鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马家沟组四段天然气勘探突破及意义

2022-04-22付金华刘新社魏柳斌任军峰古永红王前平师平平

中国石油勘探 2022年2期

付金华刘新社魏柳斌任军峰古永红王前平师平平

（1低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；2中国石油长庆油田公司；3中国石油长庆油田公司勘探开发研究院；4中国石油长庆油田公司油气工艺研究院）

0 引言

全球油气勘探实践表明，盐下油气勘探潜力巨大，是寻找大油气田的重要勘探方向［1-6］。石盐岩、硬石膏岩多与碳酸盐岩共生发育，具有优越的封盖性能，可形成多种类型的源、储组合。鄂尔多斯盆地中东部奥陶系发育碳酸盐岩—膏盐岩共生体系沉积，特别是马五6亚段发育巨厚的膏盐岩沉积层，其上的马家沟组顶部风化壳是靖边气田的主要产层［7-9］，其下的层段属于盐下勘探层系，长期以来是盆地海相碳酸盐岩勘探关注的重要领域［10-11］。早期研究认为，鄂尔多斯盆地奥陶纪中央古隆起隆升的同时，在盆地中东部发育一补偿性的坳陷，形成一隆一坳的耦合关系，中东部坳陷是奥陶系巨厚膏盐岩的发育区。21世纪以来，基于鄂尔多斯盆地奥陶系盐下层系具有较好的封盖条件，米脂盐洼中心沉积水体较深，可能有利于烃源岩的发育和保存，具备形成自生自储式构造—岩性圈闭气藏的条件。2007年、2010年先后对盆地东部的盐下勘探目标部署实施了LT1井、LT2井两口风险探井，LT1井在马五7亚段试气获407m3/d 的低产气流，LT2井在马三段试气获5.6×104m3/d的CO2气流。钻后分析认为奥陶系盐下圈闭条件好，但烃源岩层的生烃潜力较差［12-13］。随后对盆地中东部奥陶系盐下源储配置关系重新认识，认为中央古隆起周边地区奥陶系盐下层系与上古生界煤系烃源岩直接接触，燕山期盆地东部整体抬升形成东高西低的古构造格局，中央古隆起周边地区的上古生界煤系烃源岩具备向盐下侧向供烃的成藏潜力。2013年在中央古隆起东侧针对奥陶系盐下部署了JT1井，该井在奥陶系盐下的马五7亚段、马五9亚段试气获2.4×104m3/d的天然气流［14-15］。其后加大了靖边周边地区盐下层系的勘探力度，多口井在奥陶系盐下马五7亚段、马五9亚段试气获工业气流。奥陶系盐下马四段也见到了含气新苗头，但其储层相对致密，灰质含量高，非均质性强，采用酸压改造试气普遍低产，未获勘探突破。近年来，通过持续深化地质认识，重新认识古构造、烃源岩、储层分布及成藏富集规律，2020年针对奥陶系盐下马四段部署的风险探井MT1井，试气获高产工业气流，首次突破奥陶系盐下马四段工业气流关，实现了奥陶系盐下马四段天然气勘探的重大突破［16-18］。本文以MT1井勘探发现为主线，系统介绍了创新地质认识与工程技术进展，对盐下领域油气勘探具有一定的借鉴意义。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地位于华北板块西部，可划分为伊盟隆起、西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带和渭北隆起6个构造单元(图1)。伊陕斜坡为一西倾的单斜缓坡构造，是鄂尔多斯盆地最主要的油气富集区域。

图1 鄂尔多斯盆地构造简图Fig.1 Simplified structural map of Ordos Basin

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组发育碳酸盐岩—膏盐岩共生体系沉积，纵向上具有明显的旋回性沉积特征，据此将马家沟组自下而上划分为马一段、马二段、马三段、马四段、马五段和马六段共6段(图2)，马六段受加里东末期风化剥蚀作用影响，仅在盆地东部地区局部残留。其中马一段、马三段、马五段为海退沉积旋回，主要发育膏盐岩及碳酸盐岩沉积；马二段、马四段、马六段为海侵沉积旋回，主要发育碳酸盐岩沉积［19］。马五段内部发育次一级的碳酸盐岩—膏盐岩共生体系沉积，据此又将马五段自上而下划分为马五1—马五10共10个亚段［20］。马四段是奥陶系盐下最厚的一套海侵碳酸盐岩沉积（厚度为150～300m），且分布广泛，是奥陶系盐下最具勘探潜力的层系［21-22］。

