鄂尔多斯盆地上石炭统本溪组致密气富集主控因素

2021-05-11张春林姜福杰王静怡王夕榕张嘉琪

天然气工业 2021年4期

李剑张春林姜福杰裴煜王静怡王夕榕张嘉琪

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室

3.油气资源与探测国家重点实验室 4.中国石油大学（北京）地球科学学院

0 引言

鄂尔多斯盆地是我国重要的天然气生产基地，2020年鄂尔多斯盆地天然气产量突破500×108m3，油气当量突破6 000×104t，连续十年以上成为全国第一大产气区[1]。在鄂尔多斯盆地天然气总产量中，致密气占其中的68%[2]，并且这一比例仍在不断增加。从鄂尔多斯盆地致密砂岩气勘探现状来看，主要产层为下二叠统山西组和中二叠统下石盒子组八段，其他层位的勘探开发程度较低[3]。近年来，随着勘探程度的不断提高，上石炭统本溪组致密砂岩气逐渐受到关注，中国石油长庆油田公司已对本溪组165口井进行了测试工作，其中65口井获工业气流，平均无阻流量为22.35×104m3/d且有4口测试井日产气量超过50×104m3，表明本溪组具有较好的致密气资源前景。但是较之于山西组和盒八段，对于本溪组致密砂岩气成藏条件的研究较少、天然气富集主控因素不清，给后者的勘探评价选区工作造成了困难。

为此，笔者针对该盆地本溪组致密砂岩气的成藏机理开展了研究，分析致密气的分布特征，揭示致密气富集的主控因素，预测致密气的有利勘探区带，以期为本溪组致密砂岩气的勘探提供依据和参考。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地位于华北陆块西部，是典型的大型内陆克拉通盆地，也是我国第二大沉积盆地，面积约为37×104km2[4]。鄂尔多斯盆地具有盆内稳定、盆缘活跃、南北隆升、西冲东抬的构造特征，由6个一级构造单元组成，为伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环坳陷和西缘冲断带（图1）。盆地演化经历了吕梁、晋宁、加里东、海西以及喜马拉雅等多期构造运动[7]。笔者本次研究地区位于鄂尔多斯盆地中部，构造位置位于伊陕斜坡。

图1 鄂尔多斯盆地构造区划分、气田位置分布与本溪组—太原组柱状图

鄂尔多斯盆地在古生界经历了海相—海陆过渡相—陆相的沉积环境演化[8]。下古生界奥陶系仅沉积马家沟组海相石灰岩。上古生界石炭系至二叠系为典型的海陆过渡相沉积，其中，本溪组和下二叠统太原组主要为三角洲和障壁海岸沉积；山西组发生海退，主要为浅水三角洲沉积（图1）；中二叠统上石盒子组、下石盒子组和上二叠统石千峰组发育大套的河流沉积，其中上石盒子组主要为辫状河三角洲沉积相，下石盒子组和石千峰组则主要为曲流河沉积相[9]。

2 本溪组气水分布及气井产能特征

对钻遇鄂尔多斯盆地本溪组的165口井测试结果进行了统计分析，从平面分布特征、产能变化规律等方面总结测试井特征和变化规律。

2.1 气水平面分布特征

2.1.1 气井分布与沉积相叠合特征

鄂尔多斯盆地沉积构造演化特征主要受北部兴蒙海槽和南部的祁连海槽的控制[10]，研究区中南部本溪组发育潮坪—障壁岛相带，东北部发育三角洲前缘相带。从单井测试结果看，研究区东北部工业气井分布于三角洲前缘分支河道上；中南部工业气井大多分布于潮汐砂坝之上，气层分布大体与潮汐砂坝分布相吻合。东北部储集体类型为三角洲前缘水下分流河道砂体，河口坝不发育；南部储集体类型主要为障壁岛砂坝和砂坪（图2）。

2.1.2 气井分布与烃源岩热演化程度叠合特征

从本溪组烃源岩镜质体反射率（Ro）平面分布和气水井分布叠合关系来看，由北向南，镜质体反射率逐渐增大，东北部烃源岩处于高成熟阶段（Ro＜2.0%），中南部处于过成熟阶段（Ro＞2.0%），宜川—庆城一带烃源岩的Ro可达3.0%。总体来看，气井主要分布在Ro＞1.3%的区域，水井主要分布在Ro＜1.3%的北部区域（图3），但也有个别水井分布在盆地中心烃源岩热演化程度相对较高的地区，可能存在其他因素控制气水分布关系。

图3 鄂尔多斯盆地本溪组烃源岩Ro与测试井叠合图

2.2 气井产能变化特征

2.2.1 煤层厚度与气井产能关系

本溪组发育鄂尔多斯盆地非常重要的一套源岩层，即8号煤层[11]，通过对产气井产能与8号煤层厚度关系分析发现，纵向上工业气井所处区域烃源岩（8号煤层）厚度普遍介于2～14 m，测试无阻流量与煤层厚度有一定正相关关系，在无阻流量与煤层厚度相关图中可以看出，其中煤层厚度3～6 m有3口井的无阻流量介于25×104～30×104m3/d，此外其他散点数据间具有明显正相关关系，分析认为这3口井存在其他原因的影响（图4-a）。

