鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩大气田形成与分布特征

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩大气田形成与分布特征

1致密气藏的概念及其与低渗透气藏的关系1.1致密砂岩储层目前，国内外对紧密气藏的定义并不完全统一，名称也不同。如在美国,这类气藏又常被称为低渗透气藏。对致密气藏的最早界定应属美国联邦能源管理委员会(FERC)1978年根据美国天然气政策法案的规定,将致密气藏的标准确定为原地储集层渗透率小于0.1mD。此后,Spencer、Kuuakfaa和Haas、Law和Curtis等许多研究者都将0.1mD作为致密砂岩储层的渗透率上限。Spencer还将天然气储层分为致密气储层(原地渗透率一般在0.1mD以下)、近致密储层(原地渗透率为0.1~1.0mD)及常规储层(原地渗透率大于1.0mD)3类。Kazemi则将气体渗透率小于1mD的含气储层称为低渗透或致密气储层,将储层气体渗透率大于1mD的天然气称为常规气。Nehring指出目前普遍的看法认为,致密砂岩气的渗透率小于1mD,但也有将储层渗透率为1~5mD或1~10mD的天然气同样视为致密气。亦有研究者认为,仅仅依据渗透率对致密砂岩进行界定是不恰当的,并提出了不同的定义。如Holditch认为,致密气储层最好被定义为“除非经过大型水力压裂或者采用水平井或多分支井技术,否则既不能获得经济产量又不能获得经济数量的天然气储层”。加拿大非常规天然气协会将致密气定义为“在区域性弥漫式分布的连续天然气聚集中,以游离气形式储集于碎屑岩和碳酸盐岩储层孔隙中的所有天然气资源”。在中国,致密砂岩储层的概念自20世纪80年代开始出现,但直到90年代才有了较明确的界定,并引起较多关注和研究。袁政文等、许化政较早使用了这一概念,并将地面渗透率小于1mD、孔隙度小于12%的储层作为致密储层;指出在常规条件下能获得低产工业气流的砂岩储层为低渗储层,其地面渗透率为1~10mD;将经大型水力压裂获得工业气流的砂岩储层称为非常规(致密)储层,其地面渗透率上限为1mD;并认为,地面渗透率小于1mD的致密储层相当于美国地层渗透率小于0.1mD的致密层,地面渗透率为1~10mD的低渗透层相当于美国地层渗透率0.1~1mD的近致密层;地面渗透率大于10mD的高渗透储层相当于美国地层渗透率大于1mD的一般储层。王金琪根据孔隙度和渗透率等参数将砂岩储层分为疏松砂岩、孔渗砂岩、低孔渗砂岩、致密砂岩、超致密砂岩5类,其中致密砂岩孔隙度为6%~15%、渗透率为0.005~5mD,超致密砂岩孔隙度为2.5%~7%、渗透率为0.0001~0.01mD。关德师等将致密砂岩气定义为孔隙度低(<10%)、渗透率低(<0.5mD)、含气饱和度低(<60%)、含水饱和度高(>40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的天然气。中华人民共和国石油天然气行业标准《油气储层评价方法》将低渗透含气砂岩储层分为低渗透(孔隙度10%~15%、渗透率0.1~10mD)和特低渗透(孔隙度<10%、渗透率<0.1mD)2大类储层。王允诚等将低渗透储层的孔隙度定为8%~15%、渗透率为0.1~10mD,致密储层的孔隙度定为2%~8%、渗透率为0.001~0.1mD。刘吉余等提出中国致密砂岩气的标准为有效渗透率≤0.1mD(绝对渗透率≤1mD)、孔隙度≤10%。胡文瑞倾向于将致密气藏等同于低渗透气藏,并将低渗透气藏定义为常规开采方式难以有效规模开发的气藏,其渗透率小于5mD、孔隙度小于8%。邹才能等根据国内外研究成果提出,致密砂岩气是指孔隙度小于10%、原地渗透率小于0.1mD或空气渗透率小于1mD、孔喉半径小于1μm、含气饱和度小于60%的砂岩中储集的天然气,一般无自然工业产量,但在一定经济条件和技术措施下可以获得工业天然气产量。根据对国内外大量致密气储层研究认识的调研,结合对致密气藏成藏的研究认识,本文认为致密气藏可定义为储层致密、只有经过大型压裂改造等措施才可以获得经济产量的烃源岩外气藏,其孔隙度一般小于10%、地面绝对渗透率一般小于1mD。致密气藏主要包括致密砂岩气藏和致密碳酸盐岩气藏。这里将致密气藏定义为“烃源岩外气藏”的原因,是为了区别于烃源岩内形成的页岩气和煤层气藏。