鄂尔多斯盆地中部奥陶系马四段天然气成藏主控因素

2021-06-19任海姣吴伟涛赵靖舟陈梦娜

特种油气藏 2021年2期

任海姣，吴伟涛，赵靖舟，陈梦娜

(1.中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000；2.西安石油大学，陕西西安 710065；3.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安 710065)

0 引言

鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系顶部靖边气田的发现以及马五段内幕气藏的突破，证实了下古生界海相碳酸盐岩天然气的勘探潜力[1-3]。随天然气勘探工作的不断深化，奥陶系马四段天然气勘探取得了重要突破，14口探井均有天然气显示。然而，由于马四段埋藏较深、勘探程度较低，前人研究主要集中于沉积相和储层方面[4-7]，一定程度上限制了天然气的勘探，对于天然气成藏控制因素的研究更是寥寥无几。而上部的马五段天然气成藏特征及主控因素研究相对较多[8-10]，对马四段成藏研究具有一定的借鉴作用。为此，利用最新的钻井、测井、地球化学、试气等资料，分析气藏类型及分布特征，从气源岩、储层特征、运移和遮挡条件探讨马四段天然气成藏主控因素，旨在丰富碳酸盐岩天然气成藏理论，并为鄂尔多斯盆地奥陶系下一步勘探提供理论依据。

1 区域地质特征

研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单元中北部，北起鄂托克旗，南至延安，西接鄂托克前旗，东至佳县，面积约为10×104km2。马四期为早奥陶世最大的海侵旋回，沉积厚度较大，在盆地东部约为180 m，向中央古隆起逐渐过渡到400 m左右。依据岩性、电性和沉积旋回特征，马四段自上而下可划分为马四1、马四2和马四3亚段，各亚段地层分布较稳定，平均厚度为55 m，整体呈现由东部向中央古隆起逐渐增厚的趋势。马四期为隆洼相间的沉积格局，自西向东依次发育浅海台地相、灰云缓坡相和灰岩洼地相。受白云石化作用影响，马四1段以白云岩为主，马四2和马四3段以灰岩为主(图1)，平面上表现为西部发育厚层白云岩，向东部渐变为灰岩夹薄层白云岩。研究区现今构造稳定，总体为西倾单斜，局部发育低幅度鼻状隆起及小规模断裂。

图1 鄂尔多斯盆地中部奥陶系马四段地层柱状图Fig.1 The stratigraphic column of the Ordovician MaMember 4 in the central Ordos Basin

2 奥陶系马四段气藏特征

研究区钻至奥陶系马四段的井共有72口，其中14口为气显示井，To51井产量较高，日产气量为0.63×104m3/d，其次为Ta37井和S51井，日产气量分别为0.53×104m3/d和0.51×104m3/d，其余井日产气量均低于0.50×104m3/d。产气井主要分布在灰云坪和云灰坪沉积相带，3口产水井分布在云坪相(图2)。

图2 马四1亚段沉积相与试气成果Fig.2 The sedimentary facies and gas testing results of theSub-member 1 of Ordovician Ma Member 4

受中央古隆起的抬升作用，研究区西部马四段与石炭系本溪组直接接触，东部与马五段整合接触，且自西向东沉积相发生变化，导致马四段形成的圈闭类型与顶部靖边气田风化壳为主的圈闭类型明显不同[2]。根据圈闭遮挡条件可分为岩性圈闭和岩性-风化壳型圈闭。

研究区中东部马四段以灰云坪和云灰坪沉积相为主，薄层白云岩为有利储层，侧向和垂向发育的灰岩起到遮挡作用，形成岩性圈闭。灰岩侧向遮挡类岩性气藏分布在厚层白云岩与致密灰岩的岩性变化带上，厚层白云岩储层物性条件较好，其侧向上发育物性较为致密的灰岩起到遮挡作用，如J7和Ta37井气藏(图3)。灰岩垂向遮挡类岩性气藏分布在大套灰岩之间，云质含量增加的部位，其垂向上灰质成分增多，形成遮挡作用，如Ta36和To51井气藏。

在加里东运动影响下，奥陶系经历了较长时间的风化剥蚀，研究区西部马四段受到不整合和岩性的共同控制，形成岩性-风化壳型圈闭，由于侧向遮挡条件不发育，产气井较少，可见产水井。

