鄂尔多斯盆地中东部太原组灰岩成藏地质条件分析

曹晋璐，刘之的，2，何福文，刘晓鹏，邓卫斌

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西 西安 710065；2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安 710065；3.中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司研究院长庆分院，陕西 西安710021；4.中国石油长庆油田分公司研究院，陕西 西安 710008）

经过多年的勘探实践证实，上古生界为鄂尔多斯盆地主要的天然气产层，并以石炭-二叠系的本溪组、太原组和山西组为主。其中，烃源岩主要来源于石炭-二叠系的煤层、暗色泥页岩和含泥的生物灰岩等岩层，山西组、太原组和本溪组中均有发育。盆地内太原组为海陆过渡相沉积环境，富含煤层、碳质泥岩、砂岩，烃源岩条件和储集条件均良好[1]。本文通过对盆地中东部探区上古生界天然气成藏条件及成藏特征的研究，进一步明确了该区天然气灰岩成藏地质条件，以期为碳酸盐岩储层天然气勘探提供理论指导。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地是典型的多旋回克拉通盆地，面积约25×104km2[2]，分为6 个一级构造单元，分别是北部的伊盟隆起、中部的伊陕斜坡、东部的晋西挠褶带、南部的渭北隆起和向西依次发育的天环坳陷和西缘冲断带[3]。本次研究区域位于盆地的中东部，横跨伊陕斜坡和晋西挠褶带，面积约14×104km2，长庆矿区内灰岩厚度大于15 m 的面积约2.8×104km2。

早二叠世太原晚期，盆地发生大面积海水入侵，盆地内绝大部分地区均有太原组地层展布，且厚度相对稳定，仅在盆地北部局部地区及盆地东南角未见太原组地层。盆地北部为三角洲沉积体系，南部为陆表海潮坪体系。盆地沉积物以陆源碎屑物和碳酸盐岩类的混合沉积为主，发育灰岩、泥岩、砂质泥岩、石英砂岩以及煤层等岩性[4]。碳酸盐岩主要发育在太原组上部地层中，分布均匀、稳定，同时煤层多，单层厚度小，但累计厚度较大。灰岩和煤层的广泛分布，为盆内天然气生成提供了重要物质基础；灰岩储集体的含气显示，展现出了较好的勘探潜力。

2 储层特征

太原组属浅海陆棚、障壁岛潮坪沉积环境，连续沉积在本溪组之上。下部岩性主要为浅灰色泥质灰岩、深灰色泥岩、浅灰色含气细砂岩及黑色煤层互层组合；上部岩性多为褐灰色灰岩、黑色、灰色泥质灰岩及煤层（夹层）；顶部的东大窑灰岩为深灰色微晶灰岩，厚度稳定。

2.1 储集空间类型

依据成因不同可将灰岩储集空间划分为近地表大气淡水淋滤溶蚀孔洞、埋藏阶段有机羧酸溶蚀孔缝和构造成因裂缝3 大类。

2.1.1 近地表大气淡水淋滤溶蚀孔洞

本次研究在岩心中发现了相当数量的岩溶角砾岩以及溶蚀孔、洞、缝，并对灰岩方解石的碳氧同位素进行了分析，确定了古岩溶的存在。太原组灰岩与多套煤层交替沉积，形成于海进海退变换频繁的陆表海环境。当碳酸盐岩在海退过程中露出地表时，不饱和碳酸盐的大气淡水由于渗入并溶解碳酸盐岩沉积物形成古岩溶，同时形成一定规模的溶蚀孔隙、孔洞和裂缝。

J21 井、Yu36 井太原组灰岩中发育典型大气淡水溶蚀孔洞，表明曾遭受强溶蚀。大气淡水淋滤溶蚀孔洞发育模式可以J21 井太原组为例，其顶部为溶蚀角砾岩段，中部为溶孔、溶洞段，底部为泥质、黄铁矿充填段（图1）。

图1 J21 井太原组测井解释成果

碳氧同位素是判断成岩环境的一个重要地化指标。鄂尔多斯盆地中东部太原组灰岩方解石的δ18O为-14.6‰～-7.8‰ PDB，平均值为-11.9‰ ;δ13C为-2.5‰～7.2‰ PDB，平均值为1.8‰，方解石充填物的碳氧同位素值与泥晶基质的碳氧同位素值无明显差别[5]（图2）。

图2 碳氧同位素交会分析（引王宝清等，2006）

根据Lohmann 对大量海相碳酸盐岩的碳氧同位素研究统计，充分考虑并排除成岩作用影响，二叠系海相方解石的δ13C 和δ18O 平均值分别为4.3‰和-2.5‰。鄂尔多斯盆地太原组方解石的δ13C 平均值低于Lohmann 的统计值（表1），表明从某种角度上来看，碳酸盐沉积物被有机来源的CO2所影响。太原组灰岩的氧同位素比普通海水的碳酸盐岩和二叠系海相方解石轻、δ18O 值低，表明太原组灰岩经历了大气淡水的淋滤作用（淡水的同位素值一般比海水轻，且经淡水淋滤作用的灰岩δ18O 值降低），推测其形成的潮汐环境使灰岩沉积后暴露于海面，从而接受大气淡水的淋滤作用，为碳酸盐岩的溶解（岩溶作用）创造了有利条件[5-6]。

