定北地区上古生界天然气成藏类型及模式

赵荣华

中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450006

0 引言

定北地区石炭—二叠系区域构造稳定、局部构造幅度小，砂体是天然气二次运移的主要输导体系。下石盒子组的砂岩厚度大、分布广[1-3]，但是本身的烃源条件差，与太2段顶部—山1段互层状煤层构成下生上储的储盖组合。太2段顶部—山1段烃源岩的油气可以直接排烃到山2段储层，然后通过山2段与盒1段储层之间的疏导体系向上部砂体运移。源储距离和砂体叠置区在很大程度上决定了天然气的主要充注区。另外，在断层和裂缝的发育区，天然气通常以裂缝和断层优先运移到优质储集体中。

1 储集体内天然气充注路径及动力

考虑天然气注入的动力学机制，确定天然气在不同结构储集体内的注入路径，并总结出主要的充注路径模式为：砂体连通性+砂体成岩相。研究区地质构造相对稳定，盒1、山2、山1、太2、太1段呈整合接触，砂体的叠置关系和优质成岩相分布是天然气二次运移的主要控制因素，砂体顶面微构造在一定程度上影响了天然气的充注路径。根据成岩作用及储集空间类型研究表明，研究区优质的成岩相以酸性环境—中基性基质砂岩—溶蚀相和酸性环境—混合型基质砂岩—溶蚀压实相储层品质最优，油气在优质成岩相的运移过程中，充注动力保持良好，油气可以运移到相对较远的储集体中[4-5]。

2 成藏类型与未成藏类型

通过气藏解剖，对研究区的成藏类型进行了划分。共分为4种类型，分别为源内充注型气藏、近源充注型气藏、远源充注型气藏和断砂组合型气藏。

2.1 源内充注型气藏

对于太原组，由于层内就发育多套煤层，砂岩和煤层直接接触，可形成源内充注成藏。分为三类（1）源内强动力充注气藏；（2）源内低阻力充注气藏；（3）源内裂缝高效充注气藏。

源内强动力充注气藏：在源内要形成高产气区，首要条件是充注动力最强。煤层厚度最大，充注动力最强。同时，定北10井太2层内垂向上也发育3套较厚的煤层（图1）使源内充注更充分。定北10井的成岩相类型为溶蚀相和溶蚀压实相，物性均较好，充注阻力较小。因而，定北10井形成了高产富气型。

图1 定北10井储层综合柱状图Fig.1 comprehensive reservoir histogram of well Dingbei 10

源内低阻力充注气藏：天然气直接充注进入成岩相类型好的砂岩中，因为充注阻力较小。以定北8井为例，该井太2-3层和太2-2层均以溶蚀相为主（图2），为含气区。

图2 过定北8井成岩相连井对比图Fig.2 Comparison of diagenetic connecting wells of guodingbei 8 well

源内裂缝高效充注气藏：在烃源岩厚度较小的地区，充注动力不够强，同时成岩相类型又比较差，总体对天然气充注不利。然而，在裂缝发育区可减少充注动力的损耗，使动力保持得较好，因而有利于气的充注。按照裂缝发育的控制因素，粗砂岩中裂缝更为发育，而构造核部由于构造应力集中也易于产生裂缝，可称为裂缝高效充注的含气区。

2.2 近源充注型气藏

从充注方式上看，研究区还存在通过下伏烃源岩生烃时的压力强充注进入砂体成藏的类型。强充注区通过叠合源储距离等值线和烃源岩厚度等值线可得。

近源强充注气藏：对于盒1-1层，叠合后的强充注点主要分布在定北17井附近，临近砂体富气这类气藏充注动力非常强，具有显著潜力，这类气藏为高产区的主要类型。

近源不连通未成藏区：由于辫状河道砂体摆动性强，发育多期河道。局部多期河道砂体发育区因与强充注不连通，导致不能成藏。即使近源，但砂体不连通，又距离下伏烃源较远，对成藏不利。

2.3 远源充注型气藏

距离煤层较远的盒1上部层位，由于缺乏较强的生烃动力，主要依靠浮力来补充动力向上充注。垂向运移距离大的浮力作用明显，水平运移距离大以消耗动力为主。因此，远源充注的有效性明显受到排烃动力影响。在浮力作用下，盒1-1以上的层位，在上下砂体均发育的区域，可经砂体叠置区向上运移，形成含气区，不能形成高产区，动力上和近源与源内充注相比明显更加困难。远源充注可形成远源低阻力充注含气区和远源裂缝高效充注含气区。距离充注点较远的地区，如果垂向分异不够，充注动力不足，同时，充注路径上经过差成岩相区，阻力高，会导致未成藏。

