0 引言
致密砂岩气藏具有极高的资源潜力，其储层特征为孔隙度小于12%、渗透率小于0.1×10-3 μm2，而且气藏内部天然气流动速度相对缓慢，因此，它被认为是一种极具价值的非常规气藏［1］。随着科学技术的进步，目前全球可开采的致密砂岩气储量已达（10.5~24）×1012 m3，远超其他非常规天然气的储量［2］。最新统计显示，全球范围内已发现或推测发育致密砂岩气的盆地数量已经超过70个，涵盖了北美、欧洲和亚太地区［3］。近年来，中国已经在致密砂岩气的勘探和开发领域取得了巨大的进步，到2020年，中国已经成为全球第三大致密砂岩气生产国，仅次于美国和加拿大，致密砂岩气产量高达800×103 m3。中国发育有大量的致密砂岩气藏，其分布非常广泛，且类型多种多样，尤其是鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地须家河组等地层的大型致密砂岩气田的勘探和开发都已经取得了巨大的成功，使得致密砂岩气的勘探和开发进入快速发展阶段［4-6］。
致密砂岩气田在勘探和开发早期产水少，但近年来，随着致密砂岩气的大规模勘探开发，致密砂岩气藏出现普遍产水的现象［7］。根据数据统计，在苏里格气田西区，平均气水产出比达到0.68 m3/104 m3，这一数据显示该区域的气井普遍产水，到2015年底，该区域的苏120、苏47和苏48井区内总共有577口试气井，其中240口气井在试气期间发生了产水现象，而且这些气井的平均水气产出比介于1.0~1.4 m3/104 m3之间，受产水量的影响，3个井区的低效、低产井所占比例都超过了60%，苏120井区的产量和效率极不理想，低产、低效井的比例甚至高达82.8%［8］。在四川盆地川中地区的上三叠统须家河组四段致密砂岩储层中，除了干层外，其余各个产层均具有不同程度的产水，以“气水同产”的西20井为例，一旦开采，就会产出大量的水，日产气量约为2×104 m3，日产水量可达在100~200 m3以上，产水量呈现阶梯状递增的趋势［9］。气井产水问题突出，导致稳产难度大［10］，因此，如何“避水找气”已经成为致密砂岩气藏勘探开发的重要问题。
由于致密砂岩气藏含气饱和度低（<60%），含水饱和度高（>40%），气水关系复杂，明确致密砂岩气藏的气水分布关系、气水分布的主控因素以及气水分布模式等成为“避水找气”的关键［11］。前人对于苏里格地区致密砂岩气藏的气水分布关系以及主控因素已经进行了大量研究，认为苏里格气田气水分布受烃源岩生烃强度、储层特征、局部构造等多种因素的共同影响［12-16］。苏39区块位于气水过渡带上，气水关系复杂，而针对类似苏39区块这样的过渡带的研究相对较少，缺乏对气水分布关系、主控因素以及气水分布模式的整体和系统性认识。本文基于测井、试气和生产资料，以苏里格地区苏39区块为研究对象，分析了区块内的气水分布关系及特征，探讨了气水分布的控制因素，明确了气水分布模式，为复杂气水条件下致密砂岩气藏的高效勘探开发提供了理论依据。
1 区域地质概况
苏39区块属于苏里格风险作业3区，由苏120区块西北、苏246区块西南2个部分组成，地理上位于鄂托克旗和鄂托克前旗范围内，区块北部位于鄂托克旗境内，南部位于鄂托克前旗［图1（a）］，区域面积为2 530 km2，扣除恐龙化石保护区、毛盖图自然保护区核心区面积，区块可供勘探开发面积为1 700 km2。区块位于伊陕斜坡和天环坳陷的衔接部位，构造特征较为复杂，整体上表现为近南北略偏西向的鼻状构造，同时，苏39区块太原组（P1 t）—盒8段（P2 h 8）底界的古地貌整体表现为南高北低的特征；北部地区，由西往东逐渐升高；中南部地区，东西两侧处于高部位，中部构造位置较低。研究区断层密集发育，古地貌特征局部受断层控制较为明显。山西组（P1 s）和下石盒子组8段（P2 h 8）是研究区主力气层，分别为河流三角洲沉积和辫状河沉积，气层有效储层为深灰色、灰白色中粗砂岩、粗砂岩和含砾粗砂岩。太原组（P1 t）和山2段（P1 s 2）为研究区主要的烃源岩发育层位［图1（b）］。
