低生烃强度区致密砂岩气形成机制——以鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界为例

张福东，李君，魏国齐，刘新社，国建英，李剑，范立勇，佘源琦，关辉，杨慎，邵丽艳

（1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，西安 710021）

0 引言

致密气勘探兴于美国，目前世界上已有十几个国家进行了致密气勘探开发，但受资源潜力、消费需求和技术发展影响，发展极不均衡，美国和中国发展迅速，产量皆占本国天然气总产量 20%左右。关于致密气形成机制的研究始于20世纪70年代的北美，从向斜岩性控藏、储集层物性及分布形态等不同角度阐述了其形成机制与分布特征[1-5]。而中国广泛开展致密气研究始于20世纪90年代，早期以借鉴北美为主，21世纪以来在源岩储集层组合模式、生烃超压充注机制、大面积聚集与分布特征等方面取得较深入的认识[6-16]。随着致密气勘探的深入，勘探范围不断向外围扩展，在主力生烃灶外围生烃强度较低的区域发现了规模性聚集的致密气，但气水分布复杂，常出现高产水井，与现今对致密气认识有一定差异，目前有关形成机制研究较少。

为便于研究，将生烃强度较小的区域定义为低生烃强度区。参考中国关于大气田形成的生烃条件为生烃强度大于20×108m3/km2的认识[17-20]，同时，以鄂尔多斯盆地苏里格地区在生烃强度小于20×108m3/km2区域气水分布复杂的特征为依据，将生烃强度 20×108m3/km2作为划分高、低生烃强度区的界限。本文通过半定量二维成藏模拟等实验研究及地质综合分析，建立注气压力、储集层物性、生气下限等评价模型，结合典型气藏解剖及微观孔喉对气水分布控制作用系统研究，明确低生烃强度区致密砂岩气形成主控因素与分布规律，为致密砂岩气拓展勘探提供新依据。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的大型致密砂岩气，随着勘探深入，由苏里格主体区域不断向西部、东部、南部扩展，已形成近4.00×1012m3储量规模。其中，苏里格地区西部天环坳陷北段气水分布复杂。本文以该区为研究对象（见图1），通过模拟实验与地质综合分析，系统开展低生烃强度区致密砂岩气形成机制研究。

天环坳陷北段勘探面积1.00×104km2，烃源岩主要为石炭系太原组、山西组的煤层。太原组煤层厚度0.20～9.00 m，平均2.80 m；山西组煤层厚度0.40～8.60 m，平均 3.60 m。总体生气强度为（7～20）×108m3/km2，小于苏里格主体区域的生烃强度（（20～40）×108m3/km2）。储集层为山1段、盒8下段、盒8上段，发育冲积平原亚相、辫状河三角洲平原亚相，其中河道滞留砂体和分流河道砂体为主要储集休，孔隙度为4%～10%，基质渗透率主要为（0.01～0.80）×10-3μm2，与苏里格主体区域接近。纵向上烃源岩和储集层交互分布，横向上分布稳定。目前钻井 160余口，30余口井获工业气流，60余口井见水。总体气水分布复杂，不完全受区域构造、沉积砂体控制。

图1 鄂尔多斯盆地上古生界气田分布及研究区位置

2 成藏物理模拟实验

低生烃强度区的生气量相对较小，其供气、运移、聚集等特征与供气充足地区的天然气具有较大差异，研究思路和方法也具有一定差异。通过开展多组成藏模拟实验、微观孔隙分析和综合地质研究，对低生烃强度区致密气形成机制、主控因素和分布规律进行分析。

2.1 有效充注动力及生烃下限

致密砂岩储集层渗透率较低，只有具备较强的生烃压力，才能使天然气突破致密储集层毛细管力，该观点已通过大量模拟实验和地质综合研究得到证实[11-15]。但低生烃强度区的生烃压力能否成为动力，是否存在生烃压力下限等尚需进一步研究。为了研究天然气充注压力界限，选取苏里格地区及天环坳陷北段李4、李7、苏307等井山1—盒8段致密砂岩岩心样品，开展了不同充注压力模拟实验。

通过常规岩心（未进行饱和水处理）充注模拟实验可知，随着样品渗透率变小，启动压力增大。当空气渗透率为0.6×10-3μm2时，启动压力为0.1 MPa左右；当空气渗透率为0.1×10-3μm2时，启动压力为0.4 MPa左右（见图2）。

