0 引言
鄂尔多斯盆地上古生界致密气资源量为13.32×1012 m3，约占我国致密气资源量的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7.0×1012 m3，年产量超400×108 m3，是我国目前致密气储量规模最大、产量最高的地区［14］。
受稳定克拉通盆地构造属性控制，鄂尔多斯盆地上古生界致密气的烃源岩、储层、盖层沉积期及成藏过程中构造稳定。沉积基底平缓，海/湖岸线大范围反复摆动，致密气源、储、盖在盆地范围内大面积叠合分布；火山活动弱，盆地地温梯度低，烃源岩成熟相对较晚，储层先致密后成藏，连通砂体规模小，加之断裂不发育，天然气近距离运移聚集［15］。成藏模式为煤系烃源岩广覆式生烃，孔缝网状输导、天然气近距离运聚，大面积低丰度成藏［15-21］。上古生界本溪组、太原组，山西组2段（山2段）、山西组1段（山1段）及石盒子组8段（盒8段）等致密气主力含气层段中，盒8段气藏在盆地范围内大面积分布，规模最大。盒8段砂体纵向上相互叠置，横向上复合连片，呈网毯状大面积分布，勘探钻遇率达90%以上，全盆地分布稳定。盒8段气藏以石炭系—二叠系本溪组—山西组海陆交互相煤系地层为气源岩，盒7段泥岩为直接盖层，盒4段至盒1段滨浅湖相泥质岩为区域盖层，源储成藏组合关系为近源组合。
前人对鄂尔多斯盆地苏里格地区上古生界气水分布特征及地层水成因进行了深入研究，普遍认为盒8段、山1段地层水为互不连通的深层封存环境下的古沉积水，气水分布主要受生烃强度和储层非均质性控制，不受区域构造控制，无统一气水界面，不连片［8-13］。近年来，随着勘探开发重点由盆地中心的苏里格地区转向盆地东部、西部和周边地区，勘探开发实践发现，不同地区致密气藏含气饱和度、气水分布特征、地层水赋存状态和成藏模式存在明显差异，成因机理不明。本文以鄂尔多斯盆地上古生界分布最为广泛的盒8段气藏为例，通过对盒8段致密砂岩储层特征和压差、浮力作用下天然气在致密砂岩储层中的运移聚集特征分析，以期明确盆地范围内盒8段致密砂岩气藏气水分布特征及成因，阐明致密气成藏富集机理，为不同地区致密气勘探开发目标优选提供理论技术支持。
1 盒8段气藏的气水分布特征
表1 盒8段不同地区致密气藏气水分布特征Table 1 Distribution characteristics of gas and water in tight gas reservoirs in different regions of He 8 Member |
| 类型 | 超低含水饱和度区 | 束缚水区 | 局部自由水区 |
|---|---|---|---|
| 分布地区 | 子洲、清涧地区 | 乌审旗、定边、吴起、横山 | 鄂托克前旗、鄂托克旗、伊金霍洛旗 |
| 含气饱和度 | >60%，部分储层含气饱和度低于束缚水饱和度 | 40%~70% | 一般为30%~50%，富集区为50%~70% |
| 含水层发育情况 | 水层、气水同层不发育 | 水层、气水同层不发育 | 水层、气水同层发育 |
| 试气出水特征 | 试气不出水 | 试气基本不出水 | 试气普遍出水 |
2 成因分析
油气运移与聚集是动力、阻力相互作用的结果。压差和浮力作用是油气二次运移的最主要动力，毛细管力是最主要的阻力。油气充注成藏前储层完全被地层水占据，致密储层喉道半径控制了油气驱替地层水毛管阻力大小。通过分析盒8段致密砂岩储层微观孔隙结构特征、天然气充注强度和压差驱替、浮力作用下天然气成藏过程，可阐明致密气藏气水分布特征、成因机理和不同地区致密气成藏模式。
2.1 致密储层微观孔隙结构特征
储层微观孔喉体系是油气运聚的通道，天然气在致密储层中的运移聚集特征受储层微观孔隙结构控制。鄂尔多斯盆地上古生界盒8段沉积期沉积古底形平缓，气候由温暖潮湿向干燥过渡，季节性降水活跃，盆地北部阴山古陆物源供给充足，发育辫状河—湖泊三角洲沉积。向东开口的畅流型湖盆在平缓沉积基底和季节性强降水的共同作用下，湖岸线大范围反复波动。湖退过程中，砂体顺流进积，湖进过程中，砂体横向摆动、分叉，形成了盆地北部地区南北近乎等厚的网毯状大面积砂体。盆地北部鄂托克旗—榆林一线以北为冲积平原亚相，吴起—延安一线以南为稳定的三角洲前缘亚相，二者中间区域为湖岸线反复波动区，具典型的“大平原、小前缘”特征［22］。
