鄂尔多斯盆地西缘北段奥陶系天然气成藏模式

李佐有，谢 非，胡天宝，陈 琳，车新凯

（1.宁夏回族自治区核地质调查院，宁夏银川 750021；2.中国石油长庆油田分公司第十一采油厂，甘肃庆阳 745000；3.西北大学地质学系，陕西西安 710069）

鄂尔多斯盆地是中国陆上第二大沉积盆地，自古生界至中生界均发现了丰富的油气资源，具有重要的能源战略地位[1-2]。经过多年的科研攻关和勘探、开发实践，在鄂尔多斯盆地中东部、中北部古生界，已发现了多个天然气富集区，相继建成了靖边、榆林、苏里格等大型气田，为国家能源安全做出了卓越的贡献。但是，随着气藏开发的逐步深入，已探明优质储量已基本动用完毕。

鄂尔多斯盆地西缘地层构造复杂，勘探程度较低。为了夯实油气田稳产资源基础，近年来在该区域开展了系统的油气资源勘探工作，取得了良好的成果、显示出广阔的前景[3-4]。因此，本文针对鄂尔多斯盆地西缘下古生界奥陶系，在明确构造沉积演化背景的基础上，对油气成藏地质条件进行了系统地研究，并根据烃源岩、储集层、盖层的配置关系，明确了有利成藏组合模式。利用新完钻井的钻井、录井、测井等资料，对文中提出的有利成藏组合模式进行了验证。

1 构造沉积演化

1.1 构造特征

以断裂系统为界，可将鄂尔多斯盆地西缘及邻区下古生界划分为六个构造单元。鄂尔多斯西缘构造带东起摆宴井-沙井子断裂，黄河断裂与青铜峡-固原断裂为其西部边界[4-6]。本次研究区位于鄂尔多斯盆地西缘北段，其中自西向东发育青龙山断裂、惠安堡断裂共两条后期形成的次级断裂，将研究区划分为韦州构造带、石沟驿构造带、马家滩构造带等次级构造带[6]。

1.2 地层特征

鄂尔多斯盆地西缘奥陶系自下而上可进一步划分为三道坎组、桌子山组、克里摩里组、乌拉力克组、拉什仲组[6-8]。三道坎组与下伏寒武系不整合接触，与上覆桌子山组整合接触，岩性以灰、深灰色中厚层结晶白云岩为主，夹灰质白云岩、白云质灰岩。桌子山组与上覆克里摩里组整合接触，是一套由角砾状白云岩夹白云质角砾状灰岩的岩石组合。克里摩里组与上覆乌拉力克组整合接触，岩性以深灰色、灰黑色、浅灰色中薄层石灰岩为主。乌拉力克组与上覆拉什仲组整合接触，整体以灰质泥岩及灰黑色笔石页岩为主要特征。拉什仲组与上覆石炭系呈不整合接触关系，整体为一套页岩、泥岩、灰质泥岩的岩性组合。此外，在惠安堡断裂以西，因地层抬升导致局部区域奥陶系存在部分缺失。

1.3 沉积演化特征

鄂尔多斯盆地西缘地区奥陶系构造沉积演化以乌拉力克组为界，其下是碳酸盐台地沉积体系，其上是大陆斜坡沉积体系，呈现出明显的海平面升降旋回[7-10]。

从三道坎期到乌拉力克期是研究区大规模海侵时期，其沉积体系经历了从碳酸盐台地到深海平原的沉积演化过程，呈现为海平面持续上升过程中的沉积物堆积特点。从乌拉力克期到拉什仲期是研究区大规模海退期，其沉积体系经历了从深海平原到大陆斜坡的沉积演化过程，呈现为海平面下降过程中的沉积物堆积特点。因此，研究区的奥陶纪经历了一个不完整的海平面上升-下降旋回，最大水深在乌拉力克组的黑色笔石页岩段沉积期。

