鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组自源型天然气聚集与潜力分析

李伟，涂建琪，张静，张斌

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组自源型天然气聚集与潜力分析

李伟，涂建琪，张静，张斌

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

基于鄂尔多斯盆地天然气勘探新进展，利用地球化学与气源对比等理论与方法，分析该盆地奥陶系马家沟组海相碳酸盐岩烃源岩发育特征，探讨马家沟组自源型天然气聚集规律与潜力。研究认为加里东期古隆起东侧、环盐洼区马家沟组发育规模有效烃源岩，源自马家沟组泥质白云岩与白云质泥岩的天然气是奥陶系气藏的主要贡献者。奥陶系马家沟组不仅发育碳酸盐岩风化壳岩溶储集层，也发育内幕白云岩颗粒滩储集层，且二者分布广泛，均能成为有利储集体。马家沟组天然气以自源型油型气为主，表现为自生自储、近源聚集的特征，只在局部地区存在上生下储的天然气聚集区。同时，提出环盐洼周边地区奥陶系马家沟组具有大规模天然气生成与聚集的有利条件，具备大面积自生自储天然气聚集的优势，靖边气田以西、以北与以南的古隆起前缘洼陷区是未来奥陶系勘探的有利地区。图6表1参32

鄂尔多斯盆地；奥陶系；马家沟组；烃源岩；油型气；天然气聚集；天然气碳同位素；天然气资源

0 引言

鄂尔多斯盆地是一个含油气丰富且油气开采历史悠久的盆地，自20世纪90年代陕参1井在奥陶系碳酸盐岩储集层中获得高产工业油气流以来，不断获得新发现，奥陶系已成为该盆地重要的勘探目的层；然而对于其天然气的来源问题，长期存在不同的认识。以戴金星为代表的团队研究认为主要是煤成气，天然气主要来自石炭系煤系烃源岩[1-6]；以黄第藩为代表的团队研究认为主要是油裂解气，天然气主要为海相原油的热裂解气，存在部分煤成气的混入[7]；以陈安定为代表的认为是混源气，既有煤型气又有油型气[8]。实际上长期以来，学术界大多认为鄂尔多斯盆地奥陶系气藏天然气主要源自上覆石炭-二叠系海陆交互相煤系烃源岩，以形成上生下储的天然气成藏组合为特征[9-10]。

随着天然气勘探的不断深入，中国石油长庆油田公司将奥陶系马家沟组天然气成藏组合分为上组合（马五1段—马五4段）、中组合（马五5段—马五10段）与下组合（马一段—马四段）。近5年来不仅在风化壳储集层中继续获得新进展，且在中下组合的内幕白云岩储集层中不断获得新突破，并在这些天然气藏中发现大量的油型气，气源问题又呈现出与早期类似的争论态势。因此，马家沟组是否具备规模有效海相烃源岩，不仅成为马家沟组中下组合能否获得新突破的关键，而且也是油气生成研究的重要问题。尤其是在盐洼区部署钻探龙探1井与龙探2井后，发现这两口井盐下海相碳酸盐岩烃源岩均较差，多呈薄层状、分散状分布于蒸发岩与碳酸盐岩地层中，且有机碳含量（TOC值）整体偏低，大部分小于1%，大于0.3%的不足 20%，并未发现大规模的海相烃源岩[11]，再一次使马家沟组油型气来源成为疑问，造成大多数的研究者从别的途径来探讨马家沟组内幕气源问题，如近期有部分学者提出鄂尔多斯盆地加里东古隆起西侧奥陶系烃源岩生成的油型气侧向供烃的观点[12-16]。由此可见，对于马家沟组气源的讨论非常重要。

