鄂爾多斯盆地延安氣田山西組二段致密氣藏特征與類型分析

陳占軍，任戰(zhàn)利，趙靖舟，趙筱艷，高小平，強(qiáng)騰，雷燕云，劉濤

（1. 西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安，710069；2. 西北大學(xué) 大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安，710069；3. 西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安，710065；4. 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司 長(zhǎng)慶實(shí)業(yè)集團(tuán)，陜西 西安，710021；5. 陜西延長(zhǎng)石油集團(tuán)油氣勘探公司，陜西 延安，716000；6. 陜西延長(zhǎng)石油集團(tuán)研究院，陜西 西安，710075）

鄂爾多斯盆地延安氣田山西組二段致密氣藏特征與類型分析

陳占軍1，2，任戰(zhàn)利1，2，趙靖舟3，趙筱艷4，高小平5，強(qiáng)騰5，雷燕云5，劉濤6

（1. 西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安，710069；2. 西北大學(xué) 大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安，710069；3. 西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安，710065；4. 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司 長(zhǎng)慶實(shí)業(yè)集團(tuán)，陜西 西安，710021；5. 陜西延長(zhǎng)石油集團(tuán)油氣勘探公司，陜西 延安，716000；6. 陜西延長(zhǎng)石油集團(tuán)研究院，陜西 西安，710075）

對(duì)伊陜斜坡東南部延安氣田進(jìn)行研究。研究結(jié)果表明：山西組二段儲(chǔ)層平面上展布并不穩(wěn)定，縱向上砂體之間、砂體與圍巖之間的空間配置多樣；儲(chǔ)層物性致密，孔隙度主要分布范圍為 1.0%～10.0%，滲透率主要介于0.01×10-3～0.40×10-3μm2之間，層內(nèi)非均質(zhì)性與層間非均質(zhì)程度強(qiáng)；氣水分異不明顯，未發(fā)現(xiàn)氣水界面。各砂體之間的氣藏特征具有一定程度的差異性，甚至一些井間的砂體可以通過(guò)展布方向、井控井距、測(cè)井相對(duì)比等方法確定其連通，但是其對(duì)應(yīng)的實(shí)測(cè)氣藏壓力、含氣飽合度、氣體組分等并不相同，成藏系統(tǒng)在總體上具有“非統(tǒng)一性”。根據(jù)成藏機(jī)理分析認(rèn)為，延安氣田山西組二段氣藏成藏要素在多階段的、空間上的非均一性貢獻(xiàn)，使致密儲(chǔ)層中氣水分布的非均一性得以產(chǎn)生、繼承、保留，形成了氣藏在一些空間域看似“連通”，成藏系統(tǒng)實(shí)際卻“不統(tǒng)一”的特點(diǎn)。該層段氣藏具有三大特征：非均質(zhì)的致密儲(chǔ)層、準(zhǔn)連通的圈閉分布和非統(tǒng)一的成藏系統(tǒng)，氣藏類型可表征為“準(zhǔn)連續(xù)型致密砂巖氣”。

伊陜斜坡；山西組二段；致密氣；準(zhǔn)連續(xù)

至2013年末，鄂爾多斯盆地的天然氣累計(jì)探明資源量超過(guò)3.0×1012m3，年產(chǎn)量突破3×1010m3。盆地內(nèi)天然氣儲(chǔ)量與產(chǎn)量持續(xù)增長(zhǎng)，原有的含氣面積逐年南擴(kuò)，伊陜斜坡東南部目前新發(fā)現(xiàn)了延安氣田。雖然伊陜斜坡構(gòu)造簡(jiǎn)單，但是已發(fā)現(xiàn)各氣田的富集層位與氣藏特征卻互有差別，因此，具體氣田的氣藏類型與控制藏條件不能一概而論。本文作者通過(guò)分析延安氣田山西組二段的氣藏特征，探討其控藏條件、成藏機(jī)理與氣藏類型，對(duì)該區(qū)乃至整個(gè)鄂爾多斯盆地上古生界氣藏的勘探與開(kāi)發(fā)都具有重要的理論與現(xiàn)實(shí)意義。

