苏里格地区盒8段天然气充注成藏机理与成藏模式探讨

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学兔兔www.xuetutu.com石油天然气学报(江汉石油学院学报)2010年8月第32卷第4期JournalofOilandGasTechnology(J．JPI)Aug．2010Vo1．32No．4苏里格地区盒8段天然气充注成藏机理与成藏模式探讨陈义才，王波，张胜，何逢阳，李小娟(成都理工大学能源学院，四川成都610059)刘新社，魏新善，赵惠涛(长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710021)[摘要]二叠系下石盒子组盒8段是鄂尔多斯盆地苏里格气田的主力产层。盒8段属于辫状河沉积体系，砂体分布类型主要呈透镜状和复合条带状。根据毛细管压力曲线，估算出3类储层天然气浮力驱动需要克服的毛细管阻力和相应的临界气柱高度。由于苏里格地区的区域构造平缓，盒8段储层天然气聚集成藏的驱动方式主要受储层砂体分布范围和储层物性控制。透镜状砂体的分布范围较小，孔渗条件较差，天然气在砂体中聚集依靠气体膨胀驱动。复合条带状砂体虽然分布范围大，储层物性相对较好，但是非均质性强，气体膨胀和浮力共同驱动天然气聚集成藏。[关键词]苏里格气田；石盒子组；气体膨胀；浮力驱动；成藏模式[中图分类号]TEl22．1[文献标识码]A[文章编号]1000—9752(2010)O4—0007一O5鄂尔多斯盆地苏里格气田从1999年被发现以来，目前已基本明确了苏里格大气田的轮廓，主力含气层段为二叠系下石盒子组盒8段以及山西组的山1段、山2段[1]。近年来勘探成果显示，盒8段储层中含气性广泛，具有良好的勘探前景，但却陆续发现多口井出水，产出地层水的井数大约占总钻井数的3O，其中日产水量超过lOm。的井大约占出水井数的4O。苏里格气田盒8段含气丰度变化大，气水分布关系复杂。许多学者虽然对鄂尔多斯盆地上古生界天然气的成藏机理进行了研究，但是仍然存在分歧。。]。为了进一步认识苏里格气田的形成与分布规律、扩大勘探领域，笔者在盒8段储层特征分析基础上，根据天然气运聚动力学特征探讨了盒8段气藏的成藏机理及成藏模式。1地质概况苏里格地区的区域构造为向西倾斜的平缓单斜构造，在宽缓的单斜上发育多排低缓的鼻隆构造，鼻隆幅度只有lO~20m，勘探开发实践证实鼻隆幅度对天然气聚集不起作用_g]。鄂尔多斯盆地在古生代期间经历了早古生代被动陆缘拗陷沉积、晚古生代克拉通内拗陷沉积和晚古生代晚期与中生代早期的陆内拗陷沉积3个演化阶段。在晚石炭世本溪组沉积期至早二叠世山西组沉积期的潮湿海陆过渡环境沉积了以煤系地层为主的广覆式烃源岩。苏里格地区下石盒子组盒8段属于湖泊一三角洲沉积体系，砂体展布受近南北向的砂质辫状河流控制，砂体类型有河道充填砂体、辫状河砂坝、边滩(点坝)砂体以及废弃河道充填和决口扇、天然堤[1。’“]。砂体在东西两侧变薄，并尖灭相变为洪泛平原及分流间泥质沉积，形成了侧向的岩性遮挡，而分布在盒8段与盒7段储层之间的厚层砂质泥岩、泥岩封盖能力强，构成了直接盖层，来源于下覆本溪组一山西组煤系烃源岩天然气在盒8段不同砂体中聚集形成岩性气藏口引。自晚白垩世以来，苏里格地区构造抬升使地层剥蚀厚度达8001200m，同时由于构造热事件的消失，盒8段地层压力系数不断降低而形成异常低压_】。。[收稿日期]2009—08—21[基金项目]国家青年基金项目(40602012)。[作者简介]陈义才(1963一)，男，1985年大学毕业，博士，副教授，现主要从事油气藏形成与分布规律的教学和科研工作。 