鄂尔多斯盆地天环坳陷北段低生烃强度区致密气成藏富集规律及勘探目标

赵会涛; 刘晓鹏; 贾丽; 虎建玲; 卢子兴; 周国晓

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.003

天然气地球科学 >

2021 , Vol. 32 >Issue 8: 1190 - 1200

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.003

天然气地质学

鄂尔多斯盆地天环坳陷北段低生烃强度区致密气成藏富集规律及勘探目标

赵会涛 ^,¹^,² ,
刘晓鹏 ^,¹^,² ,
贾丽 ¹^,² ,
虎建玲 ¹^,² ,
卢子兴 ¹^,² ,
周国晓 ¹^,²

展开

^1. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018
^2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018

赵会涛（1969-），男，甘肃镇原人，高级工程师，主要从事沉积、储层研究. E-mail: zht_cq@petrochina.com.cn

刘晓鹏（1978-），男，陕西周至人，高级工程师，硕士，主要从事油气成藏地质研究. E-mail:liuxiaop1_cq@petrochina.com.cn.

收稿日期: 2021-03-22

修回日期: 2021-06-09

网络出版日期: 2021-08-25

收起

Accumulation regularity and target of tight sandstone gas in low hydrocarbon generation intensity area of northern Tianhuan Depression， Ordos Basin

Huitao ZHAO ^,¹^,² ,
Xiaopeng LIU ^,¹^,² ,
Li JIA ¹^,² ,
Jianling HU ¹^,² ,
Zixing LU ¹^,² ,
Guoxiao ZHOU ¹^,²

Expand

^1. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi 'an 710018，China
^2. National Engineering Laboratory for Low Permeability petroleum Exploration and Development，Xi 'an 710018，China

Received date: 2021-03-22

Revised date: 2021-06-09

Online published: 2021-08-25

Supported by

China National Science & Technology Major Project(2016ZX05047⁃001)

Fold

本文亮点

鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界煤系烃源岩生烃强度为（10~20）×10⁸m³/km²，下石盒子组8段（盒8段）储层平均孔隙度为8.3%，平均渗透率为0.94×10^-3μm²，裂缝相对较发育；试气出水普遍，同时多口井获高产工业气流，气水关系复杂；天然气富集规律不明，勘探目标优选困难。针对上述问题，通过对构造、烃源岩、储层等成藏地质条件及成藏主控因素的系统分析，明确了天环坳陷北段属低生烃强度区，气藏类型为构造—岩性复合气藏，改造期浮力调整对天然气二次成藏富集起到了关键作用，相对优质储层区局部构造高部位是首选有利区带。经过对烃源岩生烃强度、地层局部构造的精细刻画和储层的综合评价，优选了有利区带，积极助推了天环坳陷北段上古生界天然气勘探取得突破。

本文引用格式

赵会涛 , 刘晓鹏 , 贾丽 , 虎建玲 , 卢子兴 , 周国晓 . 鄂尔多斯盆地天环坳陷北段低生烃强度区致密气成藏富集规律及勘探目标[J]. 天然气地球科学, 2021 , 32(8) : 1190 -1200 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.003

Highlights

Hydrocarbon generation intensity of the Upper Paleozoic coal measure source rocks in the northern section of Tianhuan Depression， Ordos Basin， is （10-20）×10⁸ m³/km²， average porosity of reservoir is 8.3%， average permeability is 0.94×10^-3 μm²，and the fractures are relatively developed. The gas test effluent is common， and many wells have obtained high-yield industrial air flow. The gas-water relationship is complex， the gas enrichment rule is unclear， and it is difficult to optimize the exploration target. Through the systematic analysis of the geological conditions and main controlling factors of the formation of the study area， it is clear that the north section of Tianhuan Depression is a low hydrocarbon generating intensity area， and the gas reservoir type is a structural-lithologic complex gas reservoir. The buoyancy adjustment during the transformation period plays a key role in the accumulation of natural gas accumulation. The favorable zone is the preferred area relative to the high structural part of the high quality reservoir area. Through the fine description of hydrocarbon generation intensity， local structure of the formation and comprehensive evaluation of reservoir， favorable zone is selected and the breakthrough in the exploration of Upper Paleozoic gas in the northern section of Tianhuan Depression is actively promoted.

0 引言

致密气是全球非常规天然气勘探的重点领域之一，我国目前已在鄂尔多斯盆地和四川盆地实现了规模勘探开发^［1］。其中鄂尔多斯盆地上古生界致密气资源量为13.32×10¹²m³，约占全国致密气资源量的61%。已发现苏里格、米脂、子洲、神木、大牛地、延安、东胜、临兴—神府等大型致密砂岩气田，探明致密气地质储量（含基本探明储量）超过7.0×10¹²m³，年产量超400×10⁸m³，是我国目前致密气储量规模最大、产量最高的地区。前人应用深盆气^［2-5］、连续型气藏^［6-10］、准连续型气藏^［11-13］、克拉通盆地大面积致密气^［14-17］等成藏理论学说，对鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏整体特征和基本成藏模式进行了广泛、深入研究。“煤系烃源岩广覆式生烃，孔缝网状输导、天然气近距离运聚，大面积成藏，近源富集、相对优质储层富集”等基本成藏模式获得普遍认同^［6-25］。

近年来，随着鄂尔多斯盆地上古生界致密气勘探程度的不断提高，主战场由盆地中心的伊陕斜坡拓展至盆地周缘地区，其中天环坳陷北段地区展现出良好的勘探潜力。

天环坳陷北段位于定边—环县—灵武—鄂托克旗地区，面积约为1.5×10⁴ km²，横跨伊陕斜坡、天环坳陷、西缘冲断带三大构造单元（图1）。上古生界发育一套海陆过渡相的碎屑岩沉积体系。地层自下而上依次为石炭系羊虎沟组，二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组。主力含气层段为二叠系下石盒子组8段（盒8段）及山西组1段（山1段），气藏埋深3 600~4 500 m。烃源岩为羊虎沟组、太原组和山西组的煤层及暗色泥岩，区域盖层为上石盒子组4段—上石盒子组1段（盒4段—盒1段）滨浅湖相泥岩。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图1 天环坳陷北段区域构造位置

Fig.1 Regional tectonic location map of the northern part of Tianhuan Depression

该区多口探井试气获产量大于10×10⁴ m³/d的高产气流，同时，区内完试的131口天然气探井中67口不同程度产水。气水关系复杂，天然气富集规律不明，勘探目标优选困难。本文通过天环坳陷北段致密气成藏地质条件及成藏主控因素的分析，以期明确气水关系复杂区天然气富集规律，优选有利勘探目标，助推该区天然气勘探。

