鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏充注动力计算方法

陈占军　任战利　万单夫　路中奇　薛　雯　曹　峰　周华龙

1. 大陆动力学教育部重点实验室 2. 西北大学地质学系 3. 中国石油长庆油田公司 4. 陇东学院

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏充注动力计算方法

陈占军1,2任战利1,2万单夫3路中奇3薛雯3曹峰4周华龙4

1. 大陆动力学教育部重点实验室 2. 西北大学地质学系 3. 中国石油长庆油田公司 4. 陇东学院

陈占军等. 鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏充注动力计算方法. 天然气工业，2016,36(5):38-44.

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏含气特征复杂，开发难度大。为此，从充注动力的角度分析了不同区带、不同层位成藏充注动力的差异性及其对该区气藏含气性的控制作用。首先根据该区上古生界气藏的地质特征，建立了气田的充注成藏模式，认为充注动力的主要类型为源储流体势差，其成因为烃源岩生烃增压产生的流体过剩压力；在此基础上采用泥岩压实的方法计算了成藏期烃源岩与储层的流体过剩压力和压差。计算结果表明：烃源岩的流体过剩压力介于13.0～22.0 MPa，源储之间的流体过剩压差介于3.5～9.5 MPa，流体过剩压力从烃源岩向储层或更外围地层整体呈逐渐减小的趋势。进一步将典型井烃源岩产生的流体过剩压力、源储压差与区域的生烃强度相比较，发现区域生烃强度越高，则流体过剩压力与压差就越大，表明成藏期的充注动力越强劲。结论认为：充注动力对该区气藏的含气性具有重要的控制作用，在储层物性、烃源岩与储层配置条件基本相当的条件下，充注动力越大，则储层含气饱和度越高。

鄂尔多斯盆地 苏里格气田 晚古生代 流体势 充注动力 源储压差 含气性 生烃强度

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 5, pp.38-44,5/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏含气面积大、资源总量大，但是丰度低、物性差，开发难度较大。其储层砂体多以透镜状、河道条带状或叠置形态不稳定发育[1]，不同部位的物性具有差异性，加之烃源岩的分布、生排烃强度等在全区并不一致，导致气藏的含气特征十分复杂。

一般认为，油气之所以能够运移并充注，主要是由于烃源岩与储层之间存一定差异性，如流体势差[2-5]、密度差[6-9]、浓度差。地层在地质历史时期的演化中需要减小与调和这些差异性，导致生成的油气在不同的动力机制下聚集并成藏。就其机理而言，流体势差可形成定向流使得油气运聚成藏；而密度差表现为流体因密度不同纵向分异使油气聚集成藏；浓度差则表现为扩散运移，对成藏的贡献程度有限，但仍然为油气运聚的一类成因。

笔者通过对苏里格气田上古生界气藏的成藏要素组合特征分析，恢复了不同区带典型单井在成藏期的充注动力，从充注动力角度探讨不同区带、不同层位成藏充注动力的差异性及其对含气性差异的控制作用。笔者研究的充注动力类型为烃源岩与储层的流体势差，并适当考虑浮力贡献作用。

1　研究方法

1.1研究思路

苏里格气田具有大面积生烃、蒸发式排烃、弥漫式充注等特点[10-13]。下二叠统下石盒子组盒8段、山西组山1段与下部山西组、下二叠统太原组、中石炭统本溪组烃源岩的垂向距离介于50～200 m，生成的油气无需经过长距离运移即可充注成藏。前人的研究也主要认为主要成藏形式为近距离垂向运移[14-15]，其下生上储的源储配置格局决定了充注的主要方向为自下向上，所以主要充注方向与浮力方向基本重合。在持续定向的流体充注模式下，扩散作用极微，对成藏的贡献有限，为辅助充注方式及充注动力。

按照苏里格气田上古生界气藏源储配置关系及成藏特点可以确定其充注模式为：①烃源岩生烃增压产生流体过剩压力，处于流体势的相对高值部位，储层处于流体势的相对低值部位；②油气生成之后从烃源岩向外围地层（主要向上部）排烃，因排烃泄压，流体过剩压力降低；③储层接受充注并获得部分流体势，在聚集成藏的同时，流体过剩压力与流体势高于更外围的地层，因此继续向上排出流体，消耗流体势并再次泄压，流体势与流体过剩压力继续降低。