图2 渗透率与启动压力关系（样品数12个）

为了观察充注压力与含气饱和度变化规律，开展了 0.1～30.0 MPa压力下饱和水岩心样品充注模拟实验。岩心完全饱和水，出口端设有压力传感器，每个压力点稳定24 h以上。实验结果表明，储集层越致密，所需注气压力越大。如渗透率为 0.683×10-3μm2的样品，在0.9 MPa的注气压力下可达到25%的含气饱和度；而渗透率为 0.034×10-3μm2的样品，在 5.2 MPa的注气压力下可达到 10%的含气饱和度，在 10 MPa的注气压力下可达到 23%的含气饱和度。整体上，注气压力与含气饱和度的关系呈指数增长特征（见图3）。

图3 含气饱和度与注气压力关系（样品数183个）

综合上述模拟实验结果，认为空气渗透率为（0.03～1.00）×10-3μm2的致密砂岩储集层有效注气压力为0.4～5.0 MPa。而据鄂尔多斯盆地演化史分析，生烃高峰时期苏里格地区西部源储压差为 3.5～9.5 MPa，虽然小于苏里格、神木、榆林等高生烃强度区20 MPa左右[21-22]的源储压差，但具备了天然气充注的条件。

天然气在致密砂岩储集层中运移主要受 2种动力和 2种阻力作用。其充注动力主要是浮力和天然气膨胀力，天然气膨胀力即生烃压力；阻力包括毛细管力和静水压力。Jiang等[23]对该认识进行了详细论述并建立了致密砂岩气动力、阻力关系模型，计算排气量下限，但并未考虑生烃强度下限。实际上生气强度决定了天然气膨胀力大小，通过建立生烃强度与天然气膨胀力关系，可确定生烃强度下限值。因此，综合考虑排烃系数、注气压力与含气饱和度等关系，建立了鄂尔多斯盆地苏里格地区生烃强度临界值评价模型并得到表征关系式：

计算中，除M、R、ρw等常量值外，在鄂尔多斯盆地天环坳陷北段选取了相关参数值（见表1）。

表1 天环坳陷北段生烃强度临界值评价模型主要参数表

计算得到埋深为2 500 m和3 000 m情况下，砂岩孔隙半径为 0.5 μm（苏里格地区对应空气渗透率为（0.15～0.50）×10-3μm2）时，生气强度下限分别为6.8×108m3/km2和 9.1×108m3/km2。

综合实验结果及地质分析，低生烃强度区具备天然气注入致密砂岩的条件，但存在生烃强度下限。由于不同深度、不同物性条件下运移阻力不同，生烃强度下限是一个变化值。总体上，在埋深小于3 000 m的地层，生烃强度达到（7～10）×108m3/km2可以实现有效充注。

2.2 聚集效率控制因素

关于聚集效率方面众多地质学家开展过很多研究，但针对低生烃强度区这种生气量相对较少的领域研究较少[24-26]。致密砂岩气低生烃强度区生气量总体较小，最终能够聚集，具有独特的聚集机制。

本文开展了不同注气压力条件的二维成藏物理模拟实验。模拟实验采用长、宽、高均为1 m的高压透明箱，致密砂岩砂体粒径为0.10～0.15 mm，砂体间充填泥岩。为了反映低生烃强度区天然气运移过程，设置了0.01，0.02，0.04，0.06，0.08，0.10 MPa等注气压力级别。泄水口出现排气现象时实验结束。

通过注气、排气、排水等数据分析可知，当注气压力低于0.01 MPa时，天然气无法注入储集层；注气压力为0.02 MPa时，注气量为5.60 L、排水量为44 mL；注气压力为0.10 MPa时，注气量为12.30 L、排水量为86 mL。注气量和排水量随着注气压力增大而增大（见表 2），表明天然气聚集效率与注气压力呈正相关。另外，在岩心充注实验中也揭示了注气压力和含气饱和度呈指数函数增长的关系（见图 3），表明注气压力对聚集效率具有较强控制作用。

表2 致密砂层不同注气压力模拟实验记录数据

致密砂岩储集层分布广，再加上长期散失作用，除了注气压力较大是高效聚集重要因素之外，长期注气也是保证天然气聚集的重要条件。苏里格气田储集层样品中盐水包裹体均一温度分布为连续的单峰形态，主分布区间为80～140 ℃，主要充注时期为晚侏罗世—白垩纪[27]，反映了天然气长期连续充注的过程。

