鄂尔多斯盆地上古生界气藏特征与成藏史研究

吴 青，许化政，周新科，那未红

(1.中国地质大学(北京) 地学发展研究中心，北京 100083； 2.中原油田 勘探开发研究院，河南 濮阳 457001；3.中国石化集团 发展计划部，北京 100728； 4.中国石化集团 国际石油勘探开发有限公司，北京 100083)

鄂尔多斯盆地上古生界气藏特征与成藏史研究

吴 青1，许化政2，周新科3，那未红4

(1.中国地质大学(北京) 地学发展研究中心，北京 100083； 2.中原油田 勘探开发研究院，河南 濮阳 457001；3.中国石化集团 发展计划部，北京 100728； 4.中国石化集团 国际石油勘探开发有限公司，北京 100083)

鄂尔多斯盆地煤系在埋藏早期因释放有机酸而使地层水呈弱酸性，含氧羧酸溶蚀铝硅酸盐生成大量孔隙而使砂岩易于压实，其后的地层升温促进Al3+和Si2+的络合物分解生成SiO2、自生粘土和铁方解石，导致砂岩区域致密化。晚侏罗—早白垩世的构造热事件导致煤系大量生烃和地层水汽化，促使高压流体(甲烷+水蒸气)充斥整个封存箱，形成盆地级高温高压气藏。晚白垩—古新世盆地区域性抬升剥蚀导致煤系埋藏变浅，地温梯度降低，使地层中甲烷被保留而水蒸气凝析成水，高温高压气藏逐渐转化为低温负压气藏。

地层水矿化度；压力异常；成藏阶段；深盆气；上古生界；鄂尔多斯盆地

1 上古生界气藏的非常规特征

鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏的非常规特征表现在：(1)与常规盆地的流体分布相反，盆地下倾方向大面积含气，很少见水，地层水分布在构造上倾方向的盆地边缘；(2)盆地边缘地层水矿化度高(>50 000 mg/L)，而腹部主体含气区地层水矿化度低(<20 000 mg/L)；(3)含气区除砂岩含气外，泥岩、灰岩、煤层都有好的气显示；(4)盆地边缘地层压力为常压，个别为超压，而向盆地内部，则转为负压，且随埋藏加深，负压程度越来越大；(5)含煤岩系中的砂岩成岩程度高，普遍具极低孔(φ<6%)、偏低渗(k=(0.1～1)×10-3μm2)特征；(6)除致密砂岩外，泥岩、灰岩、煤层都不同程度发育网状微裂隙，这些裂隙充填胶结差，在天然气生产过程中起着沟通不同岩性体的作用，致使储气层普遍出现孔隙度低而渗透率偏高的现象；(7)天然气分布于含煤岩系中，含气范围、压力系数与煤的演化程度密切相关。

上述特征在常规含油气盆地很少遇见，认识和理解这些地质现象，可为研究天然气藏形成机理、发育过程、气藏类型提供理论依据，进而指导勘探和开发。

2 气藏形成史与演化阶段划分

晚古生代—早三叠世，鄂尔多斯地区尚为华北克拉通盆地的一部分[1]。晚三叠世—第三纪，华北克拉通盆地的东侧抬升剥蚀并遭受挤压变形，鄂尔多斯地区逐渐独立,形成以陕北斜坡为主体的前陆盆地。根据盆地演化与成岩成烃历史，可将上古生界天然气藏的形成和演化划分为4个阶段。

2.1深盆气藏形成的前期准备阶段

这一阶段也称砂岩致密化阶段，相当于煤系有机质演化的泥炭—长烟煤阶(Ro<0.65%)，即有机质演化的生化甲烷阶段[2]，从埋藏到三叠纪末，煤系埋深2 000～2 500 m(图1)，地层温度低于90 ℃。

