張　威，李　良，賈會(huì)沖

(中國(guó)石化 華北油氣分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，河南 鄭州 450006)

?

鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)十里加汗區(qū)帶下石盒子組1段巖性圈閉成藏動(dòng)力及氣水分布特征

張威，李良，賈會(huì)沖

(中國(guó)石化 華北油氣分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，河南 鄭州 450006)

鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)十里加汗區(qū)帶發(fā)育低滲透砂巖氣藏，主力含氣層二疊系下石盒子組1段(盒1段)儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，局部含水。因此，明確氣水賦存狀態(tài)、分布特征及其主控因素是該區(qū)天然氣勘探開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。為了分析在浮力作用下致密儲(chǔ)層中氣水垂向分異條件，對(duì)研究區(qū)盒1段3類儲(chǔ)層開(kāi)展了壓汞和氣水相滲實(shí)驗(yàn)，并計(jì)算了3類儲(chǔ)層在氣藏條件下的毛細(xì)管阻力。結(jié)果表明，由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、連續(xù)厚度小，儲(chǔ)層中連續(xù)氣柱浮力小于毛管中值壓力，因此盒1段儲(chǔ)層不具備氣水完全分異的條件。在平緩構(gòu)造背景下，浮力很難成為大面積低滲儲(chǔ)層的充注動(dòng)力，超壓是低滲巖性圈閉的主要成藏動(dòng)力。通過(guò)分析研究區(qū)3個(gè)巖性圈閉的氣層、氣水同層及水層的含氣飽和度及毛細(xì)管壓力曲線的差異性，反推了3個(gè)巖性圈閉成藏動(dòng)力。西部的獨(dú)貴加汗圈閉成藏動(dòng)力最大，定義為“強(qiáng)動(dòng)力圈閉”，東部的蘇布爾嘎圈閉成藏動(dòng)力最小，定義為“弱動(dòng)力圈閉”。在圈閉成藏動(dòng)力的研究基礎(chǔ)上，根據(jù)氣層與水層在致密非均質(zhì)性儲(chǔ)層中的賦存狀態(tài)與疊置類型，將3個(gè)圈閉中的氣、水層分為6種模式。通過(guò)分析不同圈閉成藏條件、圈閉動(dòng)力與氣水分布的差異，認(rèn)為生烴強(qiáng)度和圈閉封閉性是圈閉成藏動(dòng)力主控因素，圈閉動(dòng)力和儲(chǔ)層非均質(zhì)性展布共同控制氣水分布。

氣水分布；毛細(xì)管阻力；成藏動(dòng)力；巖性圈閉;杭錦旗地區(qū);鄂爾多斯盆地

杭錦旗地區(qū)十里加汗區(qū)帶位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部，緊鄰蘇里格氣田。該區(qū)帶面積2 200 km2，目前已在石炭系太原組及二疊系山西組、下石盒子組發(fā)現(xiàn)6套氣藏，具備形成大型氣田的地質(zhì)條件和儲(chǔ)量規(guī)模，其中下石盒子組1段(盒1段)氣藏規(guī)模最大，為該區(qū)主力含氣層。近期勘探和研究表明，十里加汗區(qū)帶巖性氣藏局部呈現(xiàn)出含水特征。因此，氣水層賦存狀態(tài)與分布規(guī)律成為本區(qū)氣藏研究的重點(diǎn)問(wèn)題之一。

對(duì)于致密巖性氣藏的成藏規(guī)律與氣水分布特征，近年來(lái)很多學(xué)者做了大量研究[1-3]，提出了深盆氣理論[4-6]、連續(xù)型油氣聚集理論[7]、近源箱形成藏模式[8-10]和準(zhǔn)連續(xù)型油氣聚集理論[11-12]等。對(duì)于巖性圈閉的成藏動(dòng)力，李明誠(chéng)等[13]提出“動(dòng)力圈閉”的概念，認(rèn)為超壓是油氣在低滲透致密儲(chǔ)層中運(yùn)聚的主要?jiǎng)恿?，“?dòng)力圈閉”就是油氣被超壓充注到低滲透致密儲(chǔ)層中最重要的一種成藏作用。馮志強(qiáng)等[14]在松遼盆地發(fā)現(xiàn)“油氣超壓運(yùn)移包絡(luò)面”，包絡(luò)面為油氣超壓運(yùn)移所波及的空間范圍，包絡(luò)面內(nèi)多形成致密性油氣藏，包絡(luò)面外通常形成常規(guī)油氣藏，泄壓層是大規(guī)模油氣超壓運(yùn)移的必要條件。龐雄奇[15]等通過(guò)物理模擬實(shí)驗(yàn)說(shuō)明了含油氣盆地的地質(zhì)相、流體勢(shì)、烴源灶是影響圈閉含油氣性的決定性因素。

以上研究表明，巖性圈閉的含氣性不僅取決于儲(chǔ)層物性，還取決于圈閉的成藏動(dòng)力。但成藏動(dòng)力的恢復(fù)是目前巖性圈閉成藏研究的難點(diǎn)，它不僅與成藏期源-儲(chǔ)壓差有關(guān)，還與成藏期的泄壓作用有關(guān)。為此，本文以十里加汗區(qū)帶盒1段為研究對(duì)象，從儲(chǔ)層的孔喉結(jié)構(gòu)和壓汞實(shí)驗(yàn)為切入點(diǎn)，根據(jù)天然氣充注阻力來(lái)逆向分析成藏動(dòng)力，進(jìn)一步結(jié)合氣水層的測(cè)井響應(yīng)特征，總結(jié)了不同成藏動(dòng)力下氣水賦存模式和分布特征。

