赵文智，卞从胜，徐兆辉

（1. 中国石油勘探与生产分公司；2. 中国石油勘探开发研究院）

0 引言

鄂尔多斯盆地上古生界石炭-二叠系与四川盆地川中地区上三叠统是中国陆上低孔渗砂岩气藏主要发育区。在这两个盆地陆续发现了数个大气田，是目前中国低品位天然气储量发现和增长的重点[1-3]。截至2012年底，鄂尔多斯盆地上古生界已发现了苏里格、乌审旗、榆林等大气田，苏里格气田探明储量（含基本探明）达 3.49×1012m3，探明储量面积达3.6×104km2，储量丰度平均为0.97×108m3/km2；四川盆地川中地区上三叠统须家河组发现了广安、合川、安岳等大气田，探明储量近 6 000×108m3，三级储量已超过 1.0×1012m3，探明储量面积达 3 200 km2，储量丰度平均为1.87×108m3/km2。

上述两个气田区都是在致密砂岩中形成的规模大、储量丰度低的天然气田。这两大气区具有常规气与非常规气混合成藏的特征，储集层总体以低孔低渗为主，横向非均质性强，但局部也发育“甜点”；形成的气层厚度总体偏薄，单个气藏规模较小，但数量成千上万的气藏以集群式发育，成藏规模很大，呈大型化成藏。这两大气区在成藏条件、机理与气藏分布特征等方面明显不同，如在气藏横向连续性方面，苏里格气田呈“甜点”和致密砂岩都含气，表现为大面积连续成藏，但经济性储量主要分布在“甜点”区，且一、二级层序界面上发育的主河道成藏丰度和概率都明显好于上部次级河道砂岩。川中地区须家河组含气性横向变化较大，平面上呈“甜点”富气，受控于源灶、主砂体、局部构造与裂缝 4因素的联合作用；垂向上，一、二级层序底部的河道砂体物性较好，多产水，而层序顶部相对致密的砂岩则含气性变好，气藏呈大范围斑块状分布[3]。在上述两个气区，围绕低品位天然气资源的勘探开发正在进行，及时从成藏条件、机理与气藏分布特征方面总结二者的共性与差异，对下一步勘探开发工作取得最大成功率和效益具有重要指导意义。

1 两大气区的共性

苏里格与川中地区须家河组气区都是在平缓构造背景下发育的低孔渗砂岩大气区（见图 1、图 2），具有沉积体系与砂体分布面积大、储集层低孔低渗和常规气藏与非常规致密气资源混合共生等特征（见图3）。

1.1 成藏条件呈大型化发育

鄂尔多斯盆地上古生界石炭-二叠系煤系气源灶规模大，面积超过 24×104km2，而且由于构造平缓，整体进入大量生气阶段的气源灶规模也很大，面积超过 18×104km2，这是成藏规模大型化的物质基础。四川盆地须家河组须一、三、五段气源灶面积达 17×104km2，整体进入大量生气阶段的面积超过15×104km2。

在储集体方面，苏里格气田是由数万个“甜点”储集体组成的集合体，分布面积在6×104km2以上，如果把含气丰度更低的致密储集体也计算在内，规模将超过 10×104km2。川中地区须家河组二、四、六段发育的储集体群规模也较大，规模都在（4～6）×104km2以上。

