鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气富集规律

李　军，王禹诺，赵靖舟，李　磊，郑　杰，胡维强

[1.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065；　2.西安石油大学 陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065；3.中国地质大学(北京) 地球科学与资源学院，北京 100083；　4.中国石油 长庆油田公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018]



鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气富集规律

李军1,2，王禹诺3，赵靖舟1,2，李磊4，郑杰4，胡维强1

[1.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065；2.西安石油大学 陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065；3.中国地质大学(北京) 地球科学与资源学院，北京 100083；4.中国石油 长庆油田公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018]

基于鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界气源条件、储层特征、盖层特征等的分析，对研究区上古生界天然气富集主控因素进行了研究。研究表明，鄂尔多斯盆地陇东地区上古生界天然气气藏的形成与分布主要受气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制。气源条件、山西组1段直接盖层条件共同控制区域上气藏的形成与分布。区域上生烃强度高，山西组1段泥岩盖层厚度大于35 m的区域为山西组1段气藏有利成藏区，山西组1段泥岩盖层厚度小于35 m的区域则主要为石盒子组8段气藏有利成藏区。储层条件控制天然气的局部富集，其中气源条件、山西组1段盖层条件相似时储层“甜点”控气，即储层质量越好天然气越富集；气源条件、山西组1段盖层条件均有利时，相对较差储层亦可成藏。值得注意的是，气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制的天然气最佳成藏富集区并非三者均为最优的地区，而是三者最佳配置、相互补偿形成的有利区。

三元耦合控藏；天然气富集规律；致密砂岩气；陇东地区；鄂尔多斯盆地

鄂尔多斯盆地是中国致密砂岩气资源最丰富的盆地之一。现已在上古生界发现并探明了苏里格、榆林、乌审旗、子洲、大牛地与延长6个储量均超过1 000×108m3的致密砂岩大气田[1-2]。其中苏里格气田探明地质储量已达到3.49×1012m3[1]。有关鄂尔多斯盆地上古生界天然气富集规律的认识，事实上前人已经从构造、沉积、储层及气源等角度开展了大量卓有成效的研究工作[1,3-23]，目前最为流行的观点认为储层及源储配置条件控制了鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏的形成与分布，现今局部构造对气藏的形成与分布无明显控制作用。

陇东地区是中国石油长庆油田分公司近年来发现的重要天然气储量接替区。该区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，现今构造整体表现为一南高北低，西低东高的大型单斜构造，局部发育低幅度鼻状隆起，盆地内部无明显断裂构造发育，仅在渭北隆起和天环坳陷内发育一定程度的小断裂。陇东地区上古生界天然气成藏条件与该盆地北部的苏里格等气田具有相似性，主要目的层也为石盒子组和山西组，现今局部构造对气藏的形成与分布无明显控制作用。但也存在一些明显的差异，与盆地北部的苏里格气田相比，陇东地区储层埋深较大，普遍在3 800～4 600 m，砂体厚度较薄，主要介于5～18 m，物性更加致密，且气源条件相对较差。本文拟通过对该区上古生界气源条件、储层特征、盖层特征等的研究，结合近年来的勘探实践，就陇东地区上古生界致密砂岩气的富集规律加以探讨。

1　气源条件及其控气作用

1.1陇东地区气源条件及其与苏里格地区对比

首先从烃源岩发育的规模来说，陇东地区主要发育山西组2段(山2段)煤系烃源岩，太原组烃源岩仅在ZT1—QT3—QT1—L3井一线局部地区发育，本溪组在全区缺失。而在苏里格地区，山2段、太原组和本溪组三套烃源岩在全区均有分布，只是不同地区发育规模存在差异。研究区煤层累计厚度在0～8.70 m，平均为4.65 m，暗色泥岩累计厚度在14.00～64.60 m，平均为38.80 m。而苏里格地区煤层累计厚度在8.00～24.00 m，平均为14.00 m，暗色泥岩累计厚度在40.00～100.00 m，平均为70.00 m。由此可知，苏里格地区无论是煤层厚度还是暗色泥岩厚度均高于研究区。

其次从有机质丰度来看，陇东地区山2段煤层有机碳含量为40.37%～77.11%，平均为54.94%，苏里格地区山2段煤层有机碳含量为49.28%～89.17%，平均达到73.60%。陇东地区山2段煤层氯仿沥青“A”含量为0.026 3%～0.359 0%，平均为0.1614%。苏里格地区山2段煤层氯仿沥青“A”含量为0.103 3%～2.449 7%，平均达到0.800 0%。陇东地区山2段煤层总烃含量为372.19～2 003.55×10-6，平均为1 140.64×10-6；苏里格地区山2段煤层总烃含量为(519.90～2 003.60)×10-6，平均达2 539.80×10-6。陇东地区主力烃源岩山2段煤层烃源岩各项有机质丰度指标均低于苏里格地区，暗色泥岩亦是如此。