3 马四段天然气成藏主控因素与有利区域预测

3.1 气源条件及其控气作用

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组天然气来源与成因较为复杂，前人研究多集中于马家沟组顶部马五1—马五4段风化壳型气藏，对马四段研究较少。迄今为止，学术界存在3种观点：多数学者认为上古生界煤系烃源岩是马家沟组天然气的主要来源[11-12]，部分学者认为下古生界碳酸盐岩类烃源岩也是主要的气源岩[13]，还有学者认为盆地西部奥陶系乌拉力克组存在优质海相烃源岩[14]。该文通过分析烃源岩生烃强度等因素，认为上古生界煤系烃源岩对马四段天然气贡献最大，下古生界碳酸盐岩类烃源岩贡献有限[15-16]。因此，奥陶系马四段天然气为上古生界煤系烃源岩生成的煤型气与下古生界碳酸盐岩生成的油型气的混合气，并以前者为主。气源条件控制着天然气的贫富，马四段气源条件不充足，整体产气量较少。

3.1.1 上古生界烃源岩条件

上古生界煤系烃源岩广覆式生烃，煤层厚度约为10 m，有机碳含量约为72.0%，氯仿沥青“A”约为0.700%；暗色泥岩厚度约为60 m，有机碳含量约为2.8%，氯仿沥青“A”约为0.085%。生烃强度主要为10×108～30×108m3/km2，整体显示出高强度、大范围的供气特点。

上古生界煤系烃源岩与马四段储层的接触关系分为直接接触和间接接触，研究区西部以直接接触为主，中东部以间接接触为主。研究区西部上古生界煤系烃源岩生成的天然气首先向下运移进入到马四段白云岩储层，沿着白云岩储层孔缝带顺着构造倾斜方向逐渐运移，在适当的圈闭中聚集形成天然气藏(图3)。

马四段产气井侧向上距剥蚀面的距离为50～130 km，需要较高强度的天然气充注才能够满足形成气藏的条件。同时，源储直接接触的研究区西部马四段储层具有面积广泛、物性优质的特点，进入储层中的天然气会发生过度分散消耗，造成天然气产量小。研究区中东部的煤系烃源岩垂直运移到马四段储层，具有距离远、非渗透性层系多的特点(图3)。产气井在纵向上与煤系烃源岩的垂直距离为240～270 m，且两者地层之间发育大套灰岩、膏盐岩等物性致密的岩层，增加了运移难度。

图3 奥陶系马四段Dt1-To51井天然气成藏模式Fig.3 The natural gas accumulation model of well Dt1-To51 in the Ordovician Ma Member 4

3.1.2 下古生界烃源岩条件

奥陶系马四段烃源岩岩性包括泥质云岩、含泥云岩、灰云岩和灰岩，TOC分布范围为0.05%～0.31%，平均为0.11%，干酪根类型主要为Ⅱ1型，有机质演化程度处于过成熟阶段，生烃强度分布范围为0～4×108m3/km2。马家沟组马五5—马五10段碳酸盐岩类烃源岩质量同样较差，生烃强度主要分布为0～6×108m3/km2。

气源条件控制天然气的贫富，上古生界优质烃源岩生成的天然气向下运移困难较大，而中下组合烃源岩质量较差，对马四段天然气的贡献较小，因此，在气源条件不充足的情况下，马四段产气量整体较小，均小于1.00×104m3/d。

3.2 储层特征及其控气作用

储层特征控制天然气的富集区域，物性中等的灰云坪相和云灰坪相是天然气富集的主要相带。灰云坪相和云灰坪相产气井占70%，而云坪相产气井较少，仅占20%。

马四段云坪相和颗粒滩相物性最好，孔隙度和渗透率平均值较高，分别为1.71%、1.189 mD和1.61%、0.972 mD，是优质储层发育的有利相带；灰云坪相孔隙度较高，平均值为2.09%，渗透率平均值较低，仅为0.210 mD；云灰坪相和灰坪相孔隙度相差不大，平均值约为0.78%，但云灰坪相渗透率稍高，平均值为0.271 mD，而灰坪渗透率平均值仅为0.059 mD。

