鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩气成藏主控因素

2016-12-20王禹诺刘宝宪王红伟马占荣

特种油气藏 2016年4期

关键词：古生界孔喉烃源

王禹诺，曹青，刘宝宪，王红伟，马占荣

(1.中国地质大学(北京)，北京 100083；2.西安石油大学，陕西西安 710065；3.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710021)

鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩气成藏主控因素

王禹诺1，曹青2，刘宝宪3，王红伟3，马占荣3

(1.中国地质大学(北京)，北京 100083；2.西安石油大学，陕西西安 710065；3.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710021)

鄂尔多斯盆地西南部上古生界砂岩储层整体较为致密，已获得工业气流，成为鄂尔多斯盆地致密砂岩气储量接替区。为了明确该盆地西南部致密砂岩天然气成藏的主控因素及规律，运用气源条件、源储空间配置和储层质量等单因素叠合分析方法进行综合研究。研究表明：盆地西南部上古生界气源强度满足形成致密砂岩气藏的成藏下限要求，与烃源岩空间配套的致密砂体宏观上控制气藏的位置和规模，致密砂岩内石英含量及其孔喉连通程度微观上控制致密砂岩气藏的富集程度，而气源条件、源储配置和储层质量三元补偿的最佳配置区为天然气的高产区。研究结果为盆地西南部致密砂岩气藏的勘探开发提供了科学依据。

致密砂岩储层；天然气成藏；上古生界；鄂尔多斯盆地

0 引言

鄂尔多斯盆地西南部地区的天然气勘探始于20世纪70年代末，主要针对古隆起及周边下古生界碳酸盐岩古潜山气藏目标进行预探，但当时庆深1和庆深2井的天然气勘探未取得突破。2004年，盆地西南部镇探1井在上古生界二叠系山西组山1段内获得日产气5.46×104m3/d的工业气流[1-2]，但邻井镇探2井仅在二叠系石盒子组盒8段砂岩储层发现含气显示。近10 a的勘探相继在该区发现了3个主力含气砂带，含气面积不断扩大，现已成为长庆油田上古生界致密砂岩气储量接替区之一[3-5]。根据研究区已有的动、静态资料，对该区西南部上古生界致密砂岩气藏的气源条件、源储空间配置、储层质量和微观非均质性等多种成藏因素进行综合分析，以明确该区致密砂岩气藏的富集规律。

1 区域地质概况

研究区位于甘肃省东部陇东地区，面积约为4.5×104km2，区域构造位于伊陕斜坡西南部，南邻西缘冲断带，东西横跨天环坳陷和渭北隆起2个构造单元，上古生界主要含气层段为二叠系山西组山1段和石盒子组盒8段。秦岭褶皱隆起带的北部区域在晚古生代发生构造沉降，盆地南部石炭—二叠系地层向西南方向超覆于下古生界地层之上[6-7]。受盆地南部物源分布范围相对较小、隆起幅度较低且持续时间较短的影响，西南部地区上古生界沉积体系延伸距离不足250 km，仅为北部苏里格地区沉积体系延伸距离的1/3；其中，二叠系石盒子盒8段砂体厚度为10～25 m，山西组山1段砂体厚度为5～15 m，砂体分布规模相对较小。储层岩性以中—粗粒岩屑石英砂岩和石英砂岩为主。储层成岩作用强烈，孔隙类型以粒间孔和岩屑溶孔为主。西南部上古生界致密砂岩储层特征与北部苏里格地区相似，具备致密砂岩气藏发育的基本条件[8-9]。

