2017, Vol. 47
2. 中国石油天然气股份有限公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710021；
3. 中国石油天然气股份有限公司 长庆油田分公司 第二采气厂，陕西 西安 710200
,
WANG Chao3,
CHEN Jiangmeng3,
YE Conglin3
2. Research Instituie of Petroleum Exploration and Development, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi′an 710021, China;
3. No. 2 Gas Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi′an 710200, China
目前, 国内对低丰度气藏的定义主要是根据国家油气地质储量丰度划分标准, 其中天然气储量大于等于10×108 m3/km2为高丰度, 储量(2~10)×108m3/km2为中丰度, 储量小于2×108m3/km2为低丰度[1]。宜川—黄龙地区为长庆油田的重点产建区块, 发育上古生界砂岩气藏及下古生界碳酸盐岩风化壳气藏, 储层分布广, 含气层位多。但是，随着后续开发的不断深入, 该区表现出低丰度气藏的特征, 试气效果差, 单井产量低, 稳产能力弱, 气井产水现象突出, 平均储量丰度仅为0.8×108m3/km2。为了探清其中的缘由, 本文从成藏角度对宜川—黄龙地区低丰度气藏的成因进行探讨。
1 研究区概况宜川—黄龙地区位于鄂尔多斯盆地东南部, 横跨伊陕斜坡和渭北隆起两大构造单元, 其中渭北隆起以褶皱冲断构造为特征, 伊陕斜坡构造相对微弱, 以平缓的西倾单斜为主要特征, 平均坡降6~10 m/km[2](见图 1)。
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图 1 鄂尔多斯盆地南部及邻区地质构造简图 Fig. 1 A simplified geological structure map of the southern and adjacent areas of Ordos Basin |
钻井资料表明, 该区主要发育上古石盒子组、山西组、太原组砂岩气藏及下古马家沟组马五1+2风化壳气藏。截止2015年10月, 宜川—黄龙地区累计完钻气井37口, 完试36口, 其中6口井无阻流量大于2×104 m3/d, 4口井试气日产气(1~2)×104 m3/d; 试气存在动静不符的情况, 部分井静态测井解释为气层、含气层, 试气后产量极低或为水井、干井。整体试气效果较差, 为典型的低孔、低渗、低丰度气藏。目前已投产7口井, 投产后产量、油套压下降快, 产水现象突出, 难以稳产, 仅宜6-2井能以(1~2)×104m3/d的产量稳定生产。
2 低丰度的成因对研究区“生、储、盖、圈、运、保”6大油气成藏要素进行研究后认为，宜川—黄龙地区低丰度气藏主要受储层条件和保存条件两大因素影响。研究区处于鄂尔多斯盆地南部渭北产煤“黑腰带”和次级生烃区附近, 烃源岩相对充足; 储层物性条件较差, 致密储层导致有效储集空间有限, 是低丰度气藏形成的内因; 气藏盖层为上覆二叠系石盒子与石千峰组地层, 区域封盖性良好; 原始气藏形成初期，圈闭以岩性圈闭、地层圈闭为主, 烃源岩距离储层较近, 为近源成藏组合类型, 烃类初次运移主要靠垂向叠置砂体及早先形成的裂缝体系; 原始气藏形成后, 该区遭受到多期构造运动，导致保存条件被破坏, 盖层的封闭性、圈闭的完整性和输导系统遭到破坏, 烃类发生二次运移, 形成现今的残余气藏。因此, 后期构造导致盖层、圈闭、运移、保存条件的破坏是低丰度气藏形成的外因和主控因素。
