0 引言
鄂尔多斯盆地天然气资源丰富［1-3］，在盆地伊陕斜坡构造带已形成苏里格、乌审旗、大牛地、神木等大型连片致密气田群，含气层段集中分布在下二叠统太原组、山西组及中二叠统盒8段［4-6］，具有“先致密、后成藏”特征［7-9］。临兴地区处于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带紫金山构造区［图1（a）］，自下奥陶统马家沟组至上二叠统石千峰组近1 000 m厚地层中均钻遇气层［图1（c）］。对临兴地区沉积演化、储层特征、成藏条件已开展了诸多探讨，但主要针对全区和太原组、山西组及下石盒子组［10-14］。随着勘探开发程度不断深入，上石盒子组成为临兴地区的主要产层。临兴地区上石盒子组多具有自然产能，射孔高产井占测试总井数的1/4以上，展现出不同于盆地内部气田的气层分布和产能特征。理清临兴地区上石盒子组成藏特征，明确该区成藏主控因素，对推动气田后续开发具有现实指导意义。
1 区域地质特征
2 成藏条件分析
2.1 烃源岩特征
本溪组—山西组煤系地层是临兴地区主要烃源岩［20］。其中，本溪组8+9号煤层厚度大，分布稳定，平均厚度为8.5 m，最大可达17 m，是研究区的主力烃源岩层。山西组及太原组煤层累计平均厚度也达到10 m以上，广覆式沉积厚度巨大的煤系烃源岩为致密气藏形成提供了物质基础。
2.2 上石盒子组储层特征
2.2.1 储层发育特征
临兴地区发育上古生界太原组、下石盒子组、上石盒子组及石千峰组等多套含气地层，单井气层累计厚度差异大，250余口钻井揭示单井累计气层厚度最小为3.5 m，最大可达118 m，平均单井气层厚37.8 m。上石盒子组气层厚度为0.7~41.7 m，超过64%的井上石盒子组气层厚度集中在5~20 m之间，平均单井气层厚为12.3 m，占单井平均气层总厚度的1/3。临兴地区上石盒子组发育三角洲平原分流河道，河道近南北方向展布，多期河道叠加导致上石盒子组砂体厚度大，砂地比高，奠定了研究区气藏发育的基础。另外，上石盒子组气砂比较大，如盒4段气砂比超30%。上石盒子组是研究区优势储层的特征相对突出。
2.2.2 岩石学特征
临兴地区上石盒子组砂岩类型较复杂，包括岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑砂岩、岩屑石英砂岩等，以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主［图2（a）］，整体表现为较低的成分成熟度。对临兴地区上石盒子组28口井148个样品进行了XRD全岩分析及黏土含量测试，结果显示上石盒子组黏土矿物质量分数平均为13.1%，其中，绿泥石含量为19.8%~44.5%，平均占比为33.8%，伊/蒙混层矿物平均占比34%，伊利石占比仅6.9%，此外，伊/蒙混层矿物中S层在I/S混层中比例常在20%~70%之间，平均值为35.4%，上石盒子组储层整体处于中成岩A期。从大量镜下观察可以看出，储层岩石结构成熟度不高，颗粒磨圆多呈次棱角—次圆状，分选差—中等，颗粒接触关系以线接触为主［图2（b），图2（c）］，少量线—凹凸接触和点—线接触，也表明上石盒子组成岩演化中受压实压溶作用影响较小的特点。
图2 临兴地区上石盒子组储层岩石学分类及岩心显微照片（a）上石盒子组储层岩石学分类；（b）长石岩屑砂砾岩，粒间孔发育，颗粒点—线接触，A1井，盒4段，1 357.8 m；（c）中—粗粒长石岩屑砂岩，粒间孔发育，颗粒点—线接触，A2井，盒2段，1 597.2 m；（d）含砾粗粒长石岩屑砂岩，孔隙类型主要为残余粒间孔隙，颗粒点—线接触为主，A3井，盒4段，1 610.41 m；（e）粗粒长石岩屑砂岩，原生孔隙发育，颗粒线—凹凸接触，A4井，盒2段，1 540.8 m；（f）中—粗岩屑长石砂岩，孔隙类型为粒间孔，少量溶蚀粒间孔和长石溶蚀颗粒孔，颗粒点—线接触，A5井，盒1段，1 281.81 m Fig.2 Sandstone classification triangular diagram and reservoir micrographs from P2 s in Linxing block |
2.2.3 孔隙特征
2.2.4 储层物性特征
