鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界致密气成藏特征及物理模拟

2020-08-14郑定业庞雄奇姜福杰刘铁树邵新荷李龙龙呼延钰莹国芳馨

石油与天然气地质 2020年4期

郑定业,庞雄奇,姜福杰,刘铁树,邵新荷,李龙龙,呼延钰莹，国芳馨

[1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249; 2. 中国石油大学(北京) 地球科学学院,北京 102249; 3. 中海油研究总院有限责任公司,北京 100028]

随着常规油气资源勘探潜力的不断下降，非常规油气逐渐开始主导油气资源领域[1-4]。致密砂岩气作为非常规油气的一种，其勘探及开发过程一直受到中国政府的高度重视[5-7]。针对“致密砂岩气”这一定义，不同学者及机构给出了不同解释[8-11]，本文以“产自与烃源岩互层、邻近或者相对远离的致密砂岩储层(孔隙度<10%，渗透率<1.0×10-3μm2)，利用水平井改造和水力压裂技术生产的天然气”作为致密砂岩气的定义。目前，中国在致密砂岩气的勘探和开发上取得了较大的进展，例如四川盆地的三叠系及鄂尔多斯盆地的二叠系等。

鄂尔多斯盆地拥有巨大的致密气资源潜力，目前在上古生界中发现了以苏里格和大牛地为主的多个大型致密气田。截至2017年，鄂尔多斯盆地天然气探明储量达到2.32×1012m3。大量的实验及研究围绕盆地中心开展[12-14]，却忽略了盆地边缘地区油气成藏的可能[15]。近年来，盆地东缘临兴地区上古生界油气显示频繁，在未压裂的条件下，LX-4井在二叠系太原组收获天然气日产量12.88×104m3，显示出较大的勘探潜力。针对临兴地区致密砂岩气的勘探开发重点，目前已取得了一些进展[16-18]，但是较为系统的成藏模式并未建立。因此，在进一步挖掘其潜在资源量前，需要厘清该地区天然气成藏特征。基于此，本文通过对临兴地区上古生界烃源岩、储层、充注动力及运移路径进行统计分析，总结出天然气成藏规律，并且在此研究的基础上开展物理模拟实验，探寻成藏有利区，为下一步的勘探提供一定的理论指导。

1 区域概况

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地，面积约为 25×104km2。盆地位于华北陆块西部，属于华北克拉通的次一级构造单元。盆地由6个构造单元组成，东部为晋西挠褶带，西部为西缘逆冲带，北部为伊盟隆起，南部为渭北隆起，中部发育天环坳陷及陕北斜坡，是一个大型多旋回、稳定沉降的克拉通盆地[19]。临兴地区位于鄂尔多斯盆地的东缘，面积约为 2 620 km2，构造上横跨伊陕斜坡和晋西挠褶带，中东部有紫金山岩体入侵，构造上呈东高西低之势(图1)。

临兴地区在古生代经历了从奥陶系、石炭系到二叠系的一系列沉积，其沉积相类型表现为海相、海陆过渡相、最终到陆相的演化。根据露头和测井资料，研究区上古生界包括上石炭统本溪组、下二叠统太原组和山西组、中二叠统石盒子组及上二叠统石千峰组(图1)。其中，本溪组、太原组和山西组沉积于障壁海岸至辫状河三角洲沉积环境，主要发育煤、炭质泥岩和泥岩，是研究区的主要烃源岩。石盒子组分为上、下石盒子组，沉积相类型由河流相变为河流三角洲，由砂岩、泥岩互层组成。石千峰组为三角洲-湖泊相沉积环境，主要由泥岩和少量砂岩组成，可发育良好盖层[15]。本次研究选取临兴地区33口井，取样200余块进行岩石热解、热成熟度测定、铸体薄片、电镜扫描、压汞测试、岩心分析等实验，在此基础上对烃源岩、储层、动力、断裂4种因素进行分析。

2 成藏特征

临兴地区天然气具有典型的致密砂岩气藏地质特征[20]。根据试采分析，其主要目的层为太原组2段(太2段)、石盒子组8段(盒8段)及石千峰组5段(千5段)。本文基于储层砂体与烃源岩的垂直距离关系，将其成藏组合关系划分为源内、近源和远源3种类型。

2.1 成藏条件

2.1.1 烃源岩

基于前人对临兴地区烃源岩特征的认识[15-18]，结合钻井、野外露头及地震解释资料对研究区烃源岩厚度及地球化学特征进行系统分析。认为研究区石炭系-二叠系发育煤、炭质泥岩和暗色泥岩3套烃源岩，具有厚度大、面积广的特点。其中，煤的累积厚度为3～27 m，平均为16 m；炭质泥岩累积厚度为0～44 m，平均为28 m；暗色泥岩累积厚度为70～173 m，平均为112 m。