鄂尔多斯盆地西缘及邻区奥陶纪的古地势呈现南低北高，西低东高，秦岭海自南向北海侵，祁连海自西向东海侵。研究区内地层厚度的变化规律受水侵方向的控制，在惠安堡断裂以东，奥陶系各期地层厚度均呈现为自东向西、自北向南依次增加的趋势（图1）。中奥陶世末期发生了中加里东运动第Ⅱ幕，华北地台因大幅抬升而大面积海退，整体出露地表成为剥蚀区，导致了华北地台在晚奥陶世至早石炭世的地层缺失。

2 成藏地质条件

根据鄂尔多斯盆地西缘及其邻区完钻井资料，在奥陶系发现含气显示，说明该地区奥陶系可能已经发生过天然气生成、运移、聚集等成藏过程，具备天然气成藏的基本必要条件。下面从烃源岩、储集层、盖层三个方面进行天然气成藏地质条件分析。

2.1 烃源岩

研究区内下古生界奥陶系烃源岩以碳酸盐岩型和泥质岩型为主，碳酸盐岩型烃源岩主要发育在三道坎组、桌子山组、克里摩里组，泥质岩型烃源岩主要发育在乌拉力克组、拉什仲组。

根据研究区内奥陶系烃源岩样品测试结果，有机质显微组分中腐泥组含量在73.7%～92.2%，平均值84.3%，镜质组含量在8.5%～25.9%，平均值15.1%，惰质组含量在0.2%～1.3%，平均值0.6%，无壳质组。根据有机质显微组分，研究区内奥陶系干酪根类型主要为Ⅰ型、Ⅱ1型和Ⅱ2型。沥青反射率Ro 分布在2.06%～2.99%，其等效镜质体反射率分布在1.67%～2.25%，等效最高热解温度Tmax值在471～532 ℃。有机质的热演化阶段总体处于高成熟-过成熟阶段。

三道坎组、桌子山组、克里摩里组碳酸盐岩样品总有机碳含量TOC 的最小值为0.03%、最大值为0.20%、平均值为0.08%。根据TOC 数据分布特征，在0.04～0.12 数据区间内，累计分布频率为57.58%，整体以差烃源岩为主（图2）。乌拉力克组、拉什仲组泥质岩样品TOC 的最小值为0.01%、最大值为0.75%、平均值为0.21%。根据TOC 数据分布特征，在0.16～0.24 数据区间内，累计分布频率为76.32%，整体以差烃源岩为主（图2）。总体而言，研究区内泥质岩型烃源岩优于碳酸盐岩型。

图2 奥陶系烃源岩TOC 分布频率直方图

2.2 储集层

研究区内下古生界奥陶系储集层以白云岩储集层、石灰岩储集层、页岩储集层为主。白云岩储集层主要发育在三道坎组、桌子山组，石灰岩储集层主要发育在克里摩里组，页岩储集层主要发育在乌拉力克组、拉什仲组。

白云岩储集层主要为泥晶、粉细晶结构，可见残余生物碎屑（图3）；石灰岩储集层主要为泥晶、粉细晶结构，可见云化泥晶及生物碎屑（图3）；页岩储集层岩性组合主要为灰质泥岩或页岩与粉砂质泥晶灰岩呈韵律互层（图3），其中页岩页理发育，主要由伊利石组成，定向-半定向排列（图3）。碳酸盐岩经过反复的成岩改造，最终形成的储集空间主要有溶洞、溶缝、溶孔、晶间孔、微裂缝等。研究区内所能观测到的储集空间主要有晶间孔、溶孔和微裂缝，未见原生孔隙（图3）。页岩储层发育微-纳米孔隙，类型主要包括溶孔、粒间孔和少量的微裂缝，其中以溶孔最为发育（图3）。

