鄂爾多斯盆地上石炭統本溪組致密氣富集主控因素

李 劍 張春林 姜福杰 裴 煜 王靜怡 王夕榕 張嘉琪

1.中國石油勘探開發研究院 2.中國石油天然氣集團有限公司天然氣成藏與開發重點實驗室

3.油氣資源與探測國家重點實驗室 4.中國石油大學（北京）地球科學學院

0 引言

鄂爾多斯盆地是我國重要的天然氣生產基地，2020年鄂爾多斯盆地天然氣產量突破500×108m3，油氣當量突破6 000×104t，連續十年以上成為全國第一大產氣區[1]。在鄂爾多斯盆地天然氣總產量中，致密氣占其中的68%[2]，并且這一比例仍在不斷增加。從鄂爾多斯盆地致密砂巖氣勘探現狀來看，主要產層為下二疊統山西組和中二疊統下石盒子組八段，其他層位的勘探開發程度較低[3]。近年來，隨著勘探程度的不斷提高，上石炭統本溪組致密砂巖氣逐漸受到關注，中國石油長慶油田公司已對本溪組165口井進行了測試工作，其中65口井獲工業氣流，平均無阻流量為22.35×104m3/d且有4口測試井日產氣量超過50×104m3，表明本溪組具有較好的致密氣資源前景。但是較之于山西組和盒八段，對于本溪組致密砂巖氣成藏條件的研究較少、天然氣富集主控因素不清，給后者的勘探評價選區工作造成了困難。

為此，筆者針對該盆地本溪組致密砂巖氣的成藏機理開展了研究，分析致密氣的分布特征，揭示致密氣富集的主控因素，預測致密氣的有利勘探區帶，以期為本溪組致密砂巖氣的勘探提供依據和參考。

1 區域地質概況

鄂爾多斯盆地位于華北陸塊西部，是典型的大型內陸克拉通盆地，也是我國第二大沉積盆地，面積約為37×104km2[4]。鄂爾多斯盆地具有盆內穩定、盆緣活躍、南北隆升、西沖東抬的構造特征，由6個一級構造單元組成，為伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、伊陜斜坡、天環坳陷和西緣沖斷帶（圖1）。盆地演化經歷了呂梁、晉寧、加里東、海西以及喜馬拉雅等多期構造運動[7]。筆者本次研究地區位于鄂爾多斯盆地中部，構造位置位于伊陜斜坡。

圖1 鄂爾多斯盆地構造區劃分、氣田位置分布與本溪組—太原組柱狀圖

鄂爾多斯盆地在古生界經歷了海相—海陸過渡相—陸相的沉積環境演化[8]。下古生界奧陶系僅沉積馬家溝組海相石灰巖。上古生界石炭系至二疊系為典型的海陸過渡相沉積，其中，本溪組和下二疊統太原組主要為三角洲和障壁海岸沉積；山西組發生海退，主要為淺水三角洲沉積（圖1）；中二疊統上石盒子組、下石盒子組和上二疊統石千峰組發育大套的河流沉積，其中上石盒子組主要為辮狀河三角洲沉積相，下石盒子組和石千峰組則主要為曲流河沉積相[9]。

2 本溪組氣水分布及氣井產能特征

對鉆遇鄂爾多斯盆地本溪組的165口井測試結果進行了統計分析，從平面分布特征、產能變化規律等方面總結測試井特征和變化規律。

2.1 氣水平面分布特征

2.1.1 氣井分布與沉積相疊合特征

鄂爾多斯盆地沉積構造演化特征主要受北部興蒙海槽和南部的祁連海槽的控制[10]，研究區中南部本溪組發育潮坪—障壁島相帶，東北部發育三角洲前緣相帶。從單井測試結果看，研究區東北部工業氣井分布于三角洲前緣分支河道上；中南部工業氣井大多分布于潮汐砂壩之上，氣層分布大體與潮汐砂壩分布相吻合。東北部儲集體類型為三角洲前緣水下分流河道砂體，河口壩不發育；南部儲集體類型主要為障壁島砂壩和砂坪（圖2）。