远源低阻力充注含气区：在距离下伏强充注点相对较近，垂向分异较明显的地区，同时满足从充注点到成藏区成岩相类型比较好，充注阻力小的条件，则可经过与下伏砂体叠置区向上运移充注，在优质储层中低阻力运移，形成远源的低阻力充注含气区。例如盒1-3层，垂向上距离盒1-1层充注点较远，但依靠较好的成岩相，顺叠置区向上运移，形成含气区，如定北15井（图3）和LP10H。定北15井区的成藏条件处于下伏充注点和与下伏砂体叠置区附近，成岩相类型好，获得的产能较好。

图3 盒1-3层远源充注的成藏条件Fig.3 hydrocarbon accumulation conditions of far source charging in he1-3 layers

远源裂缝高效充注含气区：在远离充注点的地区，垂向分异又不够的条件下，如果成岩相类型好，又有裂缝高效沟通，也可以形成含气区。例如盒1-3层定北22井，远离主要的下伏充注点，横向运移距离太大又跨过较差的成岩相区会导致动力严重损耗，本不应该形成含气区，但测试产能较高。通过测井解释，发现裂缝发育，天然气经裂缝充注进入盒1-1层后可沿砂体叠置区向上运移，而形成含气层。

远源高阻力弱动力未成藏区：当通过砂体叠置运移充注和裂缝充注的有利条件都不存在时，充注动力弱阻力高，会导致无法成藏。

2.4 断砂组合型气藏

勘探实践证实工区内北西—南东走向的主断层对成藏存在贡献，通过井震结合对比，主断层断开层位包括太2段和盒1段。

由于断层样式不同，断层和砂体存在不同组合类型。按照油气充注的规律，倾向于向势能较低的地方运移，因此，断层与上倾砂体组合对于充注有利，而下倾砂体组合则不利。在主断层北段，南北两侧的断层上盘对于天然气充注均有利。

通过对主断层不同段的地震剖面分析，断层各段的样式不同，从而形成不同的断砂组合（图4）。对充注最有利的是1段南北两侧，3段东北侧，5段东西两侧，较有利的是2段南北两侧，不利型分布在4段两侧。2段的断层上盘对接砂体略微上倾随即近水平状，因此，对充注较有利，但程度有限。1段南北两侧，3段东北侧，5段东西两侧断层上盘对接砂体均明显上倾，因此有利于天然气的充注。

图4 断层不同位置的断砂配置关系Fig.4 Relationship of sand distribution in different positions of fault

3 典型气水关系与模式

按照以上对天然气聚集和逸散破坏的过程分析，定北地区的总体气水关系情况分为4种情况。

由于充注动力强，源内充注和近源充注均可使孔隙内的水排驱得较彻底，气丰度较高。例如定北17井盒1-1层处于近源强充注点，气丰度高，但如果强充注区靠近断层，则由于断层沟通下部流体而导致气丰度高，而产水量也较高。定北10的太2～3层为源内强充注点。由于充注动力较弱，天然气需要经过远距离运移充注，在远源充注区的气水排驱得不够彻底，导致气丰度较低，同时产水稍多，产水约1～10方。另外，未成藏区储层成岩相较好的情况下也产水较多。

无论是源内、近源还是远源，如果是依靠裂缝充注的类型，也可使水排驱得相对较彻底，如定北14井太2～3层裂缝发育段为气层，另外，由于断层沟通下部流体，导致断层附近产水最为严重，日产水量基本大于10方。

研究区的气水分布表明天然气的充注主要以源内充注，近源充注，远源充注以及断砂组合式充注[6]。气水分布模式及成藏模式见图5。

图5 定北地区成藏模式图Fig.5 hydrocarbon accumulation model of Dingbei area

4 结论

（1）考虑天然气注入的动力学机制，确定天然气在不同结构储集体内的注入路径，并总结出主要的充注路径模式为：砂体连通性+砂体成岩相。

（2）通过气藏解剖，对定北地区的成藏类型进行了划分。共分为四种类型，分别为源内充注型气藏、近源充注型气藏、远源充注型气藏和断砂组合型气藏。

（3）通过对天然气聚集和逸散破坏的过程分析，定北地区的总体气水关系分为4种情况，并总结出气水分布模式及成藏模式。