天然气地球科学 >

2020 , Vol. 31 >Issue 12: 1717 - 1732

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.07.003

天然气地质学

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
展开
  • 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
陈姗姗（1988-），女，宁夏银川人，工程师，硕士，主要从事非常规气藏开发研究.E-mail：.

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：.

收稿日期: 2020-04-07

  修回日期: 2020-07-07

  网络出版日期: 2020-12-11

收起

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

  • Yang GAO , 1 ,
  • Shan-shan CHEN , 1 ,
  • Jun TIAN 2 ,
  • Yuan-qi SHE 1 ,
  • Fu-xi HUANG 1 ,
  • Tao SONG 1 ,
  • Shao-yong WANG 1 ,
  • Wei-ning LÜ 1 ,
  • Peng JIA 1 ,
  • Ce LIU 1
Expand
  • 1. Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China
  • 2. PetroChina Exploration and Production Company，Beijing 100007，China

Received date: 2020-04-07

  Revised date: 2020-07-07

  Online published: 2020-12-11

Supported by

The China National Science and Technology Major Project(2017ZX05001-005)

Fold

本文亮点

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。

本文引用格式

高阳 , 陈姗姗 , 田军 , 佘源琦 , 黄福喜 , 宋涛 , 汪少勇 , 吕维宁 , 贾鹏 , 刘策 . 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[J]. 天然气地球科学, 2020 , 31(12) : 1717 -1732 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.07.003

Highlights

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%。

0 引言

地层水与油气的形成、聚集和保存关系密切［1-8］，油气水关系一直是油气勘探开发中的难点和热点问题［9］。致密砂岩气藏储层非均质性强，通常孔隙度小于10%，渗透率小于1×10-3 μm2［10-12］，强非均质性低孔低渗储层中赋存2种不同相态的流体，流体分布规律通常十分复杂，而表征储层中气体分布的难度通常较大。因此，开展地层水的分布规律研究可以作为获取天然气分布情况的重要手段。鄂尔多斯盆地上古生界气藏呈现盆地边缘含水、盆地中央普遍含气的特点，含气范围内零星产水［7-8，13-14］，苏里格地区地层产水类型主要有束缚水、层间水、边底水和孤立水4种类型［6，15-21］。本文研究区位于鄂尔多斯盆地西北部天环北部地区，研究目的层为山1段、盒8下亚段和盒8上亚段。研究区内上古生界烃源岩生烃强度低（图1），盒8段—山1段储层致密且非均质性强，气水关系复杂严重制约了勘探开发工作。
图1 研究区位置

Fig.1 Location map of the research area

鄂尔多斯盆地西北部天环北部地层水的总矿化度为10.83~65.88 g/L，平均值为31.79 g/L。阴离子以Cl-为主，SO4 2-和HCO3 -含量低，Cl-浓度在6 192~42 900 mg/L之间，平均值为18 435 mg/L，最大占地层水中阴离子总量的99%，平均值为93%；SO4 2-浓度在0~3 617 mg/L之间，平均值为1 122 mg/L，占阴离子总量的0~17%，平均不足6%；HCO3 -浓度在0~782 mg/L之间，平均值为248 mg/L，占阴离子总量的0~7%，平均不足2%。前人针对天环北部上古生界气藏气水分布特征开展了大量研究，提出埋深小于3 000 m、砂岩孔隙半径为0.50 μm条件下，生烃强度达到（7~10）×108 m3/km2能形成有效充注，烃源岩长期充注、规模致密砂层聚气、储集层物性差异控藏、局部甜点富集为主要成藏机制，气藏气水关系十分复杂［22］，由于天然气充注强度弱，水体赋存类型多，广泛发育孤立砂岩“透镜体”及致密砂岩封隔的“透镜体”水等水体类型［23-25］，前人在宏观气水分布研究中取得显著研究成果，但针对地层水的微观赋存特征研究相对较少，而地层水的微观赋存状态往往与气井生产情况密切相关，不同微观赋存状态下，不仅气水微观赋存关系具有显著差异，产水量的大小也不同，因此开展该区地层水微观赋存特征研究具有重要的理论和实践意义。YAO等［26］基于饱和水和离心后核磁共振T 2谱将地层水定量划分为可动水和束缚水，还有学者将地层水微观赋存状态划分为可动水、滞留水和束缚水3种类型［27-28］，但其划分方法和划分标准的建立大多是基于定性的描述。地层水以储层微观孔喉为赋存载体，孔喉类型、规模和结构特征的研究对分析地层水微观赋存状态有重要影响。因此从地层水赋存载体入手，开展地层水微观赋存特征研究具有重要意义，本文一方面应用高压压汞、恒速压汞等实验技术，分析储层微观孔喉结构，另一方面通过气驱水核磁共振实验建立储层微观孔喉特征与地层水分布的联系，对天环北部上古生界气藏地层水微观赋存状态进行定量研究。