1 天环坳陷北段上古生界天然气成藏地质特征

1.1　构造特征

1.1.1　区域构造特征

天环坳陷是在西缘冲断带、伊陕斜坡“西冲东抬”作用下形成的负向构造单元，布伽重力异常为一条状负异常区^［26］。其东翼延续伊陕斜坡构造特征，发育平缓西倾单斜，西翼构造陡倾，发育北西—南东向低幅度背斜隆起。东翼宽缓、西翼陡窄，两翼构造差异明显。从两翼到轴部基本以单斜为主，在单斜背景之上发育多排鼻状隆起，幅度一般为5~60 m，平均为18 m，形成多个局部构造高点。

1.1.2　断裂—裂缝特征

断裂和裂缝的发育程度及分布特征控制着油气输导性能及方向^［27-28］。

天环坳陷西侧紧邻西缘冲断带，受多期构造运动影响，断裂系统纵向上多期叠加、横向上相互切割。断层、微裂缝发育，形成为“深层、浅层”两大体系。深层断裂系统形成于加里东期，主要分布在下古生界，以近NW—SE、NNE—SSW方向展布，张性为主；浅层上古生界断裂系统为主要发育印支期（NW—SE向）、燕山期（S—N向）断裂，局部发育喜马拉雅期（NEE—SWW向）断裂，以张性正断层为主，其中燕山期断裂—裂缝最为发育，且与成藏期关系密切，对研究区天然成藏影响最大。平面上断裂的规模及密度呈“西强东弱、西多东少”特点。西翼受构造挤压作用强烈，断裂系统发育，随之伴生的构造裂缝发育，东翼裂缝发育程度相对较低。

岩心及薄片显微镜下观察表明，研究区目的层内裂缝和微裂缝普遍发育。研究区内60多口取心井中40多口岩心发育裂缝，裂缝以高角度近垂向缝为主，长度为5~259 cm，半充填或未充填，充填物主要为钙质和泥质（表1）。

表1 天环坳陷北段岩心裂缝识别结果统计（部分）

Table 1 Statistical table of core fracture identification results in the northern part of Tianhuan Depression (selected)

井名	裂缝密度条/m	裂缝长度/cm	缝宽/mm	充填程度	产状
B1	0.235	11~32	1~1.5	未充填	近垂向缝
B2	0.147	10~40	1~1.5	未充填	近垂向缝
B3	0.276	35~38	1~1.5	未充填	近垂向缝
B4	0.243	4~59	0.5~1	半充填、未充填	斜向缝、近垂向缝
B5	0.257	15~68	0.5~1	半充填、未充填	近垂向缝
B6	0.298	30~259	1	未充填	近垂向缝
B7	0.160	40	1~1.5	未充填	近垂向缝
B8	0.130	6~89	1	未充填	近垂向缝
B9	0.141	5~101	0.5~1	半充填、未充填	近垂向缝
B10	0.111	26~120	1	未充填	近垂向缝
B11	0.047	14~109	1~2	未充填	近垂向缝
B12	0.208	5~50	2~4	未充填	斜向缝、近垂向缝

断裂—裂缝输导体系为天然气运聚提供了良好的运移通道。

1.2　烃源岩特征

研究区主力层段天然气组分中CH₄含量为82.2%~98.1%，δ¹³C₁值为-33.71‰~-27.20‰，平均为-31.18‰。δ¹³C₂值为-27.73‰~-19.07‰，平均为-23.83‰，δ¹³C₃值为-27.38‰~-18.18‰，平均为-24.32‰，表明其为III型干酪根热降解成因^［29］。

研究区烃源岩主要为上古生界煤层和暗色泥岩。煤层主要发育在石炭系羊虎沟组及二叠系太原组和山西组2段（山2段）。其中羊虎沟组和太原组煤层形成于滨海沼泽或澙湖环境，山2段煤层主要形成于湿地沼泽沉积环境。煤层厚度1~5 m，平均3.1 m，整体上北厚南薄。暗色泥岩主要分布于太原组和山2段，太原组暗色泥岩形成于滨海沼泽或澙湖环境，山2段暗色泥岩形成于湿地沼泽沉积环境。羊虎沟组至山西组暗色泥岩厚度30~60 m，平均厚46.7 m，整体上北薄南厚。

有机质丰度分析（表2）表明，上古生界羊虎沟组至山1段暗色泥岩有机碳平均含量为2.82%~4.9%，山1段最低。平均生烃潜量为1.44~2.95 mg/g，平均氯仿沥青“A”含量为0.015 1%~0.046 3%，太原组相对较低。利用中—高热演化阶段煤系源岩生气潜力的分级评价标准^［30］判识，总体上暗色泥岩属较好—好的烃源岩级别。煤层平均生烃潜量为 43.32~70.79 mg/g，山2段最低，平均氯仿沥青“A”含量为0.350 5%~0.576 0%，总烃含量为（921.82~2 558.9）×10^-6，整体属较好—好的煤层烃源岩级别^［30］。

表2 天环坳陷北段上古生界烃源岩评价参数（评价标准来源于文献[30]）

Table 2 Evaluation parameters of Upper Paleozoic source rocks in the northern part of Tianhuan Depression (evaluation criteria from Ref.[30])

