鄂尔多斯盆地西北部奥陶系气源及其成藏规律

赵靖舟,王大兴,孙六一,包洪平,肖 晖,吴伟涛,陈永波

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065； 2.西安石油大学 陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065； 3.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710029)

鄂尔多斯盆地西北部奥陶系气源及其成藏规律

赵靖舟1，2,王大兴3,孙六一3,包洪平3,肖 晖1,吴伟涛1,陈永波1

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065； 2.西安石油大学 陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065； 3.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710029)

为了分析鄂尔多斯盆地西北部奥陶系已发现气藏的气源，探讨该区奥陶系天然气藏的分布规律，综合利用地球化学实验分析与石油地质综合研究，对研究区天然气组分进行了分析。研究表明，研究区奥陶系天然气干燥系数在0.958～0.986。气源分析认为，奥陶系天然气主要为来自石炭系-二叠系煤系烃源岩生成的煤成气，但不排除有奥陶系海相气源的少量混入。奥陶系烃源岩分析结果亦支持这一结论。研究区奥陶系泥岩和碳酸盐岩的有机质丰度普遍不高。其中，泥岩有机碳含量以乌拉力克组为最高，平均为0.54%;其次是克里摩里组泥岩,平均0.52%;拉什仲组泥岩最低,平均为0.43%；灰岩有机碳含量3个组的平均值分别为0.35%，0.31%和0.25%。综合分析表明，鄂尔多斯盆地西北部奥陶系天然气藏的形成和分布主要受构造、储层、盖层、优质烃源岩及天然气运移通道5大因素控制，天然气主要富集在以下5要素的耦合处：斜坡高部位、溶蚀缝洞储层发育带、乌拉力克组-拉什仲组盖层分布区、优质烃源岩有利区及上古生界天然气“倒灌”运移通道发育区。

烃源岩；气藏形成；地球化学；奥陶系；天然气；鄂尔多斯盆地

研究区位于鄂尔多斯盆地天环坳陷的北部，西侧到达西缘逆冲带，东至定边—鄂托克旗一线，北部与伊盟隆起相接，面积约6×104km2(图1)。该区奥陶系钻揭地层包括下奥陶统三道坎组(O1s)、中奥陶统桌子山组(O2zh)、克里摩里组(O2k)和上奥陶统乌拉力克组(O3w)、拉什仲组(O3l)。其中桌子山组为厚层状灰质白云岩和白云质灰岩；克里摩里组以深灰色-灰色泥晶灰岩夹薄层白云岩、黑色页岩、泥灰岩为主，夹有角砾灰岩、浊积岩等；乌拉力克组主要为黑色泥岩，灰黑色、灰绿色含硅质页岩、泥质云岩夹泥晶灰岩；拉什仲组主要为泥灰岩和页岩，含生物碎屑，产笔石。

鄂尔多斯盆地自1989年发现靖边气田以来，奥陶系的勘探工作和地质研究主要集中在位于盆地中部的靖边气田及其周围地区，对于盆地西部奥陶系的研究也多集中在构造、储层、烃源岩等方面，天然气气源特别是成藏方面的研究则很少。而且，靖边气田自发现起，其气源问题一直存在争议。进入本世纪以来，随着天然气地球化学资料和奥陶系烃源岩资料的日益丰富，对靖边气田奥陶系气藏气源问题的探讨不断深化。根据奥陶系天然气地球化学特征和气源对比分析，目前多数研究者认为，靖边气田为煤成气与油型气的混源气，以煤成气为主，气源主要来自上古生界煤系地层[1-8]。但也有少数研究者认为该气田天然气主要为油型气，混有少量煤成气，气源主要为奥陶系海相烃源岩[9-11]。还有研究者认为，靖边气田奥陶系天然气的混源比例因不同地区乃至不同井区而异。如程付启等[12]在确认靖边气田奥陶系天然气为混源气的同时，指出其不同井区煤成气与油型气的混合比例差异很大，反映成藏比较复杂。Li Xianqing等[13]同样肯定靖边气田奥陶系风化壳气藏为混源气，但认为其中的煤成气主要产自气田东部地区，而油型气可能主要产于气田的北、西、南部地区。另有部分研究者从烃源岩和成藏研究的角度，得出靖边气田奥陶系天然气主要为奥陶系烃源岩生成的结论[14-15]。这种认识的依据是，鄂尔多斯盆地中东部地区奥陶系烃源岩不发育[16],而西部和南部盆缘地区中-上奥陶统平凉组—背锅山组发育有效乃至优质烃源岩[14，17-22]，另外盆地中央古隆起及其附近发现有奥陶系古油藏的存在[15，22-23]，由此认为靖边气田奥陶系天然气是来自盆地西部和南部奥陶系烃源岩生成的天然气或者/以及来自中央古隆起区古油藏形成的天然气，向东侧大规模运移形成的。近年来，又提出盆地中东部奥陶系马家沟组盐下(主要是马五段、马三段)发育有效烃源岩[21-22]，暗示其对靖边气田奥陶系气藏形成具有一定乃至重要贡献。但杨华等[6]、姚泾利等[24]认为，马家沟组盐下烃源岩单层厚度小(一般小于1 m)、有机质丰度低，与上古生界煤系烃源岩相比较，奥陶系海相烃源岩对成藏的贡献应当非常有限。可见，盆地中东部地区奥陶系马家沟组盐下是否发育足以形成较大规模天然气聚集的烃源岩仍不确定。在此情况下，盆地西部和南部奥陶系烃源岩的发育情况不仅对该地区天然气藏形成具有重要意义，而且对于分析盆地内部奥陶系天然气藏的形成也具有重要意义。

