鄂尔多斯盆地神木气田的发现与天然气成藏地质特征
杨华1,2, 刘新社1,2, 闫小雄1, 张辉1
1.中国石油长庆油田公司
2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

作者简介:杨华,1963年生,教授级高级工程师,博士;主要从事石油地质综合研究及油气勘探开发管理工作,担任本刊第七届编委会委员、英文刊 Natural Gas Industry B编委会委员,现任中国石油长庆油田公司总经理。地址:(710018)陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区。E-mail:yh_cq@petrochina.com.cn

摘要

截至目前,鄂尔多斯盆地神木特大型气田已探明含气面积4 069 km2、探明天然气地质储量3 334×108 m3,该区域有可能将形成万亿立方米级天然气储量规模,系统总结该气田的勘探历程、气藏地质特征及天然气成藏机理,可以指导该盆地以及其他盆地同类气藏的勘探。研究结果表明:①该气田产层主要为上古生界二叠系太原组,其次为山西组、石盒子组,为典型的致密砂岩气藏;②天然气类型主要为煤成气,其中甲烷平均含量为88%,不含H2S;③气藏埋深介于1 700~2 800 m,具有多个压力系统,平均压力系数为0.87;④储层为大面积分布的河流—三角洲相砂岩,平均孔隙度为7.8%、渗透率为0.63 mD,喉道半径多小于1 μm,具有强的应力敏感性和水锁效应;⑤不同阶段天然气成藏动力差异明显,早白垩世沉降阶段异常压力发育,成为天然气成藏主要动力,早白垩世之后抬升剥蚀阶段流体膨胀力成为天然气运移主要动力;⑥气藏具有超低含水饱和度特征,其主要受控于晚侏罗世—早白垩世高温、高压场的变化,高成熟阶段干气的充注以及成藏后期气藏泄漏逸散等作用;⑦天然气以垂向近距离运聚成藏为主,源内、近源含气组合气源充足、含气饱和度高、气藏规模大,远源含气组合以次生气藏为主,气藏规模相对较小。

关键词: 鄂尔多斯盆地; 神木气田; 晚古生代; 致密砂岩气藏; 煤成气; 气藏特征; 成藏机理
The Shenmu Gas Field in the Ordos Basin: Its discovery and reservoir-forming geological characteristics
Yang Hua1,2, Liu Xinshe1,2, Yan Xiaoxiong1, Zhang Hui1
1.Changqing Oilfield Company, PetroChina, Xi'an, Shaanxi 710016, China
2.State Engineering Laboratory of Exploration and Development for Low-permeability Oil & Gas Fields, Xi'an, Shaanxi 710061, China
Abstract

By the end of 2014, a giant Shenmu Gas Field had been found in the Ordos Basin with an explored gas-bearing area of 4 069 km2 and proved geological gas reserves of 333.4 billion m3. This paper aims to review the exploration history of this field and discusses its reservoir-forming mechanism and geological characteristics, which may guide the further discovery and exploration of such similar gas fields in this basin and other basins. The following research findings were concluded. (1) There are typical tight sand gas reservoirs in this field primarily with the payzones of the Upper Paleozoic Taiyuan Fm, and secondly with those of the Shanxi and Shihezi Fms. (2) Gas types are dominated by coal gas with an average methane content of 88% and no H2S content. (3) The gas reservoirs were buried 1 700 - 2 800 deep underneath with multiple pressure systems and an average pressure coefficient of 0.87. (4) The reservoir strata are composed of fluvial delta facies sandstones with an average porosity of 7.8% and permeability of 0.63 mD, having high pressure sensibility and a strong water-locking effect because the pore throat radii are mostly less than 1 μm. (5) There are different dynamics at various stages in the gas reservoir-forming process. The abnormal well-developed strata pressure was the main reservoir-forming force at the Early Cretaceous setting stage while the fluid expansibility became the main gas-migrating force at the uplift and denudation stage after the Early Cretaceous period. (6) Gas reservoirs with ultra-low water saturation are mainly controlled by many factors such as changes of high temperature and high pressure fields in the Late Jurassic and Early Cretaceous periods, the charging of dry gas at the highly-mature stage, and the gas escape and dissipation at the post-reservoir-forming periods. (7) Natural gas migrated and accumulated vertically in a shortcutting path to form gas reservoirs. At such areas near the source rocks, large-scale gas reservoirs were easily found with plenty of gas sources and high gas saturation; but at those far from the source rocks, relatively small-scale and mostly secondary gas reservoirs were discovered.