2 天然气成藏主控因素

2.1 源储空间配置关系控制气藏分布

鄂尔多斯西南部上古生界煤系烃源岩向西南方向逐渐减薄，其中，煤岩厚度为2.0～8.0 m，平均为4.7 m；暗色泥岩厚度为30.0～60.0 m，平均为38.8 m；有机质成熟度相对较高，主体达到生干气阶段(Ro大于2.0)。虽然盆地西南部煤层厚度和有机碳丰度与盆地北部相比略低，但研究区热演化程度明显较高，计算结果显示，盆地西南部生气强度为8×108～20×108m3/km2，平凉—宁县以北地区大于10×108m3/km2，环县—庆阳—合水以北地区整体大于14×108m3/km2。而鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层由于近距离成藏，天然气聚集较快，形成大气藏的生气强度下限可降低至10×108m3/km2左右[12-14]。目前，勘探发现的3个主力产气区(庆探2井区、城探3—城探2井区盒8段及镇探1—庆探1井井区山1段)均位于生烃强度大于10×108m3/km2的区域(图1)。

图1 盆地西南部生烃强度及含气砂带叠合图

盆地西南部盒8段天然气组分内甲烷含量低于山1段，盆地北部苏里格气田盒8段和山1段气藏组分也显示类似特征。盒8段、山1段天然气δ13C1主体为-25‰～-32‰，δ13C2主体为-26‰～-33‰。烃源岩生烃早期阶段，天然气从烃源岩排出后短距离运移至邻近的山1段储层中富集；随烃源岩埋深增大，其热演化程度增高而生成成熟度相对较高的天然气，并在生烃增压的驱动下运移至山1段和盒8段储层内富集；在天然气驱替过程中，早期成熟度较低的天然气和后期成熟度较高的天然气混合成藏[11-15]。

研究区盒8段和山1段现今气藏压力及其压力系数统计结果显示，主要含气层段均显示负压异常，其中山1段气藏的压力系数明显高于盒8段(表1)。烃源岩生烃早期阶段，天然气从烃源岩排出后首先向邻近的山1段储层中运聚；随着生气强度增大，在生烃增压的驱动下，天然气逐渐充满山1段内的有效储集空间，沿连通砂体的孔喉网络向上运移至盒8段储层中。在持续的生气成藏过程中，山1段储层邻近烃源岩优先充注，与盒8段相比，山1段处于充注—运移平衡状态，因此，其内充注富集程度明显高于盒8段。

表1 盆地西南部盒8、山1段气藏压力及压力系数统计

综上所述，盆地西南部山1段储层发育时，因其邻近烃源岩，生成的天然气优先在山1段富集成藏。虽然盒8段储层条件相对较好，但因气源不充足，不能有效地充注，该段含气性整体较差(图2)；如果山1段储层欠发育或受裂缝等因素影响，烃源岩生成的天然气会通过多种方式由山1段运移至盒8段储层内富集成藏。

2.2 储层质量控制天然气富集程度

鄂尔多斯盆地西南部上古生界盒8段和山1段部分气井获得工业气流，但单井产量低于北部苏里格地区。含气富集区相对较为局限，目前仅发现了3个富集区带，产气层位也较单一。气藏埋深大(一般大于4 000 m)，储集砂体主要受西南物源体系控制，砂体规模小、变化快，这些特征均与盆地北部的苏里格气区有较大差异。

盆地西南部上古生界石盒子组盒8段、山西组山1段三角洲平原和三角洲前缘分流河道砂体多期叠加复合，具有一定的规模。盒8段镇探2—庆探2井、镇探1—庆探1井和城探3—莲56井石英含量主体为65.0%～80.0%，山1段镇探1—庆探1井砂带内石英含量主体为75.0%～90.0%。大量岩心物性测试结果表明，不同沉积微相的砂体储集性能受沉积水动力和成岩作用共同影响：主河道沉积期的水动力较强，砂体内石英含量高，粒度粗，分选较好。因此，在成岩过程中，主河道砂体的抗压实能力相对较强，石英含量越高，剩余粒间孔保留越多，越有利于次生溶蚀孔形成；部分分流河道沉积微相内粗粒石英砂岩渗透率为0.50×10-3～2.00×10-3μm2，含气饱和度随着石英含量的增加而增高，随着黏土矿物胶结物含量的增加而降低，因此，局部井区石英含量高、粒度粗的石英砂岩是形成相对高渗储层的基础。

