鄂尔多斯盆地奥陶系下组合天然气成藏条件与勘探方向

徐旺林，李建忠，刘新社，李宁熙，张才利，张月巧，付玲，白莹，黄正良，高建荣，孙远实，宋微

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安 710018）

0 引言

鄂尔多斯盆地是中国最大的天然气产区。自1986年靖边气田发现以来，前人在奥陶系天然气勘探方面做了很多研究工作[1-8]。近年来勘探领域持续拓展，一方面是靖边气田周边奥陶系马家沟组五段1+2亚段（简称“马五1+2亚段”）风化壳气藏的分布范围持续扩大[5-6]，另一方面是垂向勘探层系得到拓展。除了风化壳气藏外，在奥陶系马五5—10亚段也发现多个高产富集区和有利含气区[7]，形成下古生界碳酸盐岩万亿立方米大气区[8]，这些成果表明奥陶系勘探领域具备持续拓展潜力。前人的研究工作主要集中在马五段的第1—4亚段（上组合）和第5—10亚段（中组合），对马一段—马四段（下组合）的生烃和成藏研究鲜有系统报道。近年来，钻探到下组合的探井中，有11口井见到低产气流，其中TA119井在马四段测试日产气2.16×104m3。下组合虽有发现但是没有形成规模储量区，通过仔细梳理，认为主要存在以下几方面问题：①奥陶系下组合究竟是否具备生烃潜力，下组合天然气虽远离上古生界，是否主要来自奥陶系海相烃源岩；若奥陶系能够生烃，是否有足够规模形成商业可开采气藏，而且主力烃源岩的分布位置也需要明确。②奥陶系下组合碳酸盐岩-膏盐岩地层岩石比较致密，是否存在良好的盐相关储集层，哪种储集层类型能成为主力目的层，如何寻找高产富集区等。③奥陶系埋藏深，岩相变化复杂，加之晚期构造运动，天然气成藏机理和模式还不清楚。

在针对上述问题分析中，笔者还注意到下组合与上、中组合有相似的膏盐岩-碳酸盐岩互层共生特征。上、中组合已经获得突破，预示着下组合有较大勘探潜力。众所周知，大型油气田的形成与大面积膏盐岩密切相关[9-11]。鄂尔多斯盆地奥陶系膏盐岩与碳酸盐岩呈韵律互层发育，蕴藏了丰富的天然气资源，膏盐岩对天然气成藏具有控制和促进作用。除却封盖作用，膏盐岩亦可促进烃源岩与储集层的演化[12-13]。受气候和生物因素控制的蒸发潮坪和潟湖环境，可形成碳酸盐岩、膏盐岩和以蓝藻藻席为主的有机质互层结构，具有一定生烃潜力[14]。膏盐岩还有利于白云岩化作用，形成良好储集空间。前人多研究中、上组合膏盐岩相关的成藏，对于下组合盐相关成藏尚未引起关注。

为深入研究下组合天然气成藏关键要素，本文利用钻井岩心、测井、地震等资料开展烃源岩、储集层评价和成藏分析工作，评价有利区带，并对咸化局限陆表海环境的古老碳酸盐岩成藏规律进行探索。

1 地质背景与气藏特征

鄂尔多斯盆地深层古构造格局控制碳酸盐岩沉积演化。寒武纪末期构造格局呈近南北向展布[15-16]，受伊盟古隆起控制，乌审旗—靖边地区为隆起区，周边逐渐向广海倾伏。怀远运动末期在台地周边沉积了下奥陶统冶里组—亮甲山组。期间由于秦祁洋壳的俯冲，中央古隆起开始隆升，与伊盟古陆、吕梁低隆共同控制了米脂—子洲洼地，形成大型局限台内坳陷。其在干旱蒸发条件下形成环带状分布的膏盐岩、膏云岩、泥质白云岩等岩相序列，环带周边潮坪环境下形成低能带泥质岩沉积（见图1）。