表1 碳氧同位素统计

较低的氧同位素值证明了古岩溶作用的存在。研究区内有20 口井于太原组灰岩不完整取心，其中11 口井岩溶发育，分布范围较大，表明岩溶在平面上分布广泛。岩溶作用使得灰岩的孔隙度和渗透率有所提高，虽然没有从根本上改变太原组灰岩特低孔渗的特点，但两者关系表明岩溶对储层发育起到了一定的建设作用。

岩溶古地貌是各种地质作用、岩溶作用共同改造下的地形产物，其形态本就是判断岩溶是否发育的控制因素[7-8]。整个研究区处于古岩溶斜坡上，岩溶作用较为发育。通过古地貌与钻井试气产能预测的叠置分析，发现研究区内11 口高产井均在古地貌斜坡地带，进一步表明古地貌控制了岩溶的发育。

2.1.2 埋藏阶段有机羧酸溶蚀孔缝

以往认为碳酸盐岩储层中的次生孔隙主要是由于盆地构造运动使碳酸盐岩出露或埋藏较浅，从而受到大气淡水的淋滤和溶解作用形成的[9]。埋藏岩溶在有机质热演化过程中，与有机酸对碳酸盐矿物的溶解也存在着紧密的关联[10]。碳氢化合物被注入储层，有机酸和CO2被困在地层水里难以扩散，通过流体和岩石的相互作用促进次生孔隙的发育，储层的孔隙度和渗透率会发生不同程度的变化[11-12]。

埋藏阶段有机羧酸的溶蚀作用是碳酸盐岩储层优化的重要因素之一[13]。埋藏期碳酸盐孔隙的变化主要是由于溶蚀（有机酸、热液等）和沉淀作用，导致原生孔隙的富集与贫化[14-15]。在埋藏阶段与灰岩紧邻的煤系地层中的有机质在热演化过程中形成的有机羧酸向灰岩储集体运移，其对灰岩的溶蚀能力非常强，通过含CO2、H2S 等酸性地层水、热液流体的供给、酸性流体的运移通道和遮挡层可以控制溶蚀强度，沿储层微裂缝渗透进入地层，对裂缝进行溶扩，形成生物体腔孔、生物铸模孔等溶蚀孔隙（图3）。

图3 Qi2 井2568.05 m 体腔孔和体壁溶蚀（a）和Yu19 井2429.50 m 裂缝（b）

2.1.3 构造成因裂缝

曲率主要描述曲线上某个点的角度与弧长的变化率之比，并可用于描绘曲线上任意点的曲率[16]。因此曲率属性在辨别岩层弯曲、断层及裂缝等构造属性中起着重要作用。岩层的受力越大，弯曲程度越大（即绝对曲率越大），相比之下就更容易产生裂缝。

通过对研究区11 口井的孔隙率和高斯曲率进行分析，发现构造曲率与储层孔隙度呈正相关关系；另外，断层发育区也有利于形成裂缝。研究区太原组灰层，由于原生粒间孔隙不足，产气灰岩层主要为裂缝性灰岩。岩心观察表明，太原组灰岩不同程度地发育裂缝。如Z2 井斜道灰岩有裂缝6.0 条/m；Z3 井斜道灰岩有裂缝17.7 条/m，庙沟灰岩有裂缝26.0 条/m，毛儿沟灰岩有裂缝0.6 条/m。

2.2 物性特征

岩石的孔隙度和渗透率能够充分彰显出岩石储存流体以及输导流体的能力，也是判定储层存储性能的基本参数[17-18]。通过对区内251 个样品物性的统计，太原组灰岩储层的孔隙度为0.37%～9.80%，其中大于2.00%的占27%；渗透率为0.01×10-3～31.20×10-3μm2，其中大于0.10×10-3μm2的占34%，具一定的储集及渗流能力（图4）。

图4 太原组灰岩孔隙度渗透率频率分布

综上所述，鄂尔多斯盆地中东部二叠系太原组灰岩具有特低孔渗的特征，主要由泥晶灰岩、（含）生物碎屑泥晶灰岩、（泥晶）生物碎屑灰岩组成。

3 成藏地质条件

3.1 生、储、盖组合及成因

生储盖空间配置是油气成藏的重要条件，而生储盖组合受控于盆地演化及沉积体系空间配置关系。鄂尔多斯地台位于北部阴山古陆和南部秦岭古陆之间，自早古生代寒武纪起一直处于浅海碳酸盐岩沉积；中奥陶世，由于加里东运动的影响抬升为陆，经长期剥蚀夷平后，地貌逐渐趋向准平原化，且总特征为西高东低；晚石炭世再次沉降，接受沉积。太原组是鄂尔多斯盆地最后一次海侵高潮期的沉积产物，作为上古生界主要地层之一[19]，其地层厚度在盆地东部地区展布范围广且分布较稳定。其中，海陆过渡相煤系地层厚度及连续性均较好，可作为烃源岩，具备煤系气成藏的基础条件[20]，且含气显示普遍。