学兔兔www.xuetutu.com·8·石油天然气学报(江汉石油学院学报)2010年8月NIl置cJ0_【＼并魁{I{2储层特征2．1储层岩石学特征及储层孔隙类型苏里格地区盒8段储层主要为灰白色中一粗粒石英砂岩，其次为岩屑砂岩。储层岩石成分成熟度一般较高，整体上呈“高填隙物含量、高成分成熟度和低结构成熟度”的两高一低的岩石学特征。填隙物类型多、含量较高，大多在l0～30之间，主要有水云母、高岭石、硅质、铁方解石、绿泥石、菱铁矿、凝灰质及铁白方石等。苏里格地区盒8段储层主要的储集空间为残余原生粒间孑L、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔，微裂缝在岩样中占很少部分以及微裂缝。次生孔隙主要为火山岩屑颗粒溶孔、铸模孔或颗粒+填隙物的溶蚀扩大孔，在粗砂岩相中较发育口。2．2储层物性及孔隙结构特征根据对苏里格地区35口井的盒8段储层约2200个砂岩岩心样品物性资料的统计，结果是：孔隙度范围为0．16～21．84，平均值为7．57，孔隙度主要的分布范围为4～1O，属于工类储层的样品(孔隙度大于12)仅占lO左右；渗透率范围为(0．0016～561)×10～m，其中渗透率小于0．1×10_m的样品占总样品数的40，渗透率的主要分布范围为(0．1～3．16)×10一m。此外，苏里格地区盒8段131个产气层段岩样的孔隙度与渗透率相关性分析表明(见图1)，渗透率与孔隙度之间呈现明显的正相关性，且储层段岩心分析物性与测井解释物性参数间亦存在正相关关系，说明渗透率的变化主要受控于孔隙发育的程度，裂缝的影响很小。苏里格地区盒8段储层毛细管压力普遍偏高，排驱压力在0．22～10MPa之间，一般小于2MPa；孔隙主力喉道峰值介于0．04～2．34m之间，一般为0．29～2．34m；连续相饱和度介于12．36～36．77，多数不超过20，说明孔喉连通性较差[1](图2)。总体而言，苏里格地区盒8段储层毛细管压力普遍偏高，孔隙结构具有大孔隙、小喉道、微裂缝不发育、孔喉连通性差，在低孔低渗致密储层的背景下，局部地区发育有相对高孑L高渗储层。矗室·R幽图1苏里格地区盒8段储层孔、渗关系图图2苏里格地区盒8段储层毛细管压力曲线3天然气二次运移机理近1O年来，许多学者对鄂尔多斯盆地上古生界天然气的成藏机理进行了大量研究，提出了深盆气、岩性圈闭气藏等成藏模式[3q]。由于苏里格地区盒8段储层分布范围差异大、物性非均质性强，天然气在不同类型砂体中充注成藏机理十分复杂。3．1二次运移通道苏里格地区上古生界区域构造稳定、局部构造幅度小，断裂不太发育。盒8段与山西组为整合接触关系。砂体是苏里格地区盒8段天然气二次运移的主要输导体系。盒8段储层受河流沉积体系控制， 学兔兔www.xuetutu.com第32卷第4期陈义才等：苏里格地区盒8段天然气充注成藏机理与成藏模式探讨砂体展布主要呈透镜状和复合条带状。透镜状砂体的厚度一般在5m左右，长宽比小于5，透镜状砂体的长度一般在1．5～2．0kin以内，主要分布在决口扇、河口坝、砂坪和废弃河道等微相中，岩性主要为中细粒岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩，孔隙类型主要为晶间孑L、残余粒间孑L，孔隙度一般为4．0～7．0，渗透率为(0．1～3．0)×10／zm，主要为Ⅱ、Ⅲ类储层。苏里格地区盒8段复合条带状砂体主要分布在三角洲水上、水下分流河道，单砂体的厚度变化较大，一般在5～l5m，复合砂体厚度在50m左右，宽度在1O～20km，平面上近南北向呈带状展布。