层位	岩性	有机碳（TOC）/%	生烃潜量（S ₁+S ₂）/（mg/g）	氯仿沥青“A” 含量/%	总烃含量/10^-6	评价结果
山1段	泥岩	$0.16 ~ 5.48 2.82 (62)$	$0.03 ~ 14.11 1.81 (21)$	$0.01 ~ 0.41 0.048 (20)$	$120.1 ~ 351.7 193.4 (16)$	较好
山2段	泥岩、炭质泥岩	$0.28 ~ 14.21 4.21 (78)$	$0.10 ~ 14.11 1.91 (45)$	$0.05 ~ 1.07 0.021 (17)$	$80.2 ~ 231.8 126.1 (14)$	好
太原组	炭质泥岩	$16.21 ~ 26.24 22.02 (5)$	$5.55 ~ 20.37 14.58 (4)$	$0.033 ~ 1.501 0.413 (4)$	$234.3 ~ 848.1 541.2 (2)$	好
太原组	泥岩	$0.06 ~ 7.99 3.80 (37)$	$0.13 ~ 4.27 1.44 (13)$	$0.009 ~ 0.043 0.015 (5)$	$71.4 ~ 176.2 104.5 (3)$	好
羊虎沟组	炭质泥岩	$20.53 ~ 26.36 24.52 (4)$	$16.10 ~ 23.59 20.77 (4)$	$0.016 ~ 0.186 0.065 (3)$	$242.5 ~ 402.9 322.7 (2)$	好
羊虎沟组	泥岩	$0.09 ~ 9.89 4.90 (15)$	$0.15 ~ 3.66 2.95 (11)$	$0.016 ~ 0.129 0.046 (6)$	$113.6 ~ 311.7 236.2 (5)$	好
山2段	煤	$31.53 ~ 69.0 44.81 (10)$	$21.89 ~ 79.59 43.32 (6)$	$0.050 ~ 1.066 0.487 (4)$	$2 112.4 ~ 2 893.2 2 539.8 (3)$	较好
太原组	煤	$45.57 ~ 76.22 67.87 (13)$	$34.21 ~ 120.93 70.79 (4)$	$0.087 ~ 1.515 0.576 (4)$	$2 341.1 ~ 2 776.7 2 558.9 (2)$	好
羊虎沟组	煤	$49.42 ~ 72.55 58.75 (9)$	$40.40 ~ 109.41 69.01 (2)$	$0.071 ~ 0.280 0.351 (2)$	$921.82 ~ 921.82 921.82 (1)$	较差—较好

注： $0.16 ~ 5.48 2.82 (62)$ = $最小值 — 最大值平均值 (样本数)$ ，余同

岩石热解分析结果表明，镜质体反射率为1.4%~2.2%，平均为1.83%，处于高—过成熟阶段。利用煤层和暗色泥岩厚度、成熟度、生烃转化率及埋藏史等资料，计算得研究区上古生界煤系烃源岩生烃强度主要介于（10~20）×10⁸m³/km²之间，生烃强度由南向北呈逐渐降低趋势，冯地坑—高沙窝地区介于（20~16）×10⁸m³/km²之间，布拉格苏木地区小于16×10⁸m³/km²（图2），明显低于盆地中东部地区的（24~40）×10⁸m³/km²，属于低生烃强度区^［31］。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图2 天环坳陷北段上古生界生烃强度

Fig.2 Hydrocarbon generation intensity of Upper Paleozoic in the northern part of Tianhuan Depression

1.3　储层特征

天环坳陷北段上古生界主力气层为盒8段，发育辫状河湖泊三角洲平原亚相分流河道砂体，橫向上河道反复迁移、纵向上多期河道相互叠置形成复合砂体。复合砂体宽10~15 km，厚15~25 m，最大厚度可达46.7 m，砂体规模由北向南逐渐变小、厚度变薄。

受盆地西北部阿拉善古陆富石英物源控制，盒8段储层岩石类型以中粗粒石英砂岩为主，石英平均含量为93%。填隙物中高岭石胶结物平均含量为4.2%、硅质为3.8%、伊利石为3.6%、铁方解石为2.3%、绿泥石为1.4%、凝灰质为0.4%。储层孔隙度主要分布范围为4%~10%，平均为8.3%。渗透率分布在（0.1~1.0）×10^-3μm²之间，平均为0.94×10^-3μm²，相对优质储层较发育。

铸体薄片分析表明，盒8段储层成岩相主体为粒间溶孔+硅质、高岭石胶结强溶蚀相。孔隙类型以粒间溶孔、岩屑溶孔、晶间孔等次生溶蚀孔隙为主，平均面孔率为1.87%。与盆地东部盒8段储层相对比（图3），面孔率高出0.5%，粒间孔占比高出10.1%，平均孔隙度高出2.5%，平均渗透率高出0.3×10^-3μm²，储层储集性和孔喉连通性均优于盆地东部盒8段。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图3 天环坳陷北段盒8段储层孔隙类型组成直方图

Fig.3 Pore type composition histogram of He 8 reservoir in the northern part Tianhuan Depression

1.4　地层水的特征

地层水离子组成、水型等信息反映了油气藏的保存条件^［32-35］。天环坳陷北段主力含气层段地层水水型均为CaCl₂型（表3）。CaCl₂型地层水是原始地层水在漫长的地质演化中发生强烈浓缩、脱硫作用形成的，是气藏水动力相对阻滞，封闭条件好的标志^［34］。依据博雅尔斯基对CaCl₂型地层水的详细分类^［36］，研究区地层水主要为Ⅳ型、Ⅴ型（表3），表现出深层停滞、封闭条件良好的特征。

表3 天环坳陷北段盒8段地层水地球化学特征

Table 3 Table of geochemical characteristics formation water of He 8 reservoir in the northern part of Tianhuan Depression

井号	（K⁺+Na⁺） /（mg/L）	Ca²⁺ /（mg/L）	Mg²⁺ /（mg/L）	Cl^- /（mg/L）	HCO₃ ^- /（mg/L）	SO₄ ^2- /（mg/L）	总矿化度 /（g/L）	水型	钠氯系数Na⁺/Cl^-	钠钙系数 Na⁺/2Ca²⁺	水型（博雅尔斯基分类）
A1	12 514	10 060	1 221	34 672	123	7 233	65.7	CaCl₂	0.55	1.06	Ⅳ
A2	4 604	4 056	749	14 894	541	1 447	26.5	CaCl₂	0.47	0.97	Ⅴ
A3	9 206	5 820	589	22 631	237	4 649	43.1	CaCl₂	0.61	1.35	Ⅳ
A4	5 195	8 283	603	23 744	151	794	39	CaCl₂	0.33	0.53	Ⅴ
A5	3 543	5 239	308	14 516	470	1 134	25	CaCl₂	0.37	0.58	Ⅴ
A6	4 275	1 940	749	11 332	427	845	20	CaCl₂	0.57	1.88	Ⅳ
A7	3 547	3 880	1 284	14 570	441	1 691	25	CaCl₂	0.37	0.78	Ⅴ
A8	6 875	2 650	603	15 713	272	1 588	28	CaCl₂	0.66	2.21	Ⅲ

2 天然气富集机理

天环坳陷北段紧邻西缘冲断带，其烃源岩生烃演化、储层成岩演化、天然气成藏富集均与之形成演化密切相关。依据构造演化与天然气成藏的时空关系，可将天环坳陷北段盒8段致密气成藏富集分为源储压差充注阶段相对优质储层充注富集和浮力调整改造阶段构造高点调整富集2种类型。