本文所给出的致密气藏储层的孔隙度和渗透率上限主要是基于对国内外大量有关气藏储层调研的统计性结果(其中包括鄂尔多斯盆地上古生界气层的物性分析结果,见表1、图1和图2),只是一个大致界限,不具有绝对的意义,具体的界限取决于对致密气藏界定的出发点或着重考虑的因素所在(经济因素、开发技术因素抑或是地质因素)。如根据经济因素或开发技术因素确定的致密层标准,随着技术进步或气价上升,其物性上限会相应下调,而按地质因素或成藏特点确定的致密层物性上限则可能因盆地或地区而异。至于上述渗透率和孔隙度界限与储层原地渗透率和孔隙度的关系,应当说二者之间并无明确固定的对应关系,原因是,实验研究表明低渗透储层特别是致密储层对围压、含水饱和度等十分敏感,其对孔隙度影响不大,但对渗透率影响十分明显,随着围压和含水饱和度的增大,地层渗透率大为降低。Byrnes研究认为,低渗透储层的原地有效气体渗透率可低于常规测试的空气渗透率的10~1000倍以下。1.2地质勘探的思路从前文中看到,致密气藏在美国又常被称为低渗透气藏,但在中国对低渗透气藏和致密气藏概念的使用则比较混乱,有的低渗透气藏概念包含了致密气藏,有的则将二者区别对待。至于低渗透气藏和致密气藏的渗透率界限划分,则更是差异较大。概念的不统一,不仅影响到正常的交流,而且对地质研究及勘探开发思路也必然产生影响。因此,有必要对致密气藏与低渗透气藏的关系及其概念加以澄清。本文认为,鉴于国际上普遍将地层渗透率小于0.1mD(或地面绝对渗透率小于1mD)的储层中所含的天然气称为致密气,以及致密气在国际上已被广泛认为属于非常规天然气;而国内一般所称的低渗透气藏则范围较广,其中既包括了常规气藏,又包括了致密气藏,因此有必要将致密气藏和低渗透气藏区别开来,并对低渗透气藏加以明确界定。参考国内外学者意见,结合对低渗透、致密气藏的成藏研究认识,本文将气藏按照渗透率分为3大类:(1)致密气藏,气层地面绝对渗透率<1mD;(2)低渗透气藏(或近致密气藏),气层渗透率1~10mD;(3)常规气藏,气层渗透率>10mD。2气层孔隙度分布鄂尔多斯盆地上古生界分为上部(上二叠统石千峰组)、中部(中二叠统上石盒子组与下石盒子组)、下部(下二叠统山西组、太原组与石炭系本溪组)3个成藏组合。勘探实践及大量实验分析表明,鄂尔多斯盆地上古生界砂岩气藏主要为致密砂岩气藏,且其主要分布于中下成藏组合,特别是山西组和下石盒子组。根据上古生界各大气田物性分析结果(表1、图1和图2),苏里格气田盒8和山1气层孔隙度分布范围为5.0%~21.8%、中值为9.7%,渗透率范围为0.1~561.0mD、中值为0.38mD;榆林—子洲气田山2气层孔隙度分布范围为4.0%~15.0%、中值为6.3%,渗透率范围为0.1~495.22mD、中值为0.54mD;米脂气田盒8气层孔隙度分布范围为4.1%~16.4%、中值为7.5%,渗透率范围为0.11~6.38mD、中值为0.32mD。大牛地气田根据4176个上古生界砂岩样品的物性分析结果,其孔隙度分布为0.2%~21.4%,平均6.19%,超过80%的样品孔隙度分布于2%~10%;渗透率为0.001~60mD,平均0.627mD,85%的样品渗透率分布于0.01~1mD。另据郝蜀民等统计结果,大牛地气田上古生界2611个砂岩样品的平均孔隙度为8.38%,孔隙度分布范围为0.3%~21.4%;2565个砂岩样品的平均渗透率为0.99mD,渗透率分布范围为0.001~58.2mD。就气层而言,大牛地气田上古生界有效储层(孔隙度>5%、渗透率>0.1mD)2849个样品的平均孔隙度为7.82%、平均渗透率为1.039mD。3致密砂岩气藏成藏模式鄂尔多斯盆地天然气勘探开发目前已取得了令人瞩目的成就,但对其气藏特别是伊陕斜坡区致密砂岩大气田成藏模式的认识,还存在分歧。主要的认识有以下3个方面:一是岩性气藏理论;二是深盆气/盆地中心气理论;三是连续气聚集理论。3.1天然气勘探和大型岩性圈闭自20世纪80年代中期盆地内部伊陕斜坡上古生界气藏发现后,逐渐明确了形成伊陕斜坡上古生界大气田的主要圈闭类型为岩性圈闭或地层-岩性圈闭。随着勘探工作的不断深入,进一步认识到盆地周边发育以构造控制为主的小型气藏,盆地内部则以大型岩性气藏为主。从90年代末开始了向上古生界大型砂岩岩性圈闭勘探的转变,发现了苏里格世界级特大型气田和大牛地大气田,进一步扩大了榆林气田周边的含气规模,揭示了盆地腹部大面积含气的面貌。