中南大学学报(自然科学版)

DOI: 10.11817/j.issn.1672-7207.2016.05.024

鄂尔多斯盆地延安气田山西组二段致密气藏特征与类型分析

陈占军^{1, 2}，任战利^{1, 2}，赵靖舟³，赵筱艳⁴，高小平⁵，强腾⁵，雷燕云⁵，刘涛⁶

 (1. 西北大学 地质学系，陕西 西安，710069；

2. 西北大学 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安，710069；

3. 西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安，710065；

4. 中国石油长庆油田分公司 长庆实业集团，陕西 西安，710021；

5. 陕西延长石油集团油气勘探公司，陕西 延安，716000；

6. 陕西延长石油集团研究院，陕西 西安，710075)

摘 要：

部延安气田进行研究。研究结果表明：山西组二段储层平面上展布并不稳定，纵向上砂体之间、砂体与围岩之间的空间配置多样；储层物性致密，孔隙度主要分布范围为1.0%~10.0%，渗透率主要介于0.01×10^-3~0.40×10^-3 μm²之间，层内非均质性与层间非均质程度强；气水分异不明显，未发现气水界面。各砂体之间的气藏特征具有一定程度的差异性，甚至一些井间的砂体可以通过展布方向、井控井距、测井相对比等方法确定其连通，但是其对应的实测气藏压力、含气饱合度、气体组分等并不相同，成藏系统在总体上具有“非统一性”。根据成藏机理分析认为，延安气田山西组二段气藏成藏要素在多阶段的、空间上的非均一性贡献，使致密储层中气水分布的非均一性得以产生、继承、保留，形成了气藏在一些空间域看似“连通”，成藏系统实际却“不统一”的特点。该层段气藏具有三大特征：非均质的致密储层、准连通的圈闭分布和非统一的成藏系统，气藏类型可表征为“准连续型致密砂岩气”。

关键词：

伊陕斜坡；山西组二段；致密气；准连续；

中图分类号：TE122.2          文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2016)05-1625-12

Characteristics and types analysis of gas reservoir in Shan 2 section of Yan’an gasfield, Ordos Basin

CHEN Zhanjun^{1, 2}, REN Zhanli^{1, 2}, ZHAO Jingzhou³, ZHAO Xiaoyan⁴, GAO Xiaoping⁵,

QIANG Teng⁵, LEI Yanyun⁵, LIU Tao⁶

 (1. Department of Geology, Northwest University, Xi’an 710069, China;

2. State Key Laboratory of Continental Dynamics, Northwest University, Xi’an 710069, China;

3. School of Earth Science and Engineering, Xi’an Shiyou University, Xi’an 710065, China;

4. Changqing Industrial Group, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710021, China;

5. Oil and Gas Exploitation Company, Shaanxi Yanchang Petroleum, Yan’an 716000, China;

6. Research Institute, Shaanxi Yanchang, Petroleum, Xi’an 710075, China)

Abstract: Yan’an gasfield in the southwest of Yishan slope was studied. The results show that the reservoir of section 2 of Shanxi Formation exhibits several characteristics. The reservoir distribution is not stable in plane, and the spatial configurations between sand-bodies, or between sand-body and surrounding rock are various. The reservoir is tight, whose porosity mainly ranges from 1.0% to 10.0% and permeability mainly ranges from 0.01×10^-3 μm² to 0.4×10^-3 μm². Stratification and inner heterogeneity are serious. Differentiation of gas and water is not obvious and the reservoir is lacking in a uniform gas-water interface. There is a certain diversity of gas properties among sand-bodies. Methods of distribution direction of sand, orientation and well spacing, logging facies comparison are used to determine the connectivity of sand-bodies between wells. Some sand-bodies are connected, however, the corresponding measured gasfield pressure, gas saturation and component are different, which means the reservoir forming system is generally not the same. According to reservoir forming mechanism analysis, research concludes that inhomogeneity of hydrocarbon accumulation factors which experienced several stages in section 2 of Yan’an gasfield Shanxi formation, and lead to the gas-water distribution inhomogeneity is produced, inherited and retained. This mechanism and process form a seeming “connectivity” in space domain, but actually the reservoir forming system is “non- uniform”. The gas reservoir layer possesses three characteristics: inhomogeneity tight reservoir, quasi-connectivity trap distribution, non-uniform reservoir system. Thus, the reservoir type can be defined as a “quasi-consecutive tight gas sandstone reservoir”.

