鄂爾多斯盆地蘇里格氣田上古生界氣藏充注動力計算方法

陳占軍　任戰利　萬單夫　路中奇　薛　雯　曹　峰　周華龍

1. 大陸動力學教育部重點實驗室 2. 西北大學地質學系 3. 中國石油長慶油田公司 4. 隴東學院

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田上古生界氣藏充注動力計算方法

陳占軍1,2任戰利1,2萬單夫3路中奇3薛雯3曹峰4周華龍4

1. 大陸動力學教育部重點實驗室 2. 西北大學地質學系 3. 中國石油長慶油田公司 4. 隴東學院

陳占軍等. 鄂爾多斯盆地蘇里格氣田上古生界氣藏充注動力計算方法. 天然氣工業，2016,36(5):38-44.

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田上古生界氣藏含氣特征復雜，開發難度大。為此，從充注動力的角度分析了不同區帶、不同層位成藏充注動力的差異性及其對該區氣藏含氣性的控制作用。首先根據該區上古生界氣藏的地質特征，建立了氣田的充注成藏模式，認為充注動力的主要類型為源儲流體勢差，其成因為烴源巖生烴增壓產生的流體過剩壓力；在此基礎上采用泥巖壓實的方法計算了成藏期烴源巖與儲層的流體過剩壓力和壓差。計算結果表明：烴源巖的流體過剩壓力介于13.0～22.0 MPa，源儲之間的流體過剩壓差介于3.5～9.5 MPa，流體過剩壓力從烴源巖向儲層或更外圍地層整體呈逐漸減小的趨勢。進一步將典型井烴源巖產生的流體過剩壓力、源儲壓差與區域的生烴強度相比較，發現區域生烴強度越高，則流體過剩壓力與壓差就越大，表明成藏期的充注動力越強勁。結論認為：充注動力對該區氣藏的含氣性具有重要的控制作用，在儲層物性、烴源巖與儲層配置條件基本相當的條件下，充注動力越大，則儲層含氣飽和度越高。

鄂爾多斯盆地 蘇里格氣田 晚古生代 流體勢 充注動力 源儲壓差 含氣性 生烴強度

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 5, pp.38-44,5/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田上古生界氣藏含氣面積大、資源總量大，但是豐度低、物性差，開發難度較大。其儲層砂體多以透鏡狀、河道條帶狀或疊置形態不穩定發育[1]，不同部位的物性具有差異性，加之烴源巖的分布、生排烴強度等在全區并不一致，導致氣藏的含氣特征十分復雜。

一般認為，油氣之所以能夠運移并充注，主要是由于烴源巖與儲層之間存一定差異性，如流體勢差[2-5]、密度差[6-9]、濃度差。地層在地質歷史時期的演化中需要減小與調和這些差異性，導致生成的油氣在不同的動力機制下聚集并成藏。就其機理而言，流體勢差可形成定向流使得油氣運聚成藏；而密度差表現為流體因密度不同縱向分異使油氣聚集成藏；濃度差則表現為擴散運移，對成藏的貢獻程度有限，但仍然為油氣運聚的一類成因。

筆者通過對蘇里格氣田上古生界氣藏的成藏要素組合特征分析，恢復了不同區帶典型單井在成藏期的充注動力，從充注動力角度探討不同區帶、不同層位成藏充注動力的差異性及其對含氣性差異的控制作用。筆者研究的充注動力類型為烴源巖與儲層的流體勢差，并適當考慮浮力貢獻作用。

1　研究方法

1.1研究思路

蘇里格氣田具有大面積生烴、蒸發式排烴、彌漫式充注等特點[10-13]。下二疊統下石盒子組盒8段、山西組山1段與下部山西組、下二疊統太原組、中石炭統本溪組烴源巖的垂向距離介于50～200 m，生成的油氣無需經過長距離運移即可充注成藏。前人的研究也主要認為主要成藏形式為近距離垂向運移[14-15]，其下生上儲的源儲配置格局決定了充注的主要方向為自下向上，所以主要充注方向與浮力方向基本重合。在持續定向的流體充注模式下，擴散作用極微，對成藏的貢獻有限，為輔助充注方式及充注動力。

按照蘇里格氣田上古生界氣藏源儲配置關系及成藏特點可以確定其充注模式為：①烴源巖生烴增壓產生流體過剩壓力，處于流體勢的相對高值部位，儲層處于流體勢的相對低值部位；②油氣生成之后從烴源巖向外圍地層（主要向上部）排烴，因排烴泄壓，流體過剩壓力降低；③儲層接受充注并獲得部分流體勢，在聚集成藏的同時，流體過剩壓力與流體勢高于更外圍的地層，因此繼續向上排出流體，消耗流體勢并再次泄壓，流體勢與流體過剩壓力繼續降低。

