临兴地区上古生界致密砂岩气成藏主控因素

赵 卫，潘新志，刘亚青，孟尚志.

(1.中联煤层气有限责任公司，北京 100015；2.中海油能源发展有限公司工程技术分公司，天津 300450；3.渤海钻探钻井技术服务分公司，天津 300280)

鄂尔多斯盆地是我国重要的大型含油气盆地，其盆地主体稳定性强，以整体升降为主，沉积速率低，地层展布平缓，具有古生界含气，中生界含油，满盆气、半盆油及大型岩性地层油气藏发育的特点[1-3]。尤其是近20年来，先后发现了苏里格、大牛地、榆林、子洲、乌审旗、神木、米脂等上古生界大型致密砂岩气藏。

临兴地区位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带，自下而上钻遇地层有奥陶系，石炭系本溪组，二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组、石千峰组，三叠系刘家沟组/和尚沟组、纸坊组、延长组，第三系，第四系。该区上古生界发育多套致密气藏，由于成藏主控因素的差异性，导致气藏具有典型的纵向叠置、横向准连续分布的特征。针对研究区气藏非均质性较强的实际地质条件，识别其成藏主控因素至关重要。

1 致密砂岩气藏成藏条件

1.1 烃源岩

鄂尔多斯盆地上古生界的烃源岩主要是海陆交互相的本溪组、太原组和山西组的煤岩和暗色泥岩[4-6]，分布范围较广，总体生烃强度较高，西部地区最高可达28×108m3/km2，大部分烃源岩Ro>1.25%，达到生烃高峰[7-9]。研究区主力烃源岩以本溪组—山西组的煤系地层为主，具有厚度大、分布广、成熟度高、生烃能力强的特点。区内煤层厚度为15～24 m，暗色泥岩厚度为80～100 m。根据研究区钻井取得的泥岩及煤芯样品测试结果，煤层平均有机碳含量(TOC)为51%～63%，暗色泥岩平均有机碳含量为3%～4.4%(表1)，成熟度在1.0%～2.0%之间，属于烃源岩的生气高峰期。

表1 临兴地区煤系地层TOC统计表Table 1 TOC statistical table of coal strata of Linxing area

1.2 储集条件

鄂尔多斯盆地上古生界砂体分布范围广，以继承性三角洲、河流沉积体系为主，砂体具有明显的多层叠置且连片分布的特征，砂体与煤系烃源岩互层，储盖组合条件较好[10]。盆地北部主要发育两大类物源区[11-12]，受物源区的影响，盆地自西向东依次发育石英砂岩、岩屑石英砂岩—石英砂岩、岩屑砂岩—岩屑石英砂岩[13]。

临兴地区石炭系—二叠系早期是一套以潮坪—潟湖—障壁岛—碳酸盐台地沉积为主的障壁海岸沉积，山西组沉积以曲流河三角洲相为特征，下石盒子组发育辫状河三角洲—湖泊相，上石盒子组—石千峰组发育湖泊—河流相沉积[14]。上古生界发育多套储层，分别有石炭系本溪组，二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组、石千峰组，储层岩性主要为粗中粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、细粒岩屑砂岩。

表2 临兴地区各储层孔隙度与渗透率Table 2 The reservoir porosity and permeability of Linxing area

根据砂岩样品物性分析结果(表2)，按照气藏分类标准，各储层均属低孔、低渗储集层，其中以石千峰组、上石盒子组、下石盒子组物性相对较好。

1.3 保存条件

鄂尔多斯盆地构造演化较稳定，储层致密，且非均质强，有利于天然气成藏[4]。临兴地区上古生界致密气藏发育优质的区域性盖层(上石盒子组巨厚的泥岩集中段)和局部盖层(山西组、太原组、本溪组泥岩)。已钻井表明，上石盒子组泥岩发育，如LX-1井上石盒子组厚度为252 m，泥岩累计厚度达236 m，泥岩单层厚度可达20 m，泥地比达93%；LX-4井太原组气藏上覆4 m厚泥岩，下石盒子组气藏上覆8 m厚泥岩(图1)，盖层条件优越。

砂岩储层低孔低渗，天然气垂向、侧向运移需要突破的毛管阻力较大，对于成藏后天然气散失起到了一定延缓作用。如LX-6井下石盒子组底部物性相对较好的砂体有效聚集了气藏，上覆孔隙度5%、渗透率0.06 mD的砂体对其起到较好的保护作用。

图1 临兴地区气层层位分布Fig.1 Strata distribution of gas reservoir in the region

2 致密砂岩气成藏主控因素

从已钻井分析来看，临兴地区气藏具有以下特征：气藏大面积准连续分布(图2)，没有明显的气藏边界；气水分布复杂，无边底水，无明显的气水界限；不存在明显的传统意义上的气水倒置关系，含气饱和度变化大，为准连续型致密砂岩气藏。

2.1 较大的生烃强度是基础

鄂尔多斯盆地生烃高峰时期为晚侏罗世—早白垩世末，此时上古生界储集层孔隙度低于10%，孔喉较小[15-16]，毛细管阻力较大，地层平缓，天然气难以发生大规模的侧向运移，以近源成藏为主[17-19]。盆地上古生界致密砂岩大气田形成的生气强度可以低至10×108m3/km2[20]，临兴地区煤层生烃强度为(10.0～16.0)×108m3/km2，暗色泥岩生烃强度为(5.0～6.0)×108m3/km2，累计煤系地层生烃强度为(14.0～22.0)×108m3/km2，生烃强度较大，且由中部南、北方向逐渐变大(图2)。据统计，研究区生烃强度较大地区测井解释气层普遍较厚，最厚达114.7 m，仅紫金山岩体范围内因构造活动较强不利于天然气保存，导致气层较薄。总体而言，临兴地区以近源成藏为主，较大的生烃强度是基础，其整体处于大型气田形成的有效供烃范围。

