鄂尔多斯盆地东缘临兴地区上古生界烃源岩特征及其对天然气成藏的控制作用

宋 平，郭明强，赵靖舟,4，李 军,4

(1.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065； 2.中海石油(中国)有限公司 非常规油气分公司，北京 100011；3.中联煤层气有限责任公司，北京 100011; 4.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065)

引 言

在当今能源需求不断增长的背景下，随着对常规大型油气田发现的不断减少，非常规油气的勘探开发对于缓解目前能源需求的压力具有十分重要的意义。鄂尔多斯盆地致密砂岩气主要分布于石炭系—二叠系，目前已发现的榆林、乌审旗、苏里格、神木等大型致密气田，显示了鄂尔多斯盆地具有巨大的致密砂岩气资源勘探潜力，是我国主要的天然气增储上产区之一[1-6]。临兴地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东缘和晋西挠摺带内，自2014年勘探以来，已经有多口探井在本溪组-石千峰组地层中钻遇致密砂岩气层，且在太2、盒8、盒7、盒6、盒3、盒2、千5、千4、千3的气层测试均见工业气流，展示了临兴地区良好的勘探开发前景[7-8]。与已发现的榆林、乌审旗、苏里格、神木等大型致密气田的盆地中东部相比，临兴地区位于紫金山构造带，紫金山岩体的侵入对于烃源岩成熟生烃及气藏形成与分布皆具有重要的影响，因此，可对临兴地区开展烃源岩评价，对搞清该区天然气藏的形成机制和主控因素提供理论支撑，且对于推动该区的勘探开发进程具有重大意义。

1 区域地质背景

临兴地区位于鄂尔多斯盆地东缘，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东缘和晋西挠摺带内(图1),面积为2 620.3 km2[9]。整体构造相对简单，为北东高，南西低的单斜构造，局部由于受到紫金山岩体侵入的影响，形成了隆起区，且导致临兴地区东侧断裂发育，呈放射状展布。依据构造形态及断裂的发育程度，将临兴地区紫金山构造带大致划分为4个区：紫金山隆起带、环紫金山斜坡带、环紫金山向斜带以及平缓构造带[10]。其中，由于紫金山岩体的侵入，临兴地区烃源岩的热演化程度整体偏高，尤其在有火山岩侵入的位置，其有机质成熟度异常高(Ro最高可达4.89%)。

根据临兴地区的钻井资料及野外露头揭示，本区上古生界自下而上依次发育上石炭统本溪组(C2b)与太原组(P1t)、下二叠统山西组(P1s)、中二叠统石盒子组(P2sh)以及上二叠统石千峰组(P3s)。其中，发育于海陆过渡相沉积环境中的本溪组、太原组及山西组煤系地层为烃源岩；下石盒子组与千5地层为主要的储集层；上石盒子组与石千峰组的厚层泥岩为主要的区域盖层，山西组与盒5的泥岩为直接盖层。

图1 临兴地区地理位置及鄂尔多斯盆地气田分布Fig.1 Location of Linxing area and distribution of gas fields in Ordos Basin

2 烃源岩特征

2.1 烃源岩的平面分布特征

2.1.1 烃源岩煤层分布特征

通过测井识别煤层，同时充分运用岩心观察及录井资料，可知临兴地区煤层的测井曲线具有高声波时差、高电阻率、低密度、低伽马的特征。分析结果表明，临兴地区的煤层具有广覆式分布的特点。临兴地区煤层厚度变化较大，横向上山西组、太原组与本溪组的煤层分布范围广；纵向上煤层主要分布在太原组和本溪组。煤层厚度主要分布在15～20 m，均值约19 m，在康宁东区最厚达30 m，整体呈现由南向北煤层逐渐变厚再变薄的趋势(图2)。

图2 上古生界烃源岩煤层厚度等值线Fig.2 Isogram of coal seam thickness of Upper Paleozoic source rocks

2.1.2 烃源岩暗色泥岩分布特征

临兴地区上古生界暗色泥岩也具有广覆式分布的特点。暗色泥岩厚度主要分布在50～70 m，均值约58.9 m，局部厚度较大，在康宁东区最厚达110 m，整体呈现由西南向东北泥岩逐渐变厚再变薄的趋势(图3)。

图3 上古生界烃源岩暗色泥岩等值线Fig.3 Isogram of dark mudstone thickness of Upper Paleozoic source rocks

2.2 烃源岩的地球化学特征

2.2.1 有机质丰度

临兴地区上古生界不同层位烃源岩的测试结果表明，临兴地区煤的有机碳含量为20.4%～87.32%，均值62.15%；生烃潜量0.71～309.37 mg/g，均值77.12 mg/g。临兴地区泥岩的有机碳含量0.09%～38.6%，均值4.59%；生烃潜量0.02～71.1 mg/g，均值2.64 mg/g(表1)。根据煤系烃源岩的评价标准，临兴地区上古生界石炭—二叠系煤系烃源岩的生烃级别为中等[11-12]。

