鄂尔多斯盆地上古生界准连续型气藏气源条件

曹 青，赵靖舟，付金华，姚泾利，刘新社，赵会涛，侯云东，范立勇

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065; 2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安710021)

根据天然气运聚动平衡理论，任何气藏的供气作用及其散失作用的相对大小，决定了该气藏的聚集状态。气源灶是否发育及其质量的优劣，是决定气藏能否形成及其规模大小的首要条件［1-2］。因为形成大中型气田需要大量的气源，没有足够的生气强度，就难满足形成大中型气田的支撑气源量［3］。

研究成果证明生气强度是形成大中型气田的主控因素之一，气田所处生气强度越大对形成大中型气田越有利。前人的研究成果显示，国内大多数大中型气田所处的生气强度大于20 ×108m3/km2［4-6］。戴金星在对国内大中型气田生烃条件整理对比后提出，鄂尔多斯盆地太原组和山西组内发育的大气田是由其内煤系形成的同层生气中心供气，天然气运移距离短且过程散失少，因而形成大型气田的生气强度下限可确定为30 ×108m3/km2［3-4］。部分大气田(柯克亚地区生气强度为13.27 ×108m3/km2，英买7 号和羊塔克地区生气强度为19.12 ×108m3/km2)的生气强度低于20 ×108m3/km2，但受到源储压差、成藏年龄和输导速度等地质条件的配合，仍可形成地质储量超过250 ×108m3的大气田［3，7-8］。

勘探成果表明，鄂尔多斯盆地上古生界目前已发现5 个储量超过1 000 ×108m3的大气田。在生气强度只有16 ×108～20 ×108m3/km2的苏里格气田北部和西部，仍有大面积气层分布，多口探井获得工业气流［9］;其中苏47 井在盒8 段试气获23.18 ×104m3/d的工业气流，而其计算生气强度仅为14 ×108m3/km2，勘探实践证明对于鄂尔多斯盆地上古生界形成大气田的生气强度评价指标可适当的下调。

1 上古生界气藏的气源条件

上古生界烃源岩具有“广覆式”分布特征［10-15］，在古地形和沉积环境的控制下，烃源岩分布总体表现为盆地东西两侧沉积厚度大，中间相对较薄。热模拟试验结果表明，煤岩和泥岩有机质热演化特征相似，热解油产率较低，主要以气态烃为主［13］。

1.1 烃源岩品质

鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩有机质丰度的测试分析结果显示，上古生界煤岩有机碳含量为38.31%～89.17%，不同井区均值为70.8%～74.7%，氯仿沥青“A”含量为0.025 7%～2.499 7%，平均为0.61%～0.80%，总烃含量为222.00 ×10-6～6 699.93 ×10-6，平均为1 757.1 ×10-6～2 539.8 ×10-6;暗色泥岩有机碳含量为0.05%～23.38%，平均为2.25%～3.33%，氯仿沥青“A”含量为0.002 4%～2.9000%，平均为0.037%～0.120%，总烃含量均值为163.76 ×10-6～361.60 ×10-6［13］。从晚石炭世至晚二叠世，由于沉积环境、沉降幅度和沉积速率等地质因素的变化，有机相在还原程度和有机质丰度等条件逐渐变差。

成熟度是烃源岩评价的重要地球化学指标之一，目前镜质体反射率是作为有机质成熟度评价最可靠的参数［16］。整体上看鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩在现今大部分地区镜质体反射率(Ro)大于1.3%，已进入高成熟阶段［12-13］。鄂托克旗、乌审旗、定边及子洲以南地区其Ro均达2.0%以上，在西北部敖包加汗—苏米图—布拉格苏木沿线存在低值带，其Ro为1.4%～1.6%。上古生界天然气的生成主要在晚侏罗世至早白垩世末，有机质成熟度在盆地中部大部分地区已达到凝析气和干气生成阶段。早白垩世之后盆地抬升遭受剥蚀，有机质成熟度维持早白垩世末的格局［12-13］。

