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摘 要:本文结合笔者多年的实践经验,对鄂尔多斯盆地东部天然气成藏地域进行了比较与分析,由此得出一些富集规律,谨供大家作参考之用。
关键词:鄂尔多斯盆地东部天然气成藏富集规律
中图分类号:N93 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)01(a)-0131-01
1 生气强度控制了气田分布范围
大中型气田的形成要求有一定的生气强度,生气强度大,不仅可以获得高丰度的气源,而且运移距离短,避免天然气运移聚集过程中大量的散失,故易形成大型气田。对于鄂尔多斯盆地上古生界,受天然气近距离运聚成藏模式的控制,生气强度对气田形成和分布的控制作用更加明显,不但在平面上控制了天然气的形成和分布,在纵向上也具有明显的控制作用。
中国大中型气田形成条件表明,大中型气田的形成都要有一个生气中心,同时要具备一定的生气强度,一般要大于20×108m3/km2。在研究区,上古生界烃源岩尽管具有“广覆式”的生烃特征,但研究区范围生气强度己达20×108m3/km2,而且在研究区南部有一明显的高生气强度展布带,生气强度高达30×108m3/km2～40×108m3/km2,它对气藏的分布具有明显的控制作用。
纵向上,太原、山西组气源层内部及其附近成为天然气聚集的主要层位。石炭-二叠系储集层发育,储集体之上的泥岩为直接盖层,因此气层在各层系均有分布,其主要分布在靠近气源的山2、山1及盒8段,气层、含气层的累计厚度占气层、含气层总厚度的75%以上。
2 运移的通道影响了天然气富集程度
研究区运移通道主要包括砂体-孔隙型、微裂缝及小断层等输导通道,在不同的含气组合中不同的运移通道起的作用有主次之分。
下部含气组合直接处于石炭-二叠系煤系烃源岩内部,气源充足,加之发育海相一海陆过渡相石英砂岩储层,储层物性好,储集空间以原生粒间孔和粒间溶孔和岩屑溶孔为主;运移输导通道主要是以海相石英砂岩构成的砂体输导体系为主,同时也有微裂缝及小型逆断层的发育。输导体系主要为厚层带状砂体输导通道,其输导速度为0.86～2.1×104m/s,比上部含气组合输导速度大。砂体孔隙式输导通道主要构成小范围近距离侧向运移的主体,垂向的微裂缝构成了山2与下部烃源岩的运移通道。
中部含气组合山西组山1段和下石盒子组陆相岩屑石英砂岩储集层发育,下伏煤系烃源岩,上覆上石盒子组区域盖层,构成良好的生储盖组合,储层物性较好,储集空间以粒间溶孔和晶间孔为主。输导层主要是以三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道砂体中发育的厚层、薄层及透镜状渗砂体为主,以低渗透性屑石英砂岩、长石砂岩和长石岩屑砂岩构成的输导系统的主体。由于砂体横向连通性差,储层非均质性比较强,源储压差较低,为10～18MPa,距烃源岩距离较远,为100m左右,油气运移动能完全克服低渗砂岩中的毛管阻力,天然气多存在于互不连通的孤立的厚层砂体而不能大面积汇聚。砂体输导速度为0.03～0.07× 10-4m/s,比下部山23的输导速度产气量较低,因此其输导效能偏低。
上部含气组合远离石炭-二叠系烃源岩,且中间被上石盒子组区域泥岩盖层分隔,因而石炭一二叠系煤系气源岩生成天然气进入石千峰组成藏的运移通道主要受山西组、下石盒子组、上石盒子组泥岩的封闭性能,断裂、裂隙的发育程度,天然气运移动力等因素控制。因此,为了更好的反映面上运移通道的分布,对控制天然气运移通道的主要条件进行了叠加处理,目前石千峰组试气工业气流井和测井解释的气层井均分布在I类、II类运移通道区;电测解释气显示90%以上的井分布在I类、II类、III类运移通道区。
3 优质储层是天然气富集的主要场所
(1)三角洲分流河道砂体是优质储层形成的物质基础。
鄂尔多斯盆地东部上古生界各含气层系沉积体系大体相似,以冲积-三角洲-湖泊体系为主,冲积-三角洲沉积体系主要分布于盆地南北两侧,物源区受到南缘构造环境的控制,表现出不同的类型和规模特征。
(2)高石英砂岩含量是优质储层形成的关键。
据统计石英砂岩的物性一般都好,这是因为石英含量高,形成了颗粒骨架,抵抗压实作用的能力也就越强,同时保存的粒间孔也就越多,利于介质的流动和排替,进而促进了溶蚀作用的进行,储层连通性好,多形成优质储成为天然气富集的主要场所;岩屑砂岩,特别是以为千枚岩、泥板岩、岩等柔性岩屑,虽然也含有大量的凝灰质,由于不具备刚性颗粒骨架,压实作用粒间孔隙全部消失,成岩流体被排挤出来,不利于溶蚀作用的进行,储层连通性差。