2.2.2 有机质类型

烃源岩的有机质类型控制着生烃类型及生烃潜量，根据临兴地区上古生界煤系烃源岩的测试分析数据，通过最大热解峰温和氢指数，结合有机质判识图版分析临兴地区烃源岩的有机质类型。结果显示，临兴地区上古生界煤系烃源岩有机质主要是以生气为主的Ⅲ型，同时含有部分Ⅱ型(图4)。

2.2.3 有机质成熟度

临兴地区上古生界煤系烃源岩样品的岩石热解数据显示， 临兴地区煤的Tmax值447～591 ℃， 均值474.97 ℃；泥岩的Tmax值312～567 ℃，均值472.13 ℃(表1)。

表1 鄂尔多斯盆地临兴地区与神木气田烃源岩有机质丰度对比表Tab.1 Comparison of organic matter abundance of hydrocarbon source rocks between in Linxing area and in Shenmu gas field, Ordos Basin

图4 鄂尔多斯盆地东缘上古生界烃源岩有机质类型判识Fig.4 Identification of organic matter types of Upper Paleozoic hydrocarbon source rocks in the eastern margin of Ordos Basin

根据烃源岩的有机质成烃演化阶段划分及判识标准[12]，临兴地区的上古生界煤系烃源岩主要处于成熟—高成熟阶段，部分处于过成熟阶段。

临兴地区烃源岩有机质成熟度主要分布在0.7%～2.0%，处于成熟—高成熟阶段。由于受到紫金山岩碱性杂岩体侵入的影响，康宁东区局部烃源岩有机质成熟度达到了生干气阶段(Ro>2.0%)。Ro值在平面上呈现出一定的变化规律，紫金山隆起带及平缓构造带的烃源岩热演化程度较高，Ro值最高达4.89%(图5)。整体上，临兴地区上古生界煤系烃源岩有机质成熟度较高，主要处于成熟—高成熟阶段，部分处于过成熟阶段。

图5 临兴地区上古生界烃源岩Ro平面分布Fig.5 Plane distribution of Ro of Upper Paleozoic hydrocarbon source rocks in Lingxing area

2.2.4 生气强度

临兴地区上古生界烃源岩的生气强度通过煤和暗色泥岩的气态烃产率与Ro关系图版、临兴地区内煤和暗色泥岩的厚度、密度、有机碳含量计算[13]，计算式为

Ggas=H·ρrock·TOC·r·10-3。

式中：Ggas为烃源岩生烃强度，108m3/km2；H为烃源岩厚度，m；ρrock为烃源岩密度，t/km3(煤取1.3×109t/km3，泥岩取2.6×109t/km3)；TOC为烃源岩的原始有机碳含量；r为烃源岩的产气率，m3/tTOC。

计算临兴地区山西组、太原组及本溪组的煤和暗色泥岩的生气强度，然后将其相加便得到临兴地区上古生界烃源岩的累计生气强度。临兴地区生气强度(10.22～44.86)×108m3/km2，主要分布在(15～20)×108m3/km2，在临兴地区西部及康宁东区局部达到35×108m3/km2以上。分别位于紫金山北侧和西侧的康宁采区及临兴地区西部的生气强度较高，但从平面上看，紫金山对生气强度的控制作用不太明显(图6)。

图6 临兴地区上古生界烃源岩累计生气强度平面分布Fig.6 Plane distribution of gas generation intensity of Upper Paleozoic hydrocarbon source rocks in Lingxing area

3 临兴地区与神木气田气源条件对比

临兴地区气源条件比神木气田略好，但总体上相差不大。临兴地区与神木气田的烃源岩均为山西组、太原组及本溪组的煤系烃源岩，但在烃源岩的发育规模、有机质丰度、烃源岩热演化程度上存在一定的差异(表1、表2)。首先，神木气田的煤层累计厚度小于临兴地区，但山西组的煤层比临兴地区厚很多。其次，神木气田煤层的有机质丰度低于临兴地区；而暗色泥岩的有机质丰度高于临兴地区。最后，神木气田煤层的成熟度低于临兴地区；暗色泥岩的成熟度高于临兴地区。与神木气田相比，临兴地区的优势是煤层厚度较大，成熟度较高。然而，神木气田山西组煤层比临兴地区发育，有热模拟实验结果表明，山西组煤的总产烃率是本溪组的2倍以上，在热演化程度相似的情况下，山西组的生烃潜力比本溪组好，这也在一定程度上能够弥补其烃源岩条件的不足[14]。因此，神木气田的生气强度略低于临兴地区，分布在(8～33)×108m3/km2。

