李 浩

(陜西學(xué)前師范學(xué)院，陜西 西安 710100)

0 引 言

鄂爾多斯盆地延長氣田的古生界可分為3種氣藏組合[1-4]，馬五1—馬五4為上部含氣組合(簡稱上部組合)，沉積物主要為溶蝕的風(fēng)化殼，圈閉類型以古地貌圈閉為主；馬五5—馬五10為中央含氣組合(簡稱中間組合)，沉積物主要為白云巖晶間孔沉積物，圈閉類型主要為巖性圈閉；馬四段及以下為下部含氣組合(簡稱下部組合)，主要為白云巖晶間孔儲集層，圈閉條件與中間組合相似。楊華等[5]、付金華等[6-7]認為延長氣田南部地區(qū)古生界各層系現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)基本一致，表現(xiàn)為一向西傾沒的平緩斜坡，該區(qū)南部由3條斷裂形成；工區(qū)南部上古生界碎屑巖南部的南物源占優(yōu)勢，北部的北物源占優(yōu)勢，中部為南北物源交互沉積區(qū)域，沉積體系主要為湖泊—三角洲相。李劍等[8]、李仲東等[9]、楊興業(yè)等[10]基于成藏特征認為下古生界馬家溝組馬五段主要為蒸發(fā)臺地相，部分為局限臺地相；炭質(zhì)泥巖厚度影響砂體含氣性，氣藏一般分布在厚度大的區(qū)域及其附近，富氣區(qū)主要分布于工區(qū)東北部、南部局部地區(qū)。而盆地南部天然氣地質(zhì)基礎(chǔ)研究薄弱，對氣藏成藏模式及優(yōu)質(zhì)儲層的系統(tǒng)研究鮮有報道。因此，開展延長氣田南部探區(qū)巖電特征、沉積儲層特征、構(gòu)造特征等精細評價，進而提出延長氣田古生界氣藏成藏特征及富集規(guī)律，為該地區(qū)精細勘探開發(fā)建立堅實的基礎(chǔ)。

1 構(gòu)造特征

研究區(qū)構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡南部，該斜坡為一寬緩的西傾大單斜(圖1)。研究區(qū)出露地層為三疊系、侏羅系及白堊系下統(tǒng)，自東向西逐漸變新。地層走向主要為NNE—SSW向，傾向為NWW，坡降為3～10 m/km，地層傾角為1～3 °，各地層頂部構(gòu)造具有較好的繼承性，局部構(gòu)造不發(fā)育，僅在寬緩的斜坡上局部存在一些低幅度的鼻狀隆起構(gòu)造。鄂爾多斯盆地南部天然氣氣藏一般受巖性變化的控制，圈閉類型主要為巖性圈閉。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置Fig.1 The tectonic location of the study area

2 沉積特征

研究區(qū)砂體展布方向繼承了山西組的沉積特征，呈NW—SE向，三角洲砂體平面上呈條帶狀、朵葉狀。南部三角洲主體分布在洛川-宜川一帶，由多期三角洲不斷疊加而成；北部主要發(fā)育7條水下分流河道及其相鄰的河口壩，是多期分流河道與河口壩相互疊置、切割的產(chǎn)物共同組成的三角洲前緣亞相。研究區(qū)來自北部物源的砂體較來自南部物源的砂體更為發(fā)育。盒7段—盒5段及上石盒子組隨著沉積基準(zhǔn)面的上升，三角洲規(guī)模逐漸變小，湖泊相泥巖占比較高，整體上構(gòu)成了盒8段的區(qū)域性蓋層(圖2)。研究區(qū)古生界地層以湖相泥巖為主，與三角洲相砂巖互層，砂體厚度小、粒度較細，單砂體展布范圍較為局限。

圖2 Y717—Y571—Y432—Y623—Y391井石盒子組沉積相Fig.2 The profile chart of sedimentary facies of Shihezi Formation in Wells Y717-Y571-Y432-Y623-Y391