2.1　源储压差作用充注阶段相对优质储层充注富集

燕山早期（早侏罗世—中侏罗世）是盆地西缘六盘山逆冲带的主变形期。南北向挤压较强，盆地西部、西南发生构造热事件。研究区构造热事件的发生时间早于盆地区域性构造热事件发生的燕山中晚期（晚侏罗世—早白垩世）^［37］。晚三叠世晚期—早侏罗世贺兰山汝箕沟鼓鼓台—二道岭一带厚层块状玄武岩的形成^［38］标志着研究区构造热事件的开始。在地层温度>80 ℃，煤系烃源岩有机酸大量生成储层强溶蚀作用发生时，盒8段储层埋深普遍超过2 000 m（图4），已初步压实致密，溶蚀产物就近胶结，储层进一步致密化。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图4 L26井埋藏史

Fig.4 Burial history of Well L26

随着温度的进一步上升，烃源岩快速成熟，天然气在源储压差作用下开始向岩性圈闭中大量充注。由于生烃强度较低，天然气充注强度不足，对地层水驱替不彻底，仅在部分相对优质储层区形成天然气相对富集，储层多为气、水混储状态。以盒8段储层为例，喉道中值半径0.05~0.65 μm对应的毛管阻力为0.15~2.0 MPa，平缓构造背景下，天然气浮力0.08~0.28 MPa难以克服孔隙水的毛细管阻力，气水未能分异。

2.1.1　天然气充注动力与储层含气饱和度关系

生烃压力即天然气膨胀力，生烃强度决定了天然气充注动力，生烃强度越高，充注动力越大^［31］。同一致密砂岩样品（7.56%，0.92×10^-3μm²）饱和水后在不同充注压差作用下的天然气驱替实验表明，随着充注压差的增大，储层含水饱和度不断减低。10 MPa与7 MPa压差驱替T ₂驰豫时间曲线虽然比较接近但仍未重合（图5），表明充注压差对致密储层天然气充注富集具有重要影响。一定的充注压差对应一定临界孔喉，随着充注动力的增大，油气可充注临界喉道半径逐渐减小，含气饱和度增大。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图5 同一样品不同充注压差下核磁共振曲线图谱

Fig.5 NMR spectra of the same sample under different charge pressure difference

依据前人提出的生烃强度临界值评价模型^［31］，以盒8气藏埋深4 000 m模拟计算了不同生烃强度与充注最小喉道半径关系（图6）。生烃强度（10~20）×10⁸m³/km²对应的充注喉道半径为0.22~0.45 μm。对物性较好的I类储集层，含气饱和度可以达到45%~56%以上，形成较好气层（图7），对较差的II类储层含气饱和度仅为25%~42%（图7），多形成气、水混储状态。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图6 天环坳陷北段盒8气藏生烃强度与最小充注喉道半径关系

Fig.6 Relationship between hydrocarbon generation intensity and minimum throat radius of He 8 gas reservoir in the northern part of Tianhuan Depression

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图7 天环坳陷北段盒8储层喉道半径与可动流体饱和度关系

Fig.7 Relationship between throat radius and movable fluid saturation of He 8 reservoir in the northern part of Tianhuan Depression

上述模拟计算结果也表明生烃强度小于10×10⁸m³/km²时，致密储层含气饱和度小于45%，难以形成经济有效的气层，10×10⁸m³/km²为研究区致密气成藏临界生烃强度值。

2.1.2　相同充注动力下物性差异控制的含气饱和度差异

在同等生烃强度充注下，对同一临界可充注喉道半径，不同物性的储层含气饱和度差异明显，物性较好的储层含气饱和度高。

研究区内L50井盒8段密闭取心物性分析资料表明，在同一套砂体内，由于储层物性［Φ：3.6%~11.8%，平均为11.8%，K：（0.04~15.25）×10^-3μm²，平均为0.53×10^-3μm²］的差异，含气饱和度明显不同。含气饱和度与孔隙度、渗透率正向变化（图8）；二维沙箱成藏模拟实验^［15］也证实，存在物性差异的储集体发生天然气充注时，相对优质储层含气富集。相对优质储层喉道半径大，孔喉连通性好，毛管阻力小，相同充注动力下，可被充注的连通孔隙体积占比高，含气饱和度高。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图8 L50井盒8段储层物性与含气饱和度关系

Fig.8 Relationship between reservoir physical properties and gas saturation in He 8 reservoir of Well L50

2.2　浮力作用改造期局部构造高点调整富集

源储压差作用下天然气充注成藏时，充注动力（压差）、浮力与毛管阻力形成平衡状态。当地层坡度变陡有效气柱高度增高浮力增大或储层产生裂缝喉道变大毛管阻力变小时，原有气水平衡被打破。气、水发生分异，天然气在浮力作用下上浮，向构造高部位汇聚，低部位富水，形成“改造型”致密砂岩气藏。

晚侏罗世中晚期天环坳陷开始出现雏型^［37］，受西缘逆冲作用，研究区形成大型构造—岩性圈闭。白垩纪末期（燕山运动最后一幕）盆地西缘再次强烈活动，在近东西向的挤压之下，引发了华北地块西缘断裂带发生强烈的逆冲推覆构造运动，褶皱进一步加强和定型^{［37，39］}。天环坳陷北段受此影响，原有气水平衡关系被打破，在物性较好的局部构造高点，气、水发生分异，形成“改造型”致密砂岩气藏。

从区域构造看，天环坳陷西翼临近西缘冲断带，构造坡度大，加之盒8段砂体展布方向为北西—南东向，浮力作用下天然气在孔—缝复合输导体系中发生阶梯式较长距离的二次运移，天然气向构造高点运移富集，原有气、水关系重新调整。勘探实践也表明，天环坳陷西翼气藏整体含气饱和度大，以纯气井为主，东翼构造低缓，储层裂缝相对不发育，以气、水同出井居多。从局部构造看，天环坳陷“坳中隆”控制了气、水分布格局，低幅度构造高点控制了含气富集区。在鼻状构造的翼部，地层倾角比正常情况下增大3°~5°，天然气浮力作用强，鼻状构造多为含气富集“甜点”。

研究区内L55井盒8段含气水层段发育大量的含饱和烃、CH₄组分包裹体，表明地质历史时期该段曾发生天然气有效充注，形成气层，后期发生运移调整，现今为含气水层。

研究区内S120-47-94井盒8段密闭取心物性分析表明（图9），相对优质储层段［Φ：5.4%~16.5%，平均为12.8%，K：（0.15~4.83）×10^-3μm²，平均为1.10×10^-3μm²］平均含气饱和度为34.6%，比低孔渗段（Φ：平均值为5.8%，K：平均值为0.15×10^-3μm²）的平均含气饱和度40.4%低，表明上部高孔渗段的天然气发生了运移调整。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图9 S120-49-74井盒8段储层物性与含气饱和度关系

