鄂爾多斯盆地馬家溝組成藏條件及資源潛力評價(jià)

戚家振，過敏，2，李永雙

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都610059；2.成都理工大學(xué)地質(zhì)調(diào)查研究院，四川成都610059）

鄂爾多斯盆地馬家溝組成藏條件及資源潛力評價(jià)

戚家振1，過敏1，2，李永雙1

（1.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，四川成都610059；2.成都理工大學(xué)地質(zhì)調(diào)查研究院，四川成都610059）

鄂爾多斯盆地馬家溝組碳酸鹽巖烴源巖吸附能力相對較弱，具有良好的排烴能力。馬1段，馬3段以及馬5段具有膏巖，鹽巖沉積分布，盆地東部受到馬五段厚層狀膏鹽層的阻隔，導(dǎo)致來自碳酸鹽烴源巖的氣源在鹽下形成自生自儲的碳酸鹽巖氣藏。奧陶系發(fā)育了三類碳酸鹽巖儲層，第一種組合是風(fēng)化殼溶孔型儲層，第二種是中、下組合白云巖晶間孔儲層，第三種是盆地南部臺緣礁灘相帶儲層。研究區(qū)源儲配置良好，易形成大面積氣藏，烴源巖和儲層是控制油氣成藏的關(guān)鍵因素。南緣研究區(qū)碳酸鹽巖具有良好的資源前景，是今后勘探研究的重點(diǎn)。

馬家溝組；碳酸鹽烴源巖；儲層；資源評價(jià)

鄂爾多斯盆地馬家溝組位于陜北坳陷內(nèi)，可分為下馬家溝組和上馬家溝組（包括峰峰組）。早奧陶世馬家溝組沉積期開始出現(xiàn)海進(jìn)和海退，這導(dǎo)致了馬家溝組底層呈現(xiàn)明顯的旋回性沉積特征［1］，因此前人將其劃分了6個(gè)層段（O1m1～O1m6）。下馬家溝組的分布范圍比較廣泛，除開烏蘭格爾凸起以外，都有不同厚度的沉積。在鄂爾多斯盆地東緣下部巖性為灰色和黃灰色的薄層狀粉晶白云巖，泥晶白云巖。在底部夾數(shù)層礫巖。上部是深灰色白云巖并且夾帶石灰?guī)r。南部的厚度一般不超過100 m，位于盆地西部的下馬家溝底部，從北到南超覆缺失，厚度逐漸變小。南緣地區(qū)的下奧陶統(tǒng)上部厚度達(dá)到552 m～744 m，可劃分為上馬家溝組，峰峰組和石馬坪組。

1　碳酸鹽烴源巖

近年來，鄂爾多斯盆地的東部即靖邊氣田的東部下奧陶統(tǒng)馬5段的高鹽洼地厚層膏鹽下勘探取得了新的進(jìn)展，鎮(zhèn)川1井，龍?zhí)?井，鋪2井和榆9井等都產(chǎn)出一些低產(chǎn)氣流，并且是異常高壓儲層。鎮(zhèn)川1的壓力系數(shù)達(dá)到1.51，鋪2達(dá)到1.33，與鄂爾多斯盆地其他地區(qū)的下古生界和其上古生界及中生界不同，顯示出東部鹽下為自生自儲的異常高壓系統(tǒng)。

1.1腐泥型烴源巖殘余有機(jī)碳的恢復(fù)系數(shù)較高

碳酸鹽巖沉積物的膠結(jié)成巖強(qiáng)烈，在生烴門限的碳酸鹽巖烴源巖一般受到壓實(shí)作用和膠結(jié)作用，這就使其形成致密碳酸鹽巖。烴源巖從生烴門限開始演化到高成熟階段或者是過成熟階段時(shí)，有機(jī)質(zhì)發(fā)生裂解產(chǎn)生的氣態(tài)烴與凝析油氣在排烴或者是取樣以及在實(shí)驗(yàn)過程中都會損失，實(shí)驗(yàn)過程分析的可溶有機(jī)質(zhì)含量會很低，一般只有幾個(gè)ppm。

從鄂爾多斯盆地西緣奧陶系低成熟樣品熱模擬結(jié)果可以看到，腐泥型烴源巖有機(jī)質(zhì)的原始產(chǎn)烴率為350 m3/t～450 m3/tToc（見圖1）。根據(jù)有機(jī)碳質(zhì)量平衡原理分析，對烴源巖殘余有機(jī)碳進(jìn)行恢復(fù)，系數(shù)大約為1.5到1.8。將殘余有機(jī)碳含量下限值0.25%恢復(fù)到成熟初期的有機(jī)碳含量約0.4%～0.5%，和泥質(zhì)烴源巖的有機(jī)碳含量下限值基本上保持一致。