此外，低有机质丰度碳酸盐岩能否成为规模性的油气来源，一直是地学界争论的焦点之一。但确有专家认为一定厚度的泥质白云岩与白云质泥岩可成为烃源岩。如：马力元等认为酒泉盆地青西凹陷湖相白云质泥岩与藻纹层泥质白云岩是其大规模生烃并聚集成藏的主力烃源岩[17]；杜小娟等[18]认为江汉盆地潜江凹陷潜江组盐间泥质白云岩是有效烃源岩。这些沉积多发育于干旱的陆相湖盆或滨岸淡化 潟湖亚相，尤其在淡 化湖沉积环境中，由于潟湖表层水体密度低与底层高密度水体发生分层效应，底层转变成还原环境，来自表层淡化海水中的海相有机质沉入底层咸水中大量保存[19]。因此，特定条件下的混积环境中沉积的碳酸盐岩规模生烃是可能的。

本文根据大量钻井岩屑地球化学与天然气同位素特征的研究，试图再次探索论证该区规模型碳酸盐岩烃源岩发育条件与奥陶系马家沟组大面积自生自储天然气发育的可能性，进而探究其自源型天然气聚集规律与潜力。

1 马家沟组发育规模有效烃源岩

为了确保本次烃源岩评价的可靠性，笔者采用了与以往不同的工作思路与方法。首先，笔者在研究中，不仅在岩屑样品采集中剔出了可能是掉块的较大岩屑，而且还进行了岩石矿物成分分析。通过岩石矿物的测定，发现岩屑的岩性主要为白云岩、白云质泥岩、泥质白云岩、含膏泥质白云岩、膏质白云岩、泥岩、石灰岩、云质石灰岩与灰质白云岩等，未发现上覆石炭系泥灰岩岩屑。因此，确定采集的岩屑均为奥陶系岩屑。其次，笔者在有机碳分析中要求必须采用岩屑原始混合样，不允许刻意挑选含泥质高的岩屑。再者，笔者开展了大量重点探井奥陶系马家沟组岩屑有机碳系统分析，以排除单一岩屑样品的不确定性与代表性不强等问题。

1.1 规模有效烃源岩发育环境与特征

周进高等[20]研究认为鄂尔多斯盆地马家沟组发育障壁湖沉积。笔者通过对该盆地多口重点探井奥陶系马家沟组岩屑分析，以及测井曲线的评价，认为马家沟组优质烃源岩主要为薄—中厚层具纹层的白云质泥岩和泥质白云岩，颜色为黑色、灰黑色、深灰色，常或多或少含石膏，测井图上自然伽马曲线呈锯齿状或指状，这些烃源岩也为 潟湖或潮坪洼地沉积环境下形成的泥质白云岩与白云质泥岩（见图1）。马家沟组海相碳酸盐岩烃源岩主要发育在上组合中的马五3段、中组合中的马五5段与马五6段及下组合中的马三段与马一段等层段。

上组合中马五3段烃源岩发育较好，主要为滨岸淡化湖含云泥坪沉积微相中的白云质泥岩，不仅厚度较大，而且TOC值较高。如召86井马五3段烃源岩单层厚度达23 m，累计厚度可达28 m，其自然伽马多大于50 API，TOC值多大于1%，最高可达5%；陕303、陕104与榆82等井的白云质泥岩也较厚，分别为17 m、12 m及21 m，其TOC值分别为0.8%～3.6%、1.0%～3.2%及2.1%～4.1%。在马五4中也有薄层深灰色泥质白云岩、白云质泥岩与泥岩烃源岩发育，如：召 86井马五4段发育3段共6 m泥质白云岩与白云质泥岩烃源岩，TOC值为1%～5%。

图1 鄂尔多斯盆地环盐洼区马家沟组综合柱状剖面图（利用探井岩屑有机碳分析数据编制）

中组合烃源岩主要发育在马五5段与马五6段，主要为云泥坪沉积微相的白云质泥岩与含云泥坪中的泥质白云岩，虽然厚度不大，但TOC值很高。这类烃源岩的自然伽马值高，多大于50 API，最高达190 API，其TOC值多大于2%，最高可达8%。如召86井马五5段云泥坪中的白云质泥岩烃源岩单层厚度达 15 m，TOC值为2%～6%；又如桃43井TOC值非常高，为2%～8%（见图 1）。马五6段烃源岩主要为云泥坪中的白云质泥岩与泥质白云岩，单层厚度虽只有 2～3 m，但其TOC值较高。如桃43井马五6段发育白云质泥岩与泥质白云岩的薄互层烃源岩，其自然伽马值多为20～50 API，部分也可达120 API，其TOC值多大于 2%，最高可达 7.8%，烃源岩密集发育段厚度为22 m。

