0 引言

煤成烃理论的提出推动了中国天然气工业的快速发展，促使一大批煤系分布区大型天然气田的发现和大气区的形成^[1-3]。在中国已探明逾5×10¹²m³的天然气储量中，70%以上属于煤成气。鄂尔多斯盆地享有“半盆油、满盆气”的美誉，上石炭统本溪组，下二叠统太原组、山西组的煤层为上古生界致密砂岩储层提供了丰富的源岩。然而，致密砂岩储层的成藏动力学机制至今还是一个没有完全解决的问题^[4-6]。四周为泥岩所包围的砂体是一个封闭或半封闭的水力系统，烃类如何充注进去而孔隙水又如何被排替出来、所受的主要阻力和驱动力是什么，是问题的关键和难点所在。

根据前人的研究成果，不同性质的盆地及同一盆地不同演化阶段的流体动力系统都存在较大差异。如在断陷盆地，断裂系统发育，断层在油气的运移、聚集成藏过程中发挥了重要的作用，运移动力常常与构造作用力有关。对于坳陷型盆地，尤其是致密砂岩气藏，油气运移的主要通道为连通砂体、不整合面及微裂缝，浮力、构造力无法为油气的运聚提供足够的动力，运移动力主要来自过剩压力。因此，本文通过研究区山₁致密砂岩气藏的充注下限、浮力、毛细管力、过剩压力、夹层的发育程度与天然气充注的关系，揭示致密气藏天然气的充注模式。

1 天然气充注下限

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏经历了先致密后成藏的过程，天然气充注成藏是一个运移动力克服阻力的过程。晚侏罗世到早白垩世，石炭系和二叠系的烃源岩通过幕式排烃的方式将天然气充注到山西组的河流—三角洲沉积体系砂体中。天然气在致密储层中的浮力在不足以克服毛细管阻力时，气相运移主要依靠流体膨胀进行驱动^[7-8]。在气体产生膨胀作用的过程中，气体膨胀驱水并没有固定的方向，可以在四周各个方向排驱孔隙自由水，其过程是先占据较小的孔喉空间(大于某个下限值)，再向大孔喉推进。在储层中存在一个孔喉半径的界限，大于这个界限时，气相就无法排驱水相成藏。

1.1 孔喉半径下限

储层孔喉半径控制着天然气充注能力，孔喉半径小于特定值，天然气膨胀扩散将很难进行，储层则为无效储层。因此，孔喉半径下限的合理标定对于研究区气藏的开发具有重要意义。本次研究结合核磁共振、高压压汞、恒速压汞实验，综合分析致密砂岩气储层天然气充注的孔喉半径下限^[9-11]。

将常规压汞与核磁共振实验相结合，绘制弛豫时间T₂累积频率与孔喉半径分布曲线(图 1)。本次研究中转化系数C值的取值原则为：给定不同的C值换算孔喉半径累计分布曲线，当曲线与高压压汞曲线右侧相切时，为临界最小C值点，取值为35；而临界最大C值点则不超过压汞累计曲线末端的拐点，取值为150，两者的平均值即为最佳的C值，取值为92.5。对压汞和核磁共振结果进行拟合，得到每个样品的转化系数和流动孔喉下限。将上述结果反演到天然气充注储层的过程中，认为0.25 μm为气相无法排驱水相的最大孔喉半径，以此定量表征天然气充注能力。

1.2 水膜厚度

在同一温压条件下，由于受界面吸附、毛细管力的影响，残留地层水以“束缚水”和“自由水”的形式存在。而“束缚水”又以“水膜水”和“毛细管水”的形式存在。

水膜厚度的理论公式是

式中: V_w为岩心中吸入水的体积，cm³；V_p为岩心孔隙度体积，cm³；ρ_w为地层水密度，10³kg/m³；ρ_r为岩心密度，10³kg/m³；φ为岩心孔隙度，%；A_比为比表面积，1/m；S_w为束缚水饱和度，%。

对于致密砂岩储层，只有孔喉半径大于束缚水膜厚度，天然气才有可能充注，半径大于束缚水膜厚度的孔隙才有可能是储集油气的有效空间；否则，这些孔隙将被束缚水充填，而失去含油气的价值。所以束缚水膜厚度就是储层的含气下限。通过对研究区46块样品进行气水相渗实验，确定其束缚水饱和度，通过式(1) 计算水膜厚度，结果显示平均束缚水膜厚度为0.093 μm，作为水相封存天然气分子的最小孔喉半径(表 1)。