研究区西部的云坪相和颗粒滩相孔隙空间较为发育，为天然气创造了优质的输导条件，但由于气源条件有限，难以形成规模气藏，因此，云坪相产气井较少。灰云坪相和云灰坪相物性中等，渗透率低于云坪相和颗粒滩相，但普遍高于灰坪相，相对致密的储层能够有效地阻止天然气进一步逸散，便于气藏的形成(表1)。

表1 奥陶系马四1段典型井物性统计Table 1 The statistics of hysical properties of typical wells in the Sub-member 1 of Ordovician Ma Member 4

3.3 运移条件及其控气作用

孔隙和裂缝是马四段储层的主要储集空间，其与断层组合形成空间上的三维网络系统，为天然气运移提供了重要通道[17]。

马四段晶间孔和溶孔平均面孔率约为1.95%，部分孔隙被方解石、白云石等充填(图4a、b)。受古地形的影响，溶蚀作用在剥蚀面附近最强，平面上向东部逐渐变弱，垂向上向马四段深部溶蚀作用基本消失，影响运移通道发育。

马四段发育高角度构造缝，局部发育网状微裂缝(图4c—e)。大多数裂缝被泥质全充填，局部发育白云石、石英半充填裂缝。溶蚀缝多发育在靠近古隆起一带的风化壳附近，溶蚀宽度可达数厘米。溶蚀缝被方解石及泥质等物质充填，局部可见半充填的中粗晶白云石。

图4 奥陶系马四段储层孔隙类型Fig.4 The reservoir pore types of the Ordovician Ma Member 4

断层是天然气垂向运移的重要通道，研究区马四段断层仅在局部发育，断层规模较小，断距平均为20 m，走向多为北东—南西向，断层延伸距离为0.8～31.2 km。受成岩作用的影响，部分马四段孔隙和裂缝被方解石和白云石等充填胶结，同时，研究区东部地层远离剥蚀线面，岩溶作用较弱，灰质成分增加，影响运移通道发育。因此，上古生界煤系烃源岩和马家沟组碳酸盐岩类烃源岩生成的天然气，顺溶蚀孔缝及小规模断层向下运移至马四段，在东高西低的构造背景下，向东部运移成藏。

3.4 遮挡条件及其控气作用

遮挡条件控制天然气的分布。研究区东部储层远离剥蚀面，白云石化作用减弱，灰质成分逐渐增加，岩性变为以厚层灰岩夹薄层白云岩为主，较为致密的灰岩起到遮挡作用，有利于形成岩性气藏。相比之下，西部储层物性优越，但缺少遮挡条件，导致产气井较少。

研究区中部灰云坪沉积相灰质含量增加，白云岩与灰岩的岩性变化带发育岩性油气藏，如Ta37和J7井，下部厚层灰岩形成底板，有效阻隔天然气逸散，侧向上岩性变为致密灰岩，起到侧向封闭作用，形成岩性气藏(图3)。

研究区中、东部发育灰岩夹薄层白云岩类岩性圈闭。灰岩物性整体较差，云质含量的增加改善了储层物性，垂向上发育的灰岩起到遮挡作用和底板封隔作用，有利于天然气聚集，如T36、To52和F5井气藏(图5)。

图5 奥陶系马四段S51—F5井天然气运移剖面图Fig.5 The profile of natural gas migration of well S51—F5 in the Ordovician Ma Member 4

3.5 有利区预测

研究区西部靠近古隆起，地层长时间暴露地表，形成以晶间孔和溶孔为主要孔隙类型的厚层白云岩储层，且地层与上古生界煤系烃源岩直接接触，虽然具有较好的气源条件、储集空间和运移条件，但受限于遮挡条件的不发育，未能形成天然气藏。而研究区东部的灰云坪和云灰坪沉积相带是天然气藏发育的有利区(图2)，其储层为物性中等的薄层白云岩和白云岩与石灰岩岩性变化带，具有一定的储集空间，孔隙、裂缝和断层组成的三维网络系统将上古生界和下古生界气源与马四段地层沟通起来，便于天然气的运移，同时，侧向上发育的灰岩起到遮挡作用有利于天然气聚集成藏。