鄂尔多斯盆地上古生界气藏形成条件、气水分布及成藏动力学特征

鄂尔多斯盆地上古生界气藏形成条件、气水分布及成藏动力学特征

1979年，加拿大科学家shirley提出了深盆气的概念。深盆气包含天然气，拥有大量的天然气储量，打破了传统意义上封闭内部边界的限制，提供了一个新的天然气勘探领域。该理论在世界范围内得到了迅速发展和应用。不同学者根据各自的勘探实践和理论研究相继提出了“深盆气藏”、“水封气藏”、“盆地中心气藏”、“根缘气藏”、“致密砂岩气藏”和“气水倒置气藏”等。尽管称谓不同,但都基于分布在盆地中央或向斜低凹部位,储层为致密砂岩且与紧邻烃源岩大面积接触,成藏能量为生烃膨胀力导致的气活塞式驱水,而在同一套储层中具有高部位含水、低部位含气的宏观上气水倒置现象。目前对于成藏机理研究较为成熟的深盆气藏主要分布在北美地区,国内部分学者将鄂尔多斯盆地上古生界气藏成藏条件和气水分布与北美典型深盆气藏比照,认为上古生界气藏属深盆气。主要观点是:鄂尔多斯盆地上古生界构造平缓,又有生气量大的煤系地层,储层岩性致密,具有形成深盆气藏的地质条件;鄂尔多斯盆地上古生界具备形成深盆气的基本地质条件和特征,具有足够的、优质的烃源岩,致密储层和生烃岩紧密配置,下倾区大面积含气,上倾区含水,区域性气水倒置,负压异常,无底水或边水,含气与构造无关;鄂尔多斯上古生界是一个特大型的深盆气藏,区域性气水过渡带位于神木以北至东胜—杭锦旗以北一带,伊盟北部以含水为主,盆地内部普遍含气,区域性气水分布的总体格局显示出南北向气水倒置的趋势。同时也有部分学者注意到了上古生界与深盆气的差异,上古生界气源岩在早自垩世末盆地大规模抬升后生烃微弱、上古生界没有明显的生烃中心、生烃高峰期生气速率过低,没有大面积分布并楔入生烃凹陷的席状砂体,至今尚未发现单层内的气水倒置,压力梯度曲线形态特征与深盆气不同,盆地类型具特殊性等。深盆气藏与常规气藏在成藏机理方面最主要区别在于流体成藏时的动力学和封盖条件、方式。常规气藏的形成,天然气与地层水以置换方式排驱,向上运移的动力主要为浮力,封盖层毛细管压力阻止天然气散失,形成正常的气水关系;而深盆气成藏中,主要在源源不断进入储层的生烃膨胀力作用下天然气向上运移,服从活塞式原理,气水倒置,气藏上倾方向与盖层无关。深盆气的非常规成藏机理使其具有含气范围不受构造控制、含气范围大、丰度低且不含水等特点,决定了深盆气藏的勘探思路和方法与常规气藏完全不同。倘若鄂尔多斯盆地上古生界为深盆气,则勘探部署完全可以不考虑圈闭其气水关系等因素,只需在预测的深盆气区域中寻找“甜点”。然而,勘探实践和研究表明,鄂尔多斯盆地上古生界气藏气层连通性差、气层分属多个压力系统、没有大范围的气水倒置现象、局部存在边底水、气水分布主要受构造部位及有利储层相带等因素控制,与典型深盆气藏存在较大差别。因此,确定鄂尔多斯盆地上古生界是否为深盆气,不仅是油气成藏地质基础研究问题,更是制定勘探对策的重大现实问题,直接影响着气藏勘探与开发,有必要就这一重大成藏机理命题与勘探实践结合讨论,希望能对鄂尔多斯盆地上古生界气藏的成藏机理和天然气富集规律有深刻的认识。1大量地理论成藏要形成深盆气藏,除大家普遍认识的盆地构造相对简单、稳定,具丰富的气源岩与活跃的生气作用,致密储层,异常压力等特征外,最关键的成藏基本条件还包括:持续地、大量地供气,以满足深盆气藏“聚散”的动平衡;连通的储层分布,使下部气体能活塞式驱水,而形成气水倒置;深盆气区域内既无边、底水特征,上倾方向的水区应与气区处于同一流动系统等。1.1烃源岩构造背景鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩是一套广布型沉积的海陆交互相含煤岩系。煤层和暗色泥岩是最重要的气源岩,气源岩有机质丰度高,盆地大部分地区已处于高成熟-过成熟的湿气-干气阶段。与阿尔伯达盆地典型深盆气对比,烃源岩总产气量大、生气强度中等,但高峰期最大生气速率慢(15m3/m2·Ma左右),仅为阿尔伯达盆地白垩系生气速率的二十分之一,生气高峰期地质时代早于阿尔伯达盆地67Ma～130Ma。