研究区内三道坎组发育白云岩储集层，孔隙度最小值0.16%、最大值8.47%、平均值2.21%，渗透率最小值0.01×10-3μm2、最大值6.33×10-3μm2、平均值0.86×10-3μm2。桌子山组发育白云岩储集层，孔隙度最小值0.18%、最大值7.81%、平均值2.57%，渗透率最小值0.01×10-3μm2、最大值8.74×10-3μm2、平均值0.97×10-3μm2。克里摩里组发育石灰岩储集层，孔隙度最小值0.11%、最大值6.85%、平均值3.87%，渗透率最小值0.01×10-3μm2、最大值4.39×10-3μm2、平均值0.67×10-3μm2。乌拉力克组发育页岩储集层，孔隙度最小值0.08%、最大值3.15%、平均值1.26%，渗透率最小值0.01×10-3μm2、最大值0.92×10-3μm2、平均值0.07×10-3μm2。拉什仲组发育页岩储集层，孔隙度最小值0.10%、最大值3.34%、平均值1.19%，渗透率最小值0.01×10-3μm2、最大值0.81×10-3μm2、平均值0.09×10-3μm2。整体而言，研究区奥陶系储集层较为致密。

2.3 盖层

研究区内奥陶系顶部与上覆石炭系羊虎沟组呈不整合接触，上覆地层中发育的大段泥岩、粉砂质泥岩渗透率一般小于10-7μm2，饱和空气突破压力一般小于2 MPa，封盖物性中等。此外，奥陶系自身的致密碳酸盐岩渗透率一般小于10-9μm2，饱和空气突破压力一般大于15 MPa，具有良好的物性封闭。研究区内桌子山组、克里摩里组广泛发育的致密碳酸盐岩和乌拉力克组发育的泥页岩具有较强的封盖能力，可以构成下古生界奥陶系气藏的盖层。

3 成藏模式

根据鄂尔多斯盆地西缘及其邻区下古生界奥陶系烃源岩、储集层和盖层的时空结构，可将研究区内奥陶系含油气系统划分为不同类型的成藏模式。根据烃源岩、储集层、盖层的空间配置关系，源内自生自储式成藏组合优于近源上生下储式成藏组合，而近源上生下储式成藏组合又优于远源上生下储式成藏组合。

3.1 源内自生自储式

源内自生自储式成藏模式可进一步细分为深海平原页岩型、大陆斜坡浊积灰岩型成藏组合（图4）。深海平原页岩型成藏组合主要发育在乌拉力克组上段和拉什仲组下段，以深海平原相的页岩为烃源岩、储集层和盖层。大陆斜坡浊积灰岩型成藏组合主要发育在拉什仲组底部，以下伏乌拉力克组和上覆拉什仲组深海平原页岩为主力烃源岩，上覆页岩同时作为该成藏组合中的盖层，储集层为碎屑岩或碳酸盐岩浊积岩。浊积灰岩是否发育裂缝及溶蚀孔隙是该成藏组合成藏的关键要素。碳酸盐台地灰岩型成藏组合主要发育在乌拉力克组下段，以乌拉力克组深海平原相的泥岩、灰岩、泥质灰岩为烃源岩和盖层，以其间所夹灰岩、泥质灰岩为储集层。碳酸盐台地灰岩发育裂缝及溶蚀孔隙是该成藏组合成藏的关键要素。

图4 奥陶系天然气成藏组合示意图

3.2 近源上生下储式

根据研究区内地质特征，可将近源上生下储式成藏组合进一步细化为碳酸盐台地灰岩型成藏模式（图4）。该成藏组合主要发育在克里摩里组，以克里摩里组石灰岩为储集层，以上覆乌拉力克组、拉什仲组烃源岩为其主力烃源岩和盖层。碳酸盐台地灰岩发育裂缝及溶蚀孔隙是该成藏组合成藏的关键要素。

