鄂爾多斯盆地神木氣田二疊系太原組天然氣成藏條件

蒙曉靈，張宏波，馮強(qiáng)漢，張保國(guó)，王彩麗，王準(zhǔn)備

(1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，陜西西安710018;2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安710018;3.中國(guó)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(chǔ)量934.99 ×108m3，技術(shù)可采儲(chǔ)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(duì)比Table 1 Comparison of gas accumulation conditions with the adjacent gas fields

1996—1997年陜210 井對(duì)太原組試氣獲無(wú)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(kāi)了神木氣田大規(guī)模勘探的序幕;截至目前，神木氣田已有各級(jí)別地質(zhì)儲(chǔ)量千億方，具有良好的開(kāi)發(fā)潛力，是長(zhǎng)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(chǔ)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(chǔ)層特征描述等方面［7-16］，而針對(duì)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(rèn)為神木氣田太原組具有優(yōu)良的烴源條件和較好的儲(chǔ)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(diǎn)。氣源對(duì)比認(rèn)為［3］，盆地上古生界儲(chǔ)層中氣源主要來(lái)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(jī)質(zhì)成熟度高(Ro＞1.8%)。煤巖有機(jī)碳含量高達(dá)62.9%，泥巖有機(jī)碳含量為2.09%～2.33%。研究表明:氣田大量生氣時(shí)間為晚侏羅世—早白堊世，生烴強(qiáng)度為28 × 108～35 ×108m3/km2，累積排烴強(qiáng)度為24 × 108～30 ×108m3/km2，具備形成大型氣田的生烴條件。

2 儲(chǔ)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(chǔ)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(lèi)型

通過(guò)對(duì)神木氣田太原組358 塊砂巖鑄體薄片的統(tǒng)計(jì)，孔隙類(lèi)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(lèi)型，在孔隙類(lèi)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(zhǎng)石溶孔、沸石溶孔、微裂隙及可見(jiàn)微孔隙，粒間孔所占的比例很少(1.9%)，對(duì)面孔率的貢獻(xiàn)不大。

2.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

神木氣田太原組有效砂巖儲(chǔ)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(jìn)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(chǔ)集巖性主要為巖屑石英砂巖、石英砂巖和巖屑砂巖，不同類(lèi)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(tái)，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(wú)明顯的曲線平臺(tái)(圖2c)。

2.3 物性特征

該區(qū)儲(chǔ)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(chǔ)層的巖石組構(gòu)和原生孔隙發(fā)育狀況，成巖作用對(duì)孔隙進(jìn)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)集層特征導(dǎo)致了該區(qū)天然氣儲(chǔ)集性能較差。但由于石英砂巖儲(chǔ)層的分布，局部仍富集高產(chǎn)層段。

3 儲(chǔ)蓋組合

天然氣擴(kuò)散作用強(qiáng)，保存條件對(duì)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(jī)質(zhì)豐度高，生烴能力強(qiáng)，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(shí)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(chǔ)集空間，周?chē)旅苌皫r與泥巖形成封閉，氣體在排烴的過(guò)程中充注入儲(chǔ)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(duì)應(yīng)其間發(fā)育的砂巖儲(chǔ)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(chǔ)層儲(chǔ)集性較差。與太原組儲(chǔ)層相比，山西組二段優(yōu)質(zhì)石英砂巖儲(chǔ)層較為發(fā)育，在天然氣向上運(yùn)移過(guò)程中，可及時(shí)捕獲從而富集成藏。因此，儲(chǔ)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(kāi)發(fā)應(yīng)通過(guò)在平面上追蹤太原組石英砂巖儲(chǔ)層的分布，從而達(dá)到降低鉆井風(fēng)險(xiǎn)，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(jī)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(chǔ)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(chǔ)層物性較差，削弱了源內(nèi)式成藏組合的優(yōu)勢(shì)，平面上追蹤石英砂巖展布成為下部勘探開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)。

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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