盒8段储层为一套灰白色和浅灰绿色含砾粗粒、中—粗粒砂岩，碎屑颗粒呈棱角—次棱角状，分选、磨圆较差。岩石类型以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，成岩演化阶段普遍处于中成岩A—B期。孔隙度主要集中在3%~8%之间，小于10%的储层占86.4%。渗透率主要集中在（0.01~1）×10-3 μm2之间，小于0.5×10-3 μm2的储层占80.7%，小于1×10-3 μm2的储层占92.1%，为典型的致密砂岩储层。储层孔隙类型主要为岩屑溶孔、高岭石晶间孔及粒间溶孔，裂缝不发育。喉道类型主要为片状、缩颈状及管束状。孔隙度与渗透率呈明显的直线线性关系，为单一孔隙介质储层［23-24］。受沉积物源差异控制，不同地区盒8段储层岩石类型、物性存在较大差异。大致以杭锦旗—乌审旗—延安一线为界，西部以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，渗透率大于0.5×10-3 μm2的储层占34.2%；东部以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主，渗透率大于0.5×10-3 μm2的储层仅占18.1%，相对于西部更加致密。高压压汞分析表明，致密砂岩储层微、纳米级孔喉普遍发育，孔喉大小分布比较分散，小孔喉整体占比高。渗透率大于1×10-3 μm2、（0.5~1）×10-3 μm2、（0.1~0.5）×10-3 μm2和（0.01~0.1）×10-3 μm2的4类储层其不同大小喉道控制的孔隙体积明显不同，储层非均质性强（图2）。
2.2 致密储层束缚水特征
2.2.1 地层水的赋存状态
2.2.2 天然气充注动力与致密储层含气饱和度的关系
天然气膨胀力即生烃压力，生烃强度决定了天然气膨胀力大小，生烃强度越高，充注动力越强［27］。致密砂岩天然气驱替物理模拟实验表明，同一致密砂岩样品（7.56%，0.92×10-3 μm2）饱和水后分别在1 MPa、3 MPa、5 MPa、7 MPa、10 MPa等不同充注压差作用下，随着驱替压差的增大，储层含水饱和度不断减低，7 MPa后T 2弛豫时间曲线才基本重合（图3）。这表明在驱替压差到达某一值（如7 MPa）之后，致密砂岩束缚水饱和度才趋于稳定，基本不再减小。在达到最低束缚水饱和度之前，充注动力对致密储层天然气充注成藏富集具有重要影响。一定的充注压差对应一定可充注临界孔喉半径和一定的储层束缚水饱和度。随着充注动力的增大，天然气可充注临界孔喉半径减小，储层束缚水饱和度降低，含气饱和度增大。即在大于最低束缚水饱和度之前，致密储层的束缚水饱和度为变量，为某一驱替压差下的束缚水饱和度。
2.2.3 天然气充注量与致密储层束缚水饱和度的关系
选取62块直径2.5 cm、柱长4~7 cm、孔隙度为2.4%~16.34%、渗透率为（0.013~4.678）×10-3 μm2不同物性的盒8段致密砂岩样品，饱和水后进行天然气压差驱替模拟实验。实验装置、条件、流程和驱替压差取值均按照《岩石两相流体渗透率测定方法》（SY/T 5345—2007）标准中的非稳态法气—水两相渗透率测定方法执行［28］。
致密储层压差驱替物理模拟实验表明，驱替压差作用下，天然气由岩心一端注入从另一端开始排出时，形成的运移通道体积仅占储层体积的4.3%~21.8%，平均为9.3%。一是表明致密砂岩储层非均值性强，压差作用下天然气运移通道体积占比小；二是运移通道体积占比随储层渗透率的增大而增大（图4），渗透率低的储层天然气运移通道细长突进的特征更为鲜明，渗透率高的储层运移通道体积相对粗大一些。即等量的天然气注入致密砂岩储层，天然气在物性差的储层中窜得相对更远一些。