图2 气层厚度分布与生烃强度关系Fig.2 The relationship between thickness distribution of gas and hydrocarbon generation intensity

2.2 相对优质储层是天然气富集的保障

油气富集成藏且横向分布广的重要地质基础是有利的沉积相带[21]。研究区不同成因类型的砂体物性差异较大，气层厚度差异也较大，表明储层的发育受沉积微相控制较为明显。研究区西北部以水下分流河道砂体、分流河道砂体和心滩砂体孔隙度相对较大(6%以上)，以分流河道砂体的渗透率最大(近5 mD)，其次是水下分流河道砂体和心滩砂体，气层以分流河道砂体中最厚，其次是水下分流河道和心滩(图3)。

从储层物性来看，气层主要富集于物性相对较好的砂体中。据测井解释，研究区上石盒子组气层孔隙度大部分超过8%，渗透率多数超过0.5 mD；差气层孔隙度主要集中在4%～8%，渗透率基本小于0.5 mD；干层孔隙度基本都小于6%，渗透率多数不超过0.1 mD(图4)。由此显示气层段物性明显好于差气层，差气层段物性明显好于干层。

从矿物成分来看，储层粒度控制着气藏的分布，气藏倾向于分布在粒度相对较粗的储层中。研

图3 研究区西北部储层物性、气层厚度与沉积微相关系Fig.3 The relationship between the reservoir physical properties and the sedimentary microfacies, the thickness of the reservoir and the sedimentary microfacies in the northwest of the study area

图4 上石盒子组气层、差气层、干层孔隙度及渗透率分布Fig.4 The porosity distribution and the permeability distribution of reservoir, poor reservoir and dry layer in upper Shihezi

究区LX-10井1 689.5 m处砾石主要成分为石英颗粒和石英岩，砂质以粗砂和巨砂为主，少量中砂，岩屑主要为石英岩和结晶岩岩屑，少量泥质岩屑，孔隙发育差，连通性差，测井解释为气层；1 695.2 m处砂质以中砂为主，细砂次之，少量粗砂，岩屑主要为石英岩和结晶岩岩屑，少量泥质岩和岩浆岩岩屑，未见孔隙，测井解释为干层(图5)。

图5 含泥质岩屑Fig.5 Debris containing muda.粗—巨砂岩，正交，LX-10，太1段中下部，25倍；b.中砂岩，正交，LX-10，太1段底部，50倍。

2.3 断裂体系是天然气垂向运移的关键

研究区处于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带，整体是一个西低东高的单斜，可大致分成3个构造区，中东部受侵入岩影响为隆起区，中部为围着隆起发育的向斜区，西部、北部和南部为平缓褶皱区。中东部断裂发育，呈环形放射状展布，西部、北部和南部地层相对平缓，断裂活动较弱。研究区的绝大多数断层为燕山期伸展正断层，走向基本是北东向，断距为30～255 m，大多数小于150 m。

根据实际钻探结果，在石千峰组、上石盒子组、下石盒子组、山西组、太原组和本溪组储层中均钻遇气层，且尤以上部石千峰组、上石盒子组、下石盒子组钻遇率相对较高，占78%，山西组、太原组和本溪组钻遇气层占22%(图6)。

图6 研究区钻遇气层层位分布Fig.6 The distribution of drilling gas reservoir in the study area

图7 临兴地区气藏剖面示意Fig.7 Gas reservoir profile in Linxing area

根据气藏剖面可以看出，断裂相对较发育的地区，裂隙直接与烃源岩连通，天然气发生垂向运移，气藏在烃源岩以及上部地层均有分布(图7)，表现出纵向叠置的特征。LX-10井和LX-9各层位储层发育且临近断层，疏导条件良好，气层多，显示段长；LX-5井储层欠发育，仅深部临近断层，疏导条件较差，表现为显示层少、近烃源岩砂层含气多的特征；LX-11井临近大断层，疏导条件好，气层发生纵向运移至三叠系成藏。

3 结论与建议

(1)临兴地区烃源岩广覆式分布，生烃强度普遍超过形成大中型气田的下限值10×108m3/km2，具有较优质的储集条件和保存条件，具备形成大中型气田的地质条件。

(2)研究区成藏主控因素主要有烃源岩、储层和断裂体系。较大的生烃强度是成藏的基础，相对优质储层是天然气富集的保障，断裂体系是天然气垂向运移的关键。研究区处于大型气田形成的有效供烃范围，平面上沉积微相控制砂体展布，进而影响气藏的分布，其中以分流河道最有利；纵向上，物性相对较好和砂体粒度相对较大的储层更有利于气藏的聚集，断裂发育区气藏表现为多层叠置的特征。

(3)建议下步工作方向为在生烃强度较大的地区，以评价相对优质储层为重点，在断裂发育区以寻找下生上储气藏为主，在断裂薄弱区以自生自储气藏为主。