图2 鄂尔多斯盆地中东部奥陶系地层综合柱状图Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of the Ordovician in the central and eastern Ordos Basin

2 地质研究进展

2.1 低丰度海相烃源岩具备规模生烃潜力

鄂尔多斯盆地奥陶系盐下烃源岩有机质碳同位素值为-30‰～-24‰（图3），烃源岩酸解气乙烷碳同位素值为-30.3‰～-26.1‰，表明该类烃源岩生成的天然气乙烷碳同位素存在偏重现象［23］。其次，碳酸盐岩—膏盐岩体系发育的气藏普遍含硫化氢气体，热硫酸盐还原反应也会引起天然气乙烷碳同位素变重［24］。因此，对于碳酸盐岩—膏盐岩体系而言，利用天然气碳同位素难以有效区分煤成气与油型气。通过对国内外重要含油气盆地天然气甲烷碳、氢同位素分析发现，成熟—高成熟演化阶段的烃源岩生成的天然气碳、氢同位素组成普遍具有正碳序列，即C1＜ C2＜C3［25］。相同热演化成熟度条件下，海相烃源岩生成的油型气甲烷碳同位素偏轻、甲烷氢同位素偏重，而煤系烃源岩生成的煤成气甲烷碳同位素偏重、甲烷氢同位素偏轻。甲烷碳、氢同位素互参的方法是判识碳酸盐岩—膏盐岩体系高含硫气藏气源成因的最佳方法。鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马四段天然气甲烷碳同位素值为-45.1‰～-36.4‰，甲烷氢同位素值为-192.1‰～-142.5‰（图4）[26-27]，这与国内外重要含油气盆地油型气甲烷碳、氢同位素组成接近，而与煤成气甲烷碳、氢同位素组成存在显著差异，指示奥陶系盐下马四段气藏以油型气为主，主要来自奥陶系盐下海相烃源岩。

图3 鄂尔多斯盆地T112井奥陶系盐下地球化学综合剖面Fig.3 Comprehensive geochemical profile of subsalt Ordovician in Well T112 in Ordos Basin

图4 天然气甲烷碳、氢同位素交会图版Fig.4 Cross plot of natural gas CH4 carbon isotopes and hydrogen isotopes

传统烃源岩评价方法认为干酪根是主要的生烃母质，总有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃等是衡量有机质丰度的主要指标。基于盆地中东部奥陶系碳酸盐岩的地球化学分析表明，烃源岩主要发育在马五段、马三段等海退蒸发岩层段，以富有机质纹层状泥质白云岩为主（图5a），生烃母质为浮游藻类和细菌，其TOC仅为0.1%～1.2%，平均为0.3%。按照传统烃源岩评价标准，马家沟组烃源岩为差烃源岩，该套烃源岩厚度为20～40m，生烃强度为（2～6）×108m3/km2，按照奥陶系盐下马五6亚段膏盐岩分布面积为6×104km2计算，初步评价盐下常规海相烃源岩的生烃量约为（24～36）×1012m3，具备一定的生烃潜力[28-29]。

对盆地中东部T112等井的奥陶系盐下有机地球化学分析研究表明，除了常规干酪根之外，奥陶系盐下还发育大量的分散有机质、有机酸盐等(图5b)。分散有机质主要分布在以碳酸盐岩为主的烃源层，常与次生方解石、黄铁矿等伴生；使用蒙皂石稠化酸解液新方法对奥陶系盐下烃源岩样品测定的TOC为0.2%～2.0%[30]，多出的TOC为有机酸盐的体现。碱性环境有利于有机酸盐的形成，碳酸盐岩—膏盐岩共生体系是有机酸盐形成的理想场所，基于生烃模拟技术对有机酸盐生烃潜力的研究发现，有机酸盐生油的同时伴随轻碳同位素的CaCO3生成（如现今的CaCO3碳同位素值为-24.9‰）[31]。奥陶系马五段、马三段为代表的海退蒸发岩层段的碳酸盐岩存在明显的碳同位素组成“负漂”现象（图3），局部偏负的碳酸盐岩碳同位素组成指示了有机酸盐曾经在地质历史中发生过大规模生烃[32]。此外有机酸盐生烃转化率远高于传统烃源岩，对生烃有重要贡献。研究表明盆地中东部盐下海相碳酸盐岩层系天然气来自传统海相常规干酪根、分散有机质和有机酸盐的共同贡献，生烃物质丰富。