1.2 烃源岩发育程度

盆地上古生界煤层主要分布于石炭系的本溪组以及二叠系太原组和山西组，本溪组和太原组的煤层形成于滨海沼泽或潟湖环境，山西组煤层主要形成于湿地沼泽沉积环境。钻井及地震资料显示，现今盆地92%面积内发育煤层，伊陕斜坡煤层(尤其是8#煤层)分布稳定［11］。煤层厚度一般分布在6～30 m，盆地北部煤层厚度整体较厚，且具有从东西两侧向盆地内部变薄的趋势。煤层厚度高值区发育于西北部石嘴山一带和东北部鄂尔多斯—神木一带，厚度均大于20 m;乌审召—巴拉素—龙镇—薛家峁一线以东煤层厚度整体多大于12 m，鄂托克旗—银川—沙井子以西煤层厚度同样整体大于12 m;中部毛脑海庙—布拉格苏木—惠安堡—城川—好勒根计之间为相对低值带，厚度主体在6～10 m，分布宽约50 km，仅局部地区煤层厚度不足6 m。太原组、本溪组内6#-10#煤层与山西组内的1#-5#煤层的厚度均值对比显示，6#-10#煤层厚度相对较厚，且由东向西逐渐变薄(图1;表1)。

图1 鄂尔多斯盆地上古生界煤层厚度等值线Fig.1 Isopach map of coal of the Upper Paleozoic in Ordos Basin

表1 鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩分布特征(厚度均值)Table 1 Source rock distribution of the Upper Paleozoic in Ordos Basin (average value)m

盆地上古生界暗色泥岩主要分布于太原组和山西组，暗色泥岩内普遍含炭质碎屑，其有机组分含量随炭质含量不同而有较大变化。盆地上古生界暗色泥岩厚度整体介于20～100 m，具有盆地西部最厚，东部次之，中部厚度薄而稳定分布趋势［12］。山西组内暗色泥岩厚度相对较厚，且由东向西逐渐变薄(图2;表1)。盆地西部暗色泥岩高值区分布在乌海—定边—环县以西，整体厚度大于60 m;盆地东部神木—榆林—安塞—高桥以东暗色泥岩整体厚度大于60 m，盆地中部暗色泥岩厚度介于30～50 m。

1.3 烃源岩生气强度

烃源岩供气条件的优劣既要受到源岩本身品质的影响，又要受到源岩发育程度的制约，二者对气源岩供气条件的影响可集中反映为气源岩生气强度的大小［17］。本文上古生界烃源岩生气强度的计算以公式(1)为基础，结合烃源岩厚度、总有机碳含量及热演化程度等参数整理分析结果，计算得出生烃强度。

图2 鄂尔多斯盆地上古生界暗色泥岩厚度等值线Fig.2 Isopach map of dark mudstone of the Upper Paleozoic in Ordos Basin

式中:Ggas为烃源岩生气强度，108m3/km2;H 为烃源岩厚度，m;ρrock为烃源岩密度，t/km3，煤取值1.3 ×106t/km3，暗色泥岩取值2.6 ×106t/km3;TOC 为烃源岩有机碳含量，煤取值72%，暗色泥岩取值2.5%;r 为烃源岩产气率，m3/t。

由上述公式分别算出煤和暗色泥岩的生气强度值，再相加即可得到上古生界烃源岩的总生气强度。鄂尔多斯盆地上古生界煤系烃源岩生气强度综合计算结果(图3)显示，其数值主体在10×108～40×108m3/km2。

盆地上古生界生气强度大于10 ×108，16 ×108和20 ×108m3/km2的区域，分别约占盆地面积的85%，65%和40%，整体显示高强度、大范围的供气特点。盆地上古生界生气强度平面展布特征显示，盆地东部生气强度相对较高:苏里格气田所处地区的生气强度为10 ×108～20 ×108m3/km2，榆林气田所处地区的生气强度多为16 ×108～24 ×108m3/km2。盆地东南部佳县—龙镇—延安区域的生气强度多大于28 ×108m3/km2，通岗浪沟—好勒根计—桃利庙—靖边—镰刀湾—高桥一线以东广大地区的生气强度多大于20 ×108m3/km2，西北部石嘴山地区一带整体大于20 ×108m3/km2。鄂托克旗—苏里格—鄂托克前旗地区一带生气强度为10 × 108～16 × 108m3/km2，北部敖包加汗—杭锦旗—鄂尔多斯地区一带整体小于10 ×108m3/km2。盆地中部乌审召—桃利庙—城川一带虽然烃源岩厚度相对较薄，但热演化程度多大于2.0%，其生气强度整体大于20 ×108m3/km2。

