鄂尔多斯盆地西北部奥陶系马家沟组气水分布及成因

于红岩，魏丽，秦晓艳，王震亮，程昊，王爱国，王东旭，冯强汉，兰义飞，王勇（1.西北大学大陆动力国家重点实验室；2.西北大学地质学系；3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；4.中国石油长庆油田公司）



鄂尔多斯盆地西北部奥陶系马家沟组气水分布及成因

于红岩1， 2，魏丽1， 2，秦晓艳1， 2，王震亮1， 2，程昊1， 2，王爱国1， 2，王东旭3， 4，冯强汉3， 4，兰义飞3， 4，王勇3， 4
（1.西北大学大陆动力国家重点实验室；2.西北大学地质学系；3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；4.中国石油长庆油田公司）

摘要：基于地质背景和储集层特征分析，利用构造、沉积、成岩、古地貌及物性测试、压汞实验、测井、岩心观察等资料，从宏观和微观两个方面分析鄂尔多斯盆地西北部下古生界马家沟组五段碳酸盐岩气藏气、水分布特征及主控因素。研究区马五段气、水分布规律比较复杂，主要表现为：平面上气层全区均匀分布，水层则零散且小面积集中，呈现出不连续的分布特征；纵向上不存在气、水互层的现象，成为气藏高效合理开发的难点。气水分布宏观上主要受古地貌与成岩作用控制，微观上主要受储集层的孔喉结构、连通性及源储间输导关系控制，天然气多聚集在岩溶斜坡上的古沟槽周边和缓丘部位，这些地区储集层物性较好，孔喉连通性好，源储之间没有铝土岩隔挡，利于天然气充注成藏。图8参18

关键词：碳酸盐岩气藏；气水分布；古地貌；成岩作用；孔隙结构；输导关系；鄂尔多斯盆地；奥陶系马家沟组

1 研究区地质概况

鄂尔多斯盆地西北部在奥陶纪马家沟组沉积时期发生了大规模海退，海水咸化，以蒸发潮坪环境为主，发育潮上带和潮间带沉积，可分为泥云坪、云坪、膏云坪、灰云坪、灰坪等5种沉积微相［1-4］，在马家沟组马五段发育了白云岩储集层，是下古生界主要的天然气储集层。奥陶纪末期，加里东运动导致地壳抬升，马五段顶部发育风化壳储集层，非均质性较强；天然气成藏后又发生多期岩溶作用，导致碳酸盐岩气藏气水分布复杂，气藏中不存在边水或底水，无明显的气、水边界。研究区位于靖边气田西北部（见图1），面积约14 000 km2。靖边气田是鄂尔多斯盆地的主力气田之一，是目前国内下古生界最大的气田，研究区为靖边气田的外延，但由于气水分布规律尚不明确，导致天然气产量较低。本次研究基于目前的试气试采资料，分析研究区气、水在平面和垂向上的分布规律，并且结合岩石物理实验与测井解释结果，通过构造、沉积、古地貌与成岩作用等宏观地质因素与储集层物性、孔隙结构、天然气地球化学指标等储集层微观特征分析，厘清碳酸盐岩储集层气、水分布的宏观与微观主控因素，最终利用该方法预测天然气富集区。

图1　研究区位置图

2 气水分布特征

研究区马五段储集层主要为白云岩，厚约40 m，分为上部、中部和下部3个气层组。根据试气试采资料统计，马五段储集层产水较为严重，423口试气井中77%为产气井，9%为气水同产井，14%为产水井，即23%的井产出地层水。

2.1 气水平面分布特征

从研究区马五段产气井、气水同产井及产水井的平面分布图可以看出（见图2），产水井主要分布在研究区的中西部，中东部产气井较多，气水同产井零散分布。另外，产水区零散且小面积集中，表现出不连续分布特征。气水同产井分布无规律，但在平面上与水井多数不相邻。

