鄂尔多斯盆地东北缘“双低”致密气藏差异成藏规律及勘探开发关键技术*

吴克强 赵志刚 祝彦贺 韩 刚 房茂军

(中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

鄂尔多斯盆地致密气资源量约14.5×1012m3，基于上古生界“准连续致密气成藏”理论[1-2]，在煤系烃源岩广覆式持续生烃、毯式砂体连片发育、近距离充注认识的指导下，陆续发现了苏里格、大牛地、神木等探明储量超过千亿方的致密气田，累计探明地质储量已经超过3.8×1012m3[2-3]。这些大型致密气田主要分布在高生烃强度区，即生烃强度大于15×108m3/km2的盆内构造稳定区域，其上古生界储层普遍致密，孔隙度4%～12%，渗透率0.1～1.5 mD，成藏层位主要集中在煤层发育的太原组、山西组和近源砂岩厚度最大的盒八段，以大型岩性圈闭为主要类型，自下而上的气层发育段中气层含气饱和度逐渐降低为48%，气藏在空间上呈现准连续分布[3-9]。同时，气田的地质储量丰度普遍较低，多低于1.0×108m3/km2，气层自然产能低，需进行储层改造才能进行开发。

本次的研究区位于盆地东北缘，东靠吕梁山，西邻神木气田，南接米脂气田，北部已处于三叠系剥蚀区(图1)。构造位置隶属于晋西挠褶带北段与伊陕斜坡过渡区，发育连续沉积呈整合接触关系的上古生界地层，烃源岩主要是下部的本溪组、太原组和山西组煤层、碳质泥岩和泥岩，储层主要是石炭系和二叠系的三角洲和障壁海岸的砂岩。纵向上依据与煤系烃源岩的距离远近，划分为3套成藏组合[2,10]，自下而上分别是源内成藏组合、近源成藏组合和远源成藏组合。2013年以前，本区主要是煤层气勘探区，由于煤层含气量低、单井产量低，工业气流井占比不足30%，勘探进程受阻。2013年后，研究区开始转为致密气勘探，通过早期区域对比和成藏地质条件分析，区内具有明显的3个特点：①烃源岩生烃强度(3～28)×108m3/km2，对比盆内大型致密气田生烃强度，研究区70%的区域低于15×108m3/km2，处于中低生烃强度区，且受东部离石走滑断裂带和南部紫金山火山隆起影响，全区断裂十分发育(图1)。②钻井揭示气层分散发育于本溪组到石千峰组，单井气层厚度差异大，为2.3～113.3 m，仅10%的气层单层厚度大于5 m，且由于下部地层受煤层强反射影响，气层识别难度大，整体的气层预测符合率仅为65%。③研究区致密气藏平均压力为17 MPa，单井试气产量介于(0.5～5.0)×104m3/d，单井日产水量平均达到4.5 m3，稳产时间短，经济有效开发难度大。针对以上3个特点，如何更好地推进致密气勘探开发，需要揭示该区成藏规律，创建配套技术，更快地推进研究区增储上产。

图1 研究区位置

1 致密气成藏特征

1.1 烃源岩条件及生烃强度

研究区上古生界气源为本溪组、太原组和山西组煤系地层，煤层广泛分布，单层厚度0.5～18.2 m，平均厚度2.8 m，其中山西组的4+5号煤较薄，TOC平均为67%，本溪组的8+9号煤厚度大，TOC平均为76%。煤岩和碳质泥岩以腐殖型干酪根为主，镜质体反射率(Ro)>0.5%，已经进入生烃阶段。利用本区实际样品开展生烃模拟实验，结果表明煤岩的甲烷产率约是碳质泥岩、泥岩的6～12倍，是本区主力烃源岩。同时，由于南部受到紫金山火山岩热烘烤影响[11-13]，南部Ro能够达到3.5%，从南到北，煤变质程度逐渐降低，北部Ro降到0.5%，说明南部煤变质程度是深度和岩浆热异常双重控制所致，北部以深成变质为主。通过盆地模拟，得出研究区内生烃强度介于(3～28)×108m3/km2，生烃强度差异大，自南向北逐渐变低(图1)，南部气源充足，产率指数大于10%的样品占比73%，北部气源贫乏，产率指数大于10%的样品仅占43%(图2)。