这一阶段的前期(Ro=0.25%～0.35%，地温40～50 ℃)，褐煤中高含氧的Ⅲ型干酪根受热受压产出大量羧酸，使地层水具备弱酸性质。这一方面可阻止碳酸盐的沉淀，煤系砂体因缺少胶结物的支撑而加快机械压实速度；另一方面铝硅酸盐遭受溶解(长石、岩屑等)产生次生孔隙，使砂岩抗压强度降低，从而加快了煤系砂岩的压实速度。

后期，地温升至70～100 ℃(Ro=0.5%～0.65%)，酸性成岩环境逐渐被碱性成岩环境代替，Al3+和Si2+的有机酸络合物易分解形成SiO2沉淀，同时发生自生粘土矿物(绿泥石、白云母、伊利石等)及铁方解石沉淀。上述反应发生在煤层与砂岩分布稳定、直接或邻近接触、交互成层和地层平缓的大背景下，进行的较为充分，导致本区砂岩在同等埋深条件下，较其他地区或层系砂岩更为致密。

图1 鄂尔多斯盆地C-P煤系埋藏史与大型气藏形成阶段划分[3]

这一阶段是成岩作用最为强烈阶段，岩石孔隙度、渗透率大减，形成致密储层，导致地层流体交换难度大，常规的排水聚气成藏难度变大，有利于流体压力的积累。

2.2深盆气藏孕育阶段

这一阶段相当于煤岩演化的长焰煤—气煤—肥煤阶，即有机质演化的热降解阶段(Ro=0.70%～1.25%)，时间从晚三叠世延续至中侏罗世末，煤系埋深3 000～3 500 m，地层温度90～120 ℃(图1)。

该阶段煤层以产高分子烃为主，但煤层因具有高吸附能力，生成的高分子烃并不能排出煤层之外。鄂尔多斯盆地气煤的氢指数(IH)可达300～500 mg/g，说明其具有很高的生烃率，且被吸附在煤层里；贫煤的IH在130 mg/g左右，无烟煤的IH<40 mg/g，说明后两者中的S1已大量转化为甲烷同系物并被排出。

煤的孔隙总比表面积一般在100～200 m2/g范围内[2]，90%以上为微孔隙，以气煤—焦煤阶最为发育，埋藏条件下具有最大吸附功能,热降解阶段生成的气态烃、轻质油基本仍孕育在其母体中，成为高温阶段生成CH4同系物的基础。

2.3高温高压深盆气藏形成阶段

相当于煤系有机质演化的热裂解阶段(Ro=1.25%～3.0%)，即煤岩演化的焦煤—无烟煤阶，发生在晚侏罗—早白垩世，煤系埋深4 000～4 500 m。

该阶段煤系有机质热解生烃速率加快，其原因之一是埋深加大，更为主要的是大地热流值升高。包裹体和磷灰石裂变径迹测试资料表明，早白垩世的大地热流值为95～118 mW/m2。不断上升的大地热流穿过具有较高热导率的下古生界进入上古生界低热导率的煤系，导致煤系地温梯度由早—中侏罗世低于3.2 ℃/hm升高至晚侏罗—早白垩世的4.15～5.5 ℃/hm，地层温度高达180～280 ℃[4]。煤系有机质受高温炙烤，成熟度不断升高。目前含气边界内，苏里格北部边界煤层Ro普遍在1.4%以上，向南逐步升高至2.8%左右，再往南，富古1、庆古1煤层Ro高达3.0%左右。在纵向上，从山西组到太原组不到250 m的厚度，Ro系统测试增长率平均达0.32%/hm[5]。

高地温一方面加快煤系有机质演化速率，生成大量天然气；另一方面也使地层水相态发生变化，或由液态变为气态，或吸收热量增加自身动能，变为高能量水[6]。这一方面提高了甲烷与水蒸气的互溶能力，同时极大地增加了流体运移的原动力。在地层高压环境中，甲烷气水蒸气互相溶解，双相流转变为单相流，在不同地层、不同岩性间流体压力差作用下，它们一起扩散至封存箱内各类岩石的各类空隙中，流体封存箱内的空隙逐渐被气(汽)占据，从而形成只见气而不见水的大型气藏。

