鄂尔多斯盆地榆林—绥德地区山2段天然气运移动力探讨

王晓梅，赵靖舟，姚泾利，周 锴

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065； 2.西安石油大学 陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065；3.中国石油 长庆油田分公司，陕西 西安 7100214；4.中国石油华北油田分公司 勘探开发研究院，河北 任丘 062552)

引 言

油气运移是连接烃类生成、聚集与分布的重要纽带，是油气成藏机理的重要研究内容。近年来，随着勘探开发对象由构造油气藏、岩性油气藏逐渐转变为致密储层油气藏，油气运移动力的研究也从早期侧重于浮力、异常压力、流体势逐渐发展到对剩余压力和源储剩余压差的关注。

鄂尔多斯盆地东北部榆林—绥德地区上古生界天然气资源十分丰富，但天然气藏形成和分布的规律非常复杂。许多学者对研究区上古生界天然气的成藏规律和机理进行了大量研究[1-8]，其中关于天然气运移动力的研究主要采用流体包裹体法和压实方法获取储层古压力，通过计算流体势和剩余压力分析天然气运移的动力[9-16]。流体势法适用前提为，研究目的层流体处于同一压力系统内，且该系统内的流体是互相连通的。然而鄂尔多斯盆地榆林—绥德地区山2段致密砂岩多个压力系统并存，不同压力系统之间流体是互相分隔的[17]，故流体势法用于研究该区上古生界致密储层天然气运移动力具有局限性。压实研究计算的古压力前提条件是古超压由欠压实作用产生，一般针对新生代沉积等年轻地层[18]。研究表明，鄂尔多斯盆地上古生界致密储层形成时间要早于气藏形成时间[19]，即气藏形成过程中地层已经压实，因此，压实方法对于本区天然气运移动力研究亦有不足之处。

前人研究表明，致密砂岩主要驱动力为气源岩的生烃膨胀力[20-22]。本文探索通过数学模型求取典型井的生烃膨胀力，结合地层破裂压力系数来确定烃源岩层压力，根据计算所得的源储压差分析山2段天然气运移动力，进而探讨天然气运移动力对天然气成藏的控制作用。

1 区域地质背景

研究区以上古生界本溪组、太原组和山西组山2段的煤系地层为主要烃源岩，以本溪组、太原组、山西组、下石盒子组及石千峰组致密砂岩为储层的多层系含气组合[7]。该区山西组山2段天然气资源尤其丰富，其沉积相类型主要为三角洲平原及三角洲前缘(水下)分流河道砂体，分流河道两侧砂岩减薄、尖灭，相变为洪泛平原及局部分流间湾泥质沉积，物性更加致密[23]。

2 基于典型井的成藏期烃源岩压力计算

陕142井各项地质资料齐全，本次研究选取该井为典型井计算成藏期烃源岩压力。

2.1 生烃增压计算原理

在一个封闭体系中，生烃增压的理论模型建立如下：

地表条件下，气体满足理想气体的状态方程

P0V0=nRT0；

(1)

地层条件下，气体满足真实气体的状态方程

PV=ZnRT。

(2)

地层条件下，气体所处的压力

P=Z·P0·(V0/V) ·(T/T0)。

(3)

式中：P0为标准状况下气体的压力，P0=0.1 MPa；P为地层条件下气体的压力，MPa；T0为标准状况下气体的绝对温度，T0=293 K；T为地层条件下气体的绝对温度，K；V0为标准状况下气体所占体积，m3；V为地层条件下气体所占体积，m3；n为气体的摩尔数，kmol；R为通用气体常数，R=0.008 314 MPa·m3/(kmol· K)；Z为气体的压缩因子。

目前计算生烃增压的模型很多[24-25]，基本原理都一致，主要区别是气体在地层条件下体积的求取方式不同。本次研究的计算方法为：

V气体=V烃源岩·Φ烃源岩·(1-Sw)。

(4)

式中：V气体为气体在地层条件下的体积，m3；V烃源岩为烃源岩的体积，m3；Φ烃源岩为烃源岩的孔隙度；Sw为烃源岩的含水饱和度[25]。

2.2 典型井烃源岩层生烃增压的实例分析

以典型井陕142井为例计算生烃增压。陕142井上古生界煤层分布和天然气组成见表1和表2。

表1 陕142井上古生界煤层分布Tab.1 The coalbed distribution of the Upper Paleozoic in Well Shan 142

对柳林—安阳地区中、高煤阶煤孔隙度特征进行统计[26]，以基质孔隙度平均值7%作为陕142井煤层的孔隙度，煤层基质孔隙中Sw取值0。采用Tissot法求取陕142井地表条件下单位面积气体的体积

V0=Ggas=H·ρrock·wTOC·r。

(5)

式中：Ggas为烃源岩生气强度，108m3/km2；H为烃源岩厚度，km；ρrock为烃源岩密度，108t/km3，煤取13×108t/km3；wTOC为烃源岩总有机碳质量分数，煤取72%；r为烃源岩的产气率，m3/t[27]。

鄂尔多斯盆地上古生界煤岩热演化生气潜力对生烃增压影响很大，本次研究采用杨智对山西组煤岩的热模拟实验结果计算生烃膨胀力的大小[28]。陕142井上古生界Roo为1.35%，根据热模拟结果产气率取36 m3/t，剥蚀厚度取930 m[29]，计算所得煤层生烃膨胀的压力系数达1.93～1.96(表3)。

表2 陕142井上古生界山2段天然气组成Tab.2 Gas volume composition of the Upper Paleozoic in Well Shan 142

