鄂尔多斯盆地中部靖边气田特征概述

王亚军，高建平，赵军辉

(西北大学 地质学系 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069)

靖边气田是一个以下古生界奥陶系碳酸盐岩气藏为主，并叠合了上古生界二叠系砂岩气藏的大气田，是世界级的整装大气田。气田位于鄂尔多斯盆地的中东部，也被称为“中部大气田”，以靖边为中心，跨越陕蒙三地市，包括乌审旗、靖边、横山、志丹和安塞等县，面积约为1万 km2，是一个低丰度、低产的大型气藏，马五1+2为气田的主力含气层，埋深300～3 765 m，属于中深 －深层气藏［3］。

1989年6月，陕参1井的钻探发现了高产气流，之后榆3井的也发现了高产气流，正式宣告了靖边大气田的发现，靖边气田的发现拉开了鄂尔多斯下古生界天然气勘探的序幕。靖边气田的探明地质储量为 4 699.96亿 m3，可采储量为1 290.11亿 m3，含气面积达到了 4 314.12 km2，是国内下古生界发现的最大气田。截止目前，累计动用探明储量为2 912亿 m3，钻井共约450口，年生产能力为55亿 m3，历年采气量约为 306 亿 m3［4］。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地跨越陕、晋、甘、宁、蒙，三省两区(图 1)，是中国的第二大沉积盆地，面积约37万 km2，构造上属于为华北古大陆的重要组成部分。古生代时，盆地为一个稳定的克拉通盆地，构造运动以升降为主，除了边缘发育一些隆升和挤压构造运动为，盆地的最大特征就是发育了一个巨大的西倾单斜构造，倾角为1°～2°，即陕北斜坡。陕北斜坡的构造较为稳定，几乎不发育大的区域的断裂［5］。

靖边气田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中北部，总体为南北向延伸，研究区坡度降 3.9 km/km，无明显的构造圈闭存在，只有一些微构造发育，一些小幅度的褶皱，北东向为主，北西向为辅。对其分析后知:这是一系列的鼻褶，走向大多为北东向，雁列式排列，自北向南共18排，其中北区和中区幅度大，南区幅度较小［6，7］。

2 靖边气田特征

2.1 烃源岩特征

靖边气田发育了两套烃源岩(图2)，一套是下古生界奥陶系马家沟组碳酸盐岩，厚度500～900 m，烃源岩厚406～649 m，平均厚度475 m，其残余有机碳含量0.18% ～0.28%，所夹的云质泥岩有机质含量更为丰富，一般为0.25% ～0.40%，个别高达0.71。氯仿沥青“A”为 0.007% ～0.02%，平均烃含量为34.1～37.8ul/L，属于较好的烃源岩。有机质类型为腐泥型。Ro介于2.31% ～2.86%，处于过成熟干气阶段。盆地中部累计生烃强度达15亿 ～25亿 m3。［6］

另外一套烃源岩为石炭系－二叠系含煤碎屑岩及生物碎屑灰岩，为海陆过渡相沉积。其中，煤层厚度10～20 m，暗色泥岩厚度100～210 m，生物碎屑灰岩20～35 m，暗色泥岩有机碳含量1% ～5%，一般为2% ～4%，以 III型干酪根为主，灰岩中的有机质丰度为0.3% ～5%，平均1.42%，属于好 －较好的烃源岩。煤和大部分的泥岩的干酪根属于腐殖型，灰岩和少部分泥岩为腐泥型 －腐殖型，Ro分布于 1.43% ～2.7%，表明有机质演化处于高成熟湿气－过成熟干气阶段。盆地中部地区至今累计生烃强度大24亿 ～40亿 m3，这充分说明了两套烃源岩都具备丰富的气源基础［3，6］。

图1 鄂尔多斯盆地构造图及靖边气田位置图和［2］南北过井剖面图(据 Li et al. 修改)

2.2 气源特征

对于下古生界奥陶系风化壳气藏气源问题一直存在争议。前人［8－12］作了不少的研究，主要观点有以下两种:一种观点认为下古生界气田的气主要来自上古生界煤成气，关德师等［13］靖边气田的天然气主要为上古生界煤系源岩的产物，可能有少量奥陶系烃源岩裂解气混入;张士亚［14］认为奥陶系产层的天然气主要来自上古生界;戴金星等［8］认为靖边气田的烷烃气的δ13C1与上古生界相似，且有机化学特征显示其为煤型气为主，油型气为辅的天然气，不是来自下古生界的。