1 研究區(qū)位置與勘探現(xiàn)狀

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部（見(jiàn)圖1），涵蓋延安地區(qū)及周邊，勘探面積約為1.5×104km2，氣田現(xiàn)已進(jìn)入投產(chǎn)開(kāi)發(fā)階段。

2 氣藏地質(zhì)特征

2.1 研究層位與構(gòu)造特征

研究目的層段為山西組二段，重點(diǎn)為底部北岔溝砂巖段，該區(qū)地層劃分對(duì)比如圖2所示。研究區(qū)地層構(gòu)造簡(jiǎn)單，為寬緩的西傾單斜，區(qū)內(nèi)沒(méi)有幅度30 m以上的構(gòu)造，亦未發(fā)現(xiàn)斷裂帶或斷層。

2.2 生烴特征

圖1 研究區(qū)地理位置圖Fig.1 Location of study area

區(qū)內(nèi)烴源巖主要為本溪組、太原組、山西組二段內(nèi)煤層與碳質(zhì)泥巖，通過(guò)測(cè)定不同烴源巖的有機(jī)指標(biāo)，參照張文正等［1-2］研究思路與方法生烴模擬計(jì)算，結(jié)果表明全區(qū)平面累計(jì)生烴強(qiáng)度在25×108m3/km2以上，最大區(qū)域超過(guò)50×108m3/km2（見(jiàn)圖3）。

2.3 沉積與儲(chǔ)層特征

圖2 研究區(qū)地層劃分與對(duì)比Fig.2 Stratigraphic division and correlation

圖3 山西組二段氣藏基本特征Fig.3 Basic characteristics of gas reservoir in Shan 2 section

該區(qū)以三角洲前緣亞相沉積為主，可細(xì)分為水下分流河道、水下分流間灣、水下決口扇與河口壩等沉積微相。儲(chǔ)層主體為段內(nèi)底部北岔溝砂巖，其平面展布受分流河道的側(cè)向遷移、決口改道等因素控制。在分流間灣（或淺湖相泥巖）區(qū)，發(fā)育有零星孤立的砂體（圖3）。

儲(chǔ)層巖性、物性統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果顯示，山西組二段以石英砂巖與石英巖屑砂巖為主，兼有巖屑石英砂巖，長(zhǎng)石質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般低于15%，認(rèn)為其成分成熟度較高，沉積碎屑經(jīng)過(guò)了較長(zhǎng)距離的搬運(yùn)（見(jiàn)圖4）。

圖4 山西組二段砂巖屑成分三角圖Fig.4 Sand ebris composition in Shan 2 section

實(shí)測(cè)樣品統(tǒng)計(jì)表明山西組二段儲(chǔ)層孔隙度主要分布范圍為1.0%～10.0%，滲透率主要介于 0.01×10-3～0.4×10-3μm2之間。滲透率中還存在若干極大值，最大為106×10-3μm2。根據(jù)相關(guān)巖心、鑄體薄片分析，認(rèn)為產(chǎn)生這些極大值的原因可能是微裂縫的發(fā)育。整體而言，儲(chǔ)層孔隙度的平均值與中值差別不大，滲透率均值卻遠(yuǎn)大于中值。研究認(rèn)為滲透率的中值能夠更好地反映儲(chǔ)層的實(shí)際物性情況（見(jiàn)圖5和圖6）。

圖5 山西組二段孔隙度頻率分布Fig.5 Porosity frequency distribution in Shan 2 section

圖6 山西組二段滲透率頻率分布Fig.6 Permeability frequency distribution in Shan

根據(jù)孔滲交會(huì)分析，可發(fā)現(xiàn)二者整體呈正相關(guān)，但仍具有一定的離散性：相同的孔隙度未必對(duì)應(yīng)相同的滲透率，反之亦然，說(shuō)明物性關(guān)系復(fù)雜（見(jiàn)圖7）。據(jù)此推斷儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)特征可能具有多樣性與非均質(zhì)性，或許經(jīng)歷了較為復(fù)雜成巖演化過(guò)程。