Keyword: Ordos Basin; Shenmu Gas Field; Late Paleozoic; Tight sand gas reservoir; Coal gas; Gas reservoir characteristic; Reservoir-forming mechanism

据《中国能源报》2015年4月20日的消息: 2014年我国油气探明储量持续高位增长, 石油新增储量达10.61× 108 t, 天然气新增储量超过1.1× 1012 m3, 创历史最高水平。天然气探明地质储量保持了“ 十五” 以来的增长态势, 勘查新增天然气储量9 437.72× 108 m3, 同比增长53%, 新增探明技术可采天然气储量4 749.56× 108 m3。新增储量超过1 000× 108 m3的大气田有5个, 其中最大的为鄂尔多斯盆地神木气田, 该气田新增天然气探明储量超过2 000× 108 m3。笔者旨在对鄂尔多斯盆地神木气田的勘探历程、气藏地质特征及天然气成藏机理进行系统总结, 以期为该盆地下一步的天然气勘探以及其他盆地同类气藏的勘探开发提供经验。

1 神木气田的发现与勘探历程

神木气田位于陕西省榆林市榆阳区和神木县境内, 与榆林、大牛地、子洲、米脂等气田相邻(图1), 勘探面积为2.5× 104 km2。该气田在构造位置上隶属于鄂尔多斯盆地次级构造单元伊陕斜坡东北部, 构造形态为一个宽缓的西倾斜坡, 坡降介于6~10 m/km, 倾角不足1° 。在单斜背景上发育着多排北东走向的低缓鼻隆构造, 鼻隆构造幅度一般在10 m左右, 宽度介于4~5 km, 长度介于25~30 km。区内上古生界石炭系— 二叠系主要发育一套海陆交互相的含煤地层, 自下而上依次是本溪组(C2b)、太原组(P1t)、山西组(P1s)、石盒子组(P2sh)及石千峰组(P3q)(图1)。

图1 神木气田地理位置、气藏剖面及综合地层柱状图

神木气田的主要气藏类型为低产、特低丰度、中深层特大型致密砂岩气藏。截至目前, 该气田已探明天然气地质储量3 334× 108 m3, 含气面积为4 069 km2; 产气层主要为上古生界二叠系太原组, 其次为山西组、石盒子组; 气层单层厚度介于5~10 m, 累计厚度介于10~20 m(图1)。

1.1 早期的周边勘探

20世纪80年代, 在煤成气理论的指导下, 鄂尔多斯盆地天然气勘探对象由构造圈闭转向构造— 岩性地层圈闭, 勘探领域由盆地周边逐步转向盆地腹部, 1987年镇川2井在石盒子组砂岩试气获1.14× 104 m3/d气流, 发现了米脂气田, 同时在个别探井钻探中发现了太原组砂岩和石灰岩气层[1]

20世纪90年代, 随着该盆地勘探工作的不断深入, 上古生界天然气勘探理论逐步得到了完善, 基于上古生界煤系烃源岩具有广覆型生烃, 大面积供气及上古生界气藏主要受控于山西组、石盒子组河流— 三角洲相砂体展布的认识, 开展了大规模的勘探, 发现了榆林气田。1996年钻探的陕201井在太原组钻遇砂岩气层, 试气获2.69× 104 m3/d商业气流, 显示太原组具有一定的含气性, 针对太原组天然气成藏地质研究与地震砂岩储层预测技术攻关由此展开。