Fig.9 Relationship between reservoir physical properties and gas saturation of He 8 reservoir in Well S120-49-74

2.3　天然气成藏特征

2.3.1　天环坳陷北段致密气成藏模式

晚石炭世至山2段沉积期，受中央古隆起西侧斜坡区沉积底形的控制，天环坳陷北段羊虎沟组至山2段地层厚度比盆地东部整体薄40 m左右。上古生界煤层、暗色泥岩厚度较薄，生烃强度主要介于（10~20）×10⁸m³/km²之间，属低生烃强度区。

燕山早期（早侏罗世—中侏罗世），在盆地西部、西南热事件作用下烃源岩开始快速成熟，天然气大量生成开始向岩性圈闭中大量充注。由于生烃量不足，充注动力偏小，储层中地层水驱替不彻底，束缚水含量高，气水混储。

晚侏罗世中晚期在西缘逆冲作用下大型构造—岩性圈闭形成，白垩纪末期西缘再次强烈活动，褶皱进一步加强和定型。在多期构造活动影响下，研究区地层倾角进一步变大，储层裂缝更加密集，相对优质储层区源储压差充注形成的气水混储状态在浮力作用下发生分异，天然气向局部构造高部位运移，在一定范围内形成汇聚。天环坳陷西翼地区由原来欠充注形成的气水混储状态调整为局部构造高点天然气富集、低部位含水增加的格局。天环坳陷东翼储层裂缝相对不发育且地层坡度相对低缓，大部分地区基本未发生调整，仍保持气水混储的低含气饱和度状态。当前气藏地层水为封闭条件下CaCl₂型原始地层水，表明研究区虽受西缘构造活动影响发生调整，但气藏保存条件良好，未有地表大气淡水侵入。

低生烃强度气水关系复杂区成藏模式可概括为：源储压差作用下天然气欠充注形成的低饱和度原生岩性气藏，经后期改造调整形成“构造—岩性”复合气藏。气水混储的低饱和度气藏在浮力作用下进一步分异，天然气向局部构造高点汇聚形成富集，构造幅度较大的地区气水分异更彻底，天然气富集程度更高。成藏模式见图10所示。

显示原图|下载原图ZIP|生成PPT

图10 天环坳陷北段致密气成藏模式

Fig.10 Tight gas reservoir model of the northern part of Tianhuan Depression

研究区储层相对致密区天然气虽未向构造高部位运移调整，但其含气饱和度较低，在当前技术条件下经济有效勘探开发难度大，故相对优质储层区局部构造高部位是低生烃强度区天然气勘探首选有利目标。

2.3.2　天环坳陷北段与盆地东部天然气成藏特征对比

与盆地东部盒8段致密气成藏特征相对比，天环坳陷北段低生烃强度区天然气的成藏富集特征鲜明（表4）。盆地东部主体位于上古生界生烃中心，生烃强度高，为（28~40）×10⁸m³/km²；气藏含气饱和度为40%~90%，部分地区低于束缚水饱和度，试气不出水，表现出天然气充分充注的特征；储层较天环坳陷北段致密，孔隙度为3%~8%，渗透率为（0.3~0.6）×10^-3μm²，后期构造活动较弱，天然气成藏模式主要为源储压差作用下一次性充注成藏，后期改造浮力调整作用不明显。

表4 研究区与盆地东部盒8段气藏成藏地质条件及特征对比

Table 4 Comparison of geological conditions and gas reservoir characteristics of He 8 gas reservoir between the study area and the east of the basin

对比指标		盆地东部	天环坳陷北段
生烃特征	煤层厚度/m	12~20，平均14.7	1~5，平均3.1
	暗色泥岩厚度/m	30~70，平均50.5	25~70，平均44.5
	热演化程度/%	1.4~2.2	1.2~2.2
	生烃强度 /（10⁸m³/km²）	28~40	10~20
储层特征	岩性	岩屑石英砂岩、岩屑砂岩	石英砂岩
	渗透率/10^-3μm²	0.3~0.6	0.5~1.0
	喉道中值半径/μm	0.22	0.46
构造特征	构造区带及地层坡度	伊陕斜坡，坡度1°~2°	天环坳陷，西翼2°~5°、东翼2°~3°
构造特征	裂缝发育特征	裂缝不发育	裂缝较发育
成藏特征	成藏过程	压差充注，一次成藏，形成岩性气藏	浮力在压差充注基础上二次调整，气水发生分异，形成构造—岩性气藏
成藏特征	气藏含气饱和度	气藏含气饱和度40%~90%，地层水以束缚水为主，天然气过充注	气藏含气饱和度30%~75%，地层水中自由水比例较高，天然气藏欠充注

3 低生烃强度区致密砂岩气有利目标优选与勘探效果

近年来，在低生烃强度区致密砂岩气成藏富集规律的指导下，形成了“烃源岩控制有利区带、优质储层控制有利目标、局部构造控制含气富集区”的基本认识，通过烃源岩生烃能力精细评价、相对优质储层分布预测和构造高点精细刻画，优选了有利勘探目标，有效指导了低生烃强度复杂气水区致密气勘探生产。

3.1　有利目标优选

3.1.1　精细评价烃源岩预测含气区带

总体而言，天环坳陷北段天然气的调整富集是在有限范围内（<300 km²）进行的，整体仍受致密气近距离运聚这一基本成藏模式的控制，生烃强度大小与天然气成藏充注动力密切相关，生烃强度的平面差异对气水分布大格局具有一定的控制作用。

在分小层精细刻画上古生界暗色泥岩、煤层厚度、热演化程度的基础上，通过有机碳测定、氯仿抽提、岩石热解、泥岩、煤生烃模拟实验等，对上古生界煤系烃源岩生烃强度进行了精细刻画，编绘了生烃强度平面分布图，优选了生烃强度大于10×10⁸m³/km²区域为有利含气区带。