1　氣藏基本特征

杭錦旗地區(qū)十里加汗區(qū)帶現(xiàn)今構(gòu)造整體為東部高、西南低的寬緩單斜，平均坡降為5 m/km。區(qū)內(nèi)除有少數(shù)的鼻狀構(gòu)造外，地層大都十分平緩，不具備形成大型構(gòu)造圈閉的條件，主要發(fā)育大面積的巖性圈閉氣藏。

上古生界內(nèi)部沉積連續(xù)，以海陸過(guò)渡相-陸相河道砂巖沉積為主，地層自下而上發(fā)育石炭系太原組以及二疊系山西組、下石盒子組、上石盒子組和石千峰組，其中，太原組與山西組的煤層為主要烴源巖。連續(xù)分布的上石盒子組大套泥巖為區(qū)域性蓋層。主力含氣層段為盒1段、盒3段和山西組2段。

盒1段氣藏主要儲(chǔ)集體為三角洲平原及沖積扇上的辮狀河砂體，巖石類型為(含礫)粗-中粒石英砂巖和巖屑石英砂巖，儲(chǔ)層地面分析空氣滲透率為(0.15～1.5)×10-3μm2，孔隙度為5%～15%，氣藏壓力系數(shù)為0.85～0.94，天然氣CH4含量占總烴的92.8%，不含 H2S。平均直井井口產(chǎn)量小于1.0×104m3/d，大部分井不經(jīng)壓裂改造無(wú)法獲得工業(yè)產(chǎn)量。

盒1段試氣出水井平均出水量為 2～20 m3/d。地層水分析資料表明，水型均為 CaCl2型，礦化度為35～69 g/L，主要為原始地層沉積水。氣藏?zé)o明顯的氣水界面與邊底水，具有大面積含氣、局部含水的特征。

2　巖性氣藏氣、水分異及圈閉成藏動(dòng)力

2.1巖性氣藏氣、水垂向分異的動(dòng)力條件

研究區(qū)盒1段低滲透砂巖氣藏為高壓充注成藏[8]，成藏后氣水分布主要受儲(chǔ)層毛細(xì)管力與氣體向上浮力共同控制[16]。本次研究利用壓汞法獲得的毛細(xì)管壓力曲線來(lái)分析成藏動(dòng)力及分異動(dòng)力。

2.1.1氣藏條件下儲(chǔ)層毛細(xì)管阻力

首先將實(shí)驗(yàn)室內(nèi)毛細(xì)管壓力轉(zhuǎn)換為氣藏條件下毛細(xì)管壓力[17](圖1)。

(1)

式中：pcr為氣藏條件下毛細(xì)管壓力，MPa；pcl為實(shí)驗(yàn)室條件下毛細(xì)管壓力，MPa；δr為氣藏條件下氣、水兩相界面張力，在研究區(qū)盒1段氣藏條件下 (27 MPa，90 ℃)δr取30 mN/m;θr為氣藏條件下水-氣-巖石接觸角，由于水是完全潤(rùn)濕流體，天然氣為強(qiáng)非潤(rùn)濕相，θr取 0°;δl為試驗(yàn)室內(nèi)水銀的界面張力，取480 mN/m;θl為試驗(yàn)室內(nèi)水銀-巖石接觸角，取140°。

由以上參數(shù)可得：

(2)

2.1.2氣、水垂向分異條件

天然氣的向上浮力pgr為天然氣成藏的主要?jiǎng)恿?，在?chǔ)層中的大小與氣柱連續(xù)高度和氣、水密度差成正比[17]。

(3)

式中：pgr為浮力，MPa；H為氣柱高度，m；ρw為氣藏條件下地層水的密度，取1.05 g/cm3;ρg為氣藏條件下天然氣的密度，取0.15 g/cm3。

當(dāng)氣柱產(chǎn)生的浮力pgr大于毛細(xì)管阻力pcr，使儲(chǔ)層含氣飽和度達(dá)到氣體能夠流動(dòng)所對(duì)于的門檻值，可產(chǎn)生氣水垂向分異作用。

根據(jù)本區(qū)盒1段儲(chǔ)層非穩(wěn)態(tài)法氣水相滲實(shí)驗(yàn)，當(dāng)含氣飽和度大于20%時(shí)，氣體開(kāi)始流動(dòng)，當(dāng)含氣飽和度大于50%時(shí)，地層水滲透率為零(圖1)。

若成藏期儲(chǔ)層氣水置換不充分，就會(huì)有部分孔隙中殘留地層水，形成氣水混層。成藏以后，物性好、厚度大的儲(chǔ)層中的天然氣會(huì)逐漸聚集形成較高的氣柱，若氣柱的浮力大于儲(chǔ)層pc20(含氣飽和度達(dá)到20%時(shí)產(chǎn)生的毛細(xì)管阻力)，則天然氣開(kāi)始向上流動(dòng)，產(chǎn)生氣水垂向弱分異，儲(chǔ)層頂部含氣飽和度大于底部，但尚不能形成純氣層。隨著氣柱的增大，若氣柱的浮力大于儲(chǔ)層pc50，可在儲(chǔ)層內(nèi)產(chǎn)生氣水垂向分異，儲(chǔ)層頂部形成純氣層(圖1)。