与此同时,明确提出了“大型岩性圈闭”或“大型岩性油气藏”的概念,认为盆地内部上古生界发育多条南北向展布的三角洲平原分流河道储集砂体,砂体两侧沉积了河流间湾的泥质砂岩或含砂质泥岩并在砂体东侧的上倾方向形成了遮挡,进而形成了近南北向的众多大型岩性圈闭。认识到鄂尔多斯盆地天然气资源丰富,上古生界具有大面积含气的特征,认为大面积广覆式生气与平缓大单斜背景上的地层-岩性圈闭的合理配置,奠定了盆地本部大面积含气的局面,所以盆地本部的天然气勘探以寻找大型岩性圈闭为目标。在此认识基础上,还提出了“大型岩性圈闭带”的概念,认为控制古生界储层分布的主砂带由于由分流河道砂体叠置而成,泥质夹层较多,主砂带由多个相对独立的储集单元组成,表现为多个岩性圈闭复合连片,因此主砂带实质上就是由多个岩性圈闭组成的岩性圈闭带,苏里格、榆林等上古生界大气田就是由多个岩性圈闭复合连片而成。郝蜀民等认为,大牛地气田是位于鄂尔多斯盆地北部的一个大型致密-低渗透气田,具有大型岩性圈闭叠合发育、横向上复合连片的特点,并指出该气田从太原组、山西组到下石盒子组可以理解为一个巨大的复合岩性气藏。付金华等对鄂尔多斯盆地上古生界大面积岩性气藏的成因做了进一步分析总结,认为:其煤系烃源岩分布范围广、“广覆式”生烃,为大面积含气奠定了物质基础;盆地北部河流—三角洲沉积砂体大面积发育,为大面积含气提供了良好的储集空间;上古生界储集层致密后成藏以及伊陕斜坡的构造稳定性均有利于气藏的后期保存。指出上述几个成藏要素在空间和时间上的有效配置、共同作用,形成了现今上古生界岩性气藏大面积分布的格局。总之,经过最近十余年来的实践探索,逐渐认识到大型岩性圈闭是形成鄂尔多斯盆地上古生界大气田的主要圈闭,古生界烃源岩广覆式生烃、河流—三角洲沉积砂体广泛分布及其有利配置,是形成大型岩性气田和盆地内部大面积含气的主要因素。然而,传统的岩性气藏理论无法完全解释鄂尔多斯盆地致密砂岩大气田的独特性质。其主要特殊性表现在:(1)常规岩性圈闭相对独立、不连续分布,而鄂尔多斯盆地上古生界气藏在伊陕斜坡上大面积“连续”分布,其范围远超出单个或少数几个常规岩性圈闭的大小;(2)常规岩性油气藏有明确的气藏界限,而鄂尔多斯盆地上古生界气藏边界不明确,目前所划定的气藏边界主要还是一种人为的边界或者是气藏的经济边界或技术边界,而非自然的气藏边界,地质意义上的岩性气藏边界(如岩性尖灭点或成岩圈闭边界等)在鄂尔多斯盆地很难确定;(3)常规气藏大多具有边、底水,气水分布一般为上气下水,而鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏气水分布复杂,一般无明确边、底水,无明显的气水界限;(4)常规岩性气藏的形成往往都是天然气经过一定甚至较长距离二次运移的结果,浮力是天然气发生二次运移的重要动力,而鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏的形成则主要为近距离初次运移,并以垂向运移为主,运移的动力主要为异常压力,浮力相对很弱,对天然气运移和聚集成藏贡献不大。可见,传统的常规气藏成藏模式的认识已无法解释鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏独特的气藏分布面貌和复杂的气水分布格局,尤其是不能从机理上很好解释这种大面积气藏的形成。3.2深盆气研究历程“深盆气”又称“盆地中心气”。自20世纪70年代末以来,Masters、Gies提出了“深盆气”(deepbasingas)以及Rose等、Law等提出了“盆地中心气”(basin-centeredgas)的概念,对深盆气或盆地中心气的研究与勘探开发在全世界特别是北美地区受到广泛关注。通过研究,对深盆气或盆地中心气的特点取得了许多共识,可以概括为:储层低孔低渗、渗透率向上倾方向变好;储层与气源岩靠近,气源岩供气充足;气水倒置,没有边、底水;气层具有异常压力;气藏大面积分布,不受构造等圈闭控制等。在中国,“深盆气圈闭”概念早在20世纪80年代初就已引起注意,但直到袁政文等(1996)将加拿大阿尔伯达盆地深盆气研究成果引进国内,特别是1997年3月25—27日原中国石油天然气总公司科技发展部在广州组织召开了“陕甘宁盆地深盆气专题研讨会”以后,深盆气研究才开始在中国受到重视。2000年“中国石油第二次深盆气学术研讨会”的召开进一步推动了深盆气在中国的研究和勘探。