摘 要

摘　要：鄂尔多斯盆地东南部的天然气勘探进展缓慢，缘于对其上古生界天然气成藏方面的相关研究较少。为此，利用大量钻井、地球化学薄片鉴定、压汞试验、流体包裹体测试等资料，研究

摘　要：鄂尔多斯盆地东南部的天然气勘探进展缓慢，缘于对其上古生界天然气成藏方面的相关研究较少。为此，利用大量钻井、地球化学薄片鉴定、压汞试验、流体包裹体测试等资料，研究了该区上古生界天然气的成藏地质条件和成藏期次。结果表明：①与盆地北部一样，东南部延长探区具有“广覆式生烃、大面积成藏”的特点，其主力生烃层系为下二叠统山西组2段、中石炭统本溪组暗色泥岩和煤系地层；②储层砂体发育，多层系砂体垂向叠置、横向连片，加上构造不发育，具备形成大面积复合岩性圈闭的重要条件；③上石盒子组—石千峰组发育的巨厚泥岩具有物性和压力双重封闭性能；④流体充注时期发生在晚三叠世、中晚侏罗世和早白垩世。依据生储盖的空间配置关系，将该区上古生界气藏划分为源内成藏、近源成藏和远源成藏3种组合类型，并在分析圈闭类型、输导体系、运聚特征等的基础上，建立起了上古生界天然气的成藏模式。结论认为：该区上古生界具有良好的天然气成藏地质条件和勘探潜力，是鄂尔多斯盆地下一步天然气储量增长的新领域。

关键词：鄂尔多斯盆地  延长探区  晚古生代  成藏地质条件  运移特征  成藏期次  成藏组合  成藏模式  储量增长

Natural gas accumulation characteristics in the Upper Paleozoic in the Yanchang exploration block of southeastern Ordos Basin

Abstract：No big breakthrough has been made in gas exploration in southeastern Ordos Basin for lack of detailed study of gas accumulation in the Upper Paleozoic there.In view of this，various data concerning drilling，geochemistry，thin section authentication．mercury lnjection test and fluid lnclusion test were integrated to study the geologic conditions and stages of gas accumulation in this study area．Like the northern part of this basin，the southeastern Yanchang exploration block is also featured by²pervasive hydrocarbon generation and accumulation².The major source rocks there are dark shale and coal measure strata in the 2^nd member of Lower Permian Shanxi Fm and the Middle Carboniferous Benxi Fm．Vertically superimposed and laterally connected well developed sandbodles ln combmatlon wlth the underdeveloped structures provide necessary conditions for the formation of large compound lithologic reservoirs．The thick mudstones in the Upper Shihezi Shiqianfeng Fm have a capacity of physical property and pressure．Hydrocarbon charging occurred in the Late Triassic，Middle-Late Jurassic and Early Cretaceous periods．According to the source-reservoircaprock assernblage，the Upper Paleozoic gas reservoirs are divided into three groups，namely inner source rock accumulation，proximal accumulatlon，and dlstal accumulation，the models of which were also built based on the analysis of trap types，carrier systems and hydrocarbon migration and accumulation．In the end，it is concluded that the Upper Paleozoic in this study area has favorable geologic it is a new domain for gas reserves growth in the future in the Ordows Basin.

Keywords：Ordos Basin,ranchang exploration block，Late Paleozoic，geologic condition，migration feature，reservoiring stages，source-reservoir-caprock assemblage，accumulation pattern，reserve increase

鄂尔多斯盆地是我国重要的天然气生产基地。近年来，在盆地北部上古生界已陆续发现苏里格、乌审旗、榆林、大牛地和神木等多个探明储量超1000×10⁸m³的大型气田'形成了“南油北气”的分布格局，而且天然气储量规模在逐年增加，其中苏里格气田探明和基本探明天然气储量已达到2.85×10¹²m^3[1-2]。与北部相比，鄂尔多斯盆地南部天然气勘探进展缓慢，勘探程度也较低，地质认识不清楚，对南部上古生界天然气成藏的有关研究较少。

