天然气地球科学
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天然气地球科学 ›› 2020, Vol. 31 ›› Issue (12): 1717–1732.doi: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.07.003

• 天然气地质学 • 上一篇    下一篇

鄂尔多斯盆地天环北部致密砂岩气藏地层水微观赋存特征

高阳1(),陈姗姗1(),田军2,佘源琦1,黄福喜1,宋涛1,汪少勇1,吕维宁1,贾鹏1,刘策1   

  1. 1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083
    2.中国石油勘探与生产分公司，北京 100007
  • 收稿日期:2020-04-07 修回日期:2020-07-07 出版日期:2020-12-10 发布日期:2020-12-11
  • 通讯作者: 陈姗姗 E-mail:gaoyang69@petrochina.com.cn;chenshanshan69@petrochina.com.cn
  • 作者简介:高阳（1983-），男，辽宁鞍山人，工程师，博士，主要从事油气地质综合研究与规划部署工作.E-mail：gaoyang69@petrochina.com.cn.
  • 基金资助:
    国家科技重大专项“陆上油气勘探技术发展战略研究”(2017ZX05001-005)

Micro-occurrence of formation water in tight sandstone gas reservoir of north Tianhuan in Ordos Basin

Yang GAO1(),Shan-shan CHEN1(),Jun TIAN2,Yuan-qi SHE1,Fu-xi HUANG1,Tao SONG1,Shao-yong WANG1,Wei-ning LÜ1,Peng JIA1,Ce LIU1   

  1. 1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China
    2.PetroChina Exploration and Production Company，Beijing 100007，China
  • Received:2020-04-07 Revised:2020-07-07 Online:2020-12-10 Published:2020-12-11
  • Contact: Shan-shan CHEN E-mail:gaoyang69@petrochina.com.cn;chenshanshan69@petrochina.com.cn
  • Supported by:
    The China National Science and Technology Major Project(2017ZX05001-005)

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10282

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261

摘要：

应用铸体薄片观察、场发射扫描电镜、高压压汞、恒速压汞及核磁共振等实验技术，开展储层微观孔喉结构和地层水微观赋存状态研究。研究认为鄂尔多斯盆地天环北部盒8段—山1段储层以粒内溶孔、晶间孔和残余粒间孔为主要孔隙类型，分别占33%、31%和16%，孔隙半径分布在80~300 μm之间，平均值为154.18 μm，喉道半径分布在0.01~1.60 μm之间，主流喉道半径平均值为0.55 μm，为微米级孔隙和纳米级喉道，喉道半径是储层渗流能力的主要控制因素。地层水具有束缚水、毛管水、自由水和吸附水4种微观赋存状态，大孔喉的粒间孔和溶蚀孔内，低压充注呈气水混合状，含气量较高，赋存自由水，较高充注压力下为纯气残余少量膜状吸附水；中小孔喉控制的粒间孔和溶蚀孔内，低压充注下呈现气水混合，含气量低，赋存大量毛管水，高压充注下呈气水混合或纯气，含气量高，赋存少量毛管水；微小孔喉的粒间孔内，低压充注下为纯水，高压充注为气水混合，但含气量低，赋存束缚水；晶间微孔内，低压和较高压力充注下均以纯水为主，为束缚水。4种地层水微观状态的孔喉半径截止值分别为0.10 μm、0.26 μm和0.28 μm，渗透率截止值分别为0.21×10-3 μm2、0.51×10-3 μm2和0.55×10-3 μm2，孔隙度截止值分别为5.86%、7.99%和8.18%。启动压力梯度和小于0.10 μm的孔喉是地层水微观赋存状态和残余含水饱和度的主控因素，在天然气成藏过程中，随气驱水强度增大，大孔喉控制的地层水百分比逐步降低。研究区自由水占50%，毛管水占18%，束缚水占30%，吸附水占2%，残余含水饱和度为32%左右。

关键词: 致密砂岩, 地层水, 微观孔喉, 气水关系

Abstract:

In this paper， the casting thin section observation， field emission scanning electron microscopy， high pressure mercury injection， constant velocity mercury injection and nuclear magnetic resonance were used to study the pore-throat microstructure and formation water microscopic occurrence in the Upper Paleozoic tight sandstone gas reservoir in northern Tianhuan. The results show that the main pore types in the reservoir of the He8-Shan1 members in the north of Tianhuan are intragranular pore， intergranular pore and residual intergranular pore， the proportions were 33%， 31% and 16%， respectively. The distribution of pore radius is between 80 μm and 300 μm， with an average of 154.18 μm， the distribution of throat radius is between 0.006 μm and 0.598 μm， the average of main throat radius is 0.552 μm. It is micron pore and nano throat controlled reservoir， and throat radius is the main controlling factor of reservoir seepage ability. Formation water has four microscopic occurrences： Bound water， capillary water， free water and adsorbed water. In the intergranular pore and dissolution pore controlled by the macro-pore throat， the mixture of gas and water was found under the low-pressure charging， with high gas content and free water， a small amount of membrane adsorption water was found under the high-pressure charging； In the intergranular pore and solution pore controlled by the small pore throat， the mixture of gas and water under the low-pressure charging presents low gas content and a large amount of capillary water， while the mixture of gas and water or pure gas under the high-pressure charging presents high gas content and a small amount of capillary water； In the intergranular pore controlled by the tiny pore throat， the low-pressure charging is pure water， and the high-pressure charging is gas-water mixture， but the gas content is low and the bound water occurs； In the intergranular micropore， pure water is the main component under low pressure and high pressure charging， which is the bound water. The cut-off values of pore throat radius of the four micro-occurrence of formation water are 0.10 μm， 0.26 μm and 0.28 μm， the cutoff permeability values are 0.21×10-3 μm2， 0.51×10-3 μm2 and 0.55×10-3 μm2， the cutoff values of porosity are 5.86%， 7.99% and 8.18%， respectively. Starting pressure gradient and pore throat less than 0.10 μm are the main controlling factors of formation water micro-occurrence and residual water saturation. In the process of natural gas accumulation， the percentage of formation water controlled by large pore throat decreases gradually with the increase of gas displacement intensity. In this study area， the free water is 50%， capillary water is 18%， bound water is 30%， adsorbed water is 2%， and residual water saturation is about 32%。