此后,许多学者都对深盆气在中国的分布及其形成机理进行了探讨。鄂尔多斯盆地深盆气的研究亦始于20世纪80年代。在公开发表的文献中,陈刚最早提出并论证了深盆气在下古生界的存在,李振铎等、闵琪、李熙哲等、王涛等提出并论证了上古生界深盆气藏的存在,1997年还召开了“陕甘宁盆地深盆气专题研讨会”。此后特别是进入21世纪以来至2005年以前,是鄂尔多斯盆地深盆气的“研究热”时期。这一时期,尽管许多研究者持保留态度,但仍有不少学者进一步论证了深盆气在鄂尔多斯盆地的存在,并探讨了深盆气的形成机理,而且还注意到了鄂尔多斯盆地上古生界天然气与北美典型深盆气或盆地中心气藏的不同。如马新华认为,鄂尔多斯盆地深盆气与国外典型深盆气(阿尔伯达盆地)相比,有诸多相似之处,也有一些明显差异,两者在深盆气形成的3个基本地质条件(煤系为主的烃源岩、致密砂岩储集层、单斜构造)、区域气水倒置和气藏负压异常等方面基本一致,但其主要差别是:鄂尔多斯盆地储层更加致密,含气范围内见水,气藏压力分割性强,气藏后期改造明显。然而,随着勘探开发范围的不断扩大和研究工作的不断深入,近年来,深盆气或盆地中心气模式开始在国内外受到质疑。Shanley在研究了经典的深盆气或盆地中心气之一的美国落基山地区大绿河盆地的低渗透气藏特征后,得出结论认为该盆地所有主要气藏都不是连续型气藏或盆地中心气,而是常规的构造气藏、地层气藏或复合圈闭气藏。Camp根据对大绿河盆地3个主要致密砂岩气田(Jonah气田,TableRock气田,EchoSprings-StandardDraw气田)的钻井和地震新资料的分析后也认为,这些以前被认为属于非常规盆地中心气圈闭的气田,如果放在气藏尺度上进行审视,则仍属于常规隐蔽圈闭。深盆气模式的另一个典型盆地圣胡安盆地,Fassett和Boyce在对其主要产气层的研究后认为,该盆地的Dakota砂岩、Mesaverde群或PicturedCliffs砂岩地层中的裂缝砂岩储层,无一能够满足盆地中心气的定义,所有这些地层中的天然气都聚集在地层圈闭中。Forster和Horne则认为,大多数落基山地区的盆地都既存在盆地中心气那样的非常规天然气聚集,又存在常规圈闭的天然气聚集。最近,就连深盆气概念诞生地的阿尔伯达盆地的深盆气也开始受到质疑。Cant指出,西加拿大的两个经典“盆地中心气”产层(Falher段与Cadomin砾岩)都显示出常规圈闭的特征,其含气带与含水带是分开的;并认为包括尤因塔—皮申斯、圣胡安、怀俄明西北地区等许多美国盆地在内的所有盆地中心气聚集都是常规圈闭类型。鉴于对传统深盆气或盆地中心气模式越来越多的质疑,2005年4月24—29日在科罗拉多召开的“致密砂岩气的认识、勘探与开发”AAPGHedberg会议上,许多参会者都同意有必要提出一种新的致密砂岩气模式,认为新的模式应当加入常规圈闭的元素,而且要与在低渗透气藏中所观察到的地层水分布相一致,并推荐了一个简化了的盆地中心气聚集的新标准,即:储层为低渗透砂岩;原始地层压力为异常压力;饱和气的储层缺乏明确的气水界面。近年来,国内一些学者也开始对鄂尔多斯盆地深盆气或盆地中心气模式提出反思和质疑。一些深盆气学者甚至还对以往的深盆气模式进行了修正。如王志新、张金川认为鄂尔多斯盆地上古生界深盆气并不存在气水倒置和长距离运移等经典深盆气模式的特点,认为其成藏过程是天然气在垂向上向上排驱地层水并就近聚集,而不是长距离侧向运移的结果,从而提出了新的上古生界深盆气成藏模式。还有一些学者则认为鄂尔多斯盆地上古生界仅在地质历史上存在过深盆气,而现今深盆气已不复存在。如胡朝元等认为,鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏在侏罗纪至早白垩世为深盆气,现今属特殊类型的岩性气藏,其特殊性表现在由于储集体的广泛分布,大气田具有多藏的特点,即气田由众多中小型气藏集群而成,从而形成现今多藏大气田。李仲东等则认为,鄂尔多斯盆地上古生界气藏与典型深盆气藏极为相似,但不存在明显的气水倒置现象,因而不属于深盆气藏,而为常规岩性和构造-岩性气藏类型,天然气成藏的主要控制因素是优质储层的发育和构造,原因是上古生界持续供气能力不够、储层连通性差。赵忠英等对鄂尔多斯盆地上古生界气藏成藏特征综合对比分析后认为,该盆地上古生界气藏并非深盆气藏,而应为主要由储层物性控制的岩性气藏。