表2 鄂尔多斯盆地临兴地区与神木气田烃源岩气源条件对比Tab.2 Comparison of gas supply conditions of hydrocarbon source rocks between in Linxing area and in Shenmu gas field, Ordos Basin

4紫金山岩体侵入对天然气成藏的影响

紫金山岩体是一套多期次形成的碱性杂岩体，从早期侵入到后期抬升冷却主要分为3个阶段：早白垩世，高温岩浆侵入并快速降温，使得围岩温度显著增高；早白垩世晚期至古近纪，紫金山岩体处于相对缓慢抬升冷却阶段；自古近纪末期，紫金山岩体进入相对较快的抬升冷却阶段[15]。临兴地区存在两期天然气成藏，第一期主要从晚侏罗世到早白垩世，烃源岩进入生烃高峰期；第二期是从白垩世到始新世，由于紫金山岩体的隆升，临兴地区断裂发育，原生气藏被破坏，形成次生气藏[10]。紫金山岩体活动的第一个阶段恰为临兴地区烃源岩的生烃高峰期，受高温岩浆侵入的影响，临兴地区沉积岩热演化程度整体偏高，在一定程度上增大了烃源岩的生烃总量。此外，通过岩心观察及镜质体反射率检测报告发现，临兴地区内存在火山岩侵入体的位置有机质成熟度异常高，最高可达4.89%。紫金山岩体活动的第二、三阶段主要处于抬升状态，使得临兴地区环紫金山构造带断裂发育，近源的原生气藏遭到破坏，形成远源的次生气藏，这是造成临兴地区多层系成藏的主要因素之一。

5 气源条件对天然气成藏的控制作用

烃源岩的生烃增压和源储浓度差是致密砂岩气藏中天然气的主要运移动力，因此，除提供气源以外，烃源岩还提供天然气运移的主要动力[16-19]。这种情况下，气源条件对天然气藏在宏观上的分布具有较为明显的控制作用。平面上，临兴地区内煤层厚度>11 m，生气强度>11×108m3/km2的区域为工业气流井主要分布区，且在烃源岩条件较好的区域，其含气性也较高(图7、图8)。天然气的垂向运移距离即为主力烃源岩与其垂向上最远距离的气层或者差气层之间的距离。临兴地区的上古生界天然气垂向运移距离是通过临兴地区内探井的试气成果确定其最远距离的气层或差气层，计算本溪组8#煤顶部到该气层或差气层的距离。纵向上，天然气垂向运移距离与煤层厚度和生气强度表现出一定的正相关性，由于受到紫金山岩体侵入的影响，临兴地区输导体系复杂，其呈现出的正相性略差，但整体上表现为随煤层厚度、生气强度的增大，天然气垂向运移距离更远。在生气强度>11×108m3/km2，煤层厚度>11 m的临兴地区内，天然气垂向运移的最远距离超过800 m(图9、图10)。

图7 生气强度与无阻流量相关图Fig.7 Correlation of gas generation intensity to open-flow capacity

图8 煤层厚度与无阻流量相关图Fig.8 Correlation of coal seam thickness to open-flow capacity

图9 生气强度与天然气垂向运移距离相关图Fig.9 Correlation of gas generation intensity to vertical migration distance of natural gas

图10 煤层厚度与天然气垂向运移距离相关图Fig.10 Correlation of coal seam thickness to vertical migration distance of natural gas

6 结论与认识

(1)临兴地区上古生界暗色泥岩主要分布在50～70 m，均值58.9 m；煤层厚度主要分布在15～20 m，均值18.9 m，整体呈现由南向北煤层逐渐变厚再变薄的趋势。

(2)临兴地区气源条件优于神木气田。神木气田煤系烃源岩的发育规模比临兴地区略差，且煤层有机质丰度、成熟度均低于临兴地区。但神木气田的山西组煤层比临兴地区发育，由于山西组煤层的总产烃率高，在一定程度上弥补了烃源岩条件的先天不足。

(3)临兴地区上古生界煤系烃源岩对天然气藏的形成与分布具有明显的控制作用。平面上，临兴地区内煤层厚度>11 m，生气强度>11×108m3/km2的区域为工业气流井主要分布区，且在烃源岩条件较好的区域，其含气性也较高；纵向上，天然气垂向运移距离与煤层厚度和生气强度表现出一定的正相关性，由于紫金山岩体侵入的影响，临兴地区输导体系复杂，其正相关性略差，但整体上表现为煤层厚度越大、生气强度越高，天然气垂向运移距离越远。