根據(jù)儲(chǔ)層物性和孔喉結(jié)構(gòu)特征，研究區(qū)儲(chǔ)層可以分為3類儲(chǔ)層，分別對(duì)應(yīng)3組pc20與pc50。根據(jù)公式(2)與公式(3)，可以分別計(jì)算出3類儲(chǔ)層中氣水垂向分異所需要的氣柱高度(圖1)。當(dāng)Ⅰ類儲(chǔ)層中氣柱高度達(dá)到5.5 m以上時(shí)，可以產(chǎn)生氣水垂向弱分異，當(dāng)氣柱高度達(dá)到20 m以上時(shí)，可以產(chǎn)生氣水垂向分異。Ⅱ類儲(chǔ)層氣水垂向弱分異、氣水垂向分異所需氣柱高度為20 m和67 m。Ⅲ類儲(chǔ)層氣水垂向弱分異、氣水垂所需氣柱高度為67 m和373 m。

本區(qū)盒1段Ⅰ類儲(chǔ)層單層厚度分布在5～10 m，Ⅰ+Ⅱ類儲(chǔ)層連續(xù)疊加厚度為10～25 m。根據(jù)以上分析，當(dāng)成藏期儲(chǔ)層中氣水置換不充分時(shí)，成藏后局部?jī)?chǔ)層可在浮力作用下形成氣水垂向弱分異。當(dāng)氣柱高度產(chǎn)生的浮力不足以使儲(chǔ)層中的天然氣和地層水產(chǎn)生完全分異，不能形成上氣下水的賦存狀態(tài)。

2.2巖性圈閉成藏動(dòng)力

鄂爾多斯盆地石炭系-二疊系致密巖性氣藏為高壓充注、近源成藏[10,18-19]。由于地層平緩，十里加汗區(qū)帶盒1段地層傾角為0.3°，儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性強(qiáng)，單套高滲儲(chǔ)層厚度一般小于10 m，其橫向連續(xù)延伸長(zhǎng)度不超過(guò)1 000 m，連續(xù)氣柱高度不超過(guò)25 m，可見(jiàn)浮力很難成為低滲透致密儲(chǔ)層大面積成藏的主要油氣運(yùn)聚動(dòng)力。超壓是油氣向低滲透致密儲(chǔ)層中充注運(yùn)移的主要?jiǎng)恿Α３瑝褐饕怯舌徑臒N源巖在大量生烴期間所產(chǎn)生，并在幕式排烴過(guò)程中傳遞到儲(chǔ)層中[8-9]。

成藏期巖性圈閉充注動(dòng)力不僅與源-儲(chǔ)壓差有關(guān)，還與圈閉的封閉性及泄壓作用相關(guān)。根據(jù)巖性圈閉的特點(diǎn)，本文提出 “圈閉成藏動(dòng)力”是生烴增壓與圈閉泄壓的綜合作用結(jié)果。生烴超壓向儲(chǔ)層傳遞的通道是層間孔縫網(wǎng)絡(luò)，傳遞介質(zhì)是烴類和地層水等孔隙流體，孔隙流體在傳遞高壓過(guò)程中會(huì)在圈閉中有一定的散失量，因而會(huì)產(chǎn)生泄壓作用[20]。當(dāng)圈閉封閉性較強(qiáng)時(shí)，生烴高壓向巖性圈閉傳遞時(shí)孔隙流體散失量小，泄壓作用較弱，壓力損失小，圈閉充注動(dòng)力強(qiáng)，形成“強(qiáng)動(dòng)力圈閉”；當(dāng)圈閉中儲(chǔ)層物性好、厚度大、連通性強(qiáng)時(shí)，圈閉封閉性較差，生烴高壓向巖性圈閉傳遞時(shí)孔隙流體散失量大，泄壓作用較強(qiáng)，壓力損失大，圈閉充注動(dòng)力較弱，形成“弱動(dòng)力圈閉”。

巖性圈閉成藏過(guò)程實(shí)際上是油氣依靠成藏動(dòng)力驅(qū)替儲(chǔ)層中地層水的過(guò)程[21]，充注主要阻力是儲(chǔ)層的毛細(xì)管壓力。當(dāng)圈閉成藏動(dòng)力大于儲(chǔ)層排驅(qū)壓力時(shí)，油氣開(kāi)始進(jìn)入儲(chǔ)層驅(qū)替水。在成藏初期，油氣首先驅(qū)替較大孔隙中的地層水，當(dāng)大孔隙中可動(dòng)水被驅(qū)替之后，如果成藏動(dòng)力足，則開(kāi)始驅(qū)替小孔隙中的地層水，成藏動(dòng)力越大，作用時(shí)間越長(zhǎng)，被驅(qū)替的有效孔隙中的地層水越多，含水飽和度越大。因此，圈閉成藏動(dòng)力決定了天然氣能突破的最大毛細(xì)管阻力和能充注的最小孔喉，強(qiáng)動(dòng)力圈閉中氣層的最大毛細(xì)管壓力要大于弱動(dòng)力圈閉；相同物性和孔喉結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層，成藏動(dòng)力越大，含氣飽和度越高。

圖1　用壓汞實(shí)驗(yàn)和氣水相滲法分別確定十里加汗區(qū)帶盒1段3類儲(chǔ)層氣、水垂向分異條件Fig.1　Vertical differentiation conditions of gas-water obtained via mercury injection and gas-water relative permeability measurement respectively in the reservoir of the 1st Member of Xiashihezi Formation in Shilijiahan zone