2 天然气充注期次

从地质学上讲，一个地方油气的生成、运移和聚集常发生在一个较短的地质时间段内，这个时间段就称为油气成藏的关键时期。要研究成藏驱动力，成藏关键时期的确定极为重要。要综合考虑地层的埋藏演化史、烃源岩的生排烃史、地热史、运聚史等，这些演化史相互配合的最有利时机才是成藏的关键时期，在关键时期内必须有良好的时空配置关系^[12]。

岩石薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射分析表明，研究区储层石英加大边为第Ⅲ期，碳酸盐胶结物为铁方解石、伊蒙混层S/(I/S) < 10%，镜质体反射率R_o为1.32%~2.12 %，平均为1.73 %，最高热解峰温T_max平均为530 ℃，加之孔隙类型主要为残余粒间孔、次生粒间溶孔、晶间孔，微裂缝发育，表明目的层成岩阶段为中成岩B期，少量已进入晚成岩阶段。其成岩演化-油气充注序列为：绿泥石膜胶结Ⅰ期→石英次生加大Ⅰ期→绿泥石薄膜Ⅱ期→烃类充注Ⅰ期→石英次生加大Ⅱ期→高岭石胶结Ⅰ期→溶蚀作用Ⅰ期→高岭石胶结Ⅱ期→微晶硅质胶结期→伊利石胶结期→溶蚀作用Ⅱ期→碳酸盐岩胶结Ⅱ期→烃类充注Ⅱ期。因此，致密砂岩气在其形成过程中经历了2期烃类充注过程。

从时间角度讲，早白垩世是鄂尔多斯盆地的最大埋深阶段。根据前人流体包裹体的研究成果(表 2)，更多的学者认为鄂尔多斯盆地上古生界发生过2期天然气充注，第一期为晚侏罗世，第二期为早白垩世，并且早白垩世是主要的生烃高峰期。而自生伊利石K-Ar定年的同位素年龄为155~120 Ma，主要集中在早白垩世135 Ma^[18]，因此一致认为早白垩世为研究区目的层天然气充注的主要成藏期。

3 天然气充注阻力与动力

研究区致密砂岩气储层属连续型气藏，在地质历史时期，其运移充注的阻力和动力各有不同，且极为复杂^[19-20]。

3.1 充注阻力

地层中油气运移的阻力主要有毛细管阻力和分子间的吸附力。由于天然气分子小，在天然气二次运移过程中多以游离相态进行，其受到的阻力主要为毛细管力。对研究区376块样品毛细管力和渗透率的统计结果表明，毛细管力随着渗透率的降低以指数形式不断减小，即渗透率与毛细管力具有良好的双对数线性关系(图 2)，其关系式为

式中：p_CHg为理论压汞条件下的毛细管力，MPa；K为地层渗透率，10^-3μm²。渗透率与气藏条件下的毛细管力关系为

式中，p_CR为气藏条件下的毛细管力，MPa。

天然气充注储层的常压渗透率下限为0.1×10^-3μm²，其对应的地层渗透率为0.005×10^-3μm²，代入式(2) 可获得理论上压汞条件下的毛细管力为6.0 MPa，代入式(3) 即可获得气藏条件下的毛细管力为1.16 MPa。因此可以确定生排烃高峰期(成藏关键期)古气藏状态下天然气充注的最大毛细管阻力为1.16 MPa。

3.2 充注动力

连续型气藏充注的动力主要有：由埋藏正常压实而产生的正常压实剩余压力、构造应力、由盐度差形成的渗透作用力、由浓度差形成的扩散作用力、水动力以及由生烃膨胀作用和源储压差造成的过剩压力。研究区古地势平缓，构造应力影响甚微，无边水和底水，气水关系复杂，水动力也基本没有作用。对于常规储层，浮力是天然气运聚的有效动力，天然气运移过程中的浮力主要是由于气水密度差所造成的，方向垂直向上。浮力的公式为

式中：p_浮为浮力，N；h为气柱高度，m；g为重力加速度，取值9.8 g/m²；ρ_w为地层条件下地层水的密度，取值1 100 kg/m³；ρ_g为地层条件下天然气的密度，取值200 kg/m³。