上述阶段, 由于受当时地质认识、技术水平等所限, 神木气田区域内仅零星探井钻遇太原组气层, 气藏分布局限且单井试气产量较低, 天然气勘探未获突破。

1.2 神木气田的发现

榆林气田的探明, 展示了鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探发展的巨大潜力, 拓展了勘探思路, 促使勘探者系统开展了对该盆地上古生界砂岩气藏富集规律的研究。2003年在对榆林气田两侧扩大勘探时, 在双山地区钻探的双3井钻遇太原组砂岩气层11.9 m, 试气获2.54× 104 m3/d商业气流, 显示了该区良好的含气性。研究成果表明:太原组主要发育海相浅水三角洲沉积体系, 分流河道砂体构成了主要储集体; 砂岩储层与煤系烃源岩间互分布, 形成了自生自储式的源内组合, 具备形成大型岩性气藏的有利地质条件。基于以上认识, 通过深化勘探, 发现了双3井区太原组含气砂体分布稳定, 含气性好, 发育相对高产富集区, 为扩大勘探奠定了基础[2]

基于以往对太原组砂岩储层分布特征及天然气运聚规律研究的成果, 以落实含气富集区为目的, 系统开展了双3井区的评价勘探, 进而取得了重大突破— — 2007年提交天然气探明地质储量934.99× 108 m3, 发现并探明了神木气田。

1.3 神木气田的规模勘探

神木气田的探明, 揭示了该区致密砂岩气藏巨大的天然气勘探潜力, 推动并加快了该区整体勘探的步伐。但随后的勘探进展却并不顺利, 诸多勘探难题逐步显现:①部分探井缺失太原组砂岩储层, 对储集层展布规律认识不清; ②除太原组以外, 对其他含气层系的天然气富集规律亟待明确; ③由于属于致密砂岩储层, 故对应力等敏感性形成机理与储层保护措施有待于深入研究; ④单井单层试气产量普遍介于1× 104~2× 104 m3/d, 如何才能提高单井单层产量与多层系气层动用程度。上述难题严重迟滞了该区的天然气勘探步伐, 工作几度陷入徘徊。

针对以上难题, 勘探者加大了新一轮综合研究与技术攻关力度:①开展上古生界沉积体系研究, 通过不断完善太原组海侵型浅水三角洲沉积模式, 加大砂岩储层地震预测技术攻关, 逐步落实了太原组储集砂体分布规律, 明确了神木地区主要发育分流河道砂体且分布稳定, 确定了太原组勘探应以双3井区为中心, 向东北落实储量规模、向南扩大含气面积的部署思路, 为下一步勘探指明了方向; ②开展上古生界天然气运聚成藏机理的研究, 通过构建多层系复合成藏模式, 提出了区内上古生界发育源内、近源、远源共计3套含气组合, 明确了区内石盒子组、山西组、本溪组也具有形成大型岩性气藏的有利地质条件, 发育多层系复合气藏, 确立了针对该区上古生界应坚持多层系立体勘探的思路; ③积极开展致密砂岩储层特征及应力、矿物敏感性及水锁等形成机理研究, 通过无水泥浆体系、低伤害压裂液优化等技术攻关, 降低了储层伤害, 有效保护了储层, 为提高单井产量奠定了基础; ④开展以“ 单层增产、多层有效动用” 为目标的储层压裂改造技术攻关, 建立了套管滑套连续分层压裂(TAP)、机械封隔连续分层压裂等技术措施, 提高了单井产量与多层系气层动用程度, 为该气田的规模勘探提供了技术保障。

在地质研究与技术攻关的基础上, 加强了对神木气田多层系立体勘探与整体勘探的力度, 复合含气面积不断落实与扩大, 2014年该气田在太原组、山西组新增天然气探明地质储量2 398.90× 108 m3, 同时对石盒子组、本溪组等层系的勘探也取得了重大突破, 落实含气面积超5 000 km2, 为持续扩大该气田的探明储量规模指明了方向。

此阶段主要针对规模勘探中所遇到的诸如储层致密、储层易被伤害、单层试气产量偏低等一系列问题, 通过综合研究与勘探技术攻关, 破解了难题、确保了规模勘探的顺利进行, 助推了神木气田勘探又获新突破。

截至2014年底, 鄂尔多斯盆地东部的神木、子洲、米脂等气田已累计探明天然气地质储量4 844× 108 m3、控制储量1 880× 108 m3、预测储量3 905× 108 m3, 三级储量合计达1.062 9× 1012 m3, 形成了该盆地内继苏里格气田之后又一个新的万亿立方米级大气区。其中, 神木气田已成为该盆地内又一个超千亿立方米级别的特大型气田, 目前已建成产能20.5× 108 m3/a。神木气田的发现和探明, 是我国致密砂岩大气田勘探的重大突破, 为同类型气藏的勘探提供了宝贵的经验。

