鄂尔多斯盆地西北部奥陶系“三元”主控成藏规律

束宁凯, 汪新文, 郭建平

(中国地质大学 地球科学与资源学院，北京 100083)

鄂尔多斯盆地西北部奥陶系“三元”主控成藏规律

束宁凯, 汪新文, 郭建平

(中国地质大学 地球科学与资源学院，北京 100083)

通过对鄂尔多斯盆地西北部奥陶系烃源岩、储集层及天然气展布规律的研究，探讨其天然气成藏规律。奥陶系烃源岩主要分布在上统乌拉力克组和拉什仲组，以海相泥岩为主；储层主要发育在中统克里摩里组和桌子山组，依据岩石类型、孔隙结构，可分为岩溶孔洞型储层和白云岩晶间溶孔型储层；天然气藏的形成受烃源岩、储层和圈闭的“三元”主控，具有有效烃源岩控制天然气区域分布、优质储层控制天然气聚集带展布、有效圈闭控制气藏分布特征。鄂尔多斯盆地西北部的西侧气藏主要为油型气，东侧主要为煤型气，均为上生下储的成藏模式。

奥陶系；生烃强度；有效圈闭；油气成藏; 鄂尔多斯盆地

以靖边奥陶系碳酸盐岩气田为代表[1]的鄂尔多斯盆地下古生界天然气勘探，自1989年陕参1井勘探成功以来，主要集中在盆地中部地区。近些年来，在盆地西北部天环拗陷北段奥陶系也发现了部分气藏，通过近年的勘探分析认为，该区成藏控制因素复杂，勘探前景广阔。弄清该区域奥陶系气藏的成藏规律，可以打开其勘探形式，有望取得较大突破。本文通过对鄂尔多斯盆地西北部奥陶系烃源岩、储集层及天然气展布规律的研究，分析鄂尔多斯盆地西北部奥陶系天然气的成藏规律，为进一步的勘探提供支撑。

图1 研究区构造位置图Fig.1 The tectonic location of study area in Ordos Basin

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地西北部位于阿拉善地块、秦祁褶皱带和鄂尔多斯地块的结合部，包括鄂尔多斯盆地西缘逆冲带和天环拗陷北部区域及小部分的伊陕斜坡。西缘逆冲带上冲断层发育，构造部位高；天环拗陷构造部位低(图1)。研究区在多期板块开合的作用下，成为鄂尔多斯盆地东西部构造域、南北向构造带的北段分界线[2-5]，其地理位置上西起吴忠、东至鄂托克前旗、北起石咀山、南到华亭，横跨宁夏、内蒙古，东西宽50～160 km，南北长200 km。

2 优质烃源岩控制天然气区域分布

鄂尔多斯盆地西北部奥陶系海相烃源岩有机质丰度总体偏低，但纵向不同层系、不同岩性的有机质丰度存在明显差异[5]。上奥陶统乌拉力克组(O3w)和拉什仲组(O3l)有机碳质量分数(wTOC)平均为0.7%(图2)，克里摩里组(O2k)的wTOC平均为0.4%(图3)。乌拉力克组和拉什仲组有机质含量高、生烃潜力大，是奥陶系的主要烃源岩；克里摩里组烃源岩有机质含量较低，是研究区奥陶系的次要烃源岩。乌拉力克组和拉什仲组烃源岩在研究区分布面积和厚度都大，实测数据和生烃热演化史模拟均显示西缘冲断带烃源岩已经进入成熟阶段，主要发育在任3井-余探1井一线的东侧。研究区内覆盖在奥陶系之上的石炭系煤系地层也是一套区域上的优质烃源岩[5]，也可为奥陶系气藏提供气源。综上，鄂尔多斯盆地西北部奥陶系气藏的气源丰富且较为复杂，整体位于天然气生成的有利区，研究区内气藏形成具有良好的物质基础。

图2 乌拉力克组和拉什仲组有机碳含量直方图Fig.2 The histogram showing organic carbon content of Wulalike Formation and Lashizhong Formation

图3 克里摩里组有机碳含量直方图Fig.3 The histogram showing organic carbon content of Kelimoli Formation

据勘探成果，目前已发现的气藏均位于wTOC>0.3%的层位中，可见优质烃源岩控制着天然气的分布。

3 优质储层控制天然气聚集带展布

鄂尔多斯盆地储层类型多样，中生界和上古生界为砂砾岩储层[6-7]。研究区主要发育中奥陶统克里摩里组和桌子山组(O2z)2套海相碳酸盐岩储层。显微薄片观察及实验分析结果均表明2套储层在储集空间和物性上存在较大差异。