尤其是早自垩世末盆地大范围抬升,剥蚀厚度达数百米至千余米,气源岩降温幅度约30℃～50℃,生气作用微弱,对持续供气不利,难以满足深盆气藏“散失”与“补充”的成藏动平衡过程。因此,鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩持续地供气条件较差,达不到形成深盆气藏的供气要求。1.2最大过剩压力与上古生界鄂尔多斯盆地上古生界产层发育于上石炭统太原组—下二叠统下石盒子组,主要发育河流-三角洲沉积体系,储层含气普遍,而含气饱和度较低,一般在55%～85%。尽管储集特征与深盆气藏均属致密储层,但不同地区天然气产出层位、盖层特征和圈闭类型各不相同。首先反映在各地区上古生界的主要产气层位差别较大,苏里格气田产气层主要为盒8段、山1段,榆林、乌审旗气田天然气主要来此于山2段,而大牛地气田则为盒7段-盒5段和太原组,盆地北部杭锦旗地区什股壕含气区主要为盒8段、盒7段。由于受压力封存箱最大剩余压力发育层位的控制,主要产气层位多出现在最大过剩压力对应深度以下的100m～200m,最大过剩压力不仅是上古生界含气组合的区域压力封盖层,也是紧邻气藏的最直接封盖层(图1),压力封存箱内部不均匀分布的泥岩过剩压力段对下石盒子组、山西组、太原组气藏侧向封堵起到了关键作用。同时上古生界受岩相、岩性、局部构造控制,主要表现为非均质储层条件下的岩性和构造-岩性气藏、致密砂岩圈闭等类型。东西向分布的主砂体,其东西两侧砂岩致密变薄,并尖灭相变为分流间湾泥质沉积,向北泥质岩类或砂岩致密带构成气藏上倾方向的岩性遮挡,同时与砂岩相邻的高压泥岩为局部气藏的直接盖层和侧向遮挡。这种特征可以由大牛地气田各气层平面分布得到证实,大牛地气田在2004.8km2勘探面积内已发现三级储量5560.04×108m3,在上石炭统太原组—下二叠统下石盒子组发现7套产气层位,经开发井证实平面可能连片的气藏区有15个,尽管除太2气藏外,还未发现明显水区,但按照砂体分布和构造展布,这15个气藏区的上倾方向(北、北东、东)或被泥岩封挡,或因砂岩物性变差,构成大小不等的岩性含气区。苏里格气田北部是否存在致密带目前还有争论,但盒8-山1纵向上叠置的砂体互不连通,厚层单砂体横向上连续性差,多被细砂岩和粉砂岩所隔,渗透性砂体分布孤立,形成上倾尖灭岩性圈闭。从榆林北部召4,召2,召探1,盟4连井剖面分析,气藏上倾方向均为物性较差的致密层,平面上分成两个岩性气藏。而深盆气藏是一个气水连通系统,如阿尔伯达下白垩统Cadomin气藏下倾部位天然连续聚集范围达9840km2,为一个单独的动态气藏。艾尔姆华士地区FalherA段、MedicineHat地区MilkRiver地层以及东俄亥俄州志留系Clinton砂段流体压力-深度曲线均反映了各次为统-压力系统和气水系统,倒置的水体在气藏上倾方向起到了封堵作用,为无定型圈闭气藏。1.3不同气层段的压力与深度关系储层大范围连通是深盆气实现活塞式驱水,形成气水倒置的必要条件。鄂尔多斯盆地上古生界由西至东分布有4个三角洲,砂层厚100m～400m,这些砂体均呈南北向的透镜状或条带状,横向变化大,单个砂体厚度较薄,为3m～15m,单个砂体宽度几十米至上千米,南北长约8km。而且储集体在空间上随时间的推移相互叠置、复合连片,但单个砂体横向上连续性差,物性变化大。尽管开发多年,对气藏大范围的连通性仍无明确的井间试验结果,给气藏连通性的研究和气藏类型判断代来不确定性。在缺少井间动态干扰试验情况下,通过原始地层压力资料可以用来表征气藏连通性。根据对大牛地气田下石盒子组、山西组、太原组气藏原始地层压力与深度关系的研究,同一气层段地层压力与深度关系基本无规律(图2)。虽然含气层压力点基本上都位于正常静水压力曲线以下,但压力点比较分散,很难解释为同一压力系统。对于一个连通的气藏系统,折算到同一海拔的原始地层压力应该是一致的。