延安地区奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层孔隙特征及天然气成藏期次研究

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(西北大学，陕西 西安 710069)

延安地区奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层孔隙特征及天然气成藏期次研究

郭星，章敏，张振旭

(西北大学，陕西 西安 710069)

以鄂尔多斯盆地延安地区奥陶系碳酸盐岩为研究对象，研究观察储层特征，并结合相关文献及资料，对天然气成藏期次和机理进行的探讨。通过对研究区大量铸体薄片的观察，归纳总结奥陶系顶部碳酸盐岩储集的空间特征，认为马家沟组储层主要发育次生溶蚀孔，少量晶间孔，原生孔隙不发育，孔径分布范围在0.001～1.5 mm之间。针对包裹体均一温度的测定分析，结合前人的研究成果及区域地质背景，认为马家沟组成藏期有多期充注，其中存在一期来源于山西组早白垩世末。

鄂尔多斯盆地；下古生界；储层；成藏期次

近年来，许多专家和学者利用包裹体、古地温史以及地层埋藏史等对鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏等展开了很多研究[1]，但对下古生界天然气成藏研究较少，勘探成功率较低，极大的限制了对人们对下古生界天然气勘探领域的认识。因此，通过对鄂尔多斯盆地延安地区上古-下古储层中流体包裹体的研究，使人们对该地区下古生界天然气的成藏期次、运移方向以及成藏时间等产生新的认识，这将对鄂尔多斯盆地下古生界进一步天然气勘探开发及部署具有重要的指导意义。

1 区域地质背景及研究现状

鄂尔多斯盆是我国第二大含油气盆地，位于中国东西部构造区域的结合区。研究区延安地区位于盆地东南部，研究区面积约4.19×104km2。(图1)

1989年陕参1井钻遇下奥陶统马家沟组风化壳，获得无阻流量28.3×104m3/d的高产稳定气流[2]，拉开了鄂尔多斯盆地大气田发现的序幕，截至2014年底，鄂尔多斯盆地奥陶系已经累计探明天然气地质储量逾6 500×108m3，每年新增储量超过5 000×108m3，处于储量增长高峰期。展现了盆地海相碳酸盐岩层系良好的勘探潜力[3-4]。

根据前人研究，鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系天然气主要来源于上古生界煤系烃源岩[5-8]，有效烃源岩层为二叠系太原组和山西组的一套海陆交互相的含煤层系，包括暗色泥岩和煤层，其中煤系烃源岩是主要供应者。煤层厚度一般为5～30 m，其有机碳含量为70.8%～83.2%，暗色泥岩厚35～245 m，有机碳含量为0.43%～3.79%。煤和泥岩以腐殖型即Ⅲ型干酪根为主，δ13C 值为-26. 23‰～-21. 23‰有机质热演化程度高，达到高-过成熟干气阶段，镜质体反射率R0值介于1.78%～2.16%之间，生烃强度最高可达40×108m3/km2[9-12]。

图1 研究区域位置图

2 储层类型

通过镜下观察大量延安地区奥陶系碳酸盐铸体薄片，发现该地区奥陶系碳酸盐岩中压实作用、白云化作用、硅化作用、溶蚀作用、黄铁矿化等成岩作用均有不同程度的显现,如图2所示。孔隙类型主要以溶蚀孔隙为主，孔径大都分0.001～1.5 mm之间，晶间孔隙等次生孔隙也有一定的发育，原生孔隙几乎不发育。早-中-晚期裂缝均有发育，但存在一部分裂缝被方解石、白云石完全充填，其余裂缝或多或少被泥质、沥青等其他有机质充填。除此，该套地层方解石脉体也十分发育。结合前人研究，本研究区的储层类型为风化壳溶孔型储层和白云岩晶间孔型储层。储层段平面上分布连续、稳定，这为研究区内风化壳气藏大面积的形成奠定了基础[13]。