根据分析测试实验结果，石炭系-二叠系煤的有机碳含量(TOC)含量普遍高于40%，平均为57.21%；炭质泥岩的TOC含量为0.58%～78.40%，平均为14.20%；暗色泥岩的TOC含量都低于14.00%，平均为3.13%。煤的生烃潜量为0.46～309.37 mg/g，平均为84.99 mg/g；炭质泥岩的生烃潜量为0.16～192.05 mg/g，平均为29.55 mg/g；暗色泥岩的生烃潜量为0.02～187.78 mg/g，平均为7.11 mg/g。以陈建平提出的煤系烃源岩生烃潜力的判别标准[21]，研究区煤、炭质泥岩、暗色泥岩生烃能力分别为极好、中等-好以及差-中等(图2a)。从氢指数(HI)与最高热解温度(Tmax)关系图可以看出(图2b—d)，煤的氢指数(HI)为2.60～425.88 mg/g，炭质泥岩氢指数为8.73～390.45 mg/g，暗色泥岩氢指数为0.96～292.31 mg/g，3套烃源岩的Tmax值多在450～550 ℃，研究区烃源岩以Ⅲ型和Ⅱ2型干酪根为主。根据有机质镜质体反射率(Ro)随地层埋深变化图可知，烃源岩样品Ro测试值分布在0.86%～4.89%，反映出烃源岩已经进入成熟-高成熟演化阶段(图3)。

图3 临兴地区上古生界热成熟度随深度变化特征[15] Fig.3 Thermal maturity vs.depth of the Upper Paleozoic in Linxing area[15] (图中异常点表示紫金山岩体入侵，导致部分数据点值偏高。)

图2 临兴地区上古生界烃源岩生烃潜量(a)及山西组(b)，太原组(c)和本溪组(d)母质类型Fig.2 Hydrocarbon generation potential of the Upper Paleozoic source rocks (a) and the kerogen types of the Shanxi Formation (b), Taiyuan Formation(c) and Benxi Formation (d) in Linxing area

烃源岩进入生气窗后可生成大量天然气。结合厚度、TOC含量、Ro值及生烃潜量，临兴地区3套烃源岩均已进入生气门限，累计生气强度大于10×108m3/km2，其中煤作为该地区主力烃源岩，其生烃潜力远大于炭质泥岩和暗色泥岩[15]。仅仅考虑烃源岩条件，研究区具备形成大型气田的基础[22]。

2.1.2 储层

根据岩石薄片观察，研究区上古生界岩性以中-细砂岩为主，其次为粗砂岩和砂砾岩。颗粒分选性呈中-好，表现为次棱角-次圆状，结构成熟度中等。以Folk提出的岩石分类，研究区砂岩类型分为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，以长石岩屑砂岩为主。图4显示从千5段到太2段，长石含量逐渐降低，砂岩的平均粒度组成为Q52F16R32，反映出成分成熟度较低[23]。

图4 临兴地区主要目的层砂岩分类Fig.4 Classification of sandstones in the main target layers in Linxing area

研究区储层在埋藏过程中，经历了复杂的成岩作用[23]。压实作用、胶结作用和溶蚀作用会影响孔隙结构，改变岩石物理性质。通过岩石薄片和扫描电镜观察，研究区储层非均质性强，孔喉类型多样，包括原生粒间孔、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、晶间孔和微裂缝。原生粒间孔呈三角形、四边形、不规则形状，主要由压实和胶结作用形成(图5a—c)。粒间溶蚀孔形状不规则，主要是由方解石溶解导致(图5a，b，d)。粒内溶蚀孔隙是沿长石解理或岩屑中不稳定组分的溶解而形成的。溶解的粒内孔常与溶解的粒间孔共存(图5d，e)。晶间孔是矿物结晶和胶结过程中，石英和长石次生加大或粘土矿物之间形成的微孔(图5f，g)。微裂缝主要是成岩过程中，由各种构造应力、岩石切割和后期溶解变质作用形成的(图5h，i)。总体上，各种类型孔喉结构成为了研究区流体渗透能力和成藏的必备条件。

通过压汞实验对测得的孔隙度和渗透率进行分析，研究区样品的孔隙度为0.34%～16.13%，平均为6.81%。渗透率分布在(0.002～10.100)×10-3μm2，平均为0.610×10-3μm2。随着埋深的增加，主要目的储层孔、渗特征表现为千5段>盒8段>太2段，但是差别并不大(图6a，b)。偶尔可见部分砂岩储层孔、渗值较高，可能是成岩过程中溶蚀和微裂缝造成的。总体上，研究区地层孔、渗值较低，两者之间关系相对较差(图6c)，属于典型的致密储层。