Key words: Tight sandstone, Formation water, Micro-pore throat, Gas-water relationship

中图分类号: 

  • TE122.1

图1

研究区位置"

图2

镜下孔隙和喉道类型(a)李4井,盒8下亚段,3 862.81 m,溶蚀孔;(b)余探2井,盒8下亚段,3 713.62 m,溶蚀孔;(c)李16井,山1段,3 612.59 m,溶蚀孔,晶间孔;(d)李11井,盒8下亚段,3 850.87 m,晶间孔;(e)李307井,山1段,4 487.14 m,晶间孔;(f)余3井,山1段,3697.18 m,晶间孔;(g)李4井,盒8下亚段,3 860.20 m,粒间孔;(h)李4井,盒8下亚段,3 877.33 m,粒间孔; (i)李4井,盒8下亚段,3 862.81 m,粒间孔;(j)忠3井,盒8下亚段,3 498.21 m,微裂缝;(k)苏109井,盒8上亚段,3 562.72 m,管束状喉道;(l)忠3井,盒8下亚段,3 499.62 m,片状喉道"

图3

孔隙类型统计"

图4

孔隙度与渗透率关系"

表1

高压压汞样品信息"

样品编号井号埋深/m层位孔隙度 /%渗透率 /（10-3 μm2）
1苏2823 855.78山1段9.611.31
2李133 863.03盒8上段7.720.82
3余43 541.6盒8上段9.391.88
4余探23 716.8盒8下段9.111.11
5李133 933.47山1段6.680.74
6苏3083 960.24盒8下段6.930.17
7忠33 499.66盒8下段6.010.33
8李204 339.43盒8上段5.710.53
9李33 929.05盒8上段7.600.23
10苏3083 959.7盒8下段4.910.10
11忠33 498.21山1段4.120.11
12余探23 707.1盒8下段5.090.59
13李123 515.6盒8上段5.010.16
14余33 664.4盒8下段8.840.48
15李123 510.94盒8上段4.910.21
16李123 622.35山1段4.790.19
17忠33 489.56盒8下段5.620.18

表2

恒速压汞实验孔喉结构参数"

井号样品孔隙度 /%

渗透率

/（10-3 μm2）

平均孔隙 半径/μm平均喉道 半径/μm孔喉比
李181810.80.551.07155.56162.14
忠探11911.50.881.23151.54132.77
李4207.30.561.14155.44148.16

图5

盒8段—山1段致密砂岩储层压汞曲线"

图6

高压压汞喉道半径分布"

图7

储层孔喉结构与渗透率关系"

图8

储层孔喉结构与孔隙度关系"

图9

恒速压汞实验分析"

表3

天环北部地区山1段—盒8段生产情况统计"

层位试气井/口产水井/不同产水量井/口平均产水产水井 比例
口<5 m3/d5~10 m3/d>10 m3/d/(m3/d)/%
盒8上20124804.560%
盒8下5929814714.749%
山14285301.519%

表4

气驱水核磁共振样品信息"

样品编号长度/cm气测孔隙度/%空气渗透率/（10-3 μm2）饱和液体气驱介质气驱压力/MPa
324.78311.50.88标准盐水氮气0~2
894.4857.210.24标准盐水氮气0~2
1044.31210.820.55标准盐水氮气0~2
1624.8377.620.13标准盐水氮气0~2
1834.7778.360.37标准盐水氮气0~2
2184.3417.310.56标准盐水氮气0~2

图10

气驱水核磁共振T2谱与地层水分类"

图11

含水饱和度随气驱压力变化"

图12

压力梯度与气体流量变化关系"

图13

致密砂岩气驱水过程气水微观分布模式"

图14

启动压力梯度、孔隙度、渗透率和地层水含量关系"

图15

不同类型地层水含量关系"

图16

驱替压力梯度、启动压力梯度、孔隙度及渗透率与残余含水饱和度关系"

图17

孔隙类型与地层水微观赋存模式"

图18

气驱水核磁共振累计概率曲线（6个样品平均）"

表5

不同类型地层水的核磁共振T2截止值和孔喉半径截止值"

样品T2截止值/ms孔喉半径截止值/μm
T21T22T23Rc1Rc2Rc3
322.2125.2728.790.0330.3790.432
8914.4141.2543.900.2160.6190.658
10410.7323.2924.150.1610.3490.362
1626.419.5810.270.0960.1440.154
1839.3118.5019.700.1400.2780.296
2181.092.983.340.0160.0450.050
平均值6.5117.4218.860.0980.2610.283

图19

山1段—盒8上亚段地层水分布模式"

图20

山1段—盒8上亚段地层水分布模式"

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