1 地层水赋存载体特征

1.1　孔喉镜下特征及类型

鄂尔多斯盆地上古生界储层现今处于晚成岩阶段成熟—过成熟期，成岩演化程度高，是经历强烈压实、压溶及硅质胶结作用形成的致密砂岩储层［8，25，29-33］，次生孔隙发育，孔隙类型复杂，本文主要通过铸体薄片和扫描电镜对储层孔喉类型进行研究，并基于铸体薄片观察结果统计分析不同类型孔隙所占比例。天环北部地区盒8段—山1段致密砂岩储层孔隙类型以粒内溶孔［图2（a）—图2（c）］、晶间孔［图2（d）—图2（f）］和残余粒间孔［图2（g）—图2（i）］为主，基于铸体薄片统计分别占总孔隙的33%、31%和16%，杂基溶孔和裂缝在总孔隙中占比较低，均不足10%（图3）。不同岩石类型孔隙特征存在较大差异，石英砂岩中较高石英颗粒含量增强了抗压实能力，因此粒间孔与粒间溶孔含量较高；而岩屑砂岩与岩屑质石英砂岩中由于（火山岩）岩屑含量较高，因此粒内溶孔与晶间孔的含量明显高于石英砂岩。储层中喉道主要以微裂缝型线状、溶蚀型片状和管束状喉道为主［图2（j）—图2（l）］。
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

Fig.2 Microscopic view of pore and throat types

图3 孔隙类型统计

Fig.3 Statistical histograms of pore types

1.2　孔喉结构特征及储层质量主控因素

应用高压压汞和恒速压汞资料对储层孔喉发育规模、结构及其对储层质量的影响进行分析。研究区致密砂岩储层孔隙度平均为6.01%，渗透率平均为0.49×10-3 μm2，盒8下亚段储层物性最好，其次为盒8上亚段，山1段储层质量较差（图4）。17个高压压汞样品孔隙度分布在4.10%~9.61%之间，平均值为6.58%，渗透率分布在（0.10~1.88）×10-3 μm2之间，平均值为0.54×10-3 μm2（表1），3个恒速压汞样品孔隙度分别为10.8%、11.5%和7.3%，渗透率分别为0.55×10-3 μm2、0.88×10-3 μm2和0.56×10-3 μm2（表2）。
图4 孔隙度与渗透率关系

Fig.4 Relationship between porosity and permeability

表1 高压压汞样品信息

Table 1 Information table of high pressure mercury samples

样品编号 井号 埋深/m 层位 孔隙度 /% 渗透率 /（10-3 μm2）
1 苏282 3 855.78 山1段 9.61 1.31
2 李13 3 863.03 盒8上段 7.72 0.82
3 余4 3 541.6 盒8上段 9.39 1.88
4 余探2 3 716.8 盒8下段 9.11 1.11
5 李13 3 933.47 山1段 6.68 0.74
6 苏308 3 960.24 盒8下段 6.93 0.17
7 忠3 3 499.66 盒8下段 6.01 0.33
8 李20 4 339.43 盒8上段 5.71 0.53
9 李3 3 929.05 盒8上段 7.60 0.23
10 苏308 3 959.7 盒8下段 4.91 0.10
11 忠3 3 498.21 山1段 4.12 0.11
12 余探2 3 707.1 盒8下段 5.09 0.59
13 李12 3 515.6 盒8上段 5.01 0.16
14 余3 3 664.4 盒8下段 8.84 0.48
15 李12 3 510.94 盒8上段 4.91 0.21
16 李12 3 622.35 山1段 4.79 0.19
17 忠3 3 489.56 盒8下段 5.62 0.18
表2 恒速压汞实验孔喉结构参数

