鄂尔多斯盆地中东部马五段碳酸盐岩气藏富气主控因素----以陕200井区为例

徐 波，唐铁柱，李 辰

1.西安石油大学石油工程学院，西安 710065 2.长庆油田公司气田开发处，西安 710018



鄂尔多斯盆地中东部马五段碳酸盐岩气藏富气主控因素
----以陕200井区为例

徐 波1，唐铁柱2，李 辰1

1.西安石油大学石油工程学院，西安 710065 2.长庆油田公司气田开发处，西安 710018

靖边气田是中国最早发现的海相碳酸盐岩气藏之一，目前勘探范围仍在不断扩大。在回顾历年勘探和研究的基础上，以靖边气田陕200井区为例，总结和探讨了鄂尔多斯盆地中东部奥陶系碳酸盐岩储层富气的主控因素，以期为进一步勘探开发提供合理建议。研究表明：构造演变是靖边气田成藏的前提，决定了气田的分布范围和产气层位；沟槽的分布位置和切割深度对马五气藏的富集程度有着重要影响，鼻状构造不是主控因素。沉积环境是形成有利储层岩石类型的先决条件，潮间带云坪、潮上带膏云坪和含膏云坪微相是有利沉积微相。建设性的成岩作用是形成有利储集空间的重要保证，研究区多期溶蚀、白云化等建设性成岩作用对储层质量的改进较大，其中多期溶蚀作用是形成优质储集空间的主要成因。裂缝是天然气富集的重要因素，但裂缝发育程度因层位而不同。孔、洞、缝及沟槽的有效配置受构造、沉积、成岩作用的控制，每个层段的储集性能和天然气的富气程度不同。

碳酸盐岩；控制因素；构造演变；沉积环境；成岩作用；靖边气田

0 前言

鄂尔多斯盆地靖边气田是中国最早发现的海相碳酸盐岩气藏之一，主要含气层位是以白云岩为主夹蒸发岩的奥陶系马家沟组风化壳储层，目前的含气范围在不断扩大[1]。前人对靖边下古生界碳酸盐岩气田已经做了大量的研究工作[1-10]，在构造特征、沉积模式及沉积微相、岩石类型、气源、成岩作用、沟槽展布、微裂缝分布等各个方面取得了重要成果。笔者试图在总结历年勘探和研究的基础上，以陕200井区为例，深入探讨鄂尔多斯盆地中东部马五段碳酸盐岩气藏的富气主控因素，以期为气藏的进一步勘探开发提供合理建议。

1 研究区简况

奥陶系马家沟组马六段或马五段与上覆中石炭统本溪组的界线，也是奥陶系与石炭系的界线。下奥陶统沉积未期，鄂尔多斯地区随同华北陆缘海整体抬升，使盆地本部(由一级构造单元陕北斜坡构成)缺失奥陶系中上统、志留系、泥盆系及下石炭统；下奥陶统马家沟组也遭受了近1.5亿年的不同程度的风化、淋溶和剥蚀。受西高东低的古构造控制，总体而言，剥蚀强度从盆地西部向东逐渐减弱，但其剥蚀程度各地不等，致使奥陶系顶部风化壳呈现凹凸不平的古地貌特征[2-4]。

图1 鄂尔多斯盆地靖边气田陕200井区位置图Fig.1 Location map of Well Shaan 200 area in Jingbian gasfield, Ordos basin

Table 1 Stratum thickness of Ma 5 carbonate formation Shaan 200 well area, Jingbian gasfield

小层地层厚度/m平均层厚/m地层厚度/m平均层厚/m钻遇井数钻遇率/%马五110～9．45．70～26．813．72331．9马五210～9．16．14359．7马五310～7．24．15272．2马五410～7．95．25880．6马五120～8．23．40～12．27．56083．3马五220～6．84．96691．7马五130～11．15．211．5～28．622．27097．2马五234．0～12．68．872100．0马五334．6～12．48．3马五144．1～14．211．4--

2 古构造及古地貌对富气能力的控制作用

鄂尔多斯盆地奥陶系的构造演变控制着靖边气田的沉积、岩溶以及成藏过程[1，5-7]。奥陶系马五段含气面积受中央古隆起靖边古潜台的控制，以石炭系底部的泥岩、铝土岩及铝土质泥岩为马五气藏的区域性盖层，气藏底部被马五5厚层块状致密石灰岩遮挡，气藏侧向被古地貌沟槽充填物和沉积-成岩致密带封堵，这为大面积古地貌-岩性气藏的形成提供了条件。