2.4 流體性質(zhì)

對(duì)山西組二段氣藏組分化驗(yàn)分析，結(jié)果顯示其干燥系數(shù)為99.58%，不含H2S。對(duì)段內(nèi)及相鄰段地層水樣品測(cè)定，主要水型為 CaCl2，說(shuō)明目的層段環(huán)境封閉，有利于油氣藏的聚集與保存（見(jiàn)表1）。

圖7 孔隙滲透率交會(huì)圖Fig.7 Porosity and permeability cross-plot

2.5 壓力特征

山西組二段有實(shí)測(cè)原始地層壓力數(shù)據(jù)的井61口，平均地層壓力系數(shù)小于0.9，研究中未發(fā)現(xiàn)統(tǒng)一的壓力梯度。根據(jù)壓力值與埋深值的離散對(duì)應(yīng)關(guān)系推測(cè)，本區(qū)氣藏的壓力系統(tǒng)不具統(tǒng)一性（見(jiàn)圖8）。

2.6 產(chǎn)能特征

對(duì)山西組二段試氣試產(chǎn)，很少井點(diǎn)能產(chǎn)自然工業(yè)氣流，但經(jīng)過(guò)儲(chǔ)層改造措施之后，近一半井點(diǎn)產(chǎn)量達(dá)到或超過(guò)工業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)。

表1 山西組二段地層水質(zhì)檢測(cè)（12口井12個(gè)樣品）Table 1 Water quality detection in Shan 2 section

圖8 山西組二段氣層實(shí)測(cè)壓力與埋深關(guān)系圖（61個(gè)測(cè)點(diǎn)）Fig.8 Cross-plot of gas measured pressure and buried depth in Shan 2 section

3 氣藏類型分析

3.1 圈閉類型

根據(jù)沉積相、測(cè)井相泥巖與砂巖統(tǒng)計(jì)等方法對(duì)地層圈閉分析，取得認(rèn)識(shí)有：1） 未發(fā)現(xiàn)氣水界面；2） 地層平緩，構(gòu)造不發(fā)育；3） 河道砂體、透鏡砂體較為發(fā)育；4） 底部北岔溝砂巖的平面展布基本代表了該段儲(chǔ)層的平面展布，但其鉆遇率仍未超過(guò)30%。綜合上述四點(diǎn)，認(rèn)為區(qū)內(nèi)主要為巖性圈閉。

3.2 儲(chǔ)層類型

目前，對(duì)儲(chǔ)層類型主要以巖性與物性進(jìn)行歸類，但尚未形成統(tǒng)一認(rèn)識(shí)或標(biāo)準(zhǔn)。在此有必要對(duì)致密儲(chǔ)層或致密氣做相關(guān)說(shuō)明，以對(duì)本區(qū)的氣藏的儲(chǔ)層類型作準(zhǔn)確定位。

1） 1980年，美國(guó)聯(lián)邦能源管理委員會(huì)（FERC）依據(jù)《美國(guó)國(guó)會(huì)1978年天然氣政策法案（NGPA）》，確定原地滲透率小于 0.1×10-3μm2的天然氣儲(chǔ)層為致密儲(chǔ)層。ELKINS［3］以地下滲透率0.1×10-3μm2作為劃分儲(chǔ)層為非規(guī)儲(chǔ)層的界限。SPENCER等［4-6］將原地滲透率0.1×10-3μm2作為儲(chǔ)層致密的物性上限界限，還有一些學(xué)者［7-8］建議以“孔隙度小于12%，滲透率小于1×10-3μm2”或“除非經(jīng)過(guò)工作措施改造，才具有經(jīng)濟(jì)價(jià)值與經(jīng)濟(jì)數(shù)量的天然氣藏”。