根據(jù)以上分析，本次研究利用氣層的含氣飽和度和毛細(xì)管阻力來(lái)逆向分析圈閉成藏動(dòng)力特征及其差異性。

根據(jù)氣水相滲和壓汞實(shí)驗(yàn)，在氣水置換過(guò)程中，當(dāng)儲(chǔ)層含氣飽和度大于20%且小于50%時(shí)，氣相開(kāi)始連續(xù)流動(dòng)，會(huì)形成氣水同層，測(cè)試后氣水同出。隨著含氣飽和度繼續(xù)增大，當(dāng)含氣飽和度大于50%時(shí)，水相停止流動(dòng)，形成純氣層，測(cè)試后只產(chǎn)氣、不產(chǎn)水。對(duì)本區(qū)3個(gè)不同圈閉的氣層、含氣水層、水層和致密層進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)，分別獲得它們的壓汞曲線(圖2)。本區(qū)純氣層的含氣飽和度50%～70%，氣水同層的含氣飽和度為30%～50%。因此，在發(fā)育純氣層的圈閉內(nèi)，純氣層的壓汞曲線pc50最大值反映該圈閉的成藏動(dòng)力。在不發(fā)育純氣層，只發(fā)育氣水同層和水層的圈閉中，說(shuō)明圈閉充注動(dòng)力不足以使圈閉內(nèi)儲(chǔ)層完成氣水置換，氣水同層的壓汞曲線pc30最大值也反映該圈閉的成藏動(dòng)力。

獨(dú)貴加汗圈閉，純氣層的壓汞曲線pc50最大值為20 MPa，根據(jù)公式(2)，對(duì)應(yīng)的氣藏條件下的pc50為1.6 MPa，說(shuō)明圈閉成藏期的充注動(dòng)力至少可以突破1.6 MPa的毛細(xì)管阻力。在十里加汗圈閉，純氣層的壓汞曲線pc50最大值為8.0 MPa，對(duì)應(yīng)的氣藏條件下的pc50為0.64 MPa，說(shuō)明圈閉成藏期的充注動(dòng)力至少可以突破0.64 MPa的毛細(xì)管阻力。在蘇布爾嘎圈閉，不發(fā)育純氣層，氣水同層的壓汞曲線pc30最大值為3.0 MPa，對(duì)應(yīng)的氣藏條件下的pc30為0.24 MPa，說(shuō)明圈閉成藏期的充注動(dòng)力至少可以突破0.24 MPa的毛細(xì)管阻力。根據(jù)3個(gè)圈閉成藏動(dòng)力相對(duì)值，定義獨(dú)貴加汗圈閉為“強(qiáng)動(dòng)力圈閉”，十里加汗圈閉為“較強(qiáng)動(dòng)力圈閉”，蘇布爾嘎圈閉為“弱動(dòng)力圈閉”(圖2;表1)。

3　不同圈閉成藏動(dòng)力下氣、水賦存模式

在圈閉成藏動(dòng)力研究基礎(chǔ)上，利用致密砂巖氣、水層的測(cè)井響應(yīng)特征[16，22]，根據(jù)氣層與水層的疊置關(guān)系，天然氣與地層水的賦存狀態(tài)，將研究區(qū)分為6類氣水賦存類型(圖3)。其中，強(qiáng)動(dòng)力圈閉中發(fā)育高飽和氣層與弱分異氣層為主，較強(qiáng)動(dòng)力圈閉發(fā)育氣水相間疊置層與氣水兩相混層為主，局部發(fā)育高飽和氣層，弱動(dòng)力圈閉發(fā)育氣水兩相混層與弱分異含氣水層為主，孤立水層在不同圈閉均有發(fā)育。

3.1高飽和氣層

高飽和氣層是指物性好、含氣飽和度高，測(cè)試氣產(chǎn)量大于10 000 m3/d，不產(chǎn)水的氣層。在較強(qiáng)的圈閉動(dòng)力背景下，孔隙結(jié)構(gòu)好、相對(duì)高孔滲的(含礫)粗粒砂巖儲(chǔ)層由于排驅(qū)壓力較低(小于0.5 MPa)，天然氣充注阻力小，自由水被天然氣充分置換，僅小孔喉中殘余少量束縛水，從而形成高含氣飽和度氣層。

圖2　十里加汗區(qū)帶3個(gè)圈閉氣層、氣-水同層、水層及致密層壓汞曲線特征Fig.2　Capillary pressure curves of gas layers,gas-water layers,water layers and tight layers in the three traps in Shilijiahan zone表1　十里加汗區(qū)帶不同動(dòng)力圈閉差異性及氣、水分布特征Table 1　Gas-water distribution in different dynamic lithologic traps in Shilijiahan zone

圈閉動(dòng)力類型能突破的最大毛細(xì)管阻力/MPa生烴強(qiáng)度/(108m3·km-2)泄壓作用純氣層的中值pc50(實(shí)驗(yàn)室)/MPa氣水同層的pc30(實(shí)驗(yàn)室)/MPa氣水賦存模式氣水分布特征強(qiáng)動(dòng)力圈閉1.6020～45弱1～20—高飽和氣層弱分異氣層整體連片含氣,局部孤立含水較強(qiáng)動(dòng)力圈閉0.6410～40較強(qiáng)2～81～6氣水相間疊置層氣水兩相混層孤立水層氣水相間疊置,物性控制甜點(diǎn)弱動(dòng)力圈閉0.245～35強(qiáng)—1～3弱分異含氣水層孤立水層整體氣水同層,局部高產(chǎn)富集

圖3　十里加汗區(qū)帶盒1段氣藏氣、水賦存類型Fig.3　Gas-water occurrence patterns in the reservoir of the 1st Member of Xiashihezi Formation in Shilijiahan zone

