鄂尔多斯盆地古生界气藏成藏模式及优势储层预测

李 浩

(陕西学前师范学院，陕西 西安 710100)

0 引 言

鄂尔多斯盆地延长气田的古生界可分为3种气藏组合[1-4]，马五1—马五4为上部含气组合(简称上部组合)，沉积物主要为溶蚀的风化壳，圈闭类型以古地貌圈闭为主；马五5—马五10为中央含气组合(简称中间组合)，沉积物主要为白云岩晶间孔沉积物，圈闭类型主要为岩性圈闭；马四段及以下为下部含气组合(简称下部组合)，主要为白云岩晶间孔储集层，圈闭条件与中间组合相似。杨华等[5]、付金华等[6-7]认为延长气田南部地区古生界各层系现今构造形态基本一致，表现为一向西倾没的平缓斜坡，该区南部由3条断裂形成；工区南部上古生界碎屑岩南部的南物源占优势，北部的北物源占优势，中部为南北物源交互沉积区域，沉积体系主要为湖泊—三角洲相。李剑等[8]、李仲东等[9]、杨兴业等[10]基于成藏特征认为下古生界马家沟组马五段主要为蒸发台地相，部分为局限台地相；炭质泥岩厚度影响砂体含气性，气藏一般分布在厚度大的区域及其附近，富气区主要分布于工区东北部、南部局部地区。而盆地南部天然气地质基础研究薄弱，对气藏成藏模式及优质储层的系统研究鲜有报道。因此，开展延长气田南部探区岩电特征、沉积储层特征、构造特征等精细评价，进而提出延长气田古生界气藏成藏特征及富集规律，为该地区精细勘探开发建立坚实的基础。

1 构造特征

研究区构造上位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡南部，该斜坡为一宽缓的西倾大单斜(图1)。研究区出露地层为三叠系、侏罗系及白垩系下统，自东向西逐渐变新。地层走向主要为NNE—SSW向，倾向为NWW，坡降为3～10 m/km，地层倾角为1～3 °，各地层顶部构造具有较好的继承性，局部构造不发育，仅在宽缓的斜坡上局部存在一些低幅度的鼻状隆起构造。鄂尔多斯盆地南部天然气气藏一般受岩性变化的控制，圈闭类型主要为岩性圈闭。

图1 研究区构造位置Fig.1 The tectonic location of the study area

2 沉积特征

研究区砂体展布方向继承了山西组的沉积特征，呈NW—SE向，三角洲砂体平面上呈条带状、朵叶状。南部三角洲主体分布在洛川-宜川一带，由多期三角洲不断叠加而成；北部主要发育7条水下分流河道及其相邻的河口坝，是多期分流河道与河口坝相互叠置、切割的产物共同组成的三角洲前缘亚相。研究区来自北部物源的砂体较来自南部物源的砂体更为发育。盒7段—盒5段及上石盒子组随着沉积基准面的上升，三角洲规模逐渐变小，湖泊相泥岩占比较高，整体上构成了盒8段的区域性盖层(图2)。研究区古生界地层以湖相泥岩为主，与三角洲相砂岩互层，砂体厚度小、粒度较细，单砂体展布范围较为局限。

图2 Y717—Y571—Y432—Y623—Y391井石盒子组沉积相Fig.2 The profile chart of sedimentary facies of Shihezi Formation in Wells Y717-Y571-Y432-Y623-Y391

与延长气田北部YQ2—Y128井区相比，研究区石英砂岩含量明显偏低，岩屑含量偏高(表1)，山1、山2段结构成熟度较高，颗粒呈次圆状，少量为次棱角状，分选好。山1、山2段成分成熟度及结构成熟度均较盒8段略低。该区地层砂体泥质含量相对较低，普遍低于5%，本溪组、山1段、山2段、盒8段泥质含量大于5%。上古生界各组储层孔渗关系较差，反映剩余原生粒间孔少、次生溶孔较多。研究区盒8、山1、山2段与本溪组储集性能均较好，平均孔隙度大于6%，平均渗透率大于0.2 mD；孔隙度低于4%、渗透率小于0.1 mD的样品占比较低。该区致密砂岩储层由好到差依次分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类。Ⅰ类致密储层物性最好，对应储量丰度较高的含气单元，经压裂改造后产气量增长较为显著，日产气量一般为2.0×105～6.0×105m3/d；Ⅱ类储层物性中等，经压裂改造后产气量有所增加，日产气量一般为0.1×105～2.0×105m3/d。

