鄂尔多斯盆地B192井中生界天然气形成条件探讨

杨亚娟 张 艳 丁雪峰 张才利

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；2.长庆油田分公司勘探开发研究院，西安710018）

鄂尔多斯盆地B192井中生界天然气形成条件探讨

杨亚娟1，2张 艳1，2丁雪峰1，2张才利1，2

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；2.长庆油田分公司勘探开发研究院，西安710018）

鄂尔多斯盆地白豹地区B192井在中生界延长组长63层试油时获天然气约3万m3。通过对天然气成分分析，认为存在少量气顶气，同时生产过程中有大量溶解气游离析出增加了气量。根据烃类碳同位素值，判定天然气成因类型属于原油伴生气。B192井油气藏类型属于岩性油气藏，认为试油过程中大量天然气出现的原因是：生、储及保存条件有利，古今埋深反差大、低地饱压差使溶解气游离形成气顶，生产过程中流压过低则促使大量溶解气游离析出。

鄂尔多斯盆地；中生界；天然气；原油伴生气；溶解气

B192井位于陕西省吴起县白豹镇白豹村桑树湾组，构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡（图1）。该井钻遇地层包括第四系、白垩系、侏罗系、三叠系，目的层为上三叠统延长组长6层，井深2 115m。B192井长63层在试油过程中日产气量超过3万m3，油层中部埋深2 069m，与盆地已发现的气顶气藏（埋深＜1 200m）［1］相比，埋深较深，本文对该天然气的形成作初步探讨。

图1 B192井构造位置图

1 天然气成因类型

经测定，B192井天然气CH4含量82.30%，C2H6含量 9.04%，C3H8含量5.45%，干燥系数0.83，为湿气；CO2含量0.18%，N2含量0.53%。B192井天然气甲烷含量低于盆地中生界典型的气顶气（CH4含量＞85%），又高于典型的溶解气（CH4含量＜80%）。

研究认为B192井天然气存在少量气顶气，同时生产过程中有大量溶解气游离析出增加了气量。B192井天然气烃类碳同位素值δ13C1为-49.96%，δ13C2为-38.91%，δ13C3为-34.34%， 根据天然气成因判识标准中的油型气标准［2-3］-55%＜δ13C1＜-30%，δ13C2＜-28.8%，δ13C3＜-25.5%可以判断 B192 井天然气为油型气。根据沈平等人研究得出的油型气δ13C1-Ro回归关系式［4］：

计算得出B192井天然气生成时的Ro为0.5%，达到了热催化生油气阶段，认为B192井的天然气为原油伴生气。

2 天然气形成条件

B192井天然气为原油伴生气，则油层在开发之前是否有游离气，决定于油藏中液态及气态之间的比例关系。如果在某一比例关系下油层压力不足以使气体全部溶解于油中，也就是说油层压力低于油层饱和压力时，在油层中就建立起决定两相共存的热动力学平衡状态。在此从以下几个方面对天然气形成条件进行探讨。

2.1 源岩条件充足

源岩是油气藏形成的基础。B192井所处的白豹地区位于湖盆中心地区，长7油页岩厚度大，大于20m，主要分布区间20～35m；残余有机碳含量6%～14%，最高可达30%～40%；残留沥青 “A”含量为0.6%～1.2%，平均沥青“A”含量为0.896%；有机质类型为I型或II1型［5］。该地区广泛分布的优质油页岩提供了充足的油气源。

2.2 保存条件有利

天然气比石油更易于运移的特性使其对保存条件的要求更高，B192井区保存条件有利主要表现在两方面：

（1）直接泥岩盖层封盖能力强

天然气在地下以游离相、溶解相和扩散相进行运移。因此，遮挡体必须能封闭住不同相态的天然气，才能有效地阻止天然气的散失，以形成大规模的聚集和保存［6］。B192井产气层段储层厚6.4m，上覆泥岩盖层厚4.2m。

