曹庾杰，馬　騫，許　瑤，陳占軍

(西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069)

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蘇里格氣田西區(qū)北部上古生界氣藏充注動(dòng)力與含氣性研究

曹庾杰，馬騫，許瑤，陳占軍

(西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069)

通過蘇里格氣田西區(qū)北部蘇48井-蘇143井剖面的地質(zhì)研究，分析上古生界氣藏的成藏機(jī)制，結(jié)果表明，其成藏期充注動(dòng)力的原因是生烴增壓，下部山1段主要烴源層段因生烴產(chǎn)生的充注動(dòng)力大小約為18 MPa，上部盒8段主要儲(chǔ)層發(fā)育段充注動(dòng)力約為9～15 MPa。在區(qū)域整體下生上儲(chǔ)的源儲(chǔ)配置格局下，烴源巖層的過剩壓力最大，充注動(dòng)力由下至上逐漸減少，表明充注動(dòng)力隨油氣運(yùn)移距離的增大而消耗降低。盒8段充注動(dòng)力-物性-含氣性比較說明，成藏期充注動(dòng)力越大，氣藏的含氣性越好。

蘇里格氣田；烴源巖；儲(chǔ)層；過剩壓力；充注動(dòng)力

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北緣，西區(qū)位于蘇里格廟以西，該區(qū)氣藏在平面上分布零散，縱向上氣水相互關(guān)系復(fù)雜，單井產(chǎn)水量較大，直接影響著生產(chǎn)開發(fā)[1]。明確氣水分布規(guī)律以及深化認(rèn)識(shí)氣水分布的地質(zhì)控制因素已經(jīng)成為該區(qū)滾動(dòng)開發(fā)、選區(qū)選井工作的迫切需求，對(duì)其進(jìn)行探討有助于人們認(rèn)識(shí)蘇里格氣田西區(qū)北部及其它區(qū)塊的氣水分布規(guī)律。研究區(qū)位于伊陜斜坡西北部，本次研究以該區(qū)為例，對(duì)氣藏的成藏動(dòng)力及含氣性進(jìn)行評(píng)價(jià)，響應(yīng)生產(chǎn)井的部署與開發(fā)要求，從而達(dá)到提高經(jīng)濟(jì)效益的目的。

1　烴源巖及儲(chǔ)層特征

前人已經(jīng)對(duì)鄂爾多斯盆地?zé)崾放c生烴量 進(jìn)行了模擬計(jì)算，研究結(jié)果表明：盆地在成藏期累計(jì)的總生氣強(qiáng)度普遍高于12.0×108m3/km2，西部和東部地區(qū)最高可達(dá)28.0×108m3/km2以上。而蘇里格氣田西區(qū)位于伊陜斜坡西北部構(gòu)造帶邊緣，上古生界層段的生氣強(qiáng)度僅在12.0×108m3/km2[2]左右。

烴源巖在研究區(qū)內(nèi)具有“廣覆式”的分布特征，有效的烴源巖層主要包括二疊系太原組和山西組的一套海陸交互相的含煤層系地層，發(fā)育有暗色泥巖和煤層，厚度一般在9m左右，該段烴源巖的熱演化程度已達(dá)到高成熟階段，鏡質(zhì)體反射率R0值介于1.3～2.5%之間[3]，且有機(jī)質(zhì)豐度較高，類型為腐殖型，在良好的熱史演化中，為上古生界天然氣成藏提供了充足的氣源條件。

研究區(qū)盒8段和山1段儲(chǔ)層巖性主要為石英砂巖。 盒8段儲(chǔ)層孔隙度集中在5%～12%之間，平均為8.95%；滲透率為0.06～2.00×10-3μm2，平均為0.73×10-3μm2。山1段砂巖孔隙度主要介于5%～11%之間，平均為8.5%；滲透率為0.06～1.00×10-3μm2，平均為0.589×10-3μm2。所以儲(chǔ)層屬于中、低孔，低滲砂巖儲(chǔ)層[4]。

2　源儲(chǔ)配置關(guān)系

烴源巖主要發(fā)育在上古生界下部地層段內(nèi)，包括了本溪組、太原組和山西組的煤系地層；儲(chǔ)層主要發(fā)育在與烴源巖層直接接觸的上部地內(nèi)中，包括山西組和下石盒子組三角洲前緣沉積砂體；三角洲前緣水下分流河道沉積背景下的砂體直接與湖相碳質(zhì)泥巖或下部煤層接觸，砂體沿水流方向具有一定的縱向連通性，砂體之間為分流間灣泥質(zhì)巖所遮擋。河道砂體分布周圍的泥巖以及砂巖層的巖性差異形成了良好的封擋條件，形成了大型巖性圈閉的封閉體系。所以上古生界的源、儲(chǔ)、蓋要素縱向上構(gòu)成了理想的成藏組合。

在該沉積背景下，發(fā)育的烴源巖與儲(chǔ)層主要為交互或垂向疊置的關(guān)系，天然氣主要為近源充注和運(yùn)聚，上古生界氣藏的源儲(chǔ)配置關(guān)系主要為下生上儲(chǔ)，少數(shù)為自生自儲(chǔ)。