马家沟组沉积期由于构造幕式升降作用使得坳陷中央水体周期升降，发育陆表海相碳酸盐岩与局限海相膏盐岩韵律沉积。总体来说马一段、马三段、马五段以膏云岩、膏盐岩和盐岩为主；马二段、马四段和马六段以白云岩和石灰岩为主。马六段在盆地中—东部大部分地区缺失。马五段受短期海侵、海退控制，发育10个韵律亚段。依据勘探程度和垂向地层关系，前人[7]将奥陶系划分为上、中、下组合（见图2）。上组合为马五1—4亚段，主要是风化壳气藏。中组合为马五6—10亚段，是近年勘探取得突破的组合。下组合为马一段—马四段，是本文研究的对象，也是当前重点勘探目的层系。

图2 鄂尔多斯盆地奥陶系综合柱状图

鄂尔多斯盆地奥陶系下组合主要产气层段是马四段和马三段，具有气层薄、储集层致密、干气为主等特征。有 8口井在马四段钻遇低产气流，分布在乌审旗—靖边次级隆起带和神木—子洲盐隆带，主要产气层位为马四2亚段；有3口井在马三段钻遇低产气流，分布在乌审旗次级古隆起部位，主要产气层位为马三2亚段。此外，LT2井在马三段测试获得日产5.6×104m3的二氧化碳气。总体上下组合气层比较薄，测井解释单层有效厚度为 0.8～3.0 m。气藏储集层以白云岩为主，横向分布稳定，连井对比推测气层延伸范围可达20 000 m以上，向东部上倾方向相变为灰岩或者膏盐岩，形成侧向遮挡。气层储集层物性较好，测井计算孔隙度为1.72%～7.59%。含气条件较好，测井解释含气饱和度为26.80%～75.32%。鄂尔多斯盆地下组合天然气组分特征如表1所示，总体以烃类气体为主，含量为82.284%～99.474%。甲烷含量高，为82.241%～97.861%，干燥系数为0.935～0.999，属于高热演化干气。非烃类气体主要是CO2和N2。近期学者研究发现盐下H2S气体含量比较高[17]，这与奥陶系上组合风化壳的天然气组分特征不同。

2 天然气成藏条件

2.1 气源对比及烃源岩条件

2.1.1 气源对比

关于鄂尔多斯盆地奥陶系下组合天然气源，本文借鉴前人研究工作[17-22]，对下组合开展研究，结果显示其天然气主要来自海相烃源岩。主要有天然气同位素组成、天然气组分、硫磺晶体及硫化氢以及烃类包裹体等4个方面的依据。

①天然气同位素组成显示为油型气特征。盐下深层天然气普遍表现出甲烷同位素组成偏轻的特征（见表1）。从最近测试天然气资料来看，甲烷碳同位素组成为-45.09‰～-37.29‰，而乙烷碳同位素组成出现偏重的现象。为解释这一现象，采用了黄金管干酪根生烃热模拟技术，先将两件奥陶系海相烃源岩样品在50 MPa恒压下，用8 h从室温升至250 ℃，然后分别采用快速（20 ℃/h）和慢速（2 ℃/h）升温至600 ℃，并在设定的12个温度点取样分析。结果表明，海相泥页岩生成的气态烃，单体烃碳同位素组成随着热演化程度增高，出现明显偏重的现象（见图3），而且与甲烷碳同位素组成的变化相比，乙烷碳同位素组成明显快速变重。表明烷烃气体在演化过程中可能发生了硫酸盐热化学还原反应（TSR），而且乙烷在同位素分馏过程中，轻组分易裂解成甲烷，使得残留乙烷同位素组成发生正漂移。

