神木气田二叠系气藏有利区预测

周 拓，周兆华，谷江瑞，郝玉鸿，王建一

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266555； 2.中国石油勘探开发研究院 廊坊分院，河北 廊坊065007； 3.中国石油长庆油田分公司 第二采气厂，陕西 榆林 719000； 4.长江大学 地球科学学院，湖北 武汉430100）

0 引言

神木气田地处陕西省榆林市榆阳区及神木县境内，西接榆林气田，北与大牛地气田相邻，南抵子洲、米脂气田，区域构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部；其勘探始于20世纪90年代初期，在上古生界二叠系太原组、山西组、石盒子组等层系钻遇含气层，探明储量近千亿立方米，占鄂尔多斯致密气探明储量3×1012m3的3.13%[1］.在“十一五”期间，神木区块北部的大牛地气田塔巴庙区块在上古生界太原组和山西一段滚动勘探取得良好成效，在山西组二段钻遇气层成为新的接替层系[2］.在储层研究方面，兰朝利、沈玉林等研究太原组沉积特征及其控制因素[3-5］，提出太原组以潮控三角洲与碳酸盐岩潮坪沉积，并提供丰富的岩心分析资料.神木气田储层受沉积和成岩作用影响，以低孔、致密为特征，非均质性强.该区试气试采产能较低：太原组试气井16口，试气无阻流量最高为8.5×104m3／d，平均为3.2×104m3／d，极少试采井以1.5×104m3／d流量稳产[6-7］.

神木气田储层物性较差、产能较低，经济评价效益低，开发动用难度大.开发效果差主要是不清楚主力层系，对砂体展布的认识不足，笼统的以一个大层进行研究，加上评价井少，产生一些消极因素；因此，有必要对该区主要目的层段进行细分层系研究，明确砂岩储层纵向发育的主力层系和储层平面上发育的有利区带，优选开发有利区，指导气田产能建设部署.在所预测的有利区块见到高产气井，展示神木气田良好的开发前景，也为鄂尔多斯盆地太原组、山西组致密砂岩储层的开发提供良好借鉴.

1 地层细分层系

根据鄂尔多斯盆地（见图1）周边露头和井下岩石地层特征研究成果[7-9］，按照“等时对比、分级控制”原则，以标志层为依据，以岩性组合及能反映沉积旋回变化的电性特征为基础，对上古生界太原组和山西组进行细分层系、分层研究.

1.1 标志层

该区煤层发育，分布稳定，是良好的标志层.煤是在特殊的沉积环境中形成的，需要构造的沉降、繁盛的植被、合适的古地理和古气候条件；煤层的展布受控于聚煤环境，具有一定的规模性，可以作为该区地层划分与对比标志.该区灰岩也在局部区域发育，灰岩及其相变的泥质岩类和典型的砂泥岩组合也可以作为该区地层划分对比的辅助标志层.

1.1.1 9＃煤层

在榆林—神木地区，分布于本溪组顶部的9＃煤层厚度稳定，一般为6～12m，煤层结构与组分简单，具有大幅度的低自然伽马、低密度、高电阻、高声波时差组合特征，在测井组合图上极易识别；其顶界为太原组和本溪组的界面（见图2）.

1.1.2 灰岩层

该区域上太原组发育4套灰岩，即庙沟灰岩、毛儿沟灰岩、斜道灰岩和东大窑灰岩，是海侵期产物.灰岩具有低自然伽马、低声波时差、高密度特征，当灰岩相变为砂泥岩时，自然伽马与声波时差值相应增大.庙沟灰岩和毛儿沟灰岩是太2段发育的2套灰岩，庙沟灰岩是8＃煤层的顶板，发育于工区以南，在该区相变为砂、泥岩；毛儿沟灰岩在工区内分布相对广泛，多口井钻遇，一般呈煤—灰—煤组合，毛儿沟灰岩顶可以作为太1与太2段的分界标志层（见图2）.