图5 鄂尔多斯盆地奥陶系盐下烃源岩岩心及微观特征Fig.5 Core photo and microscopic characteristics of subsalt Ordovician source rock in Ordos Basin

2.2 “坳中隆”控制白云岩储层发育

针对鄂尔多斯盆地奥陶纪古构造格局，前人做了大量基础性研究工作［33-36］，依据奥陶系厚度、岩相分布规律等因素，综合分析认为奥陶纪鄂尔多斯盆地具有“三隆—两坳—一古陆”的古构造格局。三隆即中央古隆起、中条古隆起和吕梁古隆起；两坳即西南部边缘坳陷和中东部坳陷；一古陆即盆地北部的伊盟古陆。受中央古隆起、吕梁古隆起等的阻隔作用，奥陶纪马家沟组沉积期在盆地中东部坳陷发育碳酸盐岩—膏盐岩旋回性沉积。盆地中东部以马四段为代表的奥陶系盐下碳酸盐岩地层，沉积环境以灰质洼地为主，岩性以豹斑状灰岩、云质灰岩为主，白云岩化程度总体偏低，受生物扰动、成岩作用等影响，储层非均质性强，缺乏优质白云岩储层发育的基本条件。

近年来，利用地震剖面、钻井资料重新刻画了鄂尔多斯盆地中东部奥陶纪古构造格局。研究表明，鄂尔多斯盆地中东部坳陷内部还存在乌审旗—靖边古隆起和东部盐下低隆两大次级构造单元（图6）［37-39］。乌审旗—靖边古隆起为寒武纪古隆起，钻探揭示该区缺失寒武系，中元古界长城系与奥陶系马家沟组直接接触（图7a）。乌审旗—靖边古隆起对奥陶纪沉积也具有一定的控制作用，特别是对蒸发岩的沉积分异作用，该古隆起东侧的米脂洼陷以石盐岩为主，西侧的靖西洼陷以硬石膏岩为主。东部盐下低隆主要发育在神木—米脂一带，其成因与同沉积期盐岩底辟作用密切相关，受中—晚奥陶世盆地西南缘弧后前陆盆地闭合影响，盆地西南部形成前缘隆起(中央古隆起)，盆地中东部形成隆后坳陷。在挤压构造环境下，以马一段、马三段为代表的巨厚盐岩层发生塑性流动，形成盐底辟构造，使得马四段沉积初期米脂洼陷形成凹凸相间的古底形，进而导致上覆马四段碳酸盐岩发生沉积分异，盐丘等古底形高部位利于台内丘白云岩储层的发育（图7b）。

图6 鄂尔多斯盆地奥陶纪古构造图Fig.6 Paleo structural map of the Ordovician in Ordos Basin

图7 鄂尔多斯盆地中东部东西向地震剖面(二叠系底界拉平，剖面位置见图6)Fig.7 E-W direction seismic profile in the central and eastern Ordos Basin (flattened by the base Permian,section location is in Fig.6)

基于古构造解剖及沉积相分析表明，乌审旗—靖边古隆起在奥陶纪仍为水下古隆起，并且控制了盐下马四段台内滩白云岩储层发育［40］，台内滩主要由砂屑白云岩组成（图8a），发育水平层理，局部受生物扰动作用影响，呈豹斑状结构，就晶粒结构的粗细而言，台内滩以粗粉晶白云岩为主，储集空间以晶间孔为主（图8b），平均孔隙度为7.6%，平均渗透率为0.07mD。台内滩单层厚度为4～10m，累计厚度为20～30m（图9），平面上台内滩主要分布在乌审旗—靖边—志丹一带（图10），单个滩体面积为800～2500km2，总面积约为1.3×104km2。而东部盐下低隆控制了马四段台内丘白云岩储层的发育，台内丘主要由豹斑（灰质）白云岩与叠层石白云岩组成，叠层石白云岩具纹层结构，以波纹状、穹隆状为主，储集空间以晶间（溶）孔为主（图8c、d），平均孔隙度为6.5%，平均渗透率为0.05mD。台内丘单层厚度可达2～6m，累计厚度为15～25m（图9），单个丘体面积为200～4000km2，成排成带分布，总面积可达1.2×104km2（图10）［41-42］。由于奥陶系马四段由多个长期海侵、短期海退的高频旋回组成，台内滩、台内丘储层发育具有明显的层控性，储层主要发育在向上变浅的旋回顶部，受准同生白云岩化作用影响，储集空间以白云岩晶间孔为主，具有多套叠置、横向迁移、连片分布的特点。由于马四段岩性以石灰岩为主，导致白云岩储层原始孔隙保存条件差，晶间孔多被方解石充填，储层相对致密，孔隙度一般为4%～13%，渗透率一般为0.01～0.1mD，属于典型的致密碳酸盐岩储层。

