鄂爾多斯盆地西北部奧陶系“三元”主控成藏規(guī)律

束寧凱, 汪新文, 郭建平

(中國(guó)地質(zhì)大學(xué) 地球科學(xué)與資源學(xué)院，北京 100083)

鄂爾多斯盆地西北部奧陶系“三元”主控成藏規(guī)律

束寧凱, 汪新文, 郭建平

(中國(guó)地質(zhì)大學(xué) 地球科學(xué)與資源學(xué)院，北京 100083)

通過對(duì)鄂爾多斯盆地西北部奧陶系烴源巖、儲(chǔ)集層及天然氣展布規(guī)律的研究，探討其天然氣成藏規(guī)律。奧陶系烴源巖主要分布在上統(tǒng)烏拉力克組和拉什仲組，以海相泥巖為主；儲(chǔ)層主要發(fā)育在中統(tǒng)克里摩里組和桌子山組，依據(jù)巖石類型、孔隙結(jié)構(gòu)，可分為巖溶孔洞型儲(chǔ)層和白云巖晶間溶孔型儲(chǔ)層；天然氣藏的形成受烴源巖、儲(chǔ)層和圈閉的“三元”主控，具有有效烴源巖控制天然氣區(qū)域分布、優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層控制天然氣聚集帶展布、有效圈閉控制氣藏分布特征。鄂爾多斯盆地西北部的西側(cè)氣藏主要為油型氣，東側(cè)主要為煤型氣，均為上生下儲(chǔ)的成藏模式。

奧陶系；生烴強(qiáng)度；有效圈閉；油氣成藏; 鄂爾多斯盆地

以靖邊奧陶系碳酸鹽巖氣田為代表[1]的鄂爾多斯盆地下古生界天然氣勘探，自1989年陜參1井勘探成功以來，主要集中在盆地中部地區(qū)。近些年來，在盆地西北部天環(huán)拗陷北段奧陶系也發(fā)現(xiàn)了部分氣藏，通過近年的勘探分析認(rèn)為，該區(qū)成藏控制因素復(fù)雜，勘探前景廣闊。弄清該區(qū)域奧陶系氣藏的成藏規(guī)律，可以打開其勘探形式，有望取得較大突破。本文通過對(duì)鄂爾多斯盆地西北部奧陶系烴源巖、儲(chǔ)集層及天然氣展布規(guī)律的研究，分析鄂爾多斯盆地西北部奧陶系天然氣的成藏規(guī)律，為進(jìn)一步的勘探提供支撐。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置圖Fig.1 The tectonic location of study area in Ordos Basin

1 區(qū)域地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地西北部位于阿拉善地塊、秦祁褶皺帶和鄂爾多斯地塊的結(jié)合部，包括鄂爾多斯盆地西緣逆沖帶和天環(huán)拗陷北部區(qū)域及小部分的伊陜斜坡。西緣逆沖帶上沖斷層發(fā)育，構(gòu)造部位高；天環(huán)拗陷構(gòu)造部位低(圖1)。研究區(qū)在多期板塊開合的作用下，成為鄂爾多斯盆地東西部構(gòu)造域、南北向構(gòu)造帶的北段分界線[2-5]，其地理位置上西起吳忠、東至鄂托克前旗、北起石咀山、南到華亭，橫跨寧夏、內(nèi)蒙古，東西寬50～160 km，南北長(zhǎng)200 km。

2 優(yōu)質(zhì)烴源巖控制天然氣區(qū)域分布

鄂爾多斯盆地西北部奧陶系海相烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度總體偏低，但縱向不同層系、不同巖性的有機(jī)質(zhì)豐度存在明顯差異[5]。上奧陶統(tǒng)烏拉力克組(O3w)和拉什仲組(O3l)有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)(wTOC)平均為0.7%(圖2)，克里摩里組(O2k)的wTOC平均為0.4%(圖3)。烏拉力克組和拉什仲組有機(jī)質(zhì)含量高、生烴潛力大，是奧陶系的主要烴源巖；克里摩里組烴源巖有機(jī)質(zhì)含量較低，是研究區(qū)奧陶系的次要烴源巖。烏拉力克組和拉什仲組烴源巖在研究區(qū)分布面積和厚度都大，實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)和生烴熱演化史模擬均顯示西緣沖斷帶烴源巖已經(jīng)進(jìn)入成熟階段，主要發(fā)育在任3井-余探1井一線的東側(cè)。研究區(qū)內(nèi)覆蓋在奧陶系之上的石炭系煤系地層也是一套區(qū)域上的優(yōu)質(zhì)烴源巖[5]，也可為奧陶系氣藏提供氣源。綜上，鄂爾多斯盆地西北部奧陶系氣藏的氣源豐富且較為復(fù)雜，整體位于天然氣生成的有利區(qū)，研究區(qū)內(nèi)氣藏形成具有良好的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖2 烏拉力克組和拉什仲組有機(jī)碳含量直方圖Fig.2 The histogram showing organic carbon content of Wulalike Formation and Lashizhong Formation