Table 2 Structural parameters of pore throat in constant velocity mercury injection experiment

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18 18 10.8 0.55 1.07 155.56 162.14
忠探1 19 11.5 0.88 1.23 151.54 132.77
李4 20 7.3 0.56 1.14 155.44 148.16
高压压汞汞饱和度曲线上各样品最大汞饱和度、歪度等均有较大不同（图5），表明它们在孔喉结构特征方面具有显著差异，这种差异将最终体现在储层物性上，尤其是储层渗透率。通过毛管压力曲线求取孔喉结构特征参数［34-36］，喉道半径分布在0.01~1.60 μm之间，集中分布在0.25~0.63 μm之间（图6）。图7和图8分别为孔喉结构参数与渗透率和孔隙度与相关性分析图，总体上喉道半径对储层物性具有更显著的控制作用，并且孔喉结构参数对渗透率有更显著影响，平均喉道半径、中值喉道半径和主流喉道半径与渗透率的相关系数分别达到0.83、0.66和0.83，表明喉道半径是储层渗流能力主要控制因素。
图5 盒8段—山1段致密砂岩储层压汞曲线

Fig.5 Mercury pressure curve of tight sandstone reservoir of He 8-Shan 1

图6 高压压汞喉道半径分布

Fig.6 Distribution of high pressure mercury injection throat radius

图7 储层孔喉结构与渗透率关系

Fig.7 Relationship between pore-throat structure and permeability

图8 储层孔喉结构与孔隙度关系

Fig.8 Relationship between pore-throat structure and porosity

恒速压汞实验结果表明［图9（a）—图9（c）］，3个样品的孔隙半径均为正态分布，主要分布在80~300 μm之间，分布曲线的范围和峰值基本一致，平均孔隙半径基本相同，分别为155.56 μm、151.54 μm和155.44 μm［表1，图9（d）］。喉道半径为正态分布并具有相对较宽的分布范围，主要分布在0.2~2.4 μm之间［图9（e）］，与高压压汞实验结果基本一致，只是高压压汞识别出了更小半径的喉道，求取的平均喉道半径小于恒速压汞。3个样品喉道分布曲线的范围和峰值具有一定差异，孔喉比也与喉道半径具有相似的分布特征［图9（e），图9（f）］，样品19平均孔隙半径最小（151.54 μm），平均喉道半径最大（1.23 μm）、孔喉比最小（132.77），渗透率达到0.88×10-3 μm2，在3个样品中渗透率最高、渗流能力最好，样品20和样品18孔隙半径基本相当，但样品20喉道半径大、孔喉半径比小，尽管孔隙度远低于样品18，但两者渗透率基本相当（表2）。以上分析表明，喉道半径是致密砂岩储层渗流能力的主控因素，喉道半径大、孔喉比小的储层渗流能力好。
图9 恒速压汞实验分析

Fig.9 Experimental analysis diagram of constant velocity mercury injection

2 地层水微观赋状态与分布模式

2.1　地层水微观赋存状态

前人［9，26-29，37］在鄂尔多斯盆地苏里格地区上古生界气藏地层水研究中概念性提出了地层水微观赋存状态，并建立了定性的划分标准。而天环地区121口试气井中49口产水。其中2口井产水100 m3/d以上，气水关系更为复杂，气井产出特征多样（表3），表明地层水微观赋存状态也更为复杂，为开展地层水微观赋存状态的定量评价，对6个不同渗透率样品开展不同压力气驱水实验，并进行核磁共振测试（表4）。
表3 天环北部地区山1段—盒8段生产情况统计

Table 3 Statistics of the production of Shan 1-He 8 in the northern of Tianhuan area

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/d 5~10 m3/d >10 m3/d /(m3/d) /%
盒8上 20 12 4 8 0 4.5 60%
盒8下 59 29 8 14 7 14.7 49%
山1 42 8 5 3 0 1.5 19%
表4 气驱水核磁共振样品信息