2.2 气水纵向分布特征

综合目前试气试采资料分析发现，研究区马五段气水垂向分布存在一个显著特点：3个气层组以气层/气层/气层或水层/水层/水层组合为主，同一口井内很少同时出现气层和水层。根据垂向试气成果图，试气层位或全部产气，或全部产水。因此，马五段几乎不存在上气下水的现象，即不发育底水或边水，因此，在平面上气水井基本不相邻。

图2　研究区气水井平面分布图

3 气水分布宏观控制因素

3.1 构造作用与气水分布的关系

鄂尔多斯盆地是一个大型的平缓斜坡，呈西倾特征，倾角小于1°［5-6］。研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡宽缓单斜的西北部，整体上表现出向西南倾斜的特征，西南部最低，东北部最高（见图2），主体地层倾角为0.23°。由图2可见，气井大部分分布于构造高部位，说明构造起伏会对地层的气水分异起到一定的控制作用，但是由于研究区西南部（低部位）存在产水井和气水同产井，而中部和东北部也存在大量的产水井和气水同产井。说明构造作用对该区气水分布有一定的影响，但不是主控因素。

3.2 沉积作用与气水分布的关系

不同沉积微相储集层岩心的孔、渗分析结果表明，各相带的物性整体相近，虽潮上膏云坪、云坪的物性相对较好，但差别较小。研究区马家沟组马五段气井主要位于膏云坪沉积微相发育区。有利沉积相是储集层发育的基础，潮上云坪及膏云坪作为有利沉积相带，发育岩性以含硬石膏结核的白云岩为主，该类岩石脆性较强，在构造作用下容易形成裂缝，且含有可溶性极强的硬石膏，有利于溶蚀作用和后期储集空间的形成，有利于形成优质储集层。马五段岩心中见硬石膏结核溶孔，部分被泥质充填，但是仍存在很多半充填的溶孔。由于研究区风化壳储集层后期的成岩作用改造程度较强，因此，相对于后期成岩作用，沉积微相对储集层的影响及气水分布的控制作用较弱。综上分析，沉积作用是气、水分布的基础，但不是气、水分布的主控因素。

3.3 古地貌与气水分布的关系

奥陶纪古地貌对岩溶作用有直接影响，进而控制储集层的物性和油气聚集［7］，将印模法和残余厚度法结合确定研究区古地貌［8］。岩心分析以及测井解释物性资料表明，古沟槽周围、岩溶斜坡的缓丘物性较好，岩溶高地残丘次之。主要原因为沟槽两侧水动力能量高，岩溶作用强烈，易形成岩溶化程度较高的良好储集层，岩溶斜坡地势略低，地下水主要为水平运动，以形成成层分布的溶孔为主；岩溶高地地势较高，以垂向渗滤为主，发育垂直裂缝和溶孔，多被泥质充填，导致物性变差。从图3可以看出，气井主要位于缓丘地带及古沟槽周围，主要原因是其出露地表，雨水冲刷剥蚀不仅改善了储集层的物性，扩大了储集空间，而且提高了孔喉连通性，为天然气运移提供了有效通道，也为后期成藏提供了储集空间。因此，古岩溶作用控制油气运移成藏，是气、水分布的主控因素之一。