图2 马家沟组碳酸盐岩中不同成岩作用

2.1 孔隙特征

2.1.1 孔隙类型

研究区内奥陶系碳酸盐岩中的孔隙主要有两大类：

(1)原生孔隙，主要为粒内孔隙和粒间孔隙，孔隙直径为0.1～0.24 mm。但在该区发育的原生孔隙比较少见。

(2)次生孔隙，主要包括晶间孔、溶孔和溶洞三种类型。

研究观察发现，研究区内奥陶系碳酸盐岩中的次生孔隙以溶孔、溶洞为主，晶间孔隙次之。晶间孔隙在延安地区奥陶系顶部碳酸盐岩发育并不是很明显，且孔径相对较小，孔径主要介于0.050～0.225 mm。溶蚀孔隙(又称溶孔)，是指碳酸盐岩中易溶矿物被流体溶解形成的孔隙。延安地区的溶蚀孔隙十分发育，孔径最大可达2 mm，但可能由于溶解作用在碳酸盐岩成岩过程中就已经发生，并且一直延续到成岩作用以后，故而使之形成的多数溶孔被方解石、白云石、石英、石膏等其他矿物不同程度的充填。

2.1.2 孔隙充填情况

研究中采集25口井的岩样，显微镜下观察50个铸体薄片，共拍摄485张溶孔、裂缝、脉体照片，通过显微观察分析发现奥陶系马家沟组碳酸盐岩以溶蚀孔隙为主，且大部分发育有不同程度的充填，这对于储层的储集性能及运移通道研究有重要意义。本文依据充填程度的不同，将其划分为全充填孔隙、半充填孔隙、无充填孔隙和溶洞四类，如图3所示。同时，采用SmileView软件对不同类型溶孔孔径进行测量并利用统计学方法对孔径数据分布情况进行了进一步统计分析。

图3 马家沟组碳酸盐岩溶蚀孔隙

(1)全充填孔隙

研究区奥陶系碳酸盐岩全充填溶蚀孔隙主要被方解石、白云石充填，其次为石膏、石英等矿物。孔隙形态比较规整，多呈圆形、椭球形，且双孔隙、多孔隙同生的现象较为普遍。据镜下显微观察及数学统计结果表明，该类溶蚀孔隙孔径0.25～1.25 mm，中-粗孔隙，近连续分布，部分较大孔隙孔径大于2.0 mm(图4)。

(2)半充填孔隙

半充填溶蚀孔隙在奥陶系顶部碳酸盐岩中相对较发育。通过镜下发现，该类孔隙主要被白云石矿物颗粒充填，白云石自形性较好，表面浑浊，可明显区分于母岩基质。除此，该类孔隙多相互连通，或被裂缝贯穿。据数学统计，该类孔隙孔径主要介于0.25～1.5 mm,且相对集中于0.75 mm。该类孔隙中也存在较大孔隙，孔径最大大于2 mm,但极为少数(图4)。

(3) 未充填孔隙

研究区内奥陶系碳酸盐岩中的未被充填的溶孔相对少于全充填、半充填溶孔。这类溶蚀孔隙主体呈椭球性，其他矿物有时会沿着溶孔边缘向内生长。根据镜下测量统计，这类溶孔孔径主要介于0.25～1.0 mm，细～中孔隙皆有分布，少数溶孔孔径大于1.1 mm，(图4)。

(4)溶洞及其他

除了上述几种溶蚀孔隙外，延安地区奥陶系碳酸盐岩中还存在孔洞分布，孔径大于2.5 mm，但这些孔洞大都被方解石、白云石所充填，方解石、白云石矿物可里较大、晶形较完整(图4)。

图4马家沟组碳酸盐岩溶蚀孔隙孔径分布直方图

2.2 裂缝及脉体

裂缝油气形成过程中重要的储集空间，也是关键的油气运移通道之一。世界上的大型的碳酸盐岩油气藏与裂缝的发育都有着密不可分的关系。研究区内奥陶系碳酸盐岩中裂缝也比较发育，裂缝形态平直，有的存在分叉现象。据镜下观察发现，部分裂缝存被方解石、白云石完全充填，这一部分裂缝宽度主要介于0.01～0.02 mm，推测属于早期构造裂缝，一般无储集意义。除此还存在部分被半充填的裂缝，主要被泥质、有机质、沥青等充填，其宽度主要介于0.001～0.3 mm之间。总体而言，裂缝宽度主要分布于0.001 ～0.06 mm(图5)。