2 气水分布特征
根据先前的研究，苏里格地区上古生界太原组（P1 t）—盒8段（P2 h 8）主要为河流—三角洲沉积体系，其砂体展布受到分流河道、河道或心滩等沉积微相的影响，且由于多期河道相互叠置，岩性纵、横向复杂多变，导致了储层物性规律较差，从而使得储层气水分布复杂［19］。从平面分布上来看，苏39区块的水体主要分布在中部和北部地区，太原组水体分布范围较大，气层分布范围小，从山2段（P1 s 2）到盒8上亚段（P2 h 8 1），水体的分布范围逐渐扩大，气层的分布范围逐渐减小（图2）。从剖面上来看，横向上垂直物源方向的剖面砂体连续性差，导致剖面上气和水无区域性的连续分布，形成孤立的透镜状气层、气水层或水层［图3（b）］，顺物源方向剖面砂体受河道影响，具有连续分布的特征，但由于砂体的连通性较差，气水分布关系复杂，没有统一的气水界面［图3（c）］；纵向上，气水呈连续叠置分布或互补叠置分布［图3（b）］。
3 气水分布关系
致密砂岩气藏没有统一的气水界面，气水关系复杂，多种气水关系共存，前人对于致密砂岩气藏气水关系进行了大量的研究，并按照不同的方法对气水关系的类型进行了划分。段治有等［20］将鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区下石盒子组储层的气水分布划分为气层、气水同层、水层3种。ZOU等［21］认为致密砂岩储层存在上气下水型、上水下气型、倾斜气—水界面型和气水混合型4种气水分布关系。冯强汉等［22］根据测井响应和试气结论，将苏里格气田西区的气水分布关系类型划分为5类：包括纯气型、上气下水型、上干/水下气型、气水共存型、气层与干/水层间互型。总的来说将气水分布简单地划分为气层、气水层、水层不能反映致密砂岩气藏复杂的气水关系，ZOU等［21］、冯强汉等［22］对气水分布关系的划分能更充分和准确地反映致密砂岩气藏复杂的气水分布关系。
通过对苏里格气田苏39区块太原组（P1 t）—下石盒子组盒8段（P2 h 8）致密砂岩气藏单井、剖面和平面上的气水分布关系、气水饱和度和气水产能等特征进行综合研究，将研究区致密砂岩的气水关系划分为：纯气型、上气下水正常型、上水下气倒置型、气水同层混合型、纯水无气型5种气水分布关系［图3（c）］。
研究发现，苏39区块不同类型的气水关系在含气水特征、气水分布产状、储层物性特征、测井解释以及产能情况等方面均存在一定的差异：
（1）纯气型
气水关系为纯气型的储层内含气饱和度高，基本不含水，气层呈叠置或孤立分布状态，储层物性表现为浅层较好、深层较差的特征，测井解释为气层或者差气层，产气量高，几乎不产水。
（2）上气下水正常型
该种类型的气水关系储层含气水特征表现为上部含气饱和度高，下部含水饱和度高，气水产状呈上气下水倾斜分布，储层物性上部好于下部或者整体物性较差，测井解释结果多样，包括气层、差气层、气水同层、水层、含气水层，产能不稳定，前期产气量和产水量均较高，后期产气量大幅度下降。
（3）上水下气倒置型
上水下气倒置型储层上部含水饱和度高，下部含气饱和度高，气水分布产状与上气下水正常型相似，为上水下气倾斜分布，上部物性比下部差，测井解释结果为气层、差气层、气水同层、含气水层、水层，产能表现为前期产气量高，后期产水量逐渐增大。
（4）气水同层混合型
气水同层混合型的气水表现为含气和含水饱和度均较高的特征，气水层接近水平或倾斜分布，储层物性有好有差，测井解释为差气层、气水同层和含气水层，产气量和产水量均很高或产气量低，产水量高。
（5）纯水无气型
纯水无气型含水饱和度高，几乎不含气，水层叠置或孤立分布，储层物性特征不一致，有好有差，测井解释为水层，产能情况为产水量高，几乎不产气。
4 气水分布关系主控因素