3.4 成岩作用与气水分布的关系

研究区马五段碳酸盐岩的成岩作用主要体现在胶结和溶蚀两方面［9-11］。研究区主要发育3期成岩作用，Ⅰ期是同生成岩阶段的选择性溶蚀作用，主要发育膏模孔；Ⅱ期是表生成岩阶段的溶蚀作用，主要发育溶孔、溶洞和裂缝；Ⅲ期是晚成岩阶段的溶蚀作用，同样以溶孔、溶洞和裂缝为主。第Ⅰ、Ⅱ期溶蚀作用形成的溶蚀孔、缝部分被胶结充填，而第Ⅲ期溶蚀作用则改善了储集层物性。根据该地区的成岩特性，将储集层划分为4类成岩相（见图4）：Ⅰ类成岩相溶蚀作用最强烈，胶结作用最弱；Ⅱ类成岩相溶蚀作用较强，胶结作用较弱；Ⅲ类成岩相胶结作用强，溶蚀作用弱；Ⅳ类成岩相溶蚀作用最弱，胶结作用最强。因此，Ⅰ类成岩相的储集层物性和孔隙连通性最好，其他3类成岩相储集层物性依次变差。从马五段成岩相与气水井位置叠合图中可以看出（见图4），气井主要位于Ⅰ类、Ⅱ类成岩相区域，Ⅲ类成岩相区域次之，水井主要位于Ⅳ类成岩相区域，因此，成岩作用控制储集层孔隙结构，是气、水分布的主控因素之一。

图3　奥陶纪古地貌与气水分布关系图

4 气水分布微观控制因素

4.1 储集层物性与气水分布的关系

鄂尔多斯盆地西北部储集层物性与气、水分布的对应关系较好。试气无阻流量在1.5×104m3/d以上的井孔隙度基本大于6.5%，部分可达15%；而产水井，包括产水量大于6 m3/d的井孔隙度较小，基本都在6.5%以下，最高也只达到7.5%，说明天然气富集区储集层物性要明显好于相对富水区。

4.2 储集层孔隙结构特征与气水分布的关系

研究区天然气运移成藏过程中，气驱水的驱替程度与地层的孔、渗特征密切相关，在比较致密的低渗透地层中，以及部分大孔隙被后期成岩作用封堵的储集层，地层水难以流动，气驱水过程很难进行，残存在地层中的水很难被天然气置换出来，故形成了广泛分布的残余可动水分布区。储集层品质因子为储集层渗透率与有效孔隙度比值的开方，反映的是单位孔隙度下的渗透率，既可反映储集层物性的好坏，也可指示孔隙结构特征［12］。

储集层品质因子资料表明研究区气井主要位于品质因子大的区域，而水井主要分布在品质因子较小的区域，这与宏观因素的影响特征吻合：由于油气运移的气柱压力不够，气体主要驱替了孔隙连通较好的储集层中的地层水，气井多位于孔隙结构连通性较好的储集层区域；到成藏后期，天然气的赋存又延缓了胶结作用，较好地保持了储集层物性，而相对富水区储集层则进一步成岩致密化，从而导致其储集层品质因子比气藏区储集层差。

4.3 运移指数与气水分布的关系

运移指数（ΔR3）是天然气运移判识的良好指标，随着运移距离的增加，运移指数（ΔR3）大幅度增加［13］。

从图5中运移指数分布可以看出，随着运移指数增大，气井明显增多，代表天然气的运移距离较远，驱替了原始地层水，占据了储集空间；水井主要位于运移指数较小的地区，这些地区由于储集层孔喉狭窄，并未完成驱替，因此天然气在水层并未发生远距离运移，进一步验证了以上观点。

图4　研究区储集层成岩相与气水分布关系图

图5　研究区马五段天然气运移指数（ΔR3）平面分布图

4.4 源储接触关系与气水分布的关系

鄂尔多斯盆地古生界发育两套烃源岩，即上古生界的石炭-二叠系煤系烃源岩和下古生界的碳酸盐岩烃源岩，多数学者认为下古生界碳酸盐岩气藏是双向气源，但以上古生界煤系烃源岩为主［14］。上古生界煤系烃源岩TOC值主要为11.59%～21.21%，下古生界烃源岩TOC值主要为0.03%～0.36%；上古生界烃源岩生油潜量（S1+S2）主要为1～6 mg/g，下古生界烃源岩生油潜量（S1+S2）主要为0.08～0.13 mg/g。上古生界的生烃强度是下古生界的4～5倍，因此，上古生界煤系烃源岩是下古生界碳酸盐岩储集层的主要油气来源。