2 气藏地质特征
2.1 地球化学特征

2.1.1 天然气组成特征

神木气田天然气组成分析结果显示(表1), 该气田上古生界天然气由烃类气体(C1~C6)及N2、CO2等非烃气体组成, 未检测到硫化氢。天然气组成以烃类气体为主, 其含量介于89%~99%, 平均为96%。烃类组成又以高甲烷含量为特征, 甲烷含量介于80%~95%, 平均为88%; 重烃( C2+)含量介于3%~17%, 平均为8%; 干燥系数介于83%~97%, 平均为92%, 整体表现为以干气为主、湿气为辅的特征。非烃含量介于1%~11%, 平均为4.1%; 非烃中N2含量低于11%, 平均为2.9%; CO2含量低于3%, 平均为1.1%(表1)。

表1 神木气田上古生界天然气气体组成和碳同位素特征表

2.1.2 天然气碳同位素特征

神木气田上古生界天然气δ 13C1介于-40.70‰ ~-34.57‰ , 平均为-37.15‰ , δ 13C2介于-26.44‰ ~-21.96‰ , 平均为-24.34‰ , δ 13C3介于-25.07‰ ~-19.01‰ , 平均为-22.75‰ , 具有煤成气的地球化学特征[3, 4]。烷烃气碳同位素组成特征反映该气田上古生界天然气具有同源性, 以煤型气为主, 气源为本溪组、山西组和太原组的煤系地层。上述地层均不同程度的发育煤层, 单层厚度一般介于8~10 m, 分布广泛, 自北而南厚度增加; 煤岩和暗色泥岩以腐殖型干酪根为主, 有机质成熟度较高; 煤岩有机碳含量高达62.9%, 泥岩有机碳含量介于2.09%~2.33%。研究表明, 神木气田地处鄂尔多斯盆地东部, 具有广覆式生烃特征, 生烃强度介于28× 108~35× 108 m3/km2, 累计排烃强度介于24× 108~30× 108 m3/km2[5], 为神木气田的形成提供了充足的气源基础。

2.2 沉积与砂体分布特征

受构造沉降、海平面变化、沉积物供给等因素的影响, 晚古生代鄂尔多斯盆地沉积相及其组合类型多样、多种沉积体系共存[6, 7, 8, 9]。神木气田经历了由海相潟湖— 潮坪沉积体系到陆相河流— 三角洲沉积体系的演变(图1), 形成了大面积分布的河流— 三角洲储集砂体(图2)。

图2 神木地区上古生界主要储层段砂体厚度平面分布图

晚石炭世本溪期, 鄂尔多斯盆地东部整体表现为障壁砂坝— 潟湖— 浅水三角洲— 曲流河共存的沉积格局。神木地区主要发育三角洲平原及前缘分流河道砂体, 近南北向展布, 分布稳定。南部米脂地区主要发育障壁砂坝、潮道砂体, 砂体连续性较差。

早二叠世太原期, 受控于北高南低的古地形及海平面变化, 盆地整体为海陆交互沉积, 从北向南, 依次发育河流— 三角洲— 陆表海沉积环境。由于沉积期海水浅、基底平缓, 神木地区发育浅水三角洲, 北部主要以分流河道砂体为主, 呈南北向条带状展布, 砂体宽度介于6~15 km、厚度介于10~25 m, 延伸超过几十千米, 规模大; 南部受潮汐作用影响, 连片性及延伸性较差, 规模相对较小。

早二叠世山西期, 海水由北向南逐渐退出, 沉积环境由海相过渡为陆相。山2期, 盆地发育海退三角洲沉积体系。三角洲平原相分布在横山— 榆林附近以北区域, 其以南为三角洲前缘相。神木地区分流河道砂体近北西— 南东向呈带状展布, 宽度一般小于15 km、厚度介于10~20 m, 延伸超过100 km。山1期过渡为陆相三角洲— 湖泊沉积, 分流河道砂体发育。