岩性以中粗粒岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩为主，孔隙类型发育粒问溶孑L、粒内溶孔，孔隙结构特征多为粗孔粗喉型，砂体的孔隙度一般在7．0％以上，渗透率一般高于1．0×10～m，主要属于Ⅱ类与I类储层，但是非均质性明显。3．2天然气二次运移阻力苏里格地区盒8段储层物性较差，天然气二次运移的毛细管压力较大。目前，储层压汞曲线是研究储层毛细管压力的重要手段。由于压汞实验中水银一汞蒸汽界面张力以及与岩石的接触角不同于实际地层条件下的气水或油水系统，因此，应用压汞曲线估算毛细管压力需要除以一个换算因子K：K一(1)g·cos0g式中为水银的表面张力，mN／m；0为水银一岩石接触角，(。)；为气水界面张力，mN／m；0w为气水接触角，(。)。砂岩储层的换算系数一般在5．4～8．3之间。考虑到苏里格地区盒8段储层的性质以及埋藏的地层温度和压力，换算因子可暂取平均值6．5E¨]。对于盒8段I类储层而言，当天然气连续气相运移的含气饱和度为2O时，需要克服的毛细管阻力为0．12～O．25MPa，Ⅱ类储层的毛细管阻力为0．35～1．23MPa，Ⅲ类储层大约为1．38～3．08MPa。3．3天然气二次运移动力苏里格地区构造作用微弱，天然气二次运移的动力主要是浮力和天然气膨胀力。苏里格地区地层平缓，每公里平均坡降约4m。根据上述毛细管阻力估算，盒8段I类储层浮力驱动克服毛细管阻力需要的气柱高度平均约25m，气柱长度6～7km；II类储层的临界气柱高度50～150m，气柱长度约12～37km；Ⅲ类储层的临界气柱高度200~450m，气柱长度约45～110km。由此可见，盒8段天然气浮力驱动只能在物性好、砂体分布范围大的复合条带状储层中进行。众所周知，浮力作用总是使气体在垂向上或沿上倾方向运移，而气体膨胀作用并没有固定的方向，可以在四周各个方向排驱孔隙自由水，但是往往选择相邻喉道半径相对较大、毛细管阻力小的孔隙进行充注(图3)。由此可见，气体膨胀作用可以概括为：烃源岩的天然气排出向储层充注一储层孔隙气体膨胀作用产生瞬时超压一气水两相压力平衡一气体体积增加一气驱水，最终使孔隙体注入充注强度逐渐增加中气体饱和度不断升高和圈闭中含气范围增大。画岩石颗粒【．．．．．．．．．．．．．．．_-J圆圈驱动方向孔隙水天然气刘新社等口。盆地模拟研究表明，苏里格地区上古生界在三叠纪快速埋藏的正常古地图3油气膨胀充注驱替孔隙自由水的示意图温作用下，烃源岩的有机质开始进入生烃门限，并有少量烃类排出；在晚侏罗世．到早白垩世，基于热事件的影响，古地温梯度达到3．5～4．0℃／100m，进入成熟一高成熟阶段，天然气开始大量生成。苏里格地区盒8段在下覆烃源岩从低成熟到高成熟阶段，地层温度从70~80℃升高到140～160℃，即古地温几乎升高了1倍。按定容理想气体状态方程估算，储层天然气热膨胀产生的压力将升高1．2倍。由此，在天然气不断充注过程中，盒8 学兔兔www.xuetutu.com·1O·石油天然气学报(江汉石油学院学报)2010年8月段储层孔隙烃类气体质量不断增加引起体积膨胀的同时，古地温的大幅度升高也有助于天然气的膨胀驱动。4天然气成藏模式根据以上天然气成藏机理分析可知，苏里格地区盒8段天然气充注成藏方式不仅与储层物性有关，储层分布的规模也具有重要的控制作用。透镜状和复合条带状砂体的储层物性和横向分布规模存在较大的差异，成藏模式各具特点。4．1透镜状砂体成藏模式透镜状砂体的孔隙体积相对固定而且处于封闭环境，油气进入砂岩透镜体的途径可以是烃源岩排烃直接注入、分子扩散或隐伏断层¨]。油气(也可能有部分水)的注入产生流体膨胀作用必然使透镜状砂体的流体压力升高，当砂体中流体压力超过围岩的孔隙压力时，砂体中的孑L隙水在压差作用下就沿微裂隙、微裂缝运移到围岩，而砂体中油气受到围岩毛细管力的阻挡则聚集在砂岩中。