神木氣田二疊系氣藏有利區(qū)預(yù)測

周 拓，周兆華，谷江瑞，郝玉鴻，王建一

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266555； 2.中國石油勘探開發(fā)研究院 廊坊分院，河北 廊坊065007； 3.中國石油長慶油田分公司 第二采氣廠，陜西 榆林 719000； 4.長江大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，湖北 武漢430100）

0 引言

神木氣田地處陜西省榆林市榆陽區(qū)及神木縣境內(nèi)，西接榆林氣田，北與大牛地氣田相鄰，南抵子洲、米脂氣田，區(qū)域構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部；其勘探始于20世紀90年代初期，在上古生界二疊系太原組、山西組、石盒子組等層系鉆遇含氣層，探明儲量近千億立方米，占鄂爾多斯致密氣探明儲量3×1012m3的3.13%[1］.在“十一五”期間，神木區(qū)塊北部的大牛地氣田塔巴廟區(qū)塊在上古生界太原組和山西一段滾動勘探取得良好成效，在山西組二段鉆遇氣層成為新的接替層系[2］.在儲層研究方面，蘭朝利、沈玉林等研究太原組沉積特征及其控制因素[3-5］，提出太原組以潮控三角洲與碳酸鹽巖潮坪沉積，并提供豐富的巖心分析資料.神木氣田儲層受沉積和成巖作用影響，以低孔、致密為特征，非均質(zhì)性強.該區(qū)試氣試采產(chǎn)能較低：太原組試氣井16口，試氣無阻流量最高為8.5×104m3／d，平均為3.2×104m3／d，極少試采井以1.5×104m3／d流量穩(wěn)產(chǎn)[6-7］.

神木氣田儲層物性較差、產(chǎn)能較低，經(jīng)濟評價效益低，開發(fā)動用難度大.開發(fā)效果差主要是不清楚主力層系，對砂體展布的認識不足，籠統(tǒng)的以一個大層進行研究，加上評價井少，產(chǎn)生一些消極因素；因此，有必要對該區(qū)主要目的層段進行細分層系研究，明確砂巖儲層縱向發(fā)育的主力層系和儲層平面上發(fā)育的有利區(qū)帶，優(yōu)選開發(fā)有利區(qū)，指導(dǎo)氣田產(chǎn)能建設(shè)部署.在所預(yù)測的有利區(qū)塊見到高產(chǎn)氣井，展示神木氣田良好的開發(fā)前景，也為鄂爾多斯盆地太原組、山西組致密砂巖儲層的開發(fā)提供良好借鑒.

1 地層細分層系

根據(jù)鄂爾多斯盆地（見圖1）周邊露頭和井下巖石地層特征研究成果[7-9］，按照“等時對比、分級控制”原則，以標志層為依據(jù)，以巖性組合及能反映沉積旋回變化的電性特征為基礎(chǔ)，對上古生界太原組和山西組進行細分層系、分層研究.

1.1 標志層

該區(qū)煤層發(fā)育，分布穩(wěn)定，是良好的標志層.煤是在特殊的沉積環(huán)境中形成的，需要構(gòu)造的沉降、繁盛的植被、合適的古地理和古氣候條件；煤層的展布受控于聚煤環(huán)境，具有一定的規(guī)模性，可以作為該區(qū)地層劃分與對比標志.該區(qū)灰?guī)r也在局部區(qū)域發(fā)育，灰?guī)r及其相變的泥質(zhì)巖類和典型的砂泥巖組合也可以作為該區(qū)地層劃分對比的輔助標志層.

1.1.1 9＃煤層

在榆林—神木地區(qū)，分布于本溪組頂部的9＃煤層厚度穩(wěn)定，一般為6～12m，煤層結(jié)構(gòu)與組分簡單，具有大幅度的低自然伽馬、低密度、高電阻、高聲波時差組合特征，在測井組合圖上極易識別；其頂界為太原組和本溪組的界面（見圖2）.