图3 鄂尔多斯盆地上古生界生气强度等值线Fig.3 Isopach map of gas generation intensity of the Upper Paleozoic in Ordos Basin

2 “准连续型气藏”的生气强度条件

2.1 非常规气藏生气强度下限的调整

随着非常规天然气勘探开发技术水平的发展，全球范围内非常规天然气资源量的评价认识在不断改变提高，致密气资源量的评价结果由早期的210 ×1012m3增长到最新的2 037 ×1012m3，15年内资源量增长近10 倍［18-19］。截至2010年底国内发现15 个致密砂岩大气田，其探明天然气地质储量为28 656.7 ×108m3而年产量达222.5 ×108m3，致密砂岩大气田总储量和年总产量已分别约占全国天然气储量和产量的33%和25%［20］。

随着非常规油气地质理论认识的深入，对于鄂尔多斯盆地内伊陕斜坡区大气田性质的认识也发生转变。勘探初期鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏的形成和分布被认为主要受沉积相控制，在单斜背景上大型岩性圈闭带是天然气的主要富集区，因此将已发现的大气田均定义为大面积岩性圈闭气藏［10，21］。同时鄂尔多斯盆地上古生界气藏显示“低渗、低压、低丰度”的特点，因此部分学者将其进一步定义为致密岩性气藏［22-23］。部分学者将盆地北部地区上古生界气少水多的勘探特征归纳为“区域性的气水倒置”，从而将上古生界气藏定义为深盆气［24-26］。后期的研究成果表明鄂尔多斯盆地上古生界与国外典型深盆气存在一定差异，边底水仅在局部井区存在，没有整体活塞式气驱水作用形成的区域性气水界面等现象［27］。上述复杂的气水分布特征随着盆地北部、西部勘探开发的深入而日益凸显，因此部分学者认为上古生界气藏有别于典型深盆气藏，仍属于致密岩性气藏［28-29］。

1995年USGS 基于对非常规资源的评价而提出了“连续型油气藏”的概念，2007年SPE，AAPG，WPC 和SPEE 对“连续型矿藏”的概念进一步修订，强调其油气聚集特征为广泛分布且受水动力影响不明显，其中包括致密砂岩气［30-32］。邹才能等率先引进了连续型油气藏的概念，按照国外非常规天然气分类方案指出四川盆地须家河组和鄂尔多斯盆地上古生界为连续型气藏中的致密砂岩气藏［33］。最新的研究成果显示，鄂尔多斯盆地上古生界气藏类型为“准连续型气藏”，即介于常规气藏与非常规气藏或不连续型与连续型天然气聚集之间的一种过渡类型［34-37］。在确定鄂尔多斯盆地上古生界气藏类型为非常规的“准连续型气藏”基础上，生气强度条件与常规气藏下限设定必然存在差异。

图4 盆地东部主要含气层段运移距离与含气饱和度交会图Fig.4 Crossplot of migration distance and gas saturation in eastern Ordos Basin

与常规气藏相比，致密砂岩气藏内天然气通常为近运移聚集形成，运移距离相对较短因此在聚集过程天然气损失相对近较少;近距离成藏提高了天然气聚集效率，因而也可降低大气田形成的气源条件［35，38-39］。以不同成藏组合内天然气含气饱和度和运移距离为例进行分析，盆地东部中、下部成藏组合(盒8 段、盒8 段和山2 段)内天然气主要由山西组内5#煤层生成供给，所以盒8 段及山2 段内天然气运移距离为气层所处深度与5#煤层之间的距离;下部成藏组合太原组内天然气主要供给源为太原组底部的8#煤层，所以太原组内天然气运移距离为气层所处深度与8#煤层之间的距离。盆地东部不同含气层段内运移距离结果显示，随着天然气运移距离的增大其内含气饱和度略显降低(图4):下部成藏组合(山2 段和太原组)天然气运移距离多小于30 m，而气层含气饱和度均值主体在50%～90%;中部成藏组合(盒8 上段和盒8 下段)天然气运移距离相对较大，主体在80～130 m，对应气层含气饱和度均值主体在30%～70%。整体对比可知，盆地东部中、下部成藏组合天然气运移距离短且损失相对较少，因此鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层在生气强度10 ×108～16 ×108m3/km2的条件下仍然可以形成大气田。

