苏里格西北部苏×井区气藏主控因素浅析

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　　摘 要：针对苏×井区气井出现出水、严重影响气井产量的现状，从烃源岩生气强度、微构造、储层物性参数等方面分析该井区影响气藏分布的主要因素，生烃强度决定天然气二次运移聚集处的天然气富集程度；构造决定天然气二次运移的方向；储层物性中的孔隙喉道半径、孔隙半径是影响气水分布的最主要因素。
　　关键词：苏里格气田；气藏主控因素；孔隙喉道半径；孔隙半径
　　苏里格气田苏×井区位于鄂尔多斯盆地西侧，该井区稳产时间较长，随着开发的深入，越来越多的气井出现出水的现象，严重影响气井产量，研究气藏主控因素成为该井区亟待解决的问题。
　　1 产水井分布及产水类型
　　对本区域1000多口投产气统计分析，结合现场实际生产结果，认為产水较多井主要分布于区域的北部和南部，中部出水较少，且出水差异井界限明显。
　　对气井产出水化验分析，结果显示总矿化度均大于10000mg/L，为地层水，水型CaC12。
　　2 主控因素分析
　　2.1 生烃强度
　　据前人研究成果，烃源岩生气强度大于20×108m3/km2（卢双舫，2002）能够形成大气田。本井区上古生界烃源岩供气良好，总体生气强度均大于20×108m3/km2，处于20-60×108m3/km2之间，整体趋势为中部烃源岩生气强度高，南部、北部生气强度相对低。考虑天然气进入砂岩后的二次运移，结合本井区中部生产效果较好、南北部气井出水的现状，且出水差异井界限明显，分析认为烃源岩的生烃强度与气水分布相关性不大，生烃强度只决定天然气二次运移聚集处的天然气富集程度。
　　2.2 微构造因素
　　该井区构造总体上是一北东南西向倾斜的平缓单斜构造，局部鼻状构造发育，由于产水较多井主要分布于区域的北部（构造高部位）和南部（构造低部位），中部出水较少，且出水差异井界限明显，表明构造只决定天然气二次运移的方向，不决定气水分布范围。
　　2.3 储层物性
　　通过出水较多与较少区域物性对比发现，出水较多区域有效气层平均孔隙度、渗透率、含气饱和度、电阻率均较小，分析认为含气饱和度明显较低是出液量较大的重要原因。
　　经对严重出水井测井曲线分析来看，部分动用层位当储层厚度达到该井的临界气柱高度时均表现为低电阻率、低含气饱和度的特征，与计算结果相符。
　　本区域构造平缓，倾角较小，砂体中的气体很难利用浮力克服毛细管阻力沿构造侧向运移。该井区一般储层厚度2-30m不等，纵向上，达到临界气柱高度后，砂体层内发生气水分异；砂体相互叠置的区域，气体则运移到高部位砂体；最终表现为气体平面上短距离的侧向运移、纵向上向上运移，并在临界气柱高度较大区域聚集。
　　综上所述，该井区生烃强度均较大，决定天然气二次运移聚集处的天然气富集程度；构造较为平缓，决定天然气二次运移的方向；储层物性中的孔隙喉道半径、孔隙半径是影响气水分布的最主要因素。
　　参考文献：
　　[1]马新华.鄂尔多斯盆地上古生界深盆气特点与成藏机理探讨[J].石油与天然气地质，2005，26（2）：231-236.
　　[2]闵琪，付金华，席胜利，等.鄂尔多斯盆地上古生界天然气运移聚集特征[J].石油勘探与开发，2000，27（4）：26-29.
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