3.2弱分異氣層

弱分異氣層是指物性和含氣飽和度在縱向上存在上高下低的差異，測(cè)試氣產(chǎn)量大于10 000 m3/d，不產(chǎn)水或僅產(chǎn)微量水的氣層。在厚層反旋回沉積儲(chǔ)層中，儲(chǔ)層滲透率表現(xiàn)為上高下低，上部排驅(qū)壓力小于0.5 MPa，氣水置換阻力小，形成高飽和氣層。下部孔喉結(jié)構(gòu)和物性變差，排驅(qū)壓力為0.5～2.0 MPa，氣水置換不完全，形成相對(duì)低飽和氣層，殘余微量自由水，仍以束縛水為主。這種含氣飽和度上高下低差異的主要成因是物性的差異。在厚度較大的儲(chǔ)層中，可以形成足夠高的連續(xù)氣柱，成藏后的浮力作用也會(huì)造成縱向上含氣飽和度的差異。

3.3氣、水相間疊置層

氣水相間疊置層是指氣層與含氣水層在縱向上由致密夾層分割、交互疊置的氣層。在沉積水動(dòng)力相對(duì)較弱的河道上，形成的儲(chǔ)層往往非均質(zhì)性較強(qiáng)，致密夾層較多，儲(chǔ)層被分割成較薄的獨(dú)立單元，相互不連通。當(dāng)成藏動(dòng)力不足時(shí)，天然氣優(yōu)先充注物性好、阻力小的儲(chǔ)層。物性較差的儲(chǔ)層由于毛細(xì)管阻力較大，氣水置換程度小，形成含氣水層。因此，在氣水相間疊置層較發(fā)育的區(qū)域，物性對(duì)氣層的含氣性具有較強(qiáng)控制作用，物性和孔喉結(jié)構(gòu)較好的儲(chǔ)層往往能成為含氣 “甜點(diǎn)”。

氣水相間疊置層一般測(cè)試無(wú)自然產(chǎn)能，壓裂后氣產(chǎn)氣量1 000～10 000 m3/d，甜點(diǎn)層段產(chǎn)氣量較高，產(chǎn)水量0.5～5.0 m3/d。

3.4氣、水兩相混層

氣水兩相混層是指天然氣與地層水在儲(chǔ)層中呈混儲(chǔ)狀態(tài)，無(wú)明顯氣水分異。這類儲(chǔ)層排驅(qū)壓力一般0.5～2.0 MPa，在成藏期充注動(dòng)力不足的情況下，受毛管阻力限制，天然氣只能進(jìn)入大喉道孔隙，在小喉道孔隙中殘余地層水，形成氣水混層。

3.5弱分異含氣水層

弱分異含氣水層是指厚度大、物性好、含氣飽和度小于50%且上高下低的含氣水層。這類儲(chǔ)層排驅(qū)壓力一般小于1.0 MPa，物性相對(duì)較好。在成藏動(dòng)力較弱的圈閉中，這類儲(chǔ)層在成藏期不能完成氣水置換，形成含氣水層；成藏后儲(chǔ)層中形成的氣柱浮力大于毛細(xì)管阻力，推動(dòng)天然氣向儲(chǔ)層頂部運(yùn)移，導(dǎo)致氣水呈弱分異，儲(chǔ)層頂部含氣飽和度相對(duì)較高，底部為滯留水層。

3.6孤立水層

孤立水層是指呈透鏡體狀或薄層狀、與相鄰氣層或水層不連通的水層。在河漫灘發(fā)育部位或河道側(cè)翼部位，容易形成“泥包砂”的巖性組合，儲(chǔ)層厚度小且被周圍泥巖封閉，成藏期無(wú)法進(jìn)行氣水置換而形成孤立水層。

4　圈閉成藏動(dòng)力差異機(jī)理及氣、水層平面分布特征

根據(jù)以上分析，圈閉成藏動(dòng)力與生烴增壓正相關(guān)，與圈閉泄壓反相關(guān)，因此圈閉之下烴源巖的生烴強(qiáng)度與圈閉上傾方向的封閉性是圈閉成藏動(dòng)力的主控因素。而圈閉成藏動(dòng)力與沉積相及儲(chǔ)層非均質(zhì)性特征則控制圈閉內(nèi)氣水分布(表1；圖4，圖5)。

4.1強(qiáng)動(dòng)力圈閉——獨(dú)貴加汗圈閉

該圈閉下覆地層烴源巖的生烴強(qiáng)度最大，主體分布在(20～40)×108m3/km2，局部大于40×108m3/km2,較強(qiáng)的生烴能力是該圈閉具備強(qiáng)動(dòng)力的基礎(chǔ)；同時(shí)，在該圈閉砂體上傾方向，北部盒1段尖滅缺失，東北部漸變?yōu)楹勇练e，砂體變薄，使得該圈閉具有較強(qiáng)的封閉性，泄壓作用弱(圖4)。

圈閉內(nèi)盒1段分流河道砂體的自然伽馬曲線以鐘型和箱形為主，Ⅰ類與Ⅱ類儲(chǔ)層比較發(fā)育，儲(chǔ)層內(nèi)部致密夾層少，單層厚度不大，主體分布為5～10 m，呈多層疊合連片分布。河漫沉積區(qū)發(fā)育孤立砂體，與主河道儲(chǔ)層不連通，物性相對(duì)較差。在強(qiáng)充注動(dòng)力作用下，圈閉內(nèi)Ⅰ類與Ⅱ類儲(chǔ)層均可以完成氣水置換，分流河道上大面積發(fā)育高飽和氣層和弱分異氣層，河漫區(qū)局部發(fā)育氣水相間疊置層和孤立水層，形成“整體連片含氣、局部孤立含水”的氣水分布格局(圖4，圖5)。

4.2較強(qiáng)動(dòng)力圈閉——十里加汗圈閉

該圈閉下覆地層烴源巖的生烴強(qiáng)度略低于獨(dú)貴加汗圈閉，主體分布在(20～40)×108m3/km2,同樣具備較好的生烴超壓的條件。在圈閉上傾方向，沉積相向北漸變?yōu)楹勇练e，砂體變薄，總體封堵性較強(qiáng)，但在圈閉東北部上傾方向發(fā)育主河道沉積，砂體厚度大，北東向連通性較好，具有一定的泄壓條件(圖4)。