下组合烃源岩主要发育于马三段与马一段，为云泥坪沉积微相中的白云质泥岩与泥质白云岩，目前揭示的烃源岩有厚有薄，TOC值也相对较低。如城探 1井马三段泥云坪沉积微相中的白云质泥岩与泥质白云岩薄互层，单层厚度多为10～25 m，累计厚度可达45 m。其自然伽马值多为 20～100 API，TOC值多数为0.5%～2.0%，最高可达 4.3%。城探 1井马一段发育4.5 m白云质泥岩与泥质白云岩薄互层的烃源岩发育段，其自然伽马值多为 40～80 API，TOC值多数为0.5%～0.8%。

目前，不仅在上述论述的探井中发现厚度较大、TOC值较高的海相烃源岩，还在盐洼周缘的召26井、苏349井、陕303井、陕324井、莲8井等探井的上组合马五2—3段与中组合马五5—6段，以及城川1井、召1井、陕139井、富探1井与宜6井等探井中的下组合发现了滨岸潟湖泥云坪与云泥坪中的泥质白云岩与白云质泥岩烃源岩，这展示出奥陶系马家沟组海相烃源岩具广泛发育特征。

另外，除在滨岸潟湖云泥坪与泥云坪两类沉积微相中发育厚层富有机质海相烃源岩外，在滨岸潟湖云膏泥坪中也发育一定烃源岩，如召86井云膏泥坪中发育薄层泥质白云岩与薄层炭质泥岩，TOC值为1.0%～2.5%；桃43井马五7—10段含泥含膏云坪中也发育薄层泥质白云岩与炭质泥岩烃源岩，TOC值为 0.5%～1.5%。但是，该云膏泥坪与含泥含膏云坪中的烃源岩发育与盐洼中心钻探的龙探1和龙探2井烃源岩类似，具有层薄与分散的特征，不具备形成规模有效烃源岩潜力。

因此，从沉积环境演化来看，沉积越晚越有利于烃源岩的发育。从发育厚度来看，马五3段、马五6段与马三段较厚，马一段最薄。从有机碳含量分析来看，马五5段TOC值最高，其次是马五3段与马五6段，而马三段与马一段TOC值多较低。从沉积微相来看，含云泥坪与云泥坪沉积微相中的深灰色白云质泥岩类型最好，其次是泥云坪沉积微相中的暗色泥质白云岩，最差的是云膏泥坪中的泥质白云岩与炭质泥岩。

1.2 规模有效烃源岩分布

鄂尔多斯盆地的环盐洼周缘地区，马家沟组多层段发育规模有效海相烃源岩，其中马五段最发育。其白云质泥岩与泥质白云岩厚度多为20～80 m，占地层厚度的20%～40%。虽然该类烃源岩仍是以薄层为主，单层厚度0.5～3.0 m，但也存在集中发育段，可大面积形成有效的烃源岩分布区（见图 2）。从前面的论述可知，目前规模有效烃源岩主要发育在马五段中。虽然下组合马三段与马一段均揭示存在规模有效烃源岩，如莲6井与富探1井马一段—马三段分别厚达52 m与32 m，城川1井、陕15井、陕139井、召探1井等马三段厚度分别为11，14，16，25 m，宜探1井马一段厚20 m，这些较厚烃源岩发育的井也多发育于中央古隆起东侧环盐洼区，但是由于钻达马三段与马一段的井较少，目前很难编制可靠的烃源岩分布图。因此，笔者在此主要探讨马五段规模有效烃源岩的厚度发育特征。

