臨興地區(qū)上古生界致密砂巖氣成藏主控因素

趙 衛(wèi)，潘新志，劉亞青，孟尚志.

(1.中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100015；2.中海油能源發(fā)展有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300450；3.渤海鉆探鉆井技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300280)

鄂爾多斯盆地是我國重要的大型含油氣盆地，其盆地主體穩(wěn)定性強(qiáng)，以整體升降為主，沉積速率低，地層展布平緩，具有古生界含氣，中生界含油，滿盆氣、半盆油及大型巖性地層油氣藏發(fā)育的特點(diǎn)[1-3]。尤其是近20年來，先后發(fā)現(xiàn)了蘇里格、大牛地、榆林、子洲、烏審旗、神木、米脂等上古生界大型致密砂巖氣藏。

臨興地區(qū)位于鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶，自下而上鉆遇地層有奧陶系，石炭系本溪組，二疊系太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組、石千峰組，三疊系劉家溝組/和尚溝組、紙坊組、延長組，第三系，第四系。該區(qū)上古生界發(fā)育多套致密氣藏，由于成藏主控因素的差異性，導(dǎo)致氣藏具有典型的縱向疊置、橫向準(zhǔn)連續(xù)分布的特征。針對研究區(qū)氣藏非均質(zhì)性較強(qiáng)的實(shí)際地質(zhì)條件，識(shí)別其成藏主控因素至關(guān)重要。

1 致密砂巖氣藏成藏條件

1.1 烴源巖

鄂爾多斯盆地上古生界的烴源巖主要是海陸交互相的本溪組、太原組和山西組的煤巖和暗色泥巖[4-6]，分布范圍較廣，總體生烴強(qiáng)度較高，西部地區(qū)最高可達(dá)28×108m3/km2，大部分烴源巖Ro>1.25%，達(dá)到生烴高峰[7-9]。研究區(qū)主力烴源巖以本溪組—山西組的煤系地層為主，具有厚度大、分布廣、成熟度高、生烴能力強(qiáng)的特點(diǎn)。區(qū)內(nèi)煤層厚度為15～24 m，暗色泥巖厚度為80～100 m。根據(jù)研究區(qū)鉆井取得的泥巖及煤芯樣品測試結(jié)果，煤層平均有機(jī)碳含量(TOC)為51%～63%，暗色泥巖平均有機(jī)碳含量為3%～4.4%(表1)，成熟度在1.0%～2.0%之間，屬于烴源巖的生氣高峰期。

表1 臨興地區(qū)煤系地層TOC統(tǒng)計(jì)表Table 1 TOC statistical table of coal strata of Linxing area

1.2 儲(chǔ)集條件

鄂爾多斯盆地上古生界砂體分布范圍廣，以繼承性三角洲、河流沉積體系為主，砂體具有明顯的多層疊置且連片分布的特征，砂體與煤系烴源巖互層，儲(chǔ)蓋組合條件較好[10]。盆地北部主要發(fā)育兩大類物源區(qū)[11-12]，受物源區(qū)的影響，盆地自西向東依次發(fā)育石英砂巖、巖屑石英砂巖—石英砂巖、巖屑砂巖—巖屑石英砂巖[13]。

臨興地區(qū)石炭系—二疊系早期是一套以潮坪—潟湖—障壁島—碳酸鹽臺(tái)地沉積為主的障壁海岸沉積，山西組沉積以曲流河三角洲相為特征，下石盒子組發(fā)育辮狀河三角洲—湖泊相，上石盒子組—石千峰組發(fā)育湖泊—河流相沉積[14]。上古生界發(fā)育多套儲(chǔ)層，分別有石炭系本溪組，二疊系太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組、石千峰組，儲(chǔ)層巖性主要為粗中粒巖屑砂巖、巖屑石英砂巖、細(xì)粒巖屑砂巖。

表2 臨興地區(qū)各儲(chǔ)層孔隙度與滲透率Table 2 The reservoir porosity and permeability of Linxing area

根據(jù)砂巖樣品物性分析結(jié)果(表2)，按照氣藏分類標(biāo)準(zhǔn)，各儲(chǔ)層均屬低孔、低滲儲(chǔ)集層，其中以石千峰組、上石盒子組、下石盒子組物性相對較好。

