蒙曉靈，張宏波，馮強漢，張保國，王彩麗，王準備

(1.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安710018;2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710018;3.中國石油川慶鉆探工程有限公司科技信息處，四川成都610051)

神木氣田區(qū)域構(gòu)造隸屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部，是繼榆林、子洲和大牛地等氣田之后發(fā)現(xiàn)的又一上古生界大型氣田，截止目前已提交探明地質(zhì)儲量934.99 ×108m3，技術(shù)可采儲量為474.62 ×108m3。氣田西接榆林氣田、南抵子洲、米脂氣田(圖1)。下二疊統(tǒng)太原組是該氣田主力含氣層段之一。

圖1 神木氣田構(gòu)造位置示意圖Fig.1 Sketch map showing structural location of Shenmu gas field

表1 相鄰氣田成藏條件對比Table 1 Comparison of gas accumulation conditions with the adjacent gas fields

1996—1997年陜210 井對太原組試氣獲無阻流量2.696 9 ×104m3/d;2003—2006年隨著雙3井和雙14 井太原組試氣分獲2.544 ×104m3/d 和5.726 9×104m3/d，從而拉開了神木氣田大規(guī)?？碧降男蚰?截至目前，神木氣田已有各級別地質(zhì)儲量千億方，具有良好的開發(fā)潛力，是長慶氣區(qū)產(chǎn)能穩(wěn)產(chǎn)接替的重要后備區(qū)塊。氣田太原組氣藏的成藏條件與相鄰氣田存在差異(表1)。

前人關(guān)于該氣田及周邊儲層基礎(chǔ)地質(zhì)研究成果較多［1-3］，主要涉及沉積演化特征［4-5］、沉積模式研究［6］及儲層特征描述等方面［7-16］，而針對太原組天然氣成藏條件的研究較少涉及。文中就太原組成藏條件給予了分析，認為神木氣田太原組具有優(yōu)良的烴源條件和較好的儲蓋組合，具備形成大型氣田的基礎(chǔ)條件。

1 生烴條件

盆地上古生界烴原巖總體具有廣覆式生烴、大面積供氣的特點。氣源對比認為［3］，盆地上古生界儲層中氣源主要來自于煤和泥巖的煤系氣。神木氣田地處鄂爾多斯盆地東部生烴中心，本溪組、太原組和山西組均不同程度發(fā)育煤層，單層厚度一般8～10 m，分布廣泛，自北而南厚度增加。煤巖和暗色泥巖以腐殖型干酪根為主，具有較高的生烴能力，有機質(zhì)成熟度高(Ro＞1.8%)。煤巖有機碳含量高達62.9%，泥巖有機碳含量為2.09%～2.33%。研究表明:氣田大量生氣時間為晚侏羅世—早白堊世，生烴強度為28 × 108～35 ×108m3/km2，累積排烴強度為24 × 108～30 ×108m3/km2，具備形成大型氣田的生烴條件。

2 儲集巖特征

神木氣田太原組發(fā)育陸表海潮控三角洲相和碳酸鹽巖濱岸相，由于受到北東向物源和沉積作用控制，儲集層巖性既有粗粒石英砂巖，又有巖屑砂巖，物性總體上呈現(xiàn)低孔、低-特低滲特征。

2.1 孔隙類型

通過對神木氣田太原組358 塊砂巖鑄體薄片的統(tǒng)計，孔隙類型主要有粒間孔、粒間溶孔、巖屑溶孔和晶間孔等。巖屑溶孔是主要孔隙類型，在孔隙類型的分布頻率中可占66.7%，其次為雜基溶孔，分布頻率為14.5%，粒間溶孔為3.7%，晶間孔可占2.8%。此外，還有少量長石溶孔、沸石溶孔、微裂隙及可見微孔隙，粒間孔所占的比例很少(1.9%)，對面孔率的貢獻不大。

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

神木氣田太原組有效砂巖儲層排驅(qū)壓力一般為0.1～0.9 MPa，喉道中值半徑為0.1～0.5 μm;最大進汞飽和度一般為64%～85%，平均78.1%，退汞飽和度主要為33%～52%，平均44%。