中二叠世早期, 随着兴蒙海槽的逐渐关闭, 引起强烈的南北向差异升降, 加剧了北隆南倾的构造格局, 海水远离本区, 古气候向干旱— 半干旱转变, 从北向南, 依次发育冲击平原— 三角洲— 湖泊沉积环境, 盆地内形成了一套巨厚的以粗粒为主的碎屑岩建造, 其中尤以盒8段砂层最为发育。神木地区石盒子组盒8段主要发育三角洲平原、前缘分流河道砂体, 呈近南北向展布, 宽度介于5~15 km、厚度介于15~30 m, 延伸超过200 km, 纵向上相互叠置、平面上复合连片分布。

2.3 储层特征

2.3.1 储层岩石学特征

据岩心观察和薄片鉴定结果, 神木气田上古生界砂岩类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主, 含有部分石英砂岩。砂岩以中粗粒、粗粒结构为主, 主要粒径分布范围介于0.3~1.5 mm; 分选中等, 磨圆度以次圆— 次棱角状和次棱角状为主, 胶结类型为孔隙式胶结。碎屑成分以石英为主, 其次为岩屑, 长石含量很少(平均不足1%)。岩屑主要以变质岩屑为主, 其次是火山岩屑和沉积岩屑, 变质岩屑以千枚岩为主, 其次为变质砂岩。填隙物以伊利石为主。孔隙类型以岩屑溶孔为主, 其次为晶间孔。

2.3.2 储层物性特征

神木气田上古生界太原组— 石盒子组盒8段储层的孔隙度主要分布于4%~10%、平均为7.8%, 渗透率主要分布于0.1~1.0 mD、平均为0.63 mD, 基本上属于特低孔隙度、低渗透率的致密砂岩储集层, 具有强应力敏感性, 致密砂岩储层喉道在覆压应力条件下易于闭合, 造成孔喉半径大幅度减小, 从而导致储层渗透率明显减小[10, 11]。神木气田储层覆压分析结果表明, 覆压越大渗透率的减小幅度越大, 常压渗透率越小的样品应力敏感性越强(图3-a)。在25 MPa的覆压条件下, 常压渗透率大于1 mD的石英砂岩样品, 其覆压渗透率减少率介于68%~77%、平均为72.6%, 常压渗透率低于1 mD的岩屑石英砂岩样品, 其覆压渗透率减少率介于68%~86%、平均为77.5%。致密砂岩含水覆压分析结果表明, 含水饱和度越大储层的渗透率下降的幅度越大、应力敏感性越强(图3-b), 如渗透率为0.09 mD的岩屑石英砂岩样品在35 MPa的覆压条件下, 干样覆压渗透率仅0.008 mD, 为常压的8.69%; 含水饱和度为23%时, 覆压渗透率仅0.000 1 mD, 为常压的0.11%; 含水饱和度为51%时, 覆压渗透率仅0.000 01 mD, 为常压的0.01%。综上可以得出, 干样覆压渗透率是含水饱和度51%覆压渗透率的780倍。

图3 神木气田砂岩储层覆压渗透率变化特征图

2.3.3 储层孔隙结构特征

高压压汞试验数据表明, 神木气田储层平均孔隙半径介于0.33~1.18 μ m, 中值半径介于0.12~0.56 μ m, 排驱压力介于0.59~0.96 MPa, 中值压力介于10.30~31.60 MPa。表现出孔喉半径较小, 孔喉结构变化大, 排驱压力中等, 中值压力变化大的特征。恒速压汞分析结果表明, 盆地东部致密砂岩储层孔隙半径分布范围介于0~400 μ m, 主要分布在100~200 μ m, 不同渗透率的样品孔隙半径没有明显差异(图4)。喉道半径分布范围介于0.4~4.5 μ m, 不同渗透率样品的喉道半径差异明显, 随渗透率增大, 喉道分布明显变宽(图5)。