1.3 保存條件

鄂爾多斯盆地構(gòu)造演化較穩(wěn)定，儲(chǔ)層致密，且非均質(zhì)強(qiáng)，有利于天然氣成藏[4]。臨興地區(qū)上古生界致密氣藏發(fā)育優(yōu)質(zhì)的區(qū)域性蓋層(上石盒子組巨厚的泥巖集中段)和局部蓋層(山西組、太原組、本溪組泥巖)。已鉆井表明，上石盒子組泥巖發(fā)育，如LX-1井上石盒子組厚度為252 m，泥巖累計(jì)厚度達(dá)236 m，泥巖單層厚度可達(dá)20 m，泥地比達(dá)93%；LX-4井太原組氣藏上覆4 m厚泥巖，下石盒子組氣藏上覆8 m厚泥巖(圖1)，蓋層條件優(yōu)越。

砂巖儲(chǔ)層低孔低滲，天然氣垂向、側(cè)向運(yùn)移需要突破的毛管阻力較大，對于成藏后天然氣散失起到了一定延緩作用。如LX-6井下石盒子組底部物性相對較好的砂體有效聚集了氣藏，上覆孔隙度5%、滲透率0.06 mD的砂體對其起到較好的保護(hù)作用。

圖1 臨興地區(qū)氣層層位分布Fig.1 Strata distribution of gas reservoir in the region

2 致密砂巖氣成藏主控因素

從已鉆井分析來看，臨興地區(qū)氣藏具有以下特征：氣藏大面積準(zhǔn)連續(xù)分布(圖2)，沒有明顯的氣藏邊界；氣水分布復(fù)雜，無邊底水，無明顯的氣水界限；不存在明顯的傳統(tǒng)意義上的氣水倒置關(guān)系，含氣飽和度變化大，為準(zhǔn)連續(xù)型致密砂巖氣藏。

2.1 較大的生烴強(qiáng)度是基礎(chǔ)

鄂爾多斯盆地生烴高峰時(shí)期為晚侏羅世—早白堊世末，此時(shí)上古生界儲(chǔ)集層孔隙度低于10%，孔喉較小[15-16]，毛細(xì)管阻力較大，地層平緩，天然氣難以發(fā)生大規(guī)模的側(cè)向運(yùn)移，以近源成藏為主[17-19]。盆地上古生界致密砂巖大氣田形成的生氣強(qiáng)度可以低至10×108m3/km2[20]，臨興地區(qū)煤層生烴強(qiáng)度為(10.0～16.0)×108m3/km2，暗色泥巖生烴強(qiáng)度為(5.0～6.0)×108m3/km2，累計(jì)煤系地層生烴強(qiáng)度為(14.0～22.0)×108m3/km2，生烴強(qiáng)度較大，且由中部南、北方向逐漸變大(圖2)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)生烴強(qiáng)度較大地區(qū)測井解釋氣層普遍較厚，最厚達(dá)114.7 m，僅紫金山巖體范圍內(nèi)因構(gòu)造活動(dòng)較強(qiáng)不利于天然氣保存，導(dǎo)致氣層較薄。總體而言，臨興地區(qū)以近源成藏為主，較大的生烴強(qiáng)度是基礎(chǔ)，其整體處于大型氣田形成的有效供烴范圍。

圖2 氣層厚度分布與生烴強(qiáng)度關(guān)系Fig.2 The relationship between thickness distribution of gas and hydrocarbon generation intensity

2.2 相對優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層是天然氣富集的保障

油氣富集成藏且橫向分布廣的重要地質(zhì)基礎(chǔ)是有利的沉積相帶[21]。研究區(qū)不同成因類型的砂體物性差異較大，氣層厚度差異也較大，表明儲(chǔ)層的發(fā)育受沉積微相控制較為明顯。研究區(qū)西北部以水下分流河道砂體、分流河道砂體和心灘砂體孔隙度相對較大(6%以上)，以分流河道砂體的滲透率最大(近5 mD)，其次是水下分流河道砂體和心灘砂體，氣層以分流河道砂體中最厚，其次是水下分流河道和心灘(圖3)。

從儲(chǔ)層物性來看，氣層主要富集于物性相對較好的砂體中。據(jù)測井解釋，研究區(qū)上石盒子組氣層孔隙度大部分超過8%，滲透率多數(shù)超過0.5 mD；差氣層孔隙度主要集中在4%～8%，滲透率基本小于0.5 mD；干層孔隙度基本都小于6%，滲透率多數(shù)不超過0.1 mD(圖4)。由此顯示氣層段物性明顯好于差氣層，差氣層段物性明顯好于干層。

從礦物成分來看，儲(chǔ)層粒度控制著氣藏的分布，氣藏傾向于分布在粒度相對較粗的儲(chǔ)層中。研

圖3 研究區(qū)西北部儲(chǔ)層物性、氣層厚度與沉積微相關(guān)系Fig.3 The relationship between the reservoir physical properties and the sedimentary microfacies, the thickness of the reservoir and the sedimentary microfacies in the northwest of the study area