2.2 准连续型气藏生气强度下限的确定

为了更为清晰地分析生气强度对气藏形成的控制作用，根据每口井产气量与产水量关系，将具有产量的气井分为4 大类:工业气流井(产气量＞2 ×104m3/d，产水量＜1 m3/d)、低产气井(产气量为0.5 ×104～2 ×104m3/d，产水量＜1 m3/d)、气显示井(产气量＜0.5 ×104m3/d，产水量＜1 m3/d)和产水井(产水量＞1 m3/d)，在此基础上对盆地不同地区产能状态与生气强度的进行对比。鄂尔多斯盆地上古生界试气结果与生气强度综合分析显示，盆地西部试气结果受生气强度影响更为明显:当生气强度为8 ×108～10 ×108m3/km2，不同地区试气产量整体较低。当生气强度为10 ×108～11 ×108m3/km2，盆地西部试气结果达到工业气流井和低产气井的个数明显增加(图5a);生气强度大于11 ×108m3/km2时，低产井和工业气流井的个数井数均显著增多(图5)。

盆地西部生气强度大于5 ×108m3/km2时，产气井个数增多，但以低产气井为主;当其生气强度大于10 ×108m3/km2时，产气井个数明显增多，且日产气量增高;当生气强度为10 ×108～30 ×108m3/km2时，气产量随生气强度的增大而略显提高;盆地西部盒8 段和山1 段内含气层段的日产气量多大于1×104m3，山2 段内含气层段的日产气量多小于1×104m3(图6a)。盆地东部生气强度大于10×108m3/km2时，产气井个数明显增多，且日产气量增高;当生气强度为10 ×108～30 ×108m3/km2时，产量与生气强度之间无明显相关性，表明在满足一定生气强度后气井产能更多受到其他因素的影响;盆地东部山2 段和太原组内含气层段的日产气量多大于1 ×104m3，盒8 段和山1 段内含气层段的日产气量多小于2 ×104m3(图6b)。不同地区试气成果与生气强度对比可知，生气强度仅为控制产能的主要因素之一，最终产能大小还需从烃源岩、储层和封盖层的空间配套状态综合分析。

图5 鄂尔多斯盆地上古生界低生气强度气井试气结果对比Fig.5 Comparison of gas production test results of wells with low gas generation intensity in the Upper Paleozoic of Ordos Basin

图6 鄂尔多斯盆地上古生界生气强度与产气量交会图Fig.6 Crossplot of daily gas production and gas generation intensity of the Upper Paleozoic in Ordos Basin

图7 鄂尔多斯盆地上古生界生气强度与盒8 上段产能叠合图Fig.7 Superimposition map showing productivity of the upper 8th Member of Xiashezi Formation and gas generation intensity of the Upper Paleozoic in Ordos Basin

鄂尔多斯盆地上古生界盒8 上段产能状态与生气强度平面叠合结果显示(图7)，鄂托克旗—鄂托克前旗地区(苏102—苏146—苏188—苏176—李华1 井区)生气强度为10×108～16×108m3/km2，低产气井和气显示井个数相对较多，少量工业气流井和低产气井;苏里格及苏里格东部地区(苏59—苏185—苏196—陕73—桃2—陕149—陕235—统28 井区)生气强度整体大于16 ×108m3/km2，以工业气流井和低产气井为主;榆林—佳县地区(府3—双5—榆47—榆75—榆17—双66 井区)生气强度整体大于24 ×108m3/km2，以低产气井和气显示井为主，少量工业气流井。盆地东部榆林—佳县地区虽然其生气强度相对较高，但该地区储层比苏里格地区更为致密，所以最终以低产气井和气显示井显示为主。盒8 下段和山1 段产能状态与生气强度平面展布叠合特征与盒8 上段相似。