透镜体储油是一个复杂的动态过程J。文华国等统计表明，苏里格地区盒8段单砂体厚度一般为5～15m，气层有效砂体厚度多在2～8m，储层在宏观上表现为连续性较好的连通体，但有效砂体仅呈透镜状分布。盒8段透镜状砂体储层四周被非烃源岩所包围，下覆气源区的天然气主要通过断层和裂缝向上充注到砂体中。由于透镜状砂体横向分布规模相对较小，即使储层物性较好，砂体中天然气通过浮力驱动的充气程度也比较低，透镜状砂体中天然气只有依靠气体不断充注的膨胀力才能使砂体中的自由水完全被驱替出去。气体充注从砂体四周边缘向砂体内部逐渐增强，气水之间缺乏统一的分界面(图4)。随着烃源岩油气初次运移的不断充注，透镜状砂体中含油气范围不断扩大，含气饱和度也随之增加。由于气体充注强度的差异，不同砂体中的气水分布关系也有所不同，既可能呈现气水倒置，也可能出现正常的上气下水分布。4．2复合条带状砂体成藏模式苏里格地区盒8段复合条带砂体厚度较大，宽度可达十几公里，而且南北方向沿河道延伸方向的长度一般几十公里，甚至上百公里。由于砂体分布范围大，受到多期河道沉积控制，砂体厚度变化大，储层物性的非均质性强烈，并且在垂向上往往与透镜状砂体伴生。对于工类储层发育的复合条带状砂体而言，下覆烃源岩的天然气直接充注或分子扩散等方式注人相对高孔高渗储层后，在气体膨胀力作用下优先进入毛细管阻力较小的粗孔大喉孔隙中。随着天然气充注增强，在储层中形成连续的气柱(气丝)，当气柱横向长度达到几公里时，气柱产生的浮力将超过I类储层的毛细管阻力而向上倾方向运移，并在岩性圈闭顶部聚集。苏里格地区盒8段复合条带状砂体以Ⅱ类储层为主，浮力运移的连续气柱横向长度要达到十几到几十公里。这在非均质性强烈的河道砂体中是难以满足的。苏里格地区盒8段现今地层压力在整体异常低压的背景上，自西南向东北呈现“低一高一低”的格局引，表明储层在宏观上存在流体的封隔性。因此，考虑到盒8段复合条带状砂体总体上以Ⅱ类储层为主，并且复合砂体之间的非均质性的影响，天然气在砂体中的充注主要是气体膨胀驱动，而在局部发育高孔高渗的复合砂体中以浮力驱动为主。苏里格地区盒8段下覆的本溪组一山西组烃源岩平面上分布广泛，天然气在垂向上不同砂体中充注成藏的关键控制因素是气体充注强度和砂体的储集性能。概而言之，在相近的储层物性条件下，距离烃源岩气源区越近，充注丰度相对越高(孔隙自由水含量越低)，反之，充注丰度相对较低(自由水含量相对多)；在天然气相近充注强度条件下，储层物性好的充注丰度高，储层物性差的充注丰度低。根据天然气充注成藏机理和控制因素，建立不同类型砂体的充注成藏模式(图5)。天然气在盒8段从下往上充注时，天然气充注强度由下往上相对减弱，在相近的储层物性条件下，下部砂体充注丰度比上部砂体充注丰度高。在横向上，由于源岩成熟度和盖层保存条件的变化，由南到北，天然气充注强度相对降低，砂体中含水程度相对增高。 学兔兔www.xuetutu.com第32卷第4期陈义才等：苏里格地区盒8段天然气充注成藏机理与成藏模式探讨·11·注臣二三二]匡至匡匡至透镜状砂体泥质围岩天然气孔隙自由水注方向天然气充注方向气层气水同层含气水层图4盒8段透镜状砂体天然气充注成藏模式图5盒8段复合砂体天然气充注成藏模式5结论1)苏里格地区盒8段储层中天然气聚集成藏的驱动方式受储层砂体分布范围和储层物性控制。2)苏里格地区的区域构造平缓，盒8段天然气二次运移的浮力驱动主要发生在储层物性相对较好的复合条带状砂体中。透镜状砂体分布范围较小，储层物性较差，气体膨胀驱动是天然气聚集成藏的主要动力。