将大牛地气田盒3(相当于苏里格、榆林气田的盒5段)、山1(相当于苏里格、榆林气田的山2段)、太2(相当于苏里格、榆林气田的太1段)气层段各井的原始层压力折算到零海拔计算出的折算压力,可以发现各气藏的折算压力差别很大,盒3气层折算压力相差6.49MPa,山1气层折算压力相差5.043MPa,太2气层相差5.045MPa。如果只考虑气体密度造成的误差,在100m的气柱高度内,同一气藏的折算压力差不会大于0.5MPa。显然大牛地气田盒3,山1,太2气藏属不同的压力系统,即使同一气层段的气藏也分属不同的压力系统。苏里格气田主要产层盒8段、山1段、榆林气田主要产层山2段的地层压力与深度关系也比较分散,按同一气层计算的折算压力差别在2MPa～7MPa之间。说明这两个地区同一气层的不同气井连通条件较差,储层存在不同程度的非均质性。受砂体分布的影响,平面上各气藏储层压力整体表现为低压背景下的内幕分割特征,纵向上各气藏压力梯度规律性较差,同一气层段明显分属不同的压力系统。典型深盆气藏压力与深度关系由气水界面向下基本是一条很有规律的直线(图2a),静水压力趋势线以下的直线段代表了气柱高度的大小,如:阿尔伯达艾尔姆华士地区FalherA段气藏气柱高度610m,MedicineHat地区MilkRiver地层气柱高度约366m,东俄亥俄州志留系Clinton砂段气柱高度约610m,各次为大面积连通的气藏,而且开采过程中无底水。迄今为止,鄂尔多斯盆地上古生界还未见某一气藏连续气柱高度的报道(图2b～d),由于受沉积相、砂体分布、储层特征的控制,天然气富集于优质的储渗系统,气藏之间被致密的岩相、岩性变化带所限制。上古生界在各气田内部部分井间也存在一定的连通性,如榆林、榆林南区气田,但与艾尔姆华士地区Cadomin层典型深盆气藏在9840km2面积连通的气藏内,聚集了0.425×1012m3储量深盆气还是有本质区别。2气水层序界面深盆气藏气水分布的总体格局为气水倒置,在深盆气区域内既无边、底水特征,上倾方向的水区应与气区处于同一流动系统。近年来气田开发资料表明,鄂尔多斯盆地上古生界在前人所预测的主要深盆气区域内多处见水,苏里格气田投入开发后,已有20多口井在盒8段与山1段产水,日产水超过15m3/d的井有5口1。榆林南气田主要产层山23段在气田西南区有21口井产水,个别井产水40m3/d以上。子洲气田山23段亦有十数口产水井,平均产水量达27.5m3/d。根据出水的位置和出水层位分析认为:①气水层的分布主要受区域构造和储层非均质性的控制;②气藏水体主要分布在构造低部位的有限区域内,呈边、底水形式存在;③地层水水型主要为CaCl2型,钠氯系数(Na+/Cl-)小于0.5,判断属于良好封闭还原环境条件下的深层残余水,从边、底水和地层凝析水矿化度差异性初步判断,前者经过一定范围运移、溶蚀而聚集形成;④水体不活跃,能量有限,为弱边水驱动气藏;⑤结合测井及动态资料推断,榆林南气田—子洲气田山23产层段至少存在6个相互独立的气水系统,气水界面分别在-1810m～-1300m之间(图3)。同时,按照深盆气的观点,杭锦旗地区是预测的产水区,的确杭锦旗地区上古生界以产水为主,该区构造抬升剥蚀量大,处于盆地北部伊盟隆起带,断裂发育,理应是天然气破坏带。但该地区在J11井在上古生界盒3,2段产气,不产水。而且上古生界气藏均属于异常低压气藏,压力系数在0.767～0.86之间,并没有出现大面积正常静水压力含水区。由地层水分析资料看,水型为CaCl2型,总矿化度13831mg/L～89445mg/L,Na/Cl0.25～0.54,平均0.37,基本都是封闭性很好的地层水,并没有明显与地表连通,保存条件较好。而且在研究内没有发现明显的大型气水过渡带。以上资料充分说明,上古生界不存在典型深盆气藏气水分布的区域气水倒置现象。3天然气运移规律深盆气藏与常规气藏形成时的动力主要为浮力不同,深盆气成藏中,天然气向上运移主要动力为生烃膨胀力(无浮力作用),服从活塞式原理,常规气藏以置换方式气排驱水,运移动力主要为浮力。鄂尔多斯盆地主体为一个大的平缓斜坡,平均坡降每1000m仅为10m、地层倾角不到10,而且储层致密程度高。