蒙曉靈 艾慶琳 王金成 卞曉燕 朱長榮安文宏 謝 姍 夏守春 蔣培明

1. 中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院 2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室3. 中國石油集團(tuán)測井有限公司生產(chǎn)測井中心

0 引言

鄂爾多斯盆地上古生界蘊(yùn)藏著豐富的天然氣資源，是最早進(jìn)行致密砂巖氣成藏理論研究的盆地之一。自20世紀(jì)90年代中期以來，在盆地北部上古生界天然氣勘探取得突破性進(jìn)展，相繼發(fā)現(xiàn)了榆林、蘇里格、子洲、神木等大型砂巖氣田，從而進(jìn)一步推動了致密砂巖氣成藏地質(zhì)條件綜合研究和理論的發(fā)展。目前已形成以“廣覆式持續(xù)生烴充注、近距離運(yùn)聚、大面積砂體疊置分布、大面積含氣”為核心的致密砂巖氣藏聚集理論[1-10]。隨著長慶油田油氣當(dāng)量6 000×104t的目標(biāo)順利實(shí)現(xiàn)，為保證各氣田穩(wěn)產(chǎn)，亟需尋找新的接替潛力區(qū)。近年來，在盆地西南部上古生界的勘探工作已取得了重要進(jìn)展[11-12]。發(fā)現(xiàn)了以ZT1井（測試產(chǎn)量為7.8×104m3/d）為代表的上古生界含氣富集區(qū)。隨著勘探工作的進(jìn)一步推進(jìn)，以ZT1井區(qū)下二疊統(tǒng)山西組山1段為主要目的層的開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)目前已完鉆80余口，平均無阻流量15×104m3/d，初步具備4×108m3/a的產(chǎn)氣能力。針對該區(qū)特點(diǎn)，分析其成藏條件，為今后致密砂巖儲層的規(guī)模有效開發(fā)具有重要指導(dǎo)意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)面積1 000 km2，構(gòu)造上其主體位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部，總體為西傾單斜，傾角小于1°，斷層不發(fā)育（圖1）。該區(qū)晚古生代存在剝蝕古陸，上石炭統(tǒng)本溪組、下二疊統(tǒng)太原組、山西組依次向南超覆沉積。區(qū)塊上古生界整體缺失本溪組，太原組保存較全，但厚度較?。?～16 m）。與盆地其他氣區(qū)的物源來自北部陰山山脈不同，通過對砂巖成分、巖屑組分、輕重礦物、陰極發(fā)光等資料分析認(rèn)為，區(qū)塊沉積物主要來自西南物源。主要目的層山1段為曲流河三角洲沉積，三角洲前緣亞相發(fā)育，為砂巖巖性圈閉。截至2020年底，該區(qū)山1段氣藏ZT1井區(qū)提交天然氣預(yù)測地質(zhì)儲量600×108m3。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置示意圖

2 烴源巖發(fā)育特征

由于上古生界上石炭系統(tǒng)缺失，研究區(qū)主要發(fā)育了2套烴源巖，即太原組和山西組煤系地層，雖然無論其厚度還是生烴效率上均差于盆地中部各大氣田，但其生烴強(qiáng)度介于12×108～24×108m3/km2，也具備成為良好烴源巖的條件（圖2）。

圖2 盆地上古生界生烴強(qiáng)度圖

2.1 烴源巖分布

前人研究認(rèn)為在早石炭世沉積時，西緣地區(qū)與鄂爾多斯盆地內(nèi)互不連通，盆地西部的古隆起阻隔了華北海與祁連海的連通。至本溪期，在盆地早古生代就已經(jīng)存在的中央古隆起仍然分隔祁連海和華北海兩大海域，晚石炭世本溪期主要表現(xiàn)為廣覆式的填平補(bǔ)齊充填作用，圍繞古隆起形成障壁島—潮坪—潟湖沉積體系[13-15]。受中央古隆起影響，研究區(qū)本溪組缺失，太原組保存相對較全（占總井?dāng)?shù)的73%），但平均厚度僅有16 m。根據(jù)區(qū)內(nèi)50口井實(shí)鉆數(shù)據(jù)表明，該區(qū)烴源巖主要為太原組—山西組的煤層及暗色泥巖，其中煤層主要分布在太原組頂部（一般發(fā)育1～2套），累計厚度1～4 m，平均厚度2.5 m；暗色泥巖在山2段發(fā)育，厚度介于60～90 m，平均厚度72 m，在全區(qū)范圍內(nèi)分布穩(wěn)定（圖3）。