圖1　盆地西緣地區(qū)低成熟樣品熱模擬實(shí)驗(yàn)（孔慶芬，張文正等，2007）

1.2碳酸鹽烴源巖吸附天然氣的能力相對較弱

烴源巖有機(jī)質(zhì)產(chǎn)生的烴類，在一定程度上必須滿足烴源巖本身的礦物吸附與微小孔隙的束縛，這樣才能排出多余的烴類。因此，當(dāng)烴源巖產(chǎn)生的氣量一定時(shí)，其吸附氣量越大就會導(dǎo)致排烴量相應(yīng)的減少。而烴源巖吸附氣量與烴源巖自身礦物組成，有機(jī)碳的含量有關(guān)，地層溫度與壓力等因素也會對其造成影響。碳酸鹽烴源巖在過成熟階段時(shí)，其吸附烴組成主要是氣態(tài)烴以及瀝青“A”和瀝青“C”中的少量液態(tài)烴。本次研究通過灌裝巖屑-酸解烴法，殘余氣飽和度法以及全烴地化分析法對馬家溝組典型的一些井分析得出，每噸烴源巖的吸附烴總量為0.33 kg～0.52 kg（見表1）。

表1　奧陶系馬家溝組碳酸鹽烴源巖的吸附烴量

綜上所述，鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組碳酸鹽烴源巖在地層條件下，每噸烴源巖的吸附氣量（標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)）變化范圍大約為0.3 m3～0.9 m3。對于腐泥型烴源巖而言，在高成熟階段或者過成熟階段殘余有機(jī)碳為0.08%到0.16%的生氣量就可以滿足自身吸附。

1.3盆地東部馬家溝組的鹽下碳酸鹽巖儲層發(fā)現(xiàn)油型氣

鄂爾多斯盆地東部地區(qū)在早奧陶世馬家溝期發(fā)生了3次明顯海進(jìn)－海退，沉積環(huán)境主要受海平面升降控制（黃麗梅等，2012）［2］。而鄂爾多斯盆地在馬家溝組沉積期間，祁連海的海水向東侵入，由于古隆起的阻隔，在中東部邊側(cè)盆地的補(bǔ)給十分有限，在受到古氣候干旱炎熱，盆地內(nèi)蒸發(fā)量大，這就導(dǎo)致了海水的含鹽度持續(xù)升高，造成陸棚盆地坳陷中心沉積了硬石膏巖，還有鹽巖以及少量的白云巖，形成了含有白云巖的硬石膏巖和鹽巖盆地。夏明軍等［3］（2007）也針對鄂爾多斯盆地東部奧陶系鹽下儲層及成藏進(jìn)行過研究，并提出鄂爾多斯盆地東部鹽下主要有馬57，馬59，馬4上，馬21以及馬22等5個(gè)儲集層。

作者針對馬家溝組膏巖，鹽巖層的沉積分布研究發(fā)現(xiàn)，其層位主要分布于馬1段，馬3段以及馬5段，總厚度可達(dá)200 m～300 m。盆地東部受到馬5段厚層狀膏鹽層的阻隔，位于上古生界的煤成氣難以向下運(yùn)聚，并且在東部地區(qū)缺乏像平?jīng)鼋M的奧陶系泥質(zhì)烴源巖，這就導(dǎo)致如果在鹽下形成碳酸鹽自生自儲氣藏，其氣源只能來自于碳酸鹽巖烴源巖。經(jīng)測試同處于鹽巖分布之下的附近的鎮(zhèn)川1井、鋪2井為異常高壓，鎮(zhèn)川1井壓力系數(shù)高達(dá)1.51，鋪2井為1.33，有別于盆地其他地區(qū)的下古生界地，位于上面的上古生界以及中生界，這都顯示出鹽下為自生自儲的異常高壓成藏系統(tǒng)。

目前，盆地東部鉆穿馬56鹽層以下的探井近30口，鉆入馬三鹽層以下的探井22口，其中龍?zhí)?井在奧陶系鹽下馬57白云巖儲層中試氣獲得了低產(chǎn)天然氣，盟5井馬4段日產(chǎn)天然氣4.8 m3，蓮1井馬3段日產(chǎn)氣442 m3，鎮(zhèn)川1井、榆9井、地鄂1井、地鄂4井、地鄂5井、地鄂6井、地鄂8井等在馬2、馬3、馬4均見氣測異常，氣可點(diǎn)燃。

