鄂尔多斯盆地神府地区致密气成藏条件及成藏规律

祝彦贺 赵志刚 张道旻 陈桂华 刘 畅 张 璐 于姗姗 马晓强 李祺鑫

(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，由于上古生界煤系烃源岩广覆式生烃，已经发现苏里格、大牛地、神木等千亿方级致密气田，累计探明地质储量超过3.8×1012m3，显示出盆地丰富的致密气资源[1-4]。盆地东部晋西挠褶带(也称河东煤田)煤岩大面积发育，煤级变化十分有规律[5-7]，从西到东、从南到北煤变质程度降低，在晋西挠褶带北段的神府地区煤层厚度大，为9.3～35.8 m，有机碳含量(TOC)达到51.6%～70.1%，但有机质热演化程度低，镜质体反射率(Ro)<1.0%，生烃能力和资源潜力不明，初期部署的5口探井虽钻遇致密气层，但厚度普遍较薄，单层大于5 m的仅占8%，未见商业性储量发现。因此，深入分析该区致密气成藏条件，明确天然气富集规律，指出富集区，对于拓宽该区天然气勘探领域具有重要意义。

1 地质概况

研究区位于陕西省神木市和府谷县境内，面积约7 000 km2，构造位置隶属于晋西挠褶带北段，东部被控盆断裂离石走滑断裂带控制，西邻神木气田，南邻临兴气田，东靠吕梁山。区内发育上古生界石炭系—二叠系，自下而上形成了一套海陆交互相含煤地层到陆相三角洲沉积，煤系烃源岩主要是8+9号煤和4+5号煤。依据与煤系烃源岩的距离远近可划分为三套成藏组合[4]，由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，共发育三套区域盖层，分别是石盒子组的盒五段、盒一段和石千峰组的千一段—千三段(图1)。

上古生界煤系烃源岩广覆式生烃后，在盆地内部生烃强度可以达到(16～40)×108m3/km2，在山西组和盒八段毯式砂体的时空发育匹配下形成连续-准连续的致密气藏，超千亿方探明地质储量的大气田多达5个，年产量超过400×108m3[3-4]。2021年，在米脂气田的东北部发现千亿方致密气田——临兴气田，其生烃强度达到(20～35)×108m3/km2[5]，进一步说明了晋西挠褶带北段巨大的致密气资源潜力。在临兴气田北侧的神府地区，煤系烃源岩热演化程度Ro已低于1.0%，生烃强度仅有(2～14)×108m3/km2(图1)。2018年以前部署了5口探井(N-1—N-5)，累计发现致密气层51.3 m，平均单井累计气层厚度10.3 m，单气层厚度0.3～5.6 m，大于5 m的单层气层仅占8%，压后的无阻流量(0.02～1.10)×104m3/d，没有形成规模的致密气藏发现。2018年底，通过成藏条件分析和成藏规律研究，以源内成藏组合为突破口，部署探井5口，共发现气层135.2 m，N-9井在本一段发现气层14.2 m，压后无阻流量达到3.3×104m3/d。之后陆续部署探井超过30口，在源内成藏组合均发现气层，大于5 m的单层气层占比达到26%，直井压后最高无阻流量达到5.9×104m3/d，水平井压后最高无阻流量达到15.04×104m3/d，直接推动了该区2021年探明了超过200×108m3的地质储量。