Key words: Yishan slope; Shan 2 section; tight gas; quasi-continuous

至2013年末，鄂尔多斯盆地的天然气累计探明资源量超过3.0×10¹² m³，年产量突破3×10¹⁰ m³。盆地内天然气储量与产量持续增长，原有的含气面积逐年南扩，伊陕斜坡东南部目前新发现了延安气田。虽然伊陕斜坡构造简单，但是已发现各气田的富集层位与气藏特征却互有差别，因此，具体气田的气藏类型与控制藏条件不能一概而论。本文作者通过分析延安气田山西组二段的气藏特征，探讨其控藏条件、成藏机理与气藏类型，对该区乃至整个鄂尔多斯盆地上古生界气藏的勘探与开发都具有重要的理论与现实意义。

1  研究区位置与勘探现状

研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部(见图1)，涵盖延安地区及周边，勘探面积约为1.5×10⁴ km²，气田现已进入投产开发阶段。

2  气藏地质特征

2.1  研究层位与构造特征

研究目的层段为山西组二段，重点为底部北岔沟砂岩段，该区地层划分对比如图2所示。研究区地层构造简单，为宽缓的西倾单斜，区内没有幅度30 m以上的构造，亦未发现断裂带或断层。

2.2  生烃特征

区内烃源岩主要为本溪组、太原组、山西组二段内煤层与碳质泥岩，通过测定不同烃源岩的有机指标，参照张文正等^[1-2]研究思路与方法生烃模拟计算，结果表明全区平面累计生烃强度在25×10⁸ m³/km²以上，最大区域超过50×10⁸ m³/km²(见图3)。

图1  研究区地理位置图

Fig. 1  Location of study area

2.3  沉积与储层特征

该区以三角洲前缘亚相沉积为主，可细分为水下分流河道、水下分流间湾、水下决口扇与河口坝等沉积微相。储层主体为段内底部北岔沟砂岩，其平面展布受分流河道的侧向迁移、决口改道等因素控制。在分流间湾(或浅湖相泥岩)区，发育有零星孤立的砂体(图3)。

图2  研究区地层划分与对比

Fig. 2  Stratigraphic division and correlation

图3  山西组二段气藏基本特征

Fig. 3  Basic characteristics of gas reservoir in Shan 2 section

储层岩性、物性统计分析结果显示，山西组二段以石英砂岩与石英岩屑砂岩为主，兼有岩屑石英砂岩，长石质量分数一般低于15%，认为其成分成熟度较高，沉积碎屑经过了较长距离的搬运(见图4)。

图4  山西组二段砂岩屑成分三角图

Fig. 4  Sand ebris composition in Shan 2 section

实测样品统计表明山西组二段储层孔隙度主要分布范围为1.0%~10.0%，渗透率主要介于0.01×10^-3~ 0.4×10^-3 μm²之间。渗透率中还存在若干极大值，最大为106×10^-3 μm²。根据相关岩心、铸体薄片分析，认为产生这些极大值的原因可能是微裂缝的发育。整体而言，储层孔隙度的平均值与中值差别不大，渗透率均值却远大于中值。研究认为渗透率的中值能够更好地反映储层的实际物性情况(见图5和图6)。

图5  山西组二段孔隙度频率分布

Fig. 5  Porosity frequency distribution in Shan 2 section

图6  山西组二段渗透率频率分布

Fig. 6  Permeability frequency distribution in Shan

根据孔渗交会分析，可发现二者整体呈正相关，但仍具有一定的离散性：相同的孔隙度未必对应相同的渗透率，反之亦然，说明物性关系复杂(见图7)。据此推断储层孔喉结构特征可能具有多样性与非均质性，或许经历了较为复杂成岩演化过程。

2.4  流体性质

对山西组二段气藏组分化验分析，结果显示其干燥系数为99.58%，不含H₂S。对段内及相邻段地层水样品测定，主要水型为CaCl₂，说明目的层段环境封闭，有利于油气藏的聚集与保存(见表1)。

图7  孔隙渗透率交会图

Fig. 7  Porosity and permeability cross-plot

2.5  压力特征

山西组二段有实测原始地层压力数据的井61口，平均地层压力系数小于0.9，研究中未发现统一的压力梯度。根据压力值与埋深值的离散对应关系推测，本区气藏的压力系统不具统一性(见图8)。

2.6  产能特征

对山西组二段试气试产，很少井点能产自然工业气流，但经过储层改造措施之后，近一半井点产量达到或超过工业气流标准。

表1  山西组二段地层水质检测(12口井12个样品)

Table 1  Water quality detection in Shan 2 section

图8  山西组二段气层实测压力与埋深关系图(61个测点)