2.1 古构造及古地貌

盆地的主生气期为侏罗纪--早白垩世，主聚集期为早--晚白垩世，即主要生烃成藏过程在中生代基本完成[9]。在早白垩世之前盆地西高东低的构造背景下，烃类自东向西运移，古构造面貌对油气充注入口、运移方向有决定性作用。本溪组地层尖灭线与马五1地层剥蚀线附近形成的地层不整合遮挡，自然成为烃类运聚的西部边界。发生于中侏罗世晚期至晚侏罗世的燕山运动主幕使盆地发生构造反转，在早白垩世至今东高西低的单斜构造条件下，天然气向东运移，到马五盐岩尖灭线(即岩性致密带及古沟槽)附近被遮挡[5]。靖边气田界于东部的马五盐岩尖灭线与西部的本溪组地层尖灭线之间，以地层圈闭和岩性圈闭为主，地层岩性的变化受控于盆地的地质构造演变，因此，构造反转决定了靖边气藏的分布范围。

根据研究区72口井的测井资料及分层数据，研究区在区域构造上位于西倾斜坡带上，各层段均保持东高西低的区域构造特征。研究区顶面构造的三维模拟图表明：1)各层段总体上保持东高西低构造特征，研究区西部为凹陷区，西南部为凹陷程度最大的区域并在构造反转前后具有继承性；2)在研究区局部区域发育3排鼻状隆起，鼻状隆起向NE方向翘起并开口；马五1--马4小层的隆起和凹陷区具有一定的继承性和相似性，表明其后的构造运动对其基本格局没有改变。

研究区27口试井气井的无阻流量变化范围为(1.441 2～40.324 8)×104m3/d，平均无阻流量12.252 7×104m3/d。1)在侵蚀沟槽附近且位于构造高部位的井的无阻流量远高于平均值，如G16-17(40.324 8×104m3/d)、G21-21(23.480 0×104m3/d)、G23-17(14.007 1×104m3/d)等；而同在构造高部位但离开侵蚀沟槽一定距离的井，其无阻流量却较低，如G22-20无阻流量为4.296 8×104m3/d、G22-21无阻流量为4.040 0×104m3/d。2)位于构造低部位的一些井，也仍然具有较高的无阻流量，如G26-16井(18.873 6×104m3/d)、G25-16井(12.659 4×104m3/d)等，分析表明：这些井位于有利沉积相带之中。因此，鼻状构造不具备圈闭和分隔气藏的能力，它不是马五气藏天然气富集的主要控制因素，但它对天然气的富集有一定的控制作用。在含气层存在的情况下，鼻状构造等正向构造部位有利于气井高产，是部署开发井的主要依据之一。

2.2 古沟槽

古沟槽是古台地地表经受强烈侵蚀、切割、溶蚀而形成的树枝状古水系低洼地带。在早白垩世之前，当时的古地形为西高东低，以米脂至绥德一带为汇水中心呈环带状分布，古水流总体由西向东流动，呈放射状向汇水中心排泄[9]。古沟槽体系中的主沟槽受断裂控制，沟槽发育区的上游方向因靠近水源补给区，故水流充足、地表地下径流活跃;在研究区古构造为平缓东倾的古地貌背景上，地表和地下水的排泄流动加剧了主沟槽发育和支毛沟槽的形成，同时促进了岩溶空间的发育，古沟槽的分布有利于天然气运聚及气藏圈闭的形成[10]。

a.马小层；b.马小层；c.马小层。图2 靖边气田陕200井区马五段沟槽展布Fig.2 Distributive configuration of ancient Valley in the Ma 5,Shaan 200 well area， Jingbian gas reservoir

3 沉积环境对富气能力的控制作用

3.1 沉积相及沉积微相

a. L2(马)，潮间带云坪微相。岩屑组分为泥微晶白云岩与粉晶白云岩，前者可见少许残余颗粒，富含泥质。b. S200(马)，潮上带膏云坪微相。球粒结构，球粒大小均一，重结晶后呈泥微晶结构，含大量板状石膏假晶。亮晶白云石胶结，胶结物呈等轴粒状自形、半自形结构。c. G25-16(马)，潮间带云坪微相。白云石为泥微晶结构，基质中含微粒管状和丝网状隐藻。d. G23-16(马)，潮上带含膏云坪微相。细粉晶白云岩，含大量孔径为2.0～4.0 mm的膏溶孔，膏溶孔中被细粉晶白云石呈半松散态半充填-全充填。e. L2(马)，潮间带云坪微相。蚀角砾状细粉晶白云岩，白云石呈泥-细粉晶结构。局部发育溶缝可见部分残余球粒和不规则絮凝斑块暗影以及簸选不良角砾结构。f. G27-17(马)，潮上带含膏云坪微相。细粉晶白云岩，含大量已灰化的石膏假晶，石膏假晶呈火柴棒状、板条状。g. S200(马)，染色片，潮间带云坪微相。细粉晶结构，白云石呈自形粒状。方解石大量交代白云石，充填晶间孔，交代石膏假晶等。h. G26-16(马)，潮间带云坪微相。水平纹层，泥微晶结构，部分自形细粉晶白云石沿层面分布。基质中富含隐藻以及隐藻类形成的絮凝状颗粒。图3 靖边气田陕200井区马五段岩石铸体薄片Fig.3 Cast thin section of Ma 5 carbonare rock in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

