吳克強 趙志剛 祝彥賀 韓 剛 房茂軍

(中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

鄂爾多斯盆地致密氣資源量約14.5×1012m3，基于上古生界“準連續(xù)致密氣成藏”理論[1-2]，在煤系烴源巖廣覆式持續(xù)生烴、毯式砂體連片發(fā)育、近距離充注認識的指導下，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了蘇里格、大牛地、神木等探明儲量超過千億方的致密氣田，累計探明地質儲量已經(jīng)超過3.8×1012m3[2-3]。這些大型致密氣田主要分布在高生烴強度區(qū)，即生烴強度大于15×108m3/km2的盆內構造穩(wěn)定區(qū)域，其上古生界儲層普遍致密，孔隙度4%～12%，滲透率0.1～1.5 mD，成藏層位主要集中在煤層發(fā)育的太原組、山西組和近源砂巖厚度最大的盒八段，以大型巖性圈閉為主要類型，自下而上的氣層發(fā)育段中氣層含氣飽和度逐漸降低為48%，氣藏在空間上呈現(xiàn)準連續(xù)分布[3-9]。同時，氣田的地質儲量豐度普遍較低，多低于1.0×108m3/km2，氣層自然產(chǎn)能低，需進行儲層改造才能進行開發(fā)。

本次的研究區(qū)位于盆地東北緣，東靠呂梁山，西鄰神木氣田，南接米脂氣田，北部已處于三疊系剝蝕區(qū)(圖1)。構造位置隸屬于晉西撓褶帶北段與伊陜斜坡過渡區(qū)，發(fā)育連續(xù)沉積呈整合接觸關系的上古生界地層，烴源巖主要是下部的本溪組、太原組和山西組煤層、碳質泥巖和泥巖，儲層主要是石炭系和二疊系的三角洲和障壁海岸的砂巖。縱向上依據(jù)與煤系烴源巖的距離遠近，劃分為3套成藏組合[2,10]，自下而上分別是源內成藏組合、近源成藏組合和遠源成藏組合。2013年以前，本區(qū)主要是煤層氣勘探區(qū)，由于煤層含氣量低、單井產(chǎn)量低，工業(yè)氣流井占比不足30%，勘探進程受阻。2013年后，研究區(qū)開始轉為致密氣勘探，通過早期區(qū)域對比和成藏地質條件分析，區(qū)內具有明顯的3個特點：①烴源巖生烴強度(3～28)×108m3/km2，對比盆內大型致密氣田生烴強度，研究區(qū)70%的區(qū)域低于15×108m3/km2，處于中低生烴強度區(qū)，且受東部離石走滑斷裂帶和南部紫金山火山隆起影響，全區(qū)斷裂十分發(fā)育(圖1)。②鉆井揭示氣層分散發(fā)育于本溪組到石千峰組，單井氣層厚度差異大，為2.3～113.3 m，僅10%的氣層單層厚度大于5 m，且由于下部地層受煤層強反射影響，氣層識別難度大，整體的氣層預測符合率僅為65%。③研究區(qū)致密氣藏平均壓力為17 MPa，單井試氣產(chǎn)量介于(0.5～5.0)×104m3/d，單井日產(chǎn)水量平均達到4.5 m3，穩(wěn)產(chǎn)時間短，經(jīng)濟有效開發(fā)難度大。針對以上3個特點，如何更好地推進致密氣勘探開發(fā)，需要揭示該區(qū)成藏規(guī)律，創(chuàng)建配套技術，更快地推進研究區(qū)增儲上產(chǎn)。