Fig. 8  Cross-plot of gas measured pressure and buried depth in Shan 2 section

3  气藏类型分析

3.1  圈闭类型

根据沉积相、测井相泥岩与砂岩统计等方法对地层圈闭分析，取得认识有：1) 未发现气水界面；2) 地层平缓，构造不发育；3) 河道砂体、透镜砂体较为发育；4) 底部北岔沟砂岩的平面展布基本代表了该段储层的平面展布，但其钻遇率仍未超过30%。综合上述四点，认为区内主要为岩性圈闭。

3.2  储层类型

目前，对储层类型主要以岩性与物性进行归类，但尚未形成统一认识或标准。在此有必要对致密储层或致密气做相关说明，以对本区的气藏的储层类型作准确定位。

1) 1980年，美国联邦能源管理委员会(FERC)依据《美国国会1978年天然气政策法案(NGPA)》，确定原地渗透率小于0.1×10^-3 μm²的天然气储层为致密储层。ELKINS^[3]以地下渗透率0.1×10^-3 μm²作为划分储层为非规储层的界限。SPENCER等^[4-6]将原地渗透率0.1×10^-3 μm²作为储层致密的物性上限界限，还有一些学者^[7-8]建议以“孔隙度小于12%，渗透率小于1×10^-3 μm²”或“除非经过工作措施改造，才具有经济价值与经济数量的天然气藏”。

2) 在国内，致密砂岩储层非对于常储层的一些区别在20世纪90代就已受到关注与研究^[9]，袁政文等^[10]在对东濮凹陷油沙河街组天然气储层研究之后，针对该区提出致密储层的确定上限为“渗透率小于1×10^-3 μm²”。关德师等^[11]认为孔隙度小于12%，渗透率小于1×10^-3 μm²，含气饱合度低于60%，天然气在其中流速缓慢的气藏为致密气藏。赵靖舟等^[12]针对鄂尔 多斯盆地上古生界储层特点，界定孔隙度小于10%，渗透率小于1×10^-3 μm²为超低渗透层。邹才能等^[13]认为致密砂岩储层孔隙度小于10%，原地渗透 率小于0.1×10^-3 μm²，一般无工业产量，但在一定经济条件下和采取技术措施后，可获得工业产量的砂岩层储层。庞雄奇^[14]认为致密气藏储层物性下限标准 为孔隙度不大于10%，渗透率低于1×10^-3 μm²。我  国于2011年制定的SY/T 6832—2011“致密砂岩气地质评价方法”规范中，认为覆压基质渗透率小于或等于0.1×10^-3 μm²、在一定经济条件及技术措施下可开发的砂岩气层为致密砂岩气。

虽然目前认识尚未统一，但山西组二段符合诸多学者关于致密储层或致密气藏的描述，因此，本文认为可以将山西组二段储层归类于致密储层。

3.3  气藏保存条件

由于本区构造平缓、地质演化相对稳定，所以本次研究主要依据盖层与围岩泥岩的发育程度对保存能力进行评价。山西组二段内与上覆山西组一段地层具有封闭保存能力的泥岩平均累计厚度为75.52 m，大于地层总厚的60%(见表2)，认为其对储层能够较好地封堵(图3)。

表2  围岩及盖层泥岩发育统计

Table 2  Distribution of shale statistics

但是对于单砂体或砂体组段而言，其封闭性仍然不能一概而论，其保存能力还受该砂体的发育位置、周缘微裂缝发育程度等因素控制。

3.4  气藏非均质性

研究中发现山西组二段气藏有着较强的非均质性，表现在储层的空间展布、储层物性、含气性等多方面。

通过变异系数、突进系数、级差与均质系数4个指标综合分析，认为山西组二段层内与层间非均质性强(见表3)。

样品测试分析表明：天然气组分中C₁(CH₄)，C_2~5(乙烷~戊烷)，N₂和CO₂的含量整体相似，但略有差别(见表4)。与之相对应的是，不但井间样品的含气饱合度有所不同，即使是同井同层的不同部位，含气饱合度也并不相同(见表5)。

按产能特征分类统计，在平面上产水井与气水同产井等多以散点状分布。能够按照产液特征划分为产气、产水、气水同产、干井为主的区块，但在区块内部，各类井点仍有不同程度的分布。

综合上述研究结果认为：1) 山西组二段气藏的分布受砂体空间展布的限制；2) 储层物性与气藏分布具正相关，但不严格(图9)；3) 储层致密且非均质强；4) 气藏压力、实测气水饱合度不具统一性；5) 泥岩围岩的封盖性能空间上不均一。本文认为区内山西组二段现阶段气藏特征复杂，同时参考一些学者^[15-16]对研究区或盆地内其他气田气藏特征的研究成果，认为