儲集巖性主要為巖屑石英砂巖、石英砂巖和巖屑砂巖，不同類型的巖性壓汞曲線形態(tài)有著顯著的差別(圖2)。石英砂巖發(fā)育粒間孔和粒間溶孔，毛管壓力曲線具寬緩平臺，喉道發(fā)育，滲透性好，排驅(qū)壓力大部分小于0.5 MPa(圖2a);巖屑石英砂巖以巖屑溶孔為主，喉道發(fā)育程度較石英砂巖差，壓汞曲線斜度增大，排驅(qū)壓力1 MPa 左右(圖2b);巖屑砂巖以巖屑溶孔為主，壓汞曲線斜度大，無明顯的曲線平臺(圖2c)。

2.3 物性特征

該區(qū)儲層受沉積和成巖作用雙重控制，物性呈低孔、低-特低滲特征。沉積作用決定了儲層的巖石組構(gòu)和原生孔隙發(fā)育狀況，成巖作用對孔隙進行著建設(shè)性和破壞性雙重改造。大量分析樣品表明:該區(qū)砂巖儲層孔隙度主要分布在4%～12%，平均為7.1%;滲透率主要分布在0.01 ×10-3～1 ×10-3μm2，平均為0.2×10-3μm2(圖3)。

圖2 神木氣田太原組砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征Fig.2 Pore structure features of sandstone reservoirs in the Taiyuan Formation of Shenmu gas field

圖3 神木氣田太原組儲層物性分布Fig.3 Physical properties of the Taiyuan Formation in Shenmu gas field

因此，總體低孔、低-特低滲的儲集層特征導(dǎo)致了該區(qū)天然氣儲集性能較差。但由于石英砂巖儲層的分布，局部仍富集高產(chǎn)層段。

3 儲蓋組合

天然氣擴散作用強，保存條件對天然氣成藏至關(guān)重要。本溪組底部的鋁土質(zhì)泥巖橫向分布穩(wěn)定、巖性致密，可作為上古生界含氣層系的區(qū)域性底板。山西組二段煤、泥巖有機質(zhì)豐度高，生烴能力強，具有物性封閉和烴濃度封閉雙重封蓋能力，是良好的直接蓋層，同時上石盒子組和石千峰的紫紅色泥巖構(gòu)成了穩(wěn)定的區(qū)域蓋層。氣田太原組骨架砂巖為分流河道沉積，泥質(zhì)夾層較多，可形成側(cè)向封堵。太原組內(nèi)部以巖屑溶孔為主要的儲集空間，周圍致密砂巖與泥巖形成封閉，氣體在排烴的過程中充注入儲集層中聚集成藏(圖4)。

4 成藏主控因素

盆地上古生界太原組、山西組二段為典型的源內(nèi)層式組合。含煤地層為其主要的烴源巖，相對應(yīng)其間發(fā)育的砂巖儲層，有利于形成巖性氣藏圈閉。但良好的生烴條件、高效的封蓋性能和有利的成藏組合凸顯出神木氣田太原組砂巖儲層儲集性較差。與太原組儲層相比，山西組二段優(yōu)質(zhì)石英砂巖儲層較為發(fā)育，在天然氣向上運移過程中，可及時捕獲從而富集成藏。因此，儲集巖物性是影響神木氣田太原組天然氣成藏的主要控制因素。下步氣田規(guī)模開發(fā)應(yīng)通過在平面上追蹤太原組石英砂巖儲層的分布，從而達到降低鉆井風險，確保氣井高產(chǎn)的目的。

5 結(jié)論

1)神木氣田太原組底部煤層和泥巖是主力烴源巖，有機質(zhì)豐度總體較高，生烴條件優(yōu)越。

2)神木氣田太原組發(fā)育陸表海潮控三角洲相和碳酸鹽巖濱岸相，由于受到北東向物源和沉積作用的雙重控制，儲集層巖性以巖屑石英砂巖、石英砂巖為主，含少量巖屑砂巖，物性總體呈現(xiàn)低孔、低-特低滲特征。

3)神木氣田太原組儲層物性較差，削弱了源內(nèi)式成藏組合的優(yōu)勢，平面上追蹤石英砂巖展布成為下部勘探開發(fā)的重點。

圖4 神木氣田上古生界天然氣成藏模式Fig.4 Gas accumulation patterns of the Upper Paleozoic in Shenmu gas field

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