图2 盆地西南部山1段烃源岩及储层空间配置关系

勘探试气结果显示，在气源条件相同的情况下，储层厚度和石英含量等储层质量因素控制着天然气的富集程度。因此，盆地西南部盒8段、山1段内石英含量高的3个砂带含气性明显较高(图1)，工业气流井主要位于上述3个砂带的主河道上，而河道边部和远离优质储层发育区的试气产量往往较低，如陇11、陇6井等。

2.3 喉道非均质性控制天然气单井产能

致密砂岩储层因其非均质性较强，即使在物性相似的条件下，其微观孔喉系统多显示较大的差异。部分孔隙由细喉与外界连通，喉道充注阻力大，天然气充注动力不足时不能充进。盆地西南部盒8期主要为辫状河三角洲沉积体系，河流的水动力变化频繁且分选相对较差；山1期主要为曲流河三角洲沉积体系，河流水动力条件及沉积物搬运能力较弱，砂体多呈均匀块状且分选相对较好。因此，沉积水动力条件决定了盒8段砂岩储层的孔喉结构相对复杂，非均质性较强。

庆探1、庆探2井含气层段致密砂岩恒速压汞毛管压力曲线特征表明：山1段致密砂岩孔隙、喉道及总毛管压力曲线基本叠合，表明其内微观孔喉体系整体较细；盒8段致密砂岩孔隙、喉道及总毛管压力曲线相互分离，大孔隙对总进汞量的贡献有限，不同大小的孔隙由喉道相互连通。同时，盒8段和山1段致密砂岩喉道半径主体范围相似，为0.5～1.5 μm，孔喉比为80～320。33块样品的高压压汞测试结果显示，42%的孔喉中值半径小于0.1 μm，当孔喉中值小于0.2 μm时，盒8段和山1段物性数据往往叠加而不能明显区分。庆探1、庆探2井含气层段致密砂岩核磁共振可动流体测试均显示一定的贾敏效应[16]，虽然渗透率均小于0.25×10-3μm2，但可动流体饱和度均高于60.00%(表2)。山1段岩心孔隙度小于4.00%，气测渗透率小于0.10×10-3μm2，致密砂岩可动流体饱和度高于物性参数相对较高的盒8段，气体通过连通孔喉需要克服的阻力相对较小，天然气易于充注。

表2 盆地西南部致密砂岩核磁共振测试数据

上述含气层段孔隙类型的扫描电镜观察结果显示：盒8段致密砂岩岩屑溶孔和粒间孔等大孔隙较发育，但孔隙间主要以微细喉道进行连通；山1段的晶间孔和粒间溶孔等小孔隙占优势，喉道大小与盒8段相似。勘探开发结果也证实，微观孔喉是控制储层含气性及产气能力的内在因素。上述测试样品所在砂体采取试采稳产等开发措施后，庆探1井山1段日产气为1.1×104m3/d(解释气层为7.1 m，孔隙度平均值为5.79%，渗透率平均值为0.23×10-3μm2)，而庆探2井盒8段日产气小于0.5×104m3/d(解释气层为9.3 m，孔隙度平均值为6.17%，渗透率平均值为0.45×10-3μm2)。综合薄片孔隙类型和恒速压汞等测试结果分析可知，在孔隙度和渗透率相似的物性条件下，微观孔喉的大小控制天然气富集程度及产气能力。

3 结论

(1) 鄂尔多斯盆地西南部上古生界致密砂岩气成藏受气源条件、源储配置和储层质量等因素综合控制，气源条件和储集砂体的空间配置关系控制气藏的位置和规模，砂体石英含量及孔喉连通程度控制致密砂岩气的富集程度及产气能力。

(2) 气源条件、源储配置和储层质量三元耦合控制天然气富集成藏，尤其以三者相互补偿形成的最佳配置为高产区：西南部山1段致密砂岩储层物性条件与盒8段相比略差，但因其天然气运移距离短、充注动力相对较强和微观孔喉贾敏效应较弱，更易于天然气充注进入，因此，在相对致密的山1段庆探1—庆探3井区也能富集高产。

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