鄂尔多斯盆地东南缘上古生界天然气成藏特征

胡方皓

（江苏省天然气有限公司，江苏南京210005）

鄂尔多斯盆地东南缘上古生界天然气成藏特征

胡方皓

（江苏省天然气有限公司，江苏南京210005）

在总结前人关于鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气成藏特征的基础上,总结了致密砂岩气特有的成藏特征,明确了其成藏的主控因素。结果表明：①盆地东南缘沉积环境有利、生储盖组合良好，具备成藏的基本条件；②致密砂岩气甜点区与下部山西组煤层气富集高产区相重合；③致密砂岩储层物性和保存条件是成藏的主控因素，前者决定了在相同充注强度下能否成为有效储层，后者决定了早期形成的气藏能否保存至今。鄂东盆地东南缘致密砂岩气成藏特征及主控因素的研究，为该地区下一步天然气的整体勘探开发奠定了基础。

鄂尔多斯盆地；东南缘；成藏特征；主控因素；天然气

1 概况

鄂尔多斯盆地是我国大型含气盆地，可以划分为伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶、陕北斜坡、西部拗陷带、中央古隆起及西缘冲断构造带七个一级构造单元，天然气资源十分丰富，总资源量为15.16×1012m3，其中致密气资源量为10.37×1012m3，约占天然气总资源量的68%[1-2]。研究区构造上位于晋西挠褶带和陕北斜坡东南缘,地理位置位于大宁、吉县、延川、韩城、宜川等行政区。

自20世纪50年代以来己先后在多个地区和层系发现了天然气。其中，上古生界是天然气勘探的主力层系，特别是近年来，鄂尔多斯盆地上古生界天然气的勘探不断取得重大发现，目前已发现苏里格、乌审旗、大牛地、神木等4个探明储量超过千亿立方米的致密气田。盆地东南缘上古生界致密砂岩气的勘探不断取得突破，开发范围及层系进一步扩大，预示着盆地东南缘良好的天然气勘探前景。

2 盆地内上古生界成藏特征

前人关于鄂尔多斯盆地上古生界砂岩气成藏特征的研究较多，取得了大量的研究成果[1-6]，形成了许多具有共识性的观点。

1）含气层组多，含气面积大。从盆地勘探结果来看，致密气呈“糖葫芦”状分布，从二叠系石千峰组到石炭系本溪组1 000多米地层均有气层分布。平面上来看，盆地东缘没有真正意义上的干井，上古生界钻遇气层或含气层的井高达86%[3],平面上气层分布面积大,但不连续,为多个砂体交错叠置而成。

2）储层具有“低渗、低压、低丰度”三低的特征。储层物性差，属于典型的致密气藏，地层条件下，89%的储层基质渗透率小于0.1×10-3μm2[1-2]，同时，在开发过程中发现，储层渗透性随着气藏压力降低而下降，并具有不可逆性。地层压力系数0.62～0.9，自然能量不足；气藏储量丰度低，含气面积大，储量丰度一般为（0.6～1.2）×108m3/km2，含气范围呈大面积连片分布[1]。

3）储层致密期早于油气成藏期。鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层致密化时间为晚三叠世—中侏罗世，而天然气的大规模生、排烃时间为晚侏罗世—早白垩世末，储层致密时间要早于天然气运聚成藏期[1,4,9]。

4）广覆式生烃，弥漫式充注，属于准连续性气藏[7]。上古生界天然气主要来源于高演化的煤系烃源岩，主要是太原组、山西组煤层，以生气为主[8]。烃源岩生烃面积大，有效生烃范围几乎覆盖整个盆地，表现出广覆式生、排烃的特点[10-11]。储层物性差，裂缝不发育，不存在优势运移通道，烃源岩生成的天然气呈大面积弥漫式垂向运移充注，充注范围广，面积大。气藏是由横向彼此相邻、纵向相互叠置的中小型岩性圈闭构成的大面积分布的气藏群。没有大型气藏，都是多个小型气藏纵横叠置形成大的准连续性气藏[7]。

3 盆地东南缘上古生界成藏特征

盆地东南缘作为鄂尔多斯盆地的一部分，受控于整个盆地的沉积、构造背景，其成藏特征基本与盆内一致；燕山期，盆地东部抬升强烈，研究区抬升幅度大，构造破坏性强，现今埋深浅，对于流动性极强的天然气来讲，这些特征将导致致密砂岩气藏的破坏以及重新运移、聚集，形成区别于盆内的成藏特征。