图4 神木气田砂岩储层孔隙半径分布频率图

图5 神木气田砂岩储层喉道半径频率分布图

2.3.4 储层水锁伤害

在气层勘探开发过程中, 由于钻井液、压裂液等外来流体侵入储层, 使储层含水饱和度增加, 导致气相渗透率降低的现象, 被称为水锁伤害[12]。水锁引起的渗透率损害率采用水锁指数来评价(表2)。鄂尔多斯盆地东部盒8段水锁指数平均为69.4%, 太原组水锁指数平均为63.2%, 山2段砂岩水锁指数平均为57.2%, 水锁程度总体上表现为中等偏强, 储层水锁损害强。另一方面, 神木气田也表现为强的永久性水锁伤害, 永久性水锁渗透率伤害率最小为26.6%, 最大为62.3%, 平均为39.4%; 原始含水饱和度下气相渗透率是束缚水饱和度下气相渗透率的1.4~2.7倍, 平均为1.7倍。因此, 预防和解除永久性水锁伤害, 恢复原始含水饱和度下的气相渗透率, 对于提高该区相同储层物性条件的储层气相渗透率和提高单井产量都有着重要的意义。

表2 神木气田砂岩储层水锁试验分析结果表
2.4 温度、压力特征

神木气田51个井层的测压结果显示:上古生界单井气层中部压力一般介于19.0~23.2 MPa, 平均压力为21.6 MPa; 压力系数变化较大, 低压、常压、高压均有, 低压占60.8%, 常压占19.6%, 平均压力系数为0.87, 主要为低压气藏; 在压力— 深度关系图上表现为数据点比较分散, 反映气藏压力系统复杂, 存在多个压力系统, 气藏连通性较差(图6)。

图6 神木气田上古生界地层压力梯度分布图

神木气田上古生界气藏埋藏浅, 埋深介于1 700~2 800 m; 气层中部温度介于62.1~98.2 ℃, 平均温度为74.7 ℃; 地温梯度变化范围介于2.63~3.34 ℃/100 m, 平均地温梯度为2.85 ℃/100 m。

3 天然气成藏机理
3.1 天然气成藏动力演化

神木气田天然气成藏动力演化可分为3个阶段:早白垩世沉降阶段的异常压力、晚白垩世— 早中新世构造抬升阶段的气体膨胀力和早中新世以来的浮力。

3.1.1 沉降阶段的异常压力

早白垩世, 鄂尔多斯盆地沉降幅度大于1 600 m, 沉降速率介于30~50 m/Ma[13]。到早白垩世末期, 盆地地层埋深达到地史最大值, 构造— 热事件作用导致了早白垩世异常高地温场, 地温梯度介于3.3~4.5 ℃/100 m[14, 15], 烃源岩进入生排烃高峰时期。烃源岩埋藏较深, 孔隙度、渗透率已很小, 岩石压缩性已不明显, 流体排出容易受阻, 因而形成异常高压[16, 17]。本次研究采集了区内70余口井的测井曲线数据, 经计算进而绘制出了早白垩世末最大埋深期的过剩压力剖面(图7)。由图7可见, 过剩压力出现的起始层位为上二叠统石千峰组, 一般小于10 MPa。过剩压力出现之后, 在石千峰组和石盒子组上部一般是随深度增加而增加的, 而在石盒子组下部、山西组、太原组和本溪组则又呈现出随深度增加而降低的趋势。过剩压力高值带主要分布在石盒子组, 一般大于20 MPa, 异常压力成为天然气运移的主要动力, 该时期为天然气的主要成藏期。

图7 神木地区陕9井— 府5井过剩压力剖面图

3.1.2 抬升阶段的气体膨胀力

早白垩世末— 早中新世, 鄂尔多斯盆地整体抬升, 遭受强烈的剥蚀改造, 赵孟为根据磷灰石裂变径迹研究, 获得盆地东部地区抬升速率为95 m/Ma、剥蚀厚度可达2 000 m的认识[18]。由于地层抬升和地温梯度降低的双重作用, 温度大幅度降低引起压力降低; 同时, 由于烃源岩逐渐停止排烃, 补给量不足以弥补扩散量引起压力降低。此时期天然气运移主要动力由异常压力变为流体的膨胀力。

为了进一步证实抬升过程中气体膨胀力的存在及其对天然气成藏的影响作用, 开展了降压条件下的天然气运移实验(表3), 模拟条件包括:最大围压为69 MPa、最大岩石孔隙压力为49 MPa、温度范围为室温~150 ℃、流量范围为0.01~40 mL/min。模拟实验结果表明(表3):①卸压过程中, 有气参与时, 水排出的速度快且数量较多; ②快速降压条件下, 气— 水体系中以气— 水混相快速排出为主要特征; ③卸压条件下, 模型中水的饱和度降低, 气的饱和度增加, 并且快速卸压时含气饱和度增加的幅度大。