如果认为浮力是致密气成藏的运移动力，设p_浮=p_CR，则可计算相应浮力下天然气分子所能够克服毛细管力进行运移的喉道半径(图 3)。

通过对研究区单砂体以及叠置砂体的统计，发现单砂体含气饱和度较低的含气层最小厚度为1 m，最大厚度为7.5 m，含气饱和度较高的气层最小厚度为1.7 m，最大厚度为13.2 m；叠置含气砂体最大厚度为30 m。因此，将30 m作为研究区的最大气柱高度，计算得p_浮=0.265 MPa＜p_CR=1.17 MPa；即最大的浮力小于最小的充注阻力，仅靠浮力无法克服毛管阻力。且其对应的喉道半径为2.78 μm，即为浮力成藏所克服的最小喉道半径。而研究区储层喉道半径主要为0.3~1.0 μm，最大仅2.0 μm，因此判断对于研究区致密砂岩储层，整体上浮力无法有效聚集成藏。

现今鄂尔多斯盆地表现为低压盆地，但在地质历史时期曾为超压盆地。过剩压力会驱使流体向压力减小的方向扩散，使流体排出区和聚集区的压力达到平衡，这也是通过过剩压力进行油气运移研究的理论基础。流体过剩压力是致密砂岩气藏天然气运移的主要动力和阻力。

4 过剩压力与天然气充注

通过等效深度法对异常压力值进行定量解释。在实际计算过程中，首先根据声波测井曲线进行声波时差数据的读取，其原则为综合各类电测曲线并结合录井资料，尽可能选择厚层纯泥岩段。如在低电阻、高电导率、高自然伽马、无严重扩径现象、单井泥岩厚度大于2 m时读取声波时差数据，然后根据等效深度法恢复出研究区79口单井的过剩压力。由于流体压力主要受其岩相岩性的制约，故一般情况下，剖面内高低压部分在历史时期中不会发生反向。因此利用上述方法得出的压力数据编制各种单井压力或连井压力剖面图，进行水动力条件分析^[21-22]。

4.1 单井过剩压力纵向分布特征

单井过剩压力曲线同单井泥岩压实曲线类似，均会出现2个峰值(图 4)，即在历史上往往形成了2个过剩压力高峰，每一个高峰由压力的增高和减小两部分组成，构成一个完整的旋回。并且，不同井的峰值大小不同，同一口井前后两个峰值略有差别：第一个峰对应中生界延长组，第二个峰对应上古生界。由于早白垩世才是石炭—二叠系烃源岩处于最大埋深的时期，所以第二个过剩压力峰值更高。

上古生界过剩压力出现后，一般随深度的增加过剩压力的递增速度较慢，且出现峰值后递减速度较快。通过对研究区79口单井石盒子组、山西组、太原组以及本溪组过剩压力最大值、最小值以及平均值的统计(表 3)，结合单井过剩压力的曲线形态特征，发现研究区上古生界过剩压力高值出现在盒₂—盒₇，其平均值的高值出现在盒₅—盒₆。由于上古生界上部发育大面积区域性盖层(上石盒子组以及盒₅的桃花泥岩)，泥岩厚度100~160 m，不仅形成了盖层的物性封闭，而且是一种异常流体压力封存箱，即超压封闭。

4.2 过剩压力平面分布特征

在绘制泥岩压实曲线的基础上，通过等效深度法恢复对应的过剩压力，并计算出研究区目的层段过剩压力的平均值，由此绘制了山₁段过剩压力平面分布图(图 5)。平面上总体表现为南、北两端高、中间低的特征。根据过剩压力的平面分布特征可以确定流体在平面上的富集规律。将研究区山₁段过剩压力平面图与含气饱和度叠合(图 6)，可以看出平面上天然气主要聚集在过剩压力高值背景下的低值区。山₁段过剩压力小于6 MPa的区域有利于天然气的聚集。

5 隔夹层发育与天然气运移

隔夹层的发育在致密砂岩储层中起到非渗透性隔板的作用，对天然气向储层充注起到了阻力作用。依据隔夹层厚度和隔夹层密度平面图，分析认为隔夹层密度越小、厚度越薄的区域含气饱和度越高，隔夹层密度与含气饱和度吻合性高于隔夹层厚度(图 7)。说明这种非渗透性隔板的层数越多，阻挡性越强。在砂体不发育的山₁段，隔夹层密度大的区域有效阻挡了天然气的充注(图 7)。

6 天然气充注模式

在区域盖层分布稳定的情况下，目的层的充注程度有3个重要因素，一是烃源岩的因素，二是储集层自身的因素，三是充注动力，即成藏动力的因素，并且要有良好的配置关系。众多学者研究认为气源灶是否发育及其质量的优劣是决定气藏能否形成及其规模大小的首要条件。气源灶的优质和生气总量，即烃源岩的生烃强度、厚度和展布规律在宏观上控制着天然气的成藏与气水分布^[23-24]。