图1 鄂尔多斯盆地研究区位置示意图

近年来，鄂尔多斯盆地西北部奥陶系勘探取得了新突破，在天环坳陷北部钻探的余探1井、余探2井两口井获得日产天然气超过1×104m3，还有多口井获得低产气流或油气显示。发现的产气层位主要为克里摩里组，除此外个别井在拉什仲组、乌拉力克组、桌子山组也有产气发现。本文拟根据新获得的勘探资料和地质地球化学资料就研究区奥陶系的气源以及气藏的形成和富集规律加以探讨。

1 奥陶系气源

1.1 天然气组分特征对比

鄂尔多斯盆地西北部奥陶系天然气以烃类气体为主，占87.02%～98.94%，非烃气含量仅占1.058%～12.979%。非烃气的主要成分为CO2,H2和N2，几乎不含H2S(表1)。重烃组分C2—C4占1.363%～1.962%，干燥系数在0.948～0.986，全为干气。而同区上古生界天然气组分中几乎全部为烃类气体，占97.46%～99.75%，非烃气含量极少，仅占0.245%～4.863%；烃类气体组分中甲烷占90.41%～97.44%，重烃气占2.068%～8.698%，干燥系数在0.913～0.979，反映上古生界天然气湿气和干气均有。可以看出，研究区奥陶系较上古生界天然气组分总体偏干。

表1 鄂尔多斯盆地西北部奥陶系天然气组分特征

注：O3w为上奥陶统乌拉力克组；O2k为中奥陶统克里摩里组；O2zh为中奥陶统桌子山组。

1.2 碳同位素特征对比

从鄂尔多斯盆地西北部天然气碳同位素分布(表2)可知，无论是上古生界还是奥陶系，绝大多数天然气样品都呈现出δ13C1<δ13C2<δ13C3的正序碳同位素分布特征(图2)，反映主体为单源单期原生气的特征。而且，大部分样品δ13C1>-35‰，δ13C2>-28‰。按照戴金星[25]提出的判别标准(δ13C2<-28.5‰为油型气，δ13C2>-28‰为煤成气，δ13C2处于两者之间为混合气)，盆地西北部上古生界和奥陶系绝大部分天然气主要都属于裂解型煤成气。应用最新修订的δ13C1-δ13C2-δ13C3判别图版[26]进行判别，同样能得出气源为煤成气的结论(图3)。只有少数样品，如鄂16井(中二叠统下石盒子组P2x)、鄂32井(P1t)、苏360井(O2k)鄂29井(O2zh)出现乙烷、丙烷碳同位素倒转的情况，即δ13C2>δ13C3，反映可能为同源不同期天然气混合的结果。