圖3 克里摩里組有機(jī)碳含量直方圖Fig.3 The histogram showing organic carbon content of Kelimoli Formation

據(jù)勘探成果，目前已發(fā)現(xiàn)的氣藏均位于wTOC>0.3%的層位中，可見優(yōu)質(zhì)烴源巖控制著天然氣的分布。

3 優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層控制天然氣聚集帶展布

鄂爾多斯盆地儲(chǔ)層類型多樣，中生界和上古生界為砂礫巖儲(chǔ)層[6-7]。研究區(qū)主要發(fā)育中奧陶統(tǒng)克里摩里組和桌子山組(O2z)2套海相碳酸鹽巖儲(chǔ)層。顯微薄片觀察及實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果均表明2套儲(chǔ)層在儲(chǔ)集空間和物性上存在較大差異。

研究區(qū)奧陶系碳酸鹽巖主要發(fā)育溶洞和裂縫，其次為溶蝕孔隙。依據(jù)巖石學(xué)特征及孔隙組合，奧陶系碳酸鹽巖可分為巖溶孔洞型儲(chǔ)層和白云巖晶間溶孔型儲(chǔ)層。巖溶孔洞型儲(chǔ)層巖溶孔洞發(fā)育，孔隙度較高；白云巖晶間溶孔型儲(chǔ)層主要以晶間孔、微裂隙或弱溶蝕孔隙為主，儲(chǔ)集性能相對(duì)較差。

3.1 巖溶孔洞型儲(chǔ)層

巖溶孔洞型儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙欠發(fā)育，受表生巖溶、微裂隙帶地下淡水溶蝕的影響，溶蝕孔、洞發(fā)育。該類儲(chǔ)層孔隙度(q)通常小于10%，平均值一般在3%左右；受多期巖溶作用的影響，局部孔隙度可達(dá)15%，儲(chǔ)層均質(zhì)性差。儲(chǔ)層孔喉分選性為中-差，歪度為中-細(xì)。受多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，斷裂發(fā)育，伴生的裂縫對(duì)儲(chǔ)層有效性貢獻(xiàn)較大。該類儲(chǔ)層是研究區(qū)的主要儲(chǔ)層。

3.1.1 灰?guī)r溶蝕孔洞型儲(chǔ)層

顆?；?guī)r原生孔隙多在長(zhǎng)期的成巖過程中已被膠結(jié)作用破壞，主要的儲(chǔ)集空間是溶蝕孔洞，尺度差異較大，最大的可達(dá)到1.1 m，小的為幾微米。總體上以肉眼可分辨的毫米級(jí)孔隙及微小孔隙為主，屬于粗喉道-大孔型的高滲透儲(chǔ)層。

顆?；?guī)r巖溶孔洞型儲(chǔ)層多分布于克里摩里組，例如早期具有重要突破意義的天1井產(chǎn)氣層段，另外在桌子山組中部和下部也有分布。

3.1.2 白云巖溶蝕孔洞型儲(chǔ)層

研究區(qū)奧陶系白云巖溶蝕孔洞型儲(chǔ)層巖性多樣，主要為細(xì)晶白云巖，其次是粉晶白云巖，見少量的中晶白云巖(圖4)。白云石含量高，質(zhì)量分?jǐn)?shù)(w)達(dá)95%以上；泥質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)<2%。儲(chǔ)集空間類型多樣，以晶間溶蝕孔、洞為主，面孔率一般為4%～15%，局部溶蝕作用較強(qiáng)的部位可達(dá)17%左右；滲透率(K)為(0.01～1.42)×10-3μm2，具有良好的儲(chǔ)集及滲流能力。該類儲(chǔ)層主要分布于研究區(qū)桌子山組中下部，特別是中部，是奧陶系天然氣勘探的主要儲(chǔ)層之一。