與延長氣田北部YQ2—Y128井區(qū)相比，研究區(qū)石英砂巖含量明顯偏低，巖屑含量偏高(表1)，山1、山2段結(jié)構(gòu)成熟度較高，顆粒呈次圓狀，少量為次棱角狀，分選好。山1、山2段成分成熟度及結(jié)構(gòu)成熟度均較盒8段略低。該區(qū)地層砂體泥質(zhì)含量相對較低，普遍低于5%，本溪組、山1段、山2段、盒8段泥質(zhì)含量大于5%。上古生界各組儲層孔滲關(guān)系較差，反映剩余原生粒間孔少、次生溶孔較多。研究區(qū)盒8、山1、山2段與本溪組儲集性能均較好，平均孔隙度大于6%，平均滲透率大于0.2 mD；孔隙度低于4%、滲透率小于0.1 mD的樣品占比較低。該區(qū)致密砂巖儲層由好到差依次分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類。Ⅰ類致密儲層物性最好，對應(yīng)儲量豐度較高的含氣單元，經(jīng)壓裂改造后產(chǎn)氣量增長較為顯著，日產(chǎn)氣量一般為2.0×105～6.0×105m3/d；Ⅱ類儲層物性中等，經(jīng)壓裂改造后產(chǎn)氣量有所增加，日產(chǎn)氣量一般為0.1×105～2.0×105m3/d。

表1 砂巖巖石礦物組成對比Table 1 The comparison of mineral compositions of sandstone rocks

3 致密儲層控制因素

3.1 強烈壓實與壓溶是儲層致密的主要因素

壓實、壓溶作用是造成盆地上古生界砂巖儲層孔隙損失的主要因素，巖屑砂巖壓實、壓溶作用更為明顯，尤其是塑性巖屑壓扭變形嚴(yán)重破壞了粒間孔[11-14]。研究區(qū)主要氣源巖有機質(zhì)成熟帶的儲層并未發(fā)生規(guī)模性的溶蝕作用，僅發(fā)育少量顆粒溶蝕孔隙。砂巖剩余原生粒間孔隙不發(fā)育，物性較差，表現(xiàn)出較強的壓實作用，通過資料分析明確其原因是含煤地層較早遭受壓實、壓溶作用，酸性水不活躍，而后期有機質(zhì)成熟期大量生成的有機酸對儲層改造不明顯。

3.2 砂巖粒度是儲層儲集性能的主控因素

在熱成熟度或者成巖作用背景相近的條件下，砂巖粒度是決定儲層儲集性能的主控因素，碎屑顆粒粒度大小決定了塑性巖屑(或剛性顆粒)的含量。由研究區(qū)巖樣物性參數(shù)統(tǒng)計可知，孔隙度大于6%的樣品普遍為粗砂巖和中砂巖，物性相對較好，而礫巖和細砂巖占比大的樣品物性普遍較差。因此，砂巖粒度大小決定了儲集性能的好壞。

3.3 石英和巖屑相對含量控制儲層物性

研究區(qū)儲層砂巖類型主要為石英砂巖、巖屑石英砂巖和巖屑砂巖，碎屑組分主要以石英為主，其次為巖屑，僅有少量長石。其中，石英砂巖的儲集物性最好，巖屑砂巖的儲集物性最差，巖屑石英砂巖的儲集物性介于兩者之間。主要原因為：①與石英相比，巖屑的親流體性強，潤濕時巖屑表面形成較厚的流體薄膜，會降低其表面流體的流動性，在一定程度上減少了孔隙的截面積，導(dǎo)致滲透率變小。②石英和巖屑的抗風(fēng)化能力不同。石英抗風(fēng)化能力強，顆粒表面光滑，氣體容易通過；巖屑易風(fēng)化為次生礦物，一方面吸附氣體，另一方面吸水膨脹堵塞孔隙和喉道，降低儲層的孔隙度、滲透率。因此，巖屑石英砂巖、巖屑砂巖比石英砂巖的儲集物性差。

不同層段砂巖骨架礦物成分類型和含量的差異也體現(xiàn)出儲層物性的不同。研究區(qū)本溪組石英砂巖含量最高，巖屑石英砂巖和巖屑砂巖次之；山2段巖屑石英砂巖含量最高，巖屑砂巖次之，石英砂巖含量最低；山2段和盒8段巖屑砂巖含量最高，巖屑石英砂巖次之，石英砂巖含量最低，但盒8段巖屑砂巖含量明顯高于山1段?？傮w上，本溪組儲層物性最好，山2段次之，其次為山1段，盒8段最差。