3)苏里格地区盒8段储层的气源在平面上虽然广泛分布，但是在纵向上由于砂体分布规模、储层物性以及天然气充注距离等因素，使不同类型砂体中天然气充注程度产生差异，从而形成复杂的气水分布。．[参考文献][1]何自新，付金华，席胜利，等．苏里格大气田成藏特征[J]．石油学报，2003，24(2)：6～12．[2]杨华，魏新善．鄂尔多斯盆地苏里格地区天然气勘探新进展[J]．天然气工业，2007，27(12)：6～11．[3]赵林，夏新宇，洪峰．鄂尔多斯盆地中部气田上古生界气藏成藏机理[J]．天然气工业，2000，20(2)：17～21．[4]刘圣志，李景明，孙粉锦．鄂尔多斯盆地苏里格气田成藏机理研究[J]．天然气工业，2005，25(3)：4～6．r5]王志雄，徐国盛．鄂尔多斯盆地苏里格庙气田E古气藏成藏机理研究[J1．断块油气田，2003，10(3)：8～l2．[6]赵文智，汪泽成，朱怡翔，等．鄂尔多斯盆地苏里格气田低效气藏的形成机理[J]．石油学报，2005，26(5)：5～9．[7]马新华．鄂尔多斯盆地上古生界深盆气特点与成藏机理探讨EJ]．石油与天然气地质，2005，26(2)：23O～236．[8]王志欣，张金川．鄂尔多斯盆地上古生界深盆气成藏模式[J]．天然气工业，2006，26(2)：52～54．[9]李会军，吴泰然，马宗晋．苏里格气田优质储层的控制因素[J]．天然气工业，2004，24(8)：l0～16．[1o]文华国，郑荣才，高红灿，等．苏里格气田苏6并区下石盒子组盒8段沉积相特征[J]．沉积学报，2007，25(1)：90~97．[11]何顺利，兰朝利，门成全．苏里格气田储层的新型辫状河沉积模式[J]．石油学报，2005，26(6)：25～3O．[12]付金华，魏新善，黄道军．等．鄂尔多斯大型含煤盆地岩性气藏成藏规律与勘探技术[J]．石油天然气学报，2005，27(1)：137～141．[13]陈瑞银，罗晓容，陈占坤，等．鄂尔多斯盆地中生代地层剥蚀量估算及其地质意义[J]．地质学报，2006，80(5)：685～693．[14]袁际华，柳广弟．鄂尔多斯盆地上古生界异常低压分布特征及形成过程口]．石油与天然气地质，2005，26(6)：792～796．[15]刘锐娥，孙粉锦，拜文华，等．苏里格庙盒8气层次生孔隙成因及孔隙演化模式探讨[J_．石油勘探与开发，2002，29(4)：47～53．杨勇，达世攀，徐晓蓉，等．苏里格气田盒8段储层孔隙结构研究[J]．天然气工业，2005，25(4)：50～52．王允诚，向阳，邓礼正，等．油层物理学EM]．成都：四川I科学技术出版社，2006．175～176．刘新社，席胜利，付金华，等．鄂尔多斯盆地上古生界天然气生成[J]．天然气工业，2000，20(6)：19～23．StainforthJG．Primarymigrationofhydrocarbonbydiffusionthroughorganicmatternetworkanditseffectsonoilandgasgeneration[J]．0rganieGeochemistry，】990，16(1)：61～74．陈章明，张云峰，韩有信．透镜状砂体模拟实验及其机理分析EJ]．石油实验地质，1998，20(2)：166～170．庞雄奇，陈冬霞，李丕龙，等．砂岩透镜体成藏门限及控油气机理[J]．石油学报，2003，24(3)：38~45．李明诚，单秀琴，马成华，等．砂岩透镜体成藏的动力学机制IJ]．石油与天然气地质，2007，28(2)：209~215．袁际华，柳广弟．鄂尔多斯盆地上古生界异常低压分布特征及形成过程口]．石油与天然气地质，2005，2G(6)：792～798．[编辑]宋换新