图1　陇东地区地理位置及鄂尔多斯盆气田分布Fig.1　Locations of Longdong area and gas fields in the Ordos Basin

陇东地区烃源岩成熟度较高，烃源岩镜质体反射率(Ro)普遍大于1.6%，最高达3.2%，平均为2.3%。苏里格地区烃源岩Ro为1.0%～2.4%，平均为1.8%。总体上陇东地区烃源岩成熟度高于苏里格地区。但由于烃源岩有机质丰度和发育规模相差较大，因此与苏里格地区相比，陇东地区气源条件明显较差。烃源岩生烃强度分布在8×108～24×108m3/km2，平均仅为15.50×108m3/km2。而苏里格气区烃源岩生烃强度分布在11×108～26×108m3/km2，平均为22×108m3/km2。

1.2气源条件对气藏形成与分布的控制作用

对于致密砂岩气的成藏来说，由于浮力不能作为天然气二次运移的主要动力，烃源岩生烃增压和源储烃浓度差为天然气运移的主要动力[21,23-28]，因此良好的烃源岩条件不仅意味充足的气源，而且意味着充足的成藏动力。陇东地区生烃强度为8×108～24×108m3/km2，平均仅为15.5×108m3/km2。根据目前的试气成果，研究区有3口井不同程度产水，3口产水井储层孔隙度分别为7.02%，7.31%和11.75%，平均为8.69%；渗透率分别为0.081×10-3，0.590×10-3和0.774×10-3μm2，平均为0.481×10-3μm2，总体上储层物性较好。研究区气源条件与苏里格气田西区(苏西地区)相似，而在苏西地区也有大量气水同产井以及少量的水井。苏西地区产水井物性也较好，孔隙度分布在2.72%～13.95%，平均为9.06%，渗透率分在0.003×10-3～5.450×10-3μm2，平均为0.469×10-3μm2。与苏西地区相比，陇东地区产水井孔隙度略低，渗透率略高，总体上基本持平(图2)。前人研究表明苏西地区的产水主要和生烃强度较低有关[28-29]。事实上，根据上述分析也可知，这些产水井储层质量本身没有问题，气源较差、成藏动力不足导致的天然气充注强度不高可能才是产水的最重要因素。在一些储层条件相对较好的地区，由于天然气饱和度不高也会导致储层中大量地层水的存在，从而在试气过程中产水。

图2　陇东地区和苏里格气田产水井孔渗相关性Fig.2　Plot of porosity versus permeability for water production wells in Longdong area and Sulige gasfield

要分布在煤层厚度大于4 m，生烃强度大于10×108m3/km2的区域，且存在随着煤层厚度增大、生烃强度增高，产气量也增加的趋势。纵向上，天然气垂向运移的最远距离与煤层厚度和累计生烃强度同样存在良好的正相关关系。随着煤层厚度和生烃强度增大，天然气垂向运移距离增加，在煤层厚度大于6 m，生烃强度大于20×108m3/km2的区域，天然气垂向运移最远距离可达120m以上(图3)。

2　盖层条件及其控气作用

对于致密砂岩气而言，无论是早期提出的深盆气理论[25,30]、盆地中心气理论[24]，还是后来发展的连续型气藏理论[31-34]和准连续型气藏理论[23,28]，都鲜有将盖层条件作为致密砂岩气藏形成与分布的控制因素，认为其保存可能主要与气水动态平衡和致密砂岩的自封闭作用有关。

和鄂尔多斯盆地其他地区一样，陇东地区上古生界发育山1段、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组等多套泥岩盖层。其中最重要的有两套，一套为山1气藏直接盖层，主要指山1段泥岩。另一套为下石盒子组泥岩区域盖层。其中下石盒子组泥岩区域盖层累计厚度大，最薄的在45 m左右，最厚达80 m，且在垂向上连续分布，封盖能力强，其对研究区气藏的区域封盖作用毋庸置疑，因此本文不作重点讨论。本文重点讨论山1段直接盖层对研究区气藏形成与分布的控制作用。