1.4高成熟碳酸鹽巖烴源巖有機(jī)碳含量低于0.2%的難以形成工業(yè)氣層

由于下古生界烴源巖的生烴高峰較早，天然氣在儲層中聚集成藏后，在很長時(shí)間內(nèi)需要濃度蓋層的封閉。而碳酸鹽巖烴源巖作為濃度蓋層所必須的基本條件就是天然氣濃度要大于臨近儲層中的天然氣濃度。根據(jù)馬家溝組地層溫度與地層壓力，可以估算出儲層孔隙度為4%，含氣飽和度為45%（純氣層的含氣飽和度為60%～75%，氣水同產(chǎn)層的含氣飽和度為35%～55%）的天然氣濃度大約為4.8 m3/m3，相當(dāng)于1 m3碳酸鹽巖烴源巖中殘余有機(jī)碳含量為0.2%的總生氣量（見圖2）。

以上初步估算說明，在高演化階段的碳酸鹽巖烴源巖中，烴源巖有機(jī)碳含量偏低，雖然可以通過分子擴(kuò)散方式或水溶方式排烴，但是難以在儲層中形成有效聚集（含氣飽和度不能達(dá)到產(chǎn)氣層的標(biāo)準(zhǔn)）。另一方面，烴源巖有機(jī)碳含量偏低不能形成有效的濃度蓋層。因此，從烴源巖的分子方式進(jìn)行有效擴(kuò)排烴與碳酸鹽巖儲層中聚集天然氣的保存兩個(gè)方面看，有機(jī)碳含量下限不能低于0.2%。綜合分析，認(rèn)為鄂爾多斯盆地高-過成熟海相碳酸鹽氣源巖的殘余有機(jī)碳含量下限值取0.25%。

圖2　單位體積烴源巖的生氣量與產(chǎn)氣層天然氣濃度對比圖

2　碳酸鹽巖儲層及源儲配置關(guān)系

奧陶系發(fā)育了三類碳酸鹽巖儲層，第一種組合是風(fēng)化殼溶孔型儲層，該儲層主要分布在盆地中東部馬五13和馬五41兩個(gè)小層中，這一區(qū)域剛好處于巖溶斜坡，加上馬五1+2地層含膏，有利于風(fēng)化殼膏溶孔白云巖儲層發(fā)育。

第二種是中、下組合白云巖晶間孔儲層，該儲層主要分布在中央古隆起以及其東側(cè)奧陶系中組合（馬5段5亞段－10亞段）及下組合（馬4段）地層中。

第三種是盆地南部臺緣礁灘相帶儲層，也就是平?jīng)鼋M和馬6段，平?jīng)鼋M和馬6段分布都比較局限，發(fā)育白云巖晶間孔和晶間溶孔。

源儲配置良好，易形成大面積氣藏，烴源巖和儲層是控制油氣成藏的關(guān)鍵因素。

（1）古隆起、古隆起周邊及東側(cè)下古生界碳酸鹽巖與上古廣泛分布的煤系烴源巖不整合接觸形成有效配置，天然氣近距離運(yùn)移成藏，源儲輸導(dǎo)和儲層是形成不整合頂部碳酸鹽巖氣藏的關(guān)鍵。

（2）渭北隆起南緣，煤系烴源巖不發(fā)育，烴源巖主要下古的泥巖和碳酸巖石，油氣成藏的關(guān)鍵是有利相帶發(fā)育的烴源巖和儲層。

馬6段礁灘儲層形成有效的巖性圈閉；中、上奧陶統(tǒng)烴源巖生成的烴類就近向馬6段白云巖儲層中運(yùn)聚成藏。中央古隆起上可能形成以煤系烴源為主的寒武系白云巖氣藏。

3　資源評價(jià)

南緣研究區(qū)碳酸鹽巖具有良好的資源前景，根據(jù)盆地南緣區(qū)域構(gòu)造單元、烴源巖分布、巖溶古地貌、礁灘相儲層及蓋層分布特征等共劃分出5個(gè)天然氣成藏區(qū)帶。

A區(qū)：位于盆地南緣渭北隆起北部及伊陜斜坡南部過渡帶的富縣-宜川地區(qū)，面積為20 192 km2；烴源巖以上古為主，下古為輔，儲層以馬五13和馬五41溶孔型為主，成藏組合類型屬于風(fēng)化殼白云巖溶孔型。