所以苏里格气田成藏期的流体势从烃源岩向外部地层缓慢降低，由于消耗流体势的泄压作用，流体过剩压力也随之降低。

按照苏里格气田成藏模式，认为烃源岩产生的总流体势为各层段消耗的流体势之和（图1），总的过剩压差为各段消耗的压差之和，即有：

图1　苏里格气田成藏充注模式图

式中Δp表示总过剩压力差，Pa；Δpi表示第i段单层过剩压力差，Pa。

依据流体的渗流机理认为，随着运移距离的增加，流体势及过剩压力在地层中逐渐被消耗并降低，其降低的速率可用流体势坡降表示：

式中ii表示第i段单层纵向压力坡降，Pa/m；Li表示第i段单层厚度，Pa/m。

苏里格气田大面积生排烃的特征决定了生烃、排烃以及充注作用是在面与面之间进行的，充注时各层面内通过的流量视为相同，所以渗流速度与渗透率、流体势坡降关系可表述为：

式中vi表示第i段单层渗流速度，m/s；Ki表示第i段单层渗透率，D。

根据式（2）、（3）可知，单一岩性地层消耗的流体势为：

从式（4）可以得出：单一岩性地层消耗的流体势与厚度成正比，与渗透率成反比。该式还反映出：泥岩渗透率相对低，不易渗流，其厚度过大时，会大大提高流体通过消耗的流体势，当其厚度足够大、需要消耗的流体势大于充注动力时，则可以阻挡油气向上运移，对气藏直接起封盖作用；砂岩的渗透率相对高，易于渗流，随着渗透率增大，充注流体势的坡降会降低，当渗透率大于一定值时，浮力补偿作用可以抵消运移消耗下降的流体势。

依据气藏源配置关系及充注成藏模式可以看出：研究区充注动力的主要来源为源储之间的流体势差，而流体势差的主要成因为烃源岩生烃增压产生的流体过剩压力。因此本文研究的主要对象为成藏期烃岩源与储层内的流体过剩压力及压差，在此基础上进一步分析成藏期的充注动力[16-17]。

1.2研究处理方法

苏里格气田上古生界气藏主成藏期为早白垩世[18-22]，在该时期鄂尔多斯盆地处于快速沉降阶段[23]，目的层段的泥岩尚未充分压实，受生烃有机质热解、水热增压以及本身相对排液不畅等原因的影响，泥岩进一步的压实作用受到阻碍，地层内部因生烃造成的流体压力异常（过剩压力）被泥岩的压实程度记录。成藏之后盆地进入抬升阶段，不再出现大规模沉降，泥岩未受到更深程度的压实，成藏期的压实特征保存至今。因此该期的流体过剩压力特征被记录下来，可用来表征成藏期的充注动力。

此次研究充注动力采用逼近与限定的方法：对生烃起主要贡献作用的煤层微裂隙较为发育，内部消耗的流体势极小，其产生的过剩压力（充注动力）与距其最近（一般为接触关系）的泥岩接近，因此可用该泥岩段在成藏期的过剩压力表征；储层砂岩获得的过剩压力（充注动力）通常小于下伏泥岩而大于上覆泥岩（图1），所以先求得储层上部与下部泥岩地层的过剩压力，再以限定的方法求得成藏期储层获得的充注动力。此外，研究尽量选取纯泥岩或高泥质含量的泥岩，以减小因泥质含量产生的误差。

经过上述方法处理，一是用“泥岩压实”的方法同时衡量烃源岩产生的过剩压力和与储层获得的充注动力，具有可比性；二是煤层烃源岩由于本身结构及物性特点，其内部消耗的流体势极小，可用相邻段泥岩的流体过剩压力近似表征生烃产生的流体过剩压力，加之部分烃源岩本身就是泥岩，因此用“泥岩压实”方法研究的误差具有可控性；三是泥岩压实的方法本身较为成熟[24]，具有很强的可操作性。

2　典型井实例

先拟合出正常压实段的深度—AC趋势关系，对欠压实段稳定发育的泥岩的AC值连续取点并算术平均，运用泥岩压实法计算出具体泥岩段的精确过剩压力。该方法能够定量分辨依次发育的每段稳定泥岩在成藏期的过剩压力，避免多段泥岩计算结果的平均化。

2.1典型井计算方法及过程

1）选取苏里格气田不同区带代表井4口（图2），由于单井的深度跨度大、声波时差（AC）跳跃性强，所以首先拟合正常压实段深度—AC的整体趋势，拟合图版与拟合参数如图2 、表1所示。