另外，还有两口井3个天然气样品比较特殊，即色1井(中二叠统上石盒子组P2s)和余探1井(O2k，O3w)气样。其中色1井石盒子组天然气甲烷碳同位素很重，δ13C1为-32.9‰，属于煤成气；而其δ13C2很轻，为-30.5‰，按照乙烷判别标准[25]判定，属于油型气。由此判断，该天然气可能属于煤成气与油型气的混合气。

余探1井2个奥陶系气样的甲烷δ13C1分别为-39.11‰和-38.92‰(PDB标准，下同)，明显比盆地西北部其它样品偏轻，与盆地东北部子洲气田龙探1井奥陶系盐下天然气甲烷碳同位素(δ13C1=-39.26‰)相当。但其乙烷δ13C2分别为-27.26‰和-27.17‰，丙烷δ13C3为-25‰，重烃碳同位素相对甲烷明显偏重。由于余探1井及盆地西北部古生界天然气的烷烃气系列碳同位素均呈正常序列，不存在靖边气田那种甲烷、乙烷之间的碳同位素倒转现象，且其δ13C2>-28‰，因此包括余探1井奥陶系在内的盆地西北部天然气主要都属于单源单期的原生天然气，据乙烷碳同位素可以判定为煤成气。至于余探1井等甲烷碳同位素明显偏轻的现象，本文分析认为主要可能与运移分馏作用有关，但也不排除奥陶系气源贡献的可能(见后文讨论)。

表2 鄂尔多斯盆地西北部古生界天然气碳同位素特征

注：O3w为上奥陶统乌拉力克组；O2k为中奥陶统克里摩里组；O2zh为中奥陶统桌子山组；P2x8为中二叠统下石盒子组八段；P1s1为下二叠统山西组一段；P1t为下二叠统太原组。

1.3 奥陶系烃源岩评价

目前，国内外特别是国内对高成熟海相碳酸盐岩烃源岩的评价标准认识分歧较大，提出的有效烃源岩总有机碳含量(TOC)下限0.1%～0.5%不等。金之钧和王清晨[27]提出海相烃源岩TOC生烃下限为0.5%。最近，郭彦如等[22]对世界54个以碳酸盐岩为烃源岩的大油气田的源岩总有机碳统计表明，96%的油气田的烃源岩平均TOC大于0.5%，仅有两个油气田的烃源岩TOC小于0.5%，最低值为0.28%，说明把0.5%作为形成大油气田的海相烃源岩TOC一般性下限是合理的。本文据此对研究区奥陶系烃源岩进行评价。

图2 鄂尔多斯盆地西北部上古生界和奥陶系天然气碳同位素分布对比

图3 鄂尔多斯盆地西北部古生界天然气成因δ13C1-δ13C2-δ13C3鉴别图版

研究区奥陶系烃源岩包括碳酸盐岩和泥岩两类，主要分布于中统克里摩里组与上统乌拉力克组和拉什仲组。克里摩里组烃源岩主要为灰岩，夹少量泥岩，发育条件一般。乌拉力克组以大量出现灰黑色泥页岩、灰泥岩为主要特征，是下古生界主要的烃源岩发育层段。拉什仲组碳酸盐岩和泥岩烃源岩均占一定比例。

根据对研究区奥陶系烃源岩样品实测结果统计分析(图4)，乌拉力克组烃源岩有机质丰度最高，有机碳平均值为0.49%，大于0.3%的样品约占55%，大于0.5%的样品数超过40%；其次是克里摩里组，平均为0.46%，超过0.3%的占到53%，大于0.5%的接近30%；拉什仲组最低，平均为0.39%，小于0.3%的占到43.8%，小于0.5%的大约接近80%。

对灰岩和泥岩实测结果分别进行统计，拉什仲组灰岩有机质丰度以TOC小于0.3%为主，占该组测试灰岩样品数的64.3%；其次是TOC为0.3%～0.5%，占28.6%；TOC大于0.5%的仅占7.1%；TOC平均为0.25%。乌拉力克组灰岩也以TOC小于0.3%为主，占60%；其次是TOC为0.5%～1.0%，占28%；平均为0.35%。克里摩里组灰岩同样以TOC小于0.3%为主，占60%；其次是TOC为0.5%～1.0%和TOC大于1.0%，分别占18.5%和11.1%；TOC平均为0.31%；而拉什仲组泥岩TOC以0.3%～0.5%为主，小于0.5%的占67.2%，平均为0.43%。乌拉力克组泥岩TOC以0.3%～1%为主，小于0.5%的占65.3%，平均为0.54%。克里摩里组泥岩TOC以0.3%～0.5%为主，小于0.5%的占70%，平均为0.52%。