图2 鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组五段烃源岩厚度等值线图

从目前钻探的情况来看，马五段烃源岩累计厚度大于40 m的区域主要分布于苏里格—乌审旗、吴起—志丹、安塞、黄龙、神木南等地区，如乌审旗附近的召84井厚72 m，安塞南部的陕303井厚43 m，黄龙西南部的宜6井厚52 m，神木南部的双70井厚55 m。而在盐洼中心区多数以发育厚度小于 0.1 m的薄夹层为特征，如榆9井、龙探1井与龙探2井等累计厚度均小于5 m。但是，随着勘探程度与钻探深度的加大，其烃源岩厚度还可能加大，分布区域将更广。

综上所述，鄂尔多斯盆地中央古隆起以东，奥陶系马家沟组环盐洼周边淡化湖含云泥坪沉积微相与泥云坪沉积微相中，海相白云质泥岩与泥质白云岩可连续沉积，单层厚度较大，是规模有效的海相烃源岩。而马家沟组膏盐湖、膏云坪、含膏云坪等沉积微相中仅发育薄层—极薄层分散的泥质白云岩与白云质泥岩烃源岩，不具备规模烃源岩发育条件。

2 马家沟组发育两类有利储集体

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组不仅发育碳酸盐岩风化壳岩溶储集体，也发育内幕的颗粒滩储集体，两类储集体都可成为天然气规模聚集的有利空间。

2.1 风化壳储集层

鄂尔多斯盆地马家沟组碳酸盐岩层系顶部广泛发育白云岩风化壳储集层，主要为马五1—4段[21]，已得到广泛认同。马五段岩性以云质灰岩、灰质微粉晶白云岩、砂（砾）屑白云岩、泥质膏质白云岩与硬石膏岩、盐岩互层为特征，属于典型的碳酸盐岩-蒸发盐沉积序列，主体为一套蒸发环境的含膏云坪与藻灰泥云坪微相沉积。马五1—4段的膏云坪粉晶白云岩构成了主要勘探目的层和靖边气田的储产层，其中以马五1段最为重要。孔洞层孔隙空间以硬石膏结核铸模孔、斑点溶蚀孔洞为主（见图 3a、图 3b）。其成因主要为同生—准同生期大气淡水溶蚀作用，随后又受到晚加里东—早海西期岩溶作用的叠加改造，导致含硬石膏结核的粉晶白云岩被选择性和非选择性地强烈溶蚀，形成蜂窝状溶蚀孔洞层。伴随产生的构造断裂作用和溶洞塌陷所导致的重力造缝作用使孔洞层被垂直及高角度裂缝、网纹状碎裂缝、角砾缝、微裂缝、压溶缝、层间缝所叠加改造，形成以裂缝-溶蚀孔洞为主的储集体及洞缝相连的储渗体系。

2.2 内幕颗粒滩白云岩储集层

图3 鄂尔多斯盆地马五段及马四段白云岩储集层特征

鄂尔多斯盆地马家沟组内幕也发育良好的颗粒滩白云岩与晶粒白云岩储集层，并环绕古隆起周缘的马家沟组生烃中心发育。如马四段沉积期是马家沟组海侵规模最大、海平面最高的时期，经历了从碳酸盐缓坡（灰泥丘和含海绵灰泥丘相泥质泥晶灰岩）到镶边台地（生屑砂屑云岩）的演化。在中央古隆起与伊盟隆起鞍部发育了大规模碳酸盐滩相沉积，后经埋藏白云石化作用而形成大面积展布的厚层白云岩储集体，其平面上围绕中央古隆起带呈“L”型分布。颗粒滩的埋藏白云石化是马四段储集层最主要的改造机制。储集层岩性以砂屑白云岩和粒白云岩为主（见图 3c、图3d），也发育一定的藻屑白云岩。白云岩中发育有大量粒间孔、晶间孔、粒间溶孔等微观储集空间，还有部分溶蚀孔洞和裂缝等宏观储集空间，具有较好的储集物性；储集层均质性较强且厚度较大。根据黄正良等的研究，该盆地古隆起前缘或马家沟组马五段云坪沉积微相中发育厚度13～28 m的砂屑滩与藻屑滩储集体，孔隙度为 2%～8%，渗透率为（0.1～0.5）×10-3μm2[22]。这一区域正好位于马五段烃源岩发育最好的周缘地区，有利于天然气的就近聚集成藏。