图2　典型井深度—AC正常压实趋势拟合图

表1　典型单井深度—AC 正常压实趋势关系对应表

2）在欠压实深度段选取泥质含量高且发育相对稳定的泥岩，根据AC—深度关系，确定骨架应力等同深度；以地层取心密度为依据确定骨架压力梯度值，依照地层平均密度、骨架应力参数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：

式中pz表示欠压实段地层流体压力，MPa；γw表示静水压力梯度，MPa/m；γb表示地层压力梯度，MPa/m；Z表示欠正常压实段深度，m。

而该段地层静水压力为：

所以该深度段的过剩压力为式（5）—式（6）：

式中pf表示欠压实段过剩流体压力，即为成藏期地层内的过剩压力，也是充注动力的主要来源。

2.2典型井计算结果

按照上述方法及公式对典型井高泥质含量样段的过剩压力进行计算，依据测井数据取点间距0.125 m连续取值，并进行算术平均，计算结果如图3所示。

图3　典型井成藏期过剩压力（充注动力）纵向分布图

2.3计算结果分析

1）典型井烃源岩产生的最大流体过剩压力为22.0 MPa，最小约为13.0 MPa。流体过剩压力从烃源岩向储层或更外围地层基本呈逐渐减小的趋势；除S-WS井减小的趋势不一致外，其余3口井源储流体过剩压差介于3.5～9.5 MPa。结合前人区域生烃背景的研究成果[26]分析认为，各井所代表的区带在盒8段、山1段成藏期的过剩压力（充注动力）、源储压差与区域生烃强度呈正相关，平面上具有西低东高的趋势，表明生烃强度越高，烃源岩与储层之间的流体过剩压差越大、充注动力越足（图4）。

图4　典型井地理位置及生烃背景图

2）S-WS井的主力烃源岩仅为本溪组顶部煤层，煤层下部流体过剩压力大于上部。结合该井纵向岩性分布特征，研究认为S-WS井烃源岩上覆泥岩约为100 m，对该井天然气向上运移形成封堵，本溪组生烃有可能优先向下运移，故煤层下部泥岩的流体过剩压力值高于上部。按照烃源岩与储层间的流体势递减规律，S-WS井盒8段上部储层的流体过剩压力理论上应低于下部泥岩，但实际上却高于下部泥岩，据此推测上部储层流体势受到了横向充注的补充，所以S-WS井盒8段储层所在的区带应该存在一定规模的侧向充注。

3）除S-WS井外，其余3口井的最高流体过剩压力均出现在山2段，根据生烃强度与流体势、流体过剩压力正相关的原则判断，山2段内煤系源岩的生烃强度应该高于本溪组的8号煤[27]。

4）S-WS井、S-YJS井以及S-L井盒8段内的部分厚段储层由于渗透率相对较高（如S-YJS盒8段的大段砂岩现今渗透率介于0.5～1.0 mD），上覆泥岩的过剩压力与下伏地层相差不大，说明物性较好的砂岩消耗的流体势较少，流体势的消耗主要是在泥岩中进行的。此外，如S-YJS井盒8段储层厚度约为30 m，为非纯气层，浮力提供的充注动力约为0.5 MPa，而该层段砂体在成藏期获得的流体过剩压力（充注动力）约为9.0 MPa，由此可见生烃增压是充注动力的主要来源，浮力为次要的充注动力。

2.4充注动力与含气性关系

运用前述方法对S-YJS井相邻探井S-YQE井过剩压力（充注动力）计算，两井对比结果表明S-YQE井盒8段的充注动力大于S-YJS井（表2）。实测结果显示，在同级别物性条件下（0.1～1.0 mD），S-YQE井盒8段单层砂体含气饱和度高于S-YJS井（图5），说明充注动力对含气性有重要控制作用。

表2　S-YQE、S-YJS井成藏期过剩压力（充注动力）纵向分布表

图5　S-YQE、S-YJS井盒8段单砂体物性—含气性关系图（实测）

3　结论

1）以苏里格气田上古生界气藏的地质特征为依据，建立了相应气藏充注模式，认为充注动力的主要来源为流体势差，其本质为成藏期泥岩欠压实状态下的相对排液不畅、生烃增压产等因素产生的地层流体过剩压力。

2）依据该区上古生界气藏的成藏特点，通过逼近与限定的思路，运用泥岩压实方法计算得出主成藏期烃源岩产生的流体过剩压力介于13.0～22.0 MPa，源储流体过剩压差介于3.5～9.5 MPa。不同区带源储流体势差、充注动力均与生烃强度呈正相关关系。