2.1 “生”——烃源岩充足根据胡安平等人对鄂尔多斯盆地天然气碳同位素的研究成果可知[2-3], 盆地上古天然气具有煤成气的特征, 下古天然气具有煤成气为主、油型气为辅的混合气特征，这表明，上、下古气藏气源均主要来自上古烃源岩。鄂尔多斯盆地上古烃源岩主要为山西组、太原组及本溪组煤层和暗色泥岩。煤层是优质主力烃源岩, 主要分布在盆地东北部鄂托克旗—横山—米脂—吴堡以北地区, 其次为位于渭北隆起带上的渭北生烃带; 暗色泥岩为次级生烃区, 生烃能力相对较弱, 主要分布在盆地东部榆林—横山—志丹—洛川—黄龙以东地区[4-7](见图 2)。
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图 2 鄂尔多斯盆地上古烃源岩分布范围图 Fig. 2 Distribution of upper paleozoic source rock in Ordos Basin |
宜川—黄龙地区位于鄂尔多斯盆地东南部, 远离北部主力生烃区, 但处于南部渭北生烃带和次级生烃区内。渭北生烃带是目前渭北地区主要的产煤区及煤层气产区, 区内有铜川、蒲白、澄合、韩城等产煤矿区及中油煤层气公司的部分区块。该区主要含煤层系是太原组, 含煤5层, 厚度10~20 m；其次是山西组及本溪组零星含煤层系, 厚度5~30 m。渭北生烃带的有机质热演化是伴随着渭北隆起带的构造沉降历史而演化的, 自石炭—二叠纪含煤地层形成起, 该区先后经历了持续深埋—抬升—动荡—深埋—抬升的演化过程, 整个埋藏演化呈现“W”型(见图 3)。煤系地层首先在中三叠世末期达到最大埋深, 形成第一次生烃、排烃期。之后自晚侏罗世至早白垩世期间, 发生第二次大规模沉降, 构造应力为东南—西北向挤压环境。此次埋深深度虽不及中三叠世末期最大埋深深度, 但燕山运动中期构造热事件导致地温梯度明显上升[8-12], 有机质演化达到最大规模, Ro分布在2%~4%, 属于过成熟阶段, 以产干气为主, 是该区最主要的生烃、排烃期。燕山运动末期至喜山期, 该区持续抬升进入剥蚀期, 构造应力由早期的南北向挤压环境转变为中后期的东南—西北向挤压环境。
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图 3 渭北生烃带煤层埋藏演化图(邱勇凯，2015，有修改) Fig. 3 Buried evolution map of hydrocarbon generation belt in Weibei Area |
宜川—黄龙地区纵向上发育多个含气层位, 成藏组合主要以自生自储、上生下储、下生上储等近源组合为主, 且处于南部渭北生烃带和次级生烃区内, 烃源岩充足，且排烃到达储层的阻力相对较小, 供给能力强。因此, 烃源岩生烃能力不是导致该区低丰度气藏的成因。
2.2 “储”——储层致密宜川—黄龙地区上古砂岩的储层物性整体较差, 孔隙类型以各类溶孔、粒间孔、微孔为主, 平均孔隙度6.24%，渗透率0.28×10-3μm2, 属典型的低孔-低渗致密砂岩储层。其中，太原组物性相对较好, 平均孔隙度7.21%, 渗透率0.98×10-3μm2; 下古马五1+2风化壳储层岩性主要为白云岩和次生灰岩, 孔隙类型以膏模孔、晶间孔和裂缝为主, 平均孔隙度1.63%，渗透率0.20×10-3μm2, 储层基质储集能力较差, 孔渗相关性不明显, 具有明显的分区性。低孔低渗储层发育, 裂缝(隙)发育段表现为低孔高渗, 局部次生灰岩溶孔和充填方解石晶间孔发育段则为低孔低渗, 缺乏高孔高渗的层段, 总体表现低孔-低渗特征(见图 4)。储层致密化程度越高, 有效孔隙度就越小, 烃类有效充注程度也越低, 因此致密储层是导致该区原始气藏丰度较低的内因。
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图 4 研究区孔隙度、渗透率分布图 Fig. 4 The distribution of porosity and permeability in the study area |