2.2.2 气井产能随深度变化关系

整体来看，鄂尔多斯盆地本溪组埋深从东北至西南逐渐变深，产气层段埋深介于2 000～4 000 m，气层跨度较大，表明含气范围较大，且不同深度和位置产能差异明显，含气层段深度超过3 000 m区域主要集中在盆地西南部，为潮坪相，深度小于3 000 m区域主要在盆地东北部的三角洲相，产气量最高的井位集中分布在深度2 800 m附近的三角洲前缘相砂体上，间接证明沉积相对于产能的影响作用（图2）。

2.2.3 气井产能与储层物性的关系

2.2.3.1 砂体厚度与产能的关系

鄂尔多斯盆地本溪组测试段工业气井（日产气量大于3×104m3）的无阻流量砂体厚度介于4～20 m，主要集中介于9～17 m。可见，单一砂体厚度与产能的关系并不明显，单一砂体厚度不是决定产能的主控因素，但整体上呈现正相关的关系（图4-b）。

图4 鄂尔多斯盆地本溪组气井无阻流量与8号煤层厚度、测试段砂岩厚度关系图

2.2.3.2 储层物性与产能的关系

对165口测试井的物性资料与产能关系做了统计分析，发现气层孔隙度介于3.7%～9.7%，渗透率介于0.1～1.6 mD。另外，将单井测试结果与孔隙度、基质渗透率叠合发现，无阻流量高的井主要分布在孔隙度大于4%的区域，在一定的孔隙度范围内，无阻流量与孔隙度相关性不明显（图5-a），而渗透率与无阻流量的相关性相对更为明显（图5-b）。

图5 鄂尔多斯盆地本溪组物性与气井无阻流量关系图

3 本溪组致密砂岩气富集主控因素

从前述分析可知，鄂尔多斯盆地本溪组致密气分布受多种因素控制，与烃源岩、沉积环境、储层物性等都有着一定的关系。

因此，笔者从致密气成藏机理的角度，重点围绕天然气能否向致密储层充注、致密储层储集天然气能力和天然气能否有效保存3个方面，对致密气富集控制因素进行了分析，并确定了致密气富集主控地质因素。

3.1 烃源岩充注能力对气层聚集范围的控制

3.1.1 基本原理

天然气向致密储层中的充注动力为气体膨胀力，阻力为上覆地层中的静水柱压力和毛细管阻力[12]。当充注动力小于阻力时，天然气无法排驱孔隙中的水充注到储层中；当充注动力大于阻力时，天然气可以克服阻力以气驱水的方式向储层充注。由此，可以依据动力和阻力的平衡方程计算天然气充注临界条件，即充注门限[13]。

3.1.2 物理模拟实验验证

实验利用中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室自行研制的气驱水实验装置模拟。通过氮气充注饱含水的岩心样品，记录不同压力条件下的流体流量和时间，计算流体流速。实验中选择3块物性不同的样品进行了实测（表1），测试结果如图6所示。

表1 充注实验样品信息表

流体在低渗透致密储层中的流动属低速非达西流。其与达西流不同的是，只有当压力梯度达到能克服这些阻力后才可能开始低速渗流，即存在启动压力梯度[14]。对比不同样品的渗透速度和压力梯度关系可知，物性差异导致流体的流速差异明显，其中孔隙度小于10%、有效渗透率小于0.1 mD，属于致密砂岩的3号样品，其渗透速度与压力梯度相对于两个非致密砂岩样品的线性关系相对较弱，说明流体在致密砂岩储层中的流动过程更为复杂（图6-a）。但总体来看，启动压力和物性成反向关系，物性越好，启动压力越小（图6-b），与前人观点一致。

图6 天然气充注致密砂岩启动压力与流速变化特征图

3.1.3 数值模拟计算

利用致密储层中天然气充注动力和阻力平衡方程，可推导出以排烃强度、烃源岩厚度和静水柱高度为变量的求取孔喉半径的公式，其余参数均可通过对区域地质特征和天然气物理特征分析获得[15]。相关公式如下：

式中F2表示气体膨胀力，Pa；Z表示压缩系数，无量纲；表示天然气密度，kg/m3；R表示气体常数，J/（mol·K）；T表示热力学温度，K；qe表示排烃强度，m3/km2；M表示摩尔质量，g/mol；Hs表示烃源岩厚度，m；φ表示源岩孔隙度。