图4 鄂尔多斯盆地西北部奥陶系灰岩和泥岩烃源岩TOC含量分布直方图

可见，研究区烃源岩无论是灰岩还是泥岩，其TOC均以乌拉力克组为最高，其次为克里摩里组，拉什仲组最低。亦即，区内奥陶系烃源岩主要分布在克里摩里组与乌拉力克组。而且，泥岩的有机碳含量明显高于泥灰岩的有机碳含量。其中乌拉力克组和克里摩里组泥岩和灰岩均有约30%的烃源岩样品TOC达0.5%以上，说明其对奥陶系气藏的形成有可能产生一定贡献。但总的来看，研究区奥陶系烃源岩的有机碳含量并不高，反映其对奥陶系天然气藏形成的贡献比较有限。前述气源对比表明研究区气藏主要为来自上古生界煤系烃源岩的煤成气，也从另一个侧面说明奥陶系烃源岩对气藏的形成可能贡献不大。

2 天然气成藏主控因素与富集规律

综合分析表明，研究区奥陶系天然气藏的形成和分布主要受构造、储层、盖层、烃源岩及天然气运移通道5大因素控制，天然气主要富集在以下5要素的耦合处：斜坡高部位、溶蚀缝洞储层发育带、乌拉力克组-拉什仲组盖层分布区、烃源岩有利区及天然气“倒灌”运移通道发育区。

2.1 斜坡高部位

由鄂尔多斯盆地西北部奥陶系克里摩里组顶面现今构造图可以看出(图5)，研究区克里摩里组顶面现今构造表现为“中间凸起、南北两侧凹陷”的构造格局。中部鄂31井—李华1井为相对高的台地，由此向南北两侧逐渐过渡为凹陷，形成马鞍状构造格局。而在此台地东西方向上，克里摩里组又表现为西厚东薄，向东逐渐超覆尖灭。

图5 鄂尔多斯盆地西北部奥陶系气-水分布平面图

由构造演化分析以及奥陶系分布情况可知，上述构造面貌在奥陶纪末即已形成，现今构造面貌为奥陶纪末古构造的继承，只是在盆地西缘受到后期较强烈的改造。

研究区奥陶系已发现的8口出气井全部位于斜坡高部位(图5)。其中日产1×104m3以上的3口井(余探1、余探2、天1井)均位于古今斜坡的中部以上较高部位。

相反，构造最高部位和斜坡低部位至凹陷中心部位均不利于成藏。如研究区马鞍形构造的中部台地区是除西缘外构造最高的部位，迄今尚未有一口井日产1 000 m3以上的气。鄂19井虽然见有气显示，但试气仅日产52 m3。成藏条件最差的是凹陷中心附近的构造低部位，其目前所钻的探井无一见有气产出，而几乎全部产水。如靠近南部凹陷中心的李4井、余3井、鄂29井和北部凹陷中心附近的棋探1井、鄂26井，试气结果均只产水，日产水量48～315 m3不等。其中棋探1井日产水315 m3，为北部凹陷之最；李4井日产水240 m3，为南部凹陷之最。

研究区奥陶系天然气之所以主要聚集在斜坡高部位，是由于一方面该部位靠近气源，另一方面是由于斜坡高部位岩溶储层相对比较发育，另外其保存条件也往往较好。

前面气源对比分析表明，研究区奥陶系气藏的气源主要为上古生界煤系烃源岩，其生成的天然气只能通过“倒灌”方式向其下伏的奥陶系运移和充注，运移的动力为上古生界烃源岩在晚侏罗世—早白垩世时期大量生烃所产生的异常高压。那么，随着运移深度的增加，运移的动力将逐渐减弱，直到运移到一定的构造低部位时，运移的动力将不足以将构造低部位储层中的水所驱替，从而形成构造低部位富水、斜坡高部位富气的气水分布格局。而且，斜坡高部位比低部位更有利于碳酸盐岩储层的淋滤和溶蚀；而低部位由于是地层水流动的滞流区，因而不仅古岩溶作用变弱，而且是斜坡上部溶蚀物质向下搬运沉淀的场所，故其储层条件一般较差，从而不利于天然气的富集。