图1 神木气田位置示意Fig.1 Location of the Shenmu gas field

斜道灰岩和东大窑灰岩是太1段发育的2套深灰色泥灰岩，具有低自然伽马、特低声波时差、高密度组合特征，在测井组合图中能够很好识别和确认.东大窑灰岩在工区南部发育，以顶面及其相变的泥岩为标志识别太原组顶界；其上一般上覆分布稳定、厚度为0.5～2.0m的薄煤层，即5＃下煤层，是山西组底界标志.

1.1.3 8＃、7＃和6＃煤层

8＃、7＃和6＃煤层是近海泥炭沼泽环境的产物，层位相对稳定，但成分复杂，测井响应随泥质含量的增加而变化.大部分井6＃、7＃和8＃薄煤层含有泥质，常表现为高伽马、低密度、高声波时差组合特征，是太原组内部容易识别的较好标志层，但发育不稳定.

1.1.4 5＃下煤层及1＃～5＃号煤层组

1＃～5＃煤层及其间的暗色砂页岩是废弃河道、泛滥平原或分流间湾等多种环境沼泽化的产物.煤层在测井曲线上容易识别，但煤层的厚度变化大，层数不稳定，一般为2～4层，横向精确对比困难.这套特殊的岩性组合在各井均能稳定出现.该区将1＃～5＃煤层组划归山2段，其上铁磨沟砂岩或钙质页岩划为山1段，其内部偶尔出现1～2层薄煤层.其中，山1段煤层数量减少和山2段煤层数量增多是该区岩性标志层一大特征.

5＃煤层与5＃下煤层可以作为山2段山23小层顶底界的标志层（见图2）.工区内5＃煤层分布极其广泛，除西部陕203、陕205、陕142井5＃煤层不发育外，其他井钻遇，5＃煤层厚度一般为4.0～8.0m（见图3）.另外，全区各井钻遇5＃下煤层，厚度一般为0.5～2.0m（见图4）.

1.1.5 骆驼脖子砂岩与山西组顶部杂色泥岩

盒8段底部的厚砂层为浅灰色含砾粗砂岩、中粗砂岩，颜色较下部砂岩浅，常为灰白、灰绿色，可以进一步划分为多个砂泥岩间互的沉积旋回，与下伏泥岩（山西组顶部的杂色泥岩）突变接触.测井响应特征表现为低伽马、SP负异常，GR曲线形态为钟—箱形.全区分布较稳定，但部分井山1段上部砂岩发育，界限较难区分.

图2 Y24井典型标志层示意Fig.2 Typical signs layer map of well Y24

图3 5＃煤层厚度统计直方图Fig.3 Statistical histogram of Corl 5＃thickness

图4 5＃下煤层厚度统计直方图Fig.4 Statistical histogram of Corl 5D＃thickness

1.2 小层划分及主力层

根据地层划分与标志层特征，将太原组划分为太1段和太2段，山2段细分为山21、山22、山23小层，山1段细分为山11、山12、山13小层.

本溪组底部的铝土质泥岩横向分布稳定、岩性致密，作为上古生界含气层系的区域性底板；上石盒子组泥质岩类发育，且普遍存在泥岩高压，阻止天然气向上运移，是良好的区域性盖层.太原组、山2和山1段砂体呈近南北走向，主砂体两侧砂岩致密变薄或尖灭相变为泥质沉积，形成气藏的侧向岩性遮挡；在太原组、山2段、山1段和盒8段储层之间分布砂质泥岩、纯泥岩，封盖能力较强，构成各气藏的直接盖层.本溪组9＃煤层、山23小层、太1段煤层及烃源岩发育，是工区内重要的气源，其上下紧邻的山22小层和太2段为最有利储气层位.次要含气层位包括山12、山13、山21小层.“生、储、盖”的最佳配置组合共同形成研究区太原组和山西组岩性圈闭气藏.