2.3 储集层物性对聚集的控制作用

为研究致密砂岩储集层物性对天然气聚集控制作用，详细解剖了天环坳陷北段160多口井的微观孔隙、地层水产状、试气及含气饱和度的关系。

利用核磁共振实验、压汞、岩石薄片观察及试气、测井等资料，综合分析储集层微观孔隙结构和石英砂岩储集层润湿性等特点，将地层水产状划分为自由水、毛细管水和吸附水3类。自由水是指赋存于孔隙结构、物性较好的储集层，并存留于储集层或砂体底部的水，其储集层孔隙度普遍大于 7%，渗透率大于 0.4×10-3μm2；毛细管水存在于非均质性较强储集层的细毛管中，主要受毛细管力控制，其储集层孔隙度主要为4%～7%，渗透率为（0.1～0.4）×10-3μm2；吸附水指吸附于岩石颗粒表面或储集层微细毛细管中的水，在原始地层状态下难以流动，仅在压裂改造后产出少量水，其储集层孔隙度总体小于4%，渗透率小于0.1×10-3μm2。由于储集层非均质性较强，3类地层水的储集层物性界限略有重叠，但所占比例基本在5%以下，不影响对地层水整体分布规律的认识。

低生烃强度区由于天然气注气量不足，充注动力相对较弱，微观孔隙地层水产状对天然气聚集控制作用较强。对于致密砂层中储集层物性较好砂体（孔隙度普遍大于7.0%，渗透率普遍大于0.4×10-3μm2），常出现高产水井。对于储集层物性较差的砂体（孔隙度普遍小于7.0%，渗透率小于 0.4×10-3μm2），其本身自由水含量低；虽然天然气排替水效率更差，但天然气仍可注入剩余孔隙，大面积低丰度聚集；产气量低，但出水量也较低。

勘探实践表明，一些探井的储集层物性较好，孔隙度与渗透率相对较高，但由于存在天然气不能完全充满的情况，会出现高产水情况（见图 4）。如鄂 29井盒8下段储集层孔隙度为8.30%，渗透率为0.80×10-3μm2，测试产气 2.70×104m3/d、产水 28.50 m3/d；苏 338井盒8下段储集层孔隙度为9.60%，渗透率为0.90×10-3μm2，测试产水72.00 m3/d。而一些井储集层物性较差，由于自由水含量较低，以束缚水与毛细管水为主，虽然产气量低于物性较好的井，但产水量也较低，总体上表现为纯产气或低产气与低产水特征。如苏 308井储集层孔隙度为 4.90%，渗透率为 0.10×10-3μm2，测试产气为1.70×104m3/d、产水为8.10 m3/d；苏165井储集层孔隙度为 9.60%，渗透率为 0.08×10-3μm2，测试产气为2.30×104m3/d，产水9.00 m3/d。因此，储集层物性对气水分布具有较强控制作用。

2.4 致密砂岩层系中不同渗透率岩层组合运聚特征

致密砂岩具有非均质性，局部地区砂层的渗透率较高或发育丰富的裂缝，对致密砂岩气聚集具有较大影响。存在高渗层条件下，油气一般沿着高渗层通道优先运移，优势输导通道的发育是油气运聚的重要条件[28]。针对致密砂岩气来说，如果致密砂岩层系中局部地区发育渗透率相对较高砂层，天然气将沿优势输导通道运移，进入圈闭形成常规气藏或者散失，不利于相对低渗砂岩储集层大量捕获天然气。为研究致密砂岩层系中相对高渗砂层发育时的运聚特征，开展了不同粒径砂层组合的成藏物理模拟实验。实验条件：采用长、宽、高均为1.00 m的高压透明箱，利用砂体粒径为 0.10～0.15 mm的砂层代表相对低渗砂层，厚度为0.18 m，利用砂体粒径为0.20～0.25 mm的砂层代表相对高渗砂层，上覆相对高渗砂层厚 0.20 m，下伏相对高渗砂层厚0.18 m；3套砂层局部连通，砂体间充填泥岩，注气压力设为0.01，0.03，0.05 MPa 3个压力级别，优选运移现象明显的实验作为观察对象。砂体中充满红色酚酞水，底部均匀充注氮气，随着酚酞水逐渐被驱替出砂体，砂体颜色变浅。在二维成藏模拟中设置了测压点，用以反映不同位置的充注情况：在天然气大量运移充注路径上的测压点压力较大，反之测压点压力较小（见图5a）。