2.1.2 氣井分布與烴源巖熱演化程度疊合特征

從本溪組烴源巖鏡質體反射率（Ro）平面分布和氣水井分布疊合關系來看，由北向南，鏡質體反射率逐漸增大，東北部烴源巖處于高成熟階段（Ro＜2.0%），中南部處于過成熟階段（Ro＞2.0%），宜川—慶城一帶烴源巖的Ro可達3.0%?？傮w來看，氣井主要分布在Ro＞1.3%的區域，水井主要分布在Ro＜1.3%的北部區域（圖3），但也有個別水井分布在盆地中心烴源巖熱演化程度相對較高的地區，可能存在其他因素控制氣水分布關系。

圖3 鄂爾多斯盆地本溪組烴源巖Ro與測試井疊合圖

2.2 氣井產能變化特征

2.2.1 煤層厚度與氣井產能關系

本溪組發育鄂爾多斯盆地非常重要的一套源巖層，即8號煤層[11]，通過對產氣井產能與8號煤層厚度關系分析發現，縱向上工業氣井所處區域烴源巖（8號煤層）厚度普遍介于2～14 m，測試無阻流量與煤層厚度有一定正相關關系，在無阻流量與煤層厚度相關圖中可以看出，其中煤層厚度3～6 m有3口井的無阻流量介于25×104～30×104m3/d，此外其他散點數據間具有明顯正相關關系，分析認為這3口井存在其他原因的影響（圖4-a）。

2.2.2 氣井產能隨深度變化關系

整體來看，鄂爾多斯盆地本溪組埋深從東北至西南逐漸變深，產氣層段埋深介于2 000～4 000 m，氣層跨度較大，表明含氣范圍較大，且不同深度和位置產能差異明顯，含氣層段深度超過3 000 m區域主要集中在盆地西南部，為潮坪相，深度小于3 000 m區域主要在盆地東北部的三角洲相，產氣量最高的井位集中分布在深度2 800 m附近的三角洲前緣相砂體上，間接證明沉積相對于產能的影響作用（圖2）。

2.2.3 氣井產能與儲層物性的關系

2.2.3.1 砂體厚度與產能的關系

鄂爾多斯盆地本溪組測試段工業氣井（日產氣量大于3×104m3）的無阻流量砂體厚度介于4～20 m，主要集中介于9～17 m?？梢姡瑔我簧绑w厚度與產能的關系并不明顯，單一砂體厚度不是決定產能的主控因素，但整體上呈現正相關的關系（圖4-b）。

圖4 鄂爾多斯盆地本溪組氣井無阻流量與8號煤層厚度、測試段砂巖厚度關系圖

2.2.3.2 儲層物性與產能的關系

對165口測試井的物性資料與產能關系做了統計分析，發現氣層孔隙度介于3.7%～9.7%，滲透率介于0.1～1.6 mD。另外，將單井測試結果與孔隙度、基質滲透率疊合發現，無阻流量高的井主要分布在孔隙度大于4%的區域，在一定的孔隙度范圍內，無阻流量與孔隙度相關性不明顯（圖5-a），而滲透率與無阻流量的相關性相對更為明顯（圖5-b）。

圖5 鄂爾多斯盆地本溪組物性與氣井無阻流量關系圖

3 本溪組致密砂巖氣富集主控因素

從前述分析可知，鄂爾多斯盆地本溪組致密氣分布受多種因素控制，與烴源巖、沉積環境、儲層物性等都有著一定的關系。

因此，筆者從致密氣成藏機理的角度，重點圍繞天然氣能否向致密儲層充注、致密儲層儲集天然氣能力和天然氣能否有效保存3個方面，對致密氣富集控制因素進行了分析，并確定了致密氣富集主控地質因素。

3.1 烴源巖充注能力對氣層聚集范圍的控制

3.1.1 基本原理

天然氣向致密儲層中的充注動力為氣體膨脹力，阻力為上覆地層中的靜水柱壓力和毛細管阻力[12]。當充注動力小于阻力時，天然氣無法排驅孔隙中的水充注到儲層中；當充注動力大于阻力時，天然氣可以克服阻力以氣驅水的方式向儲層充注。由此，可以依據動力和阻力的平衡方程計算天然氣充注臨界條件，即充注門限[13]。