由此可知，马家沟组碳酸盐岩在加里东期形成了非常广泛的表生岩溶白云岩储集体，同时也发育内幕颗粒白云岩与晶粒白云岩储集体。两类储集体的广泛分布为马家沟组天然气藏的广泛发育创造了有利条件。

3 马家沟组自源油型气聚集特征

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组天然气聚集以自生自储的自源油型气为主，也存在部分上生下储的煤型气聚集，形成风化壳与内幕两类成藏组合，并表现出近源聚集与分区效应等特征。笔者重点论述马家沟组自源型天然气的聚集。

3.1 天然气的近源聚集

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组天然气多数为近源聚集成藏的油型气，且分布广泛。据戴金星等的研究，典型煤成气的乙烷碳同位素组成（δ13C2）最轻为-28.3‰，而典型油型气的δ13C2值最重为-29.0‰[3,6]，常以δ13C2值-28.5‰作为煤型气与油型气的划分界限，重于-28.5‰的为煤型气，轻于-28.5‰的为油型气[6]。另外，戴金星等研究认为天然气 δ13C2与 δ13C1之差值越小，成熟度就越高；差值越大，天然气热成熟度就相对越低[1]。

笔者开展了大量天然气同位素资料的收集整理与分析，编制了相关分析图件，将其分类后编制于图 4中，其中虚线为二者的相对分界线。从图 4中可以看出，除子洲—佳县与乌审旗北部地区外，大多数区域均存在油型气。如靖边气田以西的苏里格—桃力庙与吴起—莲池地区、靖边气田南部和北部地区、榆林北部—神木—伊盟地区等以油型气为主，只在靖边气田中东部既有煤型气又有油型气。由此可知，鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组天然气从分布区域来看，自源型的油型气分布区域十分广泛。

图4 鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组天然气类型鉴别与苏里格气田C-P天然气对比分析图

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组天然气很可能多数为近源聚集成藏。从图 4中甲烷碳同位素（δ13C1）与δ13C2-δ13C1值的相关分析上可看出，不同地区奥陶系马家沟组天然气性质具有明显的分区聚集效应，展示出天然气很可能是近源聚集为主。如：靖边气田南部地区多为高成熟的油型气，δ13C1值为-33.2‰～-27.0‰，多偏重，δ13C2-δ13C1值很偏负，为-9.5‰～0；靖边气田以西的苏里格—桃力庙与吴起—莲池等地区都为较高成熟度的油型气，δ13C1值为-36.5‰～-32.0‰，δ13C2-δ13C1值略偏负，多为-3.0‰～1.0‰；靖边气田北部地区也多为油型气，δ13C1值较重，为-34.5‰～-30.5‰，δ13C2-δ13C1值偏正，为-0.5‰～3.0‰；榆林北部—神木—伊盟地区主要为相对较低成熟度的油型气，δ13C1值偏轻，多为-41.5‰～-34.0‰，少数存在煤型气特征，δ13C2-δ13C1值为高正值，为5‰～11‰；靖边气田中东部为较低成熟度的煤型气与油型气，δ13C1值为-38.0‰～-32.5‰，δ13C2-δ13C1值偏正，为 0～11‰，其有部分天然气与靖边气田北部相似；子洲—佳县地区为相对较低成熟煤型气，δ13C1值为-33.5‰～-31.5‰，δ13C2-δ13C1值为高正值，为4.0‰～9.5‰。