鄂尔多斯盆地马家沟五期是一次振荡性的海退，盆内水体普遍变浅，马家沟组上部马五段整体为海退型潮坪沉积环境[16-18]。对陕200井区18口井共计130余张的岩心铸体薄片做了鉴定分析，并辅以取心井岩心记录资料和测井岩性解释资料，建立了研究区马五段的沉积相特征。研究区马五段的潮坪沉积环境分为2个亚相5个微相(图3)：1)潮上带亚相包括膏云坪、含膏云坪微相；2)潮间带亚相主要发育云坪微相，发育极少量潮间滩和泥云坪微相。

表2 靖边气田陕200井区马五段主体沉积微相

Table 2 Main microfacies of Ma 5 carbonare formation in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

层位马五14马五22马五12马五41马五31马五21马五11主体微相含膏云坪含膏云坪、膏云坪含膏云坪、云坪含膏云坪含膏云坪、云坪含膏云坪云坪、含膏云坪

3.2 产气层位与沉积微相

研究区27口试井气井的平均无阻流量为12.252 7×104m3/d，但无阻流量的非均质性较强，变化范围为(1.441 2～40.324 8)×104m3/d。前面已讨论，鼻状构造不是靖边气田天然气富集的主要因素，因此，需要研究沉积微相与无阻流量之间的内在联系。

根据岩石铸体薄片分析结果，并结合已编制的沉积微相平面展布图，对27口井的试气层位所发育的沉积微相进行了统计(表3)，结果表明：陕200井区7个试气层段均以潮上带含膏云坪及膏云坪、潮间带云坪微相为主，即上述沉积微相是研究区富气的有利微相，沉积环境控制着靖边气田富气有利区域的宏观展布[16， 19]。

表3 靖边气田陕200井区马五段产气层位与沉积微相对应关系

Table 3 Corresponding relationship between gas layer and it’s microfacies of Ma 5 carbonare formation in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

井号无阻流量/(万m3/d)试气层位马五11马五21马五31马五41马五12马五22马五14S693．84含膏云坪微相含膏云坪⁃云坪微相G22⁃204．2968含膏云坪微相含膏云坪微相含膏云坪⁃云坪微相G22⁃214．04含膏云坪微相云坪微相G22⁃236．295云坪微相含膏云坪微相含膏云坪微相G23⁃156．928膏云坪微相膏云坪微相G23⁃168．6906云坪微相膏云坪微相G23⁃1714．0071含膏云坪微相云坪微相G23⁃183．4637含膏云坪微相云坪微相G24⁃165．7028云坪⁃含膏云坪微相含膏云坪微相云坪微相含膏云坪微相G24⁃179．26含膏云坪微相膏云坪微相含膏云坪微相G25⁃159．6495含膏云坪微相含膏云坪微相云坪微相膏云坪微相G25⁃15A3．3287云坪微相云坪微相G25⁃1612．6594云坪微相含膏云坪微相云坪微相含膏云坪微相G25⁃174．4528云坪微相含膏云坪微相云坪微相膏云坪微相G26⁃1618．8736云坪微相云坪⁃含膏云坪微相云坪微相含膏云坪微相G28⁃165．6422含膏云坪微相膏云坪微相L221．938云坪微相含膏云坪⁃云坪微相膏云坪微相S2004．7云坪微相含膏云坪微相S2123．48云坪微相云坪微相膏云坪微相含膏云坪微相S738．51云坪微相含膏云坪微相含膏云坪微相膏云坪微相含膏云坪微相G16⁃1740．3248膏云坪微相含膏云坪微相含膏云坪微相G16⁃209．04云坪微相G17⁃1831．7181膏云坪微相含膏云坪微相含膏云坪微相G21⁃2125．4659含膏云坪微相含膏云坪微相云坪⁃含膏云坪微相G21⁃231．4412含膏云坪微相S46．1438云坪⁃含膏云坪微相云坪⁃含膏云坪微相云坪微相云坪微相Y36．93云坪⁃含膏云坪微相云坪⁃含膏云坪微相