3.1.2 物理模擬實驗驗證

實驗利用中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室自行研制的氣驅水實驗裝置模擬。通過氮氣充注飽含水的巖心樣品，記錄不同壓力條件下的流體流量和時間，計算流體流速。實驗中選擇3塊物性不同的樣品進行了實測（表1），測試結果如圖6所示。

表1 充注實驗樣品信息表

流體在低滲透致密儲層中的流動屬低速非達西流。其與達西流不同的是，只有當壓力梯度達到能克服這些阻力后才可能開始低速滲流，即存在啟動壓力梯度[14]。對比不同樣品的滲透速度和壓力梯度關系可知，物性差異導致流體的流速差異明顯，其中孔隙度小于10%、有效滲透率小于0.1 mD，屬于致密砂巖的3號樣品，其滲透速度與壓力梯度相對于兩個非致密砂巖樣品的線性關系相對較弱，說明流體在致密砂巖儲層中的流動過程更為復雜（圖6-a）。但總體來看，啟動壓力和物性成反向關系，物性越好，啟動壓力越小（圖6-b），與前人觀點一致。

圖6 天然氣充注致密砂巖啟動壓力與流速變化特征圖

3.1.3 數值模擬計算

利用致密儲層中天然氣充注動力和阻力平衡方程，可推導出以排烴強度、烴源巖厚度和靜水柱高度為變量的求取孔喉半徑的公式，其余參數均可通過對區域地質特征和天然氣物理特征分析獲得[15]。相關公式如下：

式中F2表示氣體膨脹力，Pa；Z表示壓縮系數，無量綱；表示天然氣密度，kg/m3；R表示氣體常數，J/（mol·K）；T表示熱力學溫度，K；qe表示排烴強度，m3/km2；M表示摩爾質量，g/mol；Hs表示烴源巖厚度，m；φ表示源巖孔隙度。

式中f1表示毛細管力，Pa；σ表示界面張力，N/m；r表示孔喉半徑，m。

式中f2表示靜液柱壓力，Pa；ρw表示水的密度，kg/m3；g表示重力加速度，m/s2；h表示水柱高度，m。

假設動力和阻力相等，即式（1）等于式（2）與式（3）之和，即

由式（4）可推導出關于孔喉半徑的計算公式，即

利用高壓壓汞數據，統計并擬合了孔喉半徑與孔隙度對應關系，建立孔隙度計算方程，即

3.1.4 本溪組臨界孔隙度下限的確定

依據生烴潛力法公式（7）[16]，計算獲得本溪組煤層的排烴強度。

式中TOC表示總有機質含量；ρs表示煤層密度，g/cm3；q表示排烴率，mg/g。

根據單井統計編制的本溪組煤層厚度分布圖、有機地球化學實驗數據、鄂爾多斯盆地上古生界排烴模式圖[16]以及煤層密度，計算得出鄂爾多斯盆地本溪組在埋深小于3 000 m時，排烴強度介于1.5×108～6.0×108m3/km2；埋深大于3 000 m時，排烴強度介于3.0×108～6.0×108m3/km2。

因此，在孔喉半徑與孔隙度對應關系的基礎上，利用臨界充注條件式（5）即可計算出臨界孔隙度。在埋深小于3 000 m時，臨界孔隙度介于4.0%～10.2%，埋深大于3 000 m時，臨界孔隙度介于4.2%～5.2%。

總體而言，本溪組烴源巖排氣強度為1.5×108m3/km2時，臨界孔隙度下限為10.2%；當排氣強度為6×108m3/km2，對應的臨界孔隙度下限為4.0%。根據孔隙度與測試量關系圖（圖5）可見，臨界孔隙度與實測結果吻合較好，測試量較高的井的實測孔隙度均大于臨界孔隙度下限4.0%。

3.2 儲能系數對氣層富集的影響

3.2.1 基本原理

對于致密儲層而言，當天然氣供氣量有限的情況下，天然氣不足以充滿儲層的全部孔隙空間，進而在儲層厚度較大、孔隙度也較大的情況下，會表現出氣水同產的特征[17-18]?；谶@一原理，筆者采用儲能系數概念，用式（8）計算。

式中Q表示儲能系數，m；H表示儲層砂體厚度，m；φc表示儲層孔隙度。

3.2.2 計算結果

從本溪組測試井儲能系數的計算得知（圖7），當儲能系數介于100～150時，天然氣測試日產量最高。由此可知，并不是儲能系數越高越有利于天然氣聚集，只有當儲能系數處于適當范圍內，天然氣才能有效聚集，形成較高的含氣飽和度。