表3 神木气田卸压条件下气水饱和度及水排出效率变化实验数据表

综上认为, 早白垩世以来鄂尔多斯盆地整体抬升剥蚀、压力不断降低, 天然气不断膨胀, 气藏含水饱和度降低。由于储层已经致密, 天然气大规模进行二次运聚成藏的可能性不大。

3.1.3 保存阶段的气体浮力

早中新世至今, 鄂尔多斯盆地进入后期保存阶段, 构造相对稳定, 异常高压消失, 进入缓慢沉积阶段, 此时浮力成为气藏运移的主要动力。Berkenpas指出, 控制气体上浮的关键因素是孔隙的大小[19], 在倾角为1° 的地层中, 浮力起作用的条件是:孔隙半径大于100 μ m、喉道半径大于40 μ m。神木气田砂岩储层中平均孔隙半径介于8~24 μ m, 平均喉道半径介于0.01~0.30 μ m, 地层倾角不到1° , 各项指标都小于Berkenpas所提出的浮力起作用的门槛, 故除局部高渗透储层以外, 神木气田天然气在储层中大多都很难克服毛细管阻力而自由上浮, 气藏进入保存阶段, 不可能有大的天然气二次运移和重新聚集成藏。

3.2 超低含水饱和度气藏的形成

超低含水饱和度现象是指储层原始含水饱和度低于束缚水饱和度的状态[20], 神木气田致密砂岩气藏普遍存在超低含水饱和度现象。神木气田13块密闭取心样品的原始含水饱和度值平均为22.9%(表4), 应用相渗法测试出的束缚水饱和度达到43.4%, 原始含水饱和度比束缚水饱和度低6.9%~37.0%。超低含水饱和度气藏的形成主要受气藏温压场变化、干气充注及后期天然气散失影响。

表4 神木气田气层束缚水饱和度与原始含水饱和度关系统计表

3.2.1 温度和压力的影响

气藏形成跨越了相当长的地质时间, 地层条件下气藏天然气中的含水量取决于地层的温度和压力。在气藏形成初期, 温度和压力较低, 但随着埋藏深度的增加, 温度和压力升高, 天然气携水的能力不断增强。据Bennion等的研究[21], 27.57 MPa和100 ℃时天然气蒸发和携带水的能力为1 136.7 g/m3, 而在1.013 MPa和15.6 ℃时的能力仅为14.0 g/m3; 随着温度、压力的增大, 天然气携水的能力显著增加, 使储层中的束缚水被蒸发汽化, 不断随着天然气的运移被携带出储层, 增大了地层水被携带到上覆地层的可能性[22], 有利于超低含水饱和度气藏的形成。

3.2.2 干气的充注

通过对鄂尔多斯盆地东部煤层工业分析水分含量与有机质热演化成熟度(Ro)关系的统计发现(表5), 在 Ro> 1.2%时, 煤中水分含量明显降低, 显示了烃源岩热演化程度越高, 其所生成的天然气中水蒸气含量越少。而该盆地东部上古生界煤系烃源岩演化程度普遍达到高成熟和过成熟阶段, 在天然气成藏后期会有更多的干气注入储层, 随着干气的注入会导致储层中的束缚水蒸发迁移, 有利于形成超低含水饱和度气藏。

表5 鄂尔多斯盆地东部煤层工业分析水分含量与Ro关系表

3.2.3 气藏的泄漏逸散

晚白垩世, 鄂尔多斯盆地大面积回返抬升, 强烈的构造抬升导致上覆地层发生剥蚀, 破坏了气藏早期存在的运聚平衡[23]; 同时强烈的构造抬升过程会产生一定的断裂活动, 在上古生界地层中形成断层和裂缝, 气藏中先期成藏的天然气必然沿着地层剥蚀厚度大、应力释放区以及断层和裂缝发育区向上发生泄漏逸散, 束缚水被蒸发汽化后随着气藏泄漏逸散而被带出储层, 有利于超低含水饱和度气藏的形成。