3.1.2　储层综合评价预测含气目标

主要通过物源综合分析及储层综合评价，分析优质储层成因及分布，为物性“甜点”预测及评价提供支持。

应用锆石测年、古水流、重矿物及岩屑组分等多方法开展物源综合分析，明确了研究区盒8段储层碎屑来源于西北部阿拉善古陆富石英物源区，古水流方向为北西—南东向。结合沉积微相，通过地震振幅、震动能量及高亮体等多属性砂体预测，开展砂体结构分析及小层精细对比，量化了砂体规模，精细刻画了优势砂体空间展布特征。明确了盒8段主砂体厚度大，平均厚20 m，砂体长1 200~2 200 m，连通砂体规模较大。应用铸体薄片、高压压汞、恒速压汞、核磁共振、应力敏感等分析测试，明确了盒8段石英砂岩储层粒间孔、粒间溶孔发育，应力敏感性弱，渗透率>0.5×10^-3μm²的区域分布范围广，储层喉道相对粗大，孔喉连通性好，在浮力作用下气水易发生分异天然气进一步富集，是最有利含气目标。

3.1.3　局部构造预测含气富集区

局部构造刻画是低生烃强度区含气富集目标优选的关键。地质、地震相结合，精细刻画局部小幅度构造和裂缝发育规律，结合振幅属性特征，综合预测砂体横向展布，应用流体活动性等方法预测储层含气性。明确了研究区在单斜背景之上发育多排鼻状隆起，优选了多个含气富集区，面积最小0.66 km²，最大619.4 km²，平均为41.4 km²。

3.2　勘探效果

近年来，优选了L57，L4、L22等多个含气富集区。60余口探井钻遇盒8段气层、含气层，厚度为2.3~17.4 m，平均为7.9 m。获工业气流井20口，其中试气产量大于10×10⁴m³/d井高产工业气流井5口，钻探成功率由28%提升至55.6%，新增天然气控制地质储量2 000余亿方，低生烃强度气水关系复杂区致密气勘探获得重要突破。

4 结论

（1）天环坳陷北段位于中央古隆起斜坡区，受沉积古底形控制石炭系—二叠系烃源岩厚度较薄，虽烃源岩有机碳含量、生烃潜量、氯仿沥青“A”含量、总烃含量等指标评价结果较好，但属低生烃强度区。天然气充注强度不足，储层中地层水驱替不彻底，气水混储。

（2）天环坳陷北段天然气成藏受控于西缘构造带的形成演化。成藏过程可分为早期源储压差充注和后期浮力调整改造两大阶段。源储压差作用下天然气欠充注形成的低饱和度原生岩性气藏，经后期改造调整形成“构造—岩性”复合气藏，天然气在局部构造高点形成富集，改造期浮力调整作用对低生烃强度地区天然气成藏富集起到了关键作用。

（3）烃源岩控制了有利区带、优质储层控制了有利目标、局部构造控制了含气富集区。在当前技术条件下，相对优质储层区的局部构造高部位是低生烃强度区天然气勘探的首选有利目标。通过烃源岩生烃强度精细评价、相对优质储层分布预测和构造高点精细刻画，优选了有利勘探目标，低生烃强度气水关系复杂区致密气勘探取得了新突破。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序

1	李建忠，郭彬程，郑民，等.中国致密砂岩气主要类型、地质特征与资源潜力［J」.天然气地球科学，2012，23（4）：607-615. LI J Z， GUO B C， ZHENG M， et al. Main types， geological features and resource potential of tight sandstone gas in China［J］.Natural Gas Geoscience，2012，23（4）：607-615.

2	李振铎，胡义军，谭芳.鄂尔多斯盆地上古生界深盆气研究［J］.天然气工业，1998， 18（3）：10-17. LI Z D，HU Y J，TAN F. A study of the deep basin gas in the Upper Paleozoic in Eeduosi Basin[J]. Natural Gas Industry，1998, 18(3):10-17.

3	金之均，张金川. 深盆气藏及其勘探对策［J］. 石油勘探与开发，1999， 26 （1）：1-5. JIN Z J， ZHANG J C. Exploration strategy for deep basin gas reservoirs［J］. Petroleum Exploration and Development，1999， 26 （1）：1-5.

4	傅成德，胡文瑞，李文阳，等.鄂尔多斯深盆气研究［M］.北京：石油工业出版社，2001：5-120. FU C D， HU W R，LI W Y，et al. A Study of the Deep Basin Gas in Ordos Basin［M］. Beijing： Petroleum Industry Press，2001：5-120.

5	王涛.中国深盆气［M］.北京：石油工业出版社，2002：1-39. WANG T. The Deep Basin Gas in China［M］. Beijing： Petroleum Industry Press， 2002：1-39.

6	邹才能，陶士振，袁选俊，等.连续型油气藏形成条件与分布特征［J］.石油学报，2009，30（3）：324-331. ZOU C N，TAO S Z，YUAN X J，et al. The formation conditions and distribution characteristics of continuous reservoirs［J］. Acta Petrolei Sinica，2009，30（3）：324-331.

7	邹才能，陶士振，袁选俊，等.“连续型”油气藏及其在全球的重要性：成藏、分布与评价［J］.石油勘探与开发，2009，36（6）：669-682. ZOU C N， TAO S Z， YUAN X J，et al. Global importance of “continuous” petroleum reservoirs： Accumulation， distribution and evaluation［J］.Petroleum Exploration and Development， 2009，36（6）：669-682.

8	郭迎春，宋岩，庞雄奇，等. 连续型致密砂岩气近源累计聚集的特征及成因机制［J］.地球科学， 2016，41（3）：433-440. GUO Y C， SONG Y， PANG X Q， et al. Character and genetic mechanism of near-source accumulated accumulation for continous-type tight-sand gas［J］.Earth Science， 2016，41（3）：433-440.

9	彭威龙，庞雄奇，向才富，等. 苏里格地区上古生界连续型致密砂岩气成藏条件及过程分析［J］.地质科技情报， 2016，41（3）：180-185. PENG W L，PANG X Q， XIANG C F，et al. Condition and process of continuous tight sandstone gas accumulation of the Upper Paleozoic in Sulige［J］.Geological Science and Technology Information，2016，41（3）：180-185.

10	杨智，付金华，刘新社，等.苏里格气田上古生界连续型致密气形成过程［J］.深圳大学学报理工版，2016，33（3）：221-233. YANG Z，FU J H，LIU X S，et al．Formation process of Upper Paleozoic continuous tight sandstone gas reservoir in the Sulige Gas Field［J］.Journal of Shenzhen University Science and Engineering，2016，35（3）：221-233.

11	曹青，赵靖舟，付金华，等.鄂尔多斯盆地上古生界准连续型气藏气源条件［J］.石油与天然气地质， 2013，34（5）：584-591. CAO Q，ZHAO J Z，FU J H，et al. Gas source conditions of quasi-continuous accumulation of the Upper Paleozoic in Ordos Basin［J］. Oil ＆ Gas Geology，2013，34（5）：584-591.