大量研究表明，致密砂岩气藏气水分布关系受多种宏观和微观因素的控制，烃源岩的生烃强度、源储距离、储层物性与分非均质性、砂体展布、现今构造、断层以及地层水的类型等均是影响致密砂岩气藏气水分布关系的宏观因素［16，23-24］，影响致密砂岩气藏气水分布关系的微观因素主要为孔隙结构和天然气充注方式［25］。其中生烃强度决定着气水分布的宏观格局，储层非均质性会影响天然气的富集程度，控制储层局部的气水分布，断层对于气水有一定的调整作用，孔隙结构控制储层内地层水的赋存状态［26］。根据现有的资料，本文探讨了控制苏里格气田苏39区块气水分布关系的宏观因素和微观因素，宏观因素包括烃源岩的生烃强度、源储距离、局部构造和断层，微观因素主要是储层物性和非均质性。
4.1 烃源岩生烃强度及源储距离对气水分布的控制作用
图4 生烃强度与气水平面分布关系（a）生烃强度等值线；（b）P1 s 1气水分布平面；（c）试气产能平面 Fig.4 Relationship between hydrocarbon generation intensity and gas plane distribution |
研究区源储距离显著影响了天然气纵向分布（图5），山2段（P1 s 2）储层为源内储层，含气区分布范围最广且连续分布，含气饱和度较大，纯气层的分布范围也较大。山1段（P1 s 1）和盒8段（P2 h 8）储层均为近源储层，含气区与纯气层的范围均小于山2段（P1 s 2），含气区连续分布。与山1段（P1 s 1）相比，盒8下段（P2 h 8 2）储层与烃源岩的距离相对较远，含气饱和度相对偏低，含气区的范围要比山1段小，纯气层的面积更小。盒8上段（P2 h 8 1）与烃源岩的距离最远，含气饱和度最低，含气区范围最小且含气区不连续分布，几乎没有纯气层。
总的来说，烃源岩的生烃强度是影响气水分布的关键因素，气水平面分布的总体布局和气水纵向上的叠置分布特征受生烃强度的控制，源储距离对气水的纵向分布也具有一定的影响。
4.2 断层对气水分布的控制作用
断层在烃源岩和储层之间起着至关重要的作用，其断距、形态、断穿层位、活动期以及与生烃高峰的相关性都会极大地影响着气水的分布，并且可能造成天然气的散失，因此，断层在调节和控制气水的宏观分布方面发挥着不可替代的作用［29］。研究区受燕山期和喜马拉雅期构造演化和多方向应力作用的影响，断层性质极其复杂，断层展布呈现明显的分带、分段和分层性，其中成藏期或成藏期后活动的调整性质的断层对气水分布的影响显著。
调整断层指在成藏期或成藏期后活动，对气水或者地层水有明显的调整作用的断层。其中断层的活动时期根据断层的走向和断层性质来判定，NE—SW走向的逆断层活动期为燕山早期，NE—SW走向的正断层和反转断层活动期为燕山晚期，NW—SE走向的逆断层活动期为喜马拉雅期。此外，本文将气水剖面判识断层的开启封闭结果以及利用脱硫系数对地层水封闭性的判识结果，共同作为划分调整断层和封闭断层的主要依据。当气水剖面中气水纵向上分布表现为下部地层为水层、上部地层为气水层或气层的互补叠置关系时，认为断层是调整断层，反之则为封闭断层，以A—A’剖面F1断层为例［图3（b）］。脱硫系数（100×r（SO4 2-）/r（Cl-））即地层水中100倍的r（SO4 2-）与r（Cl-）的当量数值比，该系数是衡量地层水所处环境还原条件强弱的重要参数，通常认为脱硫系数越低，地层的封闭性越强。根据李爱荣等［30］提出的脱硫系数评价地层水封闭性标准，可以判断地层水的封闭性，当脱硫系数在（0，1］范围内时，认为地层水封闭性好，在（1，3］范围内时，认为地层水封闭性较好，脱硫系数大于3时，地层水的封闭性差。地层脱硫系数越大，地层水封闭性越差，则断穿该地层的断层为调整断层。C—C’剖面上的F2断层断穿地层的脱硫系数约为1.22，反映地层的封闭条件较好，则认为F2断层为封闭断层；A—A’剖面F5断层断穿地层的脱硫系数约为4.94，地层封闭性差，所以F5断层为调整断层；A—A’剖面F8断层断穿地层的脱硫系数约为3.57，地层封闭性较差，认为F8断层为调整断层。