1.1.2 灰?guī)r層

該區(qū)域上太原組發(fā)育4套灰?guī)r，即廟溝灰?guī)r、毛兒溝灰?guī)r、斜道灰?guī)r和東大窯灰?guī)r，是海侵期產(chǎn)物.灰?guī)r具有低自然伽馬、低聲波時差、高密度特征，當灰?guī)r相變?yōu)樯澳鄮r時，自然伽馬與聲波時差值相應(yīng)增大.廟溝灰?guī)r和毛兒溝灰?guī)r是太2段發(fā)育的2套灰?guī)r，廟溝灰?guī)r是8＃煤層的頂板，發(fā)育于工區(qū)以南，在該區(qū)相變?yōu)樯?、泥巖；毛兒溝灰?guī)r在工區(qū)內(nèi)分布相對廣泛，多口井鉆遇，一般呈煤—灰—煤組合，毛兒溝灰?guī)r頂可以作為太1與太2段的分界標志層（見圖2）.

圖1 神木氣田位置示意Fig.1 Location of the Shenmu gas field

斜道灰?guī)r和東大窯灰?guī)r是太1段發(fā)育的2套深灰色泥灰?guī)r，具有低自然伽馬、特低聲波時差、高密度組合特征，在測井組合圖中能夠很好識別和確認.東大窯灰?guī)r在工區(qū)南部發(fā)育，以頂面及其相變的泥巖為標志識別太原組頂界；其上一般上覆分布穩(wěn)定、厚度為0.5～2.0m的薄煤層，即5＃下煤層，是山西組底界標志.

1.1.3 8＃、7＃和6＃煤層

8＃、7＃和6＃煤層是近海泥炭沼澤環(huán)境的產(chǎn)物，層位相對穩(wěn)定，但成分復(fù)雜，測井響應(yīng)隨泥質(zhì)含量的增加而變化.大部分井6＃、7＃和8＃薄煤層含有泥質(zhì)，常表現(xiàn)為高伽馬、低密度、高聲波時差組合特征，是太原組內(nèi)部容易識別的較好標志層，但發(fā)育不穩(wěn)定.

1.1.4 5＃下煤層及1?！?＃號煤層組

1?！?＃煤層及其間的暗色砂頁巖是廢棄河道、泛濫平原或分流間灣等多種環(huán)境沼澤化的產(chǎn)物.煤層在測井曲線上容易識別，但煤層的厚度變化大，層數(shù)不穩(wěn)定，一般為2～4層，橫向精確對比困難.這套特殊的巖性組合在各井均能穩(wěn)定出現(xiàn).該區(qū)將1＃～5＃煤層組劃歸山2段，其上鐵磨溝砂巖或鈣質(zhì)頁巖劃為山1段，其內(nèi)部偶爾出現(xiàn)1～2層薄煤層.其中，山1段煤層數(shù)量減少和山2段煤層數(shù)量增多是該區(qū)巖性標志層一大特征.

5＃煤層與5＃下煤層可以作為山2段山23小層頂?shù)捉绲臉酥緦樱ㄒ妶D2）.工區(qū)內(nèi)5＃煤層分布極其廣泛，除西部陜203、陜205、陜142井5＃煤層不發(fā)育外，其他井鉆遇，5＃煤層厚度一般為4.0～8.0m（見圖3）.另外，全區(qū)各井鉆遇5＃下煤層，厚度一般為0.5～2.0m（見圖4）.

1.1.5 駱駝脖子砂巖與山西組頂部雜色泥巖

盒8段底部的厚砂層為淺灰色含礫粗砂巖、中粗砂巖，顏色較下部砂巖淺，常為灰白、灰綠色，可以進一步劃分為多個砂泥巖間互的沉積旋回，與下伏泥巖（山西組頂部的雜色泥巖）突變接觸.測井響應(yīng)特征表現(xiàn)為低伽馬、SP負異常，GR曲線形態(tài)為鐘—箱形.全區(qū)分布較穩(wěn)定，但部分井山1段上部砂巖發(fā)育，界限較難區(qū)分.