图1 鄂尔多斯盆地上古生界地层柱状图及烃源岩与盒8段储集层分布叠合图（GR—自然伽马；Rt—电阻率）

图2 四川盆地须家河组地层柱状图及须三+须五段烃源岩与须四段储集层分布叠合图

图3 苏里格气田和川中须家河组气田储集层物性分布图

气源灶与储集体群大面积紧密接触是天然气大型化成藏的另一个重要条件。苏里格气田气源岩主要是石炭系太原组和二叠系山西组的煤层与高炭泥岩，储集层主要为山西组上部的山1段与石河子组盒8段砂岩，源储在垂向上呈上下结构大面积接触，接触面积可达10×104km2（见图1）。四川盆地须家河组烃源岩主要为须一、三、五段的煤层与高炭泥岩，储集层主要为须二、四、六段砂体以及须一、三、五段内部的同期沉积砂体[4]，烃源岩和储集层纵向呈“三明治”结构大面积接触（见图 2），叠合面积达（6～8）×104km2。上述两种大面积紧密接触的源储组合[5]，使得气源灶生成的天然气可以短距离且大面积直接进入储集层中，导致大面积成藏，从而减小了天然气运聚过程中的损失，提高了成藏效率，有利于形成大型化分布的天然气藏。

1.2 源灶埋藏期规模化“储蓄能量”与抬升期规模排气

煤系烃源岩吸附气体能力较强，且吸附量随着地层温压条件的变化而变化[6]。烃源岩在不同热成熟阶段生成的天然气碳同位素组成明显不同：一组是“重气”，即碳同位素组成偏重，甲烷碳同位素组成为−38‰～−32‰，是烃源岩在热成熟大量生气并发生规模排烃阶段形成的气；一组是“轻气”，即碳同位素组成偏轻，甲烷碳同位素组成分布为−43‰～−38‰，形成于烃源岩早期生气阶段且未大量排出气源岩，天然气呈吸附态赋存于煤系烃源岩的表面。产出气中同时检测出这两种天然气，说明煤系源灶生成的天然气在排出之前，在灶内有一个阶段储蓄过程，即天然气在源灶内呈压缩状态阶段性存储。当烃源岩中天然气达到足够饱和后，再生成的天然气才排出母体，在邻近的低孔渗储集层中逐渐聚集并成藏。早期持续深埋阶段，煤系烃源岩生成的天然气以吸附和压缩状态存在于烃源岩内部的过程，称之为“储蓄”过程。实验数据显示，苏里格和川中须家河组煤系烃源岩在较高的地层压力下，对天然气的吸附量高达15～25 m3/t。模拟结果显示，两个气区的气源岩在埋藏期对天然气的总吸附量分别达到 13×1016m3和 2.8×1016m3，规模相当大。白垩纪末期以来，苏里格和川中地区都发生了规模性抬升和剥蚀，随着地层压力的降低，煤系烃源岩中“储蓄”的天然气发生了解吸膨胀，发生规模排气，从而导致烃类气体的大规模运移和成藏。

四川盆地川中气区和鄂尔多斯盆地苏里格气田白垩纪末期以来的抬升幅度分别达 1 500～2 500 m 和600～1 600 m[7-9]。根据天然气吸附和解吸状态方程计算 ，须家河组天然气解吸气强度达到（5～10）×10 m3/km2。按四川盆地须家河组有效烃源岩面积计算，源灶解吸释放的天然气量可达（18～25）×1012m3，规模相当大，完全可以保证大中型气藏形成的气源供给。鄂尔多斯盆地上古生界煤系的排气强度普遍在 6×108m3/km2以上，最大超过20×108m3/km2，抬升期源灶的天然气总解吸量达 25.52×1012m3。抬升期源灶解吸气是上述两大气区低孔渗大气田的主要气源。

1.3 天然气充注表现为体积流和扩散流共存

体积流和扩散流是天然气运移充注的两种主要方式[10-11]。体积流是天然气在压差驱动下以游离相在孔隙性介质中发生的流动。苏里格气田盒8段和山1段与川中须家河组储集层都属于低孔渗致密砂岩，储集层岩心充气实验表明，天然气向致密储集层充注和运移必须具备一定的启动压力；同时孔喉结构要满足一定的要求，若孔喉结构不好，体积流很难发生，只能发生扩散流。在地质历史过程中，烃源岩中发育的异常高压是天然气向致密储集层充注的必要条件，当烃源岩的异常压力超过储集层的排替压力时，天然气才能以体积流的方式向致密储集层充注并在储集层中运移成藏。扩散流是天然气分子在浓度梯度作用下从高浓度区向低浓度区运移的分子运动，只要存在天然气浓度差，扩散流就会发生。扩散流是致密储集层中天然气以非常规运聚方式发生大规模成藏的主要机制。