3.4 沉積相帶控制砂體展布、影響儲層物性

儲層的發(fā)育受沉積相帶的控制。研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層主要位于三角洲平原亞相的分流河道、三角洲前緣亞相和河口壩的分流河道亞相的沉積砂體中心，分布廣、厚度大，巖性以中、粗砂巖為主，其次為細砂巖、粉砂巖、礫巖，層間連通性好，孔隙度、滲透率均相對較高。在測井曲線上，含氣砂巖表現(xiàn)出自然電位負異常、低自然伽馬、高聲波時差、高密度、低中子、高電阻率等測井響應(yīng)特征(圖3)。由圖3可知，高孔隙度、滲透率段對應(yīng)厚度大的砂層，厚砂層的物性明顯優(yōu)于薄砂層的物性。研究區(qū)砂巖沉積組合包括正韻律、反韻律、復(fù)合韻律等類型，其中水下分流河道砂體沉積組合巖石顆粒在垂向上呈自下而上由粗變細的正韻律演變，河口壩砂體沉積組合巖石顆粒在垂向上呈自下而上由細變粗的反韻律演變，分流河道則為下細、中粗、上細的復(fù)合韻律演變。細粒碎屑磨圓度差，呈棱角狀，顆粒支撐比較松散，比磨圓度好的粗粒砂巖孔隙度更大，但細粒沉積物孔喉小，毛細管壓力大，流體滲濾阻力大，滲透率小。在粒度相近的情況下，分選差的碎屑巖因細小的碎屑充填粒間孔和喉道，降低了儲層孔隙度和滲透率。因此，研究區(qū)正韻律砂體下部的物性明顯好于上部，反韻律砂體上部的物性明顯好于下部。

圖3 Y203井二疊系沉積微相與儲集性能關(guān)系Fig.3 The relationship between Permian sedimentary microfacies and reservoir performance in Well Y203

4 天然氣成藏模式與富集規(guī)律

4.1 氣源巖生烴潛力評價

研究區(qū)古生界氣源巖巖性主要為煤、深色泥巖、碳酸鹽巖。古生界煤系氣源巖遍布全區(qū)，分布呈兩側(cè)厚、中間薄的特征。該區(qū)煤巖厚度一般為10～20 m，厚度大的區(qū)域為20～30 m；深色泥巖厚度一般為60～80 m，厚度大的區(qū)域可達80～120 m；碳酸鹽巖廣泛發(fā)育，一般厚度為10～40 m，厚度大的區(qū)域達40 m以上。

研究區(qū)古生界氣源巖生排烴能力和機理不盡相同，有機質(zhì)特征存在差異，評價標(biāo)準(zhǔn)也有所區(qū)別。煤系地層中成熟煤作為優(yōu)質(zhì)氣源巖已經(jīng)成為共識，是研究區(qū)上古生界天然氣最主要的氣源巖[15-16]；上古生界碳酸鹽巖為較差的氣源巖，下古生界碳酸鹽巖是海相氣源巖中的較好的氣源巖[17-18]。因此，主要對深色泥巖進行評價，根據(jù)有機質(zhì)豐度評價標(biāo)準(zhǔn)(表2)認為該區(qū)深色泥巖屬中等—極好氣源巖。

表2 研究區(qū)有機質(zhì)豐度評價標(biāo)準(zhǔn)Table 2 The evaluation standard of abundance of organic matters in the study area

4.2 天然氣成藏模式與有利區(qū)評價

研究區(qū)上古生界天然氣成藏模式總體為“先致密、后成藏”，石盒子組屬于近源充注型成藏，山西組、本溪組屬于源內(nèi)充注型成藏，下古生界馬家溝組為多源混合充注型成藏。該組氣源主要來自本溪組地層，少部分源自其本身。從盆地?zé)嵫莼放c油氣的關(guān)系來看，研究區(qū)氣源巖大量生排氣，直接運移進入儲層，直至天然氣成藏達到最大規(guī)模。早白堊世至現(xiàn)今，受區(qū)域構(gòu)造抬升影響，生氣速率明顯降低，最終趨于停止，氣藏溫度、壓力降低，整體處于萎縮狀態(tài)。