宜川—黄龙地区的地质构造横跨伊陕斜坡与渭北隆起，而渭北隆起的构造演化直接影响着该区气藏的成藏历史。晚石炭纪以来, 渭北隆起先后经历了多次构造运动的改造, 最终形成于晚白垩世；古近纪又经历了一次较大规模的断裂改造[1], 形成目前的构造形态。宜川—黄龙地区古生界天然气的主要生烃、成藏期在晚侏罗世至早白垩世[4-6]，这表明渭北隆起及断裂带形成于该区天然气主要成藏期之后, 破坏了原始气藏的保存条件, 是低丰度气藏的主控因素。
2.3.1 断层存在的证据1) 构造异常。根据地震资料对构造预测的结果来看(见图 5A), 宜川—黄龙地区共发育17条逆断层, 横向延伸规模2~10 km, 平均6 km；其中12条断层走向为近东西向, 2条断层走向为东北—西南向, 3条断层走向为西北—东南向；这表明研究区整体构造环境为挤压背景, 这种挤压环境是在北秦岭造山带始新世以来的快速挤压隆升背景下产生的[13-15], 最大主应力方向为近南北向及东南—西北向。从测井解释资料绘制的顶面构造图来看, 上、下古各小层顶面构造起伏变化大, 但趋势一致, 整体坡降15~25 m/km, 局部达50~60 m/km, 与伊陕斜坡平缓西倾单斜(坡降6~10 m/km)的构造背景形成明显差异(见图 5B)。这种构造异常指示了断层的存在, 且断层贯穿上、下古地层, 深度跨度约400 m。
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图 5 宜川—黄龙地区构造异常证据 Fig. 5 Evidence of tectonic anomalies in Yichuan-Huanglong area |
2) 岩心及成像测井资料。岩心观察和成像测井显示(见表 1), 宜川—黄龙地区上古裂缝主要分布在石盒子组、山西组及太原组内部, 裂缝走向以近东西向和北东—南西向为主; 下古裂缝走向、倾角与上古基本一致, 这表明下古受到的构造主应力方向与上古相同, 但裂缝发育程度不及上古, 这与下古碳酸岩储层抗压强度强于上古砂泥岩储层有关。此外, 不同区块下古裂缝的发育程度也存在明显差异(这种差异可能由断层与伴生裂缝的发育特点所致)：距离断层面越远, 裂缝密度越小, 且上盘裂缝发育较下盘密集[15-17]。
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表 1 宜川—黄龙地区裂缝发育统计表 Tab. 1 Statistics of crack development in Yichuan-Huanglong area |
3) 氮气含量异常。研究区天然气中氮气的成因、来源复杂, 主要有来自大气的氮气、深部地幔脱气产生的氮气、地壳岩石热变质产生的氮气及有机质成岩演化过程中产生的氮气[17]。通过统计宜川—黄龙地区周边气田天然气中的氮气含量后发现, 该区天然气中氮气的含量明显要高于周边榆林、子洲及神木气田, 而甲烷含量则明显低于周边气田(见表 2)。由于该区与周边气田均处于同一大地构造背景中，地幔脱气及地壳岩石热变质产生的氮气应属于同一水平, 且误差很小。同时, 该区与周边气田的气源及成藏时间相同, 均在晚侏罗世至早白垩世成藏, 烃源岩均来自上古煤系烃源岩, 有机质成岩演化过程相同, 因此有机质成岩演化过程中产生的氮气含量相差不大。故研究认为，造成该区天然气中氮气含量明显高于周边气田的原因是由于该区原始气藏遭受后期构造的破坏, 天然气发生散失, 大气中的氮气混入气藏所致。
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表 2 宜川—黄龙地区及周边气田氮气含量统计表 Tab. 2 Statistics on nitrogen content in Yichuan-Huanglong area and sunrounding gas field |
4) 地层压力系数异常。根据气藏压力系数分类, 压力系数＜0.75, 为超低压气藏; 0.75＜压力系数＜0.9, 为低压气藏; 0.9＜压力系数＜1.1, 为常压气藏; 1.1＜压力系数＜1.4, 为高压气藏; 压力系数＞1.4, 为超高压气藏。
