]李賢慶，侯讀杰，柳常青，等.鄂爾多斯中部氣田下古生界水化學特征及天然氣藏富集區(qū)判識[J].天然氣工業(yè)，2002，22（4）：11－14.Li Xianqing，Hou Dujie，Liu Changqing，et al.Hydrochemical characteristics of lower Plaeozoic formation water and identification of natural gas enrichment area in central gas fields in e＇erduosi[J].Natural Gas Industry，2002，22（4）：11－14.

[13]肖印鋒.通南巴地區(qū)地層水演化特征及其油氣意義[J].東北石油大學學報，2013，37（3）：61－64.Xiao Yinfeng.Tongnanba area formation water evolution characteristics and significance of hydrocarbon[J].Journal of Northeast Petroleum University，2013，37（3）：61－64.

[14]劉廣峰，代金友，何順利，等.鄂爾多斯盆地中部主力氣層異常產能貢獻微觀因素解析[J].大慶石油學院學報，2008，32（1）：15－17.Liu Guangfeng，Dai Jinyou，He Shunli，et al.Microcosmic factor analysis of yielding difference of major pay of gas field in the center of Ordos basin[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2008，32（1）：15－17.

[15]閆海軍，賈愛林，郭建林，等.龍崗礁灘型碳酸鹽巖氣藏氣水控制因素及分布模式[J].天然氣工業(yè)，2012，32（1）：67－70.Yan Haijun，Jia Ailin，Guo Jianlin，et al.Gas－water controlling factors and distribution models of reef flat carbonate rock gas reservoirs in the Longgang gas field，Sichuan basin[J].Natural Gas Industry，2012，32（1）：67－70.

[16]劉莉萍，林小兵，李麗平，等.四川盆地孝泉—豐谷構造帶須家河組氣藏氣水分布控制因素及勘探潛力[J].天然氣工業(yè)，2013，33（6）：16－22.Liu Liping，Lin Xiaobing，Li liping，et al.Factors controlling gas－water contact and the exploration potential of the Xujiahe formation gas reservoirs in the Xiaoquan－Fenggu structural zone，Sichuan basin[J].Natural Gas Industry，2013，33（6）：16－22.