图2 研究区生烃潜力对比

1.2 优质储层发育特征

晚古生代，研究区经历了由障壁海岸到三角洲的沉积演化，形成了三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道和滨浅海障壁砂坝等多套不同成因类型的储集砂体[14-16]。受东北部贫石英粗粒型物源影响，储层表现为贫石英、富岩屑、含长石的特点。孔隙类型多样，在经过早期强烈压实作用后，原始的粒间孔隙少有残余，仅部分保留，在后期的成岩作用中逐渐形成了次生粒间或粒内溶孔，占比在60%～88%，由于生烃形成的有机酸溶蚀，靠近煤系烃源岩的砂岩中溶孔占比较大，向上逐渐降低。

储层物性分析表明，孔隙度中值多低于10%，渗透率中值在0.7 mD以下，以特低孔、特低渗储层为主。针对研究区致密储层孔隙类型多样、孔喉结构复杂的特点，可将储层分为三类(表1)。I类储层为甜点型储层，分布于障壁砂坝、分流河道和水下分流河道微相内，孔隙度6%～15%，渗透率0.3～8.0 mD，主要孔径宽度1～10 μm，排驱压力低于0.5 MPa，全区气层的88%分布于这类储层中。II类储层分布于河口坝、天然堤和砂坪微相中，孔隙度3%～9%，渗透率0.01～0.50 mD，主要孔径宽度0.2～2.0 μm，排驱压力0.5～2.0 MPa，全区气层的11.5%分布于这类储层中，但气层厚度普遍0.6～2.2 m，且与致密干层频繁互层。III储层分布于水下天然堤和分流间湾的溢岸沉积微相中，孔隙度2%～5%，渗透率0.008～0.050 mD，主要孔径宽度0.05～0.50 μm，排驱压力维持在5 MPa以上，全区气层的0.5%分布于这类储层中，气层厚度多小于0.5 m，品质差(图3、4)。

表1 不同类型储层分类

图3 研究区不同类型微相砂岩物性特征

图4 研究区不同类型储层压汞曲线和孔径宽度

1.3 天然气充注动力及物性下限

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阻力，该观点已通过大量模拟实验和地质综合研究得到证实[17-19]。研究区为先致密、后成藏型致密气藏[20-21]，砂岩普遍致密，最低孔隙度达到2%，最低渗透率为0.008 mD，且自南向北生烃强度降低到3×108m3/km2，北部低生烃强度区的生气量相对较小，其供气、运移、聚集等特征与南部的供气充足地区具有较大差异。通过本区样品实验数据、成藏数值模拟、理论计算和综合地质研究，认为北部低生烃强度区天然气仍能够充注，但充注量和垂向充注距离有限，为近距离运移聚集成藏。

利用前人总结的天然气浮力计算公式和毛细管阻力计算公式[22]，对应不同的孔喉宽度，可以计算出理论上浮力大小和毛细管阻力大小。两者的力平衡点对应孔喉宽度达到35.5 μm，也就是说孔喉宽度>35.5 μm时浮力才能突破毛细管阻力起到天然气充注动力的作用。从前面储层的孔喉分析测试数据看，该区天然气浮力显然无法突破毛细管阻力，只能通过煤系地层的生烃增压使天然气获得充注动力。盆地模拟结果表明，自中—晚三叠世(227 Ma)以来，煤系烃源岩Ro>0.5%，烃源岩开始生烃[23-24]，此时最大的生烃增压达到3.5 MPa，到晚侏罗世—早白垩世，Ro值到2.5%，达到生烃高峰，天然气开始大量生成并向致密储层充注，生烃增压达到23 MPa。因此，天然气充注动力是生烃增压与浮力之和，两者共同克服毛细管阻力向致密砂岩中充注[25-26]。通过构建不同孔喉宽度对应的充注动力(生烃增压+浮力)与毛细管阻力关系曲线(图5)，可以看到生烃增压在3.5 MPa时，其对应的孔喉宽度为0.38 μm，即天然气在充注动力下理论上可以突破的孔喉宽度下限为0.38 μm。基于本区200余个渗透率与孔喉宽度数据拟合两者关系可知，其对应的渗透率为0.3 mD，也就是说烃源岩与砂岩直接接触，生成的天然气可以突破0.3 mD的砂岩孔喉并进入砂岩，随着充注动力的不断增加，其突破的孔喉宽度下限不断变小。5.5 MPa的充注动力时，可突破的孔喉宽度在0.15 μm，对应渗透率在0.06 mD，增压达到18 MPa时，孔喉宽度0.07 μm，突破的渗透率下限在0.013 mD(图5)。对应此理论计算数值，通过数值模拟亦能发现，假定烃源岩生烃后，在5.5 MPa生烃增压的充注动力下天然气可以突破渗透率为0.08 mD的致密砂岩，随着充注动力在致密砂岩中不断的递减损耗，动力变弱，能突破的渗透率下限也随之增加，充注难度变大。并且由于地层倾角的存在，天然气主要以向上运移方向为主的方式逐渐充注，呈现一种横向不连续的充注状态(图6)。