图1 研究区构造位置及地层综合柱状图

2 致密气成藏地质条件

2.1 烃源岩条件

神府地区上古生界气源为本溪组、太原组和山西组煤系地层，以煤型气为主，煤层广泛分布且单层厚度大。其中4+5号煤自南向北厚度逐渐增加，由4.8 m变化到12.3 m，8+9号煤自南向北厚度变化不大，普遍10.3～18 m，向东厚度增加到24 m。煤系地层中的烃源岩煤岩和碳质泥岩以腐殖型干酪根为主，利用74个样品测试结果绘制全区Ro等值线图(图1)，Ro自西南向东北逐渐降低，且普遍小于1.0%，处于大量生烃阶段初期。基于全区211个样品测试数据，从生烃潜力分析结果(图2)可以看出，西南部地区煤岩S1+S2为0.7～387.9 mg/g，碳质泥岩S1+S20.6～166.4 mg/g，Ro在0.92%～1.05%，产率指数(PI)大于10%的样品占比63%。利用区内近200口井的测井数据和录井数据建立区域构造格架，勾绘煤岩、碳质泥岩和泥岩三类烃源岩的厚度分布，并开展5口典型井的单井生烃埋藏史研究，以明确区域地层的剥蚀厚度，进而得出目的层的大地热流值温度分布特征。由于同一类型烃源岩TOC和密度差异不大，两者参数取定值。基于以上方法获取参数，通过盆地模拟得出生烃强度结果，研究区西南部生烃强度为(9～14)×108m3/km2。到东北部地区煤岩的S1+S2迅速降低，为0.4～185.1 mg/g，碳质泥岩为0.3～98.5 mg/g，Ro为0.78%～0.94%，PI大于10%的样品仅占29%，生烃强度的模拟结果已低于8×108m3/km2，出现明显的生烃能力降低(图2)。

图2 神府地区烃源岩特征

2.2 构造及断裂特征

中生代以来，鄂尔多斯盆地经历了从大型陆内拗陷盆地到西倾单斜坡再到整体隆升的构造背景，周缘发育多条深大断裂，对盆地构造格局起决定性作用[8-10]。盆地东部次级构造晋西挠褶带北段被东缘NS走向的离石走滑断裂带西支断裂与北部NE-SW走向的正谊关-偏关断裂所夹持，区域应力发生转变，呈直角式的断层平面组合(图3)，地层整体向东北方向翘倾，倾角由2°迅速增高到70°左右，三叠系和二叠系的石千峰组已出露地表[11-13]。

研究区内西南部地层平缓，地层倾角在2°～3°，无断裂发育，仅发育少量的低幅背斜。北部受控于清水-哈镇断裂，发育NW、EW向两组张扭断裂，平面上为马尾状展布，剖面为Y字形、平行式断层组合，平面延伸长度大部分8～20 km，断距大部分小于40 m(图4a)；东部受控于离石走滑断裂构造带西支并受吕梁隆起挤压，发育NW向以及近NS向两组剪切破裂，平面上为羽状、平行式展布，平面延伸长度大部分10～25 km，断距大部分大于40 m(图4b)。北部和东部的断层多断至三叠系和第三系，发育断块、断鼻和掀斜等构造样式(图3)。通过统计，研究区东部和北部115条断层的断穿层位如图4c所示，40%断层断穿三套区域盖层(下石盒子组盒五段、上石盒子组盒一段和石千峰组千一段—千三段)，特别是东部的近NS向大型断裂带中80%断层断穿三套区域盖层，断距最大达到105 m。所有断层中50%断层断穿盒五段区域盖层，造成东部、北部地区成藏条件差。

图3 神府地区构造特征

图4 神府地区断裂特征

2.3 沉积演化及储层特征

晚古生代，鄂尔多斯盆地东北部由陆表海向近海平原过渡，直至最终演化为陆相沉积环境[14-15]。研究区经历了由三角洲—障壁海岸到陆相三角洲的沉积演化过程，发育了三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道、滨浅海障壁砂坝等大面积发育的储集砂体。

本溪组沉积时期，北部发育三角洲沉积，砂体规模大，在中部N-11井附近地区入海后在东西两侧发育三角洲前缘沉积，水下分流河道向西南延伸，中南部发育障壁海岸沉积，潟湖面积较大，发育小规模的砂坪。太原组沉积时期，不连续的幕式海侵造成大范围的潮下碳酸盐岩连片分布，并在缓慢海退过程中逐渐过渡为砂坝及海陆过渡相浅水三角洲沉积。研究区内海退至南部N-9井附近，北部是规模更大的三角洲沉积，发育两条水系，三角洲分流间湾中局部有沼泽沉积，形成煤层。在南部入海后的三角洲前缘水下分流河道规模变小，在西南部、东南部发育两个规模较大的障壁砂坝。山西组沉积时期[16-17]，华北地台北部持续抬升，海水逐渐从鄂尔多斯盆地的东西两侧退出，三角洲沉积成为主体，研究区内以广阔的三角洲沉积为主，发育三条水系，向南逐渐延伸。盒八段沉积时期[18]，陆源碎屑供给能力增强，三角洲规模比山西组更大，以毯式砂体大面积发育(图5)，沉积了灰白-黄绿色陆源碎屑岩建造。