前人研究表明，除了生烃增压驱动天然气运移外，扩散运移也是鄂尔多斯盆地上古生界天然气进入山1段的一种重要运移方式[21]。以超压作为主要运移动力形成的气藏对保存条件的要求，比以浮力等作为二次运移主要动力形成的气藏高。同时，对于天然气的

图3　陇东地区上古生界天然气垂向运移距离与煤层厚度及生烃强度的相关性Fig.3　Coal seam thickness and gas generation intensity vs. vertical migration distance of gas in the Upper Paleozoic，Longdong areaa.天然气垂向运移距离与煤层厚度相关性；b.天然气垂向运移距离与生烃强度相关性

扩散运移来说，同样意味着扩散散失，如果没有有效的封堵条件，天然气的扩散充注量和散失量就会大致相当，从而很难形成有效的天然气聚集。因此，山1段若要形成可观的天然气聚集，良好的直接封盖条件就显得尤为重要。陇东地区山1气藏直接盖层泥岩物性致密，孔隙度分布在0.25%～4.56%，渗透率分布在0.000 6×10-3～0.021 6×10-3μm2，在鄂尔多斯盆地北部，这套泥岩的突破压力最小值为2～6 MPa[35]。同时，该泥岩盖层具有扩散系数低的特点，扩散系数分布在1.01×10-8～9.62×10-8cm2/s，对于扩散散失天然气具有较好的封盖作用。另外，这套泥岩盖层局部还存在超压封盖[35]。平面上，陇东地区山1气藏直接盖层累计泥岩厚度主要分布在18～55 m，在局部地区纵向上泥岩连续分布，单层厚度较大，如QT3井泥岩单层厚度大于40 m。定量统计分析表明，这套泥岩累计厚度一般达到27 m便对天然气具有较好的封盖作用[36]。

从研究区目前的勘探成果来看，山1段工业气流井均分布在山1段直接盖层泥岩单层厚度较大，纵向上分布连续，累计厚度大于35 m的区域。在山1段直接盖层小于35 m的区域，山1段产气量明显降低，局部出现了产水现象(图4)。当然，前已述及研究区局部出现的产水现象主要还是由于气源较差，充注强度不高所致。在整体气源较差的背景下，盖层条件较差可能会使局部地区含气性更差，在储层条件较好时，存在自由水的区域产水现象更加突出。

对于陇东地区盒8段气藏来说，山1段是其天然气运移的输导体系。盒8段若要成藏，山1段必须具

生态文明的概念最早是由生态主义者总结的。“生态文明是指人们在改造客观物质世界的同时，不断克服改造过程中的负面效应，积极改善和优化人与自然、人与人的关系，建设有序的生态运行机制和良好的生态环境所取得的物质、精神、制度方面成果的总和。”④这是人与社会共同进步的标志，反映了人类在处理与自然界关系时由敌对到和谐的改进程度，是人与社会进步的重要标志。

有较好的输导性能，要求山1段泥岩相对不发育，单层厚度小，砂岩、泥岩呈互层式发育，或者在厚层泥岩中大量发育可供天然气有效运移的裂缝。从研究区目前的勘探成果来看，盒8段工业气流井均分布在山1段直接盖层小于35 m的区域，在山1段盖层大于35m的区域，盒8产气量明显降低(图5)。

需要指出的是，陇东地区盒8段在山1段直接盖层大于35 m的区域，山1段在山1段直接盖层小于35 m的区域天然气与水同时产出，但是产气量明显降低。这与鄂尔多斯盆地北部苏里格等大气田干井很少的勘探实际情况一致，同时与鄂尔多斯盆地上古生界广覆式生烃、大面积弥漫式充注形成的大面积含气、但井与井之间含气性差异较大成藏特征[28]也是一致的。至于是否产水，主要受充注强度控制，保存条件和储层条件等因素也有一定的影响。鄂尔多斯盆地北部苏里格气田产水井分布区生烃强度小于16×108m3/km2。产出的地层水分为毛细管水和自由水两种。毛细管水发育储层孔隙度为8%～10%,渗透率为0.35×10-3～1.0×10-3μm2。自由水储层孔隙度大于10%,渗透率大于1.0×10-3μm2[29]，产水井储层物性普遍较好。在生烃强度较低的地区，天然气充注强度不大，如果储层物性较好，保存条件相对较差，储层中可能存在较多的地层水，由此会导致试气时产水现象比较突显。因此对于陇东地区来说，生烃强度总体较低，在山1段盖层条件较差，同时储层物性又较好的地区，山1段产水的可能性便相对较大。同样，在山1段盖层条件较好，同时盒8段储层也较好的地区，盒8段产水的可能性也相对较大。但总体上，盖层条件与产水之间不存在必然联系。山1段直接盖层控制研究区天然气藏在平面与纵向上的形成与分布，最终形成了山1段、盒8段气藏少有叠合分布的格局。

