苏里格地区天然气勘探新进展

摘 要

苏里格地区天然气勘探新进展(本文作者：杨华 刘新社 孟培龙 中国石油长庆油田公司)摘要：苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，勘探面积约4×104km2。该区地表条件复杂、地震
苏里格地区天然气勘探新进展
(本文作者：杨华 刘新社 孟培龙 中国石油长庆油田公司)
摘要：苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，勘探面积约4×104km2。该区地表条件复杂、地震信噪比低，储层岩性复杂、非均质性较强，气层有效厚度较薄、单井产量低，勘探难度较大。近年来，中国石油长庆油田公司通过深化地质综合研究及勘探技术攻关，明确了苏里格气田有效储层分布和天然气富集规律，创新形成了地震有效储层预测、复杂气层测井评价、致密砂岩储层改造等先进适用的勘探技术。勘探目标从砂体预测转向有效储层与含气性预测，通过整体勘探，探明了我国第一个超万亿立方米储量的整装大气田，探明天然气地质储量规模达2.85×1012m3，同时在苏里格南部地区形成了新的资源接替区。预计2015年以前，苏里格地区的天然气储量规模可超过3.5×1012m3，天然气年产量将达到230×108m3。
关键词：鄂尔多斯盆地；苏里格气田；天然气；勘探技术；勘探成果；资源接替区；储量和产量增加；中国石油长庆油田公司
0 概况
        鄂尔多斯盆地横跨陕、甘、宁、蒙、晋5省区，是中国陆上第二大沉积盆地，面积达37×104km2。苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，勘探面积约4×104km2(图1)，主要发育大型陆相砂岩岩性圈闭气藏。苏里格地区天然气勘探始于2000年，当年部署的苏6井在上古生界中二叠统石盒子组盒8段砂岩试气获得了无阻流量达120×104m3/d的高产工业气流，由此发现了中国目前最大规模的整装天然气田——苏里格气田[1～3]，探明天然气地质储量5 336.52×108m3。
       苏里格气田发现后，针对该类致密气田开发的世界级难题，坚持“依靠科技、创新机制、简化开采、走低成本开发路子”，按照“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的工作思路，实现了气田规模开发[4]。苏里格气田有效开发后，综合研究认为：该气田周边与气田中区成藏条件相似，具有大面积含气特征，有利于形成大型岩性气藏[5]，进而制定了2007—2010年苏里格地区新增天然气基本探明地质储量2×1012m3的规划目标[6]，苏里格地区天然气勘探从此进入了二次整体勘探阶段。近期研究进展与认识
1.1 提出缓坡型三角洲沉积模式，明确砂体分布规律
      晚古生代，鄂尔多斯盆地作为华北稳定地台的一部分，构造活动微弱，以整体升降为主，沉积古地形平缓，古沉积坡度介于1°～2°；湖泊水体较浅，河控作用明显，河流携带的北部陆源碎屑物质入湖后推进距离远，无典型的半深湖、深湖沉积，形成了大型缓坡型三角洲沉积体系(图2)。苏里格地区主体处于三角洲平原、三角洲前缘沉积相带。
        中二叠世石盒子期盒8时，北部物源区进一步隆升[7]，为盆地沉积提供了丰富的碎屑物质，古气候由潮湿转为半干旱干旱，受气候季节性、周期性变化影响，湖平面频繁波动，在平坦地形的情况下，湖岸线摆动大而且迅速，三角洲平原上的分流河道通过湖面的频繁波动向湖泊中心方向长距离推进，形成高建设型河流三角洲沉积，且导致不同期次的河道横向反复迁移，砂体纵向上多期叠置，平面上连片分布，主力气层盒8段形成延伸范围达数百千米大面积分布的砂岩储集体。砂岩粒度总体表现为北粗南细、以中-粗粒为主的特征，北部冲积平原相砂岩最大粒径达7.0mm，向南延伸的三角洲前缘相仍发育粗粒相砂岩，砂岩的最大粒径达2.0mm(图3)。这为苏里格地区南部有效储集体的形成奠定了基础。