2.2 岩溶缝洞储层发育带

截止2013年底，研究区共有8口井产气，14口井产水。产气井分别为苏357井、苏360井、鄂19井、李2井、余探1井、余探2井、天1和鄂29井。产气井中，除鄂29井为桌子山组产气(试气获日产量为1 592 m3)外，其余7口井均是克里摩里组产气，占到气层总井数的87.5%；且8口产气井中，只有天1井、余探1井、余探2井三口井日产气超过1×104m3，其产气层位均为克里摩里组。而拉什仲组和乌拉力克组分别仅在余探2井、余探1井发现气层，且日产气量较小，分别为298 m3和2 605 m3。可见，克里摩里组为研究区的主要产气层位，而拉什仲组、乌拉力克组和桌子山组仅在个别井获得天然气流。

克里摩里组之所以成为研究区奥陶系的主要含气层位，与其岩溶储层发育有关。奥陶纪克里摩里期，在盆地西北部发育近南北展布的台缘斜坡相带，岩性主要为石灰岩。晚加里东运动时期，盆地中央古隆起处于继承性隆升状态，奥陶系抬升遭受风化剥蚀以及淋滤溶蚀作用。其中西侧斜坡相带的石灰岩地层具有相对较高的溶解速度，加之大气降水的垂向渗入和地下径流作用，导致在奥陶系形成区域型顺层溶蚀和局部性溶蚀两种主要岩溶作用。

位于研究区中部凸起的克里摩里组剥蚀区，直接接受大气水的淋滤、溶解和沉淀等作用，形成风化壳储层。而在其南北两侧沉积的奥陶系乌拉力克组、拉什仲组泥灰岩、泥页岩等难溶岩类地层，阻挡了克里摩里组的垂向溶蚀，而只能沿着其地层展布方向进行顺层岩溶，形成由东部到西北部、中部到南部和北部顺层展布的溶蚀孔洞系统。

显然，与局部性缝洞体系相比，这种顺层分布的区域性溶蚀孔洞发育带是最有利的天然气运移通道和成藏区带，可形成大中型气藏。表现在其储层物性相对较好，如克里摩里组储层的平均孔隙度和平均渗透率分别为1.86%和1.78×10-3μm2；而拉什仲组储层的平均孔隙度为1.2%，平均渗透率为0.43×10-3μm2；乌拉力克组平均孔隙度为1.0%，平均渗透率为0.16×10-3μm2。

由于上述原因，在研究区奥陶系各层位中，克里摩里组成为含气最普遍的层位，也是迄今唯一产出工业气流的层位。

2.3 乌拉力克组-拉什仲组盖层分布区

研究区邻近鄂尔多斯盆地西缘前陆褶皱冲断带构造活动相对比较强烈，特别是在晚侏罗世—早白垩世奥陶系气藏形成后，盆地西缘强烈的构造挤压对气藏的形成和调整均具有重要影响。因此，良好的保存条件特别是相对稳定的构造位置(斜坡区)和高质量的盖层是西北部奥陶系气藏形成与富集不可缺少的条件之一。

研究发现，本区奥陶系主力气层克里摩里组上覆直接盖层存在两种情况：一是奥陶系乌拉力克组-拉什仲组致密灰岩和泥岩，以乌拉力克组盖层条件为最优；另一种则是石炭系-二叠系(图6)。其中乌拉力克组-拉什仲组致密灰岩和泥岩的封盖条件相对较好，而石炭系-二叠系直接盖层在本区封盖条件相对较差。因此，已发现的产气井几乎全部位于乌拉力克组-拉什仲组盖层分布区，包括日产过1×104m3的余探1井、余探2井和天1井以及日产超过5 000 m3的苏357井。