Table 4 Sample information of gas-driven water NMR

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
32 4.783 11.5 0.88 标准盐水 氮气 0~2
89 4.485 7.21 0.24 标准盐水 氮气 0~2
104 4.312 10.82 0.55 标准盐水 氮气 0~2
162 4.837 7.62 0.13 标准盐水 氮气 0~2
183 4.777 8.36 0.37 标准盐水 氮气 0~2
218 4.341 7.31 0.56 标准盐水 氮气 0~2
核磁共振结果显示，随气驱水压力增大，T 2谱曲线向低值区偏移，说明大孔隙中的水体先被排出，水体排出越多，气体含量越高。与大孔隙相比，小孔隙中水体驱替难度较大，随着驱替压力增大，尽管小孔隙中的水体也在不断较少，仍大量残留在孔喉内，都属于难动流体（图10）。6个样品气驱水压力与含水饱和度变化关系图（图11）可以分为3个区域，区域1含水饱和度快速降低，区域2含水饱和度由缓慢降低到基本无变化，区域3是最终残余在样品内的水体，理论上如果驱替压力足够大，残余水饱和度将最终为0。气驱水压力梯度与气体流量的关系图（图12）显示，致密砂岩气驱水过程不符合线性的达西定律，随压力梯度增加，气体流量是缓慢增加到逐步快速增加的过程，图11中区域1即为较低压力梯度下，气体以较慢流速驱替地层水，区域2为压力梯度增大后，气体流速快速增加的驱替过程，区域3为较大的压力梯度下，仍未被波及的区域，3个区域分别代表气驱水过程中的不同变化阶段并具有不同的驱替机理，因此也表明地层水微观类型有差异。分析6个样品不同压力驱替后的核磁共振曲线（图10），橙黄色部分对应区域1，水体可流动性好，为自由水，绿色部分对应区域2，主要受毛管力控制，为毛管水，而区域3由蓝色和深蓝色部分共同组成，然而蓝色和深蓝色部分核磁共振T 2值具有显著差异，同时2个区域也有明显界限，蓝色位于T 2低值区，孔喉半径小，水体难流动，为束缚水，深蓝色位于T 2高值区，具有较大孔喉半径，从气水润湿性角度分析，致密砂岩储层中水相一般为润湿相［38］，深蓝色部分位于大孔喉内，同时含水量低，因此为较大孔喉内大量水体被驱替后的吸附水。
图10 气驱水核磁共振T 2谱与地层水分类

Fig.10 Gas-driven water NMR T 2 spectra and formation water classification

图11 含水饱和度随气驱压力变化

Fig.11 Changes of water saturation with gas displacement pressure

图12 压力梯度与气体流量变化关系

Fig.12 Relationship between pressure gradient and gas flow variation

分析气驱水核磁共振过程中驱替压力、孔喉半径及孔喉类型之间的作用机理，理论上若驱替压力足够大，孔喉内流体将逐步由纯水向气水混合变化，最终变为纯气，孔喉内水体逐步由连续状变为不连续，最终大部分孔隙内水体被气体置换，然而在天然气成藏过程中无法满足气体100%饱和的理想压力状态，微观上不同规模的孔喉在不同压力驱替后地层水微观赋存状态有差异。大孔喉在较低的压力下就可以完成气水置换，通常仅残留吸附于孔隙表面的吸附水，中小孔喉内在一定压力下也可以发生气水置换，但多以气水混合的形式存在，微小孔喉内驱替压力通常无法突破毛管压力，残余纯水（图13）。基于以上分析，结合天环北部储层复杂的微观孔喉结构和砂岩储层较强亲水性的特点，根据不同压力气驱水核磁共振实验结果将地层水在微观孔喉内的赋存状态划分为自由水、毛细管水、束缚水和吸附水4种类型。自由水为图10中橙黄色部分，赋存于较大孔喉，在较小驱替压力下就可能完成气水置换，通常产水量较高；毛管水为图10中绿色部分，赋存在中小孔隙和喉道，受较大毛管力控制，是天然气不饱和充注形成的残留水；束缚水为图10中浅蓝色部分，受微小孔喉控制的地层水，即使在较大驱替压力下也难以流动，常规试气产水量低；吸附水为图10中深蓝色部分，吸附于大孔隙骨架颗粒表面的地层水，主要受吸附作用控制。
图13 致密砂岩气驱水过程气水微观分布模式