研究油气成藏过程，不仅要看生储盖层的存在与否、储集层的物性条件，还应该考虑源储之间的接触关系，尤其对于较为致密、天然气以垂向运移为主的鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩储集层［15-16］。根据陈世加的研究方法［15-16］，得到上古生界煤系烃源岩与下古生界碳酸盐岩储集层的接触关系（见图6），在研究区碳酸盐岩储集层之上广泛分布大段煤层与泥岩互层的烃源岩，储集层与源岩直接接触或距离较近。G7井与G11井分别位于岩溶高地与古沟槽附近，在奥陶系顶部不发育铝土岩，烃源岩与储集层直接接触，且根据储集层岩石的孔隙结构可知（见图7），两口井的排驱压力较小，束缚水饱和度极低，即非连通孔隙较少，岩心溶孔较多，储集层连通性较好，源储之间输导体系畅通，其产气量分别为53.2×104m3/d和63.4×104m3/d。G13井位于岩溶斜坡的浅洼地区，源岩与储集层之间存在铝土岩的隔挡，虽然G13井储集层排驱压力不大（见图7），但由于铝土岩的隔挡，使得天然气运移受到限制，因此主要产水，产水量为69.3 m3/d。G15井处于岩溶高地，源岩与储集层直接接触，没有铝土岩隔挡，但是由于G15井本身储集层较致密、连通性较差、排驱压力较大，输导体系不畅通，天然气运移困难，也主要产水，产水量为5.97 m3/d。通过以上分析发现，高产气井的烃源岩厚度基本较大，且源岩与储集层直接接触，源岩与储集层之间无铝土岩隔层，输导体系畅通。因此，源岩与储集层的接触关系，输导体系的畅通情况以及铝土岩的发育情况是控制研究区气水分布的重要因素。

图6　研究区上古生界烃源岩与下古生界碳酸盐岩储集层的接触关系

5 石油地质意义

研究区气水分布受多个地质因素影响，古地貌特征与成岩作用尤为突出。天然气主要聚集在岩溶作用强烈的古沟槽周围、缓丘上，以及成岩作用以溶蚀作用为主的Ⅰ类、Ⅱ类成岩相中。微观上天然气储集层主要受孔喉结构及连通性以及源储间输导关系控制。研究区气水零散分布，距离较远的储集层连通性差。气井的储集层排驱压力较小，气水同产井略大，水井最大，且气井储集层的束缚水饱和度极低，即非连通孔隙较少，而水井的束缚水饱和度较大，即非连通孔隙较多。通过岩心观察也可发现水井岩心致密，气井岩心溶孔较多，储集层连通性较好。由孔隙度、渗透率平面图可以看出研究区平面孔渗变化比较大，在上古生界“广覆式”生烃条件下［17］，气水分布主要取决于储集层的非均质性。从图8可以看出，古沟槽处剥蚀较为严重，铝土岩不发育，天然气输导体系通畅，天然气在上覆地层运移动力的驱动下进入下古生界储集层时，在铝土岩缺失的沟槽附近更容易聚集成藏。岩溶高地内铝土岩发育也较少，天然气运移没有隔挡层，是否可以形成油气藏，主要取决于储集层的孔喉连通性。

宏观因素与微观因素相辅相成、共同控制低渗碳酸盐岩储集层的气水分布，根据储集层的差异性及对古地貌和成岩作用的分析结果可以有效确定气水分布规律。根据宏观地质因素、微观储集层因素与气水分布的关系，可确定天然气富集区的特征，进而预测天然气富集的有利区带（见图4）。本次预测有利区的分布范围比较精确，而前人的预测结果大多为某一大范围区域［18］。本次研究结合多种资料进行了综合分析，研究精度大幅度提高。

图7　马五段储集层压汞曲线

图8　研究区气藏剖面图

6 结论

研究区气水分布规律宏观上主要受古地貌与成岩作用控制，微观上主要受储集层的孔喉结构、连通性及源储间输导关系控制。宏观因素与微观因素相辅相成、密不可分，控制低渗碳酸盐岩储集层天然气运移成藏。