图5 神府地区沉积相

砂岩物性测试数据及镜下资料显示，该区物性好的主要储集砂体是三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道和障壁砂坝。镜下薄片揭示这三类砂体以次生溶孔为主、残余粒间孔为辅，孔隙度普遍大于6%，渗透率大于0.3 mD，排驱压力多低于1.0 MPa。从渗透率的值域来看，储层既包括致密储层，也包括低渗—特低渗储层。结合排驱压力、进汞饱和度、中值半径、曲线形态等参数，将三类砂体划分为两类优质储层，分别是I类储层和II类储层(表1)。I类储层排驱压力低于0.5 MPa，进汞饱和度大于70%，中值半径大于0.2 μm，毛管压力曲线呈陡斜下凹形态。孔隙结构以大孔为主，孔喉分选性好，储层渗透性好，平均达到0.65 mD，为特低渗储层，局部为低渗储层，天然气在储层致密背景下更容易进入低渗—特低渗储层聚集成藏。全区探井统计结果显示，67%的气层发育于I类储层中，直井压后最高无阻流量达到11.2×104m3/d。II类储层排驱压力0.5～1.0 MPa，进汞饱和度50%～70%，中值半径0.05～0.2 μm，毛管压力曲线呈平缓斜线状。孔喉分选性好，储层渗透性较好，平均为0.36 mD，为特低渗储层，局部也发育低渗储层，天然气容易进入成藏。全区29%的气层发育于II类储层中，直井压后最高无阻流量达到6.51×104m3/d。上述微观数据直接显示了以上两类优质储层的甜点属性。

3 致密气成藏富集规律

3.1 气层分布特征

研究区致密气藏具有“先致密、后成藏”的特征[19-20]。通过强化储层非均质性认识，匹配不同地区生烃强度，指出了自西南向东北的天然气充注富集程度的变化。统计本溪组、太原组、山西组和盒八段所有钻井的气砂比、水砂比和含气饱和度的变化(图6)，可以看到，生烃强度大于10×108m3/km2的地区(Ⅰ区)，天然气充注能力强，本溪组、太原组普遍发育气层，且气砂比和含气饱和度高，在山西组、盒八段气砂比和含气饱和度降低，水砂比有明显增高趋势。生烃强度在(5～10)×108m3/km2的地区(Ⅱ区)，天然气充注能力明显变弱，本溪组、太原组的气砂比、含气饱和度降低明显，山西组、盒八段水砂比高于55%，含气饱和度低于30%。在最北侧生烃强度低于5×108m3/km2的地区(Ⅲ区)，基本以水层为主，水砂比普遍大于60%，但在北部断裂带西南侧附近，地层水类型为CaCl2水型，为交替停止带(表2)，断层封闭性好，个别钻井的盒八段发育差气层，并与气水层、水层互层，可以判断煤系烃源岩生成的少量天然气可以沿断层运移至盒八段，但是充注能力不足[21-23]，气砂比为9%，仅发育差气层、气水层，图7的连井剖面将神府地区致密气藏的气、水分布特征展示的较清晰。在研究区东部及东南部(Ⅳ区)虽然生烃强度较高，但地层水矿化度分析表明，其水型为自由交替带的NaHCO3、Na2SO4水型(表2)，两条断裂带断穿三叠系，且与地表水沟通，对成藏不利，起到破坏作用，水砂比多数大于70%。

表2 神府地区断裂周边地层水矿化度及水型

图7 神府地区气层连井对比图(剖面位置见图1)