宜川—黄龙地区气藏压力系数明显低于周边榆林南区及子洲气田, 属超低压气藏。这表明研究区气藏封堵条件存在一定程度的破坏, 而气藏封堵条件破坏的直接原因就是断层, 无论是通天断层还是潜伏断层, 均不同程度地降低了气藏的原始压力系数(见表 3)。同时，该区各井压力系数变化幅度大, 表明受低渗透致密砂岩气藏非均质强的影响, 断层对穿过圈闭的气藏影响较大, 可造成局部区域压力明显降低；而对远离断层面的岩性圈闭影响较小, 气藏仅受到局部微裂缝的影响, 压力损失不大。压力系数的变化也指示了气田内部存在多个压力系统, 压力系统之间被断层分隔, 形成相对独立的单元。
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表 3 宜川—黄龙地区及周边气藏压力系数统计 Tab. 3 Statistics of pressure coefficient of Yichuan-Huanglong area and surrounding gas reservior |
1) 破坏原有圈闭。由于断层形成于烃源岩最大排烃期之后, 即主要成藏期之后, 势必对已形成的圈闭造成破坏。宜川—黄龙地区的断层贯穿层位多, 断层面及伴生裂缝形成快速通道, 大量天然气沿快速通道向地表或四周逸散, 天然气富集程度降低, 气藏压力普遍较低[18]。天然气向浅层通道的逸散导致相同物性条件下, 该区储层的产气能力比相邻其它区块的产气能力差。如高桥地区陕293井与本区宜6井, 二者有效厚度及物性参数相当(见表 4), 但试气产量差异明显：陕293井无阻流量6.041 5×104m3/d, 宜6井日产气仅为0.159 4×104m3。
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表 4 宜6井与陕293井盒8段储层参数及试气数据统计表 Tab. 4 He 8 reservoir parameters and testing data table about Yi 6 and Shan 293 |
2) 地层水相对聚集。断层的发育导致气藏压力下降, 外围地层水涌入裂缝带及周围储层, 地层水开始驱替天然气, 占据储层物性的高值区，从而进一步降低了气藏丰度。同时, 在驱替的过程中, 形成水相高渗通道, 一旦射开储层, 地层水形成突进, 天然气无法或很难参与渗流, 导致气井大量产水，产气量低。如宜2井, 山1段取心及测井解释均为含气层, 厚度5.1 m, 但试气后大量产水, 日产水20.7 m3, 日产气仅为0.020 4×104m3。这表明该井周围存在断层, 山1段砂体已通过伴生裂缝与周围水层连通, 当射孔压裂后, 极易形成水相高渗通道, 导致天然气无法采出。
3) 改善储层物性。宜川—黄龙地区的原始气藏形成时, 上古孔隙空间主要为砂岩孔隙, 下古主要为溶孔型。随着后期构造断层的改造, 大量伴生裂缝及微裂缝分布于上、下古储层中, 分别形成孔隙+裂缝双孔介质和溶孔+裂缝双孔介质[19-20]。这种双孔介质在裂缝形成初期能显著改善储层的物性, 但随着地层水在双孔介质中参与渗流, 各类离子析出矿物重新堵塞孔隙, 影响了双孔介质对储层的改善效果(其中以方解石析出堵塞孔隙最为常见)(见图 6)。总体而言，断层及伴生裂缝的发育, 可在一定程度上改善了储层的渗透性能。
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图 6 方解石充填裂缝、孔隙 Fig. 6 Calcite filled with cracks and pores |