圖2 Y24井典型標志層示意Fig.2 Typical signs layer map of well Y24

圖3 5＃煤層厚度統(tǒng)計直方圖Fig.3 Statistical histogram of Corl 5＃thickness

圖4 5＃下煤層厚度統(tǒng)計直方圖Fig.4 Statistical histogram of Corl 5D＃thickness

1.2 小層劃分及主力層

根據(jù)地層劃分與標志層特征，將太原組劃分為太1段和太2段，山2段細分為山21、山22、山23小層，山1段細分為山11、山12、山13小層.

本溪組底部的鋁土質(zhì)泥巖橫向分布穩(wěn)定、巖性致密，作為上古生界含氣層系的區(qū)域性底板；上石盒子組泥質(zhì)巖類發(fā)育，且普遍存在泥巖高壓，阻止天然氣向上運移，是良好的區(qū)域性蓋層.太原組、山2和山1段砂體呈近南北走向，主砂體兩側(cè)砂巖致密變薄或尖滅相變?yōu)槟噘|(zhì)沉積，形成氣藏的側(cè)向巖性遮擋；在太原組、山2段、山1段和盒8段儲層之間分布砂質(zhì)泥巖、純泥巖，封蓋能力較強，構(gòu)成各氣藏的直接蓋層.本溪組9＃煤層、山23小層、太1段煤層及烴源巖發(fā)育，是工區(qū)內(nèi)重要的氣源，其上下緊鄰的山22小層和太2段為最有利儲氣層位.次要含氣層位包括山12、山13、山21小層.“生、儲、蓋”的最佳配置組合共同形成研究區(qū)太原組和山西組巖性圈閉氣藏.

2 沉積微相及有效砂體展布

2.1 沉積相與沉積微相

大牛地氣田位于神木氣田北部，儲層極為相似，王付斌等對太原組進行分析[10］.根據(jù)大牛地120口勘探井、開發(fā)準備井及部分開發(fā)井測井資料，對該區(qū)內(nèi)太原組全部取心井的巖心進行觀察與描述；再結(jié)合區(qū)域研究成果，提出該區(qū)石炭系本溪組發(fā)育無障壁海岸沉積環(huán)境.太原組主要發(fā)育障壁海岸沉積環(huán)境，后期局部地區(qū)發(fā)育辮狀河三角洲平原沉積環(huán)境.大牛地氣田的障壁海岸沉積體系主要發(fā)育于太原組太1段、太2段，發(fā)育潮坪相沉積環(huán)境，微相主要包括障壁砂壩、泥坪、沼澤等.大牛地氣田的三角洲沉積體系主要發(fā)育于山西組沉積環(huán)境，主要沉積微相為分流河道、分流間灣等，決口扇及其他微相不發(fā)育[10］.

對于神木氣田，根據(jù)13口井巖心觀察描述所發(fā)現(xiàn)的相標志和區(qū)塊內(nèi)的單井相，結(jié)合區(qū)域沉積背景，認為太原組為陸表海潮控三角洲相與潮坪相交互沉積.潮控三角洲主要發(fā)育三角洲前緣亞相，三角洲前緣亞相的水下分流河道、分流間灣等微相主要見于太2段；三角洲前緣的遠砂壩、席狀砂、灘壩和前緣泥微相主要見于太1段.潮坪相主要發(fā)育潮下帶亞相，包括灰坪、灰泥坪等微相，見于太1段.山西組確定為淺水河控三角洲相沉積，僅發(fā)育三角洲平原亞相，包括分流河道、分流間洼地和分流沼澤微相.

根據(jù)小層砂巖鉆遇率與有效砂巖鉆遇率結(jié)果（見圖5），除山23和太1小層砂體鉆遇率小于30%以外，其他各層砂體鉆遇率大于30%.應(yīng)用鉆遇率評價砂體連續(xù)性和連通性的標準：鉆遇率大于70%的為大面積連片分布，50%～70%的為寬條帶狀分布，30%～50%的為窄條帶狀分布，小于30%的為孤立狀分布.工區(qū)內(nèi)山23和太1小層的砂體為孤立狀分布，山11小層的砂體為窄條帶狀分布，山12、山13、山21小層的砂體為寬條帶狀、網(wǎng)狀分布，山22小層和太2段的砂體呈大面積連片分布.