2 沉积微相及有效砂体展布

2.1 沉积相与沉积微相

大牛地气田位于神木气田北部，储层极为相似，王付斌等对太原组进行分析[10］.根据大牛地120口勘探井、开发准备井及部分开发井测井资料，对该区内太原组全部取心井的岩心进行观察与描述；再结合区域研究成果，提出该区石炭系本溪组发育无障壁海岸沉积环境.太原组主要发育障壁海岸沉积环境，后期局部地区发育辫状河三角洲平原沉积环境.大牛地气田的障壁海岸沉积体系主要发育于太原组太1段、太2段，发育潮坪相沉积环境，微相主要包括障壁砂坝、泥坪、沼泽等.大牛地气田的三角洲沉积体系主要发育于山西组沉积环境，主要沉积微相为分流河道、分流间湾等，决口扇及其他微相不发育[10］.

对于神木气田，根据13口井岩心观察描述所发现的相标志和区块内的单井相，结合区域沉积背景，认为太原组为陆表海潮控三角洲相与潮坪相交互沉积.潮控三角洲主要发育三角洲前缘亚相，三角洲前缘亚相的水下分流河道、分流间湾等微相主要见于太2段；三角洲前缘的远砂坝、席状砂、滩坝和前缘泥微相主要见于太1段.潮坪相主要发育潮下带亚相，包括灰坪、灰泥坪等微相，见于太1段.山西组确定为浅水河控三角洲相沉积，仅发育三角洲平原亚相，包括分流河道、分流间洼地和分流沼泽微相.

根据小层砂岩钻遇率与有效砂岩钻遇率结果（见图5），除山23和太1小层砂体钻遇率小于30%以外，其他各层砂体钻遇率大于30%.应用钻遇率评价砂体连续性和连通性的标准：钻遇率大于70%的为大面积连片分布，50%～70%的为宽条带状分布，30%～50%的为窄条带状分布，小于30%的为孤立状分布.工区内山23和太1小层的砂体为孤立状分布，山11小层的砂体为窄条带状分布，山12、山13、山21小层的砂体为宽条带状、网状分布，山22小层和太2段的砂体呈大面积连片分布.

根据实际井点的分层单井相分析资料，结合区域沉积背景，参考地震预测砂体成果，分小层编制工区沉积微相平面展布图.

图5 各小层砂岩和有效砂岩钻遇率统计结果Fig.5 Drill encounter rate statistical bar chart of sandstone and effective

2.2 太原组沉积微相展布特征

太原组从太2段到太1段，海水总体向北推进，砂体发育受到抑制.太2段为潮控三角洲前缘沉积，水下分流河道较发育，仅台5～双15井、双19井、台2～双49井未钻遇太2砂体.在工区东北部发育灰泥坪，为潮间带沉积.太1段发育三角洲前缘远端、前三角洲及潮坪沉积，以灰泥坪、前缘泥为主，水下分流河道不发育；在工区东北部发育2条水下分流河道的末端及河口坝、远砂坝、席状砂沉积.在双15～双37井区、双56井区、双49井区可见滩坝沉积，工区南部为灰坪、潮下带微相沉积.

2.3 山西组沉积微相展布特征

山2段和山1段自下而上为一水进过程，河流能量变弱，河道宽度变窄，分流间洼地和沼泽发育.山23沉积时期工区内以分流间洼地和沼泽为主，5＃煤层和5＃下煤层分布稳定，分流河道不发育，仅在工区西部陕203井见厚层分流河道砂体.区块向南到子洲气田的山23段沉积相属于三角洲前缘，水下分流河道发育，储层连通性差[11］.山22沉积时期分流河道较发育，横向连片展布，台5～台7～双30～双7～双28～台2井一带河道不发育，为分流间洼地、沼泽沉积（见图6）.山21时期发育2条近南北向宽条带状展布的分流河道，东部双36～双4～双35～双54～双29井一带为主分流河道带.在山13和山12沉积时期分流河道较发育，呈宽条带状、网状近南北向展布.到山11时期，工区内发育2条主河道带，但分流河道明显变窄，呈窄条带状南北向展布.