相反，在乌拉力克组-拉什仲组缺失区，克里摩里组由于暴露古地表，且与上古生界烃源岩直接接触，理应既具有良好的储集条件，又具有“近水楼台先得月”的优越气源供给条件，但实际上却成藏较差。在克里摩里组暴露区(奥陶系顶面)共钻遇的27口井中，仅在李2井(1 149 m3/d)、鄂19井(52 m3/d)和苏360井(1 575 m3/d)获得低产气流。对克里摩里组气层和水层的孔隙度和渗透率分析表明(表3)，克里摩里组古暴露区的鄂7井、苏259井、苏361井和苏365井的储层物性实际上比古埋藏区的余探1井和余探2井克里摩里组气藏的储层还要好，后两者的孔隙度和渗透率分别仅为3.83%，0.95%和0.05×10-3，0.04×10-3μm2。这说明，造成克里摩里组暴露区成藏差的原因不是储层条件，而主要是盖层条件差，缺失乌拉力克组-拉什仲组优质盖层。事实上，克里摩里组的古暴露区恰恰正是上古生界烃源岩生成的天然气向奥陶系的供烃区或“供烃窗口”。而与之相邻的乌拉力克组-拉什仲组优质盖层发育区应是研究区天然气藏形成和富集的有利地区。

另外，乌拉力克组-拉什仲组也是自身气藏的良好盖层。如余探1井乌拉力克组气藏和余探2井拉什仲组气藏。这也是这两个层位能够形成气藏的重要因素之一。

图6 鄂尔多斯盆地西北部南北向奥陶系天然气运移剖面

井名井段/m孔隙度/%渗透率/(10-3μm2)试气成果余探23994.5～3998.93.830.05气层余探14049.0～4056.00.950.04气层鄂74017.4～4132.54.090.12水层苏3594085.7～4089.67.690.18水层苏3613836.0～3844.01.810.49水层苏3654036.0～4039.80.552.16水层

2.4 上古生界烃源岩有利区与“倒灌”运移通道发育区

烃源岩评价表明，研究区发育石炭系-二叠系海陆过渡相煤系烃源岩与奥陶系海相碳酸盐岩和泥质岩两套烃源岩，以上古生界煤系烃源岩为最优。石炭系-二叠系煤系烃源岩在研究区的煤层厚度分布在4～12 m，暗色泥岩厚度介于70～90 m，生烃强度范围为(10～20)×108m3/km2[28]。而盆地西北部中、上奥陶统乌拉力克组和拉什仲组海相烃源岩的厚度分布在60～300 m，有机碳含量在0.3%～0.6%，生烃强度主要分布在(8～16)×108m3/km2。

气源对比结果证实，研究区奥陶系气藏的气源主要均为上古生界煤系烃源岩。因此，气藏的形成主要是来自上古生界烃源岩的天然气以“倒灌”的方式向奥陶系储层充注的结果。“倒灌”运移的一个直接证据就是天然气甲烷碳同位素值的变化。由图6可以看出，由鄂19井向南到构造低部位的余探2和余探1井，随着距离的增大，甲烷碳同位素明显呈变轻之势，其主要产气层克里摩里组天然气甲烷的碳同位素值分别为-34.64‰，-35.06‰和-38.92.‰，反映可能与运移分馏作用有关。当然，余探1井天然气甲烷碳同位素的明显变轻也不排除奥陶系气源存在少量混入的可能。

就烃源条件来看，上古生界煤系烃源岩由于在鄂尔多斯盆地具有广覆式分布的特点，其有效烃源岩分布十分广泛，且在本区其生气强度也比较高，超过了以往认为的致密大气田形成的生气强度下限10×108m3/km2[28-30]。因此，对本区奥陶系致密碳酸盐岩的成藏而言，除盆地西缘外，大部分地区烃源条件是比较有利的。那么，对奥陶系的成藏来说，关键就要看“倒灌运移”通道发育情况等其它条件如何了。

就“倒灌运移”的输导条件来看，研究区的“倒灌”运移通道主要存在顺层岩溶缝洞型输导体系和断裂型输导体系2种类型。前者主要构成上古生界天然气侧向运移的通道，主要分布在奥陶系克里摩里组的斜坡区和古剥蚀暴露区，其中古剥蚀暴露区与上古生界煤系烃源岩直接接触，构成了顺层“倒灌运移”的“供烃窗口”。而断裂型输导体系则构成上古生界天然气垂向运移的通道，分布在断裂发育区。由于沿碳酸盐岩地层倾斜方向容易形成较发育的溶蚀孔洞系统，因而顺层岩溶缝洞输导体系是研究区最重要的天然气“倒灌”运移通道和大气田形成的主要模式。已发现的主要产气井除天1井位于断层发育区、为垂向运移成藏外，其余气井均分布于顺层“倒灌”运移通道的发育区，特别是余探1、余探2两口日产气上万方的探井，就位于克里摩里组顺层岩溶缝洞输导体系发育区。事实上，近年来在盆地中央古隆起东侧发现的奥陶系马家沟组中组合气藏，同样是来自上古生界煤系源岩的天然气经奥陶系古剥蚀暴露区进入中组合输导层进行顺层侧向运移聚集的结果[6,31]。