3.2 致密气成藏模式

基于研究区生烃强度南强北弱、构造强度东强西弱和优质储层的空间匹配性，研究区致密气成藏的主控因素是生烃强度、断裂规模和储层品质，三者的耦合关系决定了神府地区西南部源内普遍成藏、中北部源内局部成藏、东北部近源局部成藏与不成藏并存的空间差异特征(图8)。

图8 神府地区致密气成藏模式图

西南部源内成藏模式：在全区煤岩普遍生烃的基础上，西南部生烃强度最大，能够在煤层上下的泥岩、砂岩中形成微裂缝，作为天然气输导的通道，在源内成藏组合(本溪组、太原组和山西组)的优势微相砂体(三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道、障壁砂坝)中近距离运移、充注并富集成藏，具有成藏规模较大、准连续分布的特点。

中北部源内局部成藏模式：随着向东北方向生烃强度降低，天然气生烃增压变低，天然气近距离向本溪组、太原组和山西组的优势微相砂体中充注的动力变弱，能够富集成藏的规模有限，形成源内局部成藏模式。该类气藏平面呈现非连续分布，气层品质差，含气饱和度低。

东北部近源局部成藏与不成藏并存模式：该区域生烃强度已经低于5×108m3/km2，仅有的8口钻井揭示其已不发育气层，仅为水层，靠近NW、EW向断裂西南侧的2口探井的本溪组、太原组和山西组以水层、干层和气水层为主，仅在盒八段发育差气层8.8 m，压后无阻流量为(0.12～0.31)×104m3/d，日产水达到45～81 m3，不具备经济生产条件。

因此，据以上成藏条件和成藏规律分析认为，神府地区勘探部署思路应从西南部向中北部逐步滚动勘探，以源内成藏组合为突破口，大力开展煤系地层内储层和气层预测技术攻关，寻找规模性致密气藏。基于此，2019至2021年相继开展技术攻关和钻井实施，在研究区西南部本一段、太二段、太一段和山二段探明地质储量超过200×108m3，已建设致密气产能1.3×108m3/a，极大的增强了该地区致密气勘探开发的信心。

4 结论

1)神府地区煤层广泛分布且单层厚度大，有机质热演化程度小于1.0%，生烃强度自西南向东北逐渐降低，为(2～14)×108m3/km2，天然气近距离运移，在源内成藏组合的本溪组、太原组和山西组发育气层，自下而上的气砂比降低、含气饱和度降低，水砂比升高。

2)源内成藏组合主要发育三种优势微相砂体，分别是三角洲平原分流河道、三角洲前缘水下分流河道和障壁砂坝。发育两类优质储层，其中Ⅰ类储层排驱压力低于0.5 MPa，进汞饱和度大于70%，孔隙结构以大孔为主，储层渗透性好，全区67%的气层发育于Ⅰ类储层中；Ⅱ类储层排驱压力0.5～1.0 MPa，进汞饱和度50%～70%，孔喉分选性好，储层渗透性较好，全区29%的气层发育于Ⅱ类储层中。

3)生烃强度大于10×108m3/km2的地区，天然气充注能力强，本溪组、太原组普遍发育气层，在山西组、盒八段气砂比和含气饱和度降低，水砂比增高。生烃强度(5～10)×108m3/km2的地区，天然气充注能力明显变弱，本溪组、太原组的气砂比、含气饱和度降低明显，山西组、盒八段含气饱和度低于30%。在最北侧生烃强度低于5×108m3/km2的地区，基本以水层为主。但在北部NW、EW断裂带西南侧，断层封闭性好，在盒八段局部发育差气层，形成差气层、气水层与水层互层的组合形式。

4)研究区致密气成藏的主控因素是生烃强度、断裂规模和储层品质，三者的耦合关系决定了西南部源内普遍成藏、中北部源内局部成藏、东北部近源局部成藏与不成藏并存的空间差异富集特征，勘探思路应从西南部开始部署，以源内成藏组合为突破口，获得致密气储量发现。