用包裹体测压资料研究苏里格气田埋藏期的古压力变化发现，上古生界山西组气源岩与砂体之间至少存在7 MPa左右的剩余压差，而山西组与邻近的石盒子组砂岩之间也存在约5 MPa的剩余压差。广安与合川地区须家河组埋藏期源储压差至少在 3～10 MPa，且由南向北逐渐增大。这种剩余压差的存在必然导致烃源岩生成的天然气在压差驱动下向储集层运移，即发生体积流充注，主要在渗透率大于1×10−3μm2的“甜点区”储集层形成常规气藏。白垩纪末期以来两大气区整体抬升，由于源灶生气过程停止，源储剩余压力差逐渐降低，但抬升导致烃源岩微孔隙中的游离气体发生体积膨胀并解吸，可以规模增加源灶内部的动力，使气源灶仍可以保持一定的排驱动力。烃源岩孔隙中由于天然气的解吸和膨胀，使得天然气的浓度相对邻近的储集层突然增大，故在源储间天然气浓度差的驱动下，发生以扩散方式为主的运移，进入更致密的储集层中，形成大面积分布的气藏群。通过对鄂尔多斯盆地上古生界天然气充注过程的模拟发现，体积流总充注量为 195×1012m3，扩散流充注量为 130.16×1012m，分别占60%和40%，而总散失量为290.74×10m，天然气散失量远高于单一体积流和扩散流机理下的充注量。如果没有抬升期天然气以扩散流方式排烃和运移，苏里格大气田将难以保存至今。

1.4 天然气聚集表现为岩性气藏集群式成藏

苏里格气田和川中须家河组气田都是由数百、数千乃至数万个小气藏组成的集合体，单个气藏规模不大，但众多气藏则形成规模巨大的气藏群集合体。如苏里格气田，现已探明的气田范围内发育（5～8）×104个相对独立的岩性气藏，单个气藏气柱高度2～6 m、储量规模一般在（3 000～10 000）×104m3，整个气田的储量规模至少在 4×1012m3，平均储量丰度约 0.97×108m3/km2。从图 4a可见，“甜点”储集层为纯气层，致密砂岩也含气，且不含水，但含气饱和度较低。川中地区蓬莱气田须家河组可以划分出60～90个相对独立的气藏，单个气藏面积一般为2～15 km2，储量规模一般（3～25）×108m3，单个气藏气柱高度2～11 m（见图4b）。

苏里格气田的“甜点”气藏孔喉突破压力为0.02～0.04 MPa[12]，气藏的直接盖层为与气层同期沉积的致密砂岩，孔喉突破压力为 0.3～1.2 MPa。苏里格气田多数气藏的气柱高度为2～6 m，整个气藏群的累计气层厚度超过50 m。从理论计算看，单一气藏的突破压力小于盖层的突破压力，因而气藏可以保存。如果连续气柱高度达到气层累计厚度（超过50 m），则气藏因致密砂岩突破压力不能封堵气柱浮力而逸散。可见，集群式成藏既保证了天然气成藏的规模性，也降低了天然气成藏对盖层条件的要求，因而在以往认为成藏条件劣质区，仍然可以形成大气田。