2） 在國(guó)內(nèi)，致密砂巖儲(chǔ)層非對(duì)于常儲(chǔ)層的一些區(qū)別在20世紀(jì)90代就已受到關(guān)注與研究［9］，袁政文等［10］在對(duì)東濮凹陷油沙河街組天然氣儲(chǔ)層研究之后，針對(duì)該區(qū)提出致密儲(chǔ)層的確定上限為“滲透率小于1×10-3μm2”。關(guān)德師等［11］認(rèn)為孔隙度小于 12%，滲透率小于1×10-3μm2，含氣飽合度低于60%，天然氣在其中流速緩慢的氣藏為致密氣藏。趙靖舟等［12］針對(duì)鄂爾多斯盆地上古生界儲(chǔ)層特點(diǎn)，界定孔隙度小于10%，滲透率小于 1×10-3μm2為超低滲透層。鄒才能等［13］認(rèn)為致密砂巖儲(chǔ)層孔隙度小于 10%，原地滲透率小于0.1×10-3μm2，一般無(wú)工業(yè)產(chǎn)量，但在一定經(jīng)濟(jì)條件下和采取技術(shù)措施后，可獲得工業(yè)產(chǎn)量的砂巖層儲(chǔ)層。龐雄奇［14］認(rèn)為致密氣藏儲(chǔ)層物性下限標(biāo)準(zhǔn)為孔隙度不大于 10%，滲透率低于 1×10-3μm2。我國(guó)于2011年制定的SY/T 6832—2011“致密砂巖氣地質(zhì)評(píng)價(jià)方法”規(guī)范中，認(rèn)為覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1×10-3μm2、在一定經(jīng)濟(jì)條件及技術(shù)措施下可開(kāi)發(fā)的砂巖氣層為致密砂巖氣。

雖然目前認(rèn)識(shí)尚未統(tǒng)一，但山西組二段符合諸多學(xué)者關(guān)于致密儲(chǔ)層或致密氣藏的描述，因此，本文認(rèn)為可以將山西組二段儲(chǔ)層歸類于致密儲(chǔ)層。

3.3 氣藏保存條件

由于本區(qū)構(gòu)造平緩、地質(zhì)演化相對(duì)穩(wěn)定，所以本次研究主要依據(jù)蓋層與圍巖泥巖的發(fā)育程度對(duì)保存能力進(jìn)行評(píng)價(jià)。山西組二段內(nèi)與上覆山西組一段地層具有封閉保存能力的泥巖平均累計(jì)厚度為75.52 m，大于地層總厚的60%（見(jiàn)表2），認(rèn)為其對(duì)儲(chǔ)層能夠較好地封堵（圖3）。

表2 圍巖及蓋層泥巖發(fā)育統(tǒng)計(jì)Table 2 Distribution of shale statistics

但是對(duì)于單砂體或砂體組段而言，其封閉性仍然不能一概而論，其保存能力還受該砂體的發(fā)育位置、周緣微裂縫發(fā)育程度等因素控制。

3.4 氣藏非均質(zhì)性

研究中發(fā)現(xiàn)山西組二段氣藏有著較強(qiáng)的非均質(zhì)性，表現(xiàn)在儲(chǔ)層的空間展布、儲(chǔ)層物性、含氣性等多方面。

通過(guò)變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)、級(jí)差與均質(zhì)系數(shù)4個(gè)指標(biāo)綜合分析，認(rèn)為山西組二段層內(nèi)與層間非均質(zhì)性強(qiáng)（見(jiàn)表3）。

樣品測(cè)試分析表明：天然氣組分中 C1（CH4），C2～5（乙烷～戊烷），N2和CO2的含量整體相似，但略有差別（見(jiàn)表4）。與之相對(duì)應(yīng)的是，不但井間樣品的含氣飽合度有所不同，即使是同井同層的不同部位，含氣飽合度也并不相同（見(jiàn)表5）。