图3 黄金管热模拟甲烷、乙烷气体碳同位素组成随热演化程度增高的变化过程

表1 奥陶系盐下深层天然气组分和同位素组成特征

②组分判识为原油裂解气。将下组合天然气组分数据资料投在李剑等学者建立的腐泥型有机质不同演化阶段干酪根降解气和原油裂解气判识图版上[18]（见图4），绝大部分数据落在原油裂解气区。

图4 古生界天然气组分比对数相关图（图版据文献[18]）

③在马四段岩心中发现硫磺晶体，表明下组合存在过烃类流体与膏盐岩相互作用过程。在方解石半充填的溶蚀孔洞中发育淡黄色硫磺晶体（见图5a），在岩心裂缝中发育充填裂缝的片状硫磺晶体。这些硫磺的存在表明烃类流体与膏盐发生过TSR反应，其化学过程如下。

事实上在流体包裹体中也发现了H2S（见图5b），而且下组合低产气流井产出的天然气硫化氢普遍较高，前人研究发现H2S含量主要为9.016%～23.230%，平均可达11.58%，并且对δ34S分析对比后认为盐下高硫化氢天然气的硫同位素组成与硫酸盐匹配度好[17]。下组合存在石灰岩与膏盐岩共生现象，并且经历了高过成熟的热演化过程，而且出现乙烷碳同位素组成正漂移现象，证实下组合发生过TSR反应。

④在盆地盐下深部储集层的次生白云石或者方解石矿物中发现大量含烃流体包裹体。这些包裹体形成的过程中发生了烃类流体运移，激光拉曼检测证实包裹体中确实含有丰富的烃类流体。如在SH473井中发现大量含烃包裹体（见图5c、图5d），激光拉曼检测气相为甲烷。

图5 岩心与包裹体特征

上述几方面资料显示，天然气甲烷同位素组成明显偏轻，乙烷同位素组成偏重，天然气组分判识结果是原油裂解气，下组合的岩心中见到丰富的硫磺晶体，天然气中发现硫化氢，而且硫化氢及烃类包裹体广泛发育，说明奥陶系下组合天然气主要来自海相烃源岩。

2.1.2 烃源岩条件

奥陶系下组合有两套烃源岩。第1套为马一段—马三段烃源岩，主要环绕盐坳分布，岩性为灰黑色条带状或者薄纹层状泥质岩（见图6a—图6b），其中灰黑色条带状泥质岩有机质丰度较高，在测井曲线上具有高伽马特征（见图2）。第2套为马四段烃源岩，主要分布在坳陷中央区，岩性为藻团块岩或者团块状藻云岩（见图6c），有机碳含量总体较高，镜下可见黑色团块状有机质充填在孔洞中（见图6d）。

图6 奥陶系下组合烃源岩、储集层特征

2.1.2.1 有机质丰度

关于碳酸盐岩有机碳含量下限，前人做了大量研究工作。王兆云提出TOC=0.3%为碳酸盐岩气源岩的评价下限[23]，秦建中提出高、过成熟海相碳酸盐岩排烃下限TOC值约为0.08%，成熟海相富烃碳酸盐岩排烃下限TOC值约为0.3%[24]。有学者统计建立了鄂尔多斯盆地奥陶系泥质岩含量和TOC值之间的线性关系[25]，认为泥质含量大于20%的岩性属于烃源岩，与TOC值0.3%对应。本文利用全取心井资料对盆地下组合做了XRD（X射线衍射）矿物含量分析，统计了泥质岩含量与TOC关系，二者也呈线性关系。TOC=0.3%大致与泥质含量 19%相对应，因此采纳TOC=0.3%为烃源岩下限标准。

