Natural Gas Geoscience >

2020 , Vol. 31 >Issue 6: 855 - 864

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.04.012

The regularity of gas and water distribution for tight sandstone： Case study of Linxing area, eastern Ordos Basin

  • Ming-qiang GUO , 1, 2 ,
  • Long-gang ZHOU 3 ,
  • Bing ZHANG 1, 2 ,
  • Xin-zhi PAN 3 ,
  • Ying-bin WANG 1, 2
Expand
  • 1. Unconventional Oil and Gas Branch, CNOOC Ltd. , Beijing 100016, China
  • 2. China United Coalbed Methane Company Limited, Beijing 100016, China
  • 3. CNOOC Ener Tech⁃Drilling & Production Company, Tianjin 300452, China

Received date: 2020-03-10

  Revised date: 2020-04-04

  Online published: 2020-06-17

Supported by

The China National Science & Technology Major Project(2016ZX05066)

The China Offshore Oil Group Limited 13th Five-Year Major Projects(CNOOC-KJ 135 ZDXM14 LTD)

Fold

Highlights

There are some tight sandstone reservoir accumulations vertically in Linxing area, the understanding of gas and water distribution regularity and controlling factors is unclear, which result in the restricted progress of natural gas exploration and development in the area. Water chemical analysis showed that tight sandstone formation water is CaCl2 type, the gas reservoirs were not destruction on a large scale. We found the occurrence of formation water is controlled by pore type and pore structure through rock slice analysis and nuclear magnetic experiment, the free water mainly exists in intergranular pores and dissolved intergranular pores, capillary and bound water mainly exists in dissolved particle pore and intercrystalline pore. Gas and water distribution is mainly influenced by gas-generating intensity, passage system, amplitude of structure and reservoir heterogeneity. The reservoir has more free water when it is far from the source rock and conducting ability of fault is weak, and under certain structure amplitude exists the possibility of gas water differentiation. Well deployment, commingled layer production and drainage rules should be optimized according to the gas and water distribution regularity during the process of gas field development.

Cite this article

Ming-qiang GUO , Long-gang ZHOU , Bing ZHANG , Xin-zhi PAN , Ying-bin WANG . The regularity of gas and water distribution for tight sandstone： Case study of Linxing area, eastern Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2020 , 31(6) : 855 -864 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.04.012

0 引言

随着我国经济发展和环保需求，近几年天然气需求急剧增长，2018年我国天然气对外依存度已超过45%，能源安全形式不容乐观。2000年以来我国非常规天然气的勘探、开发获得较快发展，特别是煤层气、页岩气获得了工业开发，但从目前来看，致密砂岩气仍是非常规天然气产量的主要贡献者。
鄂尔多斯盆地是我国致密砂岩气开发的主战场之一，20世纪90年代以来在盆地腹地陆续发现靖边、苏里格、榆林、子洲、大牛地等气田，近几年在盆地东缘临兴—神府地区、大宁—吉县、石楼西等区块也获得勘探突破。致密砂岩储层相对常规储层物性差、气水分异复杂，无明显气水界面[1,2,3,4]，临兴地区靠近盆地东缘，断裂较盆地中心发育，纵向发育源内、近源、远源多套成藏组合，使其气水分布较盆地内愈加复杂，因此开展致密砂岩气田气水分布规律研究对于该区气田开发具有一定指导意义。

1 研究区概况

临兴地区位于鄂尔多斯盆地东部偏北，构造上位于晋西挠褶带，地层自东向西呈单斜。致密砂岩气勘探目的层主要发育于上古生界石炭系—二叠系，期间沉积环境经历了由海陆交互相向陆相的转变，下部稳定分布的本溪组—山西组含煤地层是该区主要烃源岩[5]，经过多期沉降—抬升影响，R O值一般>1.1%，区块东南部晚侏罗世—早白垩世紫金山火成岩侵入导致热成熟度(R O)可达2%以上[6]，太原组、上下石盒子组发育该区主要致密砂岩气储层，临兴地区相对盆地内部断裂更为发育，垂向输导能力更强，实际钻井勘探发现，垂向上特别是远源储层也广泛成藏，显示出巨大开发潜力。研究区平面上可划分为紫金山隆起带、环紫金山斜坡带、环紫金山向斜带、构造平缓带（图1）。
图1 研究区构造简图