1.5 “甜点”控制了经济性资源分布

苏里格和川中须家河组气田都存在“甜点”富集区，形成的气藏含气饱和度和储量丰度都相对较高，是经济资源主要分布区，也是现阶段这类储量经济开发的重点。

川中广安须六气田广安2井区为“甜点”富集区，储集层平均孔隙度达10%～12%，渗透率在（0.5～1.3）×10−3μm2，含气饱和度达 55%以上，储量丰度在 5.19×108m3/km2，初始产量可达 32.2×104m3/d，是该气田主要经济储量区。该井区之外的广安 101井区孔隙度为6%～10%，渗透率为（0.06～0.80）×10−3μm2，含气饱和度在40%以下，储量丰度只有（1～3）×108m3/km2，初始产量仅为（2～3）×104m3/d，且后期产水量显著增加，储量的经济可动用性明显变差。在苏里格气田，“甜点”富集区的孔隙度基本在 8%～15%，渗透率为（0.1～10.0）×10−3μm2，而致密砂岩区孔隙度在4%～8%，渗透率通常在0.1×10−3μm2以下。以苏6井区为例，“甜点”富集区储量丰度基本在 1×108m3/km2以上，单井开发无阻流量基本大于1×104m3/d，累计产量在0.2×108m3以上，非“甜点”区储量丰度基本在 1×108m3/km2以下，单井开发无阻流量基本小于1×104m3/d。“甜点”富集区是目前天然气勘探和开发的主要贡献者。

图4 两大气区天然气藏集群式分布剖面图（Δt—声波时差）

2 两大气区的差异性

苏里格和川中须家河组两大气区由于成藏条件不同，气藏分布与资源品质又有很大不同，主要表现在以下3方面。

2.1 源储组合关系

苏里格气区是在石炭、二叠系广覆式煤系烃源岩和河流—三角洲相砂体形成的广覆式储集体群基础上形成的大气田。其中烃源岩面积达 24×10 km，整体一次性进入 Ro大于 1.0%的成熟阶段的气源灶面积可达20×104km2以上，占烃源岩面积的90%以上。二叠系山西组山 1段与石盒子组盒 8段主砂体面积 11.5×104km2，形成的储集体面积可达10×104km2，占砂体总面积的 90%以上。大面积展布的河流—三角洲相砂体横向上相互错叠接连，垂向上相互叠置，形成广泛延展的大型储集体群。烃源岩在下，储集体在上，构成“下生上储”的广覆式源储组合（见图1），源储接触面积可达 10×104km2。“广覆式”源储结构为煤系烃源岩面状大规模蒸发供烃并在储集体内部近距离大面积成藏提供了良好的充注配置条件，是苏里格气田大面积成藏的重要条件。

川中地区须家河组气田群主要分布在须二、四、六段砂岩集中段，须一、三、五段煤系泥岩发育段是主要的烃源岩和盖层段。气源岩、储集层段和盖层呈“三明治”结构，大面积接触，规模相当大（见图2）。如须三段烃源岩与须四段储集层的叠置面积可达11×104km2，须一段烃源岩与须二段储集层以及须五段烃源岩和须六段储集层亦构成类似组合关系。同时，在须一、三、五段沉积期，短期的湖盆基准面振荡使各套烃源岩内部也沉积了一定规模的砂体，这些烃源岩内部的砂体尽管物性更差，但与气源岩关系更密切，成藏具有近水楼台之优势，是重要的勘探目的层。总之，川中地区须家河组源储间“三明治”式的组合结构，是大范围成藏的重要条件。

2.2 成藏特征

在苏里格气区，石炭-二叠系储集层中形成的气藏群呈大面积连续分布，总体上“甜点”储集体和致密砂岩均含气，只是含气饱和度不同（见图 5），原因主要有两方面。

①源灶的生气强度大，供气量较充分，保证了成藏的规模性。苏里格地区上古生界煤系气源灶生气强度在（20～24）×108m3/km2，源灶的集中性和规模性都很好。在主要成藏期，源储压差可达 3～10 MPa。因此，几乎所有的砂体都可以充满天然气，气藏群范围内没有明显水层，目前整个鄂尔多斯盆地上古生界只在气源灶较弱的西北地区发现气水过渡带和水区。