常规方法分析的烃源岩TOC值总体偏低，其中藻纹层和藻团块颜色较深，TOC值相对较高。通过对马一段—马四段805块样品统计分析，TOC值为0.07%～3.24%，平均值为0.31%。样品TOC值主要为0.1%～0.5%，约占总样品数的89.1%，其中TOC值大于0.3%的样品约占总样品数的 28%。针对浅灰色碳酸盐岩与灰黑色泥质岩条带互层的岩石，选取灰黑色泥质条带开展分析（见图6a），结果表明TOC随条纹颜色变浅而降低。深黑色泥质条纹TOC值最高可达0.7%，平均值为 0.45%；黑色、灰黑色含泥质岩条纹的平均TOC值分别为0.32%和0.19，数量最多，占比达74.14%；TOC值大于 0.3%的深黑色与黑色烃源岩占比可达44.83%。深黑色与黑色泥质岩条带TOC值高者可达0.78%。藻纹层、藻团块TOC值较高，普遍大于0.5%，最高可达3.24%。

对用常规方法分析TOC值较低的下古生界烃源岩，要考虑在其高、过成熟演化中成烃后残留有机碳较低和传统TOC值分析方法中有机酸盐流失两方面原因。前人对有机酸盐及其生烃特征做了大量基础研究工作[26-34]，认为碳酸盐岩-膏盐岩沉积环境有利于藻类有机质形成有机酸盐，并且形成详细的分析流程。有机酸盐主要是沉积有机质在成岩时转变为干酪根过程中和干酪根生烃阶段排出的有机酸与海相灰岩中钙、镁等金属离子反应形成，其在低温条件下保持稳定，在高温条件下具有强生烃能力，在高、过成熟阶段具备大规模转化生成气态烃的潜力。

为探索盆地奥陶系下组合有机酸盐对有机碳测定的影响，本文从应用角度出发，采用前人分析方法[31-32,34]，选取下组合12块样品开展有机酸盐分析，并与传统方法分析TOC值对比。结果表明用常规方法测的TOC值偏低，平均值为0.26%。开展有机酸盐分析后重新计算总TOC值，结果基本上都大于 0.3%，最高值为1.36%，平均值达0.58%，表明下组合膏盐岩地层中赋存有机酸盐，具备较好的生烃潜力（见图7）。

图7 烃源岩TOC分析对比图

2.1.2.2 有机质类型

选择奥陶系下组合22块源岩样品进行干酪根显微组分鉴定及类型划分。结果发现这些样品中没有检测到壳质组和惰质组，大部分组分为腐泥组中的无定形组分（见图6e），占比超过96%，有少部分海相镜质体，属Ⅰ型干酪根，表明下组合生烃母质中没有陆源有机质混入，生烃条件较好。

2.1.2.3 有机质成熟度

对奥陶系下组合30块烃源岩样品进行干酪根海相镜质体及沥青反射率测试（见图6f），利用前人校正公式[35]计算等效镜质体反射率，结果Ro值为 1.62%～2.16%，北部乌审旗附近Ro值略低，向南部富县—黄陵一带Ro值稍高，表明下组合烃源岩有机质热演化达到高—过成熟阶段，处于大量成气阶段。

2.1.2.4 烃源岩分布特征

总体来说奥陶系下组合烃源岩厚度较小，但是在环绕盐洼周边地区，不同程度发育较厚的泥质岩带，单层最厚可达22 m左右，烃源岩规模比较大。依据部分地震反演剖面和钻井分析烃源岩资料相结合，编制下组合总的烃源岩分布图（见图8）。

图8 马家沟组下组合烃源岩厚度图

奥陶系下组合烃源岩呈环带状围绕膏盐岩坳陷分布，主要发育在准格尔旗—乌审旗—吴起—富县—黄龙等地，在盆地中央的米脂—榆林—神木附近，发育有机质丰度较高、厚度较大的碳酸盐岩烃源岩。烃源岩厚度普遍为20～80 m，局部烃源岩较发育处最厚可达100 m。在环带地区马三段泥质岩与膏盐岩、白云岩、石灰岩伴生，以测井响应为高伽马特征的白云质泥岩或者泥质白云岩为主（见图2），深黑色的泥质条带有机碳含量较高，具备较大的供烃规模。在坳陷中央地区马四段烃源岩主要包括藻团块岩和团块状藻云岩，整体规模较大。