Fig. 13 Gas and water microdistribution model of tight sandstone gas flooding process

2.2　地层水微观分布模式

气水分布受烃源岩生排烃强度、距离高生烃强度源岩的距离、沉积环境、储层特征、局部构造、流体运移等因素共同影响［8，18，24-25，39-41］，地层水微观赋存特征则主要与天然气充注强度和储层微观孔喉结构有关。研究区盒8段—山1段致密砂岩气驱水启动压力梯度与饱和水状态下不同类型地层水含量均具有较好的相关性，孔隙度、渗透率与4种类型地层水的含量没有明显关系（图14）。同时饱和水状态下束缚水含量与其他3种地层水含量具有更好的相关性，表明束缚孔隙空间体积控制了饱和水状态下地层水的微观类型分布特征（图15）。因此，微观上启动压力梯度和束缚孔隙空间体积共同控制饱和水状态下不同类型地层水含量，而物性对不同类型地层水含量无明显控制作用。尽管理论上随驱替压力增大，残余含水饱和度不断降低［图16（a）］，而启动压力梯度、孔隙度、渗透率与残余含水饱和度的关系表明，启动压力梯度与残余含水饱和度相关系数达到0.68［图16（b）］，孔隙度和渗透率与残余含水饱和度相关系数较低［图16（c），图16（d）］，因此理论上最终驱替压力梯度越大残余含水饱和度越低，但在最终驱替压力梯度相同的情况下，启动压力梯度控制了残余含水饱和度。
图14 启动压力梯度、孔隙度、渗透率和地层水含量关系

Fig.14 Relationship between starting pressure gradient, porosity, permeability and capillary water content

图15 不同类型地层水含量关系

Fig.15 Content relationship diagram of different types formation water

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

Fig.16 Diagram of displacement pressure gradient, starting pressure gradient, porosity, permeability and residual water saturation

因此，气驱水启动压力梯度和束缚孔隙空间体积是饱和水状态下地层水微观赋存类型和残余含水饱和度的主控因素，而地层水的微观赋存模式则受饱和水状态下微观赋存特征和残余含水饱和度的动态关系控制，主要与天然气充注压力和储层孔喉特征有关。大孔大喉的粒间孔和溶蚀孔内部水体可流动性好，低压充注下孔喉内大量水体就可以被气体置换，呈气水混合状，含气量较高，赋存自由水（图10中橙黄色区域，部分含气，部分含水，含气比例高），较高充注压力下孔喉内水体几乎全部被气体置换，为纯气残余少量膜状吸附水（图10中深蓝色区域）；中小孔喉控制的粒间孔和溶蚀孔内部气水微观分布受较小毛管力控制，低压充注下孔喉内少量水体可以被气体置换，呈现气水混合，含气量低，赋存大量毛管水（图10中绿色区域），高压充注下孔喉内水体被气体置换程度也较高，呈气水混合或纯气，含气量高，赋存少量毛管水（图10中绿色区域，以含气为主，少量水）；微小孔喉的粒间孔内气水分布受较大毛管力控制，低压充注下孔喉内水体难以被气体置换，为纯束缚水（图10中浅蓝色区域，以含纯水为主），高压充注下为气水混合，但含气量低，赋存束缚水（对应图10中绿色区域，以含水为主，少量气）；晶间微孔孔喉规模小且连通性差，低压和较高压力充注下均以水为主，赋存束缚水（图10中浅蓝色区域，以含纯水为主）（图17）。
图17 孔隙类型与地层水微观赋存模式

Fig.17 Schematic diagram of pore types and microcosmic occurrence of formation water

基于核磁共振T 2谱定量表征方法［42-44］，通过控制不同类型地层水的T 2谱累计概率曲线（图18），求取了6个样品不同类型地层水的T 2截止值和对应的孔喉半径，根据孔喉半径、孔隙度、渗透率的关系求取了渗透率和孔隙度截止值。束缚水、毛管水、自由水和吸附水孔喉半径界线分别为0.10 μm、0.26 μm和0.28 μm（表5），渗透率界线分别为0.21×10-3 μm2、0.51×10-3 μm2和0.55×10-3 μm2，孔隙度界线分别为5.86%、7.99%和8.18%。根据不同类型地层水在核磁共振T 2谱图中的面积，求取研究区自由水占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。
图18 气驱水核磁共振累计概率曲线（6个样品平均）