1.2 划分了4种成岩相带，落实有利储层分布
        综合考虑储层岩性、成岩作用及孔隙发育特征，苏里格地区主要目的层盒8段储层可划分为4种成岩相(图4、5)，不同成岩相控制了不同类型储层的分布。
 
1.2.1粒间孔+火山物质强溶蚀相
        该类储层主要发育于苏里格气田中部，岩性主要为石英砂岩，成岩早期形成的绿泥石薄膜阻止了石英次生加大边的形成，部分原生粒间孔得以保存，在有机酸进入前，有较大空间待酸进入，使砂岩中大量化学性质不稳定的中基性火山物质发生强烈溶蚀，次生孔隙发育，残余一定的原生孔，孔径大，孔隙结构好。平均孔隙度为9.5%，平均渗透率为1.51mD。排驱压力小于0.5MPa，中值压力小于2MPa，最大进汞饱和度大于90%，孔喉连通性好。该类储层是苏里格地区储集条件最好的储层(图4-a)。
 
1.2.2晶间孔+火山物质强溶蚀相
        该类储层主要发育于苏里格地区西部及南部，岩性主要为石英砂岩，由石英压溶、硅酸盐矿物溶解以及黏土矿物相互转化释放出的大量SiO2，以石英次生加大边的形式充填于粒间孔隙中，造成粒间孔隙明显减少。部分孔隙被后来的自生高岭石所充填，发育高岭石晶间孔。同时中基性火山物质的强烈溶蚀，形成了大量的溶蚀孔隙，砂岩储集性能较好。孔隙类型主要为溶蚀孔、晶间孔及少量粒间孔。平均孔隙度为8.2%，平均渗透率为0.89mD。排驱压力小于1MPa，中值压力介于5～10MPa，最大进汞饱和度大于80%。该类储层是苏里格地区储集条件好的储层(图4-b)。
1.2.3晶间孔+岩屑溶蚀相
        该类储层主要分布于苏里格地区东部，岩性主要为岩屑石英砂岩，填隙物及软组分含量相对高，机械压实强，原生孔隙迅速减小，同时由于黏土矿物使孔喉变小，变复杂，流体活动范围有限，火山碎屑、凝灰质与剩土杂基发生溶解，形成不规则的粒内溶孔和杂基溶孔与溶蚀缝，火山物质的溶蚀不彻底，残余较多的黏土磅物，储层非均质性较强。孔隙类型主要为溶蚀孔、晶作孔。平均孔隙度为9.8%，平均渗透率为0.72mD排驱压力介于1～2MPa，中值压力介于10～20MPa，最大进汞饱和度大于80%。该类储层是苏里格地区储集条件较好的储层(图4-c)。
1.2.4晶间孔+石英次生加大胶结相
        该类储层主要分布在苏里格地区西南部，岩性主要为中粒石英砂岩，埋深较大，压溶作用较强，石英次生加大现象非常普遍，大量充填于粒间孔隙中，粒间孔隙几乎消失殆尽，仅发育少量的高岭石晶间孔，岩性较致密。孔隙类型主要为溶蚀孔、晶间孔。平均孔隙度为6.5%，平均渗透率为0.29mD。排驱压力大于2MPa，中值压力介于10～20MPa，最大进汞饱和度介于70%～80%。该类储层是苏里格地区储集条件差的储层(图4-d)。
1.3 构建了近距离运聚成藏模式，拓宽了天然气勘探领域
        苏里格地区上古生界储层成岩作用主要经历了压实作用，压溶作用，火山物质的水化、脱水、蚀变和溶蚀作用，白生矿物的析出及胶结作用等。其中压实及硅质胶结作用是储层致密化的主要原冈。根据石英次生加大边中流体包裹体测温及其温度分布频率，可以认为90～140℃是石英胶结物形成的主要时期(图6)，对应的有机质热演化程度为低成熟-成熟阶段，时间为早-中侏罗世(距今205～167Ma)，大量的硅质胶结成岩作用使致密储层基本形成[8]。而天然气充注时间主要处于晚侏罗世早白垩世(距今100～160Ma)，此时储层中水岩作用已相对较弱，砂岩孔隙度降至10%以下，储层已经致密化，可动水较少[9～10]。正是由于上古生界储层致密先于成藏，储层孔喉细小，天然气运移流速低，加上东西向砂层连通性较差，储层横向非均质性较强，故天然气很难发生大规模的侧向运移，主要以就近运聚成藏为主[11～12](图7)。气藏同位素动力学模拟实验结果表明，累积甲烷碳同位素值曲线与现今气藏同位素值范围基本一致，同样说明苏里格地区天然气藏主要为近源捕获，并且是长期累积聚气所形成的(图8)。
 