2.2 储集层条件

2.2.1 储集层控制因素

2.2.1.1 古地貌控制储集层发育

前人研究成果表明，凹凸相间和高低分异的古地貌控制碳酸盐台地内的丘滩相储集层发育[36-37]。研究区奥陶系白云岩储集层发育和分布亦受控于沉积背景和古地貌环境。在马家沟组沉积前，怀远运动发育中央古隆起和乌审旗—靖边次级古隆起，控制了马家沟组滩相白云岩储集层的宏观展布，且隆、洼格局具有继承性，如中央古隆起部位DT1井附近（见图9），缺失寒武系三山子组、奥陶系马一段和马二段，表明当时该区域为继承性古隆起，隆起幅度大，隆升持续时间长，不仅分隔了华北海和祁连海，而且控制了上覆马三段和马四段的岩性特征。

图9 近东西向连井剖面图展示乌审旗次级古隆起位置及岩相横向变化特征（剖面位置见图1）

乌审旗—靖边次级古隆起带局部缺失寒武系，奥陶系马一段直接覆盖在长城系之上（见图9中TG100、JN14和JN6井附近）。向东在QI44、MI131、YU9等井处依次钻遇寒武系张夏组和三山子组。向西在TA59井附近则是奥陶系马二段直接覆盖在毛庄组之上，缺失徐庄、张夏、三山子等中上寒武统。该次级隆起为寒武纪已存在的继承性古隆起，寒武系地层向隆起带两侧逐渐加厚，在隆起区附近完全缺失。奥陶系沉积时水体较浅，沉积地层较薄。以马一段为例，在隆起部位的 JN14井和 JN6井，地层厚度分别为 23.6，15.4 m，而在东部的QI44井、MI131井和YU9井，厚度依次增大到55.0，67.0，104.4 m。

从沉积旋回和岩性上看，马一段在隆起部位以泥岩、泥云岩为主，夹薄层石膏岩。而在东部的QI44井、MI131井和YU9井一带，则相变为厚层石盐岩，泥质岩逐渐减薄。马二段沉积期整体以海侵为主，发育 3套白云岩，被两套短期海退沉积的膏盐岩分隔。马三段沉积期是干旱蒸发环境，主要发育膏云岩、石膏和石盐沉积。在TG100、JN14和JN6井附近的次级古隆起区主要发育石膏和白云岩。在神木—子洲一带则局部发育厚层膏盐岩。马四段沉积期，鄂尔多斯地区处于最大海泛期，中央古隆起东侧华北海水体较深区，发育较厚的石灰岩沉积，而在中央古隆起及其周缘部位水体较浅，发育了最厚可达450 m的厚层白云岩。主要是以较浅水环境生物扰动条件下形成的斑状白云岩为主，白云岩晶形大，物性较好，但以产水为主。在乌审旗—靖边次级古隆起部位则主要发育较薄层的白云岩。到马四段沉积晚期，伴随着薄层石膏岩产出，发育了较厚的白云岩体，标志着高位水体回落，局部形成蒸发环境，有利于准同生白云岩发育。在神木—子洲一带，由于马三段局部厚层膏盐岩的盐隆作用形成低隆，马四段的白云岩储集层也比较发育。

2.2.1.2 膏盐岩促进储集层演化

膏盐岩层对白云岩形成具有促进作用[38-40]。膏盐岩下白云岩储集层主要为回流渗透云化成因，如中央古隆起附近的马四段厚层块状白云岩和生物扰动斑状白云岩。其具体表现为马四段沉积末期和马五段沉积早期，海退导致隆起部位附近及周边地区处于潮上蒸发环境，局部沉淀石膏，使得地层水中的镁、钙离子浓度比显著增大，当表层云化作用基本完成，卤水向下部疏松沉积物回流，形成厚层白云岩。另外膏盐岩对储集层演化的促进作用还包括硬石膏向石膏转化，失水导致体积减少，利于晶间孔形成；硫酸盐还原反应消耗硫酸钙，促使石膏溶解，释放的CO2和H2S等形成的酸性流体[27]有利于矿物溶解形成次生孔隙。

