天环凹陷北部上古生界气水分布主控因素分析

王怀厂，任德生，候云东，张 辉

(1.中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710018；2.北京油谷科技发展有限公司，北京 100084)

0 引 言

鄂尔多斯盆地是一个大型陆相含油气盆地，位于中国中部地区，横跨陕、甘、宁、蒙、晋5省区，是中国第二大沉积盆地，含油气面积达25×104km2。近年来，部分学者对盆地天环凹陷的区域构造、储层条件、生油条件等方面做了较为深入的研究，但对气水分布规律及其控制因素的研究相对较薄弱，对致密砂岩中天然气的运聚特征、气水分布模式及主控因素、输导体系等方面的研究更为薄弱[1-9]。通过对构造裂缝、输导体系、气水分布规律及主控因素的研究，建立研究区天然气成藏模式，明确了天环凹陷北部上古生界气水分布主控因素。

1 地质背景

天环凹陷位于鄂尔多斯盆地西侧，紧邻西缘逆冲带和陕北斜坡(图1)。天环凹陷上古生界为一套海陆过渡相的沉积体系，自下而上依次发育本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组及石千峰组，山西组和下石盒子组是此次研究的主要含气层段[10-11]。烃源岩主要为太原组和山西组的山2段的暗色泥岩。暗色泥岩厚度为20～100 m，具有从西向东变薄的趋势。生烃强度为16×108～20×108m3/km2，为中等生烃强度区。

图1 研究区位置及构造

2 气水分布规律

上古生界气藏气水分布规律总体较为复杂：平面上具有大面积含气、局部含水、水体多呈零星分布或局部连片的特点；剖面上在不同层位、不同的构造部位均有水体的发育，气水多层叠置，砂体呈孤立“透镜体”状，重力分异作用不明显，没有形成统一的气水界面，但在局部物性相对较好的单一砂体中，气水具有正重力分异现象。

研究表明，山1段—盒8下段—盒8上段，由下至上含水有逐渐增大的趋势。山西组气藏属于“源内成藏”，天然气的充注强度大，驱替效果好，其河道优质砂体往往富气，而在河道边部或河道底部往往存在毛细管水、吸附水或滞留水体；盒8段气藏属于“近源成藏”，天然气充注强度较源内变弱，水体赋存类型增多，如孤立砂岩“透镜体”水及致密砂岩封隔的“透镜体”水等水体类型[12-13]。

3 气水分布主控因素分析

研究认为，控制研究区气水分布的主要因素为有利沉积相带、构造裂缝、地应力场的分布规律及微幅构造等。

3.1 有利沉积相带对气水分布起至关重要的作用

有利的沉积相带影响孔隙度和渗透率，进而影响储层的气水分布，气层孔隙度为4%～12%，渗透率为0.1×10-3～2.0×10-3μm2。研究区高产气井多数位于分流河道微相上，河道边部或河道间以产水及低产气为主。试气结果表明，分流河道砂体物性好，多为气层；河道边部砂体物性稍差，多为含气水层或水层，位于分流河道主砂体部位的B4井试气获得了日产20.24×104t/d的较好效果。

3.2 裂缝类型及发育规律影响天然气富集程度及成藏层位

天环地区尽管缺乏规模较大的断裂构造，但岩心观察结果证实，宏观与微观构造裂缝比较发育。裂缝以高角度为主，力学性质多数表现为张性或张扭性，充填性表现为无充填或半充填，此类高角度裂缝导流能力强，是天然气发生垂向运移的主要通道，与储层的有效结合影响和控制了天然气的运移与富集。研究区经历了印支、燕山、喜山等多期构造运动[14]。其中，燕山、喜山运动是该区成藏与成藏期后裂缝形成的重要时期，由此所形成的构造裂缝系统广泛发育，由于构造应力场作用的强度在空间分布上具有不均匀性，导致构造裂缝的发育与分布的区域空间也同样具有明显的差异性和非均匀性，这对天环凹陷上古生界气藏的形成以及后期调整起了重要作用，开启的构造裂缝系统使特低渗透储层具有相对的高渗特征，成为天然气运移良好的输导体系。特别是高角度构造裂缝系统，其控制了天然气成藏层位和富集程度。裂缝沟通烃源岩与储层，突出地表现在垂向上大大增加了天然气输导效率[15-16]；同时，在砂泥岩交互层间也存在构造缝与砂体组合裂缝网络的作用，其加强了流体垂向输导，砂岩与裂缝的复合输导模式使储层与烃源岩更好地连通，有利于天然气的运移与富集[17]。

天环地区高产气井日产气量与裂缝线密度呈指数正相关关系，相关系数达到0.836 5，中低产气井日产气量与裂缝线密度呈近似线性相关，相关系数为0.423 1。裂缝线密度高值区试气相对产量高，低值区产量低(图2)。天环地区储层裂缝相对较为发育，在改善渗流作用方面起着重要作用。在气藏内部，裂缝沟通了邻近的气层、水层，对气水分布起到了调整作用。

图2 裂缝线密度与日产气交会图(36组数据点)