圖4　十里加汗區(qū)帶盒1段巖性圈閉綜合評(píng)價(jià)Fig.4　Comprehensive evaluation graph of lithologic traps in the reservoir of the 1st Member of Xiashihezi Formation in Shilijiahan zone

圖5　十里加汗區(qū)帶不同動(dòng)力類型巖性圈閉盒1段氣藏發(fā)育特征Fig.5　Characteristics of gas reservoirs in different dynamic lithologic traps of the 1st Member of Xiashihezi Formation in Shilijiahan zone

圈閉內(nèi)盒1段河道砂體的自然伽馬曲線以齒化箱形和鐘形為主，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，Ⅰ類儲(chǔ)層厚度小，單層厚度為5 m左右，Ⅱ類儲(chǔ)層和Ⅲ類儲(chǔ)層比較發(fā)育，單層厚度5～15 m，但致密夾層較多，儲(chǔ)層被致密夾層分割。在較強(qiáng)動(dòng)力作用下，Ⅰ類儲(chǔ)層可以完成氣水置換，形成高飽和氣層，成為“甜點(diǎn)”。Ⅱ類儲(chǔ)層和Ⅲ類儲(chǔ)層中氣水置換不徹底，形成氣水相間疊置層和氣水兩相混層；總體為“氣水相間疊置，物性控制甜點(diǎn)”的氣水分布格局(圖4，圖5)。

4.3弱動(dòng)力圈閉——蘇布爾嘎圈閉

該圈閉下覆地層烴源巖的生烴強(qiáng)度最低，主體分布在(10～30)×108m3/km2,仍具備一定的生烴超壓的條件。在圈閉北部和東北部上傾方向，分流河道大面積發(fā)育，砂體厚度大，連通性較好，具備較好的泄壓條件(圖4)。

圈閉內(nèi)盒1段河道砂體的自然伽馬曲線以光滑箱形為主，Ⅰ類儲(chǔ)層與Ⅱ類儲(chǔ)層比較發(fā)育，儲(chǔ)層物性好，單層厚度大，主體分布為10～15 m，致密夾層少，呈大面積疊合連片分布。在弱動(dòng)力作用下，圈閉內(nèi)大部分儲(chǔ)層在成藏期氣水置換不充分，形成氣水兩相混層，成藏后在一些厚度大、物性好的儲(chǔ)層中產(chǎn)生局部氣水分異，形成弱分異含氣水層；部分物性較好、厚度不大的儲(chǔ)層也可以形成高飽和氣層。總體上為“整體氣水同層、局部高產(chǎn)富集”的氣水分布格局(圖4，圖5)。

5　結(jié)論

1) 盒 1 段儲(chǔ)層為低孔、低滲特征，非均質(zhì)性強(qiáng)，不具備氣水垂向徹底分異的條件。當(dāng)Ⅰ類儲(chǔ)層單層厚度大于5.5 m，Ⅰ+Ⅱ類儲(chǔ)層連續(xù)疊加厚度大于20 m時(shí)，具備氣水垂向弱分異的條件。

2) 研究區(qū)盒1段3個(gè)巖性圈閉具備不同的成藏動(dòng)力，獨(dú)貴加汗圈閉成藏動(dòng)力可以突破1.6 MPa阻力，為“強(qiáng)動(dòng)力圈閉”。十里加汗圈閉成藏動(dòng)力可以突破0.64 MPa阻力，為“較強(qiáng)動(dòng)力圈閉”。蘇布爾嘎圈閉成藏動(dòng)力可以突破0.24 MPa的阻力，為“弱動(dòng)力圈閉”。

3) 3類不同動(dòng)力圈閉中氣水賦存狀態(tài)和疊置類型不同，可分為6類氣水賦存模式。其中，強(qiáng)動(dòng)力圈閉中發(fā)育高飽和氣層與弱分異氣層為主，較強(qiáng)動(dòng)力圈閉發(fā)育氣水相間疊置層與氣水兩相混層為主，局部發(fā)育高飽和氣層，弱動(dòng)力圈閉發(fā)育氣水兩相混層與弱分異含氣水層為主，孤立水層在不同圈閉均有發(fā)育。

4) “圈閉成藏動(dòng)力”是生烴增壓與圈閉泄壓的綜合作用結(jié)果，因此圈閉之下烴源巖的生烴強(qiáng)度與圈閉上傾方向的封閉性是圈閉成藏動(dòng)力的主控因素。圈閉成藏動(dòng)力與沉積相分布及儲(chǔ)層非均質(zhì)性則控制圈閉內(nèi)氣水分布。

5) 獨(dú)貴加汗圈閉氣水分布特征為“整體連片含氣、局部孤立含水”，十里加汗圈閉的氣水分布特征為“氣水相間疊置，物性控制甜點(diǎn)”，蘇布爾嘎圈閉的氣水分布特征為“整體氣水同層、局部高產(chǎn)富集”。

[1]趙文智,汪澤成,朱怡翔,等.鄂爾多斯盆地蘇里格氣田低效氣藏的形成機(jī)理[J].石油學(xué)報(bào),2005,26(5):5-9.

ZhaoWenzhi,Wang Zecheng,Zhu Yixiang,et al.Forming mechanism of low-efficiency gas reservoir in Sulige Gas Field of Ordos Basin[J].Acta Petrolei Sinica,2005,26(5):5-9.