图5 天然气充注动力与毛细管阻力关系

图6 不同渗透率致密砂岩中天然气充注模拟

基于以上的理论方法，分别模拟了不同生烃增压条件下天然气在致密砂岩中的充注状态和特征，并结合已钻井统计数据，指出了研究区内自南向北区域的气层发育规律(图7)。

图7b-d中下部蓝色充填部分表示为煤系烃源岩，在一定范围内烃源岩成熟后天然气生成并开始在致密砂岩(砂岩设定条件：平均孔隙度8%，平均渗透率为0.03 mD，致密砂岩中的非均质性设定为10%)中充注。可以看到，在20 MPa生烃动力充注条件下，天然气呈现大面积的弥漫式充注，气层呈现连续分布，已钻井数据揭示自本溪组至石千峰组均有气层发育，显示了天然气充注能力强、气柱高度大的特点，气砂比1%～45%，平均18%，含气饱和度18%～49%，平均43%；在12 MPa生烃动力充注条件下，天然气能够克服的毛细管孔喉宽度下限在变大，天然气在选择孔喉宽度下限以上的孔喉进行充注运移，充注状态明显为准连续到非连续分布的特点，钻井数据显示仅在本溪组至千五段发育气层，天然气充注高度下降，气砂比1%～51%，平均13%，含气饱和度12%～49%，平均为30%；在8 MPa生烃动力充注条件下，天然气能够克服的孔喉宽度下限进一步变大，下限值以下的更致密砂岩已经无法被突破，是明显的干层或水层，天然气已经转变为选择性充注的分布特征，且由于充注动力的向上损耗，气层亦呈现不连续分布状态，气层主要发育在本溪组至盒七段，向上干层和水层逐渐增多，气砂比1%～27%，平均为6%，明显降低，含气饱和度2%～44%，平均为17%，向上水砂比由17%迅速增高到72%，形成水层、气水层的发育模式。

图7 不同生烃增压下的天然气充注状态及研究区不同区块气层发育特征

从上述的理论研究和钻井数据统计结果看，在研究区内从南向北，由于生烃强度逐渐降低，天然气充注的能力也逐渐降低，能够突破的孔喉宽度下限逐渐变大，形成了南部源内、近源和远源的立体成藏过渡为北部的源内成藏的气层空间分布特征，且气砂比由18%降低为6%，水砂比由4%提高到41%，北部以气水混层为主，在低于5×108m3/km2的生烃区域，仅有的4口探井只发育含气水层、气水层和水层，无气层发育，进一步揭示了北部低生烃强度区的勘探风险和资源潜力的天然不足。

2 天然气成藏富集模式

从生烃—沉积—构造角度分析，研究区接受北部物源供给，在本溪组到石千峰组沉积时期，自北向南三角洲砂体和滨浅海障壁砂体普遍发育，在煤系烃源岩广覆式生烃基础上，晚侏罗世-早白垩世大量生成天然气[27]，生烃强度和断裂规模控制了气层发育的层位，研究区南部生烃强度大，充注动力强，同时在紫金山隆起影响下，断层普遍发育，生成的天然气向上部充注的过程中可以继续沿断层向浅部运移，形成自下而上的立体成藏特征。向北生烃强度开始降低，充注动力逐渐变弱，气层发育的层位逐渐下移，在研究区中部仅在源内-近源成藏组合的砂岩中发育气层，在研究区北部生烃强度低于8×108m3/km2的区域，源内成藏组合的砂岩中气层占比变低，仅局部发育气层，且以气水层、水层为主。在研究区东部，由于离石走滑断裂带的左旋走滑作用，虽然生烃强度可以达到(8～20)×108m3/km2，但大型通天断层起破坏作用，天然气已经逸散，水层占比达到86%，无法形成致密天然气藏(图8)。