圖3 研究區(qū)地層綜合柱狀圖

2.2 有機(jī)質(zhì)豐度及熱演化程度

研究區(qū)上古生界主要?dú)庠磶r為山2段及太原組煤層，次要?dú)庠磶r包括山西組和太原組的暗色泥巖。從地球化學(xué)指標(biāo)來看（表1），太原組和山西組煤層的有機(jī)碳含量（TOC）較高，平均值都超過60%；山西組的巖石熱解生烴潛量（S1+S2）略高于太原組，平均值為12.3 mg/g；山西組氯仿瀝青“A”含量明顯高于太原組，介于0.03%～0.55%，均值為0.22%。表1數(shù)據(jù)顯示：研究區(qū)主力烴源巖為山西組和太原組的煤層，其間發(fā)育的暗色泥巖是次要的烴源巖。干酪根類型以偏腐殖型—腐殖型為主，烴源巖鏡質(zhì)體反射率（Ro）為1.6%～3.0%，普遍超過2.0%，處于高成熟—過成熟干氣階段，生烴強(qiáng)度平均在15.5×108m3/km2[11]，有較好的生烴能力，具備形成氣田的烴源巖條件[10]。

表1 研究區(qū)烴源巖地球化學(xué)指標(biāo)表

3 儲集巖致密特征

3.1 儲層巖性特征

研究區(qū)上古生界主力產(chǎn)氣層為山1段，其砂巖類型主要為灰白色、淺灰色中粗粒石英砂巖、巖屑石英砂巖。巖石礦物組分中石英含量為65%～85%，平均為76%；巖屑以千枚巖、石英巖、板巖為主。填隙物主要以硅質(zhì)（SiO2）、火山凝灰質(zhì)為主，其次為黏土礦物、碳酸鹽膠結(jié)。

含氣砂巖顆粒粒徑一般為0.5～2.4 mm，主要為粗—巨粒砂巖、中—粗粒砂巖。顆粒接觸主要以線接觸、凹凸接觸方式為主，顆粒多數(shù)分選好，呈次圓狀、孔隙式、鑲嵌式膠結(jié)，孔隙類型主要為巖屑溶孔，其次為晶間孔，少見粒間孔。砂巖儲層總體呈現(xiàn)“特低孔隙、特低滲透”特征，孔隙度分布為0.84%～9.74%，主要分布在2.0%～8.0%，平均為4.98%；滲透率主要分布分布范圍為0.003～0.500 mD，平均0.19 mD（圖4）。

圖4 慶陽氣田山1段儲層物性分析頻率直方圖

研究區(qū)山1段砂巖儲層排驅(qū)壓力介于0.138～11.034 MPa，平均為1.702 MPa；最大連通孔喉半徑為0.067～5.329 μm，平均為1.611 μm；飽和度中值壓力為0.586～27.586 MPa，平均為6.517 MPa；飽和度中值半徑為0.027～1.254 μm，平均為0.448 μm；均值系數(shù)為0.100 0～0.983 7，平均為0.513 1。最大進(jìn)汞飽和度60.63%～95.65%，平均為89.66%，退汞效率分布在9.81%～39.68%，平均為27.33%。研究區(qū)山1段有效儲層主要為Ⅰ、Ⅱ類（圖5）。

圖5 慶陽氣田山1段有效砂巖儲層典型毛細(xì)管壓力曲線圖

3.2 儲層致密因素和孔隙度定量化研究

綜合分析該區(qū)砂巖成巖階段已基本進(jìn)入晚成巖階段“B”期。區(qū)內(nèi)砂巖儲層中石英主要呈Ⅲ級次生加大膠結(jié)；碳酸鹽礦物以亮晶方解石為主，部分地區(qū)發(fā)育鐵方解石和鐵白云石；黏土礦物中伊利石—蒙皂石混層（I/S）小于10%；孔隙度低，基本小于7%，以次生溶孔為主，見裂縫發(fā)育；包裹體記錄了隨時間變化而發(fā)生的溫壓條件和成分的變化，鹽水包裹體均一溫度大致記錄了自生礦物形成的溫度。包裹體均一溫度峰值介于130～160 ℃之間，說明碎屑成巖演化程度較高，山西組基本已進(jìn)入晚成巖階段“B”期[16-18]。

造成該區(qū)砂巖致密的主要原因有：①在長期高強(qiáng)度壓實(shí)下，變質(zhì)巖屑中的軟組分（千枚巖、板巖）變形強(qiáng)烈，對孔隙進(jìn)行擠壓，形成了以微孔隙為主的致密砂巖；②以硅質(zhì)、碳酸鹽巖為主的膠結(jié)作用也是導(dǎo)致砂巖致密的重要因素；在砂巖儲層埋藏過程中，普遍存在于碎屑顆粒之間的硅質(zhì)膠結(jié)物主要以次生加大形式出現(xiàn)，對儲層孔隙度、滲透率影響極大，已基本無殘余粒間孔，形成了“特低孔隙、特低滲透”的致密儲層；③自生黏土礦物中伊利石、綠泥石大多以顆粒薄膜式（孔隙襯里）和球射狀（孔隙充填）的形式存在，易于堵塞砂巖孔隙喉道，對砂巖滲透率有顯著破壞作用。

