神府地区太1段沉积特征及对气藏的控制作用

段长江，高计县，王凯芸，吴 鹏，孙文举

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300457；2.中联煤层气有限责任公司，北京 100011；3.中国石油东方地球物理公司装备服务处，河北涿州 072751）

“微相控储，岩性控藏”的理念一直是鄂尔多斯盆地神府地区气藏勘探开发工作的指导思想，近年来，鄂尔多斯盆地神府地区的致密气藏勘探开发实现了重大突破，提交探明储量700×108m3，日产量5×104m3。鄂尔多斯盆地东缘上古生界致密砂岩气藏含气层位多，勘探潜力大，是油气增储上产的重要区域[1-3]。目前，鄂尔多斯盆地东缘神府地区太原组砂岩段已钻获多口气井，部分井见工业气流[4]，该致密气主要来源于太原组砂岩；然而，前期该区煤田钻孔资料揭示较少，神府地区沉积环境和致密气藏发育特征一直存在争议，太原组砂岩发育范围存在较大的不确定性，导致勘探开发难度不断增大、工程风险不断提高。同时，不同成因砂体的沉积模式和空间展布形态差别大，砂体成因类型认识不清，增加了厘定沉积期次及精确刻画其空间展布形态的难度；不同沉积期次砂体的储层发育特征和优质砂体平面展布特征分歧较大，急需明确优势沉积微相和致密气富集及产量的关系。

本文利用神府地区新钻探的23口井的钻井、岩心、测井资料和满覆盖三维地震资料，对太原组太1段开展沉积期次精细划分及致密气藏发育主控因素的研究工作，确定优势砂体的平面展布范围，分析致密气成藏的主控因素，对该区下一步油气滚动勘探和高效开发工作具有积极的作用。

1 地质背景

神府地区位于鄂尔多斯盆地东缘[5]，晋西挠褶构造带北端，东邻黄河，地处陕西省神木县境内，面积约495 km2（图1）。上古生界断层比较发育，但普遍规模不大，构造以南北走向为主。研究区地层自下而上为石炭系本溪组、二叠系太原组和山西组、下石盒子组、上石盒子组及石千峰组[6]。本区上古生界多套地层呈现规模性成藏，其中，太原组具有近源成藏的特点[7]，是研究区主要的含气层位，自上而下划分为太1段和太2段。

图1 鄂尔多斯盆地东缘神府气田构造位置及井位分布

2 沉积微相特征

2.1 沉积微相划分

神府地区太原组-山西组沉积期处于海盆向内陆转化的过渡时期，沉积环境由滨浅海相转变为海陆过渡相[8-9]，该期沉积特征表现为潮坪-障壁-泻湖沉积体系逐渐向三角洲沉积体系转化；物源来自西北部华北地块基底的隆升[10]，三角洲沉积体系自北西向南东展布，区内主要发育曲流河三角洲前缘和曲流河三角洲平原亚相沉积，沼泽沉积特别发育，以陆源碎屑为主的含煤建造为特色。

神府地区太原组太1段气层纵横向变化很大，以层组为单位划分的沉积微相展布特征寻找优势砂体的方法已经难以满足开发需求。本文综合层序地层学和沉积学原理，在精细地层对比的基础之上，将太原组太2段、太1段分别划分出3个沉积期次，太1段自下而上分别是太11、太12和太13亚段。其中，太11亚段沉积时期水动力较弱，砂体极不发育，主要发育分流间湾微相；太12亚段沉积期，砂体较为发育，主要发育水下分流河道微相；太13亚段沉积期砂体相较于太12亚段明显减少，仅个别井零星发育，主要发育分流间湾和沼泽微相，煤层较发育[11]（图2）。

图2 神府地区太原组太1段S4-1D井单井综合柱状图

2.2 平面相展布特征

本次研究采用“钻井约束、地震预测”的方法，太1段沉积期在三角洲前缘亚相中主要识别出两条大型的复合水下分流河道，走向呈近南北向，由于多期分流河道复合叠置，砂体厚度较大且连片分布，最宽可达4 km，最厚可达22.5 m。在S8、S9及S30等井区砂体较不发育，以泥质沉积为主，主要发育沼泽微相（图3）。