要能封闭住油气，盖层与下伏储集层的排驱压力之差必须大于或等于天然气向上逸散的各种动力之和（浮力、水动力等）。在中、浅层泥岩的排驱压力可高达1～3MPa，远大于储层细砂岩的排驱压力0.012MPa［7］。浮力是天然气向上运移的主要驱动力，假设B192井长63产气层段全部为天然气，气柱高度为全部砂岩层厚度6.4m，则浮力为0.064MPa。至于水动力的影响，由于鄂尔多斯盆地构造平缓，也远小于毛细管力的作用，可以忽略不计。因此，B192井区天然气聚集的一个必要条件是盖层的突破压力（或排驱压力，其数值接近）必须大于或等于下伏储集层中气柱的浮力0.064MPa。也就是说，当盖层突破压力达到或大于0.064MPa，就能构成有效的遮挡。如果气柱的高度降低，下部为油藏时，对盖层的突破压力的要求也会相应降低。可见，B192井区盖层完全满足封盖要求，封盖能力强。

盖层厚度与封闭能力或烃柱高度没有简单的对应关系。盖层可以很薄，厚度小于1m的盖层能够封盖单个油藏。从保存油气的角度，盖层应该存在一个受其他地质条件影响的有效下限，厚度越厚越有利［8］。

蒋有录研究认为在通常情况下，对于某一具有一定烃柱高度的油（气）藏而言，它需要有一定厚度的上覆盖层，保证油气在其下得以聚集和保存。气藏的气柱高度与所需泥岩盖层的最小厚度 （或称临界厚度）之间存在着正相关关系，要封盖一定高度的气柱至少需要大于或等于相应临界厚度的泥岩盖层［8］。假设B192井长63产气层段均含气，气柱高度6.4m，则最小盖层厚度应为3.84m，现盖层厚度为4.2m，而B192井为油藏上的气顶，因此盖层厚度足以达到封盖要求。

（2）地层水反映保存条件有利

水型是反映影响油气运聚与保存条件的重要化学因素。白豹地区长63地层水基本为CaCl2型，仅见有极少数的MgCl2和Na2SO4型水，说明白豹地区长63地层水封闭条件较好。极少数的MgCl2和Na2SO4型水的出现，可能与邻近地表水的入侵或其他因素（如钻井过程中淡水的加入）有关。这种CaCl2型水化学环境反映了储集圈闭良好的保存条件。

白豹地区长63层地层水的矿化度变化较大（17.72～135.108g/L），在B192井区形成一矿化度高值区，一般大于80g/L。鄂尔多斯中部气田［9］、东营凹陷沙河街组［10］、大港油田埕北断阶区［11］的研究与勘探实践证实，矿化度高值区基本上是油气聚集区。因此，认为B192井区矿化度值高使得长63层封闭性好，从原油中游离出的天然气不能逸散出来而聚集形成气顶。

2.3 油层最大古埋深与现今埋深反差大有利于溶解气游离形成气顶

油藏气油比随埋深增加而增大是油层所具有的普遍规律，岩性圈闭油藏则更是如此。这种规律对处于古埋深条件下的油藏也不例外，当构造运动使油藏抬升变浅，油藏没有遭到破坏的前提下，原油藏中的高气油比因油藏变浅，地层压力减小而导致油藏中形成较小的地饱压差。溶解在原油中的天然气将脱出形成气顶气（藏），而使油藏中的饱和压力和地层压力达到一个新的平衡。研究认为，鄂尔多斯盆地中生界油（气）藏形成于中侏罗安定末—早白垩早期［12］。根据陈瑞银等[13]人的研究成果得出B192井长63油层在早白垩纪末的地层剥蚀量为720 m，油层中部古埋深为2 678m，现今油层中部埋深为2 069m，油层古、今埋深反差可达609m。

根据白豹地区延长组油层埋深与气油比关系曲线，可以粗略地估算出B192井长63油层在古埋深时，气油比可达 133m3/t（图 2）。

图2 白豹地区延长组油层气油比与油层埋深关系图

燕山运动晚期，盆地整体抬升，受抬升幅度差异的影响，使盆地成为现今西倾的格局。由于构造运动使盆地内部地层产生褶皱和断裂较小，以岩性圈闭为主的中生界油层，大部分得以保护，白豹地区B192井长63油层在古埋深时，气油比可达130m3/t，现今埋深抬高约600m，气油比约110m3/t，油层平均每吨原油中脱出约20m3天然气。这些天然气是B192井形成气顶气的物质基础。研究表明，B192井区长63层保存条件好，则形成的气顶气不易逸散。