假设研究区生烃强度接近，天然气以垂向扩散充注为主，理论上可以认为煤层厚度越厚的区域生烃强度越强，天然气充注越充分。图 8为煤层厚度与含气饱和度和过剩压力叠合图，含气饱和度较高的区域煤层厚度较大，说明研究区天然气主要为近距离的垂向运移聚集，侧向运移较少；试气出水的井主要分布在煤层厚度较薄的地方，但也有一些井分布在煤层较厚的地方，说明足够的煤层厚度只是有利的烃源岩。天然气生成后向上运移的过程遇到的隔层条件、储集层条件以及封盖条件对气水分布共同控制。

表 3、图 8对比分析表明，作为烃源岩的煤层整体为低压层段，其压力分布波动较大，这是由于煤层在埋藏过程中经历生气(增压，消耗大量地层水)—煤层吸附—再生气—增压产生节理—解吸—扩散—各类孔隙体积压力平衡—继续生气增压—气水饱和—气体突破压力突破煤层外包层(泥岩或物性差的致密岩性)的破裂压力—煤层气以垂向与斜向充注储层的过程，整个过程发生煤化作用(消耗地层水，流体压力降低)，煤层气流体充注储层卸载流体压力，是平衡源储压差、形成低压气藏的过程。源储层间隔夹层使得气源以垂向扩散与侧向扩散充注储层(图 7、图 9)。

Ⅰ型源储模式：源储层间隔夹层发育程度低、泥岩欠压实程度低，不易形成过剩压力封存气源，源储压差低，煤层较发育且厚大，分布相对稳定，天然气以整体渐续式的垂向充注为主，储层储集空间发育良好，储层充注丰度高。

Ⅱ型源储模式：源储层间隔夹层发育程度较高、泥岩厚度大，发育小规模的欠压实段形成过剩压力封存气源，源储压差增大，煤层厚度分布不稳定，天然气以整体渐续式的环绕式和垂向充注，储层储集空间发育良好，储层充注丰度较高。

Ⅲ型源储模式：源储层间隔夹层发育程度高、泥岩厚度大，发育小规模的欠压实段形成过剩压力封存气源，源储压差增大，煤层较发育且厚大，分布相对稳定，天然气以整体渐续式的环绕式充注为主、垂向充注次之，储层储集空间发育中等，储层充注丰度较Ⅰ型、Ⅱ型低，气源连续供给程度低。

Ⅳ型源储模式：源储层间隔夹层发育程度高、泥岩厚度大，发育小规模的欠压实段形成过剩压力封存气源，源储压差增大，煤层厚度分布不稳定，天然气以整体渐续式的环绕式充注为主、垂向充注次之，储层储集空间发育中等，储层充注丰度较Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型低，气源连续供给程度较低。

经上述分析，煤层连续发育厚度大、储层整体特征优，源储层间压差大、储层顶面的隔夹层和大段较厚泥岩产生的欠压实过剩压力有利于储层段的天然气保存，成为天然气开发的“甜点”。

7 结论

1) 研究区目的层天然气充注的孔喉半径下限为0.25 μm，束缚水膜厚度为0.093 μm，为水相封存天然气分子的最小孔喉半径。

2) 早白垩世为天然气充注的主要成藏期。生排烃高峰期(成藏关键期)古气藏状态下天然气充注的最大毛细管阻力为1.16 MPa。研究区致密砂岩储层孔喉细小，整体上浮力无法有效聚集成藏，流体过剩压力是致密砂岩气藏天然气运移的主要动力和阻力。天然气主要聚集在过剩压力高值背景下的低值区，山₁段过剩压力小于6 MPa的区域有利于天然气的聚集。

3) 隔夹层的发育对天然气向储层充注起到了阻力作用。隔夹层密度越小、厚度越薄的区域含气饱和度越高，在砂体不发育的山₁段，隔层密度大的区域有效阻挡了天然气的充注。

4) 研究区天然气充注模式包括：Ⅰ型源储模式、Ⅱ型源储模式、Ⅲ型源储模式、Ⅳ型源储模式；煤层连续发育厚度大、储层整体特征优，源储层间压差大、储层顶面的隔夹层和大段较厚泥岩产生的欠压实过剩压力有利于储层段的天然气保存，成为天然气开发的“甜点”。