岩石薄片分析结果表明：研究层段白云岩十分发育，白云岩构成了地层的主体(薄片中白云石矿物平均体积分数为86%)，方解石和其他矿物所占比例很低(各占7%)。研究区白云岩主要类型为泥晶白云岩、粉晶白云岩和泥晶藻云岩等，另外，在潮间带岩石中富含蓝绿藻类，纹层状、似球状构造及鸟眼、干裂、石膏假晶等蒸发环境的标志极为普遍，表明其为一组典型的蒸发潮坪沉积。沉积微相不同，故岩石成分不同，但潮间云坪、潮上含膏云坪及膏云坪等不同沉积微环境中都可以形成能储集工业气流的有利储层，这表明沉积环境是形成有利储层岩石类型的先决条件。

4 成岩作用对富气能力的控制作用

沉积环境和沉积相虽然对储层形成起着重要的决定作用，然而，决定储层最终孔隙面貌的却是各种成岩过程及成岩作用[20]。碳酸盐岩的成因比较复杂，因脆性强、化学性质较活泼等，在成岩演化过程中容易受不同类型的成岩作用改造。碳酸盐岩储集空间的分布规律在很大程度上受成岩作用控制，不同的成岩环境可形成明显不同的成岩作用组合特征和储集空间类型[21]。

研究区的建设性成岩作用，如溶蚀作用、白云石化作用、部分重结晶作用，有利于孔隙的保存、改善和增加等。多期云化与古岩溶作用对风化壳孔隙的发育尤为重要，白云岩化不仅形成岩石的基块孔隙，而且为后期岩溶叠加与促成次生溶蚀孔隙的发育创造了先决条件[22-23]。多期溶蚀是鄂尔多斯地区奥陶系古岩溶的基本特点，大规模的溶蚀作用形成了大量的溶蚀孔、洞、缝，其成因主要与马五段早表生期的间歇性暴露有关。在研究区平均体积分数为7%的其他矿物中，石膏结核和石膏晶体占有的数量最多，并且这两类矿物广泛分布在潮间带云坪、潮上带含膏云坪及膏云坪微相中，它们是溶蚀孔洞的“奠基者”[16]。大规模的溶蚀作用发生在加里东末期表生成岩阶段。在近地表温压条件下，与石膏或硬石膏伴生的白云岩将更易溶蚀[24]。在成岩作用过程中，含石膏斑晶的白云岩遭受淡水淋滤，其中所含石膏斑晶溶解，后被充填，从而形成的具有典型溶孔构造的溶孔白云岩，按其大小可分为小于2 mm的溶孔和大于2 mm的溶洞，主要有膏、盐晶铸模孔、粒间溶孔、晶间溶孔等[25]。

表4 靖边气田陕200井区马五段小层含气饱和度

Table 4 Gas saturation of Ma5 carbonare formation in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

马五21马五31马五41马五12马五22马五14含气饱和度/%62．08～88．3556．1～92．1865．7～88．7762．18～79．559．01～90．8453．7～83．59平均含气饱76．2478．7979．6572．0275．1771．39和度/%78．2073．6071．39

研究区的破坏性成岩作用，如压实、压溶、胶结、硅化、高岭石化和膏化等作用，不利于孔隙的保存和增加。其中，压实和压溶作用对储层具有较大的负面影响，颗粒碎屑因压实而变形，进而产生各种变形构造。胶结作用对于储层的破坏仅次于压实作用，导致岩石致密化、孔隙空间大量减少，主要表现为晶间孔、粒间孔、粒内孔、砾石间孔中白云石和方解石的沉淀，也有少量自生黏土、硅质、黄铁矿和硫酸盐的沉淀。

5 储集空间

a. S258井(马)，晶间孔及晶间溶孔，孔径50～200 μm。b. G24-21井(马)岩心，溶缝和溶孔，溶孔孔径1～3 mm。多个孤立溶孔常被溶蚀沟通，形成串联型溶孔或小溶沟c. S69井(马)岩心，溶洞，平均洞径25 mm。d. Y3井3 053.26 m(马)，阴极发光。晶间溶孔。黑色部分为孔隙(不发光)，显微镜下清楚的显示出孔隙轮廓。细粉晶白云岩。e. S7井(马)，水平溶缝和晶间孔，缝宽0.02～0.2 mm，局部形成网状裂缝并沟通晶间孔。f. G24-17井(马)，膏溶孔。孔径2.0～3.5 mm，膏溶孔中主要被白云石以松散状充填，充填程度80%左右，尚存大量有效孔隙，并有微裂隙连通。图4 靖边气田陕200井区马五段储集空间类型Fig.4 Types of reservoir space of Ma 5 carbonare formation in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