2.2.2 下组合储集层类型

白云岩储集层的分布和演化既受沉积期古地貌控制，也受与膏盐岩相关的卤水流体作用控制。白云石化和流体溶蚀等地质作用控制了储集层发育[41-46]，主要形成晶间孔型、溶蚀孔型和裂缝型3类储集层。

2.2.2.1 白云岩晶间孔型储集层

晶间孔多发育在粗粉晶和细—中晶白云岩中。不规则多边形状孔隙多为自形晶间孔，少量发育在自形—他形晶之间（见图6g）。如生物扰动斑状白云岩可在局部发育自形晶和晶间孔，灰质白云岩则多发育半自形晶和晶间微孔，鲕粒白云岩亦发育小孔径晶间孔。

2.2.2.2 溶蚀孔型储集层

该类储集层又包括两类，一类是与泥粉晶白云岩或者颗粒滩云灰岩中的石膏结核溶蚀作用相关，在上组合风化壳储集层中由于大气淡水淋滤作用而较为常见，在马四段藻球粒膏质白云岩中也能见到。另一类多分布在局部古隆、古高地的藻屑滩相云岩和微生物格架云岩中，其分布与黑色有机质条带相关，横向上呈不规则条带状分布，多见于下组合马四段（见图6h）。其形成大多是由于流体沿着云化程度较低的晶间孔或者微裂隙流动时与白云石作用，形成晶间溶孔或者晶体粒内溶蚀孔。晶间溶孔由于沿着早先形成的晶间孔流体溶蚀作用较强，能形成规模稍大的溶蚀孔，溶蚀孔中常可见到方解石生长充填。晶体粒内溶蚀孔因溶蚀程度较低而规模有限。

2.2.2.3 裂缝型储集层

裂缝型储集层是碳酸盐岩地层中的重要储集层。下组合马四段和马三段微裂缝比较发育。既有构造作用形成的微裂缝，也有溶蚀作用形成的溶蚀缝，包括压溶缝和缝合线缝等。一般裂缝发育带由于其沟通了孔隙，使得储集层的储集性能得到改善。同时由于沿着裂缝流体运移活跃，溶蚀作用强烈，因此裂缝附近溶蚀孔也比较发育（见图6i）。也有溶蚀缝被晚期方解石充填使得储集空间遭到破坏。

2.2.3 储集层分布与物性特征

碳酸盐岩储集层的分布与古地貌、沉积环境密切相关。马四段沉积时期，盆地内自西向东依次发育中央古隆起和乌审旗—靖边次级古隆起，在连井对比剖面上亦可识别次级古隆起（见图9）。隆起部位在马四段沉积早、中期发生大规模海侵，水体能量大，高部位易形成高孔颗粒滩，到马四段沉积晚期开始海退，多处于持续—间歇暴露状态，加之蒸发作用强烈，使得白云化和膏化作用强烈。东部的神木—子洲地区由于马三段局部盐隆作用，马四段发育含灰云岩，储集层也比较发育（见图10）。

图10 马四段岩相分布图（据文献[16]修编）

乌审旗—靖边次级古隆起部位钻井岩心实测马四段白云岩储集层孔隙度为 0.23%～14.34%，优质储集层段孔隙度主要为1%～3%，平均值为1.8%；测井解释储集层段孔隙度为 0.71%～10.26%，平均值为4.26%。东部神木—子洲局部低隆带岩心实测马四段白云岩储集层孔隙度为0.11%～5.93%，优质储集层段孔隙度主要为1.0%～2.8%，平均值为1.6%；测井解释储集层段孔隙度为2.02%～8.65%，平均值为4.51%。马三段钻井较少，总体统计结果是岩心实测孔隙度为0.11%～10.35%，平均值为1.65%；测井解释储集层段孔隙度0.01%～10.33%，平均值为3.75%。