表1 砂岩岩石矿物组成对比Table 1 The comparison of mineral compositions of sandstone rocks

3 致密储层控制因素

3.1 强烈压实与压溶是储层致密的主要因素

压实、压溶作用是造成盆地上古生界砂岩储层孔隙损失的主要因素，岩屑砂岩压实、压溶作用更为明显，尤其是塑性岩屑压扭变形严重破坏了粒间孔[11-14]。研究区主要气源岩有机质成熟带的储层并未发生规模性的溶蚀作用，仅发育少量颗粒溶蚀孔隙。砂岩剩余原生粒间孔隙不发育，物性较差，表现出较强的压实作用，通过资料分析明确其原因是含煤地层较早遭受压实、压溶作用，酸性水不活跃，而后期有机质成熟期大量生成的有机酸对储层改造不明显。

3.2 砂岩粒度是储层储集性能的主控因素

在热成熟度或者成岩作用背景相近的条件下，砂岩粒度是决定储层储集性能的主控因素，碎屑颗粒粒度大小决定了塑性岩屑(或刚性颗粒)的含量。由研究区岩样物性参数统计可知，孔隙度大于6%的样品普遍为粗砂岩和中砂岩，物性相对较好，而砾岩和细砂岩占比大的样品物性普遍较差。因此，砂岩粒度大小决定了储集性能的好坏。

3.3 石英和岩屑相对含量控制储层物性

研究区储层砂岩类型主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩，碎屑组分主要以石英为主，其次为岩屑，仅有少量长石。其中，石英砂岩的储集物性最好，岩屑砂岩的储集物性最差，岩屑石英砂岩的储集物性介于两者之间。主要原因为：①与石英相比，岩屑的亲流体性强，润湿时岩屑表面形成较厚的流体薄膜，会降低其表面流体的流动性，在一定程度上减少了孔隙的截面积，导致渗透率变小。②石英和岩屑的抗风化能力不同。石英抗风化能力强，颗粒表面光滑，气体容易通过；岩屑易风化为次生矿物，一方面吸附气体，另一方面吸水膨胀堵塞孔隙和喉道，降低储层的孔隙度、渗透率。因此，岩屑石英砂岩、岩屑砂岩比石英砂岩的储集物性差。

不同层段砂岩骨架矿物成分类型和含量的差异也体现出储层物性的不同。研究区本溪组石英砂岩含量最高，岩屑石英砂岩和岩屑砂岩次之；山2段岩屑石英砂岩含量最高，岩屑砂岩次之，石英砂岩含量最低；山2段和盒8段岩屑砂岩含量最高，岩屑石英砂岩次之，石英砂岩含量最低，但盒8段岩屑砂岩含量明显高于山1段。总体上，本溪组储层物性最好，山2段次之，其次为山1段，盒8段最差。

3.4 沉积相带控制砂体展布、影响储层物性

储层的发育受沉积相带的控制。研究区优质储层主要位于三角洲平原亚相的分流河道、三角洲前缘亚相和河口坝的分流河道亚相的沉积砂体中心，分布广、厚度大，岩性以中、粗砂岩为主，其次为细砂岩、粉砂岩、砾岩，层间连通性好，孔隙度、渗透率均相对较高。在测井曲线上，含气砂岩表现出自然电位负异常、低自然伽马、高声波时差、高密度、低中子、高电阻率等测井响应特征(图3)。由图3可知，高孔隙度、渗透率段对应厚度大的砂层，厚砂层的物性明显优于薄砂层的物性。研究区砂岩沉积组合包括正韵律、反韵律、复合韵律等类型，其中水下分流河道砂体沉积组合岩石颗粒在垂向上呈自下而上由粗变细的正韵律演变，河口坝砂体沉积组合岩石颗粒在垂向上呈自下而上由细变粗的反韵律演变，分流河道则为下细、中粗、上细的复合韵律演变。细粒碎屑磨圆度差，呈棱角状，颗粒支撑比较松散，比磨圆度好的粗粒砂岩孔隙度更大，但细粒沉积物孔喉小，毛细管压力大，流体渗滤阻力大，渗透率小。在粒度相近的情况下，分选差的碎屑岩因细小的碎屑充填粒间孔和喉道，降低了储层孔隙度和渗透率。因此，研究区正韵律砂体下部的物性明显好于上部，反韵律砂体上部的物性明显好于下部。

图3 Y203井二叠系沉积微相与储集性能关系Fig.3 The relationship between Permian sedimentary microfacies and reservoir performance in Well Y203