根據(jù)實際井點的分層單井相分析資料，結(jié)合區(qū)域沉積背景，參考地震預(yù)測砂體成果，分小層編制工區(qū)沉積微相平面展布圖.

圖5 各小層砂巖和有效砂巖鉆遇率統(tǒng)計結(jié)果Fig.5 Drill encounter rate statistical bar chart of sandstone and effective

2.2 太原組沉積微相展布特征

太原組從太2段到太1段，海水總體向北推進，砂體發(fā)育受到抑制.太2段為潮控三角洲前緣沉積，水下分流河道較發(fā)育，僅臺5～雙15井、雙19井、臺2～雙49井未鉆遇太2砂體.在工區(qū)東北部發(fā)育灰泥坪，為潮間帶沉積.太1段發(fā)育三角洲前緣遠端、前三角洲及潮坪沉積，以灰泥坪、前緣泥為主，水下分流河道不發(fā)育；在工區(qū)東北部發(fā)育2條水下分流河道的末端及河口壩、遠砂壩、席狀砂沉積.在雙15～雙37井區(qū)、雙56井區(qū)、雙49井區(qū)可見灘壩沉積，工區(qū)南部為灰坪、潮下帶微相沉積.

2.3 山西組沉積微相展布特征

山2段和山1段自下而上為一水進過程，河流能量變?nèi)?，河道寬度變窄，分流間洼地和沼澤發(fā)育.山23沉積時期工區(qū)內(nèi)以分流間洼地和沼澤為主，5＃煤層和5＃下煤層分布穩(wěn)定，分流河道不發(fā)育，僅在工區(qū)西部陜203井見厚層分流河道砂體.區(qū)塊向南到子洲氣田的山23段沉積相屬于三角洲前緣，水下分流河道發(fā)育，儲層連通性差[11］.山22沉積時期分流河道較發(fā)育，橫向連片展布，臺5～臺7～雙30～雙7～雙28～臺2井一帶河道不發(fā)育，為分流間洼地、沼澤沉積（見圖6）.山21時期發(fā)育2條近南北向?qū)挆l帶狀展布的分流河道，東部雙36～雙4～雙35～雙54～雙29井一帶為主分流河道帶.在山13和山12沉積時期分流河道較發(fā)育，呈寬條帶狀、網(wǎng)狀近南北向展布.到山11時期，工區(qū)內(nèi)發(fā)育2條主河道帶，但分流河道明顯變窄，呈窄條帶狀南北向展布.

圖6 神木氣田山22小層沉積微相平面Fig.6 Sedimentary microfacies plan for the Shan 22formation in Shenmu gasfield

神木氣田砂體分布受北部物源控制，呈南北向條帶狀、網(wǎng)狀展布，厚度為8.9～67.1m，平均為31.6 m；雙4～雙57～榆24～雙56～雙53一帶厚度明顯大于其他井區(qū)，為主分流河道帶，砂體沉積最厚處為雙4井區(qū)，厚度為67.1m.

根據(jù)儲層對比結(jié)果，砂體以孤立式、多層式和多邊多層式為主，總體具有“縱向多層疊置、平面復(fù)合連片”的特征.

2.4 有效砂體展布

根據(jù)有效砂體鉆遇率統(tǒng)計結(jié)果（見圖5），山11、山12、山13、山21、山22、山23小層的有效砂體鉆遇率分別為21.3%、42.6%、29.8%、42.6%、53.2%和2.1%，太1段和太2段的有效砂體鉆遇率分別為12.8%和61.7%.山22小層、太2段的有效砂體鉆遇率相對較大（鉆遇率＞50%），山11、山13、山23小層和太1段的有效砂體鉆遇率小于30%，呈孤立狀.太2段、山12和山22小層可以作為主力層考慮，是進一步研究的重點層位.