所以蘇里格氣田成藏期的流體勢從烴源巖向外部地層緩慢降低，由于消耗流體勢的泄壓作用，流體過剩壓力也隨之降低。

按照蘇里格氣田成藏模式，認為烴源巖產生的總流體勢為各層段消耗的流體勢之和（圖1），總的過剩壓差為各段消耗的壓差之和，即有：

圖1　蘇里格氣田成藏充注模式圖

式中Δp表示總過剩壓力差，Pa；Δpi表示第i段單層過剩壓力差，Pa。

依據流體的滲流機理認為，隨著運移距離的增加，流體勢及過剩壓力在地層中逐漸被消耗并降低，其降低的速率可用流體勢坡降表示：

式中ii表示第i段單層縱向壓力坡降，Pa/m；Li表示第i段單層厚度，Pa/m。

蘇里格氣田大面積生排烴的特征決定了生烴、排烴以及充注作用是在面與面之間進行的，充注時各層面內通過的流量視為相同，所以滲流速度與滲透率、流體勢坡降關系可表述為：

式中vi表示第i段單層滲流速度，m/s；Ki表示第i段單層滲透率，D。

根據式（2）、（3）可知，單一巖性地層消耗的流體勢為：

從式（4）可以得出：單一巖性地層消耗的流體勢與厚度成正比，與滲透率成反比。該式還反映出：泥巖滲透率相對低，不易滲流，其厚度過大時，會大大提高流體通過消耗的流體勢，當其厚度足夠大、需要消耗的流體勢大于充注動力時，則可以阻擋油氣向上運移，對氣藏直接起封蓋作用；砂巖的滲透率相對高，易于滲流，隨著滲透率增大，充注流體勢的坡降會降低，當滲透率大于一定值時，浮力補償作用可以抵消運移消耗下降的流體勢。

依據氣藏源配置關系及充注成藏模式可以看出：研究區充注動力的主要來源為源儲之間的流體勢差，而流體勢差的主要成因為烴源巖生烴增壓產生的流體過剩壓力。因此本文研究的主要對象為成藏期烴巖源與儲層內的流體過剩壓力及壓差，在此基礎上進一步分析成藏期的充注動力[16-17]。

1.2研究處理方法

蘇里格氣田上古生界氣藏主成藏期為早白堊世[18-22]，在該時期鄂爾多斯盆地處于快速沉降階段[23]，目的層段的泥巖尚未充分壓實，受生烴有機質熱解、水熱增壓以及本身相對排液不暢等原因的影響，泥巖進一步的壓實作用受到阻礙，地層內部因生烴造成的流體壓力異常（過剩壓力）被泥巖的壓實程度記錄。成藏之后盆地進入抬升階段，不再出現大規模沉降，泥巖未受到更深程度的壓實，成藏期的壓實特征保存至今。因此該期的流體過剩壓力特征被記錄下來，可用來表征成藏期的充注動力。

此次研究充注動力采用逼近與限定的方法：對生烴起主要貢獻作用的煤層微裂隙較為發育，內部消耗的流體勢極小，其產生的過剩壓力（充注動力）與距其最近（一般為接觸關系）的泥巖接近，因此可用該泥巖段在成藏期的過剩壓力表征；儲層砂巖獲得的過剩壓力（充注動力）通常小于下伏泥巖而大于上覆泥巖（圖1），所以先求得儲層上部與下部泥巖地層的過剩壓力，再以限定的方法求得成藏期儲層獲得的充注動力。此外，研究盡量選取純泥巖或高泥質含量的泥巖，以減小因泥質含量產生的誤差。

經過上述方法處理，一是用“泥巖壓實”的方法同時衡量烴源巖產生的過剩壓力和與儲層獲得的充注動力，具有可比性；二是煤層烴源巖由于本身結構及物性特點，其內部消耗的流體勢極小，可用相鄰段泥巖的流體過剩壓力近似表征生烴產生的流體過剩壓力，加之部分烴源巖本身就是泥巖，因此用“泥巖壓實”方法研究的誤差具有可控性；三是泥巖壓實的方法本身較為成熟[24]，具有很強的可操作性。

2　典型井實例

先擬合出正常壓實段的深度—AC趨勢關系，對欠壓實段穩定發育的泥巖的AC值連續取點并算術平均，運用泥巖壓實法計算出具體泥巖段的精確過剩壓力。該方法能夠定量分辨依次發育的每段穩定泥巖在成藏期的過剩壓力，避免多段泥巖計算結果的平均化。

2.1典型井計算方法及過程

1）選取蘇里格氣田不同區帶代表井4口（圖2），由于單井的深度跨度大、聲波時差（AC）跳躍性強，所以首先擬合正常壓實段深度—AC的整體趨勢，擬合圖版與擬合參數如圖2 、表1所示。