        在近距离运移聚集模式的控制下，一方面缩短了天然气运移的距离，提高了聚集效率；另一方面也降低了形成大气田的门槛。早期一般认为我国大气田主要分布在生气强度大于20×108m3/km2的地区[13～14]，而苏里格地区的勘探实践则表明，在生气强度介于10×108～14×108m3/km2的地区就可以形成大规模天然气聚集(图9)，因而进一步拓宽了天然气勘探领域。
1.4 加强气层分布规律研究，明确勘探部署思路
         苏里格地区局部含水，主要勘探目的层系地层水矿化度介于29.12～101.4g/L，平均为45.7g/L，明显具有卤水的特点。pH值介于5.0～6.0，呈弱酸性。常规离子组分中阳离子含量大小顺序为Ca2+＞Na+＞K+＞Mg2+，Ca2+含量一般介于7～14g/L；阴离子含量大小顺序为Cl-＞HC03-＞SO42-，Cl-含量介于17～45g/L。主要离子浓度差异明显，反映了地层水分布相对独立，互不连通。说明气、水分布不受区域构造控制，勘探开发实践也证实，未见边、底水和统一的气、水界面，为局部滞留水。
        苏里格气田属于致密砂岩气藏，具有较强的储层非均质性。对于该类储层，天然气形成聚集需要一定的渗透率级差[15]，天然气主要富集在相对高渗透的砂岩储层中。高渗透率砂岩储层中天然气充注起始压力低，运移阻力小，天然气容易驱替水，而低渗透率储层中天然气充注起始压力高，运移阻力大，天然气较难进入，易形成差气层、干层或水层[16～17](图10)。储层非均质性控制下的差异充注成藏使得天然气主要富集于相对高孔隙度、高渗透率的砂岩储层中，含气水层、水层多分布在物性较差的砂岩储层中，从而促使苏里格地区岩性气藏的勘探从早期砂体预测走向高渗砂体与气层预测。
 
2 勘探技术进展
2.1 全数字地震勘探技术
        苏里格地区北部地表为草原、沙丘，南部为黄土塬地貌。地震勘探低降速带横向变化大、十扰波强烈，储层与围岩波阻抗差异小、气层薄，地震预测难度大[18]。为满足叠前储层预测的需求，地震勘探技术实现了3次大的转变，即由常规地震转变为全数字地震、由单分量纵波地震转变为多分量地震、由叠后储层预测转变为叠前有效储层与流体预测，实现了岩性体刻画一有效储层预测一流体检测，形成了全数字地震薄气层预测和多波地震流体检测两大主体技术。
2.1.1全数字地震薄气层预测技术
        地震采集由早期的短排列向长排列观测系统转变，由常规检波器接收向全数字检波器接收转变，形成了“小道距、大偏移距、单点数字检波器”的采集技术，地震资料有效频带由以往的8～85Hz拓宽到4～120Hz(图11)。
 
        地震处理采用折射波静校正、多域振幅补偿、组合去噪和4次项动校正等叠前道集保真处理技术，很好地保持了客观的AV0特征，提高了地震资料的信噪比和保真度。
        地震储层预测形成了以AVO属性分析及交会、叠前角度域吸收和叠前弹性反演及交会为核心的叠前储层预测技术系列，有效地提高了薄气层预测精度，有效储层预测符合率由以往的60%提高到72%。
2.1.2全数字多波地震流体检测技术
        多波地震采用全数字三分量采集，有效提高了资料品质，纵波剖面视主频为40Hz，频宽介于8～110Hz，转换波剖面视主频为25Hz，频宽介于8～60Hz，从而实现了由单一纵波预测向多波联合预测的转变(图12)。