在地层封闭条件下，受高压和致密储层孔隙容积限制，尽管地温继续上升，但地层水只能部分气化。如图2所示,地温由150 ℃上升到250 ℃，体系中汽/液体积比例基本不变，仍各为50%左右。正是这剩余的50%不可压缩的液态水成为了流体积蓄能量的基础，在地层温度不断上升的过程中，液态的孔隙水不断吸收热能并转化为活化能，对孔隙壁、裂隙面产生极大的压强。如同不断被加热的高压釜，流体动能(活化能)逐渐积聚，容器爆裂的可能性不断增加。

高温、深埋背景下，封存箱内流体体积、能量的大幅度增加，孔隙压力逐渐加大，形成超高压气藏。与大型水力压裂的人工造缝一样，遍布封存箱内的水蒸气、液态水、甲烷在其强大的突破压力作用下，或使常态下不易沟通的细小喉道沟通，或使脆性岩石碎裂(如煤层、碳质页岩等)，或使砂岩矿物接触面产生网状微裂隙，或使不同岩石接触面、层理面、解理面、小型侵蚀面、微断裂面等薄弱环节扩张，破坏了砂岩与泥岩层间的分割性，岩性圈闭的功能逐渐消失。在岩性稳定、构造平缓的大背景下，在漫长的地质年代里，气(汽)化不断进行，温压不断传递，裂缝不断扩展，大型封存箱逐渐被气(汽)饱和，相互隔离的“岩性气藏”逐渐演化为温度、压力、流体成分统一的“整装气藏”，高温高压深盆气藏逐渐形成。

图2 40 MPa时封闭体系中汽、液两相体积随温度变化模拟实验成果[5]

2.4负压深盆气藏形成阶段

晚白垩世至古新世，鄂尔多斯地区遭受抬升和剥蚀，煤系埋藏变浅，地温梯度由早白垩世的4.15～5.5 ℃/hm降至晚白垩世的2.4～3.1 ℃/hm，地层温度下降，促使地层中水蒸气凝析成水，而甲烷被保留下来，空隙中的气体逐渐由以水蒸气为高比例转变为以甲烷气为高比例。空隙内气(汽)体浓度逐渐降低,且以含甲烷为主，比重减小，流体压力相应下降，高温高压气藏逐渐向低温负压气藏转化。转化过程可划分为3期：

Ⅰ期：地温梯度由4.15～5.5 ℃/hm(K1)降至3.5～3.8 ℃/hm(K2)，地层温度由180～280 ℃降低至150 ℃左右；流体压力系数逐渐由2.4 MPa/hm 降低至1.5 MPa/hm，地层流体压力由95 MPa下降至40 MPa。由图2实验结果知，此阶段的降温降压并未导致体系中地层水汽/液体积比例的变化，仍各为50%。这时期上覆地层压力小于流体压力，裂隙扩大。裂隙扩大导致流体液态水动能下降，沸点降低。

Ⅱ期：150 ℃是40 MPa压力下的沸点温度，低于该温度和压力，液态水将“蒸发”。在漫长的地质年代里，上覆层剥蚀卸载导致煤系压力、温度同步降低，液态水逐渐“蒸发”，直至封存箱内孔隙全部为甲烷和水蒸气饱和，只见气(汽)而不见水的深盆气自此形成。这一过程大致发生在150～120 ℃和40～30 MPa的温度与压力段内。

Ⅲ期：在温度降低至120 ℃以下，压力降低至露点压力(30 MPa)以下时，开始出现蒸汽的液化现象。液化导致孔隙内水蒸气含量减少，甲烷气比例升高，流体比重降低。盆地改造后“封存箱”内水蒸气液化，气(汽)体浓度下降，而又无新生流体补充，从而出现区域性负的压力异常。这一过程大致发生在120～90 ℃和30～20 MPa的温度与压力段内。