按產(chǎn)能特征分類統(tǒng)計(jì)，在平面上產(chǎn)水井與氣水同產(chǎn)井等多以散點(diǎn)狀分布。能夠按照產(chǎn)液特征劃分為產(chǎn)氣、產(chǎn)水、氣水同產(chǎn)、干井為主的區(qū)塊，但在區(qū)塊內(nèi)部，各類井點(diǎn)仍有不同程度的分布。

綜合上述研究結(jié)果認(rèn)為：1） 山西組二段氣藏的分布受砂體空間展布的限制；2） 儲(chǔ)層物性與氣藏分布具正相關(guān)，但不嚴(yán)格（圖9）；3） 儲(chǔ)層致密且非均質(zhì)強(qiáng)；4） 氣藏壓力、實(shí)測(cè)氣水飽合度不具統(tǒng)一性；5） 泥巖圍巖的封蓋性能空間上不均一。本文認(rèn)為區(qū)內(nèi)山西組二段現(xiàn)階段氣藏特征復(fù)雜，同時(shí)參考一些學(xué)者［15-16］對(duì)研究區(qū)或盆地內(nèi)其他氣田氣藏特征的研究成果，認(rèn)為山西組二段氣藏現(xiàn)今確實(shí)不具有統(tǒng)一的成藏系統(tǒng)。

表3 山西組二段物性非均質(zhì)性統(tǒng)計(jì)表Table 3 Heterogeneity of petro-physical property in Shan 2 section

表4 山西組二段儲(chǔ)層天然氣組分統(tǒng)計(jì)表Table 4 Components of natural gas in Shan 2 section

表5 山西組二段氣藏實(shí)測(cè)含氣飽合度Table 5 Measured gas saturation in Shan 2 section gas reservoir

圖9 山西組二段滲透率與氣藏飽合度交會(huì)圖（23口井23個(gè)測(cè)點(diǎn)）Fig.9 Cross-plot of permeability and gas saturation in Shan 2 group

3.5 氣藏類型分析

通過(guò)對(duì)氣藏的特征研究，認(rèn)為其具以下特征：1）儲(chǔ)層的物性與含氣性相關(guān)性不強(qiáng)；2） 氣藏壓力不具統(tǒng)一性；3） 氣藏的氣水組分不同程度差異；4） 氣水在砂體各部位均有分布，含氣飽合度存在空間上的差異。對(duì)以河道砂體為主要儲(chǔ)層而構(gòu)建的山西組二段（尤其為底部山 23段北岔溝砂巖）成藏系統(tǒng)而言，其儲(chǔ)層展布的“空間形態(tài)”是“連通”的，但根據(jù)含氣飽合度、氣藏壓力等實(shí)測(cè)值有差別這一特征來(lái)推測(cè)，各測(cè)點(diǎn)所代表的氣藏系統(tǒng)卻是又“不統(tǒng)一”的。

本次嚴(yán)格選取山西組二段，特別是底部最為發(fā)育的北岔溝砂巖段作為研究對(duì)象，經(jīng)過(guò)巖心、沉積相、物源方向、砂體展布等多手段，在探井井距控制的前提下經(jīng)過(guò)對(duì)比分析，確定砂體的連通性，以保證研究成果的可靠與準(zhǔn)確性。如試24井與試25井，處于同砂體，但實(shí)測(cè)的氣藏特征卻差別較大。

此外，許多學(xué)者在研究中先后發(fā)現(xiàn)、認(rèn)識(shí)并總結(jié)一些致密砂巖氣藏具有“無(wú)統(tǒng)一的氣水界面與壓力系統(tǒng)”的特征［17-20］。針對(duì)本區(qū)氣藏的諸多特點(diǎn)，用傳統(tǒng)的成藏系統(tǒng)連通判定方法已很難確定，筆者認(rèn)為其反映了區(qū)內(nèi)山西組二段氣藏的非均質(zhì)性特點(diǎn)。本文通過(guò)分析，認(rèn)為氣藏的成藏過(guò)程其具有以下特點(diǎn)。