图6 神木气田山22小层沉积微相平面Fig.6 Sedimentary microfacies plan for the Shan 22formation in Shenmu gasfield

神木气田砂体分布受北部物源控制，呈南北向条带状、网状展布，厚度为8.9～67.1m，平均为31.6 m；双4～双57～榆24～双56～双53一带厚度明显大于其他井区，为主分流河道带，砂体沉积最厚处为双4井区，厚度为67.1m.

根据储层对比结果，砂体以孤立式、多层式和多边多层式为主，总体具有“纵向多层叠置、平面复合连片”的特征.

2.4 有效砂体展布

根据有效砂体钻遇率统计结果（见图5），山11、山12、山13、山21、山22、山23小层的有效砂体钻遇率分别为21.3%、42.6%、29.8%、42.6%、53.2%和2.1%，太1段和太2段的有效砂体钻遇率分别为12.8%和61.7%.山22小层、太2段的有效砂体钻遇率相对较大（钻遇率＞50%），山11、山13、山23小层和太1段的有效砂体钻遇率小于30%，呈孤立状.太2段、山12和山22小层可以作为主力层考虑，是进一步研究的重点层位.

有效砂体平面分布特征研究表明，神木气田储层条件复杂，不是所有的连片砂岩都可以形成有效储层，有效储层仅为砂岩中的粗岩相段，有效砂体在平面上呈孤立状或条带状分布，反映纵向上该区有效砂体分布的不均一性.神木气田物性变化的总体规律是粗砂岩相的物性明显好于中、细砂岩相的，高孔渗段主要分布在粒度粗的分流河道下部，而河道上部粒度较细，孔渗相对较低.统计研究区各小层的物性非均质表征参数，反映该区储层非均质性强，但各小层有一定的差别.综合考虑级差、突进系数和变异系数，山西组中山21小层的非均质性最强，山12小层的非均质性相对较弱；太原组中太1段的非均质性强于太2段的.

3 储层发育主控因素

砂岩储层的储集性能主要受控于构造因素、沉积环境、岩石组成、沉积埋藏史、在埋藏过程中的成岩作用及烃类充注等因素.对于神木气田上古气藏山西组和太原组砂岩储层，由于区块范围小，目的层段在平面和垂向上的分布范围有限，内部地质背景和成岩环境基本上一致，所以由平面上成岩趋势和垂向上成岩阶段的变化而引起的成岩差异较小.另外，神木气田地层平缓，构造简单，裂缝不太发育，对改善砂岩的储渗性能的影响作用小，属于孔隙性储层.

尽管成岩作用直接决定储层内部储集空间特征和储集性能，对储层物性的演化起关键性作用；但是根据成岩作用背景，沉积是主宰成岩作用的物质基础，沉积微相对成岩作用的影响在储层描述中显得尤为重要，成为控制岩石物性主要因素.由于沉积环境的不同水动力条件导致岩石类型、粒度、分选和磨圆的不同，进而导致成岩作用差异，最终表现在储层的物性差异上.沉积作用控制储集岩体的发育和分布，并影响储层的基本形态和所经历的成岩作用类型和强度，是控制储层发育的主导因素.一方面，有效储层是砂岩沉积中的粗岩相，高能水道是最主要的粗岩相沉积场所；另一方面，由动、静态资料反映粗岩相的规模越大，单井产量越大，说明该区储层的主要控制因素是沉积作用.

4 有利区带预测

岩性气藏含气富集区的核心问题是储层，包括储层分布及储层质量.在细分层系、明确气田主力层位的基础上，分析工区发育的沉积微相类型，开展沉积砂体空间展布特征研究，认识储层分布特征及其发育主控因素，为研究气田开发方案优选富集区块奠定基础.

