苏里格气田西区北部上古生界气藏充注动力与含气性研究
2016-08-18曹庾杰陈占军
曹庾杰，马 骞，许 瑶，陈占军
(西北大学地质学系，陕西 西安 710069)
苏里格气田西区北部上古生界气藏充注动力与含气性研究
曹庾杰，马骞，许瑶，陈占军
(西北大学地质学系，陕西 西安 710069)
通过苏里格气田西区北部苏48井-苏143井剖面的地质研究，分析上古生界气藏的成藏机制，结果表明，其成藏期充注动力的原因是生烃增压，下部山1段主要烃源层段因生烃产生的充注动力大小约为18 MPa，上部盒8段主要储层发育段充注动力约为9～15 MPa。在区域整体下生上储的源储配置格局下，烃源岩层的过剩压力最大，充注动力由下至上逐渐减少，表明充注动力随油气运移距离的增大而消耗降低。盒8段充注动力-物性-含气性比较说明，成藏期充注动力越大，气藏的含气性越好。
苏里格气田；烃源岩；储层；过剩压力；充注动力
苏里格气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北缘，西区位于苏里格庙以西，该区气藏在平面上分布零散，纵向上气水相互关系复杂，单井产水量较大，直接影响着生产开发[1]。明确气水分布规律以及深化认识气水分布的地质控制因素已经成为该区滚动开发、选区选井工作的迫切需求，对其进行探讨有助于人们认识苏里格气田西区北部及其它区块的气水分布规律。研究区位于伊陕斜坡西北部，本次研究以该区为例，对气藏的成藏动力及含气性进行评价，响应生产井的部署与开发要求，从而达到提高经济效益的目的。
1 烃源岩及储层特征
前人已经对鄂尔多斯盆地热史与生烃量 进行了模拟计算，研究结果表明：盆地在成藏期累计的总生气强度普遍高于12.0×108m3/km2，西部和东部地区最高可达28.0×108m3/km2以上。而苏里格气田西区位于伊陕斜坡西北部构造带边缘，上古生界层段的生气强度仅在12.0×108m3/km2[2]左右。
烃源岩在研究区内具有“广覆式”的分布特征，有效的烃源岩层主要包括二叠系太原组和山西组的一套海陆交互相的含煤层系地层，发育有暗色泥岩和煤层，厚度一般在9m左右，该段烃源岩的热演化程度已达到高成熟阶段，镜质体反射率R0值介于1.3～2.5%之间[3]，且有机质丰度较高，类型为腐殖型，在良好的热史演化中，为上古生界天然气成藏提供了充足的气源条件。
研究区盒8段和山1段储层岩性主要为石英砂岩。 盒8段储层孔隙度集中在5%～12%之间，平均为8.95%；渗透率为0.06～2.00×10-3μm2，平均为0.73×10-3μm2。山1段砂岩孔隙度主要介于5%～11%之间，平均为8.5%；渗透率为0.06～1.00×10-3μm2，平均为0.589×10-3μm2。所以储层属于中、低孔，低渗砂岩储层[4]。
2 源储配置关系
烃源岩主要发育在上古生界下部地层段内，包括了本溪组、太原组和山西组的煤系地层；储层主要发育在与烃源岩层直接接触的上部地内中，包括山西组和下石盒子组三角洲前缘沉积砂体；三角洲前缘水下分流河道沉积背景下的砂体直接与湖相碳质泥岩或下部煤层接触，砂体沿水流方向具有一定的纵向连通性，砂体之间为分流间湾泥质岩所遮挡。河道砂体分布周围的泥岩以及砂岩层的岩性差异形成了良好的封挡条件，形成了大型岩性圈闭的封闭体系。所以上古生界的源、储、盖要素纵向上构成了理想的成藏组合。
在该沉积背景下，发育的烃源岩与储层主要为交互或垂向叠置的关系，天然气主要为近源充注和运聚，上古生界气藏的源储配置关系主要为下生上储，少数为自生自储。
3 充注动力研究
3.1充注动力类型
研究表明，地层异常压力的产生主要是由于快速沉积欠压实作用与烃源岩生烃增压打破原有的流体压力均衡，形成了地层异常压力层段[5,6]。本文认为充注动力的主要来源为源储压差。
3.2计算依据
苏里格气田上古生界气藏主要形成于早白垩世，在此时期，盆地快速沉降，并经历了较为强烈的热演化事阶段。在该阶段有机质开始热解生烃，与泥岩的欠压实以及水热增压等作用共同影响了地层的流体压力异常。在成藏期后，盆地进入抬升阶段，没有再次出现过大规模沉降，泥岩未受到更深程度的压实，使成藏期的地层的压实特征保存至今[7,8]。基于以上盆地地质演化背景，可知现今的地质特征参数满足应用平衡深度法的前提条件，计算得到的过剩压力可代表成藏期的充注动力。
目前大港主力油田均已进入二次开发阶段，再依靠大规模的打新井来提高采收率，效果越来越差，边际效应明显；而三次采油在油田实施规模很小，技术适应性差，还远远不到大规模推广的时候。
3.3计算过程及结果
本文以研究区苏48井-苏143剖面为例，首先确定正常压实段深度与AC的关系。
在欠压实段选取含泥稳定的样段，根据AC—深度关系式，确定骨架应力等效深度，根据测量岩样取心的密度来上覆岩层压力梯度值，最终确定异常流体压力值。
根据平衡深度法，非正常压实段深度的地层压力为：
Pz=γwZe+γb(Z-Ze)
(1)
而该段地层静水压力为：
Pz=γwZ
(2)
Pf=(γb-γw)(Z-Ze)
(3)
式中：Pf为成藏期地层过剩压力，决定运移的方向和强度。Pz为异常压实段地层流体压力；γw为静水压力梯度(取0.01 MPa/m)；γb为该区上覆岩层压力梯度(取0.02 MPa/m)；Ze为深度Z点AC值在拟合曲线上对应的等效深度[9]。
按照上述方法对苏48-苏143井高泥质含量的泥岩段过剩压力进行计算，目的层段过剩压力(充注动力)与深度关系如表1。
表1 苏48-苏143井泥岩过剩压力分布表
垂向上，烃源岩层的过剩压力最大，充注动力由下至上逐渐减少，表明充注动力随油气运移距离的增大而减少；在水平方向上，从苏48井-苏143井，充注动力并不相同，说明平面上的充注动力具有一定的非均质性。
苏172井与苏194井中间仅相隔开发井苏140井，计算结果显示：苏172井盒8段充注动力在11～17 MPa之间，大于苏194井盒8段的10 MPa，所以同等物性条件下，苏172盒8段含气性更高，所明充注动力对含气性也具有重要的控制作用(图1)。
图1 不同充注动力-物性对含气饱和度交会图
4 结语
(1)研究区内的致密砂岩气藏主要为下生上储与自生自储型，最大过剩压力值峰值集中于山西组中部烃源岩内，说明生烃增压是充注动力的主要来源。
(2)研究区成藏期产生的最大充注动力约18 MPa，上部盒8段储层获得的充注动力约为9～15 MPa。
(3)通过剖面苏172井与苏194井盒8段充注动力—物性-含气性比较说明，成藏期充注动力越大，气藏的含气性越好。
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[9]陈荷立.陈荷立学术论文集[A].北京：石油工业出版社.2012.
2016-03-14
2015年西北大学大学生创新创业训练计划项目(国家级)(2015126)
曹庾杰(1994-)，男，陕西榆林人，主攻方向：石油与天然气。
TE122.3
B
1004-1184(2016)04-0266-02