3.3 远源上生下储式

根据研究区内地质特征，可将远源上生下储式成藏组合进一步细化为碳酸盐台地白云岩型成藏模式（图4）。该成藏组合主要发育在桌子山组、三道坎组，以上覆乌拉力克组、拉什仲组烃源岩为其主力烃源岩和盖层，以桌子山组、三道坎组白云岩为储集层。碳酸盐台地白云岩发育裂缝及溶蚀孔隙是该成藏组合成藏的关键要素。

4 勘探实例

MJ1 井位于研究区内马家滩构造带，为近期完钻的一口探井。根据钻井、录井、测井资料的验证，该井地层钻遇情况与天然气显示情况均符合文中的相关认识。

4.1 地层钻遇情况

该井三道坎组位于4 840～4 916 m 深度范围内、地层厚度76 m，其中白云岩累计厚度占比70%、石灰岩27%、泥质岩3%。桌子山组位于4 579～4 840 m 深度范围内、地层厚度261 m，其中白云岩累计厚度占比94%、石灰岩5%、泥质岩1%。克里摩里组位于4 457～4 579 m 深度范围内、地层厚度122 m，其中石灰岩累计厚度占比97%、白云岩2%、泥质岩1%。乌拉力克组位于4 337～4 457 m 深度范围内、地层厚度120 m，其中泥质岩累计厚度占比72%、石灰岩28%。拉什仲组位于3 933～4 337 m 深度范围内、地层厚度404 m，其中泥质岩累计厚度占比97%、石灰岩3%。

4.2 天然气显示情况

克里摩里组4 486.2～4 488.7 m、厚度2.5 m，岩性为褐灰色细粉晶石灰岩，气测录井全烃峰值为2.749 3%、基值0.255 0%，电阻率为432.89 Ω·m、声波时差181.71 μs/m，综合解释为含气水层，属于近源上生下储式成藏组合。克里摩里组4 461.9～4 462.8 m、厚度0.9 m，岩性为褐灰色细粉晶石灰岩，气测录井全烃峰值为2.177 9%、基值1.122 5%，电阻率为884.01 Ω·m、声波时差184.63 μs/m，综合解释为差气层，属于近源上生下储式成藏组合。乌拉力克组4 407.3～4 412.7 m、厚度5.4 m，岩性为黑色灰质页岩，气测录井全烃峰值为1.520 7%、基值0.285 0%，电阻率为72.03 Ω·m、声波时差224.94 μs/m，综合解释为含气水层，属于源内自生自储式成藏组合。乌拉力克组4 402.2～4 405.7 m、厚度3.5 m，岩性为黑灰色灰质页岩，气测录井全烃峰值为0.591 5%、基值0.285 0%，电阻率为74.01 Ω·m、声波时差216.40 μs/m，综合解释为含气水层，属于源内自生自储式成藏组合。拉什仲组3 934.3～3 940.9 m、厚度6.6 m，岩性为灰色灰质页岩，气测录井全烃峰值为4.715 0%、基值1.596 0%，电阻率为69.38 Ω·m、声波时差199.79 μs/m，综合解释为含气水层，属于源内自生自储式成藏组合。

5 结论

（1）研究区内地层构造复杂，断裂系统发育。在惠安堡断裂以东下古生界奥陶系各期地层发育完整，厚度均呈现为自东向西、自北向南依次增加的趋势。惠安堡断裂以西因构造抬升导致部分地层缺失。

（2）研究区内奥陶系烃源岩以碳酸盐岩型和泥质岩型为主，泥质岩型烃源岩优于碳酸盐岩型。三道坎组、桌子山组发育白云岩储集层，克里摩里组发育石灰岩储集层，乌拉力克组、拉什仲组发育页岩储集层。

（3）研究区内奥陶系含油气系统可根据烃源岩、储集层和盖层的空间配置关系划分为源内自生自储式、近源上生下储式、远源上生下储式共三种不同类型的成藏模式。根据完钻井实例，源内自生自储式成藏模式更为常见。