研究区气水分布差异与成藏期储集层的储集和导流能力以及天然气输导体系密切相关。源岩与储集层直接接触，无铝土岩隔挡且物性较好的地区，毛管压力小，气驱水较彻底，形成了后期的气层；源岩与储集层之间存在铝土岩隔挡，且离古沟槽较远地区，孔渗性较差，毛管压力大，气驱水很难完成，导致原始地层水保留。

研究区成藏模式受古地貌、成岩作用控制，天然气主要通过垂向运移充注至马五段储集层。缓丘内的白云岩、含膏云岩遭受淋滤，形成溶蚀孔洞发育的储集层，在残丘中部不易遭受淋滤的部位，难以形成溶蚀孔洞，不利于储集层的发育。在古沟槽部位，上覆烃源岩深陷在古残丘之间，生成的天然气就近运移到储集层中保存下来，易于形成气藏。因此气层主要发育在古沟槽周边和岩溶斜坡上的缓丘部位。

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（编辑 魏玮 王大锐）

Gas and water distribution of Ordovician Majiagou Formation in northwest of Ordos Basin， NW China

YU Hongyan1， 2， WEI Li1， 2， QIN Xiaoyan1， 2， WANG Zhenliang1， 2， CHENG Hao1， 2， WANG Aiguo1， 2，WANG Dongxu3， 4， FENG Qianghan3， 4， LAN Yifei3， 4， WANG Yong3， 4
（1.State Key Laboratory of Continental Dynamics， Northwest University， Xi'an 710069， China； 2.Department of Geology， Northwest University， Xi'an 710069， China； 3.Low Permeability Oil and Gas Field Exploration and Development National Engineering Laboratory， Xi'an 710021， China； 4.Changqing Oilfield Company， PetroChina， Xi'an 710021， China）

Abstract：Based on the geologic background and reservoir characteristics， the characteristics and controlling factors of gas and water distribution of the carbonate reservoir in the 5th member of Ordovician Majiagou Formation in Northwest Ordos Basin have been examined from macro and micro aspects using data of structure， deposition， diagenesis， paleotopography， physical property， mercury injection， well logs and core observation.The 5th member of Majiagou Formation in the study area shows very complex gas and water distribution pattern： the gas layer is distributed uniformly across the whole area in 2D horizontal map， while the water layer is scattered and concentrates in small area， appearing in discontinuous distribution； there is no gas and water interbeds in vertical direction， making it difficult to develop the gas reservoir efficiently.The gas and water distribution is controlled by paleogeomorphology and diagenesis macroscopically， and is controlled by pore-throat structure， connectivity and the transportation relation between source rock and reservoir microscopically.The gas largely concentrates in and around the ancient grooves and low hill regions in the paleokast slope where the reservoirs have good physical properties and good pore - throat connectivity， and there is no bauxite between source rock and reservoir，making it easy for gas to charge and accumulate.

Key words：carbonate gas reservoir； gas and water distribution； paleogeomorphology； diagenesis； pore structure； transportation relation；Ordos Basin； Ordovician Majiagou Formation

中图分类号：TE122

文献标识码：A

文章编号：1000-0747（2016）03-0396-07

DOI：10.11698/PED.2016.03.09

基金项目：陕西省教育厅专项基金（14JK1740）；西北大学大陆动力学国家重点实验室自主研究课题基金（BJ08133-4）；国家自然科学基金项目（41172122）

第一作者简介：于红岩（1986-），女，黑龙江哈尔滨人，博士，西北大学地质学系讲师，从事测井地质学研究。地址：陕西省西安市碑林区太白北路229号，西北大学地质学系，邮政编码：710069。E-mail：yuhy@nwu.edu.cn

收稿日期：2015-11-08 修回日期：2016-03-28