总体上马四段白云岩储集层物性比马三段好，马四段乌审旗—靖边次级古隆起附近的物性比东部神木—子洲地区的物性好。孔隙度为 1%～3%的优质储集层段主要是以白云岩晶间孔为主，局部均值性较好；部分孔隙度大于 3%的储集层段与溶蚀孔或者裂缝相关，储集性能较好，但是非均值性强，横向变化大。

2.3 生储盖组合与成藏模式

2.3.1 生储盖组合

奥陶系下组合马三段沉积期为海退条件下的干旱蒸发环境，主要沉积膏盐岩和膏云岩；马四段沉积期为海侵条件下高水位沉积环境，主要发育白云岩和石灰岩。二者的储集空间主要是白云岩晶间孔、晶间溶蚀孔以及微裂缝，但是封盖层不同，从而形成不同的生储盖组合。

盖层主要有致密碳酸盐岩和膏盐岩两类。马四段主要发育致密碳酸盐岩盖层，岩性包括薄纹层状泥质岩、泥灰岩、泥晶灰岩等。一般分布在局部隆起之间的较深水沉积区，相对高水位期也覆盖沉积在局部隆起之上，与相对低水位期的准同生白云岩形成互层，一般岩性致密，孔渗条件差，封盖能力强。马四段自身发育藻类和泥质岩沉积，是重要的烃源岩，与层状白云岩储集层和致密碳酸盐岩形成互层式生储盖组合。

马三段主要发育膏盐岩类盖层，岩性主要是蒸发环境下沉积的硬石膏、泥质石膏岩、盐岩等。这类岩石密度低，岩性致密，封盖能力强。其岩性自坳陷中央向周边依次为盐岩、膏盐岩、含膏石灰岩、膏云岩、泥灰岩、泥质岩。其中环绕坳陷的富有机质泥质岩多以薄纹层形式存在，具备一定的生烃潜力，与膏盐岩层间白云岩和膏盐岩盖层形成蒸发环境生储盖组合。

2.3.2 成藏组合

奥陶系下组合自西向东发育鄂托克旗—庆阳古隆起、乌审旗—靖边次级低隆和神木—子洲盐隆带，白云岩储集层比较发育。隆起间则为较深水环境，多发育致密石灰岩（见图10）。燕山运动导致盆地东部整体抬升，形成侧向岩性上倾遮挡圈闭和局部低幅度构造-岩性复合圈闭。在此背景下，马四段主要发育乌审旗—靖边和神木—子洲两个成藏组合，均以含藻泥灰岩和藻云岩为主要烃源岩，低隆带的白云岩为储集体，致密碳酸盐岩为封盖层，白云岩储集层侧向相变为致密石灰岩，形成遮挡条件。马三段目前发现的天然气主要分布在乌审旗—靖边低隆带，其成藏组合以环绕坳陷带的薄纹层泥质岩为烃源岩，盐间白云岩薄层为储集岩，向东部侧向发育的膏盐岩形成遮挡条件。