②储集体内部具有很强的非均质性，物性相对较好的储集体被更致密的砂岩包围，在苏里格中区两者渗透率比值在 20～50，平均值分别为 3.5×10−3μm2和0.1×10−3μm2。致密砂岩区与物性相对好的砂岩区都含气，苏里格地区两者平均含气饱和度在 40%～60%，二者间只有含气丰度的差异，是一种连续型的天然气聚集（见图 5）。这种连续型聚集天然气藏的平面分布具有很强的非均质性，对高效井的部署具有重要影响，如果简单地按照连续型聚集的概念部署评价井和开发井，将难免会有相当多的井是低效或者无效井。“甜点”之外的致密砂岩中天然气聚集量很大，约占鄂尔多斯盆地石炭- 二叠系天然气聚集总量的 40%或更高[12]，如能找到有效动用的对策和措施，可开发利用的资源规模很大。

图5 苏里格气田盒8段含气饱和度分布图

川中地区须家河组气田则在呈席状分布的储集体背景上，受多因素复合作用形成的“甜点”控制，形成一种总体范围很大，但含气范围却不连续的成藏面貌，笔者称之为大范围斑块状成藏，是指在现有技术和气价条件下，有经济性的天然气聚集呈有限范围分布，但平面上数个乃至数十至上百个这样具有相似条件的气藏在一个范围很大的区域内不规则分布，气藏与气藏之间或为干层，或为水层（见图 2、图 4）。这主要是气源灶分布的不均匀性与供烃总量的不充分性决定的。须家河组气源岩主要发育在须一、三、五段，3段气源岩的累计生气强度可以高达20×108m3/km2，但具体到每一个层段的生气强度都不高，多在（2～10）×108m3/km2。此外，对不同层段煤系沉积厚度的平面变化进行统计，发现不论是煤层还是煤系泥岩，其横向连续性均较差，局部富集且横向多变。与煤系烃源岩集中区近邻的砂体，一般成藏丰度较高，如广安气田须六段气藏，储量丰度平均为 3.92×108m3/km2；而虽然有较好的储集体但非煤系烃源岩富集区的区域，虽然储集体物性较好，但含气丰度明显降低，如广安气田须四段气藏，储量丰度只有 1.36×108m3/km2，开发过程中产水明显上升。显然，源灶对气藏形成有明显的控制作用（见图6）。

图6 川中须家河组气田须三段气源灶与须四段气藏分布图

2.3 源灶连续性与供气潜力

鄂尔多斯盆地石炭-二叠系煤系气源岩的累计厚度达50～100 m[13]，其中煤层总厚度10～25 m，局部达40 m以上，主力煤层单层厚度5～10 m。分布范围几乎覆盖全盆地，面积超过 24×104km2，平面上连续性总体相当稳定[14-16]。苏里格气区累计生气强度超过20×108m3/km2，高丰度气源灶整体一次性进入主生气阶段的规模又相当大，所以气源灶向上覆储集体供气时，不仅供气量大，而且整体一致性好，因而形成的气藏群不仅面积大，而且充满度较高。川中地区须家河组煤系气源岩虽然面积也很大，但总体表现出层段分散和横向不连续性。从统计看[4]，总的煤层和炭质泥岩累计厚度分别为8～15 m和15～25 m。各层段煤层和炭质泥岩厚度分别在2～5 m和2～10 m，总体偏薄，且厚度横向变化大，连续性差。这使得川中地区须家河组总的生气强度较大，但单个层段的气源岩生气强度较低，须一、三、五段单层生气强度只有（2～10）×108m3/km2，多数范围小于5×108m3/km2。因此，每一个气源岩层段在其上、下的储集层段形成气藏时，供气潜力相对较低。这可能是该区气藏充满度不高的重要原因。

