苏里格气田

2025-02-13 08:45:49

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5.2.1 概况

苏里格上古生界气田位于盆地中部苏里庙地区（图 5-8），气田构造位置处于西南倾的伊陕斜坡中西部，区域单斜构造及其平缓，局部构造不发育，仅见有小型鼻状挠曲。受盆地北部物源区控制发育了上古生界二叠系石盒子组三角洲平原沉积体系。含气层位以下石盒子下部（盒 8）和山西组上部（山 1）为主，石盒子组中上部也有部分气层（图 5-9），是我国最大的天然气田，探明储量 5378×10⁸m³。

图5-8 苏里格气田分布图

（据长庆油田，2008）

5.2.2 成藏条件

5.2.2.1 烃源条件

鄂尔多斯盆地广泛分布着一套本溪—山西组的煤系烃源岩，具有广覆性生气特点。苏里格地区位于盆地中西部次生气中心，生气强度为（24～28）×10⁸m³/km²，天然气源丰富。

5.2.2.2 储集条件

下盒子组期沉积期，盆地北部物源区进一步抬升，沉积区与物源的相对高差增大，河流-三角洲沉积更为发育，砂体厚度增大，分布更广。砂体厚度一般 40～70m。在鄂 2 井-伊 9 井、伊 21 井区，砂体厚度较大，一般大于 80m，分布范围较宽，向两翼递减变薄，延伸较短。盆地自西向东分布有 4 条砂体发育带，苏里格气田位于中部杭锦旗冲积扇、靖边三角洲砂体上砂岩发育，砂岩厚度40～80m，砂体分布东西宽 10～25km，延伸距离大于 150km，由于分流河道交叉迁移，形成多个储集复合体。

在苏里格地区，砂岩最为发育，盒 8 段砂岩发育带，即伊 9 井-桃 4 井，砂岩累计厚度 15～20m。由水下分流河道及河口砂坝砂体组成，在横向上厚度变化比较大，垂向上物性变化较大，非均质性较强，呈现好储层与差储层交互成层出现的特点。

苏 6 井盒 9 段纯石英砂岩可分为两个旋回，下部旋回砂岩，粒度较细，为含泥中-细粒纯石英砂岩，杂基含量较高，胶结物主要为硅质、水云母等；孔隙类型主要为晶间孔、溶蚀孔，储集物性差，平均孔隙度为 5.86%，平均渗透率为 0.08×10^-3μm²。上部旋回岩性以粗粒纯石英砂岩及细砾岩为主，向上变为中粒纯石英砂岩，碎屑中石英含量比下部高，平均为 97.34%，岩屑含量2.66%，杂基含量小于 10%，胶结物主要为硅质及水云母，储集性好，孔隙类型主要为溶蚀孔及粒间孔，平均孔隙度为 11.3%，渗透率为21.8×10^-3μm²。盒 8 单砂体有效储层多呈孤立状，局部叠置连片，一般单砂体宽300～500m，连片 1km以上，砂岩中有效储层间常为致密砂岩及泥岩隔开，连通性差。

5.2.3 成藏组合和成藏期

5.2.3.1 苏里格发育一个天然气成藏系统和一个成藏组合

太原组和山1 段为气源岩，与山1 盒9、盒8 砂岩组成为一个天然气成藏系统。由山1 盒9、盒8砂岩组成成藏组合。山 1 气分布于气田东南部，盒8 气层分布偏北。这种成藏组合为下生上储源型组合，主要形成于生、排烃高峰期的晚期（包裹体温度 100～140℃）。储集空间主要以次生溶蚀孔隙为特征。盆8 上部盒 6-7 泥岩段为其直接盖层，广泛发育于中部-东部地区。苏里格气田是这种成藏模式的代表，该成藏组合探明上古生界天然气储量 5378.0×10⁸m³。

图5-9 苏里格气田盒8砂岩厚度图

（据长庆油田，2008）

5.2.3.2 天然气成藏期次

苏里格庙山 1-盒8 气藏属多期充注，J₂-K₁成藏模式。

通过前面的生烃史的研究认为，苏里格庙及邻区的石炭-二叠系烃源岩在 T₃y 快速埋藏期温度达到80～90℃，在J₁-J₂缓慢埋藏期温度达到 130℃，而在 K₁快速埋藏期达到 170℃，烃源岩主要在J₁时期达到成熟，进入生排烃期，但在整个侏罗纪时期由于沉降缓慢，烃源岩未达到生气高峰，生成的天然气较少，在K₁快速埋藏期达到 170℃，烃源岩迅速升温，达到生气高峰。从烃源岩生气的整个过程看，J₂-K₁均有天然气的生成与排出，天然气均运聚成藏，但由于生气期主要在 K₁时期，因此，天然气主要成藏期也应在K₁。