2.3.3 成藏模式

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系上、中、下组合各自成藏模式有所不同，可以划分为3类（见图11）。①类型Ⅰ是上组合风化壳成藏模式，主要分布在靖边及周边地区，对应上古生界气源为主的上、下古生界混源模式，以膏模孔储集层和地层圈闭为主。②类型Ⅱ是中组合成藏模式，主要围绕盐坳呈环带状分布在乌审旗、靖边西、吴起一带。其中处于马五6亚段膏盐岩层之上的马五4亚段和马五5亚段的气藏，以上、下古生界混源供烃模式为主；处于马五6亚段及以下至马五10亚段的气藏，主要包括泥质条带烃源岩和藻白云岩、藻灰岩烃源岩，属自生自储油型气成藏组合[17,22]。③类型Ⅲ是下组合成藏模式，主要分布在乌审旗—靖边次级古隆起和神木—子洲附近的盐隆带。源岩为以薄层泥质条带为主的马三段烃源岩和以藻白云岩、藻灰岩为主的马四段烃源岩。储集层主要为隆起部位的颗粒滩和藻屑滩相粉细晶白云岩或者石灰质白云岩，发育溶蚀孔和晶间孔。隆起周边低洼部位多发育石灰岩和泥质石灰岩，在燕山期构造运动后东部抬升，形成侧向岩性遮挡圈闭或者低幅度构造-岩性复合圈闭。垂向小断裂、微裂缝和横向展布的薄层白云岩共同形成天然气运移聚集的输导体系。

图11 鄂尔多斯盆地奥陶系天然气成藏模式（剖面位置见图1）

3 勘探潜力及方向

鄂尔多斯盆地奥陶系下组合马三段和马四段有多口井测试获低产气流，预示其是近期重要的勘探领域，未来勘探潜力值得重视。

马三段厚度为140～180 m，在乌审旗—横山—靖边次级古隆起附近有利勘探面积约1.6×104km2，其西侧次洼烃源岩比较发育，主要为与膏云岩互层的灰黑色纹层状泥质岩和藻团块泥质白云岩，一般具有高伽马测井响应特征，与上、中组合的锯齿状高伽马测井响应特征相似（见图2），具备较好的供烃潜力。这类泥质岩与白云岩、膏盐岩交替互层共生，表明沉积期海水浅，光照足，藻类繁茂，有利于有机质附着与保存。马四段地层厚度160～220 m，其在乌审旗—横山—靖边次级古隆起和神木—子洲盐隆面积约 2.4×104km2，隆间次洼发育泥质岩和藻灰岩，供烃能力较好。次级隆起部位发育的藻白云岩，分布面积较大，储集能力较好。该层段已经有多口井见到天然气显示和低产气流，勘探前景较好。

从平面分布上看，有利的勘探方向为乌审旗—横山—靖边次级古隆起和神木—子洲盐隆带。局部低隆带发育的白云岩储集层和周边的云、灰岩互层带，向东渐变为致密灰岩（见图10），有利于形成上倾岩性遮挡气藏，局部低幅度构造圈闭的富集条件最好。近期分别在两个有利区带上钻探了JT1和MT1井，含气显示好，表明这两个区带是重要勘探方向，也证实奥陶系下组合具备规模生烃潜力，是未来重要的勘探领域。

4 结论

盆地奥陶系下组合天然气为奥陶系自生的高热演化干气。甲烷同位素组成偏轻、乙烷同位素组成偏重。天然气组分图版判识结果是原油裂解气，与硫酸盐发生硫酸盐热化学还原反应，形成硫磺晶体和H2S气体。

下组合烃源岩主要为薄层状泥质岩和团块状藻云岩，TOC值主要为0.1%～0.5%，最高可达3.24%；TOC平均值为0.31%，有机酸盐恢复后平均值可达0.58%，有机质丰度较高。泥质岩厚度为20～80 m，主要环坳分布；藻云岩厚度为20～60 m，集中分布在坳陷中央。总体上，下组合烃源岩具有规模生烃条件。

白云岩储集层分布受沉积古地貌和局部膏盐岩盐隆控制，可分为晶间孔型、溶蚀孔型和裂缝型储集层，其演化与膏盐岩密切相关。

下组合成藏模式为海相源岩供烃、滩相云岩储集、小微断裂输导、构造-岩性圈闭聚集。

乌审旗—横山—靖边古隆起和神木—子洲盐隆附近白云岩储集层发育，向东渐变为致密灰岩，可形成上倾岩性遮挡气藏，是重要勘探方向。