山西组二段气藏现今确实不具有统一的成藏系统。

表3  山西组二段物性非均质性统计表

Table 3  Heterogeneity of petro-physical property in Shan 2 section

表4  山西组二段储层天然气组分统计表

Table 4  Components of natural gas in Shan 2 section

表5  山西组二段气藏实测含气饱合度

Table 5  Measured gas saturation in Shan 2 section gas reservoir

图9  山西组二段渗透率与气藏饱合度交会图(23口井23个测点)

Fig. 9  Cross-plot of permeability and gas saturation in Shan 2 group

3.5  气藏类型分析

通过对气藏的特征研究，认为其具以下特征：1) 储层的物性与含气性相关性不强；2) 气藏压力不具统一性；3) 气藏的气水组分不同程度差异；4) 气水在砂体各部位均有分布，含气饱合度存在空间上的差异。对以河道砂体为主要储层而构建的山西组二段(尤其为底部山2³段北岔沟砂岩)成藏系统而言，其储层展布的“空间形态”是“连通”的，但根据含气饱合度、气藏压力等实测值有差别这一特征来推测，各测点所代表的气藏系统却是又“不统一”的。

本次严格选取山西组二段，特别是底部最为发育的北岔沟砂岩段作为研究对象，经过岩心、沉积相、物源方向、砂体展布等多手段，在探井井距控制的前提下经过对比分析，确定砂体的连通性，以保证研究成果的可靠与准确性。如试24井与试25井，处于同砂体，但实测的气藏特征却差别较大。

此外，许多学者在研究中先后发现、认识并总结一些致密砂岩气藏具有“无统一的气水界面与压力系统”的特征^[17-20]。针对本区气藏的诸多特点，用传统的成藏系统连通判定方法已很难确定，笔者认为其反映了区内山西组二段气藏的非均质性特点。本文通过分析，认为气藏的成藏过程其具有以下特点。

1) 各成藏要素对气藏成藏的贡献复杂。具体表现为：烃源岩生烃强度、围岩与盖层泥岩发育在平面与纵向上具不一致性，烃源与储层、围岩与储层的空间配置关系多样，储层致密、层内与层间非均质强等。前人研究成果表明，鄂尔多斯盆地上古生界气藏的主成藏期为早中侏罗世至早白垩世末期^[21-25]，之后地质演化相对稳定，所以各成藏要素对气藏的差异性综合贡献经历了主成藏期与成藏之后的调整阶段，具继承性。

2) 山西组二段以致密储层为主，较强的毛细作用阻碍气水的分异界面的形成。许多学者对鄂尔多斯盆地上古生界气藏研究后发现，在主成藏期之前储层就已经致密^[26-28]，浮力已不是主要运移动力^{[14, 29-31]}。付金华等^[29]认为：孔隙度为10%，渗透率为0.5×10^-3 μm²，厚度为10 m储层，浮力一般小于0.1 MPa，而所需的排驱压力达到了0.5 MPa。所以毛细作用对天然气运移与分布有较强的影响：一是毛细管力大于水柱重力，纵向上难以形成气水分异界面，气水以“散乱的形式漫布于储层”；二是致密储层中气水的运移具有非达西流特征^[32-37]；三是较强的毛细管力阻碍成藏之后“使气藏内部均一化平衡”的调整。

表6  试24井和试25井对比表

Table 6  Comparison of well S24 and well S25

图10  试24井和试25井地层对比

Fig. 10  Stratigraphic correlation of S24 well and S25 well

本文作者研究认为该类“非统一”气藏系统的形成机理或可描述为如下模式。

常规储层因欠饱合压力气水发生共流、出现双相渗流区间。随着储层物性变差，双相渗流区间域会逐渐缩小，达到一定致密程度，则会出现双相滞流区间，一些学者也称之为渗透率枷锁(permeability yoke)^[38]。在致密储层中，天然气的运移往往需要突破启动压力梯度^[39-43]，如果气水饱合度处于滞流区间内，但未达到启动压力梯度，即便出现了欠饱合压力，气水也不流动。

研究区致密气成藏机理如图11所示，漫布于致密储层内的气水长期处于滞流环境下，气藏在不同部位(如A，B和C三点)相对封闭独立，相互之间的差异性随着空间距离的增加与气藏的持续演化而保留、累积，表现为各测点的气藏压力、饱合度、组分等相似但又不完全相同，于现阶段显示为成藏系统的“非统一性”。

 

图11  研究区致密气成藏机理

Fig. 11  Characteristics of tight gas reservoir in study area

在此仍需说明：不是所有井点之间气藏特征的差异都为毛细作用的分异累积形成，一些井间气藏特征的差异性也可能为砂体的连通性不强所致。由于砂体之间的连通受其不稳定空间分布与岩性过渡带控制，所以没有严格的连通或不连通界限，实际上具有准连通的特点，在该情况下，气藏亦不具统一的成藏系统。