可见,盆地中心气或深盆气是否存在,在国内外都受到了质疑。3.3油气聚集的地质特征依据20世纪90年代中期,美国地质调查局提出了“连续型油气藏”或“连续型聚集”(continuousaccumulation)的概念,并将致密砂岩油气藏与盆地中心气、页岩气、煤层气、天然气水合物等一起归入连续型油气聚集之列。指出:连续聚集是指空间分布范围大、无清晰边界的油气聚集,且其或多或少不依赖于水柱而存在。认为连续聚集与常规聚集的区别,在于常规油气聚集是由于油或气在水中的浮力而造成在局部构造或地层圈闭中的聚集,从而形成不连续分布的油气田或油气藏;而连续型油气聚集具有两大共同特征:(1)由普遍有油或气充注的巨大体积的岩体构成,(2)不依赖于油或气在水中的浮力而存在。连续油气聚集的地质特征一般为:分布于饱和水的岩石下倾方,缺乏明显的圈闭和盖层,油或气普遍性的充注,广大的分布范围,低的基质渗透率,异常压力(高或低),与源岩紧密联系。其生产特征通常是:原地油气数量大,采收率低,缺乏真正意义上的干井,依赖于裂缝渗透率,以及聚集中一般具有良好生产特征的甜点。美国地质调查局全国油气资源评价团队负责人Schenk提出了判别连续天然气聚集的16条地质标准:区域性分布;具有扩散性边界;先存各“油气田”合并为单个的区域性聚集;无明显的圈闭和盖层;无明确的油水或气水界面;烃类侵位不是由水动力引起;通常具有异常地层压力;资源量巨大、采收率很低;地质控制的“甜点”;产自由水很少(煤层气除外);地层水一般位于油气的上倾方向;真正的干井很少;储层一般邻近源岩;油井或气井最终采出量低于常规气藏;储层基质渗透率很低;储层普遍发育天然裂缝。2005年在AAPGHedberg会议上,Schenk又将这些特征进一步扩展到连续油和气聚集(而不仅是连续气聚集),认为一个连续油或气聚集可能具有上述全部或其中部分特征。值得指出的是,无论是Schmoker还是Schenk都指出“无明显的圈闭和盖层”是连续型油气聚集的一个重要特征,这主要是基于对北美油气地质特征的分析而得出的,但对于成藏地质条件比较复杂、尤其是晚近期构造改造十分强烈的中国的此类油气藏的形成来说,盖层的作用往往不能忽视。另外,他们也都把地层水位于油气上倾方向作为连续型油气聚集的重要特征之一。SPE、AAPG、WPC、SPEE将“连续型矿藏(continuous-typedeposit)”定义为:遍布于广大地区的并且不受水动力显著影响的油气聚集。该4大机构列出的连续型矿藏种类除包括“盆地中心”气、页岩气、气水合物外,还包括天然沥青和油页岩,可见其所称的连续型矿藏与非常规油气在概念上基本相同,这与美国地质调查局的理解不完全相同。在中国,邹才能等率先引进了连续型油气藏的概念,认为“连续型”油气藏是指低孔渗储集体系中油气运聚条件相似、含流体饱和度不均的非圈闭油气藏,提出“连续型”油气藏的基本内涵是:在大范围非常规储集体系中,油气连续分布的非常规圈闭油气藏,与传统意义的单一闭合圈闭油气藏有本质区别。“连续型”强调油气分布连续或准连续;“油气藏”指油气聚集场所,也可称连续型油气“场”,主要发育于非常规储集体系之中,缺乏明显圈闭界限,无统一油气水界面和压力系统,含油气饱和度差异大,油气水常多相共存,与常规圈闭油气藏的形成机理、分布特征、技术方法等有显著不同,其中“大规模储层普遍含气”与“浮力不是成藏主要动力”是连续型气藏最关键的两个特征。按照邹才能等的观点,鄂尔多斯盆地的致密油和致密气就属于连续型油气聚集。赵靖舟等在提出鄂尔多斯盆地上古生界储层主体为致密砂岩的基础上,也认为其上古生界气藏主要为连续型非常规气藏。4提出并具有可持续气候田藏模型的特点4.1加大运移聚集的过渡类型对鄂尔多斯盆地上古生界气藏形成与分布规律的研究表明,上古生界致密砂岩气藏既非典型的常规岩性气藏,也非典型的连续型非常规气藏,而是介于常规气藏与非常规气藏或不连续型与连续型天然气聚集之间的一种过渡类型,笔者称为“准连续型气藏”或“准连续型聚集”。所谓准连续型气藏,是指天然气聚集受非常规圈闭控制、气藏大面积准连续分布、无明确气藏边界的致密天然气聚集(图3)。这里所说的非常规圈闭是指介于常规油气藏那种“有”圈闭与典型连续型非常规油气藏那种“无”圈闭之间的一种过渡类型圈闭,或者说是介于有形的常规圈闭与无形的非常规圈闭之间的一种过渡类型圈闭。对致密天然气聚集而言,常见的非常规圈闭主要是非常规的岩性圈闭与动力圈闭。