Fig.1 Structural diagram of the study area

2 临兴地区气水分布特征

2.1　地层水化学特征

临兴地区致密砂岩储层水化学类型基本全为CaCl2型，与盆地内其他致密砂岩气田一致，矿化度介于20 000~50 000 mg/L之间，下部地层水矿化度高于上部地层。
阳离子（Na++K+）>Ca2+>Mg2+，优势阳离子为Na++K+、Ca2+，一般占阳离子总数的95%以上，阴离子Cl->HCO3 ->SO4 2-，优势阴离子为Cl-，约占阴离子总数的91.7%（表1）。
表1 临兴地区致密砂岩地层水化学特征

Table 1 The formation water chemical characteristics of Linxing area

井号 层位 pH 矿化度/ (K++Na+)/ (Ca2+)/ (Mg2+)/ Cl-/ SO4 2-/ HCO3 -/ 水型
（mg/L） （mg/L） （mg/L） （mg/L） （mg/L） （mg/L） （mg/L）
X-35 千5段 5.2 23 392 4 998 3 126 260 14 015 897 96 CaCl2
X-34 盒3段 6 38 994 7 876 5 148 420 24 384 896 270 CaCl2
X-5 盒5段 6.5 40 050 15 184 124.2 197 23 574 437 534 MgCl2
X-101 盒6段 6.2 38 663 13 755 1 194 34 23 043 57 580 CaCl2
X-20 盒8段 6.8 39 174 10 881 3 583 310 23 480 0 919 CaCl2
X-101-1H 盒8段 6.47 43 403 12 861 2 839 456 25 981 0 1 266 CaCl2
X-101-5H 盒8段 6.57 43 508 12 377 3 883 362 26 264 0 622 CaCl2
X-4 山1段 6.0 48 795 11 765 6 132 401 29 601 240 656 CaCl2
X-105-1H 太2段 6.51 41 467 13 576 1 379 424 25 021 0 1 067 CaCl2
X-101-6H 太2段 6.57 43 508 12 377 3 883 362 26 264 0 622 CaCl2

2.2　地层水赋存特征

对于地层水的赋存状态，前人已形成了一定认识[4,7]，致密砂岩储层内地层水主要包括3类：①束缚水：包含非连通死孔内的地层水以及黏土矿物或小孔内无法流动的地层水；②毛管水：受毛管力影响，成藏过程中驱替不完全的地层水；③可动水：在重力作用下可自由移动或气藏压裂生产过程中易产出的水，含有可动水表示气藏充注较差，连通的大孔部分也未被充注。
薄片镜下观察研究区主要发育残余粒间孔、溶蚀粒间孔、溶蚀颗粒孔、晶间孔等多种孔隙类型及其组合，不同孔隙由于形成、保存条件差异，其孔喉、孔隙空间存在明显不同，一般残余粒间孔、溶蚀粒间孔孔喉较大，连通性较好，溶蚀颗粒孔、晶间孔连通性相对较差（图2）。
图2 临兴地区致密砂岩储层孔隙类型

Fig.2 Pore type of tight sandstone reservoir in Linxing area

不同类型孔隙发育，喉道大小差异明显，孔隙类型组合及结构差异对地层水赋存有明显控制作用，束缚水饱和度实验显示，粒间孔、溶蚀粒间孔发育的储层束缚水饱和度明显较低（图3）。从核磁T 2谱上也可以明显看出，粒间孔+溶蚀孔组合大孔喉发育且连通性更好（图4）。
图3 临兴地区束缚水饱和度—孔隙度关系