图4　陇东地区ZT1井—L3井山1气藏剖面Fig.4　Gas reservoir profile of the first member of the Shanxi Formation from Well ZT1 to Well L3 in Longdong area

图5　陇东地区ZT2井—L4井盒8气藏剖面Fig.5　Gas reservoir profile of the eighth member of the Shihezi Formation from Well ZT2 to Well L4 in Longdong area

3　储层条件及其控气作用

人们早已认识到储层对致密砂岩气藏形成与分布的控制作用，最为流行的观点就是“甜点”控气理论，即认为整体致密背景上的相对高孔渗区或者裂缝发育区是致密砂岩气的有利成藏区。本文通过对陇东气区储层条件及其控气作用的研究表明，储层对天然气藏形成和分布的控制作用受气源条件和山1段直接盖层的发育情况影响，主要存在两种情况。

3.1气源和山1段直接盖层条件相同或者相似时“甜点”控气

气源和山1段直接盖层条件相同或者相似时，天然气的富集程度主要受储层质量控制，储层物性越好，天然气越富集。

在生烃强度大于15×108m3/km2的区域内，对山1段泥岩大于30m区域的山1气藏和山1段泥岩厚度小于30m的盒8气藏的进行统计，气藏含气饱和度、试气产量均随着储层孔隙度、渗透率的升高而升高，呈较好的正相关关系(图6)。含气饱和度随着石英含量的增加而增高，随着岩屑、碳酸盐胶结物、粘土矿物胶结物含量的增加而降低(图7)。石英颗粒含量高可以显著改善储层的抗压实性能，从而在压实作用过程中保留更多的原生孔隙，有效改善储层储集性能。储层中岩屑含量，特别是泥岩等塑性岩屑含量的增高会降低岩石抗压实性能，从而不利于原生孔隙的保存，降低储层质量。碳酸盐胶结物和粘土矿物胶结物是研究区储层中的两种主要起减孔作用的物质，因此，随着这些组分含量的增加，储层质量变差，含气性也变差。

将气源和山1段直接盖层条件的差异性缩到更小时，天然气的富集程度与储层质量相关度则更高。以QT1井区为例，区内石炭系-二叠系烃源岩生烃强度为16×108～18×108m3/km2，山1段直接盖层大于35 m。由图8可以看出，气层含气饱和度与储层孔隙度、渗透率呈良好的正相关关系。

3.2气源条件和盖层条件均对成藏有利时相对较差储层仍可成藏

气源条件、山1段盖层条件均对天然气成藏有利时，储层条件略差的情况下，天然气仍然可以成藏。对于山1段气藏来说，气源条件、山1段盖层条件均较好时，储层质量较差的区域也可成藏；对于盒8段气藏来说，较差的储层若要成藏，则要求烃源条件较好而且山1段盖层较差。

研究区ZT1井山1段4 390.3～4 393.6 m处，储层孔隙度平均为2.06%，渗透率平均为0.024×10-3μm2，试气无阻流量为5.48×104m3/d；QT3井山1段4 390.30～4 393.60 m处，储层孔隙度平均2.92%，渗透率平均为0.078×10-3μm2，试气无阻流量为7.10×104m3/d(图8)。综合分析表明，山1段高产井的出现主要得益于良好的烃源条件和山1段直接盖层条件。ZT1井、QT3井区烃源岩生烃强度为16×108～18×108m3/km2，山1段直接盖层厚度大于35 m，最大单层厚度大于30 m，且分布连续。

陇东地区盒8段气藏同样存在差储层获得较好试气成果的实例，如ZIT1井，盒8段储层孔隙度平均为1.17%，渗透率平均为0.014×10-3μm2，试气无阻流量为2.52×104m3/d(图9)。ZIT1井区生烃强度大于20×108m3/km2，处于研究区的生烃中心区，山1段泥岩厚度较薄且层数多，有利于天然气垂向运移至盒8段成藏。

图6　陇东地区储层孔隙度、渗透率与含气饱和度和试气产量关系Fig.6　Porosity and permeability vs. gas saturation and tested gas production of reservoirs in Longdong areaa.含气饱和度与渗秀率的关系；b.产气量与孔隙度的关系；c.含气饱和度与孔隙度的关系；d.产气量与渗透率的关系