图8 研究区致密气成藏模式

从S-2～S-2-3井组连井剖面(图9)可以看到明显的砂体内气层不连续分布的特征。该连井剖面是一个开发井组的4口井，控制面积不足1.8 km2，在太原组均钻遇中-细砂岩，其中3口井钻遇气层，由于砂体内物性差异较大，可以看到气层、差气层、干层的频繁互层，这也进一步验证了天然气充注成藏存在物性下限。

图9 S-2～S-2-3D连井剖面

3 气层地震预测技术

研究区上古生界致密气藏含气层系多、纵向岩性组合多样，平面砂岩储层厚度变化快、非均值性强，气层薄。同时，在岩石物理分析上显示了气层与围岩弹性特征分异性小，煤层强反射影响等，以上难题给地震储层预测技术带来了严峻的挑战。围绕致密气预测难题，以挖掘地质特征差异性和预测技术针对性为突破口，形成了主力目的层的致密气储层预测技术体系，并应用于400余口井位部署和调整。其技术思路是首先通过地质研究，明确砂体沉积的优势微相带，建立典型地层岩性组合模式；第二步通过对比分析已钻井地震响应特征和典型地层模型正演结果，明确地层砂体、储层及含气性的敏感因素；第三步针对不同目的层岩性组合特征和地质目标研究需求，优选针对性储层预测技术，改进技术流程，优化关键参数，建立组合技术；最后，通过井震结合方式预测砂体分布和厚度，描述气层展布，预测富气区和甜点区。

从提高地震资料分辨率、提升反演精度和多维预测“甜点”3个方向开展专项技术攻关，形成了4项特色技术，包括：①基于薄层特征约束的地震高频重构技术，该技术在保持地震资料信噪比的基础上，可以有效拓展地震频带一个倍频程，突破了黄土塬区地震资料高分辨率保幅提频的难题；②基于地震特征约束的井控匹配追踪强反射层消减技术，该技术利用煤层井旁道子波为初始信号，利用主分量分析算法求取井间子波变化，再通过匹配追踪算法建立煤层的空变模型，实现压制煤层响应进而突出原来掩盖在强反射轴下的砂岩储层信息；③基于孔隙度反射系数的高精度物性直接反演技术，该技术引入了类反射系数概念，利用速度反射系数(公式(1))与孔隙度反射系数(公式(2))相关性好的特征，通过地震反演直接预测储层孔隙度，实钻井验证孔隙度预测结果相对误差仅为10%(图10)；④基于四要素定量解释模型的AVO参数反演技术，该技术基于泥-砂-泥结构提出影响AVO特征的四个要素，建立了砂岩厚度、孔隙度及含气饱和度内因关系模型，结合围岩特征建立了外因层间干扰模型，形成了四要素AVO定量解释模板(图11)，有效提高了AVO气层识别能力[28]，气层的识别符合率从原来的65%提高到80%。

图10 高精度孔隙度反演技术与初期技术对比

图11 AVO定量解释图版

(1)

(2)

式(1)、(2)中：RV为速度反射系数，无量纲；Rφ为孔隙度反射系数，无量纲；Vi为第i个采样点地层速度,m/s；φRi为第i个采样点储层孔隙度，%。

4 低压致密气藏产能预测技术

4.1 致密气藏产水风险识别方法

通常研究认为[29-30]物性是影响致密气井产能的主控因素。但本区致密气藏含水比例较高，普遍产水，且井间产量差异大，含气性对产能的影响复杂，产能预测困难。因此，在单井产能预测之前，需要找到一种方法能够识别出不同测试层产水风险的差异。

由此，引入公式水气比(Rwg)对气井产水进行定量评价：

(3)

式(3)中：Rwg为水气比，m3/104m3；Qw为气井产水量，m3/d；Qg为气井产气量，104m3/d。

通过对已测试气井的产气量、产水量进行对比分析，可以将气井类别分为多气少水井(Rwg≤1)、少气多水井(Rwg>4)、气水同出井(1

图12 致密气产水风险识别图版

(4)