有效砂體平面分布特征研究表明，神木氣田儲層條件復(fù)雜，不是所有的連片砂巖都可以形成有效儲層，有效儲層僅為砂巖中的粗巖相段，有效砂體在平面上呈孤立狀或條帶狀分布，反映縱向上該區(qū)有效砂體分布的不均一性.神木氣田物性變化的總體規(guī)律是粗砂巖相的物性明顯好于中、細砂巖相的，高孔滲段主要分布在粒度粗的分流河道下部，而河道上部粒度較細，孔滲相對較低.統(tǒng)計研究區(qū)各小層的物性非均質(zhì)表征參數(shù)，反映該區(qū)儲層非均質(zhì)性強，但各小層有一定的差別.綜合考慮級差、突進系數(shù)和變異系數(shù)，山西組中山21小層的非均質(zhì)性最強，山12小層的非均質(zhì)性相對較弱；太原組中太1段的非均質(zhì)性強于太2段的.

3 儲層發(fā)育主控因素

砂巖儲層的儲集性能主要受控于構(gòu)造因素、沉積環(huán)境、巖石組成、沉積埋藏史、在埋藏過程中的成巖作用及烴類充注等因素.對于神木氣田上古氣藏山西組和太原組砂巖儲層，由于區(qū)塊范圍小，目的層段在平面和垂向上的分布范圍有限，內(nèi)部地質(zhì)背景和成巖環(huán)境基本上一致，所以由平面上成巖趨勢和垂向上成巖階段的變化而引起的成巖差異較小.另外，神木氣田地層平緩，構(gòu)造簡單，裂縫不太發(fā)育，對改善砂巖的儲滲性能的影響作用小，屬于孔隙性儲層.

盡管成巖作用直接決定儲層內(nèi)部儲集空間特征和儲集性能，對儲層物性的演化起關(guān)鍵性作用；但是根據(jù)成巖作用背景，沉積是主宰成巖作用的物質(zhì)基礎(chǔ)，沉積微相對成巖作用的影響在儲層描述中顯得尤為重要，成為控制巖石物性主要因素.由于沉積環(huán)境的不同水動力條件導(dǎo)致巖石類型、粒度、分選和磨圓的不同，進而導(dǎo)致成巖作用差異，最終表現(xiàn)在儲層的物性差異上.沉積作用控制儲集巖體的發(fā)育和分布，并影響儲層的基本形態(tài)和所經(jīng)歷的成巖作用類型和強度，是控制儲層發(fā)育的主導(dǎo)因素.一方面，有效儲層是砂巖沉積中的粗巖相，高能水道是最主要的粗巖相沉積場所；另一方面，由動、靜態(tài)資料反映粗巖相的規(guī)模越大，單井產(chǎn)量越大，說明該區(qū)儲層的主要控制因素是沉積作用.

4 有利區(qū)帶預(yù)測

巖性氣藏含氣富集區(qū)的核心問題是儲層，包括儲層分布及儲層質(zhì)量.在細分層系、明確氣田主力層位的基礎(chǔ)上，分析工區(qū)發(fā)育的沉積微相類型，開展沉積砂體空間展布特征研究，認識儲層分布特征及其發(fā)育主控因素，為研究氣田開發(fā)方案優(yōu)選富集區(qū)塊奠定基礎(chǔ).

4.1 分類標準

研究神木氣田太原組和山西組氣藏的靜態(tài)、動態(tài)特征，綜合考慮沉積特征、儲層發(fā)育程度、試氣無阻流量等因素，以太原組、山2段和山1段為3個單元，先進行單元內(nèi)有利區(qū)分類，主要依據(jù)是：（1）有利區(qū)應(yīng)處于有利沉積相帶中（為疊加型分流河道、分流河道）；（2）山1段、太原組Ⅰ類有利區(qū)有效厚度大于7m，Ⅱ類有利區(qū)有效厚度大于5m；（3）山2段Ⅱ類有利區(qū)有效厚度大于4m，Ⅰ類有利區(qū)有效厚度大于6m；（4）試氣無阻流量大于2×104m3／d.