图6 临兴地区主要目的层孔隙度(a)、渗透率(b)随地层埋深变化及物性关系(c)Fig.6 Porosity (a) and permeability (b) vs.depth and porosity vs.permeability (c) of main target layers in Linxing area

2.1.3 充注动力

油气运移和充注的主要原因是烃源岩与储层之间存在流体势差、密度差、浓度差[24-26]。在致密储层中，泥岩欠压实作用和生烃增压是形成大规模超压的两种主要机制[27]。临兴地区上古生界超压普遍发育，结合研究区地层埋藏史、热史及油气充注史[28]，油气成藏期与储层成岩作用的关系表现出“先致密后成藏”的特点[29]，气体膨胀力是造成研究区地层超压的主要因素。另外，由于研究区致密储层具有低孔、低渗的特点，其孔喉半径普遍小于常规储层，浮力不起作用，天然气不能形成有效的气柱高度。因此，在气藏充注过程中，气体膨胀力是驱使天然气运移的主要动力，毛细管力和静水压力为主要阻力。在此基础上，利用姜福杰等提出的天然气充注临界条件的判别模型，对气体膨胀力、毛细管力以及静水压力关系进行研究[30-31]。以此建立起的力平衡关系，可求得天然气充注的临界孔喉半径。将计算值与实测孔喉半径对比，进一步判断临兴地区超压地层是否可以驱使天然气充注到有效储层中，形成致密气藏。

对于致密砂岩储层而言，浮力不起作用，因此，认为动力(气体膨胀力)与阻力(液柱压力和毛细管力的合力)平衡的状态即为天然气充注的临界充注条件：

pe=pc+pw

(1)

pe=ZnRT/Vg

(2)

pc=2σcosθ/r

(3)

pw=ρwgH

(4)

(5)

式中：pe为天然气气体膨胀压力，Pa；pc为毛细管力，Pa；pw为静水压力，Pa；Z为气体压缩系数，无量纲；n为物质的量，mol；R为气体常数，8.314 33 J/(mol·K)；T为热力学温度，K；Vg为天然气体积，m3；σ为气水界面的表面张力，N/m；θ为润湿角，(°)；r为临界孔喉半径，m；ρw为水的密度，kg/m3;g为重力加速度，9.8 m/s2；H为液柱高度，m；M为摩尔质量，g/mol；ρg为气体的密度，kg/m3；h为烃源岩厚度，m；Ф为烃源岩孔隙度，%；qe为生气强度，m3/km2。

由临界孔喉半径计算公式可知，生烃强度是对气体充注产生较大影响的变量之一。因此，针对不同的生烃强度计算了不同成藏组合的临界孔喉半径。依据压汞测试资料，统计并拟合孔隙度与孔隙半径之间的关系，进而计算出源内、近源以及远源3套成藏组合的临界孔隙度(图7)。结果表明，随着生气强度的增大，临兴地区天然气充注进致密储层的临界标准降低；同一生气强度条件下，不同成藏组合内天然气充注标准不一致，烃源岩大量生气阶段，地层内异常压力较高时，天然气会优先向源内组合(太2段)充注。

图7 临兴地区主要目的层临界孔隙度随生气强度变化特征Fig.7 Characteristics of critical porosity of the main target layers in Linxing area with changes in gas generation intensity

2.1.4 断裂

断裂的发育可以改善储层的物性，提高油气的储渗能力。研究区继承了鄂尔多斯盆地构造演化特征，在地质历史上构造活动简单。然而，受燕山期岩浆活动形成的紫金山碱性岩体的影响[17]，研究区断裂十分发育。地震资料表明，临兴地区断层在平面上呈北东、北东向展布，断层横、纵剖面具有高陡、高水平的逆冲特征，断层规模较大，可延伸至千5段，甚至更浅的层位。综合岩心和成像测井解释结果，研究区发育垂直裂缝和斜裂缝。垂直裂缝与地层基本垂直，倾角一般大于70°。斜裂缝与地层呈斜交，倾角一般小于45°。

此外，研究区致密储层在成岩过程中发育微裂缝，对3类成藏组合中微裂缝的数量进行统计，表现为远源组合>源内组合>近源组合。这些裂缝的存在对天然气垂向上向远源组合大规模运移提供了有利通道，并对改善储层的物性、增大天然气充注的有效面积和增加含气饱和度有较大的贡献。