由此可知，不同地区天然气的碳同位素组成不同，基本自成一体，以近源油型气聚集为主，当然也存在一定的上覆石炭-二叠系煤型气来源。关于部分学者提出的油型气自西向东长距离侧向运移而来的观点，笔者认为不成立。由于同位素的分馏原理，运移越远的天然气δ13C2值会越轻，然而该区并没有这一特征，反而越来越重[23-26]。因此，从天然气的平面分布特征来看，马家沟组多数地区的天然气应该是油型气近源聚集，不同区域会因热成熟度的不同，而形成不同的天然气同位素分区效应。

3.2 天然气源储组合主要类型

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组天然气大多数地区为油型气，煤型气仅在局部地区发育。这一特征不仅从前面的论述与证据可知，还可以从大规模发现储量的靖边气田及其以西的苏里格—桃力庙等地区的天然气碳同位素数据得到证实（见表1）。

表1 不同地区马家沟组与上古生界天然气碳同位素组成对比表

首先，靖边气田北部、南部与西部奥陶系大规模发现天然气储量的区域，马家沟组天然气多为乙烷碳同位素组成较轻的油型气，而这些区域上古生界底部多为乙烷碳同位素组成较重的煤型气。这些气区上古生界的煤型气并没有大量“倒灌”到奥陶系马家沟组储集体中，反而发现靖边南部地区上古生界以油型气为主，展示出奥陶系油型气向上运移至上古生界中聚集的现象。只在陕参 1井及其以东的靖边东部地区发现油型气与煤型气混源并大规模聚集的现象。另外，靖边气田北部、南部与西部马家沟组天然气δ13C2-δ13C1值表现出偏小与偏负的特征，而上覆上古生界底部煤型气的δ13C2-δ13C1值表现出偏大与偏正的特征。

其次，苏里格—桃力庙等奥陶系马家沟组新增储量区天然气也是以自生自储为主。从图 4中可见苏里格—桃力庙地区马家沟组天然气与苏里格气田石炭-二叠系天然气碳同位素组成明显不同。前者主要是成熟度较高的油型气，δ13C2-δ13C1值为-3‰～7‰；后者全部是成熟度较低的煤型气，δ13C2-δ13C1值为 7.0‰～13.6‰，说明二者基本没有气源上的关系。即该区石炭-二叠系烃源岩生成的煤系天然气，并没有大规模地运聚于下伏奥陶系马家沟组，马家沟组天然气以自生自储的油型气为主。如苏203井马五5段天然气甲烷与乙烷碳同位素组成分别为-36.2‰～-34.2‰、-37.0‰～-30.7‰[27]，二者均为典型自生自储油型气；召 44井马五5段天然气甲烷与乙烷碳同位素组成分别为-38.2‰～-35.8‰与-35.3‰～-30.7‰[27]，也是典型的奥陶系自生自储油型气。此外，中央隆起东南缘紫探1井的马五5段—马五9段天然气甲烷与乙烷碳同位素组成分别为-33.6‰～-33.2‰、-33.9‰～-31.6‰[27]，仍是典型的奥陶系自生自储油型气。

再者，发育于泥质白云岩与白云质泥岩烃源岩分布区的天然气以油型气为主，反之以煤型气为主。从靖边西北部至东部连井剖面的天然气碳同位素组成特征来看（见图5），位于泥质白云岩与白云质泥岩区内幕的天然气展示出油型气的特征，乙烷碳同位素组成多轻于-28.5‰。如桃45、桃15与陕188等井发育海相白云质泥岩，其天然气应该主要来自滨岸淡化潟湖阶段的海相烃源岩，为油型气。而在不整合面附近及盐膏层内幕的天然气乙烷碳同位素组成展示出既有油型气又有煤型气的特征。不整合面附近的天然气中煤型气应主要来自上覆煤系烃源岩[4,8-10]，油型气则主要来自马家沟组海相源岩生成的天然气。而马家沟组内幕自生自储的少量煤型气值得重视。笔者认为盐膏层内幕的“煤型气”应与膏岩中的“Ⅲ型”有机质生成天然气相关。根据彭德华等的研究，柴达木盆地在高盐度环境下，有利“Ⅱ2—Ⅲ型”有机质的生成[28]。鄂尔多斯盆地府5井2 481.58 m马四段含膏泥岩TOC值为 0.59%，其干酪根碳同位素组成较重，为-24.0‰。因此，龙探1井、桃38井发育于膏岩之中的白云岩气层，其乙烷重碳同位素的出现应与盐下含膏泥岩有关。