圖1 研究區(qū)位置

1 致密氣成藏特征

1.1 烴源巖條件及生烴強度

研究區(qū)上古生界氣源為本溪組、太原組和山西組煤系地層，煤層廣泛分布，單層厚度0.5～18.2 m，平均厚度2.8 m，其中山西組的4+5號煤較薄，TOC平均為67%，本溪組的8+9號煤厚度大，TOC平均為76%。煤巖和碳質泥巖以腐殖型干酪根為主，鏡質體反射率(Ro)>0.5%，已經(jīng)進入生烴階段。利用本區(qū)實際樣品開展生烴模擬實驗，結果表明煤巖的甲烷產(chǎn)率約是碳質泥巖、泥巖的6～12倍，是本區(qū)主力烴源巖。同時，由于南部受到紫金山火山巖熱烘烤影響[11-13]，南部Ro能夠達到3.5%，從南到北，煤變質程度逐漸降低，北部Ro降到0.5%，說明南部煤變質程度是深度和巖漿熱異常雙重控制所致，北部以深成變質為主。通過盆地模擬，得出研究區(qū)內生烴強度介于(3～28)×108m3/km2，生烴強度差異大，自南向北逐漸變低(圖1)，南部氣源充足，產(chǎn)率指數(shù)大于10%的樣品占比73%，北部氣源貧乏，產(chǎn)率指數(shù)大于10%的樣品僅占43%(圖2)。

圖2 研究區(qū)生烴潛力對比

1.2 優(yōu)質儲層發(fā)育特征

晚古生代，研究區(qū)經(jīng)歷了由障壁海岸到三角洲的沉積演化，形成了三角洲平原分流河道、三角洲前緣水下分流河道和濱淺海障壁砂壩等多套不同成因類型的儲集砂體[14-16]。受東北部貧石英粗粒型物源影響，儲層表現(xiàn)為貧石英、富巖屑、含長石的特點。孔隙類型多樣，在經(jīng)過早期強烈壓實作用后，原始的粒間孔隙少有殘余，僅部分保留，在后期的成巖作用中逐漸形成了次生粒間或粒內溶孔，占比在60%～88%，由于生烴形成的有機酸溶蝕，靠近煤系烴源巖的砂巖中溶孔占比較大，向上逐漸降低。

儲層物性分析表明，孔隙度中值多低于10%，滲透率中值在0.7 mD以下，以特低孔、特低滲儲層為主。針對研究區(qū)致密儲層孔隙類型多樣、孔喉結構復雜的特點，可將儲層分為三類(表1)。I類儲層為甜點型儲層，分布于障壁砂壩、分流河道和水下分流河道微相內，孔隙度6%～15%，滲透率0.3～8.0 mD，主要孔徑寬度1～10 μm，排驅壓力低于0.5 MPa，全區(qū)氣層的88%分布于這類儲層中。II類儲層分布于河口壩、天然堤和砂坪微相中，孔隙度3%～9%，滲透率0.01～0.50 mD，主要孔徑寬度0.2～2.0 μm，排驅壓力0.5～2.0 MPa，全區(qū)氣層的11.5%分布于這類儲層中，但氣層厚度普遍0.6～2.2 m，且與致密干層頻繁互層。III儲層分布于水下天然堤和分流間灣的溢岸沉積微相中，孔隙度2%～5%，滲透率0.008～0.050 mD，主要孔徑寬度0.05～0.50 μm，排驅壓力維持在5 MPa以上，全區(qū)氣層的0.5%分布于這類儲層中，氣層厚度多小于0.5 m，品質差(圖3、4)。

表1 不同類型儲層分類

圖3 研究區(qū)不同類型微相砂巖物性特征

圖4 研究區(qū)不同類型儲層壓汞曲線和孔徑寬度

1.3 天然氣充注動力及物性下限

致密砂巖儲集層滲透率較低，只有具備較強的生烴壓力，才能使天然氣突破致密儲集層毛細管阻力，該觀點已通過大量模擬實驗和地質綜合研究得到證實[17-19]。研究區(qū)為先致密、后成藏型致密氣藏[20-21]，砂巖普遍致密，最低孔隙度達到2%，最低滲透率為0.008 mD，且自南向北生烴強度降低到3×108m3/km2，北部低生烴強度區(qū)的生氣量相對較小，其供氣、運移、聚集等特征與南部的供氣充足地區(qū)具有較大差異。通過本區(qū)樣品實驗數(shù)據(jù)、成藏數(shù)值模擬、理論計算和綜合地質研究，認為北部低生烴強度區(qū)天然氣仍能夠充注，但充注量和垂向充注距離有限，為近距離運移聚集成藏。