图5 马家沟组碳酸盐岩裂缝

研究区内奥陶系碳酸盐岩中脉体较为发育是其另一个重要特征。这些脉体有方解石脉体、白云石-方解石脉体、石英脉体(图6)，但主要以前两者为主。据统计，脉体宽度为0.001～0.3 mm(图7)，围岩主要为细晶-亮晶白云岩。较为发育的脉体，为后期包裹体的研究提供了很好的样本资源。

图6 马家沟组碳酸盐岩脉体

图7 马家沟组碳酸盐岩脉体宽度分布直方图

3 成藏机制

3.1 成藏期次

表1 马家沟组碳酸盐岩中流体包裹体均一温度表 ℃

为了明确鄂尔多斯盆地上古生界天然气的成藏时间,划分成藏期次，采用了流体包裹体测温方法，获得了均一温度数据，如表1。通过数据统计表明，马家沟组流体包裹体均一温度主要分布在165℃～185℃(图8)，结合古地温史和储层埋藏史曲线(图9)，推测其冲注地质历史时间为90～100 Ma，为早白垩世。结合前人研究成果[10，14，15]，认为马家沟组应经历两期油气充注，分别对应于中-晚侏罗世和早白垩世。

图8 马家沟组包裹体均一温度分布直方图

图9 鄂尔多斯盆地延长探区下古生界马家沟组油气成藏期次及时间

3.2 成藏模式

上生下储、下部成藏模式是研究区马家沟组油气成藏的主要模式。奥陶系马家沟组沉积时期，研究区发育一套海相碳酸盐岩。马五段沉积的含膏白云岩为后期储层发育提供物质基础。加里东运动使盆地抬升，暴露地表，进入表生作用期，经受了长达1.4亿多年的风化淋滤作用[16-17]，产生的溶蚀孔、洞、缝形成了主要的储集空间。石炭系的铝土质泥岩是其直接盖层。烃源岩主要是上覆的石炭系—二叠系煤系地层，其在晚三叠世末开始生烃，受构造-热事件影响，在早白垩世进入生烃高峰期[18]。在烃源岩、储层之间剩余压差的作用下，天然气以砂体-裂缝输导体系向下运移，聚集成藏。早白垩世后盆地抬升，地层温度减低，烃源岩生烃能力下降，鄂尔多斯盆地下古生界气藏进入后期调整阶段，形成了如今的气藏。

4 结语

(1)奥陶系碳酸盐岩中压实作用、白云化作用、硅化作用、溶蚀作用、黄铁矿化等成岩作用均有不同程度的显现。孔隙类型主要以溶蚀孔隙为主，孔径最大可达2 mm。研究区的储层类型为风化壳溶孔型储层和白云岩晶间孔型储层。

(2)马家沟组方解石胶结物中流体包裹体均一温度主峰区间位于165℃～185℃，应该有来源于山西组早白垩世晚期上古生界的天然气充注。在早白垩世晚期山西组烃源岩大规模生气并向下运移。运移过程中，以砂体-裂缝垂向运移，在古沟槽处和岩溶高地铝土岩缺失处进入马家沟组风化壳岩溶储层，进入储层后沿不整合面运移，最终在延安地区西南部、西部、西北部和中部等有利部位汇聚成藏。

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PorositycharacteristicsandgasaccumulationstagesofcarbonatereservoirsinOrdovicianMajiagouFormationinYananarea

GUOXing，ZHANGMin，ZHANGZhen-xu

(Northwestern University, Xi'an 710069, China)

Taking Ordovician carbonate rocks in Yanan area and Ordos Basin as the object of study, the characteristics of reservoir are studied, and the formation times and mechanism of gas accumulation are discussed in the light of relevant literature and data. Through the observation of cast thin sections of the study area,summarize the characteristics of space at the top of the Ordovician carbonate reservoir, that Majiagou reservoir mainly developed secondary pore and small intergranular pore, less primary pores, and the pore size distribution in the range of 0.001～1.5 mm. Based on the determination and analysis of the homogenization temperature of inclusions, combined with the previous research results and regional geological background, it is considered that there is a multi-stage filling period in Majiagou formation, of which the first stage is from the early Cretaceous in Shanxi formation.

Ordos Basin；lower Paleozoic；reservoir；accumulation period

P618.130.2+1

A

1004-1184(2017)05-0107-04

2017-05-08

郭星(1993-)，男，陕西西安人，主攻方向：石油地质学。