另一种观点认为下古生界气源是以下古生界奥陶系和上古生界石炭系、二叠系混合气源，如杨俊杰［5］提出奥陶系风化壳气藏气是上古生界煤成气和下古生界油型气的混源气;黄第藩等［10］、陈安定［15］根据乙烷碳同位素判源认为鄂尔多斯盆地中部大气田的主要气源层系是下奥陶统，但东部有少部分来自石炭 －二叠系煤系源岩;Cai等［16］分析了天然气的组分及同位素特征，结合硫酸盐热还原反应的影响，认为鄂尔多斯盆地下古生界风化壳天然气是来自石炭二叠煤系的煤成气和来自奥陶系碳酸盐岩的油型气的混合。

图2 靖边气田下古生界地层厚度及生储盖组合(据Liu et al.修改［1］)

2.3 沉积特征

众多研究者［6，17，18］对鄂尔多斯奥陶纪马家沟期岩相古地理的特征及其演化历史做过大量的研究，马家沟组为一套浅水碳酸盐沉积体系，从马一期至马六期，是奥陶纪的统一的鄂尔多斯陆解体并变小的时期，是海域为主、陆地为辅的海进的时期。马家沟期鄂尔多斯海域碳酸盐潮坪沉积发育，形成了马家沟组的“三云三灰”组成结构，即马一段，马三段，马五段为白云岩、石膏和石盐为主的蒸发岩，马二段，马四段，马六段以灰岩为主夹白云岩，局部夹石膏和石盐有广泛的石膏、硬石膏沉积。这一时期可以划分为三个次级海侵海退旋回，即马一期和马二期旋回，马三期和马四期旋回，马五期和马六期旋回。奥陶系马家沟组马五段的沉积环境是一个海水咸化，水体很浅，经常暴露的低能沉积环境，即蒸发潮坪环境。

2.4 储层特征

靖边气田的储层属于古风化壳储层，主要有次生孔隙和裂缝，储集类型以裂缝－溶蚀孔洞型为主，是以成层分布的溶蚀孔洞和晶间溶孔为主要储集空间，伴有鸡笼状微细裂缝及零星构造缝为渗滤通道的复合型储集网络。储层压汞曲线具有较宽缓的平台段图，排驱压力较低，进汞饱和度60%～90%，较粗歪度，双峰型。平均喉道宽度 0.9～2.08μm。此类储层物性较好，孔隙度3% ～8%，渗透率一般为0.5～1510－3μm2。分布广泛，约占风化壳储层的2/3。

马家沟组碳酸盐岩储集层属风化壳岩溶类型［19］，其中:含硬石膏结核溶模孔粉晶白云岩，主要分布于盆地中东部的马五1

2层、马五13层，主要储集空间为石膏结核溶膜孔、溶缝和裂缝。岩心分析面孔率为3% ～10%(最高30%)，测井解释基质孔隙度一般为2% ～8%，孔径为0.01～0.1 mm，属裂缝－孔隙型或孔洞型。靖边气田的有利储集层主要分布在马四段和马五段，主要产层是马五12层和马五13 层［17，19，20］。

2.5 盖层特征

奥陶系古风化壳气藏的直接盖层是石炭系本溪组的铝土质泥岩、铝土岩及暗色泥岩，厚 10～40 m，渗透率 1.45×10－7～8.3 ×10－9μm2，突破压力大于 5 MPa，按盖层评价标准属好的封盖层，构成下古生界天然气储集层上覆的区域性致密封盖顶板。因此它是奥陶系古风化壳气藏良好的直接盖层。再者，盆地现今中东部的复式向斜东翼早古生代曾为内陆架拗陷之膏盐湖沉积中心，同时又是加里东期末差异风化溶蚀时期的古岩溶洼地，大量膏盐及其由此促成的强烈胶结作用使这里的岩石更加致密，至少在复式向斜东翼榆林－绥德－延长以东呈近南北向一带已渐变为致密岩层一边侧封堵。它与上述区域石炭系致密封盖顶板联合作用，构成相对独立而完整的下古生界天然气封存系统［3］。