研究区奥陶系碳酸盐岩主要发育溶洞和裂缝，其次为溶蚀孔隙。依据岩石学特征及孔隙组合，奥陶系碳酸盐岩可分为岩溶孔洞型储层和白云岩晶间溶孔型储层。岩溶孔洞型储层岩溶孔洞发育，孔隙度较高；白云岩晶间溶孔型储层主要以晶间孔、微裂隙或弱溶蚀孔隙为主，储集性能相对较差。

3.1 岩溶孔洞型储层

岩溶孔洞型储层基质孔隙欠发育，受表生岩溶、微裂隙带地下淡水溶蚀的影响，溶蚀孔、洞发育。该类储层孔隙度(q)通常小于10%，平均值一般在3%左右；受多期岩溶作用的影响，局部孔隙度可达15%，储层均质性差。储层孔喉分选性为中-差，歪度为中-细。受多期构造运动的影响，断裂发育，伴生的裂缝对储层有效性贡献较大。该类储层是研究区的主要储层。

3.1.1 灰岩溶蚀孔洞型储层

颗粒灰岩原生孔隙多在长期的成岩过程中已被胶结作用破坏，主要的储集空间是溶蚀孔洞，尺度差异较大，最大的可达到1.1 m，小的为几微米。总体上以肉眼可分辨的毫米级孔隙及微小孔隙为主，属于粗喉道-大孔型的高渗透储层。

颗粒灰岩岩溶孔洞型储层多分布于克里摩里组，例如早期具有重要突破意义的天1井产气层段，另外在桌子山组中部和下部也有分布。

3.1.2 白云岩溶蚀孔洞型储层

研究区奥陶系白云岩溶蚀孔洞型储层岩性多样，主要为细晶白云岩，其次是粉晶白云岩，见少量的中晶白云岩(图4)。白云石含量高，质量分数(w)达95%以上；泥质的质量分数<2%。储集空间类型多样，以晶间溶蚀孔、洞为主，面孔率一般为4%～15%，局部溶蚀作用较强的部位可达17%左右；渗透率(K)为(0.01～1.42)×10-3μm2，具有良好的储集及渗流能力。该类储层主要分布于研究区桌子山组中下部，特别是中部，是奥陶系天然气勘探的主要储层之一。

图4 天2井 克里摩里组灰色白云岩溶蚀溶洞Fig.4 The karst vug in the dolomite from the Kelimoli Formation in drilling well T2

3.2 白云岩晶间溶孔型储层

通过显微薄片观察分析，白云岩晶间溶孔型储层的岩性主要以细晶白云岩为主，其次是粉晶白云岩。该类储层通常遭受淡水溶蚀改造，改造作用较弱，主要发育各种晶间孔、晶间溶孔，孔径一般为35～55 μm，面孔率一般为4%～5%，通常依靠晶间微裂缝连通，表现为中-低孔隙、细喉道的基本特征(图5)。

图5 鄂6井桌山子组细晶白云岩晶间溶孔Fig.5 The dissovled pores in fine grained dolomite from the Zhuozishan Formation in drilling well E6

目前研究区勘探揭示，克里摩里组主要发育灰岩溶蚀孔洞型储层，已发现的气藏主要集中在该层段；而桌子山组主要发育白云岩溶蚀孔洞型储层及白云岩晶间溶孔型储层。

4 有效圈闭控制气藏分布特征

图6 气水井与构造叠合图Fig.6 The overlapping diagram of driliing wells and structure

图6中余探1、天1和鄂19井区已经成藏的3个气藏都处在构造高部位，而低部位的李华1、李1、鄂7、布1等井都为水层，证实研究区内相同岩性条件下，构造高部位是油气聚集的有利场所。要形成有效圈闭需具备较好的保存条件，即构造圈闭形成于油气充注之前，且在后期构造演化中不遭受明显破坏。

油气成藏期次研究显示，研究区油气成藏期集中在晚侏罗世末到早白垩世，其中早白垩世是油气藏形成的主要时期，也是奥陶系天然气成藏的关键时刻[8-13]。早白垩世之前形成的圈闭有利于捕集油气，之后形成的圈闭则属无效圈闭。研究区圈闭多形成于早白垩世末期的燕山运动Ⅵ幕，与油气成藏期基本同期。燕山运动Ⅵ幕属研究区经历的最后一期大规模构造运动，此后构造运动趋缓，因此燕山运动Ⅵ幕中保存较好的圈闭应是油气勘探的有利目标[14-15]，对研究区油气成藏具有重要意义。