2.4 低地饱压差有利于溶解气游离成气顶

当地层压力低于油藏饱和压力时，则形成带气顶的饱和油藏。但是，由于取样分析的原因，不会出现饱和压力大于地层压力的现象。绝大部分气顶油藏的饱和压力略低于地层压力。因此，天然气形成气顶或纯气藏的必要物理化学条件是地层压力接近于油藏饱和压力，也就是具有低地饱压差。

陈建渝、杨显成等人对济阳坳陷的研究认为，地饱压差越低，天然气就越容易从油藏中分离出来，从而在圈闭中形成气顶气藏，济阳坳陷边界地饱压差值约为 3MPa［7,14］。

鄂尔多斯盆地已发现气顶气的两个中生界油田的地层压力与饱和压力数据（表1）表明，延长组形成气顶气藏时，地饱压差值约为2～3MPa。白豹地区B192井虽未测其饱和压力，但根据邻井计算平均为11.34 MPa，而地层压力为14.134 MPa，地饱压差为2.79 MPa，这种低地饱压差有利于溶解气游离形成气顶气。

2.5 生产过程中流动压力过低促使溶解气游离析出

表1 鄂尔多斯盆地中生界延长组油田压力数据表

油井生产过程中，流动压力高于饱和压力时，井底的原油不会脱气，气油比低，产量高；流动压力低于饱和压力时，原油中的溶解气分离出来，气油比增高，原油黏度增大，产量下降。

B192井饱和压力约为11.34 MPa，试油过程中井底流压为4.079 MPa，则在生产过程中有一部分溶解气从原油中脱出，增加了气量。

根据低渗透油藏的开发经验，采油井合理流压应不低于饱和压力的2/3，最低流动压力为饱和压力的50%，否则会引起油井脱气半径扩大，降低油层的渗流能力。B192井合理流压应不低于7.56MPa， 最 低 流 压 为5.67MPa， 现 流 压 为4.079MPa，流压过低，导致生产压差过大，油层大量溶解气游离析出。

3 结 论

综合上述研究，认为B192井天然气为原油伴生气，油源条件充足，保存条件有利，油层最大古埋深与现今埋深反差大、低地饱压差有利于溶解气游离成气顶，同时，油井生产过程中，流动压力过低促使大量溶解气游离析出。

鄂尔多斯盆地中生界地层原油伴生气资源丰富，在对油井开发生产过程中，注重对原油伴生气的回收和利用，加强了环境保护，提高了油井开发的综合效益。

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Discussion on Forming Condition of B192 Well in the Mesozoic Erathem of Ordos Basin

YANG Yajuan1,2ZHANG Yan1,2DING Xuefeng1,2ZHANG Caili1,2
(1.NationalEngineeringLaboratoryforLow-permeabilityPetroleumExplorationandDevelopment，Xi’an 710018；2.Research Institute of Exploration and Development,Changqing Oilfield Company，Petrochina，Xi’an 710018)

The Chang63of the Yanchang Formation in B192 gained more than 3×104m3gas in the process of testing for oil,the Mesozoic Erathern of Ordos Basin.According to composition analysis of B192 natural gas,the conclusion is developed that a few gas cap gas being,and abundant dissolved gas dissociation increasing tolerance in the process of testing for oil.Carbonate isotope of CH4indicated that the natural gas origin is crude oil associated gas.The type of B192 hydrocarbon reservoir is lithology one.The causes of abundant gas in the process of testing for oil are considered that cruding,storing,and keeping is very favorableness,the great difference of oil bed embedding depth between the Cretaceous period and nowadays,and the small pressure difference between formation pressure and oil reservoir saturated pressure can urge dissolved gas dissociated and formed gas cap gas,the very low floating pressure can also urge dissolved gas dissociated in the process of testing for oil.

Ordos Basin；the Mesozoic Erathem；natural gas；crude oil associated gas；dissolved gas

TE122

A

1673-1980（2012）01-0044-04

2011-07-31

杨亚娟（1974-），女，工程师，研究方向为石油地质。