盒8 上段产能状态与生气强度平面叠合特征表明，生气强度对储层气水宏观分布具有一定影响，但不是唯一控制因素。盆地西部鄂托克旗—鄂托克前旗地区(苏67 井—苏146—苏188 井区)以低产气井和气显示+产水井为主，产水层段储层物性特征与邻近气层段储层相似，整体较为致密。上述井区生气强度虽然大于10 ×108m3/km2，但同高生气强度区域相比天然气充注能力相对较弱，非均质性较强的储层内气水置换不充分从而导致气水同出;处于高生气强度区域的储层，可持续不断的得到气源供给，因而储层内保持天然气的聚集状态;而生气强度相对较低区域，气源补给不足也可导致储层内气水同出［40-41］。

鄂尔多斯盆地上古生界山2 段产能状态与生气强度平面叠合结果显示(图8)，盆地东部榆林—子洲地区(召16—陕235—陕149—榆47—榆75—榆17—双66 井区)生气强度整体大于16 ×108m3/km2，以工业气流井和低产气井为主;盆地西部(召16—召45—桃2—陕73—莲3 井区以西地区)生气强度小于20 ×108m3/km2的区域，少量分布工业气流井。子洲榆47—榆76 井区一带生气强度整体大于24 ×108m3/km2，但该区域内气水同出井数量相对较多，表明该地区产水井分布不受生气强度控制;产水层段储层物性特征与邻近气层段储层相似，是否属于边底水有待开发井加密后进一步验证。

鄂尔多斯盆地上古生界准连续型气藏成藏特点中最为显著地是:广覆式生烃、准连续分布无明确边界、储层致密非均质性强，因此其圈闭类型介于常规圈闭与无圈闭之间［36］。不同产能状态与生气强度平面叠合特征表明，生气强度仅仅是控制气水分布的因素之一。致密储层背景下生气强度是形成大气田的基础条件，但最终形成的气田形态及其规模还受到储层致密差异程度、隔夹层分布特征及盖层封闭程度等多种因素影响，因此对于致密砂岩气藏的控气因素分析需从多种角度对比论证。

图8 鄂尔多斯盆地上古生界生气强度与山2 段产能叠合图Fig.8 Superimposition map showing productivity of the 2nd Member of Shanxi Formation and gas generation intensity of the Upper Paleozoic in Ordos Basin

综合研究结果表明，鄂尔多斯盆地上古生界气藏范围主要在生气强度大于10 ×108m3/km2的区域内，工业气流井多分布在生气强度大于16 ×108m3/km2的区域内，通岗浪沟—好勒根计—召皇庙—吴起—高桥以东广大地区均为主力生气区。鄂尔多斯盆地上古生界储层中部成藏组合(盒8 和山1 段)工业气流井和低产气井多分布在生气强度大于10 ×108m3/km2的区域，在生气强度为10 ×108～16 ×108m3/km2的区域产水井数量相对增多;下部成藏组合(山2 段和太原组)工业气流井和低产气井多分布在生气强度大于16 ×108m3/km2的区域。综合勘探结果表明，盆地上古生界大气田形成的生气强度下限定为10 ×108m3/km2满足实际天然气成藏要求。

3 结论

1)鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩显示发育品质好和分布面积广的特点，生气强度计算结果整体在10 ×108～40 ×108m3/km2，其中生气强度大于10 ×108m3/km2的区域约占盆地面积的85%;盆地东部生气强度高于盆地西部，整体显示高强度、大范围的供气特征。

2)主要含气层段产能状态与生气强度综合分析结果表明，优质烃源岩是鄂尔多斯盆地上古生界准连续型致密砂岩大气田形成的主控因素之一，烃源岩生气强度从宏观上控制了盆地上古生界气水的空间分布状态;在盆地上古生界致密砂岩储层的背景下，天然气运移距离短且损失相对较少，形成大气田的生气强度下限定可降低至10 ×108m3/km2左右。

致谢：本文依托的国家重大科技专项项目得到中国石油长庆油田分公司及其勘探开发研究院的大力支持，西安石油大学地球科学与工程学院研究生赵丹枫和崔琳等同学参与部分基础工作，在此表示衷心感谢。

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