1） 各成藏要素對(duì)氣藏成藏的貢獻(xiàn)復(fù)雜。具體表現(xiàn)為：烴源巖生烴強(qiáng)度、圍巖與蓋層泥巖發(fā)育在平面與縱向上具不一致性，烴源與儲(chǔ)層、圍巖與儲(chǔ)層的空間配置關(guān)系多樣，儲(chǔ)層致密、層內(nèi)與層間非均質(zhì)強(qiáng)等。前人研究成果表明，鄂爾多斯盆地上古生界氣藏的主成藏期為早中侏羅世至早白堊世末期［21-25］，之后地質(zhì)演化相對(duì)穩(wěn)定，所以各成藏要素對(duì)氣藏的差異性綜合貢獻(xiàn)經(jīng)歷了主成藏期與成藏之后的調(diào)整階段，具繼承性。

2） 山西組二段以致密儲(chǔ)層為主，較強(qiáng)的毛細(xì)作用阻礙氣水的分異界面的形成。許多學(xué)者對(duì)鄂爾多斯盆地上古生界氣藏研究后發(fā)現(xiàn)，在主成藏期之前儲(chǔ)層就已經(jīng)致密［26-28］，浮力已不是主要運(yùn)移動(dòng)力［14，29-31］。付金華等［29］認(rèn)為：孔隙度為 10%，滲透率為 0.5×10-3μm2，厚度為10 m儲(chǔ)層，浮力一般小于0.1 MPa，而所需的排驅(qū)壓力達(dá)到了0.5 MPa。所以毛細(xì)作用對(duì)天然氣運(yùn)移與分布有較強(qiáng)的影響：一是毛細(xì)管力大于水柱重力，縱向上難以形成氣水分異界面，氣水以“散亂的形式漫布于儲(chǔ)層”；二是致密儲(chǔ)層中氣水的運(yùn)移具有非達(dá)西流特征［32-37］；三是較強(qiáng)的毛細(xì)管力阻礙成藏之后“使氣藏內(nèi)部均一化平衡”的調(diào)整。

表6 試24井和試25井對(duì)比表Table 6 Comparison of well S24 and well S25

本文作者研究認(rèn)為該類“非統(tǒng)一”氣藏系統(tǒng)的形成機(jī)理或可描述為如下模式。

常規(guī)儲(chǔ)層因欠飽合壓力氣水發(fā)生共流、出現(xiàn)雙相滲流區(qū)間。隨著儲(chǔ)層物性變差，雙相滲流區(qū)間域會(huì)逐漸縮小，達(dá)到一定致密程度，則會(huì)出現(xiàn)雙相滯流區(qū)間，一些學(xué)者也稱之為滲透率枷鎖（permeability yoke）［38］。在致密儲(chǔ)層中，天然氣的運(yùn)移往往需要突破啟動(dòng)壓力梯度［39-43］，如果氣水飽合度處于滯流區(qū)間內(nèi)，但未達(dá)到啟動(dòng)壓力梯度，即便出現(xiàn)了欠飽合壓力，氣水也不流動(dòng)。

研究區(qū)致密氣成藏機(jī)理如圖11所示，漫布于致密儲(chǔ)層內(nèi)的氣水長(zhǎng)期處于滯流環(huán)境下，氣藏在不同部位（如A，B和C三點(diǎn)）相對(duì)封閉獨(dú)立，相互之間的差異性隨著空間距離的增加與氣藏的持續(xù)演化而保留、累積，表現(xiàn)為各測(cè)點(diǎn)的氣藏壓力、飽合度、組分等相似但又不完全相同，于現(xiàn)階段顯示為成藏系統(tǒng)的“非統(tǒng)一性”。