对临兴地区上石盒子组31口井1 299块样品覆压物性特性进行了统计分析（图3），上石盒子组储层孔隙度及渗透率表现为正相关关系，孔隙型储层特征明显。储层覆压孔隙度分布在1.5%~19.8%之间，平均值为9.3%，中值为8.0%；覆压渗透率主要分布在（0.005~336）×10-3 μm2之间，平均值为4.21×10-3 μm2，中值为0.56×10-3 μm2。据统计，储层覆压基质渗透率大于0.1×10-3 μm2的样品占比超过85%，根据致密砂岩气地质评价方法国家标准，临兴地区上石盒子组为低孔、特低渗砂岩储层。另外，统计数据显示，临兴地区上石盒子组储层覆压基质渗透率大于1×10-3 μm2的样品占比约37%，储层局部发育相对高孔高渗带。
3 成藏主控因素分析
热演化模拟研究表明，临兴地区埋藏—热演化史可以分为3个阶段：一是沉积期至晚三叠世快速埋藏阶段；二是晚三叠世至早白垩世缓慢埋藏阶段；三是达到最大埋深后发生于白垩纪的强烈构造抬升阶段（图4）。临兴地区所处的鄂尔多斯盆地东缘在中晚三叠世并未处于盆地的沉积中心［21］，热演化模拟显示，临兴地区上石盒子组地质历史时期最大埋深只有3 000 m，苏里格、大牛地等气田早白垩世最大埋深超过4 000 m［22-23］，相比而言，临兴地区历史时期最大埋深比盆地中部气田浅了1 000多米。众多周知，强压实作用是导致储层孔隙丧失的主要原因［24］，受埋深压实作用影响，储层物性随埋藏深度增加变差［25］。临兴地区上石盒子组地质历史时期最大埋深相对较浅减缓了压实作用的影响，使得大量原生孔隙得以保存。
通过对临兴地区各层位石英宿主矿物内流体包裹体系统观察发现，临兴地区主要层位盐水包裹体均一温度分布在80~170 ℃之间（表1），数据分析表明，各层位流体包裹体均一温度自下而上略有降低，这与各层位经历的最大埋藏深度密切相关。数据揭示上石盒子组流体包裹体均一温度主要集中在100~130 ℃之间，与通过蒙皂石在伊/蒙混层矿物中所占比例对成岩阶段划分的结果相一致。综合以上2点，临兴地区上石盒子组整体处于中成岩A阶段，相对较弱的成岩作用延缓了储层致密化进程，储层致密化程度较弱，整体表现为低渗透储层特征，这为天然气向上运移聚集提供了空间上的有利条件。
表1 临兴地区各层位石英宿主矿物内盐水流体包裹体均一温度分布Table 1 Uniform temperature distribution of fluid inclusions in different layers of Linxing block |
| 层位 | 分布区间占比/% | 温度/℃ | 样本数 /个 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| <100 ℃ | 100~110 ℃ | 110~120 ℃ | 120~130 ℃ | 130~140 ℃ | 140~150 ℃ | >150 ℃ | 最小值 | 最大值 | 平均值 | ||
| 石千峰组 | 17 | 30 | 33 | 19 | 0 | 0 | 0 | 84.3 | 147.2 | 110.7 | 95 |
| 上石盒子组 | 12 | 24 | 21 | 35 | 4 | 4 | 0 | 91.3 | 146.8 | 115.9 | 140 |
| 下石盒子组 | 7 | 17 | 25 | 33 | 16 | 2 | 1 | 91.0 | 162.4 | 118.9 | 167 |
| 太原组 | 5 | 13 | 11 | 26 | 18 | 16 | 10 | 97.5 | 164.3 | 128.9 | 81 |
流体动力是影响上石盒子组天然气成藏的关键因素。区域构造研究表明华北克拉通在中生代普遍存在岩石圈减薄、幔源岩浆底侵等构造热事件，形成高地温梯度（4.3~4.6 ℃/100 m）［26-27］。储层埋深及热演化模拟研究表明，临兴地区煤系烃源岩在中三叠世（约230 Ma）埋深达到2 300 m时R O值超过0.5%开始热解生气，在早侏罗世（约200 Ma）埋深达到约2 700 m，R O值达到0.7%开始大量生气。尽管此时有机质热演化程度不高，但通过Karweil图解可知，有机质成熟度不仅与温度相关更是与加热时间呈线性关系，在埋藏—热演化史第二阶段的近60 Ma内，有机质热演化程度不断提高，生烃产生的剩余压力不断增大，在高源储压差下天然气具备了向储层内大规模运移的动力条件。
天然气向上运移的主要障碍来自上部地层的毛细管力和异常压力，盆地内一些致密气田存在“压力封存箱”，上石盒子组和石千峰组存在异常高压阻隔带造成天然气被封存于下石盒子组和山西组［28］。