利用前人總結的天然氣浮力計算公式和毛細管阻力計算公式[22]，對應不同的孔喉寬度，可以計算出理論上浮力大小和毛細管阻力大小。兩者的力平衡點對應孔喉寬度達到35.5 μm，也就是說孔喉寬度>35.5 μm時浮力才能突破毛細管阻力起到天然氣充注動力的作用。從前面儲層的孔喉分析測試數(shù)據(jù)看，該區(qū)天然氣浮力顯然無法突破毛細管阻力，只能通過煤系地層的生烴增壓使天然氣獲得充注動力。盆地模擬結果表明，自中—晚三疊世(227 Ma)以來，煤系烴源巖Ro>0.5%，烴源巖開始生烴[23-24]，此時最大的生烴增壓達到3.5 MPa，到晚侏羅世—早白堊世，Ro值到2.5%，達到生烴高峰，天然氣開始大量生成并向致密儲層充注，生烴增壓達到23 MPa。因此，天然氣充注動力是生烴增壓與浮力之和，兩者共同克服毛細管阻力向致密砂巖中充注[25-26]。通過構建不同孔喉寬度對應的充注動力(生烴增壓+浮力)與毛細管阻力關系曲線(圖5)，可以看到生烴增壓在3.5 MPa時，其對應的孔喉寬度為0.38 μm，即天然氣在充注動力下理論上可以突破的孔喉寬度下限為0.38 μm?；诒緟^(qū)200余個滲透率與孔喉寬度數(shù)據(jù)擬合兩者關系可知，其對應的滲透率為0.3 mD，也就是說烴源巖與砂巖直接接觸，生成的天然氣可以突破0.3 mD的砂巖孔喉并進入砂巖，隨著充注動力的不斷增加，其突破的孔喉寬度下限不斷變小。5.5 MPa的充注動力時，可突破的孔喉寬度在0.15 μm，對應滲透率在0.06 mD，增壓達到18 MPa時，孔喉寬度0.07 μm，突破的滲透率下限在0.013 mD(圖5)。對應此理論計算數(shù)值，通過數(shù)值模擬亦能發(fā)現(xiàn)，假定烴源巖生烴后，在5.5 MPa生烴增壓的充注動力下天然氣可以突破滲透率為0.08 mD的致密砂巖，隨著充注動力在致密砂巖中不斷的遞減損耗，動力變弱，能突破的滲透率下限也隨之增加，充注難度變大。并且由于地層傾角的存在，天然氣主要以向上運移方向為主的方式逐漸充注，呈現(xiàn)一種橫向不連續(xù)的充注狀態(tài)(圖6)。

圖5 天然氣充注動力與毛細管阻力關系

圖6 不同滲透率致密砂巖中天然氣充注模擬

基于以上的理論方法，分別模擬了不同生烴增壓條件下天然氣在致密砂巖中的充注狀態(tài)和特征，并結合已鉆井統(tǒng)計數(shù)據(jù)，指出了研究區(qū)內自南向北區(qū)域的氣層發(fā)育規(guī)律(圖7)。

圖7b-d中下部藍色充填部分表示為煤系烴源巖，在一定范圍內烴源巖成熟后天然氣生成并開始在致密砂巖(砂巖設定條件：平均孔隙度8%，平均滲透率為0.03 mD，致密砂巖中的非均質性設定為10%)中充注?？梢钥吹?，在20 MPa生烴動力充注條件下，天然氣呈現(xiàn)大面積的彌漫式充注，氣層呈現(xiàn)連續(xù)分布，已鉆井數(shù)據(jù)揭示自本溪組至石千峰組均有氣層發(fā)育，顯示了天然氣充注能力強、氣柱高度大的特點，氣砂比1%～45%，平均18%，含氣飽和度18%～49%，平均43%；在12 MPa生烴動力充注條件下，天然氣能夠克服的毛細管孔喉寬度下限在變大，天然氣在選擇孔喉寬度下限以上的孔喉進行充注運移，充注狀態(tài)明顯為準連續(xù)到非連續(xù)分布的特點，鉆井數(shù)據(jù)顯示僅在本溪組至千五段發(fā)育氣層，天然氣充注高度下降，氣砂比1%～51%，平均13%，含氣飽和度12%～49%，平均為30%；在8 MPa生烴動力充注條件下，天然氣能夠克服的孔喉寬度下限進一步變大，下限值以下的更致密砂巖已經(jīng)無法被突破，是明顯的干層或水層，天然氣已經(jīng)轉變?yōu)檫x擇性充注的分布特征，且由于充注動力的向上損耗，氣層亦呈現(xiàn)不連續(xù)分布狀態(tài)，氣層主要發(fā)育在本溪組至盒七段，向上干層和水層逐漸增多，氣砂比1%～27%，平均為6%，明顯降低，含氣飽和度2%～44%，平均為17%，向上水砂比由17%迅速增高到72%，形成水層、氣水層的發(fā)育模式。