所谓非常规岩性圈闭是指由许多在横向上彼此相邻、纵向上相互叠置的中小型岩性圈闭构成的大面积分布的圈闭群。与常规岩性圈闭相比,非常规岩性圈闭的主要特点是数量众多,且彼此邻近,缺乏明确的边界;而常规岩性圈闭往往孤立分散分布,界限相对明确。除了非常规岩性圈闭外,油气运移聚集动力对准连续型致密油气藏的形成和分布也具有重要控制作用,其所决定的油气运移聚集范围就是动力圈闭的范围。“动力圈闭”是李明诚、李剑针对形成低渗透致密储层油气藏所提出的一种新的圈闭类型,认为动力圈闭是油气被超压充注到低渗透致密储层中最重要的一种成藏作用,也是在低渗透致密储层中能滞留油气聚集成藏的一个三维空间。准连续型油气藏就是在非常规岩性圈闭、动力圈闭等非常规圈闭控制下形成的一种与连续型油气藏相类似的油气聚集。与典型连续型非常规油气藏(煤层气、页岩气)不同的是:准连续型油气藏油气呈准连续分布、源外成藏、近源聚集、圈闭介于有形与无形之间,而典型连续型油气藏油气呈连续分布、源内成藏、自生自储、无明显圈闭(圈闭无形)或为动力圈闭等。事实上,以经典盆地中心气为代表的非常规连续型油气藏与不连续的常规油气藏,分别代表了复杂地质环境中油气藏形成序列中的两种端元类型,二者之间理应存在不同的过渡类型。鄂尔多斯盆地上古生界准连续型致密砂岩气藏就代表了非常规的盆地中心气与常规岩性气藏之间的一种过渡类型。准连续型致密砂岩天然气成藏模式的提出,预示着鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏尽管资源丰度低,但资源丰富,勘探潜力大。同时,该成藏模式在鄂尔多斯盆地的确认,也意味着传统的常规油气地质研究的思路及勘探理念在鄂尔多斯盆地并不完全适用。4.2鄂尔多斯盆地几乎连续的气候田成藏模式的特点4.2.1气田边界不清勘探实践表明,鄂尔多斯盆地上古生界天然气分布十分普遍,表现在横向上几乎整个盆地都含气,真正意义上的干井很少;纵向上,从石炭系本溪组到二叠系石千峰组各层都发现了广泛的天然气显示。而且,气藏多无明确的边界,在现有的气田内几乎划分不出单个气藏的边界,整个气田实际上就是由众多中小型岩性气藏或甜点所组成,它们在气田范围内呈准连续分布(图4),从而构成大面积分布的气田面貌。单个气田面积一般为几百至上千平方千米,大者甚至上万平方千米。即使如此,目前划定的气田边界多属于人为边界,包括勘探开发工作程度边界或经济边界。随着勘探开发范围的拓展,含气面积往往还会进一步扩大;或者随着气层改造技术的进步或气价的上升,一些原来认为低产的甚至仅见显示的井可能会变为有经济价值的生产井。而常规气藏一般呈孤立分散分布,气藏分布面积较小,大多为几至几十平方千米,大者一般不过数百平方千米。4.2.2上古生界烃源岩分布鄂尔多斯盆地上古生界气藏形成的一个显著特点是烃源岩分布广,天然气向储层充注面积大,呈现出广覆式生烃、弥漫式充注的特点。上古生界烃源岩主要分布于石炭系本溪组及下二叠统太原组和山西组,为一套海陆过渡相和河流—三角洲相的煤系沉积,源岩类型为煤层和煤系泥岩。其中煤层厚度除盆地西北部局部超过40m、东北部局部超过20m外,一般为6~20m;暗色泥岩厚度除西缘局部超过300m、东缘局部超过100m外,绝大部分地区为30~100m。无论是煤岩还是煤系泥岩,其分布几乎都遍及整个盆地,烃源岩分布面积达23×104km2,占盆地总面积的92%。其中Ro>1.25%(即达到生烃高峰)的烃源岩面积达18×104km2,占现今盆地面积(25×104km2)的72%。而且,上古生界烃源岩生烃面积大,有效生烃范围几乎覆盖整个盆地,表现出广覆式生烃的特点。这与典型深盆气盆地阿尔伯达盆地的生烃特点截然不同,后者的烃源岩分布相对比较集中,表现为中心式生烃。由于烃源岩分布面积大、有效生烃范围广,加之烃源岩与致密储层邻近,且断裂不发育,因而烃源岩生成的天然气向邻近致密储层的运移充注并非像形成常规气藏那样存在优势运移通道,而是呈大面积弥漫式运移充注,表现为天然气自源岩向储层的运移充注以垂向方式为主,且充注范围广、面积大。4.2.3天然气聚集及油气鄂尔多斯盆地上古生界为一套海陆过渡相和河流—三角洲相沉积,砂岩物性普遍较差,致密砂岩储层广布。纵向上,致密砂岩分布于本溪组、太原组、山西组和下石盒子组等多个层位,平面上几乎遍及整个盆地,从而形成纵向上多层砂岩相互叠置、平面上复合连片的大面积分布特征。大面积分布的致密砂岩在纵向上与同样广泛分布的烃源岩相互邻近,是形成鄂尔多斯盆地大型—超大型准连续型天然气聚集的关键。