4.1 分类标准

研究神木气田太原组和山西组气藏的静态、动态特征，综合考虑沉积特征、储层发育程度、试气无阻流量等因素，以太原组、山2段和山1段为3个单元，先进行单元内有利区分类，主要依据是：（1）有利区应处于有利沉积相带中（为叠加型分流河道、分流河道）；（2）山1段、太原组Ⅰ类有利区有效厚度大于7m，Ⅱ类有利区有效厚度大于5m；（3）山2段Ⅱ类有利区有效厚度大于4m，Ⅰ类有利区有效厚度大于6m；（4）试气无阻流量大于2×104m3／d.

先采用单元优选，预测气田开发有利区.太原组气藏优选2个Ⅰ类有利区块，包括双3-双14井区及双30-榆24井区.其中，Ⅰ类有利区块双3-双14井区井控程度最高，新钻开发井双7-14试气无阻流量达到12.7×104m3／d，展示该区良好的开发潜力.山2段优选3个Ⅰ类有利区块，分别为双14井区、双3～双19井区和双57～双84井区.

山1段优选Ⅰ类有利区块3块，分别为双7-14井区、双57井区、双19井区.其中，双7-14井区双19井以15.6m的有效厚度、9.5×104m3／d的试气无阻流量展示该井区具有良好的开发潜力.

4.2 推荐有利区

在分层段进行有利区优选的基础上，将山1段、山2段和太原组进行叠合并分类.分类原则为3个层段中任何一层为Ⅰ类有利区，则确定为叠合Ⅰ类有利区；3个层位任何一层有Ⅱ类有利区，则确定为叠合Ⅱ类有利区；其余部分为叠合Ⅲ类有利区.其中，叠合Ⅰ类有利区块面积为300km2，天然气地质储量为420×108m3，储量丰度为1.35×108m3／km2.主要分布在双3-双14井区、双19井区、双57～双84井区、双7-14井区.叠合Ⅱ类有利区块主要分布在一类区外围，面积为340km2，天然气地质储量为360×108m3.叠合Ⅰ＋Ⅱ类有利区面积合计为650km2，天然气地质储量为770×108m3.

4.3 实施效果

在优选的有利区中，2011年和2012年新建41口井，无阻流量超过20万m3的有5口井，10～20万m3的有10口，4～10万m3的有17口，小于4万m3的有7口井，套用苏里格气田产能分类标准，Ⅰ＋Ⅱ类井共有32口，占统计井数的78%，展示良好的开发效果.

4.4 太原组气藏

神木气田属于典型的致密砂岩气藏[12-13］.太原组气藏北部的大牛地气田、再向北到苏里格气田的东北部（边部），都可见太原组工业气井，展示鄂尔多斯盆地太原组气藏良好的发展前景.

5 结论

（1）以五套典型标志层为依据，结合岩性组合及反映沉积旋回变化的电性特征，将太原组划分为太1段和太2段，山2段细分为山21、山22、山23小层，山1段细分为山11、山12、山13小层.山22小层和太2段为最有利储气层位，次要储气层位包括山12、山13、山21小层.

（2）太原组为陆表海潮控三角洲相与潮坪相交互沉积.山西组为浅水河控三角洲相沉积.有利沉积微相为水下分流河道微相和分流河道微相.山西组、太原组构造平缓，裂缝不发育，沉积作用是控制储层发育的主导因素.

（3）山22小层、太2段的有效砂体钻遇率大于50%，连片展布；山11、山13、山23小层和太1段的有效砂体钻遇率小于30%，呈孤立状.太2段、山12和山22小层是本区主力层，是进一步研究的重点层位.

（4）综合考虑沉积特征和储层发育程度等特征，结合试气评价成果，以太原组、山2段和山1段为3个单元，进行有利开发区块的优选.太原组气藏优选Ⅰ类有利区块2块，山2段优选Ⅰ类有利区块3块，山1段优选Ⅰ类有利区块3块，并推荐开发有利区块.

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