3.3 天然气成藏模式

综合研究结果表明, 神木气田天然气成藏具有如下特征:①与鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层一样, 神木气田砂岩储层致密化时间在距今215~150 Ma之间, 即晚三叠世— 早侏罗世, 晚侏罗世— 早白垩世天然气大量生成并聚集成藏。具有明显的“ 先致密、后成藏” 特征[24, 25, 26, 27]; ②鄂尔多斯盆地以结构简单、平稳沉降和构造稳定为特征, 神木气田处于盆地次级构造单元伊陕斜坡, 为一个宽缓的西倾斜坡, 构造稳定, 仅发育多排低缓鼻隆, 大型断层、断裂不发育, 缺乏天然气长距离运移的通道; ③神木地区烃源岩普遍进入高成熟— 过成熟阶段, 广覆式生成的天然气与大面积分布的砂岩储集体呈交互式分布, 断裂不发育, 无明显的优势运移通道, 天然气呈大面积弥漫式运移充注; ④在西倾单斜的大背景下, 南北向展布储集体呈条带状展布, 延伸距离超过几百千米, 平面上复合连片, 砂体两侧主要为分流间湾等沉积微相所形成的泥岩、粉砂岩及泥质粉砂岩等致密岩, 其封闭性强, 形成了侧向致密遮挡, 加之储层非均质性较强, 横向上连通性差, 故天然气很难发生长距离的侧向运移。

在上述地质背景下, 天然气主要以垂向近距离运移聚集成藏为主, 与常规气藏相比, 减少了天然气成藏过程中的散失量, 有利于天然气的聚集成藏。

当中侏罗世— 早白垩世大量天然气生成时, 在源储压差的驱动下, 天然气由生气中心原地垂向供气, 构成源内成藏组合, 形成了本溪组、太原组、山西组下部气藏; 天然气通过由生气增压和构造应力共同作用所产生的裂缝系统向山西组上部及石盒子组盒8段储层运移充注[28, 29], 构成近源成藏组合, 具体表现为天然气垂向运移距离较短, 形成了山西组上部和石盒子组盒8段气藏。早白垩世末构造运动使盆地整体抬升, 遭受剥蚀, 石盒子组上部盖层产生泄压通道, 天然气在石盒子组上部、石千峰组储层发生幕式充注成藏, 构成远源成藏组合, 形成了石盒子组上部、石千峰组等次生气藏(图8)。受天然气充注成藏模式的控制, 源内成藏组合天然气充注强度大, 含气饱和度高、气藏压力系数高、气藏规模大; 近源成藏组合天然气充注强度较大, 含气饱和度较高、气藏规模大; 远源成藏组合受气源供给条件控制, 充注程度低, 含气饱和度低、气藏压力系数及气藏规模都相对较小。

图8 神木地区上古生界天然气成藏模式图

4 结论

1)神木气田是一个低产、特低丰度、中深层特大型致密砂岩气藏, 气田勘探经历了早期周边勘探、气田的发现和规模勘探等3个阶段, 是一个认识— 实践— 再认识的过程, 认识突破和技术创新是引领该气田勘探取得突破的直接驱动力。

2)神木气田的天然气主要为煤成气, 天然气组分中甲烷平均含量为88%, 以干气为主, 不含 H2S; 气藏埋深介于1 700~2 800 m, 地层温度介于62.1~98.2 ℃, 气藏压力介于19.0~23.2 MPa, 具有多个压力系统(低压、常压均有), 平均压力系数为0.87。储层为大面积分布的河流— 三角洲相砂岩, 平均孔隙度为7.8%、平均渗透率为0.63 mD, 喉道半径多小于1 μ m, 水锁伤害、应力敏感性强, 做好储层保护工作就显得尤为重要。

3)气藏主要形成于晚侏罗世— 早白垩世, 具有明显的“ 先致密、后成藏” 特征, 天然气以垂向近距离运移为主; 源储压差和流体膨胀力为不同阶段天然气的运移提供了动力; 受温度、压力场变化, 干气充注及气藏泄漏等因素的作用, 气藏具有超低含水饱和度特征; 源内、近源含气组合气源充足, 含气饱和度高、气藏规模大; 远源含气组合以次生气藏为主, 气藏规模相对较小。

The authors have declared that no competing interests exist.

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