鄂尔多斯盆地上古生界形成深盆气藏有关问题的讨论

针对鄂尔多斯盆地上古生界形成深盆气藏的有关问题，以深层气藏定性为目标展开讨论。初步认为本地区具有形成深盆气藏的部分地质条件和判别依据－如构造平缓、煤系大面积生烃、储层致密、区域盖层下含气较普遍、低压异常为主等。与阿尔伯达盆地深盆气藏相比，既存在着宏观上的某些相似性，但也存在着某些差异性－如本区尚未发现连通体内的气水倒置，气藏上倾方向主要靠岩性封闭，压力梯度曲线显示不出深盆气藏的曲线特征等。     

鄂尔多斯盆地东部上古生界储层特征

鄂尔多斯盆地东部上古生界储集岩大部分是石英砂岩,少数为长石砂岩。孔隙度在4.4%～17.8%。渗透率在(0.1～1.5)×10~(-3)μm~2,以低孔、低渗、较强的非均值性为特点。部尔多斯地区上古生界经历了海相-海陆交互-陆相长期而复杂的历史,鄂尔多斯盆地为一大型内陆湖盆。稳定的大地构造条件和沉积环境有利于大面积砂体的形成。     

鄂尔多斯盆地子洲地区上古生界地震储层预测

鄂尔多斯盆地子洲地区是天然气勘探的重点区带之一,区内上古生界山西组是岩性天然气藏的主要勘探目的层系。由于储层分布不稳定、单层厚度薄、横向变化大,地震储层预测难度很大。利用高分辨率地震层序检测技术,以地震地层学理论为指导确定有利沉积相带,并结合AVO分析及吸收系数反演进行含气性检测,是该区进行钻前有效储层预测的主要手段。在实际应用中,取得了较好的应用效果。     

鄂尔多斯盆地上古生界砂岩气藏评价勘探方法研究

储量是勘探成果的最终体现，勘探部署及技术应用将会直接影响提交储量的质量。本文通过对尔多斯盆地上生界勘探风险及收益的评价预测，典型气藏评价勘探与储量计算的解剖分析，提出了上古生界砂岩气藏的四种勘探模式，指明了主要勘探目标。     

渤海湾盆地沾化凹陷上古生界煤成气藏研究

2004年5月在渤海湾盆地沾化凹陷孤北斜坡带上的孤北古1井在上古生界获得了高产工业气流，对深层煤成气勘探取得了突破性进展。文中介绍了近年来，在该区上古生界煤成气藏勘探的成果，分析了天然气的成因及来源为石炭一二叠系含煤层系。在新生代随埋深加大，进入二次生气门限而生成煤成气，碳同位素分析和轻烃组分分析结果都证明，其为煤层气成因；气藏为自生自储型的受岩性控制的构造岩性气藏或岩性气藏。试气资料表明：渤海湾盆地深层上古生界煤成气具有良好的勘探前景。     

鄂尔多斯盆地北部伊盟地区上古生界岩性气藏储盖层特征

依据最新的岩心、物性等资料,对本区上古生界天然气储、盖层沉积特征及其性能评进行了评价和论述,以期对鄂尔多斯盆地北部伊盟地区上古生界构造背景下的岩性气藏勘探有所裨益。     

鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏研究

鄂尔多斯盆地存在前缘坳陷和大型斜坡组成的深盆地结构。上古生界发育海陆交互相和陆相砂泥岩生储组合,大型三角洲体系形成了广泛发育的致密砂岩储集层。煤系地层形成了深盆气藏的主要气源岩,范围广、丰度高的煤系有机质除东北部处于低成熟外,盆地中普遍进入成熟─高成熟演化阶段。深盆气的生成─运移─聚集从三叠纪持续到晚白垩世,其后进入保存期。上古生界形成了一个几乎覆盖全区的特大型深盆气藏,地层压力以异常低压为主,气水分布明显呈现南气北水下气上水的特征,气层分布不受构造控制,预测地质储量为１． ４７ × １０１２～ １０． ５ × １０１２ｍ３。     

鄂尔多斯盆地上古生界气水分布和地层压力

气水倒置是深盆气藏存在的主要证据之一。鄂尔多斯盆地气水分布主要与古今（区域）构造、生气强度、沉积体系有关。气水宏观分布上显示出盆地边缘含水、盆地中央普遍含气的趋势。压力异常是深盆气藏的重要特征。鄂尔多斯盆地上古生界地层压力以异常低压为主，但压力分布相当复杂，关系曲线回归性较差。主要原因是含气砂体多为条带状和透镜状，连通性较差，多属单个气藏，具有多个压力系统。     

低渗气藏水锁伤害及解除方法研究

鄂尔多斯盆地上古生界气层是典型的低渗透储集层，属于细孔微孔型，非均质性强，具有强水锁性(平均伤害程度83．6％)。通过水锁伤害实验分析影响因素，结果是：水锁的伤害程度与渗透率明显呈负相关关系，渗透率越大伤害越小；与孔隙度的相关性较差，但总的趋势是孔隙度越大伤害越小；伊利石、泥质含量越高的储集层水锁伤害越大；与原始含水饱和度呈负相关关系，与束缚水饱和度呈正相关关系。对17块样品进行的室内返排实验表明，返排水量与储集层物性、排驱压力和排驱时间有一定的关系，改善储集层渗流能力可以减轻水锁伤害。对低渗透气藏实施压裂改造，不仅能增产，还有助于减轻水锁和其他敏感性对储集层的伤害。图2表1参5     