[2]付金華,魏新善,黃道軍.鄂爾多斯大型含煤盆地巖性氣藏成藏規(guī)律與勘探技術(shù)[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2005,27(1):137-141.

FuJinhua,Wei Xinshan,Huang Daojun.Law of reservoir formulation and exploration techniques of natural gas lithologic reservoir in Ordos Basin[J].Journal of Oil and Gas Technology,2005,27 (1):137-141.

[3]王庭斌,董立,張亞雄.中國(guó)與煤成氣相關(guān)的大型、特大型氣田分布特征及啟示[J].石油與天然氣地質(zhì),2014,35(2):167-182.

Wang Tingbin,Dong Li,Zhang Yaxiong.Distribution of large and giant coal-related gas fields in China and its significance[J].Oil & Gas Geology,2014,35(2):167-182.

[4]閔琪,楊華,付金華.鄂爾多斯盆地的深盆氣[J].天然氣工業(yè),2000,20(6):11-15.

Min Qi,Yang Hua,Fu Jinhua.Deep basin gas in Ordos Basin[J].Natural Gas Industry,2000,20(6):11-15.

[5]馬新華.鄂爾多斯盆地上古生界深盆氣特點(diǎn)與成藏機(jī)理探討[J].石油學(xué)報(bào)，2002,23(5):23-27.

MaXinhua.Pressure fatures and trapping mechanism of deep basin gas pool[J].Acta Petrolei Sinica,2002,23(5):23-27.

[6]張金亮,常象春,張金功.鄂爾多斯盆地上古生界深盆氣藏研究[J].石油勘探與開(kāi)發(fā),2000,27(4):30-35.

ZhangJinliang,Chang Xiangchun,Zhang Jingong.Research on the deep basin gas of the Upper Paleozoic in the Ordos basin[J].Petroleum Exploration and Development,2000,27(4):30-35.

[7]鄒才能,陶士振,袁選俊,等.連續(xù)型油氣藏形成條件與分布特征[J].石油學(xué)報(bào),2009,30(3):324-331.

Zou Caineng,Tao Shizhen,Yuan Xuanjun,et al.The formation conditions and distribution characteristics of continuous petroleum accumulations[J].Acta Petrolei Sinica,2009,30(3) :324-331.

[8]李良,袁志樣,惠寬洋,等.鄂爾多斯盆地北部上古生界天然氣聚集規(guī)律[J].石油與天然氣地質(zhì),2000,21(3):268-271.

Li Liang,YuanZhixiang,Xi Kuanyang,et al.Accumulation regularity of Upper Paleozoic gas in north Ordos Basin[J].Oil & Gas Geology,2000,21(3):268-271.

[9]郝蜀民,惠寬洋,李良.鄂爾多斯盆地大牛地大型低滲氣田成藏特征及其勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)[J].石油與天然氣地質(zhì),2006,27(6):762-768.

Hao Shumin,Xi Kuanyang,Li Liang.Reservoiring features of Daniudi low-permeability gas field in ordos basin and its exploration and development technologies[J].Oil & Gas Geology,2006,27(6):762-768.

[10]郝蜀民,陳召佑,李良.鄂爾多斯大牛地氣田致密砂巖氣成藏理論與勘探實(shí)踐[M].北京：石油工業(yè)出版社,2011:209-293.

Hao Shumin,Chen Zhaoyou,Li Liang.Reservoiring theory and exploration practice of tight sandstone gas reservoir in daniudi gas field in Ordos Basin[M].Beijing:Petroleum Industry Press,2011:209-293.

[11]趙靖舟.非常規(guī)油氣有關(guān)概念、分類及資源潛力[J].天然氣地球科學(xué),2012,23(3) :393-406.

Zhao Jingzhou.Conception classification and resource potential of unconventional hydrocarbons[J].Natural Gas Geoscience,2012,23(3):393-406.

[12]趙靖舟,白玉彬,曹青,等.鄂爾多斯盆地準(zhǔn)連續(xù)型低滲透-致密砂巖大油田成藏模式[J].石油與天然氣地質(zhì).2012,33(6):811-827.

Zhao Jingzhou,Bai Yubin,Cao Qing,et al.Quasi-continuous hydrocarbon accumulation:a new pattern for large tight sand oilfields in Ordos Basin[J].Oil & Gas Geology,2012,33(6):811-827.

[13]李明誠(chéng),李劍.“動(dòng)力圈閉”—低滲透致密儲(chǔ)層中油氣充注成藏的主要作用[J].石油學(xué)報(bào),2010,31(5):718-722.

Li Mingcheng,Li Jian.“Dynamic trap”:A main action of hydrocarbon charging to form accumulations in low permeability-tight reservoir[J].Petroleum Exploration and Development,2010,31(5):718-722.

[14]馮志強(qiáng),張順,馮子輝.在松遼盆地發(fā)現(xiàn)“油氣超壓運(yùn)移包絡(luò)面”的意義及油氣運(yùn)移和成藏機(jī)理探討[J].中國(guó)科學(xué):地球科學(xué),2011,41(12):1872-1883.

Feng Zhiqiang,Zhang Shun,Feng Zihui.Discovery of “Enveloping Surface of oil and gas overpressure migration”in the Songliao Basin and its bearings on hydrocarbon migration and accumulation mechanisms[J].Scientia Sinica(Terrae),2011,41(12):1872-1883.

[15]龐雄奇,陳冬霞,張俊,等.相—?jiǎng)荨磸?fù)合控油氣成藏機(jī)制物理模擬實(shí)驗(yàn)研究[J].古地理學(xué)報(bào),2013,15(05):575-592.