3）通过苏里格气田典型井目的层段储层获得的充注动力与浮力的比较，认为生烃增压产生的地层流体过剩压力是主要的充注动力，浮动为次要充注动力。

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（修改回稿日期 2016-03-08编 辑 罗冬梅）

“十三五”能源发展突出目标和问题导向

2016年4月22日和28日，国家能源局先后两次召开能源发展“十三五”规划征求意见会。会议强调，“十三五”能源规划要更加突出目标导向和问题导向。在目标导向上，各项目标与任务设置的根本出发点是贯彻落实好国民经济和社会发展“十三五”规划纲要的部署，突出推进能源革命的主题，贯彻习近平总书记“四个革命、一个合作”能源发展战略思想，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。在问题导向上，要紧密围绕当前我国传统能源产能过剩严重、可再生能源发展存在多重瓶颈制约等重大问题与突出矛盾，结合落实供给侧结构性改革“三去一降一补”等主要任务，认真研究对策，提出破解措施，增强规划的针对性、前瞻性与可操作性。

会议强调，编制好能源发展“十三五”规划是国家能源局当前一项非常紧迫而重要的任务，离不开各方面的大力支持和配合。当前的规划文本还有很多需要改进、充实和完善的地方，国家能源局将认真研究、充分吸纳两次会议提出的意见和建议。

（天工 摘编自天然气工业网）

A calculation method for the charging dynamics of Upper Paleozoic gas reservoirs in the Sulige Gas Field, Ordos Basin

Chen Zhanjun1,2, Ren Zhanli1,2, Wan Danfu3, Lu Zhongqi3, Xue Wen3, Cao Feng4, Zhou Hualong4
(1. MOE Key Laboratory of Continental Dynamics, Xi’an, Shaanxi 710069, China; 2. Department of Geology, Northwest University, Xi’an, Shaanxi 710069, China; 3. PetroChina Changqing Oilfi eld Company, Xi’an, Shaanxi 710021, China; 4. Longdong University, Qingyang, Gansu 745000, China)

In the Sulige Gas Field, Ordos Basin, the Upper Paleozoic gas reservoirs are difficult to develop due to their complicated gas-bearing features. In this paper, a series of analysis was made on the difference of charging dynamics during hydrocarbon accumulation at different zones and horizons and its controlling effects on the gas-bearing potential of gas reservoirs in this area. Firstly, the hydrocarbon charging and accumulation mode of the Sulige Gas Field was established based on the geological features of the Upper Paleozoic gas reservoirs. It is indicated that the charging dynamics is mainly derived from source–reservoir fluid potential difference, which is produced by the liquid excess pressure due to the pressure increase during the hydrocarbon generation of source rocks. Secondly, the liquid excess pressure of source rocks and reservoirs during hydrocarbon accumulation and their difference were calculated by means of shale compaction. According to the calculation results, fluid excess pressure of source rocks is 13–22 MPa and fluid excess pressure difference between source rocks and reservoirs is about 3.5–9.5 MPa. Besides, fluid excess pressure, on the whole, decreases gradually from source rocks to reservoirs or to the farther layers. And thirdly, the relation between the regional hydrocarbon-generating intensity and the fluid excess pressure and source–reservoir pressure difference caused by source rocks in the typical wells was analyzed. It is indicated that the greater the hydrocarbon-generating intensity is, the higher the fluid excess pressure and the larger the pressure difference. Correspondingly, the charging dynamics during hydrocarbon accumulation is stronger. To sum up, charging dynamics plays an important role in controlling the gas-bearing potential of gas reservoirs in this area. Given basically similar reservoir properties and source–reservoir assemblage, the stronger the charging dynamics, the higher the gas saturation.

Ordos Basin; Sulige Gas Field; Late Paleozoic; Fluid potential; Charging dynamics; Source–reservoir pressure difference; Gas-bearing potential; Hydrocarbon generating intensity

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.05.005

国家自然科学基金项目（编号：41372128）、国家科技重大专项（编号：2011ZX05005-004-007HZ）、西北大学大陆动力学国家重点实验室科技部专项（编号：BJ08133-1）。

陈占军，1982年生，博士研究生；从事油气成藏与开发研究工作。地址：（710069）陕西省西安市太白北路229号。ORCID:0000-0001-5579-4678。E-mail:john_wudy@163.com

任战利，1961年生，研究员，《Natural Gas Industry B》编委，博士生导师；从事盆地热演化史与油气成藏及油气评价研究工作。E-mail:renzhanl@nwu.edu.cn