圖2　典型井深度—AC正常壓實趨勢擬合圖

表1　典型單井深度—AC 正常壓實趨勢關系對應表

2）在欠壓實深度段選取泥質含量高且發育相對穩定的泥巖，根據AC—深度關系，確定骨架應力等同深度；以地層取心密度為依據確定骨架壓力梯度值，依照地層平均密度、骨架應力參數確定異常流體壓力值。

根據平衡深度法，非正常壓實段深度的地層壓力為：

式中pz表示欠壓實段地層流體壓力，MPa；γw表示靜水壓力梯度，MPa/m；γb表示地層壓力梯度，MPa/m；Z表示欠正常壓實段深度，m。

而該段地層靜水壓力為：

所以該深度段的過剩壓力為式（5）—式（6）：

式中pf表示欠壓實段過剩流體壓力，即為成藏期地層內的過剩壓力，也是充注動力的主要來源。

2.2典型井計算結果

按照上述方法及公式對典型井高泥質含量樣段的過剩壓力進行計算，依據測井數據取點間距0.125 m連續取值，并進行算術平均，計算結果如圖3所示。

圖3　典型井成藏期過剩壓力（充注動力）縱向分布圖

2.3計算結果分析

1）典型井烴源巖產生的最大流體過剩壓力為22.0 MPa，最小約為13.0 MPa。流體過剩壓力從烴源巖向儲層或更外圍地層基本呈逐漸減小的趨勢；除S-WS井減小的趨勢不一致外，其余3口井源儲流體過剩壓差介于3.5～9.5 MPa。結合前人區域生烴背景的研究成果[26]分析認為，各井所代表的區帶在盒8段、山1段成藏期的過剩壓力（充注動力）、源儲壓差與區域生烴強度呈正相關，平面上具有西低東高的趨勢，表明生烴強度越高，烴源巖與儲層之間的流體過剩壓差越大、充注動力越足（圖4）。

圖4　典型井地理位置及生烴背景圖

2）S-WS井的主力烴源巖僅為本溪組頂部煤層，煤層下部流體過剩壓力大于上部。結合該井縱向巖性分布特征，研究認為S-WS井烴源巖上覆泥巖約為100 m，對該井天然氣向上運移形成封堵，本溪組生烴有可能優先向下運移，故煤層下部泥巖的流體過剩壓力值高于上部。按照烴源巖與儲層間的流體勢遞減規律，S-WS井盒8段上部儲層的流體過剩壓力理論上應低于下部泥巖，但實際上卻高于下部泥巖，據此推測上部儲層流體勢受到了橫向充注的補充，所以S-WS井盒8段儲層所在的區帶應該存在一定規模的側向充注。

3）除S-WS井外，其余3口井的最高流體過剩壓力均出現在山2段，根據生烴強度與流體勢、流體過剩壓力正相關的原則判斷，山2段內煤系源巖的生烴強度應該高于本溪組的8號煤[27]。

4）S-WS井、S-YJS井以及S-L井盒8段內的部分厚段儲層由于滲透率相對較高（如S-YJS盒8段的大段砂巖現今滲透率介于0.5～1.0 mD），上覆泥巖的過剩壓力與下伏地層相差不大，說明物性較好的砂巖消耗的流體勢較少，流體勢的消耗主要是在泥巖中進行的。此外，如S-YJS井盒8段儲層厚度約為30 m，為非純氣層，浮力提供的充注動力約為0.5 MPa，而該層段砂體在成藏期獲得的流體過剩壓力（充注動力）約為9.0 MPa，由此可見生烴增壓是充注動力的主要來源，浮力為次要的充注動力。

2.4充注動力與含氣性關系

運用前述方法對S-YJS井相鄰探井S-YQE井過剩壓力（充注動力）計算，兩井對比結果表明S-YQE井盒8段的充注動力大于S-YJS井（表2）。實測結果顯示，在同級別物性條件下（0.1～1.0 mD），S-YQE井盒8段單層砂體含氣飽和度高于S-YJS井（圖5），說明充注動力對含氣性有重要控制作用。

表2　S-YQE、S-YJS井成藏期過剩壓力（充注動力）縱向分布表

圖5　S-YQE、S-YJS井盒8段單砂體物性—含氣性關系圖（實測）

3　結論

1）以蘇里格氣田上古生界氣藏的地質特征為依據，建立了相應氣藏充注模式，認為充注動力的主要來源為流體勢差，其本質為成藏期泥巖欠壓實狀態下的相對排液不暢、生烴增壓產等因素產生的地層流體過剩壓力。

2）依據該區上古生界氣藏的成藏特點，通過逼近與限定的思路，運用泥巖壓實方法計算得出主成藏期烴源巖產生的流體過剩壓力介于13.0～22.0 MPa，源儲流體過剩壓差介于3.5～9.5 MPa。不同區帶源儲流體勢差、充注動力均與生烴強度呈正相關關系。