显然，负压并不是因甲烷气的散失造成的，抬升剥蚀既未改变封存箱的盖层条件，也未改变箱内储集层之间的流体传递环境，何况温度压力的降低减少了流体运移的动能，有利于气体的保存。

3 气藏非常规特征的地质解释

与常规沉积盆地天然气成藏不同的是，鄂尔多斯盆地上古生界经历过与众不同的高温高压过程。在温度不断升高的过程中，地层水汽化与煤系有机质生气同步进行，一起参与了岩石造缝，运移聚集，形成高温高压气藏的全过程；在温度不断降低的过程中，既发生过高能量液态地层水汽化，又发生过水蒸气凝析成水的作用，造成大型气藏的区域性负压。在漫长的地质年代里，地层水相态随温度变化而变化，与甲烷一起主宰了流体的运移、聚集和成藏，因此衍生出许多与众不同的特点。

3.1气藏内“酸点”水的地质解释

“酸点”和“甜点”是北美深盆气概念中的名词，是指在大范围致密储层背景下物性较好的储层，出水者为“酸点”，出气者为“甜点”[8-9]。“酸点”水均具有低矿化度特征。

初步统计，榆林—苏里格气田范围内有13口井测试产水[3]，它们呈散点状不规则分布(图3)。虽产自同一大型含气区，但水的矿化度变化极大，气区中部10口产水井水的矿化度很低，在5 470～23 802 mg/L之间(苏7,12,14；陕136,138,146,188,238；桃1；大12)，另外3口产水井水的矿化度较高(牛1,镇川1,2)，矿化度在113 000～135 000 mg/L之间，井位在含气区东部的镇川堡气田。盆地边缘地区(含气区外)的产水井水矿化度则普遍高[10]，如苏里格气田北部鄂7井盒8段地层水矿化度为61 253 mg/L，鄂6井为65 339 mg/L。盆地中部含气区内少数产水井水矿化度仅为含气区外(盆地边缘)地层水矿化度的1/10～1/4。尽管矿化度差别较大，但水型均为CaCl2型。这种极不正常的水矿化度分布格局是常规沉积盆地从未见过的。

图3 鄂尔多斯盆地上古生界含气区产水井点分布与水型、矿化度

大型含气区内部地层水的矿化度较低，源于地层水的相态变化。在高温高压深盆气藏形成阶段，地层水因汽化失去盐分；在负压深盆气藏形成阶段，局部区域水蒸气凝析形成低矿化度地层水。在致密岩层内，凝析水或呈束缚态使孔隙水膜加厚，或呈水珠状弥散在甲烷中，气层产出后水的矿化度仅为790～2 163 mg/L(陕28、苏4、苏20、苏6、桃5)。在重力作用下，凝析水在物性相对好的砂岩内重新聚集，形成局部“酸点”，一般为含气水层。凝析水在聚集过程中溶解地层中的盐分，形成低矿化度地层水。重新聚集形成的“酸点”水或因冷凝聚集时间长短不同，或因运移距离不等，呈现出不同的矿化度，但均远低于气藏外同层位正常地层水矿化度，而水型均为CaCl2型。

“酸点”的规模一般不大，分散于气藏孔渗性较好的储集体中[10]。实践证明，气藏生产过程中总有少量凝析水产出。凝析水的特征是矿化度低，一般把矿化度低于2 500 mg/L、水/气比低于0.5×10-4m3/m3的水看作为凝析水，如苏里格气田苏4、苏6、苏20、桃5、陕26等井，产气过程中都有微量—少量水伴生。把矿化度高于2 500 mg/L、水/气比大于1.5×10-4m3/m3)的水看作为“酸点”水，如苏里格气田苏7、苏12、陕146、陕238井盒8段产出的水。