圖7 不同生烴增壓下的天然氣充注狀態(tài)及研究區(qū)不同區(qū)塊氣層發(fā)育特征

從上述的理論研究和鉆井數(shù)據(jù)統(tǒng)計結果看，在研究區(qū)內從南向北，由于生烴強度逐漸降低，天然氣充注的能力也逐漸降低，能夠突破的孔喉寬度下限逐漸變大，形成了南部源內、近源和遠源的立體成藏過渡為北部的源內成藏的氣層空間分布特征，且氣砂比由18%降低為6%，水砂比由4%提高到41%，北部以氣水混層為主，在低于5×108m3/km2的生烴區(qū)域，僅有的4口探井只發(fā)育含氣水層、氣水層和水層，無氣層發(fā)育，進一步揭示了北部低生烴強度區(qū)的勘探風險和資源潛力的天然不足。

2 天然氣成藏富集模式

從生烴—沉積—構造角度分析，研究區(qū)接受北部物源供給，在本溪組到石千峰組沉積時期，自北向南三角洲砂體和濱淺海障壁砂體普遍發(fā)育，在煤系烴源巖廣覆式生烴基礎上，晚侏羅世-早白堊世大量生成天然氣[27]，生烴強度和斷裂規(guī)?？刂屏藲鈱影l(fā)育的層位，研究區(qū)南部生烴強度大，充注動力強，同時在紫金山隆起影響下，斷層普遍發(fā)育，生成的天然氣向上部充注的過程中可以繼續(xù)沿斷層向淺部運移，形成自下而上的立體成藏特征。向北生烴強度開始降低，充注動力逐漸變弱，氣層發(fā)育的層位逐漸下移，在研究區(qū)中部僅在源內-近源成藏組合的砂巖中發(fā)育氣層，在研究區(qū)北部生烴強度低于8×108m3/km2的區(qū)域，源內成藏組合的砂巖中氣層占比變低，僅局部發(fā)育氣層，且以氣水層、水層為主。在研究區(qū)東部，由于離石走滑斷裂帶的左旋走滑作用，雖然生烴強度可以達到(8～20)×108m3/km2，但大型通天斷層起破壞作用，天然氣已經(jīng)逸散，水層占比達到86%，無法形成致密天然氣藏(圖8)。

圖8 研究區(qū)致密氣成藏模式

從S-2～S-2-3井組連井剖面(圖9)可以看到明顯的砂體內氣層不連續(xù)分布的特征。該連井剖面是一個開發(fā)井組的4口井，控制面積不足1.8 km2，在太原組均鉆遇中-細砂巖，其中3口井鉆遇氣層，由于砂體內物性差異較大，可以看到氣層、差氣層、干層的頻繁互層，這也進一步驗證了天然氣充注成藏存在物性下限。

圖9 S-2～S-2-3D連井剖面

3 氣層地震預測技術

研究區(qū)上古生界致密氣藏含氣層系多、縱向巖性組合多樣，平面砂巖儲層厚度變化快、非均值性強，氣層薄。同時，在巖石物理分析上顯示了氣層與圍巖彈性特征分異性小，煤層強反射影響等，以上難題給地震儲層預測技術帶來了嚴峻的挑戰(zhàn)。圍繞致密氣預測難題，以挖掘地質特征差異性和預測技術針對性為突破口，形成了主力目的層的致密氣儲層預測技術體系，并應用于400余口井位部署和調整。其技術思路是首先通過地質研究，明確砂體沉積的優(yōu)勢微相帶，建立典型地層巖性組合模式；第二步通過對比分析已鉆井地震響應特征和典型地層模型正演結果，明確地層砂體、儲層及含氣性的敏感因素；第三步針對不同目的層巖性組合特征和地質目標研究需求，優(yōu)選針對性儲層預測技術，改進技術流程，優(yōu)化關鍵參數(shù)，建立組合技術；最后，通過井震結合方式預測砂體分布和厚度，描述氣層展布，預測富氣區(qū)和甜點區(qū)。