根据临兴地区流体包裹体均一温度及冰点温度计算的成藏时期古压力（表2）表明，包裹体形成时期地层超压，但自太原组至石千峰组过剩压力及古压力系数明显降低，不存在异常过剩压力高值。太原组剩余压力可达20 MPa，平均剩余压力差为3.65 MPa，地层平均排驱压力为1.42 MPa，即使不考虑裂缝对流体运移的贡献，天然气依然有充足的动力向上运移。
表2 临兴地区各层位古压力恢复结果Table 2 Paleo-pressure restoration results in different layers in Linxing block |
| 层位 | 古静水压力 /MPa | 古地层压力 /MPa | 古压力 系数 | 排驱压力 /MPa |
|---|---|---|---|---|
| 石千峰组 | ||||
| 上石盒子组 | ||||
| 下石盒子组 | ||||
| 山西组 | ||||
| 太原组 |
|
以上分析表明，临兴地区太原组、山西组、下石盒子组等未形成规模化有效阻隔层阻止天然气向上运移，加之上石盒子组致密化程度低，储层物性好，天然气沿大孔喉及微裂隙连续向上运移是上石盒子组得以成藏的主要原因。结合本区地层沉降历史、烃源岩生排烃史及现今储层特征认为，临兴地区上石盒子组天然气开始充注发生在侏罗纪—早白垩世，储层致密化与成藏同时进行。
4 上石盒子组成藏特征
临兴地区的断裂多为高角度逆断层，平面方向主要为NS向及NNE向，沿着紫金山隆起带呈环带状分布，断距不大，延伸长度1~7 km，断裂与燕山运动时期紫金山火山岩体侵入、喷发（时间在138~125 Ma之间）密切相关［29-30］。前已述及，临兴地区烃源岩在晚三叠世（时间在200 Ma左右）已经开始大量生气，在生烃产生的高压下持续不断向上运移，并在上石盒子组聚集成藏。上石盒子组气藏形成时间可能早于紫金山岩体侵入和喷发产生断裂的时间。考虑成藏要素在时间上的匹配性，认为紫金山岩体的侵入和喷发一方面起到了加速烃源岩成熟排烃的作用，另一方面产生的裂隙改善了局部储层条件，同时也造成火成岩核心区断裂发育区天然气的逸散。综合以上分析认为，紫金山岩体侵入和喷发形成的局部分布断裂不足以成为上石盒子组气藏普遍发育的主控因素，但可能会引起上石盒子组气藏分布的局部调整。
通过对全区上石盒子组100余口钻井无阻流量与断裂分布相关关系研究也证实断裂分布与上石盒子组气层分布无明显相关性。例如，以北部构造高部位断裂相对发育区建立的先导试验区，上石盒子组多为干层或含气水层，气层并不发育，而位于构造低部位，断裂不发育的A6井盒1段射孔无阻流量达62×104 m3/d，同样处于构造低部位的A7井盒4段射孔产量已超过8 000×104 m3，预计技术可采储量超1.2×108 m3，上石盒子组成藏主控因素十分复杂。
上石盒子组射孔高产井频出，占比超过测试总井数的1/4，开发效果表明临兴地区上石盒子组并非典型致密砂岩气藏，其成藏特征可能更符合常规油气聚集理论。以B1—B4井区为例（图1），4口井上石盒子组储层物性相似，均为低渗透油气层，B1井、B4井目前处于构造高部位，但射孔及压裂改造后气产量均很低，位于构造低部位的B2井和B3井射孔测试分别获33×104 m3/d和17.7×104 m3/d无阻流量，气井高产与现今构造形态关系并不明确。通过对区域古构造进行恢复研究后发现，在成藏时期B1井、B4井位于构造低部位，而B2井、B3井处于微幅古构造高部位（图5），气藏分布受成藏时期古构造圈闭的影响。分析造成这一现象的主要原因是上石盒子组地层致密化程度低，在异常高压持续供烃条件下，天然气向构造高部位运移聚集，形成构造—岩性复合型油气藏，虽然后期遭遇构造反转，但油气的聚集依然受到了成藏时期微幅古构造的影响。由此推断上石盒子组油气聚集受物性和古构造形态的双重控制，在此认识基础上部署的上石盒子组探井和开发井成功率得到大幅度提升，进一步明确和证实了临兴地区上石盒子组成藏特征。
5 结论
理清气田成藏特征是科学地制定气田开发政策的重要依据。临兴地区上石盒子组气藏普遍发育是该区成藏的显著特征。历史时期上石盒子组储层最大埋深相对较浅减缓了压实作用对储层的破坏，储层整体处于中成岩A期，储层保持了较好的孔渗特征。烃源岩在早侏罗世开始大量生烃，生烃产生的充足剩余压力使流体在缺少异常压力阻隔的情况下不断向上运移，上石盒子组气藏是长期连续充注的结果。气藏形成时间可能早于紫金山火山岩体隆起时间，上石盒子组油气聚集受物性和古构造形态的双重控制，开发时应区别对待。
甘公网安备 62010202000678号