图8 鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下马四段储层特征Fig.8 Reservoir characteristics of the fourth member of subsalt Ordovician Majiagou Formation in the central and eastern Ordos Basin

图10 鄂尔多斯盆地马四段岩相古地理图Fig.10 Paleogeographic map of the fourth member of Majiagou Formation in Ordos Basin

2.3 发育大面积岩性气藏

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组为一套碳酸盐岩—膏盐岩交替发育的旋回性沉积，马四段为沉积厚度最大的海侵碳酸盐岩沉积层，上覆马五段膏盐岩是马四段天然气成藏的重要封盖层，包括马五6亚段、马五8亚段、马五10亚段等多套膏盐岩层。其中马五6亚段的膏盐岩层厚度最大（30～150m），分布面积约为6×104km2。由于膏盐岩封盖性能极佳，使得奥陶系盐下马四段气藏具有较好的保存条件，从而为奥陶系盐下马四段高压气藏的发育奠定了基础（气藏压力系数为1.0～1.8）。

膏盐岩除了作为重要的封盖层之外，也是高含硫气藏形成的重要媒介。天然气与硫酸盐发生热化学还原反应可生成大量的硫化氢气体，鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下马四段天然气组分分析表明，盐下马四段天然气普遍含硫化氢气体，H2S含量为2.5%～18.1%。由于受乌审旗—靖边古隆起的控制作用，蒸发岩的沉积分异作用显著，盆地东部米脂洼陷以石盐岩沉积为主，盐下马四段台内丘白云岩储层内天然气的硫化氢含量相对较低，一般在3%左右；而乌审旗—靖边古隆起及其以西地区以硬石膏岩沉积为主，盐下马四段台内滩白云岩储层内天然气的硫化氢含量较高，平均可达11%左右。

基于对奥陶系盐下马四段天然气成藏基本条件的综合分析，建立了盐下马四段岩性气藏成藏模式(图11)。盐下马四段天然气主要来自奥陶系深层的海相烃源岩。奥陶系盐下白云岩储层当中的气体包裹体温度为120～160℃，结合埋藏史分析表明，印支末期—燕山期盐下海相烃源岩热演化成熟开始大量生烃，即可为奥陶系盐下马四段白云岩储层供烃，形成自生自储式的源储配置关系。奥陶系盐下马四段台内滩、台内丘发育晶间孔型白云岩储层，平面上马四段台内滩、台内丘与云灰坪交互发育，存在明显的区域岩性相变界面。燕山期，盆地东部整体抬升形成东高西低的单斜缓坡构造，为油气运移指明了方向，台内滩、台内丘白云岩储层上倾方向存在致密石灰岩遮挡，并与上覆膏盐岩封盖层相配合，构成了独特的岩性圈闭体系，有利于天然气大规模成藏。

图11 鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马四段天然气成藏模式图（剖面位置见图10）Fig.11 Gas accumulation pattern of the fourth member of subsalt Ordovician Majiagou Formation in Ordos Basin (section location is in Fig.10)

3 工艺技术进展

前期针对鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下马四段，按照奥陶系风化壳溶孔型储层改造思路，以提高导流能力和形成一定长度的酸蚀裂缝为目的，主体采用“稠化酸+降阻酸”组合酸压工艺，酸量为50～120m3，排量为2～3m3/min，酸蚀缝长为30～50m。该工艺具有改造规模小、酸蚀裂缝距离相对较短的特点，主要适用于奥陶系风化壳储层。针对奥陶系盐下马四段完试20口井次，平均酸量为103m3，排量为2.9m3/min，19口井获低产气流，平均产量为0.2×104m3/d。2015年以来，以提高裂缝长度及非均匀刻蚀为目标，结合酸蚀裂缝扩展机理，攻关形成“多级交替注入、多体系酸液转向、较大酸量刻蚀”的多体系深度酸压技术。通过耐酸滑溜水造缝提高穿透距离，多体系酸液交替注入实现差异刻蚀，不同黏度酸液组合提高均匀改造程度，以提升酸压工艺的针对性。针对奥陶系盐下马四段试验6口井，其中3口井获低产气流，试气产量无明显提升。