图3 神府地区太原组太1段振幅属性图和沉积相平面展布特征

在此基础之上，进一步刻画太1段内部太11、太12和太13亚段沉积期沉积微相平面展布特征。结果表明，太11亚段沉积期，河道整体规模较小，宽度不超过1 km，分流间湾分布广（图4a）；太12亚段沉积期，河道整体最为发育，其中，西部水下分流河道整体宽度大于1 km，中部水下分流河道整体宽度大于2 km，相对于太11亚段沉积期，分流间湾面积减小（图4b）；太13亚段沉积期，沉积格局发生改变，海水大范围退去，三角洲前缘面积大幅减小，三角洲向海推进几乎停滞，三角洲平原面积大幅增加，呈现“大平原、小前缘”的沉积格局。构造格局相对稳定，物源供给不足，与西部相比，中部水下分流河道整体相对较窄，最宽1 km左右，整体以沼泽沉积为主，广泛发育煤层，形成区域内优质的烃源岩和盖层（图4c）。

图4 神府地区太1段各亚段沉积微相平面展布特征

3 致密气藏的控制因素

3.1 多源供烃保障气源充注

鄂尔多斯盆地东缘上古生界处于海陆变迁过渡的转换地带[12]，环境湿润，气候潮湿，适宜高等植物的生长。本溪组、太原组和山西组均发育煤层和暗色泥岩，形成盆地东部广覆式生烃的煤系烃源岩[13]。在神府地区，本溪组、太原组和山西组的煤系烃源岩厚度分别为13～26 m、2～20 m和7～34 m[2]，其中本溪组顶部8+9号煤和山西组下部4+5号煤为主力烃源岩[14-15]，干酪根类型以Ⅲ型为主，为天然气的主要母质。两套煤系烃源岩在研究区稳定发育，为太原组太1段提供上充下注的两套层外远源供烃体系。如前文所述，太原组太13亚段沉积期，研究区地层整体露出水面，沼泽微相发育分布广泛，煤系地层厚度3～6 m，形成该区层内近源供烃体系[16-17]。同时，煤系地层生烃过程产生异常高压，一方面保证了下部气藏的充注，另一方面阻止下伏煤系地层的天然气向上逸散，形成了有效的区域性盖层，保障了气藏的近源充注与后期保存。

3.2 优势相带构成储层格架

沉积微相对储层发育具有关键的控制作用[18-19]，不同的沉积微相类型控制了砂体的空间展布特征。结合沉积相研究、测井解释和生产数据显示，水下分流河道为优势砂体富集相带，且具有较好的油气显示。作为三角洲前缘的“大动脉”，水下分流河道是三角洲向湖推进的主要通道，在水流牵引的主流线上，碎屑物质分选好，磨圆度高，颗粒间杂基相对较少，利于形成优质储层。研究显示，在两条主力水下分流河道发育的基础之上，研究区太1段主要发育两套骨架砂体，分别是西部骨架砂体和中部骨架砂体。

太11亚段沉积期，西部骨架砂体厚1～2 m，中部骨架砂体厚2～4 m，气层最大厚度为2.06 m（图5a）；太12亚段沉积期，西部骨架砂体厚1～5 m，北部厚层砂体可见气层，中部骨架砂体整体厚度大于2 m，最厚处大于10 m，是研究区最主要的气层聚集发育段（图5b）；太13亚段沉积期，西部骨架砂体基本未变，中部骨架砂体明显减薄、收缩变窄，相对于太12亚段而言厚度明显减薄，仅在S7和S2-3D井发育（图5c），反映了水动力减弱和物源供给不足的沉积背景。

图5 神府地区太原组太1段骨架砂体与气层发育匹配关系

由于太原组太1段物源供给及水动力条件不稳定，砂体摆动频繁，决定了气藏沿河道带分布的特征。在沉积微相的控制下，水下分流河道砂体是天然气聚集和优势成藏的主要因素，同时，由于水下分流河道的频繁摆动，研究区太1段的含气性在平面上呈现区带分布不均的特点。

4 结论

（1）神府地区太原组太1段主要发育水下分流河道、分流间湾和沼泽微相，其中，水下分流河道较为发育，构成该期的沉积骨架，控制了全区的砂体发育规模。太11亚段沉积期，骨架砂体厚度主要发育在中部，整体厚2～4 m；太12亚段沉积期，骨架砂体厚度主要发育在中部，整体厚度大于10 m，西部骨架砂体厚1～5 m；太13亚段沉积期，受到水动力减弱和物源供给不足的影响，中部骨架砂体明显减薄、收缩变窄。

（2）层外远源和层内近源的多源供烃保障了气藏稳定充注，太11亚段层内煤系烃源岩具有供烃和封挡保存的双重作用；水下分流河道控制了砂体展布，水下分流河道砂体和煤系地层的耦合发育共同控制了致密气藏的富集与保存。