3.3 地应力场作用下的流体势场决定天然气的运移与富集

地应力场是天然气聚集的主要动力类型之一，尤其是成藏期的构造应力场直接控制或影响天然气运移聚集和分布。在地应力场的作用下，天然气从生烃凹陷高值应力区(流体势高值区)向地应力值低值区(流体势低值区)运移与富集[18-19]。

流体运移势场与地应力场基本是一致的，高地应力区一般为高的运移势区，低势区(低应力区)及运移势场变化比较陡的过渡区有利于天然气的聚集，处于这些区域的气井大多高产(图3)。天环地区盒8下段流体势为36～39 MPa，低势区呈近似南北向条带状展布。

3.4 局部微幅构造对气水的分布具有一定的控制作用

微幅构造对气水分布也有较大影响。在物性较好、构造起伏相对较大的单砂体内部存在气水分异，呈上气下水的分布状态，形成构造-岩性型气水分布模式。沿构造脊方向的孤立砂体气水分布具有上气下水的特征(图4)；横切构造脊方向的水体分布在孤立砂体的两侧微幅构造低部位，高部位富气[20]。

图3 天环地区盒8下段流体势平面分布

4 气水分布模式

天环地区盒8段及山1段储集体主要为三角洲平原及前缘分流河道砂体，主要为近源成藏组合。在早白垩世沉积后，随着燕山运动构造抬升的影响，地层西降东升，地层变化为西倾。在这种构造背景下，先期气藏的天然气运移调整，向上及盆地东北部运移形成远源成藏组合。下部烃源岩产生的天然气自下向上充注，含气饱和度自下往上呈逐渐降低的趋势，天环地区山西组、石盒子组从三叠纪末期到白垩纪末期一直处于天然气持续充注，为广覆式含气，生烃强度控制了气藏区域上的宏观分布格局。研究区生烃强度总体较弱，天然气充注程度低，试气井出水较多(图5)。

图4 沿构造脊气水分布模式

上古生界的储盖组合与运聚体系组合可划分为3类：一是自生自储式的源内成藏，输导效率高，天然气富集；二是近源成藏，输导效率较高；三是远源成藏，高角度裂缝对气藏富集起到主要作用，输导效率相对较低(图5)。

天环凹陷北部地区，水层主要分布在向斜部位，为相对富水区，向斜西翼部位以气水同产井居多，东部以纯气井为主，从山1段至盒8上段主要含气层系含水量从下至上有逐渐增大的趋势。全区没有统一的气水界面，但在单一连通砂体单元中，构造对气水分异有明显的控制作用，富气区主要在微幅构造高部位及构造上倾部位。范围相对较小的“局部水体”在全区均有分布，不存在通常意义下的“边水气藏”和“底水气藏”及因区域构造原因造成的连片水体。纵向上气水层多层叠置，单砂体控制的独立气水系统呈上气下水型(图5)。

天环地区发育2种类型水体：一种为局部边底水，发育于河道砂体及上倾砂体构造的较低部位，天环向斜构造底部位的两侧均为气水同产区；另一

图5 天环地区气水分布模式

种为致密砂岩封隔的“透镜体”和孤立砂体的“透镜体”水，包括河道底部低凹处滞留“透镜体”水体，发育于向斜和微幅构造的较低部位，为相对富水区。盒8段天然气多赋存于分流河道砂体内，单砂体中相对低洼部位常赋存水，水体呈零星分布；厚层砂岩中天然气聚集在顶部，底部基本含水；致密层对气水分布起到隔挡作用，形成多个独立的气水系统。山西组气藏由于紧邻烃源岩，天然气充注强度大，充气饱满，地层水被天然气完全驱替，形成主要含气层段。垂向上，从山1段至盒8上段含水有逐渐增大的趋势。

当有高角度构造裂缝发育时，2套或多套叠置的砂体通过裂缝进行连通，使气水的分布突破隔夹层的控制得以沟通，并在微幅构造高部位及构造上倾部位的优质储层内聚集，逐渐形成现今的构造-岩性型气水分布格局。

5 结 论

(1) 天环向斜西部以气水同产井居多，为气水同产区；东部以纯气井为主。该区气水产状主要有上气下水、气水互层、气水同层型，气水分布没有统一的气水界面，纵向上气水层多层叠置。

(2) 研究区复杂的气水分布规律主要由天环凹陷的沉积微相、构造裂缝系统、地应力场、微幅构造等因素共同控制，其中，构造裂缝、地应力场及沉积微相是气水分布的主要控制因素。

(3) 天环凹陷北部地区存在3种气水分布模式：一种为源内纯气型，山西组下部属于自生自储式的源内成藏，储层临近烃源岩，天然气充注程度高，储层含水量很小；另一种为近源气水分布型，盒8下段和山1段储层紧邻烃源岩，属于近源成藏，天然气充注程度中等，对水的驱替效率相对较低，储层多为气层或含水气层；最后一种为远源气水分布型，盒8上段储层远离烃源岩，属于远源成藏，天然气充注程度相对较低，对水的驱替效率低，储层多为含水气层或纯水层。构造裂缝对气水分布的调整起到至关重要的作用。