陕西延长石油(集团)有限责任公司(以下简称延长集团)的天然气勘探区域位于陕西省延安市境内，构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部。以往研究多认为该区域二叠系时期为湖盆沉积中心，储层砂体不发育，天然气勘探潜力较差。但自“十一五”以来，延长集团在该区域的天然气勘探取得重大突破，在上古生界多个层段钻获工业气流，并已形成一定规模，勘探证实鄂尔多斯盆地南部天然气勘探具有广阔的前景。笔者针对盆地东南部延长探区上古生界天然气的成藏条件及成藏特征进行研究，进一步明确了该区天然气的成藏地质条件，对相邻区域的天然气勘探具有重要的参考意义。

1　成藏条件分析

1．1　烃源岩特征

延长探区上古生界烃源岩为海陆交互相暗色泥岩、煤层及生物屑灰岩，层位主要分布于下二叠统山西组、中石炭统本溪组和上石炭统太原组，平面分布稳定，其中山西组泥岩厚度介于70～80m，煤层厚度介于l～7m，主要分布于山2段；太原组石灰岩厚度介于10～40m，本溪组泥岩厚度介于l5～35m，煤层厚度介于1～6m。从地球化学指标来看(表1)，山l段泥岩生烃条件较差，平均有机碳含量仅为0.63％，山2段和本溪组较好，其泥岩有机碳含量大于3％，煤层有机碳含量大于30％；太原组石灰岩有机碳含量为1.21％，氯仿沥青“A”含量和生烃潜量指标均较低。上述情况表明：该区主力烃源岩为山2段和本溪组暗色泥岩及含煤层系。该区上占生界烃源岩镜质体反射率(R。)为1.59％～2.65％，普遍超过2％，处于过成熟干气阶段，生烃强度在28×10⁸～40×10⁸m³／km²。生烃量大，气源充足，具有“广覆式”生烃特征^[3-9]。

 

1．2　储层、盖层特征

延长探区主力气层为本溪组、山2³层和山1段、下二叠统石盒子组8段。其中本溪组为潮坪—障壁岛海岸沉积^[10]，储集体类型主要为障壁岛砂坝和砂坪，单个砂体规模较小，厚度介于2～10m，横向连续性较差，平面分布零散，但主要分布于探区东南部；山西组和盒8段为湖泊—三角洲沉积体系，主要储集体类型为三角洲前缘水下分流河道砂体，河口坝不发育，受盆地北缘物源影响，砂体呈南北向展布，东西呈透镜体状，厚度介于4～20m，其中盒8段砂体最为发育，分布范围广，厚度大(图1)。各层位砂体垂向叠置，横向连片，形成大面积复合砂体带，是该区储层砂体空间展布的基本特征。

 

该区上古生界发育2套区域性盖层：①下二叠统太原组海相石灰岩，厚度介于15～45m，分布稳定，也是本溪组的直接盖层；②上石盒子组与石干峰组发育的泥质岩系，厚度介于l50～350m，分布稳定，横向连续，是山西组～下石盒子组气藏的重要盖层。对该区上古生界泥岩的压实研究表明，声波时差明显高于正常压实趋势(图2)，表明上古生界普遍存在古超压现象^[11-13]，其过剩压力介于5～20MPa，最大过剩压力出现在上石盒子组—石千峰组，组成上古生界压力封存箱的箱顶，天然气很难突破箱顶超压体而在箱内成藏^[14-15]。前人的研究也表明^[16-19]，鄂尔多斯盆地上古生界匕石盒子组与石干峰组泥岩封盖性能优越，具有物性封闭和压力封闭双重封闭特征。

 

该区不同层位储层岩性、物性和孔隙结构有所差异(表2)。盒8、山l段岩屑含量相对较高，石英含量较低，岩石类型以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，少量石英砂岩，山2³层和本溪组石英含量较高，岩石类型主要为石英砂岩和岩屑石英砂岩，少量岩屑砂岩，砂岩长石含量较低；储层平均孔隙度在4.44％～5.59％，平均渗透率为0.56～7.06mD，物性总体为低孔隙度、低渗透率型；砂岩孔隙结构变化大，普遍排驱压力较高，平均为0.94～1.726MPa，中值压力平均为4.46～20.52MPa，孔喉半径偏小，以(微)小孔喉为主，最大孔喉半径介于0.664～1.86mm，中值孔喉半径介于0.159～0.34mm，分选系数介于0.204～1.194。