4 盖层控制了气田的形成与保存
(1)直接盖层的厚度和排替压力。
天然气勘探实践表明,盖层作为天然气藏的重要组成部分,不仅控制着天然气在空间上的分布,而且控制着天然气富集的数量。一个气藏,尤其是大中型气藏的天然气聚集和保存数量除受圈闭容积大小制约外,更重要的是受其封盖条件的影响。而封盖条件的优劣除了要受到盖层本身条件(厚度和突破压力)的影响外,还要受到气藏本身能量(剩余压力,可用压力系数大小表示)和天然气本身性质(流动粘度)的影响。
下部含气组合的直接盖层主要为山西组泥岩,厚度基本上小于40m,子洲气藏的直接厚度为15～20m,均值为18m,岩性为泥质岩,排替压力11～12MPa;榆林气藏的直接厚度为18～28m,均值为23m,排替压力12～13MPa。一般直接盖层厚度与气藏的聚集效率呈正相关关系,即盖层厚度越大,聚集效率也越高。另一方面,直接盖层的排替压力与气藏的聚集效率呈正相关关系,即排力越大,聚集效率也越高。
在中部含气组合直接盖层为石盒子组下部泥岩,泥岩厚度及排驱压力也是气保存的关键因素。米脂盒8气藏直接盖层厚度在15～22m,均值为18m,排替压力一般小于15MPa,在11～14MPa,气藏的聚集效率与直接盖层的厚度及替压力具有正相关性。
上部千5气藏直接盖层厚度在11～18m,均值为15m,排替压力一般在13～16MPa,在三个含气组合中具有较高排替压力,但由于气源不足,气藏的聚集效率较低,与直接盖层的厚度及排替压力略具有正相关性。
(2)区域盖层。
上石盒子组泥质岩是本区区域性分布的盖层。晚二叠世早期,本区广泛发育了一套以湖相为主的碎屑岩沉积,以泥质岩和粉砂质泥岩为主体,湖盆中心的泥质岩约占地层总厚度的80%以上。泥质岩封闭能力较强,且厚度较大,特别是上石盒子组上部沉积泥岩厚度30～50m,一般可以連续追踪20～30km。同时上石盒子组在地史期普遍发育泥岩欠压实现象,在研究区大范围内构成了以泥岩为主体的异常高压区域性盖层。压力封闭作用与良好的物性封闭条件形成了上古生界气藏良好的封盖层,它是上古生界气藏良好的区域性盖层。
稳定的构造背景及区域盖层和直接盖层良好的封盖能力构成了上古生界天然气保存的有利条件,促使大面积岩性气藏的形成。
关键词:鄂尔多斯盆地东部天然气成藏富集规律
中图分类号:N93 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)01(a)-0131-01
1 生气强度控制了气田分布范围
大中型气田的形成要求有一定的生气强度,生气强度大,不仅可以获得高丰度的气源,而且运移距离短,避免天然气运移聚集过程中大量的散失,故易形成大型气田。对于鄂尔多斯盆地上古生界,受天然气近距离运聚成藏模式的控制,生气强度对气田形成和分布的控制作用更加明显,不但在平面上控制了天然气的形成和分布,在纵向上也具有明显的控制作用。
中国大中型气田形成条件表明,大中型气田的形成都要有一个生气中心,同时要具备一定的生气强度,一般要大于20×108m3/km2。在研究区,上古生界烃源岩尽管具有“广覆式”的生烃特征,但研究区范围生气强度己达20×108m3/km2,而且在研究区南部有一明显的高生气强度展布带,生气强度高达30×108m3/km2～40×108m3/km2,它对气藏的分布具有明显的控制作用。
纵向上,太原、山西组气源层内部及其附近成为天然气聚集的主要层位。石炭-二叠系储集层发育,储集体之上的泥岩为直接盖层,因此气层在各层系均有分布,其主要分布在靠近气源的山2、山1及盒8段,气层、含气层的累计厚度占气层、含气层总厚度的75%以上。
2 运移的通道影响了天然气富集程度
研究区运移通道主要包括砂体-孔隙型、微裂缝及小断层等输导通道,在不同的含气组合中不同的运移通道起的作用有主次之分。
下部含气组合直接处于石炭-二叠系煤系烃源岩内部,气源充足,加之发育海相一海陆过渡相石英砂岩储层,储层物性好,储集空间以原生粒间孔和粒间溶孔和岩屑溶孔为主;运移输导通道主要是以海相石英砂岩构成的砂体输导体系为主,同时也有微裂缝及小型逆断层的发育。输导体系主要为厚层带状砂体输导通道,其输导速度为0.86～2.1×104m/s,比上部含气组合输导速度大。砂体孔隙式输导通道主要构成小范围近距离侧向运移的主体,垂向的微裂缝构成了山2与下部烃源岩的运移通道。