式(4)中：RT-φ为根据产水风险识别图版估算的气水分界电阻率，Ω·m；φL为测井解释孔隙度，%。

4.2 含水致密气藏产能预测模型

为评价储层物性与含气性对气井产能的影响，引入地层特征参数Rc：

Rc=KHφSg

(5)

式(5)中：K为测井解释渗透率，mD；H为气层厚度，m；φ为孔隙度，%；Sg为含气饱和度，%。

在产水风险识别图版的基础上，针对多气少水井、少气多水井、气水同出井的储层参数，建立无阻流量(产能)与Rc线性关系(图13)。建立考虑不同产水风险的产能预测方程。

图13 致密气产水风险识别图版及产能预测方程

产气区产能回归公式：

qAOF_g=C1Rc

(6)

气水同出区产能回归公式：

qAOF_wg=C2Rc

(7)

产水区产能回归公式：

qAOF_w=C3Rc

(8)

式(6)～(8)中：qAOF_g为产气区产能，m3/d；qAOF_wg为气水同出区产能，m3/d；qAOF_w为产水区产能，104m3/d；C1为产气区产能回归系数，1016/d，C1数值取0.000 87；C2为气水同出区产能回归系数，1016/d，C2数值取0.000 40；C3为产水区产能回归系数，1016/d，C3数值取0.000 16。

该预测模型揭示了盆地边缘低压气田高含水对产能的影响，实现了产能预测符合率超过90%(图14)，很好地支撑了该区产能建设。

图14 已钻井实测无阻流量与预测无阻流量对比图

5 勘探开发成效

2017—2021年，经过5年的持续攻关，逐步揭示了低生烃强度区天然气充注机理和过程，明确了三类优质微相砂体及其天然气富集规律，结合岩性组合差异和致密气特征，形成了基于地质导向的复杂岩性薄气层预测技术，支撑了近400口井位的部署实施，结合低压致密气藏产能预测技术，逐步落实了富集区和甜点区，推动了研究区内8个一体化区的实施，设计年产能超过15×108m3。2021年，研究区内探明超千亿方的致密气地质储量，年产量亦超过十亿方，展现了盆地东缘低生烃强度区致密气广阔的勘探开发前景。

6 结论

1)煤系地层生烃强度大于5×108m3/km2可以实现天然气在致密储层中的充注，拓宽了致密气勘探的生烃强度下限，开阔了致密气勘探区域面积。在低生烃强度区，随生烃压力逐渐降低，天然气在致密砂岩中由弥漫式充注状态转变为选择性充注状态，气层由准连续分布过渡为不连续分布，且干层和水层占比逐渐增多。

2)研究区致密储层矿物含量变化大、孔隙类型多样、孔喉结构复杂，储层可分为3类。I类储层为甜点型储层，分布于滨浅海障壁砂坝、三角洲平原分流河道和前缘水下分流河道微相内，孔隙度6%～15%，渗透率0.3～8 mD，主要孔径宽度1～10 μm，排驱压力低于0.5 MPa，全区气层的88%分布于这类储层中。

3)研究区内从南向北生烃强度逐渐降低，天然气充注能力逐渐降低，能够突破的孔喉宽度下限逐渐变大，形成了南部源内、近源和远源的立体成藏过渡为北部的源内成藏的气层分布特征。气砂比由18%降低为6%，水砂比由4%提高到41%，北部以气水混层为主，在低于5×108m3/km2的生烃区域，只发育含气水层、气水层和水层，无气层发育。

4)从提高地震资料分辨率、提升反演精度和多维预测“甜点”3个方向开展专项技术攻关，形成了基于薄层特征约束的地震高频重构、基于地震特征约束的井控匹配追踪强反射层消减、基于孔隙度反射系数的高精度物性直接反演及基于四要素定量解释模型的AVO参数反演4项特色地震储层预测技术，气层预测成功率达到80%。

5)结合测试产气量、产水量的分析，引入气水比定义了多气少水井、少气多水井、气水同出井三种类型气井，依据地层特征参数，匹配形成了产水风险识别图版和产能预测模型，实现了产能预测符合率超过90%，应用效果良好。