3　充注動(dòng)力研究

3.1充注動(dòng)力類型

研究表明，地層異常壓力的產(chǎn)生主要是由于快速沉積欠壓實(shí)作用與烴源巖生烴增壓打破原有的流體壓力均衡，形成了地層異常壓力層段[5,6]。本文認(rèn)為充注動(dòng)力的主要來源為源儲(chǔ)壓差。

3.2計(jì)算依據(jù)

蘇里格氣田上古生界氣藏主要形成于早白堊世，在此時(shí)期，盆地快速沉降，并經(jīng)歷了較為強(qiáng)烈的熱演化事階段。在該階段有機(jī)質(zhì)開始熱解生烴，與泥巖的欠壓實(shí)以及水熱增壓等作用共同影響了地層的流體壓力異常。在成藏期后，盆地進(jìn)入抬升階段，沒有再次出現(xiàn)過大規(guī)模沉降，泥巖未受到更深程度的壓實(shí)，使成藏期的地層的壓實(shí)特征保存至今[7,8]。基于以上盆地地質(zhì)演化背景，可知現(xiàn)今的地質(zhì)特征參數(shù)滿足應(yīng)用平衡深度法的前提條件，計(jì)算得到的過剩壓力可代表成藏期的充注動(dòng)力。

目前大港主力油田均已進(jìn)入二次開發(fā)階段，再依靠大規(guī)模的打新井來提高采收率，效果越來越差，邊際效應(yīng)明顯；而三次采油在油田實(shí)施規(guī)模很小，技術(shù)適應(yīng)性差，還遠(yuǎn)遠(yuǎn)不到大規(guī)模推廣的時(shí)候。

3.3計(jì)算過程及結(jié)果

本文以研究區(qū)蘇48井-蘇143剖面為例，首先確定正常壓實(shí)段深度與AC的關(guān)系。

在欠壓實(shí)段選取含泥穩(wěn)定的樣段，根據(jù)AC—深度關(guān)系式，確定骨架應(yīng)力等效深度，根據(jù)測(cè)量巖樣取心的密度來上覆巖層壓力梯度值，最終確定異常流體壓力值。

根據(jù)平衡深度法，非正常壓實(shí)段深度的地層壓力為：

Pz=γwZe+γb(Z-Ze)

(1)

而該段地層靜水壓力為：

Pz=γwZ

(2)

Pf=(γb-γw)(Z-Ze)

(3)

式中：Pf為成藏期地層過剩壓力，決定運(yùn)移的方向和強(qiáng)度。Pz為異常壓實(shí)段地層流體壓力；γw為靜水壓力梯度(取0.01 MPa/m)；γb為該區(qū)上覆巖層壓力梯度(取0.02 MPa/m)；Ze為深度Z點(diǎn)AC值在擬合曲線上對(duì)應(yīng)的等效深度[9]。

按照上述方法對(duì)蘇48-蘇143井高泥質(zhì)含量的泥巖段過剩壓力進(jìn)行計(jì)算，目的層段過剩壓力(充注動(dòng)力)與深度關(guān)系如表1。

表1　蘇48-蘇143井泥巖過剩壓力分布表

垂向上，烴源巖層的過剩壓力最大，充注動(dòng)力由下至上逐漸減少，表明充注動(dòng)力隨油氣運(yùn)移距離的增大而減少；在水平方向上，從蘇48井-蘇143井，充注動(dòng)力并不相同，說明平面上的充注動(dòng)力具有一定的非均質(zhì)性。

蘇172井與蘇194井中間僅相隔開發(fā)井蘇140井，計(jì)算結(jié)果顯示：蘇172井盒8段充注動(dòng)力在11～17 MPa之間，大于蘇194井盒8段的10 MPa，所以同等物性條件下，蘇172盒8段含氣性更高，所明充注動(dòng)力對(duì)含氣性也具有重要的控制作用(圖1)。

圖1　不同充注動(dòng)力-物性對(duì)含氣飽和度交會(huì)圖

4　結(jié)語

(1)研究區(qū)內(nèi)的致密砂巖氣藏主要為下生上儲(chǔ)與自生自儲(chǔ)型，最大過剩壓力值峰值集中于山西組中部烴源巖內(nèi)，說明生烴增壓是充注動(dòng)力的主要來源。

(2)研究區(qū)成藏期產(chǎn)生的最大充注動(dòng)力約18 MPa，上部盒8段儲(chǔ)層獲得的充注動(dòng)力約為9～15 MPa。

(3)通過剖面蘇172井與蘇194井盒8段充注動(dòng)力—物性-含氣性比較說明，成藏期充注動(dòng)力越大，氣藏的含氣性越好。

[1]王國(guó)亭，冀光，等.鄂爾多斯盆地蘇里格氣田西區(qū)氣水分布主控因素[J].新疆石油地質(zhì).2012，33(6).

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[8]任戰(zhàn)利，張盛，等.鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)探區(qū)上古生界熱演化史[J].地質(zhì)評(píng)論.2012，58(2).

[9]陳荷立.陳荷立學(xué)術(shù)論文集[A].北京：石油工業(yè)出版社.2012.

2016-03-14

2015年西北大學(xué)大學(xué)生創(chuàng)新創(chuàng)業(yè)訓(xùn)練計(jì)劃項(xiàng)目(國(guó)家級(jí))(2015126)

曹庾杰(1994-)，男，陜西榆林人，主攻方向：石油與天然氣。

TE122.3

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1004-1184(2016)04-0266-02