4 天然气成藏模式与富集规律

4.1 气源岩生烃潜力评价

研究区古生界气源岩岩性主要为煤、深色泥岩、碳酸盐岩。古生界煤系气源岩遍布全区，分布呈两侧厚、中间薄的特征。该区煤岩厚度一般为10～20 m，厚度大的区域为20～30 m；深色泥岩厚度一般为60～80 m，厚度大的区域可达80～120 m；碳酸盐岩广泛发育，一般厚度为10～40 m，厚度大的区域达40 m以上。

研究区古生界气源岩生排烃能力和机理不尽相同，有机质特征存在差异，评价标准也有所区别。煤系地层中成熟煤作为优质气源岩已经成为共识，是研究区上古生界天然气最主要的气源岩[15-16]；上古生界碳酸盐岩为较差的气源岩，下古生界碳酸盐岩是海相气源岩中的较好的气源岩[17-18]。因此，主要对深色泥岩进行评价，根据有机质丰度评价标准(表2)认为该区深色泥岩属中等—极好气源岩。

表2 研究区有机质丰度评价标准Table 2 The evaluation standard of abundance of organic matters in the study area

4.2 天然气成藏模式与有利区评价

研究区上古生界天然气成藏模式总体为“先致密、后成藏”，石盒子组属于近源充注型成藏，山西组、本溪组属于源内充注型成藏，下古生界马家沟组为多源混合充注型成藏。该组气源主要来自本溪组地层，少部分源自其本身。从盆地热演化史与油气的关系来看，研究区气源岩大量生排气，直接运移进入储层，直至天然气成藏达到最大规模。早白垩世至现今，受区域构造抬升影响，生气速率明显降低，最终趋于停止，气藏温度、压力降低，整体处于萎缩状态。

研究区上古生界储层致密时期早于气源岩的大量生排气期，致密储层毛细管阻力较大，气体浮力驱动作用微弱。当天然气在储层运聚时，气体膨胀为主要驱动力，天然气从气源岩排放到储层，储层孔隙气体膨胀产生瞬时超压，压力平衡作用导致气体体积增加，最终增加孔隙中气体的饱和度和充注气体的范围。气体膨胀过程中不定向驱动水，最终选择具有较大喉部半径和较小毛细管阻力的相邻孔隙进行填充。

何自新等[19-21]认为鄂尔多斯盆地上古生界的天然气组合属于源内聚集。从砂体边缘到砂体内部气体逐渐增大，且气体与水无均匀边界。随着天然气的不断运聚填充，高渗透率砂体中天然气含量不断增加，含气饱和度也相应增加。砂体中透镜状储层被非气源岩包围，下层气源岩中的天然气主要通过砂体和裂缝充注砂体，气体进入砂体后，在膨胀的作用下以活塞状向两侧推动，当岩性圈闭储层中大部分自由孔隙水被天然气驱替，方可形成不同规模的气藏。优质储层的规模直接决定着气藏规模，研究区优质储层主要发育于岩溶斜坡区、三角洲分流河道、河口坝等地区，其形成主要受古地貌、岩石类型和后期成岩作用控制，而天然气成藏与富集主要受储层储集性能和气体充注强度控制。依据控制致密砂岩气成藏的主要储层条件、气源与保存条件，建立了该区有利圈闭区带的分类评价标准(表3)。

表3 研究区有利圈闭区带评价标准Table 3 The evaluation standard for favorable trap zones in the study area

根据有机质丰度及有利圈闭区带评价标准优选盆地南部天然气勘探有利圈闭区带。Ⅰ类有利圈闭区带主要分布于Y349—Y188—Y260、Y432—Y704—Y561井一带(图4)，Ⅱ类有利圈闭区带主要分布于H33—Y263、Y428—Y566—Y568井一带，其他地区为Ⅲ类有利圈闭区带，基本没有勘探价值。

图4 研究区有利区带综合评价Fig.4 The comprehensive evaluation of favorable zones in the study area

5 结论与建议

(1)鄂尔多斯盆地南部古生界优质储层发育的控制因素较为复杂，主要受古地貌、岩石类型和后期成岩作用三大因素控制。优质储层主要发育于三角洲分流河道、河口坝，储层规模决定气藏规模，寻找现今未被充填的储层是关键，其预测难度相对较大。

(2)鄂尔多斯盆地南部古生界优质储层是天然气成藏与富集的关键因素，气源岩的厚度及其生排气强度是影响储层含气性的关键。

(3)下一步应加强鄂尔多斯盆地南部古生界基础地质研究，精细刻画优质储层的空间展布，预测有利储层发育带，深入分析单一砂体或砂层组的气藏能否较大规模成藏。评价单井产能，在现有压裂改造技术的前提下进一步提高产量，推进该区天然气勘探开发新进展。