但另一方面,鄂尔多斯盆地上古生界储层非均质性较强,横向上砂体连续性差,岩性物性变化大。而且,由于上古生界砂岩致密化的时间早于气藏的主要形成时间,因而这种较强的储层非均质性理应在上古生界天然气广泛充注时就已基本形成,从而决定了鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏的形成和分布必然表现为准连续式,而很难形成连续型或典型的以气水倒置为特征的盆地中心气式聚集。4.2.4结构形式上的表现尽管圈闭对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏形成和分布的控制作用并不像对典型构造油气藏或岩性油气藏的控制作用那样明显,也不像对典型连续型油气聚集那样基本上无控制作用,而是具有一定的控制作用。换言之,鄂尔多斯盆地上古生界气藏是有圈闭的,只不过其圈闭并非传统意义上的圈闭形式,而是介于常规圈闭与无圈闭之间,或有形与无形圈闭之间的一种过渡类型,为一种特殊的非常规圈闭,其主要形式就是非常规的岩性圈闭,表现在圈闭由众多中小型岩性圈闭或甜点在纵向上叠合、在平面上复合而成,无明确的边界。这是由于鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩分布面积大、非均质性强、岩性和物性在横向上变化大、砂体连续性较差,因而这种储层中形成的圈闭必然表现为数量众多、界限不明确,从而形成由众多中小型岩性圈闭在纵向上相互叠置、在平面上复合连片的大面积分布的中小型岩性圈闭群(图4)。这与常规构造油气藏或岩性油气藏那种孤立分布、界限分明的圈闭明显有别。除了非常规岩性圈闭外,动力圈闭也是控制形成鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏的一种特殊的圈闭类型。压力演化史研究表明,鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩在地质历史上曾发育过明显的超压,是致密砂岩气藏形成的主要运移和聚集动力。4.2.5上古生界气水分布复杂的原因与典型的盆地中心气模式不同,鄂尔多斯盆地上古生界气藏的气水分布比较复杂。表现在:气藏范围内存在一定产水现象,不存在明显的区域性“气水倒置”,也不存在明显的边、底水。根据对全盆地上古生界912口井1338个井层试气结果的统计,约1/3的试气井产水,且上古生界各储层段都有一定比例的井产水,各层产水量为4~13m3/d。另一方面,就气水在平面上的分布来看,上古生界地层水在气藏面积内和边缘都有分布,但主要分布于气藏边部。分析气水分布复杂的原因,一方面与储层致密、非均质性强有关,另一方面与天然气充注和运移方式也有密切联系。由于天然气在上古生界致密砂岩储层的充注为广泛的垂向充注方式,且进入储层后难以进行长距离运移,而主要为就近运移聚集成藏,因而必然造成气水分异差、分布复杂、产水不多但较普遍等现象。4.2.6盆地压力分布特征鄂尔多斯盆地上古生界气藏的压力系统十分复杂。根据对全盆地466个井层的测压结果,上古生界储层压力系数变化较大,负压、常压、超压均有,但以负压为主,约占全盆地测压井层数的80%;其次是常压,占15.5%。层位上,压力系数的分布表现出较强的规律性,表现为自本溪组向上至下石盒子组盒8段,总的变化趋势是负压比例升高,常压和超压比例降低。横向上,根据115个测压数据统计结果,上古生界地层压力系数具有盆地东部和西部高、中部低,南部高、北部低的特点。盆地西缘平均压力系数为0.97,以常压为主。伊盟隆起和苏里格气田平均压力系数分别为0.83和0.87,以负压为主,其中伊盟隆起压力系数为全盆地最低。向东至榆林气田和盆地东缘压力系数明显增大,并转为常压为主。而且,即使是同一个气田甚至同一气田的同一层位,其压力也变化较大,在压力-深度关系图上表现为压力数据点比较分散,反映气藏内部存在多个压力系统,气藏连通性较差(图5)。鄂尔多斯盆地之所以普遍存在负压现象,主要是由于盆地在后期经历了较强烈的构造抬升剥蚀所致,同时也与储层非均质性强、连通性差有关。由于储层连通性差,造成流体难以在储层内部进行交流和平衡,从而很难形成正常压力系统。4.2.7天然气运移动力条件常规油气二次运移的动力主要为浮力和水动力。