Fig.18 Cumulative probability curve of gas-driven water NMR（average of six samples）

表5 不同类型地层水的核磁共振T 2截止值和孔喉半径截止值

Table 5 NMR T 2 cutoff and pore throat radius cutoff of different types of formation water

样品 T 2截止值/ms 孔喉半径截止值/μm
T 2 1 T 2 2 T 2 3 Rc1 Rc2 Rc3
32 2.21 25.27 28.79 0.033 0.379 0.432
89 14.41 41.25 43.90 0.216 0.619 0.658
104 10.73 23.29 24.15 0.161 0.349 0.362
162 6.41 9.58 10.27 0.096 0.144 0.154
183 9.31 18.50 19.70 0.140 0.278 0.296
218 1.09 2.98 3.34 0.016 0.045 0.050
平均值 6.51 17.42 18.86 0.098 0.261 0.283

2.3　不同层系气水分布特征

鄂尔多斯盆地西北部天环北部是典型低生烃强度背景下的致密砂岩气藏，气层不具有连片分布的特征，垂向上和平面上都具有十分复杂的气水关系，烃源岩对天然气成藏具有更加显著的控制作用，纵向上的气水分布随烃源岩与储层之间距离增大，天然气成藏过程中充注强度减弱，气藏含气性逐步变差（图19）。山1段气层较多，含水层较少，产水井比例仅为19%，盒8段气水层较多，盒8下亚段产水井比例达到49%，盒8上亚段产水井比例达到60%，表明离烃源岩较近的储层更易成藏，在气源不充足的条件下，远距离成藏动力不足，造成空间上含气性差异大。自山1段至盒8下亚段、盒8上亚段气水分布逐步复杂化，一是含气性逐步变差，由气层向含水气层、气水同层、含气水层、水层逐步变化，二是大孔喉控制的地层水比例增加。山1段储层物性较差，但紧邻烃源岩，气源条件相对较好，砂体封闭性中等—较好，成藏过程中气水置换相对充分，砂体普遍含气，大孔喉内富气，部分受微小喉道控制的孔隙末端或微孔内含水，以气层和含水气层为主，束缚水和毛管水为主要微观赋存状态，单井平均产水量仅为1.5×104 m3/d。盒8下亚段储层物性较好，但距烃源岩相对较远，砂体封闭性中等—较差，但由于充注强度低，在大孔喉内也无法形成饱和充注，呈现气水混相，发育大量自由水，因此单井平均产水量最高，达到14.7×104 m3/d，而受微小喉道控制的孔隙或微孔内含水量高，为毛管水和束缚水，气水关系较山1段更为复杂，以气水同层和含水气层为主。盒8上亚段物性中等，储层距烃源岩远，天然气仅在部分物性较好的较大孔喉中形成少量充注，受微小喉道控制的孔隙或微孔内均残余地层水，呈气水混相或纯水层、干层，主要为含气水层或水层，束缚水和毛管水含量高，也有一定比例自由水（图20）。
图19 山1段—盒8上亚段地层水分布模式

Fig.19 Pattern of formation water distribution in different strata

图20 山1段—盒8上亚段地层水分布模式

Fig.20 Pattern of formation water distribution in Shan1 member-He8 upper member

3 结论

（1）鄂尔多斯盆地西北部天环北部盒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。
（2）研究区致密砂岩气藏地层水具有束缚水、毛管水、自由水和吸附水4种微观赋存状态，大孔大喉的粒间孔和溶蚀孔，低压充注下呈气水混合状，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，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，低压充注下为纯水，高压充注下为气水混合，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。
（3）束缚水、毛管水、自由水和吸附水的孔喉半径截止值分别为0.10 μm、0.26 μm和0.28 μm，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。
（4）不同层系天然气充注强度和储层质量的差异控制了气水微观分布特征，山1段部分受微小喉道控制的孔隙末端或微孔内含水，主要为束缚水和毛管水，盒8下亚段自由水含量高，毛管水和束缚水也较多，盒8上亚段束缚水和毛管水含量高，也有一定比例自由水。

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