從提高地震資料分辨率、提升反演精度和多維預測“甜點”3個方向開展專項技術攻關，形成了4項特色技術，包括：①基于薄層特征約束的地震高頻重構技術，該技術在保持地震資料信噪比的基礎上，可以有效拓展地震頻帶一個倍頻程，突破了黃土塬區(qū)地震資料高分辨率保幅提頻的難題；②基于地震特征約束的井控匹配追蹤強反射層消減技術，該技術利用煤層井旁道子波為初始信號，利用主分量分析算法求取井間子波變化，再通過匹配追蹤算法建立煤層的空變模型，實現(xiàn)壓制煤層響應進而突出原來掩蓋在強反射軸下的砂巖儲層信息；③基于孔隙度反射系數(shù)的高精度物性直接反演技術，該技術引入了類反射系數(shù)概念，利用速度反射系數(shù)(公式(1))與孔隙度反射系數(shù)(公式(2))相關性好的特征，通過地震反演直接預測儲層孔隙度，實鉆井驗證孔隙度預測結果相對誤差僅為10%(圖10)；④基于四要素定量解釋模型的AVO參數(shù)反演技術，該技術基于泥-砂-泥結構提出影響AVO特征的四個要素，建立了砂巖厚度、孔隙度及含氣飽和度內因關系模型，結合圍巖特征建立了外因層間干擾模型，形成了四要素AVO定量解釋模板(圖11)，有效提高了AVO氣層識別能力[28]，氣層的識別符合率從原來的65%提高到80%。

圖10 高精度孔隙度反演技術與初期技術對比

圖11 AVO定量解釋圖版

(1)

(2)

式(1)、(2)中：RV為速度反射系數(shù)，無量綱；Rφ為孔隙度反射系數(shù)，無量綱；Vi為第i個采樣點地層速度,m/s；φRi為第i個采樣點儲層孔隙度，%。

4 低壓致密氣藏產(chǎn)能預測技術

4.1 致密氣藏產(chǎn)水風險識別方法

通常研究認為[29-30]物性是影響致密氣井產(chǎn)能的主控因素。但本區(qū)致密氣藏含水比例較高，普遍產(chǎn)水，且井間產(chǎn)量差異大，含氣性對產(chǎn)能的影響復雜，產(chǎn)能預測困難。因此，在單井產(chǎn)能預測之前，需要找到一種方法能夠識別出不同測試層產(chǎn)水風險的差異。

由此，引入公式水氣比(Rwg)對氣井產(chǎn)水進行定量評價：

(3)

式(3)中：Rwg為水氣比，m3/104m3；Qw為氣井產(chǎn)水量，m3/d；Qg為氣井產(chǎn)氣量，104m3/d。

通過對已測試氣井的產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量進行對比分析，可以將氣井類別分為多氣少水井(Rwg≤1)、少氣多水井(Rwg>4)、氣水同出井(1

圖12 致密氣產(chǎn)水風險識別圖版

(4)

式(4)中：RT-φ為根據(jù)產(chǎn)水風險識別圖版估算的氣水分界電阻率，Ω·m；φL為測井解釋孔隙度，%。

4.2 含水致密氣藏產(chǎn)能預測模型

為評價儲層物性與含氣性對氣井產(chǎn)能的影響，引入地層特征參數(shù)Rc：

Rc=KHφSg

(5)

式(5)中：K為測井解釋滲透率，mD；H為氣層厚度，m；φ為孔隙度，%；Sg為含氣飽和度，%。

在產(chǎn)水風險識別圖版的基礎上，針對多氣少水井、少氣多水井、氣水同出井的儲層參數(shù)，建立無阻流量(產(chǎn)能)與Rc線性關系(圖13)。建立考慮不同產(chǎn)水風險的產(chǎn)能預測方程。

圖13 致密氣產(chǎn)水風險識別圖版及產(chǎn)能預測方程

產(chǎn)氣區(qū)產(chǎn)能回歸公式：

qAOF_g=C1Rc

(6)

氣水同出區(qū)產(chǎn)能回歸公式：

qAOF_wg=C2Rc

(7)