气水分布横向上与调整断层构成单元有序分布，如C—C’剖面上的F1断层是NE走向的Ⅳ级逆断层，主要活动期在燕山早期，错断的最新地层为盒7段（P2 h 7），对气水有调整作用，由构造低部位至活动断层部位气水分布依次为纯气型、气水同层型、上气下水或上水下气型、纯水无气型，部分单元可能缺失纯气型（图5）。纵向上气水依活动断层互补叠置分布，如A—A’剖面的F1断层是NE走向的Ⅳ级正断层，主要活动期为燕山晚期，错段的最新地层为盒7段（P2 h 7），是具有调整性质的断层，对气水有调整作用，靠近气源的储层通常为水层，据气源较远的储层发育为气水层或纯气层；而不具有调整作用的断层，如A—A’剖面F8断层是NE走向的Ⅳ级逆断层，主要活动期为燕山早期，错段的最新地层为山1段（P1 s 1），是封闭性断层，对气水没有调整作用，断穿的储层据气源由近到远依次发育气层（部分不发育）、气水同层、纯水层，整体呈现出气水连续叠置分布的特征［图3（b）］。
4.3 局部构造对气水分布的控制作用
苏39区块构造呈现南高北低、东西部高中间低的特征。在平面上，研究区南部的井天然气的产能高，从南向北单井的天然气产能呈逐渐降低的趋势，并且位于中间部位的井天然气产能明显低于东部和西部（图6）。同时本文根据试气产能计算了各个层位部分井的气水产出比（图7），盒8段（P2 h 8）西南部的构造高部位含水率低，中部及北部的构造低部位含水率较高；山西组（P1 s）含水率较低的井主要位于南部和中南部；太原组（P1 t）含水率较低的井主要位于西南部，但在东北部的相对构造低部位也存在气水比率较高的井。总体来看，高含气层主要分布在区域内构造相对较高的部位，但在构造相对低部位也有高含气层存在。所以构造对气水分布有一定的影响，但不是主控因素。
4.4 储层物性和非均质性对气水分布的控制作用
鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界砂岩储层表现出典型的低孔低渗特征［31］。研究区的主力储层为盒8段（P2 h 8）和山1段（P1 s 1），分别为辫状河沉积和曲流河三角洲平原沉积，河道砂体呈南北带状展布，物性相对较好，同时河道频繁迁移导致了砂体纵、横向的不连续，非均质性强。储层的物性和非均质性影响了天然气的富集程度，控制储层局部的气水分布。
4.4.1 储层物性对气水分布的控制作用
分析苏39区块孔隙度、渗透率与含油气性的关系（图8），含油气性与储层物性并非简单的正相关关系，即储层物性越好，气层、差气层、气水同层和含气水层的频率越高。本文将气层、差气层、气水同层和含气水层统称为含气层，含气层发育的频率随着孔隙度和渗透率的增大表现为先减小后增大的趋势，水层的发育频率则与之相反。具体表现为，孔隙度在0%~6%范围内时，随着孔隙度增大，含气层发育频率降低；孔隙度在6%~18%范围内时，孔隙度增大，含气层发育频率也升高。渗透率小于0.001×10-3 μm2时，没有气层发育；渗透率在（0.001~0.1）×10-3 μm2范围内时，含气层发育频率降低；当渗透率大于0.1×10-3 μm2时，含气层的发育频率随着渗透率的增大而升高。与孔隙度不同的是，纯气层的发育频率与渗透率呈正相关关系，即纯气层的发育频率随着渗透率的增大而增大。同时可以看到，各种物性的储层几乎都有气和水的分布，所以储层物性与气水分布不是简单的线性相关关系。
4.4.2 储层非均质性对气水分布的控制作用
气水关系及分布复杂是整个苏里格气田上古生界气藏的普遍特点。对于致密砂岩储层，其地质结构尤其储集砂层纵横向叠置的非均质性是气水分布的基础，储层非均质性影响着纵向上气水分布关系，上部和下部储层物性的差异导致了气水分布关系的多样性［32］。以研究区山1段（P1 s 1）储层为例（图9），剖面D—D’的山1段（P1 s 1）储层气水分布关系整体表现为上气下水正常型，剖面B—B’的山1段（P1 s 1）鄂90—鄂51井范围内的储层气水分布关系为上水下气倒置型。结合山1段（P1 s 1）孔隙度平面等值线图，剖面D—D’苏36井山1段（P1 s 1）储层平均孔隙度约为5.5%，苏358井的储层的平均孔隙度约为4.5%，所以上部物性相对较好，测井解释结果为气水层，下部物性较差，测井解释为水层，形成了上气下水正常型的气水关系；剖面B—B’的鄂90井山1段（P1 s 1）储层平均孔隙度约为5.5%，鄂51井储层平均孔隙度约为8%，表明上部水层物性差，下部气层物性好，易形成上水下气倒置型的气水关系。
