◇中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院 马满兴

宜黄地区构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，北侧毗邻靖边气田，行政区划隶属陕西省延安市宜川县、黄龙县。2012年JT3井本溪组、太原组、山2段、盒8段合试，日产气0.5883×104m3/d，获得工业气流；2014年A4井在本溪组钻遇气层7.6m，试气日产气2.2206×104m3/d；2015年A32井在本溪组试气获8.8928×104m3/d的高产气流，逐渐显现出鄂尔多斯盆地东南部古生界石炭系本溪组天然气勘探潜力。本溪组作为鄂尔多斯盆地天然气勘探重要层系，已有前人分析该区及周边地区的本溪组沉积微相、储层特征、储层综合评价与分类、物性测井解释模型、产能影响因素等问题[1-6]，而对该区本溪组天然气成藏特征综合分析不足。本文将依据A2、A17、A76、A157等12口井的94.9m岩心的分析测试数据和A49、A56和A157等15口井的试气数据，以及录井测井数据，综合分析宜黄地区本溪组烃源岩特征、储层特征、源储配置关系、成藏特征等，并提出该区本溪组天然气勘探潜力区。

1 烃源岩特征

宜黄地区本溪组主要为障壁岛、泻湖沉积，沉积剖面中部发育砂岩，少量薄层灰岩，底部以铝土质泥岩之底为界，顶部以上古生界下煤组8#煤层之顶为界，沉积厚度一般25～50m，呈现自东北向西南逐渐减薄的特征。潜在烃源岩包括黑色煤层、灰黑色泥岩、少量灰黑色炭质泥岩。本溪组发育8#、9#两套煤层，煤层具有低密度、低伽马、高电阻、高时差、高中子的测井曲线特征，在测井曲线综合图上易于识别，8#煤层单层厚度1.4～5.2m，分布稳定；9#煤层单层厚度1.1～3.3m，横向分布不稳定。泥岩具有高伽马、低电阻、高中子、高时差、中高密度的测井曲线特征，泥岩厚度大，横向全区连续稳定分布；炭质泥岩自然伽马高于泥岩的，但低于煤层的，电阻率较高，中子和密度介于泥岩和煤层之间，在个别地区零星分布，单层厚度薄。

采用陆相烃源岩地球化学评价方法（SY/T 5737-1995），对本溪组烃源岩实验分析数据进行评价，3个煤样实测有机碳含量47.83%、71.72%、82.74%。2个煤样的镜质体反射率1.65%、2.38%，处于贫煤～无烟煤演化阶段。本溪组2个灰黑色泥岩样品有机碳含量0.86%、1.36%，Tmax为553℃、556℃，属于高成熟阶段的好-中等烃源岩。依据有机碳含量、烃源岩规模，认为8#煤层、9#煤层是该区主力烃源岩，泥岩是重要烃源岩，而炭质泥岩分布规模有限，不是该区重要烃源岩。

2 储层特征

本溪组储集层主要是障壁岛砂岩，以细粒石英砂岩、中粗粒石英砂岩、粗粒石英砂岩、粗粒岩屑石英砂岩为主，以及少量不等粒石英砂岩、细砾岩。岩石石英含量54.0%～91.7%，平均74.9%，长石含量0～8.0%，平均0.9%，说明岩石成分成熟度高。砂岩颗粒分选以中等-好为主，其次为分选差。磨圆度主要为次棱角-次圆状、次圆状为主。碎屑普遍具颗粒支撑，颗粒间多为线接触和凹凸接触，胶结类型主要为孔隙式胶结、孔隙-次生加大式胶结，胶结物为泥铁质。本溪组储集层发育四类孔隙，原生粒间孔、粒间溶孔、岩屑溶孔、晶间孔（图1），其中以原生粒间孔和粒间溶孔为主，岩屑溶孔、晶间孔在孔隙构成中居于次要地位，含少量微裂缝。A51、A53、A129等3口井6块样品扫描电镜分析，粒间高岭石等粘土填隙物及粒间残余孔隙发育，常见石英加大，偶见晶粒状黄铁矿等填隙物，镜下高岭石呈书页状，多以孔隙充填的形式存在于粒间孔隙，堵塞、分割孔隙和喉道。面孔率主要分布在0.1%～7.0%，平均2.2%，中值1.2%，面孔率＞2.0%的主要为中粗粒石英砂岩、中粗粒岩屑石英砂岩。

图1 本溪组砂岩孔隙结构照片

依据砂岩岩心实测孔隙度、渗透率数据（图2），94块样品孔隙度分析结果，主要分布在3.6%～13.0%，平均7.3%，中值6.7%；90块样品渗透率分析结果，主要分布在0.01×10-3μm2～95.85×10-3μm2，平均6.95×10-3μm2，中值0.93×10-3μm2。主体属于特低孔-低孔、超低渗-特低渗储层。