PangXiongqi,Chen Dongxia,Zhang Jun,et al.Physical simulation experimental study on mechanism for hydrocarbon accumulation controlled by facies-potential-source coupling[J].Journal of Palaeogeography,2013,15(05):575-592.

[16]石玉江,楊小明,張海濤,等.低滲透巖性氣藏含水特征分析與測(cè)井識(shí)別技術(shù)—以蘇里格氣田為例[J].天然氣工業(yè),2011,31(2):25-28.

ShiYujiang,Yang Xiaoming,Zhang Haitao et al.Water-cut characte-ristic analysis and well logging identification methods for low-permeability lithologic gas reservoirs:A case study of the Sulige Gas Field[J].Natural Gas Industry,2011,31(2):25-28.

[17]王允誠(chéng).油層物理學(xué)[M].北京：石油工業(yè)出版社.1993:143-213.

Wang Yuncheng.Reservoir physics[M].Beijing:Petroleum Industry Press,1993:143-213.

[18]任戰(zhàn)利,李文厚,梁宇,等.鄂爾多斯盆地東南部延長(zhǎng)組致密油成藏條件及主控因素[J].石油與天然氣地質(zhì)，2014，35(2):190-198.

Ren Zhanli，Li Wenhou，Liang Yu,et al.Tight oil reservoir formation conditions and main controlling factors of Yanchang Formation in southeastern Ordos Basin[J].Oil & Gas Geology,2014,35(2)：190-198.

[19]任曉霞,李愛(ài)芬，王永政，等.致密砂巖儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)及其對(duì)滲流的影響—以鄂爾多斯盆地馬嶺油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層為例[J].石油與天然氣地質(zhì)，2015,36(5):774-779.

Ren Xiaoxia,Li Aifen,Wang Yongzheng.Pore structure of tight sand reservoir and its influence on percolation—Taking the Chang 8 reservoir in Maling oilfield in Ordos Basin as an example[J].Oil & Gas Geology,2015,36(5):774-779.

[20]孫怡.成藏動(dòng)力對(duì)束縛水飽和度的影響[J].油氣地質(zhì)與采收率,2007,14(2):64-66.

Sun Yi.The influence of reservoir-forming dynamic on irreducible water saturation[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2007,14(2):64-66.

[21]曾濺輝,金之鈞.油氣二次運(yùn)移和聚集物理模擬[M].北京:石油工業(yè)出版社,2000:50-55.

Zeng Jianhui,Jin Zhijun.Experimental simulation of secondary hydrocarbon migration and accumulation[M].Beijing:Petroleum Industry Press,2000:50-55.

[22]張威,賈會(huì)沖,孫曉.鄂爾多斯盆地定北區(qū)塊太2段致密砂巖氣層識(shí)別[J].新疆石油地質(zhì)，2015,36(1):48-54.

Zhang Wei,Jia Huichong,Sun Xiao.Identification of tight sandstone gas reservoir of T2 Member in Dingbei Block in Ordos Basin[J].Xinjiang Petroleum Geology,2015,36(1):48-54.

(編輯張亞雄)

Reservoir-forming dynamics and gas-water distribution characteristics of lithologic traps in the 1stMember of Xiashihezi Formation in the Shilijiahan zone,Hangjinqi area,Ordos Basin

Zhang Wei,Li Liang,Jia Huichong

(ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SINOPECNorthChinaCompany,Zhengzhou,Henan450006,China)

Low-permeability sandstone gas reservoir is the main reservoir type in Shilijiahan zone of Hangjinqi area,Ordos Basin.The 1stMember of Xiashihezi Formation,which is the major gas bearing reservoir,is characterized by strong heterogeneity and locally complex gas-water contact.Making clear of the occurrence,distribution characteristics and main controlling factors of gas and water is the key to explore and develop gas reservoirs in Shilijiahan zone.In order to analyze the vertical water-gas differentiation under the control of buoyancy in tight reservoir,the capillary resistance in three types of reservoirs were calculated on the basis of mercury injection experiment and gas-water relative flow experiment.The results show that there is no sign of water -gas differentiation in the 1stMember of Xiashihezi Formation because the buoyancy of continuous gas column in the reservoir is less than the mean capillary pressure due to the strong reservoir heterogeneity and the small continuous thickness.With a gentle tectonic setting,buoyancy can hardly be the charging force of low permeability reservoir with a large area.Instead,overpressure is the main reservoir-forming dynamics.Reservoir-forming dynamics of three lithologic traps in the study area are deduced by analyzing the gas saturation and differences of capillary pressure curves of gas,gas-water and water reservoirs.Duguijiahan trap which is located in the western part of the study area is defined as a strong dynamic trap because of its strongest reservoir-forming energy,while Subuerga trap which is located in the eastern part is defined as a weak dynamic trap because of the minimum reservoir-forming dynamics.Based on the study of reservoir-forming dynamics,six modes of water and gas layer are recognized in the three traps according to the occurrence and overlapping patterns of gas and water layers.After analyzing the differences of geological conditions,trap dynamics and water-gas differentiation,it is suggested that hydrocarbon generation intensity and trap sealing condition are the main controlling factors of reservoir-forming dynamics.Trap dynamics and reservoir heterogeneity conjointly control the distribution of gas and water.

gas-water distribution,capillary resistance,reservoir-forming dynamic，lithologic trap,Hangjinqi area,Ordos Basin

2015-12-20;

2016-02-20。

張威(1986—)，男,碩士、助理研究員，油氣地質(zhì)勘探。E-mail:cupzhangwei@126.com。

中國(guó)石化科技攻關(guān)項(xiàng)目(P13109)。

0253-9985(2016)02-0189-08

10.11743/ogg20160206

TE122.3

A