近年来，针对盐下马四段酸压低产难题，开展大量的实验研究、数值模拟分析，明确马四段储层致密、灰质含量高是导致酸—岩反应速度快、酸压作用距离短、裂缝导流能力低的主要原因，是影响该类储层单井产量的关键因素。为此，将增产技术由常规酸压转变为加砂压裂，重点围绕裂缝扩展规律深化研究、关键材料研发配套、压裂模式精细刻画3个方面，攻克高模量储层压裂关键技术瓶颈，形成致密孔隙型碳酸盐岩酸化压裂复合改造技术。针对储层致密、裂缝延伸压力高的问题，优选41/2in大直径管柱、大排量设计，进一步降低摩阻、提高裂缝净压力，有效提升裂缝体积；针对碳酸盐岩弹性模量高、裂缝窄、加砂难的问题，优选40～70目/80～90目小粒径支撑剂低砂比连续加砂模式，最高砂浓度达400kg/m3；针对碳酸盐岩抗张强度高、抗压强度高、破裂压力高的特征，采用前置酸预处理、高黏液造缝技术，进一步降低破裂压力、增加缝宽，降低加砂难度。采用加砂压裂新工艺，单井产能大幅提高，均获得工业产能。

4 勘探突破与意义

4.1 奥陶系盐下勘探重大突破

MT1井位于陕西省神木县高家堡地区，部署目的是探索奥陶系盐下马四段勘探新领域。该井于2020年9月14日开钻，2021年3月15日完钻，完钻层位是寒武系三山子组，井深3190m。该井在马四段钻遇气层43.4m，气测全烃最高达88.43%，压力系数为1.62，采用前置酸+滑溜水加砂压裂，试气获35.24×104m3/d的高产气流，盐下马四段首次突破工业气流关，鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马四段勘探取得重大突破。

MT1井天然气甲烷碳同位素值为-45‰，乙烷碳同位素值为-26‰，甲烷氢同位素值为-169‰，乙烷氢同位素值为-118‰，干燥系数为0.95，硫化氢含量为3.3%。高家堡地区盐下烃源岩酸解气乙烷碳同位素平均值为-26.5‰，与MT1井盐下马四段天然气乙烷碳同位素值接近，表明马四段天然气主要来源于盐下海相烃源岩，属于高成熟油型气，证实奥陶系盐下海相烃源岩具备规模生烃潜力、大面积成藏的基础。目前，在盆地东部神木县高家堡地区马四段已经落实含气面积1316km2，展示出良好的勘探潜力。

4.2 奥陶系盐下勘探突破的意义

鄂尔多斯盆地奥陶系盐下是一个全新的勘探领域，勘探实践表明，创新理论认识是勘探取得突破的关键，重新认识奥陶系盐下古隆起、烃源岩、储层分布及圈闭等成藏条件，引领了奥陶系盐下新领域勘探，地质工程一体化推动盐下马四段勘探终获大突破。经过十几年的不懈探索，MT1井在奥陶系马四段首获高产气流，开辟了一个全新的战略性接替领域，它是盆地中东部除了中生界致密油[43]、古生界致密气[44]之外的第三个含油气系统。

从盆地中东部奥陶系盐下马四段岩性圈闭成藏角度分析，马四段上覆的厚层膏盐岩是天然气成藏的重要封盖层，封盖条件优越。盐下马四段台内滩、台内丘白云岩是有利储层类型，台内滩白云岩主要分布在乌审旗—靖边—横山一带，台内丘白云岩主要分布在神木—佳县—米脂一带。而奥陶系盐下烃源岩生烃中心主要位于乌审旗、吴起、延安、米脂一带，生烃中心毗邻盐下马四段台内滩、台内丘白云岩储层，形成了良好的源储配置关系。综合评价分析认为，奥陶系盐下马四段台内滩和台内丘白云岩储层有利成藏面积约为2.5×104km2，是下一步风险勘探的有利区带（图12）。