由于气源灶供气潜力和储集层特征的差异，导致苏里格与川中地区须家河组在气藏形成与富集区分布上都有较大差异。苏里格气区因气源充沛，“甜点”和致密储集层都能成藏，平面上呈连续分布，垂向上，富集层段主要分布在物性较好的储集层段，以二叠系一期侵蚀基准面上发育的心滩砂体控藏为主，主要分布在石盒子组盒8段下部和山西组山1段，向上随着沉积物变细，物性变差，“甜点”气藏规模和数量都减少，致密气则增多。如苏6井区山1段与盒8段气藏含气饱和度在 60%～70%，而石盒子组上部砂岩由于物性变差，加之与气源灶的距离较远，含气性变差，含气饱和度降至 60%以下，气藏的富集程度与其至源灶的距离呈反相关性（见图7）。须家河组气区天然气“甜点”富集区主要受构造高部位、主河道、气源岩和裂缝四要素联合控制。由于气源供气潜力总体不够充沛，靠近气源灶的主河道才有形成经济性天然气聚集的可能性。一、二级层序底部的河道砂体，物性较好，但往往产水，而上部三、四级层系中发育的物性相对较差的储集层段形成气藏的概率则较大，似有天然气在盖层之下的储集层中形成不充分聚集的特点。如川中地区须二段气藏，下部 2个物性好的砂岩小层含气饱和度基本在 30%以下，测试以产水为主；而层序上部两个小层，砂体的物性变差，但含气性变好，含气饱和度在40%～60%，为主要的气藏发育部位（见图8）。此外，构造高部位有主砂体和裂缝发育的范围，是天然气富集高产的有利地区，可以提高单井产量和开发效益，如广安气田的广19井位于广安构造高部位，开发近30年，目前产气性仍较好，产量仍大于10×104m3/month。

图7 苏里格气田上古生界气藏含气饱和度分布剖面图

图8 合川—潼南气田须二段气藏含气饱和度分布剖面图

3 结论

鄂尔多斯盆地上古生界苏里格气田与川中地区须家河组气田都是由低孔渗气藏群构成的大气区，但两者的成藏条件与气藏分布既有共性，更有差异，及早认识二者间的不同，在高效井部署和实现低品位储量经济规模开发方面都有重要指导意义。

苏里格气区属于大面积成藏类型，含气连续性好，基本不含水，可以按照连续型气藏的思路组织勘探。但须看到，该气田是由常规气藏和非常规气藏混合成藏形成的大气区，“甜点”气藏控制了经济可动用储量的分布，应该加强“甜点”富集区的评价，将其作为井网部署的主体，并通过开发“甜点”区带动周边致密气储量动用的方式，即避免过多低效井的出现，也可较大幅度提高可动用储量规模，实现规模效益开发。川中地区须家河组属于大范围成藏类型，气藏在大范围内呈斑块状、不规则分布，含水饱和度高。因此，要加强气源灶分布研究，根据成藏富集规律，在靠近气源灶的区域，寻找主砂体、裂缝与局部构造匹配区，努力多发现经济可动用储量。

苏里格气区与川中须家河组气区在成藏分布上有差异，对两个气区的天然气勘探开发对策应有不同，鄂尔多斯盆地石炭、二叠系天然气藏主要富集层段分布于一级层序侵蚀基准面之上发育的主河道中，规模大、气藏多，向上随着河流级别变小，物性变差，“甜点”气藏的数量变少，致密低效气藏增多。川中地区须家河组主要富集层段并不发育于层序底部的好储集层中，而是分布在层序上部相对级别较小、物性较差的河道砂体中，这既与盖层有关，又与源灶供气不充沛有关，是气藏充满度不高的反映。

在现有技术和气价条件下，苏里格和川中地区都有 50%左右的低—超低品位天然气资源没有经济性，未来工程技术进步和国家政策扶持是实现低品位天然气资源大规模有效利用的关键。应该高度重视、积极推动工程技术进步，同时注意走低成本发展之路，以低孔渗天然气资源为主体的天然气储量将为中国天然气工业持续健康发展做出重要贡献。

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