1．3　圈闭类型

该区处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，区域上为宽缓的西倾大单斜，坡度小于l°，地史中以稳定的升降为主，构造不发育，地形平坦，不具备形成构造圈闭的条件。而上古生界时期，经历了海相到海陆过渡相再到陆相的沉积演化，沉积体系多样性，发育多期次多类型的储集砂体，形成了垂向叠置横向连片的复合砂体带，是形成大型岩性圈闭的有利条件^[20-23]。该区主要为岩性圈闭，受沉积和成岩作用控制，又可分为上倾尖灭型和透镜体型岩性圈闭。

由于鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩分布面积大，非均质性强，岩性和物性在横向上变化大，砂体连续性和连通性较差，因而这类砂体巾形成的圈闭必然表现为数量众多、界限不明确，从而形成由众多中小型岩性圈闭在纵向上相互叠置、在平面上复合连片的大面积分布的中小型岩性圈闭群且无明显的边界。这与常规构造油气藏或岩性油气藏那种孤立分布、界限分明的圈闭明显不同。

1．4　运移特征

近年来，越来越多的学者对鄂尔多斯盆地上古生界天然气运聚成藏过程的研究表明，鄂尔多斯盆地上古生界天然气在地史中不具备发生大规模侧向运移的条件，其理由如下。

1．4．1关于储层致密化时间

到底是先成藏后致密还是先致密后成藏，一直以来没有定论。但是越来越多的学者对成岩作用及储层孔隙演化的研究表明^[24-25]，上古生界储层原生孔隙在三叠纪末已减少为3％～ll％，到晚成岩作用8期的早中侏罗世末，砂岩孔隙度降低为6％～8.4％。而生气史研究表明，晚侏罗世—早白垩世是上古生界烃源岩大量生气的主要时期，所以上古生界砂岩致密化早于大规模油气运移时期，致密化砂体和(微)裂缝构成主要输导体系，这种输导条件不利于天然气的大规模侧向运移^{3[21，24，26-27]}。尤其是东西方向上沉积相变化大、砂层连通性较差，天然气由低部位(西部)向高部位(东部)作大规模侧向运移的输导条件不发育。

岩心观察发现，该区上古生界岩石中的裂缝存在水平裂缝、斜向裂缝和近垂直裂缝。水平裂缝与斜向裂缝主要发育在层面结构比较发育的岩石中，绝大部分被全充填或半充填，少数未充填，充填物主要为泥质和方解石，缝宽0.1～8.0mm，大多数缝宽l.0～3.0mm，缝长0.08～1.01m；近垂直缝主要发育在比较致密的岩石中，该类岩石一般层面结构不发育，裂缝面的角度一般大于70度，该类裂缝多数未充填，少数被泥质、方解石充填、半充填，缝宽0.1～5.0mm，缝长0.05～5.18m，一般延伸较长。

对微裂隙中的流体包裹体温度测试可知，微裂缝中包裹体温度(120～150℃)一般都高于次生加大边中包裹体温度(110～130℃)。通过储层热演化研究结合微裂缝及石英加大边温度测试分析，认为该区上古生界储层裂缝主要形成于晚侏罗世—早白垩世，裂缝形成的时期与上古生界烃源岩大规模生、排烃的时间相匹配，裂缝是上古生界流体运移的通道之一。

1．4．2关于运移动力问题

一般来说浮力和水动力是油气二次运移的主要动力，在常规油气二次运移过程中浮力和水动力作用较强。但在鄂尔多斯盆地上古生界由于储层成岩早期压实作用和胶结作用强烈，因而在造成储层致密化的同时，也导致储层中的自由水大为减少，从而难以产生较强的浮力和水动力^[28]。另一方面，流体南高势区向低势区运移的原理只适用于连通的水力系统，而不适用于多个封隔体之间。泥岩压实研究表明，盆地上古生界地层在三叠纪末  白垩纪发育“非均衡压实” ^{[16-17，21，24，26]}，该区最大埋深时期(白垩纪)泥岩过剩压力幅度介于0～10MPa，过剩压力峰值出现在三叠系刘家沟组—上石盒子组(图3)，在压力封存箱的上下、侧向高压泥岩阻隔之间，很难出现区域运移。可见，鄂尔多斯盆地上古生界缺乏天然气大规模、长距离运移的动力条件。