B區(qū)：位于中央古隆起東側(cè)的正寧-銅川-黃陵地區(qū)，面積為10 843 km2；上古煤系烴源巖為主，次要為馬家溝和寒武系泥質(zhì)碳酸鹽巖烴源巖，儲層主要為奧陶系中組合（馬5段5亞段-10亞段）及下組合（馬4段），成藏組合為中、下組合風(fēng)化殼白云巖晶間孔型。

C區(qū)：位于中央古隆起西側(cè)的隴縣-平?jīng)鲆员钡貐^(qū)，分布面積為13 443 km2烴源巖為上古煤系烴源巖及平?jīng)鼋M泥質(zhì)烴源巖與碳酸鹽巖烴源巖，儲層為馬家溝組白云巖；成藏組合類型為內(nèi)幕型白云巖。

D區(qū)：位于中央古隆起南翼的長武-淳化地區(qū)，分布面積為11 009 km2；烴源巖主要為下古生界平?jīng)鼋M與馬家溝組臺地斜坡及陸棚相得碳酸鹽烴源巖；儲層為平?jīng)鼋M和馬6段礁灘相灰?guī)r及白云巖；成藏組合類型為臺緣礁灘型。

E區(qū)：位于中央古隆起的慶陽-西峰地區(qū)，分布面積為11 043 km2；烴源巖為上古煤系烴源巖，儲層寒武系白云巖晶間孔和溶孔儲層，成藏組合類型為內(nèi)幕型及風(fēng)化殼白云巖。

4　結(jié)論

（1）研究區(qū)碳酸鹽巖烴源巖吸附天然氣的能力較弱，每噸烴源巖的吸附氣量（標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)）變化范圍大約0.3 m3～0.9 m3，烴的排出量較大。

（2）高成熟碳酸鹽巖烴源巖有機(jī)碳含量低于0.2%的難以形成工業(yè)氣層，鄂爾多斯盆地高-過成熟海相碳酸鹽氣源巖的殘余有機(jī)碳含量下限值取0.25%。

（3）研究區(qū)源儲配置關(guān)系良好，易形成大面積氣藏，其中烴源巖和儲層是控制油氣成藏的關(guān)鍵因素。

（4）鄂爾多斯盆地南緣研究區(qū)具有良好的天然氣資源前景，必須重點(diǎn)開發(fā)研究。

［1］劉燕，付金華，李建明.鄂爾多斯盆地東部奧陶系馬家溝組白云巖成因機(jī)理分析［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)，2011，33（11）：46－50.

［2］黃麗梅，李建明，黃正良，等.鄂爾多斯盆地東部地區(qū)早奧陶世馬家溝期沉積模式探討［J］.新疆地質(zhì)，2012，30（1）：80－84.

［3］夏明軍，鄭聰斌，戴金星，等.鄂爾多斯盆地東部奧陶系鹽下儲層及成藏條件分析［J］.天然氣地球科學(xué)，2007，18（2）：204－208.

Erdos basin Majiagou composition accumulation conditions and resources potential evaluation

QI Jiazhen1，GUO Min1，2，LI Yongshuang1
（1.College of Energy，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China；2.Chengdu University of Technology Institute of Geological Survey，Chengdu Sichuan 610059，China）

The ability of Majiagou formation carbonate source rocks adsorption in Erdos basin is relatively weak，has the good ability of hydrocarbon expulsion.The Ma 1 section，3 section and 5 section of the Majiagou with gypsum rock，salt rock deposition distribution，the eastern part of the basin is the Ma five section of thick bedded salt layer of the barrier，resulting from carbonate hydrocarbon source rock source authigenic carbonate gas reservoir formed in the reservoir under the salt.Development of three kinds of ordovician carbonate reservoir，the first is a combination of a weathering crust solution pore type reservoir，second，is in under the combined dolomite intercrystalline pore reservoir，third is the south basin of platform margin reef bank facies reservoir.The study area source storage configuration is good，easy to form a large area of reservoir，hydrocarbon source rock and reservoir is the key factor of forming reservoirs of oil and gas control.Carbonate rock in southern margin of thestudy area has a good resource potential，is the focus of future exploration and research.

Majiagou formation；carbonate hydrocarbon source rock；reservoir；resource evaluation

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.021

TE122.22

A

1673-5285（2015）03-0078-04

2014－12-18

戚家振，男（1991-），現(xiàn)就讀于成都理工大學(xué)能源學(xué)院礦產(chǎn)普查與勘探，攻讀碩士學(xué)位，郵箱：1119142707@qq. com。