1）沉积环境有利、生储盖组合良好，具备成藏的基本条件。

沉积相研究表明，研究区上古生界发育的主要致密砂岩属于河流相沉积，物源来自东南方向，河道砂体主要沿北西向展布；由于晚古生代河道频繁迁移，致密砂岩在平面上具有不同时期砂体相互叠置的特征。砂岩上部的泥岩则成为下部储层的直接盖层，从而较易形成岩性圈闭，有利于致密砂岩气成藏。

上石盒子组上部发育一套杂色泥岩层是一套区域性盖层。即下部的碳酸盐岩、煤系地层、灰黑色泥岩等烃源岩与山西组砂岩形成自生自储式生储盖组合，与下石盒子组砂岩形成下生上储式生储盖组合，因此研究区上古生界致密砂岩具有良好的生储盖组合，具备天然气成藏的基本条件。

2）煤系烃源岩生烃潜力大，煤层气富集高产区是砂岩气甜点区。

上古生界烃源岩主要为下部山西组、太原组，发育有累计近10 m厚的煤层，镜质体反射率Ro达1.84%～2.63%，平均值2.45%，属于高阶煤演化阶段，处于生气高峰期。目前研究区内煤层气的开发已初具规模，其中延川南气田开发主力煤层为山西组2号煤，勘探开发显示局部煤层气富集高产区，其含气量和产能明显高于其他区域，同时也是上古生界致密砂岩气最为发育的区域，纵向上发育多套砂岩气层，直井初始稳定产气量可达1.2×104m3/d。煤层气富集高产区与砂岩气甜点区的相重合，进一步证实了该区生烃潜力大的煤系烃源岩为致密砂岩气的成藏提供了保障。

3）以岩性气藏为主，无明显气藏边界。

由于上古生界储层致密期早于油气成藏期，在构造平缓的背景下，运移阻力大，油气难以在浮力作用下沿着上倾方向发生大规模的侧向运移，以一次运移或短距离的二次运移为主，构造对气藏的控制作用不明显[5-6]。另外，气藏油气水分异差，气藏无边底水，无统一的气、水界限。

4）随着埋深增加，纵向上含气层位逐渐增多。

从研究区钻探成果来看，气层随着埋深逐渐增加，含气层位有逐渐增多的特征。研究区西部构造带纵向上从本溪组到石千峰组均有较好的气层显示，但主力气藏为山一段盒八下；东部谭评构造带埋深相对较浅，气层层数明显减少，且主要集中在盒七段、盒八段，再往东，气层主要分布在盒四段。气层的这种空间分布特征表明了保存条件对盆缘致密气成藏具有控制作用，由于构造抬升导致原生气藏遭受破坏重新沿着裂缝往上部二次运移成藏；盆地边缘，早期形成的气藏破坏强烈，气体再次运移聚集的可能性越大，因此现今气藏分布层位较深。

5）压力梯度低，含气饱和度低。

盆地东南缘上古生界地层属于欠压—常压地层，压力梯度在0.3～0.9，平均0.6，具有由东往西压力梯度逐渐增大的特征，相比于盆内，东南缘具有更低的压力梯度。处于盆地边缘，构造破坏相对强，保存条件较盆内差，气体逸散活跃，因此含气饱和度较盆内低，一般在30%～60%。

4 主控因素分析

通过盆地东南缘气藏特征，结合前人关于鄂尔多斯盆地致密气的认识，笔者认为，储层物性和保存条件是盆缘致密气成藏的主控因素，前者决定了在相同充注强度下，储层能否被充注，成为有效储层，后者决定了早期形成的气藏现今能否保存下来。

4.1 物性决定储层能否成藏

由于鄂尔多斯盆地上古生界储层致密期早于成藏期，在区域构造非常平缓的背景下，浮力很难克服储层毛管阻力运聚成藏，在强的储层非均质性控制下，渗透率级差影响了天然气的富集程度[12]，相对高渗透储层天然气充注起始压力低，运移阻力小，气容易驱替水，气体优选进入渗透性好的储层。