產(chǎn)水區(qū)產(chǎn)能回歸公式：

qAOF_w=C3Rc

(8)

式(6)～(8)中：qAOF_g為產(chǎn)氣區(qū)產(chǎn)能，m3/d；qAOF_wg為氣水同出區(qū)產(chǎn)能，m3/d；qAOF_w為產(chǎn)水區(qū)產(chǎn)能，104m3/d；C1為產(chǎn)氣區(qū)產(chǎn)能回歸系數(shù)，1016/d，C1數(shù)值取0.000 87；C2為氣水同出區(qū)產(chǎn)能回歸系數(shù)，1016/d，C2數(shù)值取0.000 40；C3為產(chǎn)水區(qū)產(chǎn)能回歸系數(shù)，1016/d，C3數(shù)值取0.000 16。

該預測模型揭示了盆地邊緣低壓氣田高含水對產(chǎn)能的影響，實現(xiàn)了產(chǎn)能預測符合率超過90%(圖14)，很好地支撐了該區(qū)產(chǎn)能建設。

圖14 已鉆井實測無阻流量與預測無阻流量對比圖

5 勘探開發(fā)成效

2017—2021年，經(jīng)過5年的持續(xù)攻關，逐步揭示了低生烴強度區(qū)天然氣充注機理和過程，明確了三類優(yōu)質微相砂體及其天然氣富集規(guī)律，結合巖性組合差異和致密氣特征，形成了基于地質導向的復雜巖性薄氣層預測技術，支撐了近400口井位的部署實施，結合低壓致密氣藏產(chǎn)能預測技術，逐步落實了富集區(qū)和甜點區(qū)，推動了研究區(qū)內8個一體化區(qū)的實施，設計年產(chǎn)能超過15×108m3。2021年，研究區(qū)內探明超千億方的致密氣地質儲量，年產(chǎn)量亦超過十億方，展現(xiàn)了盆地東緣低生烴強度區(qū)致密氣廣闊的勘探開發(fā)前景。

6 結論

1)煤系地層生烴強度大于5×108m3/km2可以實現(xiàn)天然氣在致密儲層中的充注，拓寬了致密氣勘探的生烴強度下限，開闊了致密氣勘探區(qū)域面積。在低生烴強度區(qū)，隨生烴壓力逐漸降低，天然氣在致密砂巖中由彌漫式充注狀態(tài)轉變?yōu)檫x擇性充注狀態(tài)，氣層由準連續(xù)分布過渡為不連續(xù)分布，且干層和水層占比逐漸增多。

2)研究區(qū)致密儲層礦物含量變化大、孔隙類型多樣、孔喉結構復雜，儲層可分為3類。I類儲層為甜點型儲層，分布于濱淺海障壁砂壩、三角洲平原分流河道和前緣水下分流河道微相內，孔隙度6%～15%，滲透率0.3～8 mD，主要孔徑寬度1～10 μm，排驅壓力低于0.5 MPa，全區(qū)氣層的88%分布于這類儲層中。

3)研究區(qū)內從南向北生烴強度逐漸降低，天然氣充注能力逐漸降低，能夠突破的孔喉寬度下限逐漸變大，形成了南部源內、近源和遠源的立體成藏過渡為北部的源內成藏的氣層分布特征。氣砂比由18%降低為6%，水砂比由4%提高到41%，北部以氣水混層為主，在低于5×108m3/km2的生烴區(qū)域，只發(fā)育含氣水層、氣水層和水層，無氣層發(fā)育。

4)從提高地震資料分辨率、提升反演精度和多維預測“甜點”3個方向開展專項技術攻關，形成了基于薄層特征約束的地震高頻重構、基于地震特征約束的井控匹配追蹤強反射層消減、基于孔隙度反射系數(shù)的高精度物性直接反演及基于四要素定量解釋模型的AVO參數(shù)反演4項特色地震儲層預測技術，氣層預測成功率達到80%。

5)結合測試產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量的分析，引入氣水比定義了多氣少水井、少氣多水井、氣水同出井三種類型氣井，依據(jù)地層特征參數(shù)，匹配形成了產(chǎn)水風險識別圖版和產(chǎn)能預測模型，實現(xiàn)了產(chǎn)能預測符合率超過90%，應用效果良好。