3.2气藏负压特征的地质解释

地层中流体的压力梯度一方面取决于流体自身的密度，另方面取决于流体与围岩的依存关系。晚侏罗—早白垩世，地温的升高促使煤系大量生烃，地层水汽化，地质体有限的空间内流体体积增长受限制，但能量(活化能)呈级数增长，扩张作用促使流体开始承担上覆地层的负荷压力，从而出现超高压现象。如北美大绿河盆地瓦滕贝格气田(深盆气)压力系数可达2.12[11]。

晚白垩世—古近纪的地层降温和剥蚀卸载，不但使煤系生烃和地层水汽化中止，同时会引起汽化水的凝析，从而使孔隙中混溶气由以水蒸气为主转变为以甲烷为主，气(汽)浓度降低，压力系数降低。孔隙中的流体不再承载上覆地层的压力，而完全靠自身密度形成重力。重力的大小，取决于流体中甲烷和水蒸气的混合比例，若甲烷含量高，混合气比重小，压力系数低；反之，若水蒸气含量高，混合气比重大，压力系数则高。

流体中甲烷含量的高低，取决于煤层的成熟度(Ro)。随Ro增大(古地温增高)，甲烷生成量增大，孔隙中甲烷比例高，“汽化”水在甲烷中的浓度(或称“湿度”)低，天然气比重小[12]，这即是含气领域内成熟度越高压力系数反而越低的地质原因。就目前的煤层Ro分布情况看，平面上苏里格庙—靖边地区煤层Ro高(1.8%～3.0%)，天然气中甲烷含量高(大于94%)，流体压力系数仅0.73～0.9(图4)。从纵向看，距离煤层越近，煤层埋深越大，煤系储层中甲烷含量越高，由此造成随埋深变大流体压力系数越来越偏离静水压力曲线(图 5)。

负压异常仅出现在饱含天然气的地层中，是深盆气的重要标志。具有一定厚度且大范围分布的煤层是天然气生成的物质条件，经历高温炙烤是天然气生成的环境条件，构造平缓、岩性致密是温度和压力积累或释放、扩散与传递的背景条件，地层水因高温汽化形成异常高压力是气(汽)扩散的动力条件，它们的组合促使形成了高温高压深盆气藏。只有那些含气面积极大，储量丰富，含气井段很长、层位很多，且不含自由水的气藏才称得起是深盆气藏。所有的负压深盆气藏都是高温高压深盆气藏演化形成的，演化过程中没有发生天然气的大规模扩散，也没有发生含气边界的大规模萎缩，而仅仅是孔隙中含甲烷比例提高了，含水蒸气比例降低了。

图4 鄂尔多斯盆地石盒子组气层压力系数与太原组煤层镜质体反射率Ro值等值线叠合

图5 鄂尔多斯盆地上古生界流体压力—深度关系

3.3含气领域内微裂隙的地质成因

上古生界含气层段各类岩性都有较为发育的微裂隙，特别是煤层和碳质页岩。这不仅在岩石薄片中可以看到，在气测、电测录井曲线的“跳跃”现象中感悟到，岩心观察时甚至可看到泥浆污染的裂隙面、解理面、岩性界面和小型剥蚀面。微裂缝是在晚侏罗—早白垩世的高温高压背景下形成的，在漫长的异常高温炙烤下，逐渐积累的高异常压力在不能有效释放的情况下，一方面可使原已存在的喉道、裂隙沟通，同时可产生新的微裂隙。产生微裂隙的时机发生在地层温度约为160～280 ℃的最高温度段内(K1)，在其后的80余万年里(K2-E)，含气领域内几乎无可流动的自由水，因而不会发生矿物增生、基质沉淀、裂缝充填等成岩现象。在偌大的含气领域内，压力系数的均一性说明不存在孤立的圈闭，无论在纵向上还是在平面上，各类岩体都是相通的，其通道即是异常发育且未充填的微裂缝。微裂缝沟通各类岩性形成含气共同体，而不像岩性气藏那样仅孔隙性砂岩含气，这也是2种类型气藏的根本区别。显然，深盆气的这一特征十分有利于我们开发深层煤层气，十分有利于我们开发深层页岩气。