综上所述，鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组天然气碳同位素组成的变化均呈现自源天然气近源聚集为主的特征。奥陶系马家沟组天然气生成后，一方面聚集于内幕的颗粒滩储集层中，同时向风化壳岩溶储集层中运聚，均封盖在石炭系铝土质泥岩之下，形成了以自生自储为基础的内幕型和混源为特征的风化壳型两类天然气成藏组合。

4 自源型天然气勘探方向与潜力

图5 鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组近东西向气藏及乙烷碳同位素组成特征剖面图

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组自源型天然气藏主要为油型气，且均为岩性气藏。根据探井中白云质泥岩与泥质白云岩的统计分析，在环绕盐洼的西北部、西部及西南部都存在不同岩性与不同厚度的海相烃源岩，均已达裂解气阶段，其热演化程度具有南高北低特征，盐洼南部Ro值为2.8%、盐洼北部Ro值为1.6%、盐洼西部古隆起区Ro值为1.8%[29-30]。根据已知烃源岩发育厚度、有机碳含量、热演化程度及有机质类型等方面的分析，计算出环盐洼带的油型气生气强度为（2～20）×108m3/km2（见图6），其总生气量为54.5×1012m3。并存在苏里格—乌审旗、吴起、安塞、宜川—黄龙 4个生气中心，其中苏里格—乌审旗地区及其邻区最好，生气强度可达（8～20）×108m3/km2；吴起、安塞及宜川—黄龙地区较好，生气强度可达（8～15）×108m3/km2。根据戴金星等的研究，认为生气强度只有大于 20×108m3/km2才能具备大气田的成藏条件[2]。但是在近源聚集的条件下，大气田形成气源条件中生气强度最低可以下降到2×108m3/km2[31]。如四川盆地须家河组在川中—川南过渡带的安岳、合川、广安地区形成了 3个千亿立方米的天然气聚集区，其须家河组烃源岩生气强度分别为（5～10）×108、（1～5）×108、（5～15）×108m3/km2[31]。

由此可知，在环盐洼的西部、北部与南部的广大地区均存在自源型天然气规模聚集成藏的可能，而这些区域的储集体能否规模发育是其富集的关键因素。2011年以来，靖边气田西部、西北部、南部以及盐下天然气勘探区域的不断拓展与新气田的不断发现就是有力的证明[15]。在奥陶系生气中心边缘地区，由于砂屑滩与藻屑滩储集体较发育与天然气近源聚集，可以获得高产天然气流。如：统74井在盐下马五7段白云岩储集层中获得127.98×104m3/d的无阻流量，并含硫化氢（36 290 mg/m3）[32]，苏203井马五5段白云岩储集层获得104.09×104m3/d的无阻流量。也可能因储集层的变薄只能获得低产气流，如紫探1井在马五5段—马五9段白云岩储集层产天然气2.26×104m3/d。而在生气强度较高的地区，由于储集层较薄，天然气成藏受储集体规模与物性的控制，多以中低产井为特征。如：烃源岩最厚的召44井马五5段产天然气4.56×104m3/d。当然，这些区域由于奥陶系马家沟组岩溶沟谷的发育，不整合面附近马家沟组天然气也有部分来自上覆煤型气，如桃15井马五5段产天然气2.47×104m3/d。同时，笔者认为虽然根据钻探资料评价出了 4个生气中心，但由于绝大多数的井都没有钻探到盐下，随着勘探的不断深入，环盐洼地区盐间与盐下烃源岩将会被更多地揭示出来，很可能还有新的生气中心被揭露。