12	李军，赵靖舟，凡元芳，等. 鄂尔多斯盆地上古生界准连续型气藏天然气运移机制［J］.石油与天然气地质，2013，34（5）：592-600. LI J，ZHAO J Z，FAN Y F，et al. Gas migration mechanism of quasi-continuous accumulation in the Upper Paleozoic of Ordos Basin［J］. Oil ＆ Gas Geology，2013，34（5）：592-600.

李得路，李荣西，赵卫卫，等. 准连续型致密砂岩气藏地质条件和成藏特征——以鄂尔多斯盆地中部上古生界山西组为例［J］.兰州大学报：自然科学版，2017，53（3）：299-308.

LI D L， LI R X， ZHAO W W，et al. Geological conditions and accumulation characteristics of “quasi-contionuous” tight sandstone gas reservoirs： A case study of Shanxi Formation in the middle of Ordos Basin［J］.Journal of Lanzhou University：Natural Sciences， 2017，53（3）：299-308.

14	杨华，席胜利，魏新善，等.鄂尔多斯盆地大面积致密砂岩气成藏地质理论［M］.北京：科学出版社，2016：279-299. YANG H，XI S L，WEI X S，et al. Geological Theory of Large Area Tight Sandstone Gas Accumulation in Ordos Basin［M］.Beijing： Science Press，2016：279-299.

李剑，魏国齐，谢增业，等. 中国致密砂岩大气田成藏机理与主控因素——以鄂尔多斯盆地和四川盆地为例［J］.石油学报，2013，34（增刊1）：14-28.

LI J，WEI G Q，XIE Z Y，et al. Accumulation mechanism and main controlling factors of large tight sandstone gas fields in China： Cases study on Ordos Basin and Sichuan Basin［J］. Acta Petrolei Sincia， 2013，34（supplement 1）：14-28.

16	魏国齐，张福东，李君，等.中国致密砂岩气成藏理论进展［J］.天然气地球科学，2016，27（2）：199-210. WEI G Q， ZHANG F D， LI J， et al. New progress of tight sand gas accumulation theory and favorable exploration zones in China［J］. Natural Gas Geoscience， 2016，27（2）：199-210.

刘晓鹏，赵会涛，闰小雄，等.克拉通盆地致密气成藏地质特征与勘探目标优选——以鄂尔多斯盆地上古生界为例［J］.天然气地球科学，2019，30（3）：331-343.

LIU X P， ZHAO H T， YAN X X，et al. The geological characteristics of tight sandstone gas and exploration target evaluation in the craton basin： Case study of the Upper Paleozoic of Ordos Basin［J］.Natural Gas Geoscience，2019，30（3）：331-343.

18	何自新，付金华，席胜利，等. 苏里格大气田成藏地质特征［J］. 石油学报，2003，24（2）：6-12. HE Z X， FU J H， XI S L， et al. Geological features of reservoir formation of Sulige Gas Field［J］. Acta Petrolei Sinica， 2003，24（2）：6-12.

19	付金华，段晓文，姜英昆. 鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏地质特征及勘探方法［J］.中国石油勘探，2001，6（4）：68-75. FU J H, DUAN X W, JIANG Y K. Geological features and exploration methods of natural gas reservoir formation in the Upper Paleozoic Erathem in the Ordos Basin[J]. China Petroleum Exploration,2001, 6(4):68-75.

20	杨华，付金华，魏新善. 鄂尔多斯盆地天然气成藏特征［J］. 天然气工业，2005，25（4）：5-8. YANG H， FU J H， WEI X S， Characteristics of natural gas reservoir formation in E’Erduosi Basin［J］. Natural Gas Industry，2005，25（4）：5-8.

21	闵琪，付金华，席胜利，等.鄂尔多斯盆地上古生界天然气运移聚集特征［J］.石油勘探与开发，2000，27（4）：26-29. MIN Q， FU J H， XI S L， et al. Characteristics of natural gas migration and accumulation in the Upper Paleozoic of Ordos Basin［J］. Petroleum Exploration and Development，2000，27（4）：26-29.

22	杨华，付金华，刘新社，等. 鄂尔多斯盆地上古生界致密气成藏条件与勘探开发［J］. 石油勘探与开发，2012，39（3）：295-303. YANG H，FU J H，LIU X S，et al. Accumulation conditions and exploration and development of tight gas in the Upper Paleozoic of the Ordos Basin［J］. Petroleum Exploration and Development，2012，39（3）：295-303.

23	杨仁超，樊爱萍，韩作振，等.鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏的地质特征［J］. 山东科技大学学报：自然科学版，2005，24（1）：53-56. YANG R C，FAN A P，HAN Z Z，et al. Geological features of natural gas pool formation in the Upper Paleozoic erathem in the Erdos Basin［J］. Journal of Shandong University of Science and Technology：Natural Science，2005，24（1）：53-56.

24	刘新社，周立发，侯云东.运用流体包裹体研究鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏［J］.石油学报，2007，28（6）：37-42. LIU X S， ZHOU L F， HOU Y D. Study of gas charging in the Upper Paleozoic of Ordos Basin using fluid inclusion［J］. Acta Petrolei Sinica， 2007， 28（6）： 37-42.

25	李仲东，惠宽洋，李良，等.鄂尔多斯盆地上古生界天然气运移特征及成藏过程分析［［J］.矿物岩石，2008， 28（3）： 77-83. LI Z D，HUI K Y，LI L，et al. Analysis of characteristics of gas migration and reservoir-forming in the Upper Paleozoic of northern Ordos Basin［J］. Journal of Mineralogy and Petrology， 2008， 28（3）： 77-83.

26	杨俊杰. 中国天然气地质学：卷四［M］. 北京：石油工业出版社，1996： 1-13． YANG J J. Natural Gas Geology in China： Vol.4 ［M］. Beijing： Petroleum Industry Press，1996： 1-13．

27	党犇，赵虹，付金华，等. 鄂尔多斯盆地沉积盖层构造裂缝特征研究［J］. 天然气工业，2005，25（7）： 14-16． DANG B， ZHAO H， FU J H， et al. Characteristics of structural fractures in sedimentary strata of E’Erduosi Basin［J］．Natural Gas Industry，2005，25（7）： 14-16．

28	曾联波，漆家福，王成刚，等. 构造应力对裂缝形成与流体流动的影响［J］. 地学前缘，2008，15（3）： 292-298． ZENG L B， QI J F， WANG C G，et al. The influence of tectonic stress on fracture formation and fluid flow［J］. Earth Science Frontiers，2008，15（3）： 292-298．

29	戴金星.各类烷烃气的鉴别［J］. 中国科学：B辑，1992，35(10): 1246-1257． DAI J X. Identification and distinction of various alkane gases[J]. Science in China: Series B, 1992, 35(10): 1246-1257.