先采用單元優(yōu)選，預(yù)測氣田開發(fā)有利區(qū).太原組氣藏優(yōu)選2個Ⅰ類有利區(qū)塊，包括雙3-雙14井區(qū)及雙30-榆24井區(qū).其中，Ⅰ類有利區(qū)塊雙3-雙14井區(qū)井控程度最高，新鉆開發(fā)井雙7-14試氣無阻流量達到12.7×104m3／d，展示該區(qū)良好的開發(fā)潛力.山2段優(yōu)選3個Ⅰ類有利區(qū)塊，分別為雙14井區(qū)、雙3～雙19井區(qū)和雙57～雙84井區(qū).

山1段優(yōu)選Ⅰ類有利區(qū)塊3塊，分別為雙7-14井區(qū)、雙57井區(qū)、雙19井區(qū).其中，雙7-14井區(qū)雙19井以15.6m的有效厚度、9.5×104m3／d的試氣無阻流量展示該井區(qū)具有良好的開發(fā)潛力.

4.2 推薦有利區(qū)

在分層段進行有利區(qū)優(yōu)選的基礎(chǔ)上，將山1段、山2段和太原組進行疊合并分類.分類原則為3個層段中任何一層為Ⅰ類有利區(qū)，則確定為疊合Ⅰ類有利區(qū)；3個層位任何一層有Ⅱ類有利區(qū)，則確定為疊合Ⅱ類有利區(qū)；其余部分為疊合Ⅲ類有利區(qū).其中，疊合Ⅰ類有利區(qū)塊面積為300km2，天然氣地質(zhì)儲量為420×108m3，儲量豐度為1.35×108m3／km2.主要分布在雙3-雙14井區(qū)、雙19井區(qū)、雙57～雙84井區(qū)、雙7-14井區(qū).疊合Ⅱ類有利區(qū)塊主要分布在一類區(qū)外圍，面積為340km2，天然氣地質(zhì)儲量為360×108m3.疊合Ⅰ＋Ⅱ類有利區(qū)面積合計為650km2，天然氣地質(zhì)儲量為770×108m3.

4.3 實施效果

在優(yōu)選的有利區(qū)中，2011年和2012年新建41口井，無阻流量超過20萬m3的有5口井，10～20萬m3的有10口，4～10萬m3的有17口，小于4萬m3的有7口井，套用蘇里格氣田產(chǎn)能分類標準，Ⅰ＋Ⅱ類井共有32口，占統(tǒng)計井數(shù)的78%，展示良好的開發(fā)效果.

4.4 太原組氣藏

神木氣田屬于典型的致密砂巖氣藏[12-13］.太原組氣藏北部的大牛地氣田、再向北到蘇里格氣田的東北部（邊部），都可見太原組工業(yè)氣井，展示鄂爾多斯盆地太原組氣藏良好的發(fā)展前景.

5 結(jié)論

（1）以五套典型標志層為依據(jù)，結(jié)合巖性組合及反映沉積旋回變化的電性特征，將太原組劃分為太1段和太2段，山2段細分為山21、山22、山23小層，山1段細分為山11、山12、山13小層.山22小層和太2段為最有利儲氣層位，次要儲氣層位包括山12、山13、山21小層.

（2）太原組為陸表海潮控三角洲相與潮坪相交互沉積.山西組為淺水河控三角洲相沉積.有利沉積微相為水下分流河道微相和分流河道微相.山西組、太原組構(gòu)造平緩，裂縫不發(fā)育，沉積作用是控制儲層發(fā)育的主導(dǎo)因素.

（3）山22小層、太2段的有效砂體鉆遇率大于50%，連片展布；山11、山13、山23小層和太1段的有效砂體鉆遇率小于30%，呈孤立狀.太2段、山12和山22小層是本區(qū)主力層，是進一步研究的重點層位.

（4）綜合考慮沉積特征和儲層發(fā)育程度等特征，結(jié)合試氣評價成果，以太原組、山2段和山1段為3個單元，進行有利開發(fā)區(qū)塊的優(yōu)選.太原組氣藏優(yōu)選Ⅰ類有利區(qū)塊2塊，山2段優(yōu)選Ⅰ類有利區(qū)塊3塊，山1段優(yōu)選Ⅰ類有利區(qū)塊3塊，并推薦開發(fā)有利區(qū)塊.

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