根据笔者计算，鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组自生自储型天然气资源量可达 2.7×1012m3，目前在苏里格—乌审旗、吴起等地发现桃43、苏322、苏127等五5—10段的多口工业气井[27,32]（见图 6），证明其有利的勘探方向为生气强度较大的环盐洼地区。重点勘探方向应为苏里格—乌审旗、吴起—安塞以及富县—黄龙等马家沟组烃源岩生气强度较大的地区及其周边地区；其有利的勘探层位应为马五5—10段与马一段—马四段等内幕白云岩岩性体。因此，在环盐洼地区寻找规模岩性储集体是下一步天然气勘探发展的关键。

图6 鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组天然气勘探成果与烃源岩生气强度叠合图

5 结论

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组环盐洼滨岸淡化潟湖环境下的含云泥坪微相中的白云质泥岩，与滨岸潟湖环境下的云泥坪微相中的泥质白云岩交互沉积，厚度较大，可发育规模有效的海相碳酸盐岩烃源岩，其中马五段烃源岩最发育。

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组不仅发育碳酸盐岩风化壳岩溶储集体，也发育内幕颗粒滩白云岩储集体，均可成为有利储集层，为自源型天然气藏的大面积发育奠定了良好基础。

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组天然气的聚集，多数为自生自储与近源成藏的油型气，并发育以自生自储为基础的内幕型和混源为特征的风化壳型两类天然气成藏组合，其天然气的性质具有明显分区效应。

马家沟组自源型天然气聚集潜力大，主要为油型气，且具备规模天然气聚集成藏的资源基础，主要分布于环盐洼区，如：苏里格—乌审旗、吴起—安塞以及富县—黄龙等马家沟组烃源岩生气强度较大区域及其邻区，为该类天然气勘探的有利地区。该地区马五5—10段与马一段—马四段等内幕白云岩岩性体是有利的勘探方向。

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（编辑 魏玮 王大锐）

Accumulation and potential analysis of self-sourced natural gas in the Ordovician Majiagou Formation of Ordos Basin, NW China

LI Wei, TU Jianqi, ZHANG Jing, ZHANG Bin
(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China)

The characteristics of the marine carbonate source rocks and the accumulation and potential of self-sourced natural gas in the Ordovician Majiagou Formation of the Ordos Basin are investigated based on recent exploration progress by using geochemical and gas-source correlation methods. Massive source rocks are developed around the salt depression, east of the paleo-uplift in the Ordovician Majiagou Formation during the Caledonian; and the natural gases produced by argillaceous dolomite and dolomitic mudstone are the major sources of the Ordovician gas field. Besides widespread carbonate weathering crust karst, internal grainstone dolomite is also well-developed in the Majiagou Formation, and both can act as favorable reservoirs. The natural gas of the Majiagou Formation is mainly self-sourced oil-type gas generated by in-situ source rock and accumulated near the source area. There is only limited local accumulation of natural gas produced in the upper strata and stored below. The Majiagou Formation around the salt depression has favorable conditions for large scale natural gas generation and accumulation, has the advantage of collecting large area natural gas of self-generation and self-preservation and the frontier depression areas of the paleo-uplift to the west, north and south of Jingbian gas field are the potential Ordovician exploration targets in the future.

Ordos Basin; Ordovician; Majiagou Formation; source rock; oil-type gas; natural gas accumulation; natural gas carbon isotope; natural gas resource

中国石油勘探与生产分公司科技项目“鄂尔多斯盆地奥陶系盐下气源特征与综合评价及有利区带目标优选”（2014-008）

TE122

A

1000-0747(2017)04-0521-10

10.11698/PED.2017.04.05

李伟, 涂建琪, 张静, 等. 鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组自源型天然气聚集与潜力分析[J]. 石油勘探与开发,2017, 44(4)： 521-530.

LI Wei, TU Jianqi, ZHANG Jing, et al. Accumulation and potential analysis of self-sourced natural gas in the Ordovician Majiagou Formation of Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 521-530.

李伟（1963-），男，湖南沅江人，博士，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事石油与天然气地质综合研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院石油地质实验研究中心，邮政编码：100083。E-mail：Lwe@petrochina.com.cn

2016-08-05

2017-04-17