5 气水分布模式
研究区太原组（P1 t）和山西组（P1 s）烃源岩广覆式生烃，盒8段（P2 h 8）和山西组（P1 s）三角洲—河流相致密砂岩储层广泛分布，部分断层对气水有明显的调整作用，根据致密储层沉积、构造以及源储组合特征，将研究区的气水分布模式划分为源储一体（源内）型和源储相邻（近源）型2种。
5.1 源储一体（源内）型致密砂岩气水分布模式
太原组（P1 t）和山2段（P1 s 2）烃源岩生成的天然气就近充注到与其紧邻的三角洲平原分流河道和心滩砂体中，由于源储距离近，气源充足，充注动力大，在储层物性较好的地方易形成纯气层或气水同层，物性差的地方可能会形成水层或干层，但由于活动性断层的调整作用，源内储层的天然气被断层调整到上部近源储层，导致物性较好的源内储层也可能形成纯水层。因此，源储一体（源内）型致密砂岩受烃源岩生烃强度、储层物性和断层调整的共同作用，出现了全部5种气水分布关系，表现为纯气型—气水同层型—纯水无气型，纯气型—气水同层型的气水分布模式（图10）。
5.2 源储相邻（近源）型致密砂岩气水分布模式
研究区源储相邻（近源）型致密砂岩储层为山1段（P1 s 1）和下石盒子组8段（P2 h 8）的储层，储层内的天然气来源为太原组（P1 t）和山1段（P1 s 1）煤系烃源岩，近源储层的气水分布类型和分布模式同样受烃源岩生烃强度、储层物性和非均质性以及断层等因素的共同控制。
近源储层的孔隙度和渗透率明显优于源内储层，但由于与烃源岩的距离较远，充注动力相对较小。储层物性和非均质性、生烃强度和断层共同控制气水分布关系，上部生烃强度较弱、储层物性较差且没有断层调整的区域会形成纯水层，下部物性相对较好、生烃强度较强且受断层调整作用的区域会形成纯气层或气水同层，上下部各种因素的差异使气水分布关系呈现为上水下气型；在生烃强度较强且不受断层控制的地区，储层物性好会形成纯气层或气水同层，储层物性相对较差可能发育纯水层；在生烃强度较弱，储层物性较差的地区，由于断层的调整作用，源内储层的天然气被调整到近源储层，导致近源储层也会形成纯气层或气水同层；在没有断层调整作用时，上部储层物性相对较好，同时生烃强度较强，下部储层物性较差且生烃强度弱，气水分布关系表现为上气下水正常型。
受生烃强度、储层物性、断层调整等多种因素共同控制，源储相邻（近源）型致密砂岩表现出纯气型、气水同层型、上气下水、上水下气倒置型、纯水无气型5种气水分布关系，形成了多种气水关系混合的复杂气水分布模式，包括气水同层型—上气下水型—上水下气型—纯水型或纯气型—气水同层型或纯气型—上气下水型的气水分布模式（图10）。
6 结论
（1）从平面上来看，研究区的水体主要分布在中部和北部地区，从太原组（P1 t）到盒8段（P2 h 8），水体的范围不断扩大；从剖面上来看，研究区气水关系复杂，没有统一的气水界面，纵向上气水呈连续叠置或互补叠置分布。
（2）研究区致密砂岩气水关系可以划分为纯气型、气水同层型、上气下水正常型、上水下气倒置型和纯水无气型5种。不同类型气水关系的差异性主要表现在含气水特征、气水分布产状、储层物性特征、测井解释结果以及试气产能等方面。
（3）研究区的气水分布关系受生烃强度、源储距离、储层物性与非均质性、断层以及构造等因素的共同控制。烃源岩的生烃强度从根本上决定了气水平面分布的整体布局和纵向上气水的叠置分布特征，源储距离对气水的纵向分布具有一定的影响，储层非均质性是气水分布的基础，影响着纵向上气水分布关系，区域构造起伏对气水分异有一定的影响，断层对气水具有调整作用，控制着气水的宏观分布。
（4）不同源储组合的致密砂岩具有不同的气水分布模式，研究区的气水分布模式可以划分为源储一体（源内）型致密砂岩气水分布模式和源储相邻（近源）型致密砂岩气水分布模式2类，2种模式均包含了所有的气水分布关系类型，但不同模式的气水分布类型在组合上存在差异。
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