30	董泽亮，李贤庆，张明扬，等. 中—高热演化阶段煤系烃源岩生气潜力评价［J］. 煤炭科学技术， 2015， 42（12）：129-136. DONG Z L， LI X Q， ZHANG M Y， et al. Gas potential evaluation of coal measures source rock with medium-high thermal evolution stage［J］. Coal Science and Technology， 2015， 42（12）：129-136.

张福东，李君，魏国齐，等. 低生烃强度区致密砂岩气形成机制：以鄂尔多斯盆地天环坳陷北段上古生界为例［J］. 石油勘探与开发， 2018， 45（1）： 73-81.

ZHANG F D， LI J， WEI G Q，et al. Formation mechanism of tight sandstone gas in areas of low hydrocarbon generation intensity： A case study of the Upper Paleozoic in north Tianhuan Depression in Ordos Basin， NW China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2018， 45（1）： 73-81.

32	HOU D J，LI X Q，TANG Y J. New evidence for the origin of natural gas in Ordos Basin from hydrocarbons of oil water［J］. Chinese Science Bulletin， 2002，47（10）： 835-856．

33	LI X Q，HOU D J，HU G Y，et al. Characteristics of organic components in formation waters and their relations to natural gas reservoirs in central Ordos Basin［J］.Chinese Journal of Geochemistry，2003，22（2）：116-122．

34	LI X Q，HOU D J，TANG Y J，et al. Molecular geochemical evidence for the origin of natural gas from dissolved hydrocarbon in Ordovician formation waters in central Ordos Basin［J］. Chinese Journal of Geochemistry，2003，22（3）： 193-202.

35	楼章华，尚长健，姚根顺，等. 桂中坳陷及周缘海相地层油气保存条件［J］.石油学报，2011，32（3）： 432-441． LOU Z H，SHANG C J，YAO G S，et al. Hydrocarbon preservation conditions in marine strata of the Guizhong Depression and its margin［J］.Acta Petrolei Sinica，2011，32（3）： 432-441．

36	楼章华，朱蓉. 中国南方海相地层水文地质地球化学特征与油气保存条件［J］.石油与天然气地质，2006，27（5）：584-593． LOU Z H，ZHU R. Hydrogeological and hydrogeochemical characteristics and hydrocarbon preservation conditions in marine strata in southern China［J］.Oil and Gas Geology， 2006， 27（5）： 584-593．

37	高山林，韩庆军，杨华，等. 鄂尔多斯盆地燕山运动及其与油气关系［J］.长春科技大学学报，2000，30（2）：353-358. GAO S L， HAN Q J， YANG H， et al. Yanshanian movement in Ordos Basin and its relationship with distribution of oil and gas［J］.Journal of Changchun University of Science and Technology， 2000，30（2）：353-358.

38	刘池洋，赵红格，桂小军，等. 鄂尔多斯盆地演化改造的时空坐标及其成藏（矿）响应［J］.地质学报，2006，80（5）：617-638. LIU C Y， ZHAO H G， GUI X J， Space-time coordinate of the evolution and reformation and nearlization response in Ordos Basin［J］. Acta Geologica Sinica，2006，80（5）：617-638.

39	聂宗笙. 华北地区的燕山运动［J］.地质科学，1985，20（4）：320-333. NIE Z S. The Yanshanian movement in the North Chian［J］.Scientia Geologica Sinica，1985，20（4）：320-333.

Options

文章导航

模态框（Modal）标题

本文亮点

本文引用格式

Highlights

0 引言

图1 天环坳陷北段区域构造位置

1 天环坳陷北段上古生界天然气成藏地质特征

1.1 构造特征

1.1.1 区域构造特征

1.1.2 断裂—裂缝特征

表1 天环坳陷北段岩心裂缝识别结果统计（部分）

1.2 烃源岩特征

表2 天环坳陷北段上古生界烃源岩评价参数（评价标准来源于文献[30]）

图2 天环坳陷北段上古生界生烃强度

1.3 储层特征

图3 天环坳陷北段盒8段储层孔隙类型组成直方图

1.4 地层水的特征

表3 天环坳陷北段盒8段地层水地球化学特征

2 天然气富集机理

2.1 源储压差作用充注阶段相对优质储层充注富集

图4 L26井埋藏史

2.1.1 天然气充注动力与储层含气饱和度关系

图5 同一样品不同充注压差下核磁共振曲线图谱

图6 天环坳陷北段盒8气藏生烃强度与最小充注喉道半径关系

图7 天环坳陷北段盒8储层喉道半径与可动流体饱和度关系

2.1.2 相同充注动力下物性差异控制的含气饱和度差异

图8 L50井盒8段储层物性与含气饱和度关系

2.2 浮力作用改造期局部构造高点调整富集

图9 S120-49-74井盒8段储层物性与含气饱和度关系

2.3 天然气成藏特征

2.3.1 天环坳陷北段致密气成藏模式

图10 天环坳陷北段致密气成藏模式

2.3.2 天环坳陷北段与盆地东部天然气成藏特征对比

表4 研究区与盆地东部盒8段气藏成藏地质条件及特征对比

3 低生烃强度区致密砂岩气有利目标优选与勘探效果

3.1 有利目标优选

3.1.1 精细评价烃源岩预测含气区带

3.1.2 储层综合评价预测含气目标

3.1.3 局部构造预测含气富集区

3.2 勘探效果

4 结论

参考文献

1.1　构造特征

1.1.1　区域构造特征

1.1.2　断裂—裂缝特征

1.2　烃源岩特征

1.3　储层特征

1.4　地层水的特征

2.1　源储压差作用充注阶段相对优质储层充注富集

2.1.1　天然气充注动力与储层含气饱和度关系

2.1.2　相同充注动力下物性差异控制的含气饱和度差异

2.2　浮力作用改造期局部构造高点调整富集

2.3　天然气成藏特征

2.3.1　天环坳陷北段致密气成藏模式

2.3.2　天环坳陷北段与盆地东部天然气成藏特征对比

3.1　有利目标优选

3.1.1　精细评价烃源岩预测含气区带

3.1.2　储层综合评价预测含气目标

3.1.3　局部构造预测含气富集区

3.2　勘探效果