研究區(qū)上古生界儲層致密時期早于氣源巖的大量生排氣期，致密儲層毛細管阻力較大，氣體浮力驅(qū)動作用微弱。當(dāng)天然氣在儲層運聚時，氣體膨脹為主要驅(qū)動力，天然氣從氣源巖排放到儲層，儲層孔隙氣體膨脹產(chǎn)生瞬時超壓，壓力平衡作用導(dǎo)致氣體體積增加，最終增加孔隙中氣體的飽和度和充注氣體的范圍。氣體膨脹過程中不定向驅(qū)動水，最終選擇具有較大喉部半徑和較小毛細管阻力的相鄰孔隙進行填充。

何自新等[19-21]認為鄂爾多斯盆地上古生界的天然氣組合屬于源內(nèi)聚集。從砂體邊緣到砂體內(nèi)部氣體逐漸增大，且氣體與水無均勻邊界。隨著天然氣的不斷運聚填充，高滲透率砂體中天然氣含量不斷增加，含氣飽和度也相應(yīng)增加。砂體中透鏡狀儲層被非氣源巖包圍，下層氣源巖中的天然氣主要通過砂體和裂縫充注砂體，氣體進入砂體后，在膨脹的作用下以活塞狀向兩側(cè)推動，當(dāng)巖性圈閉儲層中大部分自由孔隙水被天然氣驅(qū)替，方可形成不同規(guī)模的氣藏。優(yōu)質(zhì)儲層的規(guī)模直接決定著氣藏規(guī)模，研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層主要發(fā)育于巖溶斜坡區(qū)、三角洲分流河道、河口壩等地區(qū)，其形成主要受古地貌、巖石類型和后期成巖作用控制，而天然氣成藏與富集主要受儲層儲集性能和氣體充注強度控制。依據(jù)控制致密砂巖氣成藏的主要儲層條件、氣源與保存條件，建立了該區(qū)有利圈閉區(qū)帶的分類評價標(biāo)準(zhǔn)(表3)。

表3 研究區(qū)有利圈閉區(qū)帶評價標(biāo)準(zhǔn)Table 3 The evaluation standard for favorable trap zones in the study area

根據(jù)有機質(zhì)豐度及有利圈閉區(qū)帶評價標(biāo)準(zhǔn)優(yōu)選盆地南部天然氣勘探有利圈閉區(qū)帶。Ⅰ類有利圈閉區(qū)帶主要分布于Y349—Y188—Y260、Y432—Y704—Y561井一帶(圖4)，Ⅱ類有利圈閉區(qū)帶主要分布于H33—Y263、Y428—Y566—Y568井一帶，其他地區(qū)為Ⅲ類有利圈閉區(qū)帶，基本沒有勘探價值。

圖4 研究區(qū)有利區(qū)帶綜合評價Fig.4 The comprehensive evaluation of favorable zones in the study area

5 結(jié)論與建議

(1)鄂爾多斯盆地南部古生界優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育的控制因素較為復(fù)雜，主要受古地貌、巖石類型和后期成巖作用三大因素控制。優(yōu)質(zhì)儲層主要發(fā)育于三角洲分流河道、河口壩，儲層規(guī)模決定氣藏規(guī)模，尋找現(xiàn)今未被充填的儲層是關(guān)鍵，其預(yù)測難度相對較大。

(2)鄂爾多斯盆地南部古生界優(yōu)質(zhì)儲層是天然氣成藏與富集的關(guān)鍵因素，氣源巖的厚度及其生排氣強度是影響儲層含氣性的關(guān)鍵。

(3)下一步應(yīng)加強鄂爾多斯盆地南部古生界基礎(chǔ)地質(zhì)研究，精細刻畫優(yōu)質(zhì)儲層的空間展布，預(yù)測有利儲層發(fā)育帶，深入分析單一砂體或砂層組的氣藏能否較大規(guī)模成藏。評價單井產(chǎn)能，在現(xiàn)有壓裂改造技術(shù)的前提下進一步提高產(chǎn)量，推進該區(qū)天然氣勘探開發(fā)新進展。