圖4 上石盒子組氣層、差氣層、干層孔隙度及滲透率分布Fig.4 The porosity distribution and the permeability distribution of reservoir, poor reservoir and dry layer in upper Shihezi

究區(qū)LX-10井1 689.5 m處礫石主要成分為石英顆粒和石英巖，砂質(zhì)以粗砂和巨砂為主，少量中砂，巖屑主要為石英巖和結(jié)晶巖巖屑，少量泥質(zhì)巖屑，孔隙發(fā)育差，連通性差，測井解釋為氣層；1 695.2 m處砂質(zhì)以中砂為主，細(xì)砂次之，少量粗砂，巖屑主要為石英巖和結(jié)晶巖巖屑，少量泥質(zhì)巖和巖漿巖巖屑，未見孔隙，測井解釋為干層(圖5)。

圖5 含泥質(zhì)巖屑Fig.5 Debris containing muda.粗—巨砂巖，正交，LX-10，太1段中下部，25倍；b.中砂巖，正交，LX-10，太1段底部，50倍。

2.3 斷裂體系是天然氣垂向運(yùn)移的關(guān)鍵

研究區(qū)處于鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶，整體是一個(gè)西低東高的單斜，可大致分成3個(gè)構(gòu)造區(qū)，中東部受侵入巖影響為隆起區(qū)，中部為圍著隆起發(fā)育的向斜區(qū)，西部、北部和南部為平緩褶皺區(qū)。中東部斷裂發(fā)育，呈環(huán)形放射狀展布，西部、北部和南部地層相對平緩，斷裂活動(dòng)較弱。研究區(qū)的絕大多數(shù)斷層為燕山期伸展正斷層，走向基本是北東向，斷距為30～255 m，大多數(shù)小于150 m。

根據(jù)實(shí)際鉆探結(jié)果，在石千峰組、上石盒子組、下石盒子組、山西組、太原組和本溪組儲(chǔ)層中均鉆遇氣層，且尤以上部石千峰組、上石盒子組、下石盒子組鉆遇率相對較高，占78%，山西組、太原組和本溪組鉆遇氣層占22%(圖6)。

圖6 研究區(qū)鉆遇氣層層位分布Fig.6 The distribution of drilling gas reservoir in the study area

圖7 臨興地區(qū)氣藏剖面示意Fig.7 Gas reservoir profile in Linxing area

根據(jù)氣藏剖面可以看出，斷裂相對較發(fā)育的地區(qū)，裂隙直接與烴源巖連通，天然氣發(fā)生垂向運(yùn)移，氣藏在烴源巖以及上部地層均有分布(圖7)，表現(xiàn)出縱向疊置的特征。LX-10井和LX-9各層位儲(chǔ)層發(fā)育且臨近斷層，疏導(dǎo)條件良好，氣層多，顯示段長；LX-5井儲(chǔ)層欠發(fā)育，僅深部臨近斷層，疏導(dǎo)條件較差，表現(xiàn)為顯示層少、近烴源巖砂層含氣多的特征；LX-11井臨近大斷層，疏導(dǎo)條件好，氣層發(fā)生縱向運(yùn)移至三疊系成藏。

3 結(jié)論與建議

(1)臨興地區(qū)烴源巖廣覆式分布，生烴強(qiáng)度普遍超過形成大中型氣田的下限值10×108m3/km2，具有較優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集條件和保存條件，具備形成大中型氣田的地質(zhì)條件。

(2)研究區(qū)成藏主控因素主要有烴源巖、儲(chǔ)層和斷裂體系。較大的生烴強(qiáng)度是成藏的基礎(chǔ)，相對優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層是天然氣富集的保障，斷裂體系是天然氣垂向運(yùn)移的關(guān)鍵。研究區(qū)處于大型氣田形成的有效供烴范圍，平面上沉積微相控制砂體展布，進(jìn)而影響氣藏的分布，其中以分流河道最有利；縱向上，物性相對較好和砂體粒度相對較大的儲(chǔ)層更有利于氣藏的聚集，斷裂發(fā)育區(qū)氣藏表現(xiàn)為多層疊置的特征。

(3)建議下步工作方向?yàn)樵谏鸁N強(qiáng)度較大的地區(qū)，以評價(jià)相對優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層為重點(diǎn)，在斷裂發(fā)育區(qū)以尋找下生上儲(chǔ)氣藏為主，在斷裂薄弱區(qū)以自生自儲(chǔ)氣藏為主。