        多波地震处理上采用空变GAMA静校正、多域去噪和纵横波匹配等关键技术，提高了转换波分偏移距叠加剖面的质量，突破了转换波成像的难点。
        多波地震储层预测上通过多波叠前弹性反演和多波联合预测等技术攻关，克服了单一纵波检测流体的多解性问题，提高了地震检测流体的准确性。
 
2.2 致密砂岩气藏测井评价技术
        苏里格地区砂岩储层普遍具有低孔隙度、低渗透率、低含气饱和度的特性[19]，气层与水层、有效储层与非储层的岩电响应差异小，有效气层识别难度大。针对以上难点，经过近年来的技术攻关，形成了如下适合苏里格地区气藏特征的致密砂岩气藏测井评价技术：
        1) 针对高低阻气层并存、气水关系复杂的特点，提出并推广了高精度数控及阵列感应、侧向电阻率联测，部分井增加核磁共振、成像测井系列组合，改变了传统的三孔隙度一侧向组合方式，为气层评价奠定了良好的资料基础。
        2) 深入研究了储层物性的控制因素，认为高石英含量和粗粒相是形成优质储层的重要条件，储层岩性对物性和含气性有着明显的控制作用。利用测井多信息模式识别法建立了岩性、成岩相自动快速全剖面处理技术，对岩性和优质石英砂岩储层的识别符合率超过了90%。
        3) 基于高精度高压半渗透隔板阵列岩电实验装置，系统研究了致密砂岩储层岩电性质变化规律，形成了变岩电参数和基于密闭取心刻度的含水饱和度定量计算模型，提高了储层含气性评价精度。
       4) 在天然气测井响应机理研究的基础上，总结出分区图版法、视弹性模量系数法、密度-中子视孔隙度交会法、纵波时差差值法、气测综合分析法、高分辨率感应-侧向联测解释法等6种低阻气层及气水层识别技术(图13)，并实现了测井图版库在线支持解释。测井解释符合率从3年前的70%升至85%以上。
2.3 致密储层改造技术
        苏里格地区含气层系多、储层厚度薄、非均质性强田“，部分地区储层岩屑含量高，局部气水关系复杂。通过攻关试验，创新形成了针对性的气层改造工艺技术系列。
        对于岩屑含量高、喉道半径小的储层：如苏里格东部地区，岩屑含量平均为23.7%、喉道半径平均为0.11m，采用了降低压裂液伤害的储层改造思路，开发了新型阴离子表面活性剂压裂液。该压裂液分子结构小、表面张力低、伤害小，改善了阳离子表面活性剂对储层岩石吸附伤害大的缺点。通过77口井的应用，岩心伤害率由27.4%降为18.3%，投产初期平均单井增气0.61×104m3/d。
        对于气层多而薄，非均质性强的储层：采用了分层压裂改造的储层改造思路，实现了不动管柱一次分压4层的技术突破(图14)。通过114口探井的应用，平均试气产量提高3.74×104m3/d，已成为苏里格气田勘探开发的主体技术之一。
对于气水关系复杂的储层：采用了“控水增气”的储层改造思路，形成水力喷砂射孔求初产、组合控缝高压裂、化学同化压裂、疏水支撑剂压裂等储层改造措施，现场试验43口井，高含水井比例由原来的52.6%降低至26.4%，产气量提高33%左右，控水增气效果明显。
3 主要勘探成果
3.1 探明了我国第一个储量超万亿立方米整装大气田
        从2007年苏里格地区整体勘探以来，在勘探领域和对象日趋复杂形势下，坚持立足资源潜力分析、加强地质综合研究、积极探索并大力推广先进适用的勘探主体技术，按照整体部署、分步实施的勘探部署思路，实现了连续4年新增天然气基本探明储量超5000×108m3，目前该区探明、基本探明天然气储量累计达到2.85×1012m3。