目前，各气田的天然气储量都是根据砂体规模计算的，这显然低估了气田的潜力，不符合深盆气的含气特征[13]。但精确计算又是不现实的，仅以估算，如若加上煤层气、页岩气储量，其规模将成倍翻番。虽然我们不求准确计算储量，但在开发工作中力求提高采收率，力求用少量的井开发更多天然气(包括煤层气、页岩气)的意识是必须的。

4 结束语

1)煤系的存在是大型气藏形成的基础。煤层在埋藏初期排出大量有机酸，以及在高地温时期的聚热作用，使含煤岩系形成了特殊的成岩历史和岩性特征，是大型气藏形成的必要条件。

2)大型气藏形成于高温高压阶段。流体封存箱体的存在为高压流体的保存创造了条件，从而能使甲烷与水蒸气充分混合，并一起运移至封存箱内各个部位各种岩性的孔隙中，形成具深盆气性质的大型气藏。这时的气藏内水蒸气与高能量液态水的比例大致各为50%。

3) 抬升剥蚀期的前一阶段，温度、压力下降首先导致高能量液态水“蒸发”，直至封存箱內不存在液态的自由水，气藏内水蒸气比例达到最大化(100%)。温度、压力继续降低，即可发生水蒸气液化，气藏中的蒸汽比例降低，甲烷气比例升高而浓度降低，气柱压力降低，从而形成盆地级的负压气藏。

4)上古生界气藏是由不同岩性组成的含气共同体，而不是受岩性分割的孤立气藏，气藏间总有沟通渠道(以裂缝为主)，导致大型气藏内流体统一、压力统一、势场统一，具有深盆气性质。深刻认识深盆气的特点，并力求在开发实践中提高采收率，是不可或缺的指导思想。

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(编辑黄 娟)

PetroleumaccumulationfeatureandhistoryofUpperPaleozoic,OrdosBasin

Wu Qing1, Xu Huazheng2, Zhou Xinke3, Na Weihong4

(1.ResearchCenterofGeosciencesDevelopment,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China; 2.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,SINOPECZhongyuanOilfieldCompany,Puyang,Henan457001,China; 3.DevelopmentPlanningDepartment,SINOPEC,Beijing100728,China; 4.SINOPECInternationalPetroleumExplorationandProductionCorporation,Beijing100083,China)

During the early burial period, the ground water of coal series in the Ordos Basin became weakly acidic, due to the release of organic acids from coal. The corrosion of oxygen-containing carboxylic acid then generated a large number of pores in aluminum silicate and made sandstone easily to be compacted. The following rise of formation temperature promoted the Al3+and Si2+complexation reduce to SiO2, clay and ferrocalcite, which led to the regional sandstone densification. From the Late Jurassic to the Early Cretaceous, tectonic-thermal events resulted in the hydrocarbon generation of coal series and the vaporization of formation water, which promoted high-pressure fluid (methane and steam) flood the whole storage box. A basin-scale high-temperature and high-pressure gas reservoir was founded. From the Late Cretaceous to Paleocene, the regional uplift and erosion of strata made the coal series burial depth decrease and the geothermal gradient decrease, so that vapor condensated into water, while the CH4gas retained gradually. High-temperature and high-pressure gas reservoir was transformed into low-temperature and under-pressure reservoir.

salinity of formation water; abnormal pressure; accumulation phase; deep basin gas; Upper Paleozoic; Ordos Basin

1001-6112(2013)05-0505-06

10.11781/sysydz201305505

TE122.3

A

2012-12-20；

2013-07-25。

吴青(1975—)，女，博士，讲师，从事油气形成与分布研究及盆地资源评价工作。E-mail: wuqingmary@163.com。