 

1．4．3运移聚集特征

一般来说，大规模、长距离的天然气运移是择优聚集过程，输导体系具有较好的输导能力，形成的气藏具有高的丰度值，产量也较高；而短距离的运移也就是天然气局部就近聚集，天然气富集程度与气藏附近烃源岩生烃强度及储集条件有关，往往表现为低丰度的天然气藏，且丰度值差异较大。鄂尔多斯盆地上古生界气层具有低孔隙度、低渗透率、低丰度和低产特征，符合天然气近距离运移聚集特征。

根据延长探区上古生界成藏组合特征分析认为：由于本溪组为障壁岛海岸沉积，储集体类型主要为障壁砂坝和砂坪，砂体平面连续性较差，单个砂体规模较小，砂体不具备长距离侧向运移的输导能力。山西组—下石盒子组为三角洲前缘沉积，水下分流河道为主要储集体类型，砂体南北向呈条带状展布，东西向呈透镜体状，而陕北斜坡上古生界为西低东高的构造格局，东西向沉积相带变化快，不具备大规模、长距离运移的疏导条件。南北向砂体虽然连续性相对比东西向好，但在整体为致密性砂岩中缺乏长距离运移的动力，不过在局部范围内发育的具有相对高孔隙度、渗透率储层砂体为天然气南北侧向运移提供了有利条件，但是这种侧向运移仅限于相互连通的优质储层内，其运移规模较小且距离较短。因此，处于主力生烃层系内的本溪组和山2段，其气藏的形成主要为初次运移直接成藏；在主力生烃层系之上的山l段和盒8段，其气藏的形成主要为二次运移垂向充注成藏；山西组下石盒子组在局部范围内可发生小规模的短距离南北向侧向运移。

1．5　成藏期次

流体包裹体分析是研究油气运移充注期次的有效手段。选取山西组22个砂岩样品进行流体包裹体分析，根据镜下观察结果，流体包裹体主要分布在石英次生加大边及石英颗粒微裂隙，其中砂岩石英次生加大边内流体包裹体均一温度(图4-a)分布在94.2～159.3℃，主峰温度区间位于115～135℃；砂岩石英微裂隙中流体包裹体均一温度(图4-b)分布在82.7～193.8℃，并分为3个温度区间，分别是80～95℃、95～130℃、l30～195℃，主峰温度区间位于85～90℃、ll0～125℃和l35～155℃。石英加大边内流体包裹体的均一温度主峰区间与石英裂缝中的第Ⅱ期流体包裹体均一温度的主峰温度区间相近，应该属于同一期酸性流体活动。

 

山西组砂岩中流体包裹体的测温结果表明：①延长地区上古生界山西组至少存在3期流体活动，第Ⅰ期流体活动的主峰温度在85～90℃，规模较小；第Ⅱ期流体活动的主峰温度在115～120℃，这期流体形成了大量石英加大边；第Ⅲ期流体活动的主峰温度在135～155℃，流体规模较大。②高于l65℃的样品点34个，温度范围较分散。③从测点数日来看，110～165℃区间内的数据点较多，共计482个。在3期流体活动中均检测到含烃包裹体，因此推测其与油气充注有关。将流体包裹体的均一温度投影在单井埋藏史图上(图5)，发现3期油气充注分别发生在晚三叠世、中晚侏罗世和早白垩世。

 

2　成藏组合

根据烃源岩与储层、盖层空间分布、输导条件及运聚方式，将上古生界划分为3个成藏组合：源内成藏组合(本溪组—山2段)、近源成藏组合(下石盒子组—山1段)和远源成藏组合(上石盒子组—石千锋组)。

2．1　源内成藏组合

主要包括本溪组、太原组和山2段。该套组合烃源岩为自身发育的暗色泥岩及煤系地层，储层与烃源岩同层，形成了自生自储式组合。其中本溪组、山2³层是主要工业气流层位，储集层主要为三角洲前缘水下分流河道及障壁岛砂坝；盖层为煤系地层的泥岩，泥岩发育一定幅度的欠压实，对于本溪组来说，其上部太原组海相石灰岩是直接盖层。该组合输导体系主要为砂体，天然气运聚以短距离侧向和垂向就近聚集为主，储层条件是气藏形成的主控因素。该组合含气饱和度较高，试气产量也较高，勘探成功率高，在探区东部、北部和中部广泛分布。