对鄂尔多斯盆地上古生界天然气运移动力的研究表明,由于上古生界储层成岩早期压实作用和胶结作用强烈,因而在造成储层致密化的同时,也导致储层中的自由水大为减少,从而难以产生较强的浮力和水动力。因此,浮力和水动力不可能成为天然气在上古生界致密砂岩储层中运移的有效动力。另一方面,由于鄂尔多斯盆地上古生界储层致密时间早,且横向非均质性强,因此即使存在足够强的运移动力,天然气在上古生界致密砂岩中也很难发生长距离侧向运移。可见,鄂尔多斯盆地上古生界既不存在天然气大规模长距离运移的动力条件,也不具备长距离运移的通道条件。这就决定了上古生界天然气主要表现为初次运移和近距离二次运移,并以垂向运移为主,气藏的形成主要为初次运移直接成藏和垂向充注成藏为主。初次运移的动力主要来自上古生界烃源岩生烃作用所产生的过剩压力与储层之间的源-储过剩压力差。这由鄂尔多斯盆地上古生界古压力的研究可以得到证实。据本项目通过泥岩压实研究、包裹体古压力恢复及盆地模拟等研究结果,鄂尔多斯盆地上古生界普遍存在古超压现象,超压发育的层位包括烃源岩层段的太原组和山西组以及非烃源岩层的石盒子组和石千峰组,其声波时差明显高于正常压实趋势(图6),过剩压力幅度一般为5~30MPa。超压成因分析表明,太原组和山西组等烃源岩层段的超压主要为生烃作用产生。现今生烃强度与地层压力系数的正相关关系特征也反映了超压与生烃作用的成因联系(图7)。除了由生烃作用所产生的源-储过剩压力差外,由烃源岩与储集体之间的气体分子浓度差所产生的扩散作用力可能也是上古生界天然气运移的一个重要动力。由于上古生界气源岩与储层广泛接触,因此扩散运移可能是上古生界天然气运移与气藏形成的重要方式之一。4.2.8气藏形成的限制研究表明,鄂尔多斯盆地准连续型致密砂岩大气田的形成,首先需要一个大型平缓的斜坡或凹陷背景,这是形成致密砂岩大气田所需具备的构造条件。在此背景下,控制气藏形成和分布的主要因素是烃源和储层条件,其次是盖层条件。局部构造甚至区域构造对气水分布的控制作用不明显。其中烃源条件是控制形成鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩大气田最重要的因素。可以说,有效烃源岩分布到哪里,致密砂岩气藏就可能延伸到哪里。而且,研究发现,鄂尔多斯盆地上古生界大气田形成的生烃强度下限明显低于以往提出的中国大中型气田形成的生烃强度下限。据石宝珩等对中国大中型气田分布规律的研究结果,中国绝大多数大中型气田形成于生烃强度大于20×108m3/km2的区域。戴金星对国外特别是前苏联的大中型气田分布规律研究后指出,其大中型气田形成于生烃强度大于30×108m3/km2的地区。但杨华、魏新善对鄂尔多斯盆地的研究表明,在生烃强度只有(16~20)×108m3/km2的苏里格气田北部和西部,仍有大面积气层分布,反映低渗透气藏形成对生烃强度要求有所降低,并据此提出苏里格型大气田的生烃强度评价指标可降至16×108m3/km2。赵靖舟等研究认为,鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩大气田的分布范围可延伸至生气强度11×108m3/km2左右的区域。本次研究对鄂尔多斯盆地上古生界生气强度的重新编图及其与气藏分布关系的进一步研究表明,该盆地上古生界大型致密砂岩气藏形成的生烃强度下限可低至10×108m3/km2(图8、图9)。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩大气田形成的生气强度下限之所以如此之低,主要是由于其形成并不像常规气藏那样一般需要经过一定乃至较长距离的运移才能至圈闭中聚集成藏,而为就近运移聚集形成,从而减少了长距离运移造成的天然气损失。另外,气藏储层致密、具有一定封盖作用、天然气不易从中逃逸散失,也是造成形成致密砂岩大气田的生气强度可以较低的一个重要原因。由以上分析可以看出,有效烃源岩特别是优质烃源岩的广泛分布,是形成鄂尔多斯盆地大面积分布的准连续型致密砂岩气藏的一个不可或缺的条件。这与常规气藏的形成截然不同,后者由于可形成于烃源区以外较远的地区,因而其源岩可以仅局部分布。4.2.9油气藏保存条件好的地区了鄂尔多斯盆地上古生界气藏的形成演化大体经历了前白垩纪储层致密化、早白垩世超压气藏形成、早白垩世末以来气藏调整与负压气藏形成3个阶段(图10)。由于储层致密化时间早,非均质性强,气藏在晚侏罗世—早白垩世形成