在此仍需說(shuō)明：不是所有井點(diǎn)之間氣藏特征的差異都為毛細(xì)作用的分異累積形成，一些井間氣藏特征的差異性也可能為砂體的連通性不強(qiáng)所致。由于砂體之間的連通受其不穩(wěn)定空間分布與巖性過(guò)渡帶控制，所以沒(méi)有嚴(yán)格的連通或不連通界限，實(shí)際上具有準(zhǔn)連通的特點(diǎn)，在該情況下，氣藏亦不具統(tǒng)一的成藏系統(tǒng)。

綜上所述，多成藏要素在多階段的、空間上的非均一性貢獻(xiàn)，使致密儲(chǔ)層內(nèi)部氣水分布的非均一性得以產(chǎn)生、繼承、保留，形成了氣藏在一些空間域看似“連通”，成藏系統(tǒng)實(shí)際卻“不統(tǒng)一”的特點(diǎn)。具體表現(xiàn)為：在砂體之間或砂體內(nèi)不同部位，實(shí)測(cè)含氣飽合度不一、氣藏壓力不同、氣水組分有所差別，各特征之間相關(guān)性與或規(guī)律性不強(qiáng)。本文作者認(rèn)為目的層段氣藏具有三大特點(diǎn)：非均質(zhì)的致密儲(chǔ)層、準(zhǔn)連通的圈閉分布、非統(tǒng)一的成藏系統(tǒng)。對(duì)于該類氣藏，可表征為準(zhǔn)連續(xù)型致密砂巖氣藏（見(jiàn)圖12）。

4 探討

1） 本區(qū)所述氣藏中儲(chǔ)層物性、氣飽合度、氣藏壓力等具有諸多離散特征與不確定性因素，加之儲(chǔ)層致密，單井的井控程度有限，所以用傳統(tǒng)儲(chǔ)量計(jì)算規(guī)范方法，將某一含氣面積區(qū)看作統(tǒng)一均質(zhì)的整體，這在一定程度粗略化處理了諸多的非均質(zhì)性與不確定性因素，則可能會(huì)為計(jì)算結(jié)果帶來(lái)較大的誤差。

圖12 研究區(qū)準(zhǔn)連續(xù)致密砂巖氣藏模式（據(jù)文獻(xiàn)［44］修改）Fig.12 Quasi continuous mode of tight sandstone gas reservoirs in study area（According to Ref. ［44］， modified）

對(duì)于該類氣藏的儲(chǔ)量計(jì)算，可以建議嘗試參照北美土地調(diào)查系統(tǒng)（land survey system）采用的dominion land survey（DLS）和nation topographic system（NTS）系，將儲(chǔ)量區(qū)劃分更小的基本計(jì)算單元。在每個(gè)單元，分別計(jì)算其地質(zhì)儲(chǔ)量與可采儲(chǔ)量，最終累加求得總儲(chǔ)量［5，45］，再根據(jù)各單元?dú)獠靥卣鞯牟町愋赃M(jìn)行不確定性分析。該方法或許可以提高區(qū)內(nèi)儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果的精度與可靠性。

2） 由于該類氣藏是非均質(zhì)性，準(zhǔn)連續(xù)的。已確定的勘探與開(kāi)發(fā)區(qū)塊應(yīng)是含氣概率性較大的片狀，但由于區(qū)塊內(nèi)的含氣性一般并不統(tǒng)一，仍會(huì)出現(xiàn)干井或低于工業(yè)氣流的井，所以鉆井成功率也應(yīng)成為勘探開(kāi)發(fā)的重要考慮指標(biāo)之一。

3） 由于區(qū)內(nèi)氣藏系統(tǒng)具非統(tǒng)一性，氣藏的分布與單一的成藏要素一定程度上并不對(duì)稱或高程度正相關(guān)，對(duì)該類氣藏的研究更應(yīng)注重多成藏要素耦合。如受烴源圍巖較好包裹的孤立泥質(zhì)砂體能夠獲得充足氣源，可能比河道中心部位物性較好的砂體含氣性更好，所以，甜點(diǎn)（sweet spot）的尋找需考慮多成藏要素的綜合作用。