2.2 成藏模式

临兴地区上古生界储层致密化时间与天然气充注成藏过程之间存在着一定的耦合关系。结合研究区天然气充注史和储层致密史[18,23]，二叠纪末期，储层普遍致密，并且受到差异压实作用的影响，储层内出现较弱的超压；晚侏罗世，烃源岩生气量增大，源内和近源组合中物性相对较好的砂体首先被天然气充满，并且受到生烃增压的影响，产生了大量的微裂缝，有利于天然气的充注和聚集；早白垩世，此时盆地开始抬升，研究区附近的紫金山岩体活动[17]，火山活动使得区域内地温明显升高，源岩快速成熟并生成大量干气[15]。同时断裂大规模发育，天然气在源内、近源和远源3套组合同时充注、聚集，源内、近源组合以砂体直接充注和微裂缝充注为主，远源组合为断裂沟通充注，这一期是远源成藏的关键时期。综合而言，临兴地区上古生界致密气成藏模式为：主力源岩供气—气体膨胀力驱动—源内、近源组合优先充注—远源组合充注期(断裂发育期)—物性差异控制天然气聚集(图8)。

图8 临兴地区上古生界致密砂岩气成藏模式Fig.8 Gas accumulation model of tight sandstones in the Upper Paleozoic in Linxing area

3 物理模拟实验

物理模拟实验是研究油气运移规律一种直观、可视的方法。针对致密砂岩气藏的物理模拟实验研究目前也已广泛应用[32-33]。

3.1 实验材料及装置

根据上述临兴地区上古生界致密气成藏模式，设计本次模拟实验装置。二维砂箱的规格50 cm×40 cm×6 cm。模型自下而上分为5个砂体层，其中，Ⅰ和Ⅱ号砂体层模拟源内组合，Ⅲ和Ⅳ号砂体层模拟近源组合，Ⅴ号砂体层模拟远源组合(图9)。实验采用4种粒径的石英砂：细砂粒径为0.05～0.10 mm，中砂粒径为0.15～0.20 mm，粗砂粒径为0.40～0.45 mm，裂缝及断层带内充填粒径0.70～0.80 mm的砂。隔层使用陶泥固定在砂体之间。石英砂装入砂箱的同时让其饱和水、压实，实验中注入的水用红墨水浸染。采用注气钢瓶向饱含水的二维实验模型中注气，在实验模型的下部设置两排注气孔，模拟研究区的两套主力煤岩4#+5#和8#+9#。气体排替水后砂体由红变白，水排出后通过流量计直接进入量筒。实验模型中，砂体中气体充满度主要由被染色砂体的颜色变化程度及量筒中墨水的体积决定。

图9 天然气成藏物理模拟实验模型Fig.9 Experimental model for physical simulation of natural gas accumulation

3.2 实验过程及现象

当注气压力小于0.02 MPa时，注气现象不明显。注气压力调整为0.02 MPa时，天然气开始充注，打开出水口并计时，此时，气体迅速进入高渗砂体及断层带内。

计时22 s：Ⅰ，Ⅱ号砂层中左侧粗粒砂体快速充满，中部含气范围也扩大。中间小断裂及右侧大断裂快速充满并形成通道。

计时40 s：Ⅲ，Ⅳ，Ⅴ号砂层右侧物性稍高区天然气面状注入，甜点砂体旁物性较低砂体也有气体注入；Ⅳ号砂层中连接两条断层的路径更为明显。

计时60 s：Ⅰ号砂层底部含气范围增大，Ⅱ，Ⅲ，Ⅳ号砂层位于断层右侧的部分含气范围明显增大，Ⅴ号砂层变化不明显。

计时110 s：Ⅱ，Ⅲ，Ⅳ号砂层断层右侧部分几乎全部变白，Ⅱ号砂层中甜点范围逐步扩大，其它变化不明显。

计时300 s：大部分粗粒砂体中砂体均明显变白，断层全部被充填，甜点及其附近砂体被充注。

继续保持注气，砂体颜色不再变化，出水口出气，实验结束(图10)。

图10 临兴地区致密砂岩气物理模拟实验过程及现象Fig.10 Physical simulation experiment process and phenomenon of tight sandstone gas in Linxing area a.0 s;b.22 s;c.40 s;d.60 s;e.110 s;f.300 s (黄色箭头指示气体充注方向；图10f中透明度指示气体充满度，越透明充满度越低。)

3.3 实验结果及讨论

通过该模型可以看出，在底部双源供气的情况下，天然气优先充注源内与近源组合中的砂体，并且受到砂体物性的影响，在粗粒砂体中先聚集，当气源与断裂沟通后，气体沿断裂充注明显优于沿砂体充注。远源组合天然气充注时间与断层活动时间一致，并且气层主要分布在与断裂紧邻的砂体内，纵向上多套砂层的情况下，气体会优先选择高孔渗砂体充注。

总体而言，3套组合气层分布均受到物性差异及断裂的控制。但是根据实验后3套组合内部砂体压力、颜色变化，以及量筒中排出水的体积可以看出(表1)，源内成藏组合砂体气体充满度高于近源和远源组合。未来勘探开发过程中，可考虑将该组合作为优选目标。