综上所述，多成藏要素在多阶段的、空间上的非均一性贡献，使致密储层内部气水分布的非均一性得以产生、继承、保留，形成了气藏在一些空间域看似“连通”，成藏系统实际却“不统一”的特点。具体表现为：在砂体之间或砂体内不同部位，实测含气饱合度不一、气藏压力不同、气水组分有所差别，各特征之间相关性与或规律性不强。本文作者认为目的层段气藏具有三大特点：非均质的致密储层、准连通的圈闭分布、非统一的成藏系统。对于该类气藏，可表征为准连续型致密砂岩气藏(见图12)。

4  探讨

1) 本区所述气藏中储层物性、气饱合度、气藏压力等具有诸多离散特征与不确定性因素，加之储层致密，单井的井控程度有限，所以用传统储量计算规范方法，将某一含气面积区看作统一均质的整体，这在一定程度粗略化处理了诸多的非均质性与不确定性因素，则可能会为计算结果带来较大的误差。

图12  研究区准连续致密砂岩气藏模式(据文献[44]修改)

Fig. 12  Quasi continuous mode of tight sandstone gas reservoirs in study area(According to Ref. [44], modified)

对于该类气藏的储量计算，可以建议尝试参照北美土地调查系统(land survey system)采用的dominion land survey(DLS)和nation topographic system(NTS)系统，将储量区划分更小的基本计算单元。在每个单元中，分别计算其地质储量与可采储量，最终累加求得总储量^{[5, 45]}，再根据各单元气藏特征的差异性进行不确定性分析。该方法或许可以提高区内储量计算结果的精度与可靠性。

2) 由于该类气藏是非均质性，准连续的。已确定的勘探与开发区块应是含气概率性较大的片状，但由于区块内的含气性一般并不统一，仍会出现干井或低于工业气流的井，所以钻井成功率也应成为勘探开发的重要考虑指标之一。

3) 由于区内气藏系统具非统一性，气藏的分布与单一的成藏要素一定程度上并不对称或高程度正相关，对该类气藏的研究更应注重多成藏要素耦合。如受烃源围岩较好包裹的孤立泥质砂体能够获得充足气源，可能比河道中心部位物性较好的砂体含气性更好，所以，甜点(sweet spot)的寻找需考虑多成藏要素的综合作用。

5  结论

1) 研究区山西组二段地层构造平缓，储层致密，具较强的非均质性，其连通性受砂体的不稳定空间分布与岩性过渡带共同控制，具有准连通特征。

2) 山西组二段气藏特征之间不强的相关性在主河道砂体内部主要受致密储层非均质性与各成藏要素的差异性贡献共同控制；在河道侧部或分流间湾的孤立砂体中则主要受连通性控制。

3) 区内山西组二段气藏具有三大特点：非均质的致密储层、准连通的圈闭分布、非统一的成藏系统，气藏类型可表征为“准连续型致密砂岩气”。

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(编辑  杨幼平)

收稿日期：2015-05-23；修回日期：2015-07-26

基金项目(Foundation item)：国家科技重大专项(2011ZX05005) (Project(2011ZX05005) supported by the National Science and Technology Major Program of China)

通信作者：任战利，博士生导师，从事盆地热史与油气成藏研究；E-mail: renzhanl@nwu.edu.cn

摘要：对伊陕斜坡东南部延安气田进行研究。研究结果表明：山西组二段储层平面上展布并不稳定，纵向上砂体之间、砂体与围岩之间的空间配置多样；储层物性致密，孔隙度主要分布范围为1.0%~10.0%，渗透率主要介于0.01×10^-3~0.40×10^-3 μm²之间，层内非均质性与层间非均质程度强；气水分异不明显，未发现气水界面。各砂体之间的气藏特征具有一定程度的差异性，甚至一些井间的砂体可以通过展布方向、井控井距、测井相对比等方法确定其连通，但是其对应的实测气藏压力、含气饱合度、气体组分等并不相同，成藏系统在总体上具有“非统一性”。根据成藏机理分析认为，延安气田山西组二段气藏成藏要素在多阶段的、空间上的非均一性贡献，使致密储层中气水分布的非均一性得以产生、继承、保留，形成了气藏在一些空间域看似“连通”，成藏系统实际却“不统一”的特点。该层段气藏具有三大特征：非均质的致密储层、准连通的圈闭分布和非统一的成藏系统，气藏类型可表征为“准连续型致密砂岩气”。