苏里格气田储层中烃类流体包裹体激光拉曼组分分析结果显示有3 种类型的含烃流体活动，一类是液态含烃的CO₂包裹体（含量占 40%以上）；一类是液态烃包裹体，C²⁺以上的重烃在该类中占80%以上，第三类是气态烃包裹体，CH₄含烃类气体占 65%以上，对应的均一温度大致为 90～100℃、120～130℃和大于 140℃。结合煤在不同演化阶段产物的组成特征，认为苏里格地区包体的形成特征大致为早期形成含CO₂液态包裹体，赋存于早期石英加大边及早期裂隙中，中期也形成液态烃包裹体，主要形成于石英加大边中，晚期形成气态烃包裹体，在方解石胶结物、石英加大边，晚期裂隙中均有分布。它们对应的时期分别为J₁、J₂和K₁。

5.2.4 气藏特征

5.2.4.1 砂岩储层横向变化大，气井间天然气产量变化大

盒8 砂体发育好坏与天然气产能关系密切，主砂体中心滩亚相砂岩厚度大，为 I、Ⅱ类高效储层时，其中的井天然气产量高；主砂体侧翼属于辫状河边滩微相沉积，为砂泥岩互层结构，使有效厚度明显变薄，气层产量明显变小。

5.2.4.2 砂岩气藏无底水和边水

主砂体中部的气层不产水，已发现的产水的井几乎全分布在主砂体侧翼小砂体，以西侧苏 32 井至苏2 井为最明显。研究认为产水井的砂组与主砂体产气砂组几乎全不一致。地层水水型为 CaCl₂，矿化度各井变化大[<（2～5.2）×10⁴g/L]，西侧井总矿化度高（3×10⁴g/L），中部井略低（<2×10⁴g/L）。

5.2.4.3 天然气性质

鄂尔多斯盆地上古生界不同气藏之间，天然气组成、C₁-C₄单体烃碳氢同位素组成及分布模式存在较大差异。苏里格气田CH₄含量相对较低，C²⁺含量相对较高，C₁指数（C₁/C_1-5）小于 0.95，以湿气为主。

苏里格气田轻烃分布特点是环烷烃含量高，占绝对优势，轻烃化合物碳同位素组成相似，且较重，均表现为煤系来源的特征，并且这些气体在甲烷、乙烷碳同位素组成非常相似，很难区别其差异性，说明该区天然气在成熟度和来源上均相似。

5.2.4.4 气藏压力

苏里格气田盒8 气藏压力系数为0.83～0.87，仅在南部为0.91，属于低—异常低压力系数。

5.2.5 成藏主控因素

NE—SW向盒8 主砂体控制天然气聚集，从总体看盒 8 主砂体是由水下分流河道及河口砂坝砂体组成，由盆地东北部向SSW方向延伸，顺主河道走向，由多期砂体叠合形成长条状连片分布，其砂体主要部分是连通的。其下为烃源岩，又处于生烃中心，主河道砂体处为天然气运移的低势区，有利于形成气层叠加连片的大型气田。但是，据加密井的资料分析，主河道单砂体中厚度较大，砂体多为垛状分布的心滩砂，砂岩物性较好，控制天然气的富集和高产。而主砂体东、西两侧翼砂体常变薄尖灭或相变为河漫亚相沉积，含气性差，单井天然气量最低。在侧翼小砂体中连通性差，这些井气水同出，是因在聚气过程中，排出沉积水不畅，水矿化度较高，说明了它们是自成系统。

富集高产因素：①天然气富集度首先受控于沉积微相，不受局部构造控制；②气层沉积微相均为沉积水体能量较大的分流河道，砂岩粒径粗，填隙物少，成分成熟度高，构筑了次生孔隙形成的基础，但相同沉积微相的砂体可具有不同的孔隙演化历史；③气层原生孔很少，储集空间主要为次生孔隙；④高产气层以强溶孔为主，部分残余粒间孔；中产气层以溶孔和残余粒间孔为主；⑤低产气、气水层以残余粒间孔与晶间孔为主（朱筱敏，2006）。

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