圖7 儲能系數與氣井無阻流量關系圖

對于本溪組致密砂巖氣來說，煤層作為源巖，生烴能力和排烴條件在同區域內變化不大，致密砂巖作為儲層，均為低孔低滲儲層。因此影響儲能系數的主要因素是儲層的砂體厚度。但是，當儲層砂體厚度過大時，源巖生成的天然氣并不能完全充滿整套儲層，導致單位儲層的產能下降，出現氣水同出的特征。因此，儲能系數與無阻流量呈現先減小后增大的關系，在60左右為分界線，當儲能系數超過60時，無阻流量增加明顯，低于60時，則表現為遞減趨勢；而當儲能系數達到200以上時，無阻流量反而又降低了（圖7），分析認為，儲能系數表征儲集空間能力，但影響產量的因素很多，如氣源的供給能力、天然氣的充滿程度等。

3.3 超壓發育對氣井產能的影響

剩余壓力反映了地層沉積演化過程，同時也能夠反映地層的保存能力。一般情況下，壓力越大的區域，地層保存能力越強[19]。筆者選擇了3條剖面，并利用聲波時差對剩余壓力進行了模擬（剖面位置如圖1所示）。

從東西向展布的連井剖面蘇135井—陜295井—雙136井—米51井（圖8-a）可以看出，剖面位于本溪組發育區的中部，剖面地勢是向東部逐漸升高的。超壓在煤層中十分發育，在煤層及其下部的泥巖之間，形成兩側超壓，中間低壓的地質特征，中間的儲層發育位置恰好是泄壓區，既有利于天然氣的富集也有利于保存，因此位于超壓帶之間的陜295井和雙136井砂巖儲層天然氣無阻流量超過50×104m3/d。

東西向展布的蘇271井—蘇215井—陜435井—陜340井連井剖面（圖8-b）位于本溪組分布范圍的南部，沉積相帶屬淺海砂壩相。陜435井和陜340井的產能并不高，測試結論為低產氣層，相比于蘇135井—陜295井—雙136井—米51井剖面，該剖面上剩余壓力要低得多。

圖8 鄂爾多斯盆地剩余壓力連井剖面圖

南北向展布的雙142井—陜295井—陜435井—陜336井連井剖面（圖8-c）中，陜435井—陜295井之間異常壓力十分發育，該區氣產量高。尤其是在陜295井附近，異常高壓可達到60 MPa，其產能最高，天然氣無阻流量高達80.45×104m3/d。

4 本溪組致密砂巖氣有利富集區

通過前述分析可知，鄂爾多斯盆地本溪組致密氣主控因素為源巖供氣能力（排烴強度與臨界孔隙度）、儲層儲集能力（儲層系數）和超壓發育3方面。因此，利用沉積相帶、排烴強度與孔隙度耦合關系、超壓分布作為主要地質因素，采用疊合法[20]對本溪組致密氣有利富集區進行了預測。對于4個要素均具備的區域，確定為Ⅰ類有利區；具備3個要素者，作為Ⅱ類有利區；有2個要素者作為Ⅲ類有利區。結果表明，本溪組Ⅰ類有利區主要發育在淺海砂壩及海陸過渡帶；Ⅱ類有利區多以淺海砂壩為主，Ⅲ類有利區為三角洲平原相帶（圖9）。

圖9 鄂爾多斯盆地本溪組致密氣有利富集區帶預測圖

5 結論

1）鄂爾多斯盆地本溪組致密氣層平面主要分布在三角洲前緣分支河道相帶和潮坪砂壩相帶上，縱向上主要在埋深2 800 m附近。

2）鄂爾多斯盆地本溪組致密氣富集主要受充注門限、儲能系數和超壓發育3個因素控制。其中，充注門限控制了致密氣富集范圍，儲能系數控制了致密氣富集層位，超壓分布控制了致密氣產能。

3）鄂爾多斯盆地本溪組致密氣有利勘探范圍主要位于生氣強度大于3×108m3/km2的潮控三角洲與淺海過渡帶及淺海砂壩區。