上古生界储层成岩孔隙演化的研究结果表明,到早中侏罗世上古生界储层孔隙度已由初始的40%～38%下降到6%～8.4%,这与研究区山2段现今平均孔隙度(6.6%)接近。按照山2段压汞统计资料,平均孔隙度为6.6%的各类储层喉道半径rt在0.16μm～3.76μm之间,孔隙半径rp为0.75μm～12.5μm。利用Berg(1975)公式计算,早中侏罗世时天然气呈连续相运移的临界气柱高度(Zc)差别较大,砾岩、粗粒石英砂岩所需的临界气柱垂直高度小于2m,中粒石英砂岩和粗粒岩屑砂岩的临界气柱高度为4.5m～16.5m之间,而细粒砂岩的临界气柱高度大于40m才能引起天然气运移(表1)。盒3段是大牛地气田最好的产气层段,储层岩性以含砾中-粗粒岩屑石英砂岩和粗粒岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主,其次为中、细粒岩屑石英砂岩和岩屑砂岩,其平均孔隙度10.27%,平均渗透率1.36×10-3μm2,平均喉道半径0.33μm,最大连通孔隙半径1.15μm,采用同样方法计算,临界气柱高度大于17.6m才能引起天然气运移。然而上古生界主要产层山西组、下石盒子组砂岩单层厚度5m～15m,主要分布在5m～10m之间,对于孔隙结构一般的砂岩来说,天然气呈连续相运移需要的临界气柱高度远大于砂岩的单层厚度,只有孔隙结构较好的中-粗砂岩才能聚集天然气,而成为有效气层。因此天然气难以沿构造上倾方向作大规模运移,天然气主要为就近运移聚集成藏。中部气区上古生界气藏从西向东甲烷碳同位素值变轻,而重烃含量增加主要受有机质成熟度的影响,假设由西向东存在着大规模的天然气运移,天然气的组分就会逐渐变干,重烃含量会逐渐降低,但实际情况并非如此,表明上古生界天然气主要是就近运移聚集而成藏,而没有大规模运移的迹象,难以实现整体活塞式气驱水运移。另外,由上古生界404口探井统计,在前人预测的深盆气范围内,测井解释的干层与微含气层占59%,含气层7.2%,气层仅占5.3%,可疑气层0.9%,气水层0.5%,含气水层0.7%,产水层占26.3%。统计结果表明,上古生界砂体一成二充气,近三成为水,近六成未进或很少进气。同样根据孔隙结构理论,可引用毛管中值压力(Pc50)所对应的液柱高度(h50)来判断储层产出不同流体的能力。经统计计算,山2段毛管中值压力平均值小于6.21MPa、砂岩厚度大于4m以上的优质储层段,才具有产出纯天然气的能力,砂岩厚度小于4m则以产气水为主,足以证实上古生界储层阻力过大,天然气二次运移的浮力不够。大量的泥岩压实资料表明,鄂尔多斯盆地上古生界非均衡压实作用在中三叠—晚三叠世开始出现,到中侏罗世—早白垩世,是高压发育的鼎盛时期,古压力系数达1.35～1.59。不仅上古生界泥岩因非均衡压实、生烃作用形成古高压,砂岩胶结物中包裹体恢复压力显示砂岩也呈高压状态。很显然,砂岩古高压是由泥岩高压力经天然气初次运移传递而来,烃源岩不断的生气、非均衡压实的封闭作用、天然气初次运移使上古生界砂泥岩形成一个封闭的高压力系统,即压力封存箱。箱内部不均匀分布的高压泥岩,极大地限制了压力封存箱内部的流体运动,天然气在J2—K1大量生成、运移、成藏中不仅受上石盒子封存箱的封盖,同时也受到箱内部高压泥岩的阻隔,所以表现为近距离成藏的特点。研究认为,目前上古生界泥岩仍然保持着一定的高压状态,而且泥岩的过剩压力具有面分布特征。在成藏过程中,上古生界高压状态泥岩、正常状态砂岩、渗透性极差的煤层互层,难以体现整体活塞式气驱水成藏过程,在生烃增压动力作用下,就近选择优质的储集层段聚集成藏,而不是在某一两个固定的层段形成大面积连通的成藏系统,上古生界各大气田主要产气层位的差异,说明在盆地范围内并没有形成统一的含气层段,主要产气层段受局部沉积相和储层发育特征控制,气水在局部发生了重力分异,应该属视常规的岩性气藏。为了定量评价上古生界气藏成藏时的动力条件,考虑到烃源岩欠压实和生烃产生的排烃动力,可以采用成藏期源储剩余压力差来代表,源储剩余压力差是指天然气在成藏关键时刻气源灶的供