        2007—2008年，重点围绕苏里格气田东一区、西一区进行研究。综合分析认为：上述地区主力气层段砂体发育、分布稳定，气藏有效厚度、孔隙度、渗透率、地层压力和地层温度与苏里格气田本部基本一致，为低孔、低渗、低压的岩性气藏。因此，在勘探方法上重点开展了全数字地震储层预测，从砂体预测转向有效储层预则，突破原来推断的砂体薄带禁区，以有效储集砂带为重点进行勘探，发现了石盒子组盒8段和山西组山1段大面积含气区，并且在山2段、本溪组、马家沟组等多层系发现了气层，实现了苏里格气田东、西部天然气勘探的重大突破。2007年和2008年新增天然气基本探明地质储量分别为5 652.23×108m3、5803.94×108m3。
       2009—2010年，勘探重点逐渐向北部的东二区、西二区转移，该区虽与苏里格气田本部具有类似的成藏特征，但也存在一定的差异性：①靠近物源，砂体发育，但有效砂体变薄、储层非均质性增强，单井产量降低；②烃源岩厚度减薄，生烃强度介于10×108～20×108m3/km2，低于苏里格气田本部生烃强度(20×108～28×108m3/km2)，气源条件相对较差；③处于气藏边界，在大面积含气的背景上，局部含水。针对上述问题，在深化储层精细评价和成藏富集规律研究的基础上，以提高单井产量为突破口，地震勘探实现了由全数字单分量纵波地震转变为多分量地震，叠后储层预测转变为叠前有效储层与流体预测；致密砂岩储层改造实现了不动管柱一次分压4层的技术突破，同时针对局部层段产水，配套形成了组合控缝高压裂、化学同化压裂、水力喷砂射孔求初产等“控水增气”工艺技术系列。实现了苏里格北部地区天然气勘探的重大突破。2009年和2010年分别新增天然气基本探明地质储量5570.13×108m3、5518.32×108m3。
3.2 苏里格南部地区发现新的含气富集区
        苏里格南部地区在构造上位于伊陕斜坡西部，分析认为该区天然气成藏有利条件包括：①由于盆地古地形平缓，水动力作用强，三角洲砂体仍可向苏里格南部地区延伸，砂体颗粒粒径介于0.25～2mm，可形成大面积分布的中粗粒砂岩储集体；②受富石英物源区控制，苏里格南部地区以石英砂岩相为主，石英含量增高，具有形成相对高孔渗储层的条件；③煤系烃源岩发育，生烃强度介于24×108～32×108m3/km2，气源条件有利；④该区天然气成藏条件与苏里格气田本部相似，以大型岩性圈闭为主。通过钻探，已有28口井获工业气流，其中产量大于10×104m3/d的高产工业气流8口，预计储量规模超过5000×108m3。
       苏里格气田中区周边含气区的发现与探明，使苏里格气田含气面积复合连片，探明储量达到1.1×1012m3，探明、基本探明储量达到2.85×1012m3，形成近3×1012m3天然气储量的整装大气田。同时，近年来的开发评价也证实，气层分布稳定，具有较好的稳产能力。2010年苏里格气田天然气年产量达到106×108m3，进一步证实了储量的落实与可靠。按照中国石油长庆油田公司油气当量5000×104t发展规划，通过进一步勘探与开发，预计苏里格地区天然气储量规模可超过3.5×1012m3，天然气年产量将达230×108m3，将成为我国重要的天然气生产基地。
4 结论
        1) 苏里格地区经过4年的整体研究、整体勘探，探明了储量超过万亿立方米的整装大气田，同时在苏里格南部地区勘探又形成了新的规模储量接替区。开发评价证实苏里格气田资源落实，目前年产量已达到106×108m3。
        2) 勘探实践证明，苏里格地区采用的勘探部署思路以及全数字地震勘探、致密砂岩气藏测井评价及致密储层改造等勘探技术是适用有效的，从而为今后鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏的进一步勘探提供了技术保障。
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(本文作者：杨华 刘新社 孟培龙 中国石油长庆油田公司)