鄂尔多斯盆地神木气田二叠系太原组天然气成藏条件

蒙晓灵，张宏波，冯强汉，张保国，王彩丽，王准备

(1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安710018;2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018;3.中国石油川庆钻探工程有限公司科技信息处，四川成都610051)

神木气田区域构造隶属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，是继榆林、子洲和大牛地等气田之后发现的又一上古生界大型气田，截止目前已提交探明地质储量934.99 ×108m3，技术可采储量为474.62 ×108m3。气田西接榆林气田、南抵子洲、米脂气田(图1)。下二叠统太原组是该气田主力含气层段之一。

图1 神木气田构造位置示意图Fig.1 Sketch map showing structural location of Shenmu gas field

表1 相邻气田成藏条件对比Table 1 Comparison of gas accumulation conditions with the adjacent gas fields

1996—1997年陕210 井对太原组试气获无阻流量2.696 9 ×104m3/d;2003—2006年随着双3井和双14 井太原组试气分获2.544 ×104m3/d 和5.726 9×104m3/d，从而拉开了神木气田大规模勘探的序幕;截至目前，神木气田已有各级别地质储量千亿方，具有良好的开发潜力，是长庆气区产能稳产接替的重要后备区块。气田太原组气藏的成藏条件与相邻气田存在差异(表1)。

前人关于该气田及周边储层基础地质研究成果较多［1-3］，主要涉及沉积演化特征［4-5］、沉积模式研究［6］及储层特征描述等方面［7-16］，而针对太原组天然气成藏条件的研究较少涉及。文中就太原组成藏条件给予了分析，认为神木气田太原组具有优良的烃源条件和较好的储盖组合，具备形成大型气田的基础条件。

1 生烃条件

盆地上古生界烃原岩总体具有广覆式生烃、大面积供气的特点。气源对比认为［3］，盆地上古生界储层中气源主要来自于煤和泥岩的煤系气。神木气田地处鄂尔多斯盆地东部生烃中心，本溪组、太原组和山西组均不同程度发育煤层，单层厚度一般8～10 m，分布广泛，自北而南厚度增加。煤岩和暗色泥岩以腐殖型干酪根为主，具有较高的生烃能力，有机质成熟度高(Ro＞1.8%)。煤岩有机碳含量高达62.9%，泥岩有机碳含量为2.09%～2.33%。研究表明:气田大量生气时间为晚侏罗世—早白垩世，生烃强度为28 × 108～35 ×108m3/km2，累积排烃强度为24 × 108～30 ×108m3/km2，具备形成大型气田的生烃条件。

2 储集岩特征

神木气田太原组发育陆表海潮控三角洲相和碳酸盐岩滨岸相，由于受到北东向物源和沉积作用控制，储集层岩性既有粗粒石英砂岩，又有岩屑砂岩，物性总体上呈现低孔、低-特低渗特征。

2.1 孔隙类型

通过对神木气田太原组358 块砂岩铸体薄片的统计，孔隙类型主要有粒间孔、粒间溶孔、岩屑溶孔和晶间孔等。岩屑溶孔是主要孔隙类型，在孔隙类型的分布频率中可占66.7%，其次为杂基溶孔，分布频率为14.5%，粒间溶孔为3.7%，晶间孔可占2.8%。此外，还有少量长石溶孔、沸石溶孔、微裂隙及可见微孔隙，粒间孔所占的比例很少(1.9%)，对面孔率的贡献不大。

2.2 孔隙结构特征

神木气田太原组有效砂岩储层排驱压力一般为0.1～0.9 MPa，喉道中值半径为0.1～0.5 μm;最大进汞饱和度一般为64%～85%，平均78.1%，退汞饱和度主要为33%～52%，平均44%。

储集岩性主要为岩屑石英砂岩、石英砂岩和岩屑砂岩，不同类型的岩性压汞曲线形态有着显著的差别(图2)。石英砂岩发育粒间孔和粒间溶孔，毛管压力曲线具宽缓平台，喉道发育，渗透性好，排驱压力大部分小于0.5 MPa(图2a);岩屑石英砂岩以岩屑溶孔为主，喉道发育程度较石英砂岩差，压汞曲线斜度增大，排驱压力1 MPa 左右(图2b);岩屑砂岩以岩屑溶孔为主，压汞曲线斜度大，无明显的曲线平台(图2c)。

2.3 物性特征

该区储层受沉积和成岩作用双重控制，物性呈低孔、低-特低渗特征。沉积作用决定了储层的岩石组构和原生孔隙发育状况，成岩作用对孔隙进行着建设性和破坏性双重改造。大量分析样品表明:该区砂岩储层孔隙度主要分布在4%～12%，平均为7.1%;渗透率主要分布在0.01 ×10-3～1 ×10-3μm2，平均为0.2×10-3μm2(图3)。

图2 神木气田太原组砂岩储层孔隙结构特征Fig.2 Pore structure features of sandstone reservoirs in the Taiyuan Formation of Shenmu gas field

图3 神木气田太原组储层物性分布Fig.3 Physical properties of the Taiyuan Formation in Shenmu gas field

因此，总体低孔、低-特低渗的储集层特征导致了该区天然气储集性能较差。但由于石英砂岩储层的分布，局部仍富集高产层段。

3 储盖组合

天然气扩散作用强，保存条件对天然气成藏至关重要。本溪组底部的铝土质泥岩横向分布稳定、岩性致密，可作为上古生界含气层系的区域性底板。山西组二段煤、泥岩有机质丰度高，生烃能力强，具有物性封闭和烃浓度封闭双重封盖能力，是良好的直接盖层，同时上石盒子组和石千峰的紫红色泥岩构成了稳定的区域盖层。气田太原组骨架砂岩为分流河道沉积，泥质夹层较多，可形成侧向封堵。太原组内部以岩屑溶孔为主要的储集空间，周围致密砂岩与泥岩形成封闭，气体在排烃的过程中充注入储集层中聚集成藏(图4)。

4 成藏主控因素

盆地上古生界太原组、山西组二段为典型的源内层式组合。含煤地层为其主要的烃源岩，相对应其间发育的砂岩储层，有利于形成岩性气藏圈闭。但良好的生烃条件、高效的封盖性能和有利的成藏组合凸显出神木气田太原组砂岩储层储集性较差。与太原组储层相比，山西组二段优质石英砂岩储层较为发育，在天然气向上运移过程中，可及时捕获从而富集成藏。因此，储集岩物性是影响神木气田太原组天然气成藏的主要控制因素。下步气田规模开发应通过在平面上追踪太原组石英砂岩储层的分布，从而达到降低钻井风险，确保气井高产的目的。

5 结论

1)神木气田太原组底部煤层和泥岩是主力烃源岩，有机质丰度总体较高，生烃条件优越。

2)神木气田太原组发育陆表海潮控三角洲相和碳酸盐岩滨岸相，由于受到北东向物源和沉积作用的双重控制，储集层岩性以岩屑石英砂岩、石英砂岩为主，含少量岩屑砂岩，物性总体呈现低孔、低-特低渗特征。

3)神木气田太原组储层物性较差，削弱了源内式成藏组合的优势，平面上追踪石英砂岩展布成为下部勘探开发的重点。

图4 神木气田上古生界天然气成藏模式Fig.4 Gas accumulation patterns of the Upper Paleozoic in Shenmu gas field

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