式中f1表示毛细管力，Pa；σ表示界面张力，N/m；r表示孔喉半径，m。

式中f2表示静液柱压力，Pa；ρw表示水的密度，kg/m3；g表示重力加速度，m/s2；h表示水柱高度，m。

假设动力和阻力相等，即式（1）等于式（2）与式（3）之和，即

由式（4）可推导出关于孔喉半径的计算公式，即

利用高压压汞数据，统计并拟合了孔喉半径与孔隙度对应关系，建立孔隙度计算方程，即

3.1.4 本溪组临界孔隙度下限的确定

依据生烃潜力法公式（7）[16]，计算获得本溪组煤层的排烃强度。

式中TOC表示总有机质含量；ρs表示煤层密度，g/cm3；q表示排烃率，mg/g。

根据单井统计编制的本溪组煤层厚度分布图、有机地球化学实验数据、鄂尔多斯盆地上古生界排烃模式图[16]以及煤层密度，计算得出鄂尔多斯盆地本溪组在埋深小于3 000 m时，排烃强度介于1.5×108～6.0×108m3/km2；埋深大于3 000 m时，排烃强度介于3.0×108～6.0×108m3/km2。

因此，在孔喉半径与孔隙度对应关系的基础上，利用临界充注条件式（5）即可计算出临界孔隙度。在埋深小于3 000 m时，临界孔隙度介于4.0%～10.2%，埋深大于3 000 m时，临界孔隙度介于4.2%～5.2%。

总体而言，本溪组烃源岩排气强度为1.5×108m3/km2时，临界孔隙度下限为10.2%；当排气强度为6×108m3/km2，对应的临界孔隙度下限为4.0%。根据孔隙度与测试量关系图（图5）可见，临界孔隙度与实测结果吻合较好，测试量较高的井的实测孔隙度均大于临界孔隙度下限4.0%。

3.2 储能系数对气层富集的影响

3.2.1 基本原理

对于致密储层而言，当天然气供气量有限的情况下，天然气不足以充满储层的全部孔隙空间，进而在储层厚度较大、孔隙度也较大的情况下，会表现出气水同产的特征[17-18]。基于这一原理，笔者采用储能系数概念，用式（8）计算。

式中Q表示储能系数，m；H表示储层砂体厚度，m；φc表示储层孔隙度。

3.2.2 计算结果

从本溪组测试井储能系数的计算得知（图7），当储能系数介于100～150时，天然气测试日产量最高。由此可知，并不是储能系数越高越有利于天然气聚集，只有当储能系数处于适当范围内，天然气才能有效聚集，形成较高的含气饱和度。

图7 储能系数与气井无阻流量关系图

对于本溪组致密砂岩气来说，煤层作为源岩，生烃能力和排烃条件在同区域内变化不大，致密砂岩作为储层，均为低孔低渗储层。因此影响储能系数的主要因素是储层的砂体厚度。但是，当储层砂体厚度过大时，源岩生成的天然气并不能完全充满整套储层，导致单位储层的产能下降，出现气水同出的特征。因此，储能系数与无阻流量呈现先减小后增大的关系，在60左右为分界线，当储能系数超过60时，无阻流量增加明显，低于60时，则表现为递减趋势；而当储能系数达到200以上时，无阻流量反而又降低了（图7），分析认为，储能系数表征储集空间能力，但影响产量的因素很多，如气源的供给能力、天然气的充满程度等。

3.3 超压发育对气井产能的影响

剩余压力反映了地层沉积演化过程，同时也能够反映地层的保存能力。一般情况下，压力越大的区域，地层保存能力越强[19]。笔者选择了3条剖面，并利用声波时差对剩余压力进行了模拟（剖面位置如图1所示）。

从东西向展布的连井剖面苏135井—陕295井—双136井—米51井（图8-a）可以看出，剖面位于本溪组发育区的中部，剖面地势是向东部逐渐升高的。超压在煤层中十分发育，在煤层及其下部的泥岩之间，形成两侧超压，中间低压的地质特征，中间的储层发育位置恰好是泄压区，既有利于天然气的富集也有利于保存，因此位于超压带之间的陕295井和双136井砂岩储层天然气无阻流量超过50×104m3/d。

东西向展布的苏271井—苏215井—陕435井—陕340井连井剖面（图8-b）位于本溪组分布范围的南部，沉积相带属浅海砂坝相。陕435井和陕340井的产能并不高，测试结论为低产气层，相比于苏135井—陕295井—双136井—米51井剖面，该剖面上剩余压力要低得多。

图8 鄂尔多斯盆地剩余压力连井剖面图

南北向展布的双142井—陕295井—陕435井—陕336井连井剖面（图8-c）中，陕435井—陕295井之间异常压力十分发育，该区气产量高。尤其是在陕295井附近，异常高压可达到60 MPa，其产能最高，天然气无阻流量高达80.45×104m3/d。

4 本溪组致密砂岩气有利富集区

通过前述分析可知，鄂尔多斯盆地本溪组致密气主控因素为源岩供气能力（排烃强度与临界孔隙度）、储层储集能力（储层系数）和超压发育3方面。因此，利用沉积相带、排烃强度与孔隙度耦合关系、超压分布作为主要地质因素，采用叠合法[20]对本溪组致密气有利富集区进行了预测。对于4个要素均具备的区域，确定为Ⅰ类有利区；具备3个要素者，作为Ⅱ类有利区；有2个要素者作为Ⅲ类有利区。结果表明，本溪组Ⅰ类有利区主要发育在浅海砂坝及海陆过渡带；Ⅱ类有利区多以浅海砂坝为主，Ⅲ类有利区为三角洲平原相带（图9）。