鄂尔多斯盆地上古生界气藏与深盆气藏特征对比

通过对鄂尔多斯盆地上古生界砂泥岩压实资料、孔隙演化、压力成因、气水分布、天然气运移和成藏特征等分析研究,结合前人的成果资料,对上古生界气藏与典型深盆气藏特征进行了详细对比。研究认为,如果仅从成藏基本条件和气藏某些表现形式看,上古生界气藏与深盆气藏有相似之处。但开发动态资料显示,气层连通性差,气层分属多个压力系统,并没有出现大范围的气水关系倒置现象,局部存在边底水,气水分布主要受构造部位和有利储层相带等因素控制。由成藏作用过程、成藏关键条件和成藏机理考察,上古生界气藏具就近运移、聚集、成藏特点,主要属岩性气藏或构造-岩性气藏。综合分析认为,储层连通性差、圈闭受岩性和构造控制是造成上古生界气藏有别于深盆气藏的根本原因。     

鄂尔多斯盆地陕141井区上古生界气藏储层特征

长庆气田陕１４１井区属于鄂尔多斯盆地靖边三角洲的一部分，上古生界天然气藏的储集体为三角洲平原分流河道砂体及三角洲前缘水下分流河道砂体、河口砂坝相沉积。储集空间主要是充填剩余粒间孔和次生溶蚀孔（包括溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔、铸模孔等）及微裂缝。不同岩石类型的储层具有不同的储集空间组合：岩屑砂岩的储集空间由次生溶蚀孔、晶间孔及微裂缝组成；石英砂岩则由充填剩余粒间孔、粒间溶蚀孔及高岭石晶间孔组成。储层孔喉半径偏小，孔喉结构复杂；孔隙度一般为４％～８％，渗透率一般为０．１×１０－３～１×１０－３μｍ２，属于低孔低渗储层。研究认为，该区气藏类型为岩性圈闭气藏。盖层与储层的组合方式、盖层的封闭能力及盖层的分布面积是控制气藏形成的关键。气藏的分布受网状河道砂岩体的控制。     

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鄂尔多斯盆地北部为气源运移的指向区，具有较好的生储盖条件。下古生界气源岩为下奥陶统马家沟组碳酸盐岩，上古生界气源岩为石炭系太原组和二叠系山西组碎屑岩；下古生界储集层为马家沟组风化壳，上古生界储集层为石炭系本溪组、太原组和二叠系山西组、下石盒子组，前者以碳酸盐岩为主，后者以碎屑岩为主；下古生界风化壳气藏的区域盖层为石炭系底部的泥岩、铝土岩及铝土质泥岩，上古生界气藏的区域盖层为二叠系上石盒子组泥质岩。由于天然气聚集于两个不同的领域，其成藏各具特点，因而天然气富集控制因素就有所不同：下古生界天然气富集主要受气源、区域性岩相变化、盖层及古地貌影响，而控制上古生界天然气富集的决定因素有气源、砂岩体、局部构造的发育程度及源岩生烃期与圈闭形成期的匹配。     

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受加拿大阿尔伯达和北美其它一些含煤盆地勘探开发深盆气经验的启发，分析研究了鄂尔多斯盆地上古生界后发现，该盆地同样具备深盆气存在的基本石油地质条件和主要特征，是一个极其巨大的深盆气田。３项基本条件是：①有足够的、优质的、现今仍能生气生烃的烃源岩—煤系地层；②致密的储集层与烃源岩紧密配置，本区储层孔隙度绝大部分为５％～１０％，渗透率绝大部分小于１×１０－３μｍ２；③较好的区域性盖层。６个特征是：①下倾区大面积含气，上倾区含水，区域性气水倒置；②负压异常；③上古生界区域盖层以下整段厚４００ｍ地层饱含气（普遍含气）；④没有底水或边水，含气与构造无关；⑤盆地北部上倾水区内的中、小构造含气；⑥可能存在天然气泄漏区。采用类比法预测，上古生界天然气资源量为５０×１０１２ｍ３左右，多套透镜状砂体叠置连片，含气面积１０×１０４ｋｍ２，潜在可探明储量２×１０１２ｍ３，可能建成２００×１０８ｍ３／ａ产能。预测出４个有利区势带，其中Ｉ号区和Ｉ号区面积之和近２．５×１０４ｋｍ２，应作为近期主攻方向。     