表3 封闭条件下陕142井最大埋深时期古压力理论计算值(Ro=1.35%)Tab.3 Calculating value of closed paleopressure of well Shan 142 in maximum burial depth period (Ro=1.35%)

鄂尔多斯盆地晚古生代为稳定的克拉通盆地，榆林—绥德地区断层不发育。盆地内部上古生界地层沉积连续，不整合面亦不发育。因此，裂缝是该区天然气运移的主要通道。上述理论计算表明，研究区上古生界煤层在封闭的地层条件下，可以产生巨大的生烃膨胀力。根据Snarsky[30]的研究，当局部压力为静水压力的1.4～2.4倍时，岩石会破裂而产生微裂隙；当地层中异常高孔隙流体压力达到静水压力的1.6～2.0倍时，在烃源岩中就可以产生张性微裂隙。本次研究中破裂压力系数取1.6和1.8两种情况讨论分析。

3 山2段成藏期源储剩余压力差

所谓剩余压力是指某一深度的流体压力与同深度静水压力的差值。成藏期源储剩余压力差是指天然气在成藏关键时刻，烃源岩急剧增压—破裂—高压流体充注砂岩过程中，气源灶的供烃剩余压力与圈闭储层孔隙流体剩余压力的差值[31]。这一源储剩余压力差是天然气从烃源岩通过输导通道进入圈闭最主要的动力。可将恢复的上古生界砂岩包裹体形成时期的古流体压力看作成藏时期的储层古压力。可将恢复的上古生界砂岩包裹体形成时期的古流体压力看作成藏时期的古压力。根据盆地榆林—绥德地区山2段流体包裹体分析测试结果，盆地盒8段和山2段储层古压力系数为1.31～1.64，地层压力为超压[32]。与前人包裹体古压力研究成果基本一致[10，12，14]

源岩的排烃压力可以作为气源灶的供烃压力，微裂缝排烃是目前公认的烃源岩排烃的主要机理。当煤层的破裂压力系数取值为1.6时，榆林气田山2段的源储剩余压差平均为6.62 MPa，子洲气田山2段的源储剩余压差平均为5.04 MPa(表4)。

表4 研究区上古生界源储剩余压差计算结果Tab.4 Calculated results of the Upper Paleozoic residual pressure difference between source rock and reservoir in the study area

续表4：

井号剥蚀厚度/m层位深度/m储层剩余压力/MPa烃源岩剩余压力/MPa源储剩余压差/MPa烃源岩剩余压力/MPa源储剩余压差/MPa破裂压力系数取1．6破裂压力系数取1．8Sh117925山2段2913．2016．1922．566．3730．0813．89Sh118930山2段2882．3017．5822．414．8329．8812．30Sh142940山2段2801．5016．0122．056．0429．3913．39Sh205880山2段2826．0015．2321．686．4528．9113．68Sh207850山2段2834．9014．3121．527．2128．6914．38Sh214950山2段2888．8016．1822．556．3730．0713．89Sh215980山2段2740．3013．9621．787．8129．0415．07

根据研究区山2段源储剩余压差和含气饱和度分析：源储剩余压差和现今含气饱和度之间具有明显的正相关性，说明充注动力对气藏丰度具有明显的控制作用(图1)。

图1 研究区上古生界山2段源储剩余压差与含气饱和度的关系Fig.1 Relation between source rock-reservoir residual pressure difference and gas saturation of the second member of Shanxi Formation of the Upper Paleozoic in the study area

4 山2段天然气运聚模式

研究区含气组合本溪组、太原组和山西组山2段中，生烃膨胀力是天然气从烃源岩通过输导通道进入储集层最主要的动力，源储剩余压力差为2.07～7.85 MPa(破裂压力系数取1.6)，平均5.99 MPa。综合天然气的地球化学指标和成藏动力分析，下部含气组合中天然气在源储剩余压力差作用下，从烃源岩运移出后在有利的储集层就近成藏，平面上山西组存在短距离由西向东和由南向北的侧向运移(图2)。子洲气田山2段现今压力系统分布特征显示，气田在平面上连通性差，不具备远距离侧向运移的输导条件。

含气组合中山2段与烃源岩互层，源储剩余压力差达5.99 MPa，油气充注动力大。子洲气田储层物性好，山2段产气井日产气量平均4.94×104m3；神木—米脂地区储层物性条件一般，产气井日产气量(0.88～5.92)×104m3，平均2.58×104m3。总的说来，在早白垩世，大量天然气沿叠置的砂体和裂缝垂向运移至致密储层就近聚集成藏，运移动力、储层和输导体系是本区山2段天然气成藏的主要控制因素。

图2 鄂尔多斯盆地榆林—绥德地区山2段成藏模式Fig.2 Hydrocarbon accumulation pattern of the second member of Shanxi Formation in Yulin-Suide area,Ordos Basin

5 结 论

(1)陕142井上古生界由于生烃膨胀煤层的压力系数达1.93～1.96，可致煤层破裂。

(2)当煤层的破裂压力系数取值为1.6时，榆林气田山2段的源储剩余压差平均为6.62 MPa，子洲气田山2段的源储剩余压差平均为5.04 MPa。源储剩余压差和含气饱和度之间呈明显的正相关性，表明充注动力对气藏丰度具有明显的控制作用。

(3)早白垩世末期，鄂尔多斯盆地榆林—绥德地区下部含气组合中大量天然气在源储剩余压力差作用下从烃源岩运移出后，沿叠置的砂体和裂缝垂向运移至致密储层就近聚集成藏。运移动力、储层和输导体系是本区山2段天然气成藏的主要控制因素。

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