图4 不同地层水产状与试气对比图

由实验模拟可知，相对高渗砂层占比较高、相对低渗砂层占比较低时，相对低渗砂层难以捕获天然气。实验结果显示：充注早期（1 min左右），测压点表现出2种特征：①6、3、4测压点压力快速增大，瞬时压力接近40 kPa，表明天然气大量进入，因未突破储集层毛细管力而压力快速增大；其他测压点瞬时压力较小，为5～10 kPa，表明天然气注入量较小。充注中期（1～3 min），天然气突破储集层毛细管力，开始进入砂体。由于压力得以释放，测压点压力表现为下降的特征。如6、3、4测压点瞬时压力降为25 kPa。充注晚期（3 min以后），充注压力与阻力接近平衡，测试压力值逐渐变小到最终稳定。总体上相对高渗砂层内6、3、4测压点表现出快速充注特征，而相对低渗砂层内2、5号注入天然气较少（见图5b）。由图中照片可以看出，上、下两套相对高渗砂层颜色变浅，中部的相对低渗砂层颜色基本没有变化（见图5c），与测压曲线压力值变化情况相同。表明致密砂岩层系中如发育相对高渗层，相对低渗砂岩层则难以大量捕获天然气。鄂尔多斯盆地上古生界河道砂体叠合连片发育，砂体侧向遮挡条件较差，再加上供气不足等不利因素，如果发育丰富的高渗砂层，天然气则沿着高渗层大量运移，如具备局部高点等圈闭条件则形成聚集，否则将散失。同时，会造成致密砂岩层系整体含气丰度较低或者不含气。勘探表明，忠探1井与忠3井盒8下段发育一套连通的砂体，厚度为8 m，渗透率为（0.60～0.80）×10-3μm2，忠探1井区海拔较忠3井高80 m左右，忠探1井测试产气1.30×104m3/d，而忠3井同层不产气。此外，忠3井山1段一套薄砂层，厚度为2.50 m，渗透率为0.22×10-3μm2，产微量气。

图5 相对低渗砂岩与相对高渗砂岩组合模式充注模拟实验（颜色变浅为天然气已注入）

除砂岩基质孔渗较高是形成相对高渗层条件之外，鄂尔多斯盆地上古生界裂缝、微裂缝较为发育，亦是形成高渗层的重要地质因素。利用测井和岩心资料，对长度大于0.50 m的裂缝进行了统计，不考虑储集层孔渗情况，仅从裂缝发育程度与产水量相关性来看，两者具有较好的正相关性：单位面积内微裂缝条数较多，产水量较高（见图6）。图6中裂缝系数与产水量关系具有两种特征：A区高裂缝系数、低产水现象较多，通过观察岩心照片进一步分析，主要原因为裂缝被方解石充填；B区裂缝系数与产水量呈明显正相关性，裂缝未充填、未完全充填。

图6 天环坳陷北段试气产水量与裂缝系数关系

综合实验模拟与裂缝分析可知，高渗层发育情况下，易出现高产水情况。特别是砂岩基质渗透率相对较高与裂缝发育叠合区，高产水情况较多。如苏 338井位于在裂缝系数 0.06～0.10地区，基质渗透率为0.90×10-3μm2，测试产水 72.00 m3/d。整体勘探应重视致密砂岩层系相对高渗层控气作用，评价选区时精细论证储集层特征。

3 低生烃强度区致密砂岩气聚集模式与勘探

3.1 致密砂岩气聚集模式

通过实验模拟和综合地质分析可知，低生烃强度区致密砂岩气形成机制主要为：①生烃压力可作为充注动力，但存在生烃下限值，埋深小于3 000 m的地层生烃强度，达到（7～10）×108m3/km2可实现有效充注；且由于低生烃强度区单位时间内供气较少，在长期充注的情况下更有利于致密气形成。②致密砂岩层系只有在相对低渗砂岩规模发育条件下才有利于形成致密气，如发育相对高渗层，会使天然气大量运移散失或在局部高点聚集，不有利于整体形成规模性致密气。③储集层物性控藏作用较强。与常规气的好储集层利于聚集的作用存在较大差异，具双重控制作用。对于低生烃强度区致密砂岩气来说，物性相对较好的砂体，由于天然气充注不足及容易流动散失，天然气主要聚集在砂体中心和局部高点区，翼部常表现为含气水层。而对于物性相对较差且规模性发育的砂体，天然气不易快速流动散失，普遍含气。④综合上述特点，局部甜点区为高产气层，不过由于供气能力较差，常常产水较高。