5 結(jié)論

1） 研究區(qū)山西組二段地層構(gòu)造平緩，儲(chǔ)層致密，具較強(qiáng)的非均質(zhì)性，其連通性受砂體的不穩(wěn)定空間分布與巖性過(guò)渡帶共同控制，具有準(zhǔn)連通特征。

2） 山西組二段氣藏特征之間不強(qiáng)的相關(guān)性在主河道砂體內(nèi)部主要受致密儲(chǔ)層非均質(zhì)性與各成藏要素的差異性貢獻(xiàn)共同控制；在河道側(cè)部或分流間灣的孤立砂體中則主要受連通性控制。

3） 區(qū)內(nèi)山西組二段氣藏具有三大特點(diǎn)：非均質(zhì)的致密儲(chǔ)層、準(zhǔn)連通的圈閉分布、非統(tǒng)一的成藏系統(tǒng)，氣藏類型可表征為“準(zhǔn)連續(xù)型致密砂巖氣”。

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（編輯 楊幼平）

Characteristics and types analysis of gas reservoir in Shan 2 section of Yan’an gasfield, Ordos Basin

CHEN Zhanjun1，2， REN Zhanli1，2， ZHAO Jingzhou3， ZHAO Xiaoyan4， GAO Xiaoping5，QIANG Teng5， LEI Yanyun5， LIU Tao6

（1. Department of Geology， Northwest University， Xi’an 710069， China；2. State Key Laboratory of Continental Dynamics， Northwest University， Xi’an 710069， China；3. School of Earth Science and Engineering， Xi’an Shiyou University， Xi’an 710065， China；4. Changqing Industrial Group， PetroChina Changqing Oilfield Company， Xi’an 710021， China；5. Oil and Gas Exploitation Company， Shaanxi Yanchang Petroleum， Yan’an 716000， China；6. Research Institute， Shaanxi Yanchang， Petroleum， Xi’an 710075， China）

Yan’an gasfield in the southwest of Yishan slope was studied. The results show that the reservoir of section 2 of Shanxi Formation exhibits several characteristics. The reservoir distribution is not stable in plane， and the spatialconfigurations between sand-bodies， or between sand-body and surrounding rock are various. The reservoir is tight，whose porosity mainly ranges from 1.0% to 10.0% and permeability mainly ranges from 0.01×10-3μm2to 0.4×10-3μm2. Stratification and inner heterogeneity are serious. Differentiation of gas and water is not obvious and the reservoir is lacking in a uniform gas-water interface. There is a certain diversity of gas properties among sand-bodies. Methods of distribution direction of sand， orientation and well spacing， logging facies comparison are used to determine the connectivity of sand-bodies between wells. Some sand-bodies are connected， however， the corresponding measured gasfield pressure， gas saturation and component are different， which means the reservoir forming system is generally not the same. According to reservoir forming mechanism analysis， research concludes that inhomogeneity of hydrocarbon accumulation factors which experienced several stages in section 2 of Yan’an gasfield Shanxi formation， and lead to the gas-water distribution inhomogeneity is produced， inherited and retained. This mechanism and process form a seeming“connectivity” in space domain， but actually the reservoir forming system is “non- uniform”. The gas reservoir layer possesses three characteristics： inhomogeneity tight reservoir， quasi-connectivity trap distribution， non-uniform reservoir system. Thus， the reservoir type can be defined as a “quasi-consecutive tight gas sandstone reservoir”.

Yishan slope； Shan 2 section； tight gas； quasi-continuous

TE122.2

A

1672-7207（2016）05-1625-12

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.05.024

2015-05-23；

2015-07-26

國(guó)家科技重大專項(xiàng)（2011ZX05005） （Project（2011ZX05005） supported by the National Science and Technology Major Program of China）

任戰(zhàn)利，博士生導(dǎo)師，從事盆地?zé)崾放c油氣成藏研究；E-mail： renzhanl@nwu.edu.cn