5 多源成藏模式

目前研究区奥陶系多口钻井已进行了试气，通过监测天然气甲烷碳同位素值和钻井地质综合分析，认为研究区西部主要为油型气，东部主要为煤型气(图7)。

图7 鄂尔多斯盆地西北部奥陶系气藏模式图Fig.7 The Ordovician gas accumulation pattern in northwest Ordos Basin

研究区西部储层主要是克里摩里组，其上覆盖乌拉力克组和拉什仲组的海相烃源岩，厚度整体上为西厚东薄，一般在200～600 m，储层不与石炭系煤系烃源岩接触，因此西部气藏主要是乌拉力克组和拉什仲组海相烃源岩供烃，整体上形成上生下储的成藏模式。余探1井为岩溶缝洞气藏，其上为乌拉力克组和拉什仲组海相烃源岩，生成的天然气直接向下运移到克里摩里组岩溶缝洞体中，形成上生下储的成藏模式，天然气甲烷碳同位素为-38.92%，显示油型气特征。

研究区东部奥陶纪末期经历了长时间的风化剥蚀，乌拉力克组和拉什仲组的海相烃源岩被剥蚀殆尽，使克里摩里组、桌子山组储层与石炭系煤层直接接触，两者为不整合关系。石炭系煤系烃源岩厚度分布稳定，wTOC值高，为区域优质烃源岩。克里摩里组主要为灰岩，夹有少量白云岩，发育岩溶孔、洞、缝及晶间溶孔等，该部分储层利于成藏，气源主要来自上覆石炭系的煤系烃源岩。天1井揭示克里摩里组岩溶洞穴发育，上覆为石炭系煤系烃源岩，纵向沟通形成煤型气供烃的上生下储的岩溶洞穴型气藏。天然气甲烷碳同位素值为-34.26%，显示煤层气的特征。苏367井石炭系煤系地层与克里摩里组地层直接接触，煤型气直接侧向供烃给白云岩储层，形成白云岩型气藏；天然气甲烷碳同位素值为-33.32%，显示煤型气特征。

6 结 论

鄂尔多斯盆地西北部奥陶系气藏形成控制因素分析显示，气藏的形成与分布主要受有效烃源岩、有效储层和有效圈闭3个主要因素的控制，具体表现为：优质烃源岩控制有利区域分布、优质储层控制气藏展布规律、有效圈闭控制气藏分布特征。其中，烃源岩的有效性决定了是否具备成藏的物质基础，控制着有效气源区的分布；奥陶系优质储层的平面分布控制油气运移的方向和最终聚集带；圈闭的形成期和后期保存条件控制了现今天然气藏的分布，燕山Ⅵ幕构造运动中保存较好的圈闭应是油气勘探的有利目标。研究区西部乌拉力克组和拉什仲组海相烃源岩发育，下伏的克里摩里组储层可形成油型气藏；东部乌拉力克组和拉什仲组剥蚀尖灭，克里摩里组储层与石炭系煤系烃源岩直接接触，可形成煤型气藏。

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Analysis of three controlling regularities on the Ordovician gas accumulation in the northwest Ordos Basin, China

SHU Ningkai, WANG Xinwen, GUO Jianping

SchoolofEarthSciencesandResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China

The gas accumulation regularity is analyzed by studying the hydrocarbon source rocks, the characteristics of reservoir and the distribution of Ordovician oil and gas in the northwest Ordos Basin. The Ordovician hydrocarbon source rocks mainly distribute in the Upper Ordovician Wulalike Formation and Lashizhong Formation with mud and grey mud as main lithology, and reservoirs occur in the Kelimoli Formation and Zhuozishan Formation of Middle Ordovician. Based on the rock type and pore combination characteristics, the Ordovician reservoirs can be divided into the karst vug reservoir and dolomite intergranular pore reservoir. The gas accumulation is mainly controlled by 3 factors of hydrocarbon source rock, reservoir and trap, respectively. The effective hydrocarbon source rocks control the regional distribution of the gas, the high quality reservoirs control the gas zones and the effective trap controls the gas accumulation characteristics. It shows that the oil type gas is in the west of the study area and the coal type gas is in the east. The gas mainly formed in the upper stratum and trapped and accumulated in the lower stratum.

Ordovician; hydrocarbon-generating strength; effective trap; hydrocarbon accumulation; Ordos Basin

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.01.06

1671-9727(2017)01-0043-05

2016-03-02。

国家科技重大专项(2011ZX05028)；国家自然科学基金项目(51374186)。

束宁凯(1993-),女，硕士研究生，研究方向：构造地质及油气勘探, E-mail:522345876@qq.com。

TE122.31

A