Fig.3 The relationship between irreducible water saturation-porosity in Linxing area

图4 临兴地区不同类型孔隙组合核磁共振T 2谱分布特征

Fig.4 T 2 distribution of NMR for different pore type in Linxing area

2.3　气水分布规律

2.3.1　微观气水分布特征

测井上通过三水饱和度模型和束缚水饱和度模型对地层水赋存状态进行分析，显示含煤地层内的本溪组—山西组储层可动水饱和度明显较低，一般小于4%，远源的石千峰组—上石盒子组储层可动水含量明显升高，平均值可高达10%以上（图5）。
图5 临兴地区不同地层束缚水、可动水变化趋势

Fig.5 Irreducible water and movable water of different stratum in Linxing area

平面上显示源内成藏的太2段储层高可动水区域分布范围小，主要位于研究区东南部临近紫金山隆起区，远源的盒4段储层高可动水区域范围扩大，区块东部也存在大量高值区（图6）。整体上可动水饱和度呈现“东高西低，环紫金山高、构造平缓区低”的特征。同时基于沉积相对砂体分选、储层孔隙类型影响，储层孔隙结构对地层水赋存形式的影响这一认识，开展了小层砂体含水饱和度的预测，预测结果显示位于河道中间高能水动力条件下沉积的粗粒相砂体一般厚度大、束缚水饱和度相对较低，靠近河道侧缘水动力较弱时沉积砂体粒度相对较细，泥质含量升高，束缚水饱和度较高（图7）。
图6 临兴地区太2段（a）、盒4段（b）储层可动水饱和度等值线

Fig.6 Isoline map of movable water saturation of Tai 2 (a) and He 4 (b) reservoirs in Linxing area

图7 临兴先导试验区盒8段第2小层沉积相及砂体束缚水饱和度等值线

Fig.7 Sedimentary & irreducible water saturation isoline for the 2nd sand of He8 section in Linxing pilot test area

2.3.2　宏观气水分布特征

宏观上气水层的分布与可动水饱和度的分布规律具有一致性，上部地层气水同层、含气水层、水层等“富水性”储层增多，区块平面上呈现自西向东、自构造平缓区至紫金山隆起区逐渐增多的趋势（图8，图9）气层。实际探井试气结果也与气水分布趋势一致，整体显示东部地层试气测试产水量要高于西部、上部地层压裂返排率一般高于下部地层的特征。紫金山隆起区地层埋深浅，断裂发育，气藏保存条件差，“富水性”储层较多，向斜带地层埋深迅速增大，且发育断层多为逆断层，封堵性较好，地下水无法侧向沿致密地层补给至构造平缓区，向斜带附近探井试气测试地层水化学特征与构造平缓区基本一致，显示为滞留环境。
图8 临兴地区东西向气藏剖面

Fig.8 East-west gas reservoir profile in Linxing area

图9 临兴地区南北向气藏剖面

Fig.9 South-north gas reservoir profile in Linxing area

3 气水分布规律控制因素

3.1　生烃强度

研究区致密砂岩气藏的源岩为下部本溪组—山西组含煤地层，垂向上远源、近源、源内储层可动水饱和度的差异与距离烃源岩远近有明显关系，但平面上生烃强度的分布[6]与宏观、微观气水分布特征并不一致，特别是远源储层，因此对于研究区这种垂向上较大范围内多套成藏的致密砂岩气田来说，其平面气水分布规律可能并不仅受生烃强度控制。

3.2　输导体系

源内储层成藏输导体系主要依靠小型裂缝，远源储层成藏离不开断裂的沟通，研究区目的层沉积后受印支、燕山、喜马拉雅期3期构造影响，其中燕山期构造应力场在研究区影响较大，奠定了研究区的主要构造格架，包括紫金山火成岩侵入、大型断裂均形成于该期。
该期构造应力场主应力方向为NNW—SSE向，受紫金山“阻挡”作用，应力方向有一定的左扭特征，导致区块北部东西两侧断裂有明显差异，其中西侧断裂相对发育，且方向一致，基本为南北走向，东侧断裂数量少、规模小，输导作用明显弱于西侧，导致区块西部远源的上石盒子组储层成藏性好，东部成藏性差（图6，图8）。