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鄂尔多斯盆地上古生界地层普遍含气,９５％的探井钻到气层,已经压裂作业试气７０％探井达不到工业标准。造成绝大多数探井低产的原因是伴随钻井和压裂所产生的水锁伤害,故１２０口压裂求产井７０％低产实际上是水锁伤害后的产量。通过对８口老井进行重新求产试验,证明年限３年半以上的老井均能大幅度增产。同时还有２个直接成果：１６７井增产后该区已提交１００×１０８ｍ３天然气探明储量;５年前开钻的召探１井,由当时１．１４×１０４ｍ３低产变成今天日产７．７×１０４ｍ３,相当于将气田边界向北推进５０～６０ｋｍ,意义重大。由此预计１２０口老井７０％能达到工业标准,该项目再用６个月可完成７０口老井重新求产,预计可提交１０００×１０８ｍ３控制储量。上述试验结果也同样反应上古生界储层规律,若能搞分压合采,既保护下古生界气层,又能打开上古生界气层,这样２８０口探井的经济效益则相当可观。在对鄂尔多斯深盆气进行４年研究的基础上,提出长庆气田勘探前景———实现世界级特大气田（探明储量大于２×１０１２ｍ３）的目标是可能的。     

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作为典型的壳内克拉通盆地，鄂尔多斯盆地具独特的古热流演化史和油气生成动力学特征。以下古生界奥陶系烃源岩为主要研究对象，利用地球动力学－地球化学结合法反演恢复其热流演化史，在成熟史研究的基础上对下奥陶统马家沟组烃源岩的成烃史进行了定量模拟，并对所得结果进行了分析、对比、讨论。研究表明，该盆地奥陶系的古热流演化在整体较低热流值的背景下可划分出白垩纪前较高热流值和白垩纪后较低热流值两大阶段；奥陶系烃源央     

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鄂尔多斯盆地中部奥陶系古风化壳气藏有其特定的成藏组合。上、下古生界两套烃源岩提供了丰富的混源气，其上古生界烃源岩提供的气源较下古生界丰富；含膏云坪沉积微相带是本区有利储集体的发育区带，古岩溶斜坡区是有效溶蚀孔洞的主要分布区带，二者在空间上的 合，形成了大面积稳定展布的溶蚀孔洞储集体，为气藏的形成准备了主要的储集空间；直接盖层石炭系本溪组和间接盖层上古生界发育的多套封盖层的合理配置，是形成奥陶系古风     

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鄂尔多斯盆地上古生界含气砂岩体主要属湖相三角洲平原分流河道沉积，具低孔低渗和高阻抗特征。针对这一地质目标，研制和总结出４类１５项方法技术，建立了鄂尔多斯盆地上古生界含气砂岩体综合预测目标处理解释技术系列。该系列以面向目标的大型综合数据库为基础，计算机技术为手段，地震地层岩性处理解释技术为核心，实现了地质、测井、地震等多学科的有机结合和同一地质目标下的处理解释一体化。在ＡＶＯ理论指导下，以信息论为基础，提出了一种新的测井约束多参数反演技术，可克服砂岩含气阻抗值降低而造成的岩性解释陷阱；利用不同岩性泊松比差异所形成的ＡＶＯ特征响应，可以有效区分地震高阻抗层的岩性；在实际钻探效益的驱动下，采用滚动式处理解释方法，应用各种新技术，对目标砂岩储集体实施逐步深化的特征描述。经钻探检验，该技术系列较准确地预测了厚１０ｍ左右砂岩储集体的空间展布形态，砂岩体预测符合率大于７０％，钻探成功率达８１．８％。     

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在鄂尔我斯地区，除陕北大气田外，其它地区的勘探前景如何是大家所关心的问题。为此，从该区下古生界沉积特征入手，研究了成藏条件，评价了勘探有利区。研究认为，鄂尔多斯地区存在着中央，富县－黄陵，吕梁和乌兰格尔等四个古隆起，它们控制了该区奥陶系的沉积，产生了不同的岩性分区。综合分析后评选出４个有利勘区：①庆阳古隆起东斜坡；②乌兰格尔古隆起南斜坡；③盆地南部富县－黄陵古隆起南斜坡；④盆地西部中奥陶流海底扇分     

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鄂尔多斯盆地中部气区上古生界煤系气源岩生气强度大 ,大部分地区生气强度大于 40× 1 0 8m3/km2 ;丰富的气源和良好的储盖条件表明中部气区具备形成大型上古生界气藏的条件。气藏的分布受气源、砂体分布、盖层的质量和分布所控制。上古生界天然气藏的形成可分为两个阶段 :第一阶段是三叠纪—早白垩世 ,天然气向北、北东方向大规模运移 ;第二阶段是早白垩世后 ,天然气难以大规模运移 ,上古生界气源岩生成天然气主要就近聚集成藏 ,局部鼻隆构造起到了使天然气相对富集的作用。中部气区上古生界气藏的形成主要与第二阶段天然气的生成、运移和保存有关。今后该区天然气勘探的主攻方向应是中部气区上古生界气藏。     

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对陕甘宁盆地中部气田奥陶系碳酸盐岩风化壳进行了气藏描述，气藏描述的流程为：以地质为基础，测井为骨架，地震为桥梁、数学地质和计算机为手段对该区下奥陶统五１气藏进行了详细的沉积描述、圈闭描述和储层描述，进而得出有关参数及其分布特征，并计算出天然气地质储量；在此基础上，对气藏进行了综合评价，从整体上看，该气田为低孔、低渗、低丰度、深层大气田。