据此，提出低生烃强度区致密砂岩气具有“生烃压力长期充注、规模致密砂层聚气、储集层物性差异控藏、局部甜点富集”形成机制。这与早期以高生烃强度区为核心提出的大面积致密砂岩气“源储交互叠置、孔缝网状输导、大面积成藏、近源高效聚集”形成机制[15-16]有一定差异。其中，“源储交互叠置”是致密砂岩气形成的基本条件，本文与其认识相同。而“生烃压力长期充注、规模致密砂层聚气、储集层物性差异控藏、局部甜点富集”是低生烃强度区致密气形成的重要机制。如图 7所示，天然气注入不同物性的砂岩储集体时，进入物性较好储集层的天然气，由于充满度不够，主要聚集在砂体中心和局部高点区，翼部常高含水；而进入物性较差储集层的天然气，由于储集层内本身含水量较低，天然气可注入储集层剩余空隙，由于致密储集层毛细管力形成的阻力较大，天然气不易流动，使储集层具有普遍含气特征。

由于存在上述形成机制，低生烃强度区致密气在平面的分布连续性较差，如李18井—苏307井区与李4井—苏260井区间隔了一个高含水条带，使致密砂岩气在平面上呈“片状”分布特征。

图7 鄂尔多斯盆地天环坳陷北段低生烃强度区致密砂岩气聚集模式图

3.2 致密砂岩气勘探

鄂尔多斯盆地天环坳陷北段的生气强度总体小于苏里格地区，为典型低生烃强度区。勘探实践显示，山1段产水井较少，盒8段多数井产水，在区域构造高部位及构造低部位产气井、产水井混杂分布。依据低生烃强度区致密气形成机制的认识，认为该区天然气聚集与分布存在3种情况：①烃源岩生烃强度为（7～20）×108m3/km2，达到致密砂岩气的形成条件；②河道砂体厚度较大、基质物性较好及裂缝发育的区域，可能存在高产水层，局部高点为高产甜点区，如盒 8下段苏340井—苏318井区，储集层渗透率主分布区间为（0.4～0.9）×10-3μm2、裂缝系数为 0.06～0.10，最高产水量达168 m3/d；③河道砂体物性较差的区域，只要生烃强度达到（7～10）×108m3/km2则普遍含气，但产量可能较低，如图8中苏402井—李8井以西区域，储集层渗透率主分布区间为（0.1～0.5）×10-3μm2、裂缝系数主要为0.02～0.06，普遍含气，低产水，是拓展勘探有利区带。近期天环坳陷北段钻探近20口探井，其中位于苏402井—李8井以西区域的李22、李23、李30、李32、李33、李34等井获得1×104m3/d以上的工业气流，基本不产水或者低产水（见图8）。

图8 鄂尔多斯盆地天环坳陷北段勘探成果

4 结论

低生烃强度区具备天然气注入致密砂岩储集层的条件，但存在生烃强度下限。由于不同深度、不同物性条件下运移的阻力不同，生烃强度下限是一个范围值。埋深小于3 000 m、砂岩孔隙半径为0.5 μm条件下，生烃强度达（7～10）×108m3/km2能形成有效充注。

低生烃强度区形成机制主要为：生烃压力长期充注、规模致密砂层聚气、储集层物性差异控藏、局部甜点富集。其中，储集层物性差异对致密气形成的控制作用较强。对于河道砂体，储集层物性较好的砂体，砂带中心区域或局部构造高点富集，翼部常出现高含水层；而物性较差砂体，整体上含气，但含气丰度低。勘探实践中，天环坳陷北段苏340井—苏318井区储集层物性相对较好区域，存在高产水情况，而在苏402井—李8井以西区域储集层物性相对较差，普遍含气。

符号注释：

a——排烃系数；g——重力加速度，9.8 m/s2；H——水柱高度，m；Hs——烃源岩厚度，m；M——物质的量，mol；Qs——生气强度，m3/km2；R——气体常数，8.314 33 J/(mol·K)；T——热力学温度，K；Z——气体压缩因子，常数；r——孔喉半径，m；θ——润湿接触角，（°）；ρg1——天然气在地层中的密度，kg/m3；ρw——水的密度，kg/m3；σ——水的界面张力，N/m；ϕ——烃源岩孔隙度，%。

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