3.3　构造幅度

致密砂岩储层渗透性差，水动力弱，气水分异主要受水浮力及储层孔隙毛管力影响[8]，
P 毛 细 管 力 = P 浮 力  
P 浮 力 = ∆ ρ g h = ( ρ w -    ρ g ) g h
P 毛 细 管 力 = 2 σ g w ∙ C O S θ g w r
式中：ρ w为地层条件下水密度，kg/m3；ρ g为地层条件下气密度，kg/m3；g为重力加速度，9.8 m2/s；σ gw为气藏条件下气水表面界面张力，10-3 N/m；θ gw为气水润湿接触角，°。
根据实验数据，推导得出苏里格气田储层孔喉半径与气水分异的临界气柱高度关系为：
r×H=1.6×10-5 m2
式中：r为储层孔喉半径，m；H为气柱连续高度，m。
统计临兴地区致密砂岩储层孔喉中值半径大于1 μm的大约占16%（图10），主要位于粒间孔、溶蚀粒间孔发育的上部远源储层内，其气水分异约需要气柱高度16 m。邻区苏里格气田盒8段、山1段有效砂体宽度一般为100~300 m，长度可达200~1 500 m[9,10,11]。研究区构造平缓区地层倾角相对较小，河道砂体宽度一般为500~1 500 m，有效砂体展布范围与苏里格气田类似，据此估算地层倾角1°方向连续1 500 m的优质砂体（孔喉中值半径位于1 μm）即可产生气水分异，若地层倾角达到1.5°，则800 m宽度的此类砂体便可产生气水分异，2°时仅需要500 m宽度砂体。在研究区北部构造平缓区存在数个低幅背向斜组合，在翼部转化带发育1.5°、2°倾角的地层区域，这些区域远源储层具有潜在的气水分异可能。
图10 临兴地区储层孔喉中值半径频率分布

Fig.10 Distribution of median radius frequency of reservoir pore throat in Linxing area

3.4　储层非均质性

储层非均质性影响孔隙结构，导致同样条件下气体充注难度存在差异，进而导致孔隙内地层水的赋存状态，其外在表现即为储层含水性差异[12,13]。从该区太原组连井剖面也可以发现潮汐水道砂体储层物性好于一般砂坪，易充注成藏，靠近潮道边缘储层物性变差，含水饱和度逐渐升高，甚至不发育气层（图11），试气结果与地层含气、含水性一致，潮汐水道内气井产量较高且气水比较低（S-103井、S-4井），潮道边缘、砂坪内试气测试产量低（S-101-3D井、S-102-1D井），气水比较高。
图11 临兴先导实验区太2段气藏剖面与测试结果

Fig.11 Reservoir profile and test results of Tai 2 section in Linxing pilot test area

4 结论与建议

（1）鄂尔多斯盆地东部临兴地区致密砂岩储层地层水化学特征显示为滞留状态，紫金山隆起对构造平缓区成藏未产生大规模破坏。
（2）地层水的赋存形式受孔隙类型组合及其结构影响明显，残余粒间孔、溶蚀粒间孔孔喉较大，连通性较好，未充注条件下含有大量可动自由水，溶蚀颗粒孔、晶间孔连通性相对较差，多以毛管水、束缚水为主。
（3）受生烃条件、输导体系、构造、储层非均质性影响，研究区气水分布呈现垂向上分层、平面上分带的特征，上石盒子组地层以浅含水性逐渐增加，自西向东、自构造平缓区到紫金山隆起区含水性逐渐增加，研究区气水分布特征是在生烃强度、沉积特征、构造综合影响下，储层非均质性及充注条件差异性的外在表现。

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