贯穿岩心的气相运移通道形成后，随着天然气的持续充注，储层在排出水的同时开始向处于运移方向的下游邻近储层供气，初始阶段供水量大于供气量。该过程中储层自身含气饱和度持续增加，天然气开始聚集。当储层含气饱和度到达8.8%~31%时，输出的气量、水量相等。即致密储层含气饱和度最大约为31%时，就开始向处于运移方向下游的储层以供气为主。在天然气的持续充注下，输出气量开始多于输出水量，该过程中储层含气饱和度持续增加，仍处于天然气聚集的过程，处于运移方向下游的储层则进入以气充注为主的充注阶段。
致密储层束缚水状态时输出纯气，标志着致密储层完成了压差驱替阶段的天然气充注与聚集。此时，致密储层含气饱和度为23.9%~70.7%，平均值为40.3%。表明致密砂岩储层天然气压差充注驱水效果较差，束缚水饱和度高，气藏多为气水混储状态。致密储层含气饱和度与渗透率成正比，物性越好，含气饱和度越高（图5）。
2.3 致密储层成藏过程
油气成藏的动力主要为源储压差和浮力。下面分别讨论压差和浮力作用下致密储层的成藏过程。
2.3.1 压差作用下致密储层中天然气的运移聚集
压差充注过程中，若充注的气量不足，致密砂岩储层含气饱和度小于最低束缚水饱和度时，则天然气充注不充分，天然气充注量对致密储层含气富集程度有重要影响，天然气驱替地层水不彻底，气藏气水关系复杂；当致密砂岩储层含气饱和度大于见气点含气饱和度但小于最低束缚水时的含气饱和度时，则天然气已在致密储层中形成一定的富集，但天然气充注仍不充分；当充注的气量充足，致密砂岩储层含气饱和度大于或等于最低束缚水时的含气饱和度时，则表明天然气对致密储层实现了饱和充注，继续充注也不会驱替出更多的束缚水。
该过程的典型特征一是在连续气相运移通道形成时致密储层自身并没有被充满（到达最低束缚水状态）时，就已开始向处于运移方向的下游储层供气；二是在连续运移通道形成后，致密储层虽向下游供气，但自身仍处于饱和度增长的天然气聚集阶段；三是致密储层被天然气饱和充注即达到最低束缚水状态时，再持续驱替储层含气饱和度也不会增加，导致致密储层束缚水饱和度整体较高；四是无论足量饱和充注还是欠量不饱和充注，致密储层含气饱和度均随物性同向变化，即物性相对好的储层含气饱和度高。
2.3.2 浮力作用下天然气的运移聚集
静水条件下天然气在浮力作用下向上运移的同时，地层水则以多种方式或多种途径向相反方向流动，以填补天然气上浮后所出现的剩余空间，表现为地层水能量的自由传导。决定天然气能否向上运移的关键是地层水向下的回流能力［29］，致密砂岩储层孔喉细微，束缚水含量高，地层水回流困难，气水分异难。天然气压差充注完成后静水条件下浮力起作用的前提为浮力可驱动部分束缚水，该部分束缚水向下回流，从而发生部分气水分异。特定气藏的天然气浮力为一确定值，若烃源岩生烃不足天然气充注不充分，当致密储层含水饱和度大于最低束缚水饱和度，且浮力大于某一临界孔喉半径对应的毛管阻力时，则大于该临界孔喉半径连通的孔隙中的天然气发生上浮，表现为部分气水发生分异，天然气在构造高部位形成进一步的含气富集。
2.4 不同地区气水分布特征的成因机理
2.4.1 主控因素
2.4.1.1 天然气充注强度控制了盒8段气藏气水分布的大格局
鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩生烃强度东南部高，西南部及西北部低，平面上存在明显差异。从盒8段产气、产水井分布与上古生界生烃强度叠合图（图1）来看，生烃强度与产气、产水井分布有着较好的对应关系，表明天然气充注强度控制了盒8段气藏气水分布的大格局。
2.4.1.2 压差作用下天然气在强非均质致密储层中低饱和度充注
致密砂岩储层微、纳米级孔喉发育，储层非均质性强。压差作用下天然气充注过程中气相体积形态细长，储层含气饱和度普遍较低，束缚水含量高，气水混储。
2.4.1.3 欠充注的相对优质储层在局部构造高部位发生一定程度的气水分异