3）通過蘇里格氣田典型井目的層段儲層獲得的充注動力與浮力的比較，認為生烴增壓產生的地層流體過剩壓力是主要的充注動力，浮動為次要充注動力。

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（修改回稿日期 2016-03-08編 輯 羅冬梅）

“十三五”能源發展突出目標和問題導向

2016年4月22日和28日，國家能源局先后兩次召開能源發展“十三五”規劃征求意見會。會議強調，“十三五”能源規劃要更加突出目標導向和問題導向。在目標導向上，各項目標與任務設置的根本出發點是貫徹落實好國民經濟和社會發展“十三五”規劃綱要的部署，突出推進能源革命的主題，貫徹習近平總書記“四個革命、一個合作”能源發展戰略思想，建設清潔低碳、安全高效的現代能源體系。在問題導向上，要緊密圍繞當前我國傳統能源產能過剩嚴重、可再生能源發展存在多重瓶頸制約等重大問題與突出矛盾，結合落實供給側結構性改革“三去一降一補”等主要任務，認真研究對策，提出破解措施，增強規劃的針對性、前瞻性與可操作性。

會議強調，編制好能源發展“十三五”規劃是國家能源局當前一項非常緊迫而重要的任務，離不開各方面的大力支持和配合。當前的規劃文本還有很多需要改進、充實和完善的地方，國家能源局將認真研究、充分吸納兩次會議提出的意見和建議。

（天工 摘編自天然氣工業網）

A calculation method for the charging dynamics of Upper Paleozoic gas reservoirs in the Sulige Gas Field, Ordos Basin

Chen Zhanjun1,2, Ren Zhanli1,2, Wan Danfu3, Lu Zhongqi3, Xue Wen3, Cao Feng4, Zhou Hualong4
(1. MOE Key Laboratory of Continental Dynamics, Xi’an, Shaanxi 710069, China; 2. Department of Geology, Northwest University, Xi’an, Shaanxi 710069, China; 3. PetroChina Changqing Oilfi eld Company, Xi’an, Shaanxi 710021, China; 4. Longdong University, Qingyang, Gansu 745000, China)

In the Sulige Gas Field, Ordos Basin, the Upper Paleozoic gas reservoirs are difficult to develop due to their complicated gas-bearing features. In this paper, a series of analysis was made on the difference of charging dynamics during hydrocarbon accumulation at different zones and horizons and its controlling effects on the gas-bearing potential of gas reservoirs in this area. Firstly, the hydrocarbon charging and accumulation mode of the Sulige Gas Field was established based on the geological features of the Upper Paleozoic gas reservoirs. It is indicated that the charging dynamics is mainly derived from source–reservoir fluid potential difference, which is produced by the liquid excess pressure due to the pressure increase during the hydrocarbon generation of source rocks. Secondly, the liquid excess pressure of source rocks and reservoirs during hydrocarbon accumulation and their difference were calculated by means of shale compaction. According to the calculation results, fluid excess pressure of source rocks is 13–22 MPa and fluid excess pressure difference between source rocks and reservoirs is about 3.5–9.5 MPa. Besides, fluid excess pressure, on the whole, decreases gradually from source rocks to reservoirs or to the farther layers. And thirdly, the relation between the regional hydrocarbon-generating intensity and the fluid excess pressure and source–reservoir pressure difference caused by source rocks in the typical wells was analyzed. It is indicated that the greater the hydrocarbon-generating intensity is, the higher the fluid excess pressure and the larger the pressure difference. Correspondingly, the charging dynamics during hydrocarbon accumulation is stronger. To sum up, charging dynamics plays an important role in controlling the gas-bearing potential of gas reservoirs in this area. Given basically similar reservoir properties and source–reservoir assemblage, the stronger the charging dynamics, the higher the gas saturation.

Ordos Basin; Sulige Gas Field; Late Paleozoic; Fluid potential; Charging dynamics; Source–reservoir pressure difference; Gas-bearing potential; Hydrocarbon generating intensity

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.05.005

國家自然科學基金項目（編號：41372128）、國家科技重大專項（編號：2011ZX05005-004-007HZ）、西北大學大陸動力學國家重點實驗室科技部專項（編號：BJ08133-1）。

陳占軍，1982年生，博士研究生；從事油氣成藏與開發研究工作。地址：（710069）陜西省西安市太白北路229號。ORCID:0000-0001-5579-4678。E-mail:john_wudy@163.com

任戰利，1961年生，研究員，《Natural Gas Industry B》編委，博士生導師；從事盆地熱演化史與油氣成藏及油氣評價研究工作。E-mail:renzhanl@nwu.edu.cn