上古生界发育多套封盖层，其中上石盒子组泥岩是上下古生界多套生储盖组合的区域性封盖层。该组湖相泥岩在盆地广泛分布，单层厚度5～20 m，累计厚度100～140 m，具有自西向东厚度增大封盖能力增强的特点，渗透率一般为1.0 ×10－7～1.0 ×10－9μm2，突破压力 1.5 ～6.0 MPa，宏观封盖指数达50～70，属于中等～较好，局部为好～极好盖层。该组泥岩普遍存在高压异常，具有两种封闭作用，故有更强的封闭效果，它复盖了全盆地的古生界储层，成为盆地古生界含气系统的大型区域盖层［3］。

2.6 运移特征

本区奥陶系天然气开始运移时间在上石炭世，上古生界天然气在晚三叠世开始运移。以早白垩世末期燕山运动后幕为界，运移期大体上可分为两个阶段［20，21］。

第一阶段的主要运移期从侏罗纪早期至早白垩世末期。此时期内麒参1井为高势区，天然气势大于26×104m2/S2，其西侧的陕参1井和林1井为低势区，只有15～17×104m2/S2，东侧的洲2井为18～19×104m2/S2。东部榆9井为低势区，天然气势为17×104m2/S2，其西侧铺1和铺2井为相对高势区，其值为17～18×104m2/S2。天然气由高势区向邻近低势区运移，因此，陕参1井、林1井、洲2井和榆9井为天然气运移指向。

晚白垩世燕山运动后幕和第三纪喜山运动使本区整体抬升，各井区地层遭受不同程度剥蚀，陕参1和林1井地区白垩系以上地层被剥蚀，麒参1等五井区缺失侏罗系及其以上地层。由于地层抬升剥蚀，造成地层压力减小，因而各井区天然气势随之降低，其相对高低也起变化，从而引起天然气运移指向的变化，进入第二阶段运移期。目前陕参1和林1井上古生界和奥陶系处于高势区，其值大于15×104m2/S2，奥陶系马家沟组风化壳(O1m51－4)为低势区，其值小于 13×104m2/S2。麒参1等五口井处于低势区(13～15×104m2/S2)。

图3 侏罗纪末奥陶系储层气势剖面图

2.7 圈闭特征

由于奥陶系顶部经历了风化剥蚀和古岩溶作用，形成了大型的古潜台、古潜沟和古潜坑。在长约300 km的横山－靖边－杏河古潜台东侧，分布着大体等间距的北东和南东方向的古潜沟。在沟槽中缺失主力产层马五1亚段，马五2、马五3亚段也不同程度地受到侵蚀。古沟槽内被石炭系铝土质泥岩和暗色泥岩充填，构成了“上倾方向”的地层遮档。奥陶系顶部白云岩在成岩作用过程中，孔隙的充填作用是导致致密带形成的决定因素。在气田东侧，因位于古岩溶洼地，先期形成的溶蚀孔洞缝常被方解石、石膏等沉淀矿物充填堵塞，使孔洞储集层物性变差，构成了东部区域性大型岩性致密遮挡带(图3)。如气田东部的鱼1－陕171－陕114井一线存在一个马五1～2亚段岩性致密带。白云岩孔隙度多为1.0% ～1.5% ，渗透率小于 0.1 × 10－3μm2。溶孔不发育，且已被方解石、泥质全充填。这一区域性的岩性圈闭对马五1 气藏的形成具有重大作用［5，22］(图 4)。

图4 靖边气田古地貌－岩性复合圈闭

这种大型的古地貌－岩性复合圈闭(图4)，位于西倾大单斜的上倾方向，呈南北向展布，长约200 km。它的形成是聚集大量天然气的重要条件，是大气田形成的关键因素之一。

3 结语

鄂尔多斯盆地中部的靖边气田发育了下古生界、上古生界两套烃源岩，但是气源是以哪一套烃源岩为主还存在争议。马家沟期为为早古生代一次重要的海进期，沉积了厚层的碳酸盐岩，气田的有利储集层主要分布在分布稳定的马四段和马五段，主要产层是马五1

2层和马五13层。靖边气田的奥陶系古风化壳气藏的直接盖层是石炭系本溪组的铝土质泥岩、铝土岩及暗色泥岩，其上还发育了多套上古生界盖层。靖边气田的天然气发生了两次运移，最终聚集在在奥陶系的古岩溶地貌和岩性组合的圈闭中，现今靖边气田可见2种成藏模式:一种为上古生界天然气穿层运移至奥陶系顶风化壳聚集模式，另一种为下古生界天然气自生自储型。

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