通過薄片鑒定，結(jié)合孔隙演化模擬等手段對各成巖作用影響孔隙度變化做定量化分析。如果將三角洲前緣相原生孔隙取值為35.0%[1]，經(jīng)壓實(shí)階段后，剩余孔隙度只有12.47%，經(jīng)膠結(jié)作用后，再損失9.0%，孔隙度只保留了3.47%，儲層十分致密。至晚成巖A期，煤系烴源巖地層中有機(jī)質(zhì)在較高溫壓條件下分解有機(jī)酸，導(dǎo)致孔隙介質(zhì)呈酸性，長石、方解石膠結(jié)物在一定條件下生成自形高嶺石集合體礦物，體積縮小，從而產(chǎn)生部分孔隙空間；同時，在較粗粒的石英砂巖中，常見高嶺石結(jié)晶良好，其晶體堆積松散，保留了良好的晶間孔，使孔隙體積進(jìn)一步加大。最終溶解作用可使砂巖儲層孔隙度增加1.51%。各成巖作用對孔隙度的綜合作用下，目前儲層孔隙度僅為4.98%（圖6）。

圖6 研究區(qū)成巖作用對孔隙度演變示意圖

此外，常規(guī)薄片、掃描電鏡觀察表明，該區(qū)發(fā)育少許微裂縫，可分為粒間縫和構(gòu)造縫。前者由成巖過程中巖石收縮引起，后者與構(gòu)造擠壓/拉張相關(guān)。構(gòu)造縫為次生溶蝕孔隙的產(chǎn)生創(chuàng)造了條件，也是油氣聚集成藏過程中不可或缺的運(yùn)移通道。

4 成藏模式探討

大中型氣田的形成要求有一定的生氣強(qiáng)度。鄂爾多斯盆地中東部構(gòu)造上隸屬于伊陜斜坡，構(gòu)造斷裂不發(fā)育，屬于致密巖性氣藏，生烴強(qiáng)度大于20×108m3/km2。蘇里格氣田生烴強(qiáng)度為24×108m3/km2，烏審旗氣田生烴強(qiáng)度為28×108m3/km2，榆林氣田生烴強(qiáng)度為30×108m3/km2，米脂氣田生烴強(qiáng)度為32×108m3/km2[1]。研究區(qū)生烴強(qiáng)度為15×108m3/km2[11]，具有較好的生烴潛力。研究區(qū)上古生界山1段底部發(fā)育一套厚度介于5～12 m的灰白色中、粗粒石英砂巖有效儲層，其上覆盒8層砂巖不發(fā)育，多為淺灰色細(xì)、粉砂巖，與泥巖互層，成為天然氣縱向運(yùn)移的區(qū)域蓋層。對于致密砂巖天然氣的成藏，源巖生烴增壓是油氣充注最重要的驅(qū)動力，研究區(qū)山1段砂巖儲層緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖，以微裂縫為主要運(yùn)移通道，形成了天然氣富集區(qū)帶[19-21]。根據(jù)該區(qū)試氣成果，其山13層不產(chǎn)水，說明天然氣對該層段進(jìn)行了徹底充注，而局部以盒8層有效儲層為目的層的氣井，試氣后普遍產(chǎn)水，說明該層由于距離烴源巖較遠(yuǎn)，天然氣未能充注充分?？梢姡谠搮^(qū)致密砂巖儲層背景下，較好的烴源巖、單一的優(yōu)勢儲集層、優(yōu)質(zhì)的區(qū)域蓋層構(gòu)成了天然氣富集成藏的重要條件（圖7）。

圖7 研究區(qū)上古生界天然氣成藏模式圖

5 結(jié)論

1）研究區(qū)是典型的致密砂巖巖性圈閉氣藏。其烴源巖有機(jī)碳含量（TOC）較高，平均值超過60%以上；山西組煤層的氯仿瀝青“A”含量、巖石熱解生烴潛量（S1+S2）均略高于太原組，平均值分別為0.22%、12.3 mg/g。干酪根類型以偏腐殖型、腐殖型為主，處于高成熟—過成熟熱演化階段，顯示該區(qū)具有較好的生烴條件，具備形成氣田的烴源巖條件。

2）強(qiáng)烈的成巖作用導(dǎo)致儲層物性總體呈現(xiàn)“特低孔隙、特低滲透”特征，儲層發(fā)育具有很強(qiáng)的非均質(zhì)性。由于儲層發(fā)育的單一性，使得上古生界山西組山13層天然氣充注最為充分，為該區(qū)的優(yōu)勢儲層，其巖性主要為中、粗粒石英砂巖，孔隙以巖屑溶孔、晶間孔為主。

3）區(qū)內(nèi)上古生界太原組與下古生界不整合接觸，構(gòu)成了巖性圈閉的底板，盒8～盒4層間發(fā)育的細(xì)粒物質(zhì)可作為優(yōu)質(zhì)的區(qū)域蓋層；烴源巖主要為太原組—山2段煤層及暗色泥巖；山西組山13層底部發(fā)育的一套灰白色石英砂巖儲層是主要的天然氣儲集體，在微裂縫輸導(dǎo)情況下三者構(gòu)成該區(qū)巖性氣藏天然氣聚集生、儲、蓋組合條件。