图2 本溪组砂岩岩心实测孔隙度、渗透率直方图

3 源储配置

依据地质条件、测井解释和试气数据，认为本溪组气藏整体上属于源内型天然气藏。含气砂岩岩心出筒直观干燥，无气泡，无气味，无咸味；浸水试验气泡呈串珠状逸出，泡径＜1mm，持续时间1～4分钟后减弱，冒气面积＜1%。塑料袋密闭实验，塑料袋内表面呈薄雾-无雾状。含气砂岩段对应的录井气测曲线呈现异常高值特征。含气砂岩测井曲线呈现低幅度平直-微齿状自然伽马（20～60API）、中高电阻率(20～800Ω.m)、中时差(210～240μs/m)、低密度（2.30～2.55g/cm3）、低中子（8%～20%），中子-密度曲线挖掘效应明显等特征。

依据烃源岩与储层的配置关系，分为三明治型和上源下储型。三明治型，以本溪组顶部煤层、中部灰黑色泥岩、下部灰黑色泥岩为烃源岩，以中部灰色砂岩为储层，储层上、下均发育较厚的灰黑色泥岩，如A157井区、A32井区。上源下储型以本溪组顶部黑色煤层、中部灰黑色泥岩为烃源岩，以底部灰色砂岩为储层，储层与下伏的马家沟组碳酸盐岩之间或存在薄层的灰黑色泥岩、杂色铝土质泥岩，如A53井区、A72井区。

本区有15口井在本溪组试气，其中12口井是在本溪组单试的，另外3口是本溪组与其他层位合试的。本次采用12口单试井评价源储配置关系优劣（表1），12口单试井射孔井段厚度2.0～7.5m，入地压裂液200～800m3，加砂或陶粒22419～97482kg，采用一点法求产，10口井测试出气，日产气量0.0207×104m3～18.7412×104m3。从单井试气产量、每种配置关系的平均日产气量对比分析，可知以A157井、A32井为代表的三明治型源储配置关系气层的日产气量更高，而干层、差气层均出现在上源下储型源储配置关系中。总体分析，认为三明治型源储配置关系更有利于天然气成藏。

表1 宜黄地区本溪组不同源储配置关系的单试井试气成果表

4 气藏特征

宜黄地区本溪组内部多期砂体复合叠置形成的大型复合储集体，在横向和纵向上都存在一定非均质性（图3）。但总体来看，同一层段内气层呈层状分布，横向叠合连片且纵向窜通，属同一气藏。各气藏内部未见明显的边水、底水，属弹性驱动层状定容气藏。气藏实测地层压力值在17.36MPa～21.48MPa，平均地层压力19.42MPa，压力系数在0.69～0.89之间，平均压力系数0.82。本溪组气藏实测地层温度在60.55℃～84.29℃，平均地层温度74.15℃。本溪组气藏有8口井测试分析了天然气组分，甲烷平均含量97.95%，乙烷平均含量1.22%，丙烷平均含量0.20%，天然气相对密度平均值为0.5591。本溪组气藏中未见硫化氢，属无硫干气气藏。A32井本溪组2339.0～2356.0m气样甲烷碳同位素为-32.99‰，具有煤成气特征，进一步说明煤层是该区本溪组主力烃源岩。

图3 宜黄地区本溪组气藏剖面图

宜黄地区北部A4井区、A32井区、A157井区已经逐步开发，潜力勘探区带位于宜黄地区中南部的三个较大的障壁岛砂体，砂体累积厚度介于9～36m，潜在有利区面积达570km2，其中A74井区障壁岛砂体规模最大，是本溪组天然气勘探潜力区。

5 结论

（1）宜黄地区本溪组规模发育煤层、灰黑色泥岩，零星发育炭质泥岩等烃源岩。灰黑色泥岩为高成熟阶段的中等-好烃源岩。天然气甲烷碳同位素分析证实气藏具有煤成气特征，说明煤层是该区本溪组主力烃源岩。

（2）主要储集体是障壁岛砂岩，存在原生粒间孔、粒间溶孔、岩屑溶孔、晶间孔等孔隙类型，岩心分析孔隙度平均值为7.3%，渗透率平均值为6.95×10-3μm2，主体属于特低孔-低孔、超低渗-特低渗储层。中粗粒石英砂岩、中粗粒岩屑石英砂岩物性好。

（3）本溪组发育两种类型源储配置关系，三明治型源储配置关系优于上生下储型。本溪组气藏属于弹性驱动层状定容气藏，但气藏压力偏低，依据组分属无硫干气气藏。下一步重点勘探潜力区带在宜黄地区中南部，如A74井区。