可见，顺层侧向运移是鄂尔多斯盆地奥陶系碳酸盐岩气藏形成的一种重要方式。

3 结论

1) 鄂尔多斯盆地西北部奥陶系天然气干燥系数在0.958～0.986，全为干气；烷烃气系列碳同位普遍呈现出δ13C1<δ13C2<δ13C3的正序分布特征，且δ13C2>-28‰。气源分析认为，研究区奥陶系天然气主要为来自上古生界煤系烃源岩的煤成气。其中余探1井奥陶系2个天然气样品的甲烷碳同位素虽然很轻，δ13C1在-39.11‰～-38.92‰，可能与运移分馏作用有关。

2) 以往曾认为盆地西部是鄂尔多斯盆地奥陶系烃源岩最发育的地区，因此可能是该区天然气的重要来源。但本文所研究的盆地西北部奥陶系无论是碳酸盐岩还是泥质岩，其有机质丰度普遍不高，暗示奥陶系烃源岩对研究区天然气藏的形成可能贡献不大。研究区奥陶系天然气主要表现为煤成气的特征即证明了这一判断。

3) 综合研究表明，鄂尔多斯盆地西北部奥陶系天然气藏的形成和分布主要受构造、储层、盖层、优质烃源岩及天然气运移通道5大因素控制，天然气主要富集在以下5要素的耦合处：斜坡高部位、溶蚀缝洞储层发育带、乌拉力克组-拉什仲组盖层分布区、优质烃源岩有利区及上古生界天然气“倒灌”运移通道发育区。

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(编辑 张亚雄)

Origin of the Ordovician gas and its accumulation patterns in Northwestern Ordos Basin

Zhao Jingzhou1,2,Wang Daxing3,Sun Liuyi3,Bao Hongping3,Xiao Hui1,Wu Weitao1,Chen Yongbo1

(1.SchoolofEarthSciencesandEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China;2.ShaanxiKeyLaboratoryofPetroleumAccumulationGeology,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China;3.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,ChangqingOilfieldCompany,PetroChina,Xi’an,Shaanxi710029,China)

In order to determine the source of natural gas and to reveal the factors controlling the accumulation and distribution of natural gas in the Ordovician reservoirs of the study area,we studied the composition of the natural gas through geochemical analysis and comprehensive geologic studies.The Ordovician gases are revealed to be entirely dry gas and their dryness indices range from 0.958 to 0.986.Geochemical analysis indicates that the Ordovician gases are mostly derived from the Carboniferous-Permian coal measure source rocks,whereas the marine Ordovician source is assumed to be a minor contribution.This is also supported by the Ordovician source rock analysis,which has revealed that the organic matter content of the mudstones and the carbonates is commonly not high.The average TOC of the mudstones in the Wulalike,Kelimoli,Lashizhong formations are only 0.54%,0.52% and 0.43%，respectively,and that of the carbonates in the above three formations are 0.35%,0.31% and 0.25%，respectively.Comprehensive studies suggest that the gas accumulation and distribution is principally controlled by structure,reservoirs,cap rocks,quality source rocks and migration pathways.Gases mainly enrich in places where the following 5 factors couple,namely structural highs of the slope,highly developed reservoirs with dissolution fractures and vugs,cap rocks of the Wulalike and Lashizhong formations,quality source rocks,and migration pathways for downward charging of gas from the Upper Paleozoic source rocks.

source rocks,gas accumulation,geochemistry,Ordovician,natural gas,Ordos Basin

2014-11-03;

2015-07-20。

赵靖舟(1962—)，男，教授，油气成藏地质学、非常规油气地质与勘探。E-mail：jzzhao@xsyu.edu.cn。

国家科技重大专项(2011ZX05007-004)。

0253-9985(2015)05-0711-10

10.11743/ogg20150501

TE122.1

A