中部含气组合山西组山1段和下石盒子组陆相岩屑石英砂岩储集层发育,下伏煤系烃源岩,上覆上石盒子组区域盖层,构成良好的生储盖组合,储层物性较好,储集空间以粒间溶孔和晶间孔为主。输导层主要是以三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道砂体中发育的厚层、薄层及透镜状渗砂体为主,以低渗透性屑石英砂岩、长石砂岩和长石岩屑砂岩构成的输导系统的主体。由于砂体横向连通性差,储层非均质性比较强,源储压差较低,为10～18MPa,距烃源岩距离较远,为100m左右,油气运移动能完全克服低渗砂岩中的毛管阻力,天然气多存在于互不连通的孤立的厚层砂体而不能大面积汇聚。砂体输导速度为0.03～0.07× 10-4m/s,比下部山23的输导速度产气量较低,因此其输导效能偏低。
上部含气组合远离石炭-二叠系烃源岩,且中间被上石盒子组区域泥岩盖层分隔,因而石炭一二叠系煤系气源岩生成天然气进入石千峰组成藏的运移通道主要受山西组、下石盒子组、上石盒子组泥岩的封闭性能,断裂、裂隙的发育程度,天然气运移动力等因素控制。因此,为了更好的反映面上运移通道的分布,对控制天然气运移通道的主要条件进行了叠加处理,目前石千峰组试气工业气流井和测井解释的气层井均分布在I类、II类运移通道区;电测解释气显示90%以上的井分布在I类、II类、III类运移通道区。
3 优质储层是天然气富集的主要场所
(1)三角洲分流河道砂体是优质储层形成的物质基础。
鄂尔多斯盆地东部上古生界各含气层系沉积体系大体相似,以冲积-三角洲-湖泊体系为主,冲积-三角洲沉积体系主要分布于盆地南北两侧,物源区受到南缘构造环境的控制,表现出不同的类型和规模特征。
(2)高石英砂岩含量是优质储层形成的关键。
据统计石英砂岩的物性一般都好,这是因为石英含量高,形成了颗粒骨架,抵抗压实作用的能力也就越强,同时保存的粒间孔也就越多,利于介质的流动和排替,进而促进了溶蚀作用的进行,储层连通性好,多形成优质储成为天然气富集的主要场所;岩屑砂岩,特别是以为千枚岩、泥板岩、岩等柔性岩屑,虽然也含有大量的凝灰质,由于不具备刚性颗粒骨架,压实作用粒间孔隙全部消失,成岩流体被排挤出来,不利于溶蚀作用的进行,储层连通性差。
4 盖层控制了气田的形成与保存
(1)直接盖层的厚度和排替压力。
天然气勘探实践表明,盖层作为天然气藏的重要组成部分,不仅控制着天然气在空间上的分布,而且控制着天然气富集的数量。一个气藏,尤其是大中型气藏的天然气聚集和保存数量除受圈闭容积大小制约外,更重要的是受其封盖条件的影响。而封盖条件的优劣除了要受到盖层本身条件(厚度和突破压力)的影响外,还要受到气藏本身能量(剩余压力,可用压力系数大小表示)和天然气本身性质(流动粘度)的影响。
下部含气组合的直接盖层主要为山西组泥岩,厚度基本上小于40m,子洲气藏的直接厚度为15～20m,均值为18m,岩性为泥质岩,排替压力11～12MPa;榆林气藏的直接厚度为18～28m,均值为23m,排替压力12～13MPa。一般直接盖层厚度与气藏的聚集效率呈正相关关系,即盖层厚度越大,聚集效率也越高。另一方面,直接盖层的排替压力与气藏的聚集效率呈正相关关系,即排力越大,聚集效率也越高。
在中部含气组合直接盖层为石盒子组下部泥岩,泥岩厚度及排驱压力也是气保存的关键因素。米脂盒8气藏直接盖层厚度在15～22m,均值为18m,排替压力一般小于15MPa,在11～14MPa,气藏的聚集效率与直接盖层的厚度及替压力具有正相关性。
上部千5气藏直接盖层厚度在11～18m,均值为15m,排替压力一般在13～16MPa,在三个含气组合中具有较高排替压力,但由于气源不足,气藏的聚集效率较低,与直接盖层的厚度及排替压力略具有正相关性。
(2)区域盖层。
上石盒子组泥质岩是本区区域性分布的盖层。晚二叠世早期,本区广泛发育了一套以湖相为主的碎屑岩沉积,以泥质岩和粉砂质泥岩为主体,湖盆中心的泥质岩约占地层总厚度的80%以上。泥质岩封闭能力较强,且厚度较大,特别是上石盒子组上部沉积泥岩厚度30～50m,一般可以連续追踪20～30km。同时上石盒子组在地史期普遍发育泥岩欠压实现象,在研究区大范围内构成了以泥岩为主体的异常高压区域性盖层。压力封闭作用与良好的物性封闭条件形成了上古生界气藏良好的封盖层,它是上古生界气藏良好的区域性盖层。
稳定的构造背景及区域盖层和直接盖层良好的封盖能力构成了上古生界天然气保存的有利条件,促使大面积岩性气藏的形成。