图7　陇东地区储层岩石学参数与含气饱和度的关系Fig.7　Petrologic parameter vs. gas saturation of reservoirs in Longdong areaa.石英含量与含气饱和度的关系；b.岩屑含量与含气饱和度的关系；c.碳酸盐胶结物含量与含气饱和度的关系；d.粘土矿物含量与含气饱和度的关系

图8　陇东地区QT1井区储层孔隙度(a)和渗透率(b)与含气饱和度关系Fig.8　Porosity(a) and permeability(b) vs. gas saturation of reservoirs in QT1 well block of Longdong area

图9　陇东地区试气产量与孔隙度和渗透率关系Fig.9　Porosity(a) and permeability(b) vs. tested gas production of reservoirs in Longdong area

4　结论

1) 气源条件与盖层条件控制陇东地区天然气藏在平面上与纵向上的形成与分布。天然气主要分布在石炭系-二叠系煤层厚度大于4 m，烃源岩累计生烃强度大于10×108m3/km2的地区，试气产量随着石炭系-二叠系煤层煤层厚度增大、累计生烃强度增高而增加。在生烃强度大于10×108m3/km2的区域，山1段泥岩盖层厚度大于35m时为山1气藏有利成藏区，山1段泥岩盖层厚度小于35m时则主要为盒8气藏有利成藏区。

2) 储层条件控制天然气的局部富集，其中气源条件、山1段盖层条件相似时储层“甜点”控气，即物性越好天然气越富集，储层中石英等有利于提高储层质量的组分的含量越高天然气越富集；气源条件、山1段盖层条件均有利时，相对较差储层亦可成藏。

3) 陇东地区上古生界天然气藏的形成与分布主要受气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制，局部构造对气藏的形成与分布控制作用较弱。气源、盖层和储层条件三元耦合关系控制的天然气最佳成藏富集区并非三者均为最优的地区，而是三者最佳配置、相互补偿而形成的综合有利区。

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(编辑董立)

Accumulation patterns of natural gas in the Upper Paleozoic in Longdong area, Ordos Basin

Li Jun1,2，Wang Yunuo3，Zhao Jingzhou1,2，Li Lei4，Zheng Jie4，Hu Weiqiang1

[1.SchoolofEarthSciencesandEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China;2.ShaanxiKeyLabofPetroleumAccumulationGeology,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China;3.SchoolofEarthSciencesandResources,ChinaUniversityofGeosciences(Beijing),Beijing100083,China;4.Exploration&DevelopmentResearchInstituteofPetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710018,China]

Based on the analysis of source rocks,reservoirs and cap rocks in the Upper Paleozoic,Longdong eara,Ordos Basin,studies were performed on the controlling factors of natural gas accumulation.It’s shown that the formation and distribution of gas reservoirs in the Upper Paleozoic are mainly controlled by the source rocks,reservoirs and cap rocks and the coupling relationship among them.Source rocks and cap rocks of the Shanxi Formation jointly control the formation and distribution of the gas reservior in the region.The gas play fairway of the first member of Shanxi Formation(P2s1) are distributed in area with high gas generation intensity and thick P2s1cap rock over 35 meters.In contrast,gas play fairway of the eighth member of Shihezi Formation(P2h8) occurs in area where the thickness of P2s1cap rock is less than 35 meters.Local enrichment of gas is dermermined by the reservior conditions.When the source rocks and cap rocks of the first member of the Shanxi Formation are similiar,“sweet spot” controls gas distribution,that is to say the better the quality of the reservoir is,the more enrichment the natural gas is.When both the source rocks and cap rocks of the first member of Shanxi Formation are favorable,gas reservoir can also be formed in the relatively poor formations.It is worth noting that best gas enrichment area is not the one where the gas source,seal and reservoir conditions are all favorable,rather the one where the gas source,seal and reservoir conditions match and compensate best.

coupling of three-factor controlling gas accumulation，natural gas enrichment pattern，tight sand gas，Longdong area，Ordos Basin

2015-02-25;

2015-12-10。

李军(1982—)，博士、讲师，油气成藏地质学、非常规油气地质与勘探。E-mail:lijun@xsyu.edu.cn。

国家自然科学基金项目(41502132)；国家科技重大专项(2011ZX05007-004)；陕西省教育厅重点项目(15JS093)；西安石油大学青年科技创新基金项目(2013BS018)。

0253-9985(2016)02-0180-09

10.11743/ogg20160205

TE122.1

A