对于断裂发育的气藏, 尤其是断裂发育在原始气藏形成之后的气藏, 天然气的保存和分布受断裂直接控制。断裂带衍生的断层将原始气藏切割成多个独立的、具有裂缝边界的次级气藏；地层水主要聚集在断层及储层裂缝带的周围, 天然气则主要分布在次级气藏内部砂体物性的高值区, 并通过层间隔层及层内夹层与地层水分隔开来, 形成相对稳定的气水平衡状态。当进行钻井、射孔、压裂施工时, 产生的人工裂缝与原有的裂缝带沟通, 打破了原有的气水平衡状态, 导致地层水涌入井筒。因此, 试气效果的好坏与钻遇部位裂缝带的发育程度关系密切。同时，通过试气效果分析也能大致判断钻遇目的层附近裂缝的发育状况。通过对研究区36口井的试气效果进行分析, 将钻遇裂缝带状况分为以下4种类型(见图 7)。
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图 7 宜川—黄龙地区钻遇地质情况示意图 Fig. 7 Drilling of the geo logical situation diagram in Yichuan-Huarglong area |
1) 试气日产水＞5 m3, 指示已钻入裂缝带, 形成地层水高渗通道, 天然气无法从储层采出, 产气能力无或弱。
2) 试气日产水＜5 m3, 指示钻入裂缝带附近储层, 产气能力弱。
3) 试气日产气＜0.1×104m3且不产水, 指示钻入油气逸散带, 即断裂导致储层原有圈闭被破坏, 天然气逸散殆尽。
4) 试气日产气＞0.5×104m3且不产水, 指示钻入储层中部。这种情况分为距离物性或裂缝边界较远和较近两种情况, 二者均具有一定的泄流半径和初产能力, 但远缝地带由于致密砂岩储层岩性-物性圈闭的封闭性基本未受到裂缝及地层水的影响, 故稳产能力强于近缝地带。因此, 对于类似该区的后期改造型致密砂岩气藏, 致密储层一方面导致原始气藏的有效储集空间变小, 烃类充注程度较低, 气藏整体饱和度较低; 但另一方面, 致密储层形成的岩性-物性圈闭, 能有效降低或隔绝断层、断裂带对气藏的破坏作用, 对残余气藏的保存具有一定积极意义。
因此, 钻遇裂缝带、近缝地带及油气逸散带的3种情况, 无法获得产能或产能很低, 难以达到工业开采条件；而钻遇储层中部, 远缝地带是获得产能的关键。
4 结论1) 研究区的构造位置特殊, 横跨伊陕斜坡与渭北隆起, 远离北部主力生烃区, 但处于盆地南部渭北生烃带和次级生烃区内, 煤系烃源岩充足, 气藏以近源成藏组合为主；煤系地层经历了“W”型埋藏演化, 晚侏罗世至早白垩世进入主力生烃期, 烃类供给能力强。因此，烃源岩生烃能力不是该区低丰度气藏形成的原因。
2) 研究区低丰度气藏的形成主要受储层条件及保存条件所控制。研究区储层整体致密, 孔渗相关性差, 有效储集空间有限, 导致原始气藏含气饱和度偏低, 是该区低丰度气藏形成的内因。同时，致密砂岩储层形成的岩性-物性圈闭能有效降低或隔绝后期裂缝带对气藏的破坏, 对残余气藏的保存具有一定积极意义; 成藏后受渭北隆起构造演化的影响，研究区断层及伴生裂缝普遍发育且贯穿层位多, 导致圈闭被破坏, 断层、裂缝与地表或浅层沟通, 大量天然气发生逸散。同时，周围地层水向气藏内部聚集加剧了天然气的逸散, 形成现今的残余低丰度气藏。因此，构造运动为该区低丰度气藏形成的外因及主控因素。
3) 研究区主要发育挤压背景下的逆断层, 断层贯穿上、下古地层, 深度约400 m, 下古裂缝发育程度次于上古。早期断裂及裂缝带能够改造储层的孔隙空间, 形成双重孔隙介质, 这在一定程度上提高了储层的物性。后期随着流体中矿物离子的析出，堵塞了裂缝型孔隙, 物性有所降低。
4) 断裂在气藏的最终定型上起到决定性的作用, 直接控制着研究区天然气和地层水的分布。通过试气效果分析, 确定了4种钻遇裂缝带状况, 分别为钻入裂缝带、钻入裂缝带附近储层、钻入油气逸散带及钻入储层中部，其中，钻遇远缝地带才能获得工业产能。因此，建议加强该区的三维地震部署, 细化断层及裂缝带的分布研究, 优化井位部署, 提高钻遇储层中部的钻遇率, 合理避让断裂带及富水区。
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