2．2　近源成藏组合

包括山l段及下石盒子组(以盒8段为丰)。该组合离主力烃源岩层系较近，以上石盒子组泥岩为区域盖层，分布稳定，欠压实发育，下石盒子组泥岩为直接盖层；储集层为三角洲前缘水下分流河道砂体，形成下生上储式组合。山l段和盒8段是主要工业气流层位；输导体系为砂体和裂缝；天然气的运聚以垂向运移为主，侧向运移为辅。储集条件和下部烃源岩的生烃潜力是成藏的主控因素。该组合砂体发育，分布范围大，但其产量普遍较低，高产井较少且产量差异较大。

2．3　远源成藏组合

包括上石盒子组、石千峰组成藏组合。由于上石盒子组区域盖层在部分地区被破坏，油气突破了封存箱顶板^[26]，在石千峰组、上石盒子组形成次生气藏。气源依旧来自山西组和本溪组，储集层离烃源岩较远，气藏内部含气饱和度较低，含水程度高，勘探风险较大，输导体系包括裂缝及砂体。该组合气藏主要分布于盆地东北部及周边构造活动带，如神木气田石千峰组5段，与下部气层相比，资源潜力较差；延长探区北部可能存在这类次生气藏，如北部延气l井干5段试气产量为4695m³／d，产水1.5m³／d，解释为含水低产气层。

3　成藏模式

根据该区输导体系、天然气运移聚集特征、成藏组合等建立了延长气田上古生界气藏成藏模式(图6)。该区有2套区域性盖层，第l套为下部太原组海相石灰岩，另l套为上石盒子组  石千峰组泥岩及致密性砂岩，具有物性和压力双重封盖。该区上古生界普遍发育泥岩超压，具有压力封存箱特征，其中上石盒子组—石千峰组为压力封存箱的箱顶，为下部天然气的富集成藏提供了优越的封闭保存条件，箱底为本溪组的致密铝士岩。

 

压力封存箱的结构差异^[17]、烃源岩与储层的空间配置关系控制着气藏天然气的富集程度。山2段及本溪组暗色泥岩与煤系地层是主力生烃层系，本溪组与山2段属于源内成藏，以初次运移直接充注为主，充注程度高，表现为含气饱和度高，分别为57.7％和62.5％；而山l段和盒8段位于主力烃源岩上部，为近源成藏，以二次运移垂向充注为主，表现为含气饱和度相对较低，分别为49.1％和48.3％；上石盒子组和石千峰组离主力烃源岩更远，属于远源成藏，受生烃强度的限制及本身具有物性和压力双重封盖，天然气很难运移至层内成藏，只有在局部封闭性能较差且生烃强度较高、气源交充足的地方才可能形成工业气藏。

4　结论

1)延长探区处于鄂尔多斯盆地东南部，与盆地北部一样，具有“广覆式生烃、大面积成藏”的特点。本溪组—山2段暗色泥岩与煤系地层是主力生烃层系；储层砂体发育，多层系砂体垂向叠置横向连片，加上构造不发育，是形成大面积复合岩性圈闭的重要条件；上石盒子—石千峰组发育巨厚的泥岩具有物性和压力双重封闭性能；砂体与裂缝是主要输导体系，天然气运移以垂向运移为主。

2)根据该区生储盖空间配置关系，可划分3种组合方式：本溪组—山2段为源内成藏组合，以初次运移直接充注为主，含气饱和度高；近源成臧组合包括山1段和盒8段，以二次运移垂向充注为主；石千峰组—上石盒子组为远源成藏组合，属于次生气藏，含气饱和度较低，仅在局部存在：

3)通过对延长探区天然气成藏特征的分析及勘探实践，认为鄂尔多斯盆地东南部具有良好的勘探潜力，是今后天然气储量增长的新区域。

 

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本文作者：周进松  王念喜  赵谦平  银晓  林桂芳  曹跃  李园园  韩小琴

作者单位：陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院