太原组4 次快速海侵、缓慢海退交互更替，间歇性形成沼泽化环境，纵向上形成了砂岩、灰岩、煤层直接接触的沉积组合。依据灰岩顶底接触岩性的不同，可将源内灰岩气生、储、盖组合细分为三种组合类型。Ⅰ型太原组砂体不发育或山23亚段砂体发育，为底部煤层、泥岩为生油层，中部灰岩为储层，顶部泥岩为盖层（以下简称底煤泥生-中灰储-顶泥封型）；Ⅱ型砂体发育，为底部煤层、泥岩为生油层，中部砂岩、灰岩为储层，顶部泥岩为盖层（以下简称底煤泥生-中砂、灰储-顶泥封型）；Ⅲ型山23亚段砂体发育，为底部煤层、泥岩为生油层，中部灰岩为储层，顶部砂岩为盖层（以下简称底煤泥生-中灰储-顶砂盖型）。鄂托克前旗-榆林以南地区，太原组砂体不发育，灰岩直接与本溪组8#煤接触，构成Ⅰ型组合；鄂托克前旗-榆林以北地区，太原组砂体发育广泛，且主要为分流河道砂和水下分流河道砂，构成Ⅱ型组合；山23沉积期，盆地发生大规模海退，北岔沟砂体对太原组地层冲蚀削切，在横山一带厚层山23砂体直接盖在灰岩顶部，构成Ⅲ型组合。

通过对研究区55口井显示及试气结果统计发现，灰岩顶部与暗色泥岩接触的气层最多，顶部与砂岩接触的干层最多（图5a）；灰岩底部与煤层接触的气层最多，其次是底部与泥岩接触，底部与砂岩接触时则为干层或水层（图5b）。分析表明：Ⅰ型底煤泥生-中灰储-顶泥封型组合含气性最好；Ⅱ型底煤泥生-中薄砂、灰储-顶泥封型组合含气性次之；Ⅲ型底煤泥生-中灰储-顶砂盖型组合含气性较差。

图5 灰岩顶部接触（a）与底部接触（b）关系统计

3.2 生储盖组合的地震识别

地震相分析的核心在于通过地震剖面能够识别出各个层序内独特的反射波群形态[21-22]。各个反射波和周围的反射波在某些方面存在着较大的差异性，在地震剖面上构成了异常反射。综合分析鄂尔多斯盆地中东部多口井的地质、地震、钻井和测井数据，利用地震波场的数值模拟，明确该地区的地震响应特性，结合过井地震剖面，总结区内储层的地震响应模式：Ⅰ型组合太原组顶部为灰-泥组合时，Tp10（山西组底部与太原组顶部5#煤层附近的反射界面）与Tc2（太原组底部与本溪组顶部煤层附近的反射界面）之间出现中强波峰反射，测井解释为气层（图6，其中，Tc 为奥陶系顶部侵蚀面附近反射界面，是上下古生界的分界面）；Ⅱ型组合太原组顶部为灰、煤及泥岩组合时，Tp10 与Tc2 之间出现中强波峰反射，测井解释为含气层（图7）；Ⅲ型组合太原组地层厚度较薄，顶部为灰、砂组合时，Tp10 与Tc2 之间为中强波谷反射，太原组地层与8#煤共同形成强波峰反射，测井解释含气性不明显（图8）。

图6 Ⅰ型组合地震响应模式（Z2 井山2 段-太原组）测井综合解释图

图7 Ⅱ型组合地震响应模式（Sh476 井山2 段-太原组）测井综合解释图

图8 Ⅲ型组合地震响应模式（Q28 井太原组）测井综合解释图

4 结论

（1）鄂尔多斯盆地中东部太原组灰岩厚度较大，主要发育泥晶灰岩、（含）生物碎屑泥晶灰岩、（泥晶）生物碎屑灰岩，孔隙度为0.37%～9.80%，渗透率为0.01×10-3～31.20×10-3μm2，以特低孔渗为特征，具一定的储集及渗流能力。

（2）依据成因的不同，将鄂尔多斯盆地中东部太原组灰岩储集空间划分为近地表大气淡水淋滤溶蚀孔洞、埋藏阶段有机羧酸溶蚀孔缝和构造成因裂缝3 大类，且3 类储集空间常相互叠加。其中构造活动对微裂缝的发育起关键性的作用，大大改善了储层的渗透性，有利于天然气的成藏。

（3）鄂尔多斯盆地中东部上古生界二叠系太原组灰岩天然气可分为I 型底煤泥生-中灰储-顶泥封型组合，II 型底煤泥生-中砂、灰储-顶泥封型组合，III 型底煤泥生-中灰储-顶砂盖型组合3 种生储盖组合，其中I 型底煤泥生-中灰储-顶泥封型组合含气性最好，II 型底煤泥生-中砂、灰储-顶泥封型组合含气性次之。