表5 靖边气田陕200井区马五段储集空间的总面孔率(薄片分析结果)

Table 5 Surface porosity(thin section analysis results) of Ma 5 carbonare formation in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

层位粒间孔/%粒内孔/%晶间孔/%溶蚀孔洞/%微裂缝/%总面孔率/%微裂缝密度/(条/cm)马五11．171．002．283．050．497．9912．84马五20．301．002．002．230．395．928．95马五140．503．100．454．0517．17

裂缝形成与发育的控制因素可以概括为岩性、岩层厚度、断裂作用、构造应力场特征、局部构造、地层负荷变化与岩溶作用等方面[26]。马五段发育呈正交分布的近南北向和近东西向两大组系裂缝，近南北向的裂缝为裂缝发育的主体[27]。

6 结论与认识

1)构造演变是靖边气田成藏的前提。构造演变不但控制着烃类物质的生成，而且控制着烃类物质的运聚位置，使得靖边气田主要分布在东部的马五段碳酸盐岩尖灭线和西部的本溪组地层尖灭线之间，并形成大面积的古地貌-岩性气藏。沟槽的分布位置和切割深度对马五气藏的富集程度有着重要影响，鼻状构造不是主控因素。

3)建设性的成岩作用是形成有利储集空间的重要保证。研究区的破坏性成岩作用中压实、压溶作用和胶结作用对于储层质量的破坏较大，导致岩石致密化、孔隙空间大量减少。而研究区多期溶蚀、白云化等建设性成岩作用对储层质量的改进较大，其中多期溶蚀作用是形成本区优质储集空间的主要成因。

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Main Controlling Factors of Natural Gas Accumulation in Carbonate in Fifth Member of Ordovician Majiagou Formation, Mid-Eastern Ordos Basin: Take Well Shaan 200 Area as a Study Example

Xu Bo1， Tang Tiezhu2， Li Chen1

1.CollegeofPetroleumEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an710065,China2.DepartmentofGasfiledDevelopment,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an710018,China

Jingbian gas field is one of the earliest marine carbonate gas reservoirs discovered in China， and its exploration area has been enlarging. Taking Well Shan 200 and its surrounding area as a study example, we discuss the main controlling factors of natural gas accumulation in Ordovician carbonate reservoir in the mid-eastern Ordos basin, and summarize the results as below: 1)The tectonic evolution of Jingbian gas field is the premise of gas accumulation. It determines the gas-field distribution range and the gas production layer. The location and cutting depth of the ancient valleys have a significant impact on the enrichment degree of Ma 5 gas reservoir. The nose structure is not the main controlling factor. 2)The sedimentary environment is a prerequisite for the formation of favorable reservoir rock. The favorable sedimentary microfacies are intertidal dolomite flat， supratidal dolomite flats, and gypsum-dolomite flats. 3)The constructive diagenesis with corrosion and dolomitization can improve reservoir quality; and multiple-phase corrosion diagenesis plays a role even more important. 4)Fracture is the important factor for natural gas enrichment， but the fracture development degree varies significantly from layer to layer. The efficient allocation of pore, cave, fracture, and ancient valley is controlled by tectonic structure，sedimentary, and diagenesis; therefore, the reservoir quality and gas enrichment of each gas layer segment are quite different.

carbonate; controlling factors; tectonic evolution; sedimentary environment; diagenesis; Jingbian gasfield

10.13278/j.cnki.jjuese.201505104.

2014-12-11

国家自然科学基金项目(51074125)；陕西省教育厅省级重点实验室科研计划项目(11JS048)

徐波(1968--)，男，副教授，博士，主要从事油气田地质与开发方面的教学与科研工作，E-mail:xsyuxb@126.com。

10.13278/j.cnki.jjuese.201505104

P618.13

A

徐波，唐铁柱，李辰. 鄂尔多斯盆地中东部马五段碳酸盐岩气藏富气主控因素:以陕200井区为例.吉林大学学报:地球科学版,2015,45(5):1299-1309.

Xu Bo， Tang Tiezhu， Li Chen. Main Controlling Factors of Natural Gas Accumulation in Carbonate in Fifth Member of Ordovician Majiagou Formation, Mid-Eastern Ordos Basin: Take Well Shaan 200 Area as a Study Example.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2015,45(5):1299-1309.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201505104.