鄂尔多斯盆地上古生界发育陆相浅水三角洲和曲流河，主河道是相对高渗透区，也是致密成藏的有利区。

4.2 保存条件决定现今气藏的有效性

盆地东南缘相对盆内来说，构造复杂，断裂发育，埋深浅，盖层封盖条件差，地层水活动强。因此，早期形成的有效储层，晚期容易遭受破坏，气体逸散。因此，保存条件决定了气藏现今能否保存下来。具体来说，盆缘致密气的勘探要选择压力梯度高、构造简单、地层水矿物度高的区域，这些区域保存条件好，有利于砂岩气的富集。

5 结论

鄂尔多斯盆地东南缘砂岩气成藏特征整体受控于整个盆地的地质背景,成藏特征相似，同时也具有其独特性，具体表现为：

1）沉积环境有利、生储盖组合良好，具备成藏的基本条件；

2）上古生界砂岩气甜点区与下部山西组煤层气富集高产区相重合；

3）随着埋藏深度的增加，气藏的含气性逐渐增强；

4）储层物性和保存条件是鄂东盆地东南缘砂岩气成藏的主控因素，前者决定了在相同充注强度下，储层能否被充注，成为有效储层，后者决定了早期形成的气藏现今能否保存下来。

[1]杨华，付金华，刘新社.鄂尔多斯盆地上古生界致密气成藏条件与勘探开发[J].石油勘探与开发，2012，39（3）：295-303.

[2]杨华，刘新社，杨勇.鄂尔多斯盆地致密气勘探开发形势与未来发展展望[J].中国工程科学，2012，14（6）：40-48.

[3]付金华，魏新善，黄道军.鄂尔多斯大型含煤盆地岩性气藏成藏规律与勘探技术[J].石油天然气学报，2005，27（1）：137-141.

[4]刘新社，周立发，侯云东.运用流体包裹体研究鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏[J].石油学报，2008，28（6）：37-42.

[5]李仲东，惠宽洋，李良，等.鄂尔多斯盆地上古生界天然气运移特征及成藏过程分析[J].矿物岩石，2008，28（3）：77-83.

[6]汪泽成，陈孟晋，王震，等.鄂尔多斯盆地上古生界克拉通坳陷盆地煤成气成藏机制[J].石油学报，2006，27（1）：8-12.

[7]赵靖舟，付金华，姚泾利，等.鄂尔多斯盆地准连续型致密砂岩大气田成藏模式[J].石油学报，2012，33（增刊1）：33-52.

[8]戴金星，钟宁宁，刘德汉，等.中国煤成大中型气田地质基础和主控因素[M].北京：石油工业出版社，2000.

[9]付金华，魏新善，任军峰.伊陕斜坡上古生界大面积岩性气藏分布与成因[J].石油勘探与开发，2008，35（6）：664-667，691.

[10]王明健，何登发，包洪平，等.鄂尔多斯盆地伊盟隆起上古生界天然气成藏条件[J].石油勘探与开发，2011，38（1）：30-39.

[11]刘新社，席胜利，付金华，等.鄂尔多斯盆地上古生界天然气生成[J].天然气工业，2000，20（6）：19-23.

[12]邹才能，陶士振，朱如凯，等.“连续性”气藏及其大气区形成机制与分布——以四川盆地上三叠统须家河组煤系大气区为例[J].石油勘探与开发，2009，36（3）：307-319.

（编辑：严骏）

Natural gas accumulation characteristics of Upper Paleozoic in southeastern margin of Ordos Basin

Hu Fanghao
(Jiangsu Natural Gas Limited Company,Nanjing,Jiangsu 210005,China)

∶On the basis of summarizing the previous reservoir characteristics of Upper Paleozoic in Ordos Basin,the specific accu⁃mulation characteristics of tight sandstone gas were summarized,and the main controlling factor of the accumulation was deter⁃mined.The results showed that:1)the southeastern margin of Ordos Basin has favorable sedimentary environment and good sourcereservoir-caprock association which provide the basic condition of accumulation;2)the sweet heart area of tight sandstone gas coin⁃cides with the enriched high yield area in lower Shanxi formation;3)the property and storage condition of the tight sandstone reser⁃voir are the main controlling factor of the accumulation.The former decides that whether the tight sandstone reservoir can be the ef⁃fective reservoir under the same inject strength,while the latter decides that whether the gas reservoir formed early can preserve un⁃til now.This research laies the foundation for the further whole natural gas exploration and development.

∶Ordos Basin,southeastern margin,accumulation characteristics,main controlling factor,natural gas

TE122

A

2015-4-20。

胡方皓（1977—），男，硕士，经济师，石油天然气行业的宏观管理。