低生烃强度区天然气充注强度弱，致密储层中残留了部分自由水和可动束缚水。当连续气柱高度大于临界上浮高度，浮力可以克服连通可动束缚水的喉道毛管阻力时，就会发生一定程度的气水分异。气水分布在压差充注的基础上发生浮力作用下的二次调整，天然气在局部构造高部位进一步聚集，形成含气富集区。
2.4.2 成因机理
局部自由水区主要分布于盆地西部和盆地北缘的鄂托克前旗、鄂托克旗、伊金霍洛旗地区。该区域上古生界烃源岩生烃强度基本小于20×108 m3/km2，天然气充注量及动力不足，对致密砂岩储层中的地层水驱替不彻底，含气饱和度一般为30%~50%（部分区域发生气水分异后含气饱和度可达到50%~70%），储层中自由水和束缚水含量高，气水混储，水层、气水同层等发育。
束缚水区主要分布于乌审旗、定边、吴起、横山等地区，上古生界烃源岩生烃强度约为（20~32）×108 m3/km2。天然气充注量及动力较充足，致密储层中的可动水基本全被天然气驱替，束缚水饱和度达到最低，储层含气饱和度为40%~70%。束缚水主要分布于孔隙的边角处和微细毛管中，浮力不发挥作用，气水混储，水层不发育，试气和开发过程中基本不出水。个别井出少量水的主要原因是压裂改造过程中储层的微观孔隙结构发生改变，部分束缚水转变为可动水。
3 成藏模式及有利目标优选思路
3.1 超低含水饱和度区
超低含水饱和度区致密气成藏模式为天然气过量饱和充注，后期高温天然气对束缚水进一步蒸发汽化，部分束缚水随高温天然气携出，气藏含水饱和度小于储层最低含气饱和度。该区域盒8段储层碎屑组成中由于泥岩、板岩、片岩等塑性岩屑含量较高，储层物性相对于苏里格地区普遍较差。有利勘探开发目标评价的思路为：超低含水饱和度区天然气饱和度高，含气富集，储层的改造效果控制了致密气的单井产量和采收率。主河道微相砂体粒度粗、石英碎屑含量较高，储层物性相对较好，且硅质胶结较发育，多为储层改造的工程甜点，是最有利目标。
3.2 局部自由水区
局部自由水区致密气成藏模式为生烃强度较低，天然气充注量及动力不足，对致密砂岩储层中的地层水驱替不彻底，存在自由水和可动束缚水。在储层物性较好或裂缝发育的构造高部位，天然气在浮力作用下上浮形成二次调整富集，含气富集受储层物性和局部构造高部位双重控制。由于鄂尔多斯盆地上古生界地层整体平缓且连通砂体规模较小，天然气在浮力作用下只能小范围汇聚，在局部构造高部位形成进一步聚集，有利勘探开发目标为相对优质储层区的局部构造高点。
3.3 束缚水区
束缚水区致密气成藏模式为致密储层中的可动水基本全部被天然气驱替，束缚水饱和度达到储层最低束缚水饱和度。有利勘探开发目标评价的思路为：物性较好的储层大孔喉相对发育，天然气充注阻力小，含气饱和度高，相对优质储层含气富集。同物源背景下强水动力条件易形成优质储层，长期位于主河道微相的粗粒砂岩储层垂向连通性好，物性好，含气富集，是有利目标。
4 结论
（1）鄂尔多斯盆地上古生界盒8段致密砂岩气藏含水饱和度平面分布存在明显差异，依据成因可划分为超低含水饱和度区、束缚水区、局部自由水区3类。上古生界煤系烃源岩的生烃强度、致密储层微观孔隙结构、储层物性和局部构造等成藏地质条件控制了盒8段气藏气水分布特征。
（2）超低含水饱和度区的成因为致密储层天然气饱和充注后高温天然气对束缚水进一步蒸发汽化；局部自由水区的成因为天然气充注量和动力不足，对致密对储层中的地层水驱替不彻底，浮力作用下在储层物性较好或断裂—裂缝发育的构造高部位发生气水分异，含气富集程度受储层物性和局部构造双重控制；束缚水区的成因为致密储层实现饱和充注，束缚水饱和度达到最低，束缚水主要分布于孔隙的边角处和微细毛管中，浮力不发挥作用，气水难分异，混储。
（3）致密砂岩储层束缚水饱和度存在最小值，在大于最低束缚水饱和度之前，储层的束缚水饱和度为变量，束缚水饱和度与驱替压差一一对应，为某一驱替压差下的束缚水饱和度。致密砂岩储层发生气水分异的前提是天然气充注量和动力不足，储层中存在浮力可驱动的自由水或可动束缚水。
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