圖4 天2井 克里摩里組灰色白云巖溶蝕溶洞Fig.4 The karst vug in the dolomite from the Kelimoli Formation in drilling well T2

3.2 白云巖晶間溶孔型儲(chǔ)層

通過顯微薄片觀察分析，白云巖晶間溶孔型儲(chǔ)層的巖性主要以細(xì)晶白云巖為主，其次是粉晶白云巖。該類儲(chǔ)層通常遭受淡水溶蝕改造，改造作用較弱，主要發(fā)育各種晶間孔、晶間溶孔，孔徑一般為35～55 μm，面孔率一般為4%～5%，通常依靠晶間微裂縫連通，表現(xiàn)為中-低孔隙、細(xì)喉道的基本特征(圖5)。

圖5 鄂6井桌山子組細(xì)晶白云巖晶間溶孔Fig.5 The dissovled pores in fine grained dolomite from the Zhuozishan Formation in drilling well E6

目前研究區(qū)勘探揭示，克里摩里組主要發(fā)育灰?guī)r溶蝕孔洞型儲(chǔ)層，已發(fā)現(xiàn)的氣藏主要集中在該層段；而桌子山組主要發(fā)育白云巖溶蝕孔洞型儲(chǔ)層及白云巖晶間溶孔型儲(chǔ)層。

4 有效圈閉控制氣藏分布特征

圖6 氣水井與構(gòu)造疊合圖Fig.6 The overlapping diagram of driliing wells and structure

圖6中余探1、天1和鄂19井區(qū)已經(jīng)成藏的3個(gè)氣藏都處在構(gòu)造高部位，而低部位的李華1、李1、鄂7、布1等井都為水層，證實(shí)研究區(qū)內(nèi)相同巖性條件下，構(gòu)造高部位是油氣聚集的有利場(chǎng)所。要形成有效圈閉需具備較好的保存條件，即構(gòu)造圈閉形成于油氣充注之前，且在后期構(gòu)造演化中不遭受明顯破壞。

油氣成藏期次研究顯示，研究區(qū)油氣成藏期集中在晚侏羅世末到早白堊世，其中早白堊世是油氣藏形成的主要時(shí)期，也是奧陶系天然氣成藏的關(guān)鍵時(shí)刻[8-13]。早白堊世之前形成的圈閉有利于捕集油氣，之后形成的圈閉則屬無效圈閉。研究區(qū)圈閉多形成于早白堊世末期的燕山運(yùn)動(dòng)Ⅵ幕，與油氣成藏期基本同期。燕山運(yùn)動(dòng)Ⅵ幕屬研究區(qū)經(jīng)歷的最后一期大規(guī)模構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，此后構(gòu)造運(yùn)動(dòng)趨緩，因此燕山運(yùn)動(dòng)Ⅵ幕中保存較好的圈閉應(yīng)是油氣勘探的有利目標(biāo)[14-15]，對(duì)研究區(qū)油氣成藏具有重要意義。

5 多源成藏模式

目前研究區(qū)奧陶系多口鉆井已進(jìn)行了試氣，通過監(jiān)測(cè)天然氣甲烷碳同位素值和鉆井地質(zhì)綜合分析，認(rèn)為研究區(qū)西部主要為油型氣，東部主要為煤型氣(圖7)。

圖7 鄂爾多斯盆地西北部奧陶系氣藏模式圖Fig.7 The Ordovician gas accumulation pattern in northwest Ordos Basin

研究區(qū)西部?jī)?chǔ)層主要是克里摩里組，其上覆蓋烏拉力克組和拉什仲組的海相烴源巖，厚度整體上為西厚東薄，一般在200～600 m，儲(chǔ)層不與石炭系煤系烴源巖接觸，因此西部氣藏主要是烏拉力克組和拉什仲組海相烴源巖供烴，整體上形成上生下儲(chǔ)的成藏模式。余探1井為巖溶縫洞氣藏，其上為烏拉力克組和拉什仲組海相烴源巖，生成的天然氣直接向下運(yùn)移到克里摩里組巖溶縫洞體中，形成上生下儲(chǔ)的成藏模式，天然氣甲烷碳同位素為-38.92%，顯示油型氣特征。

研究區(qū)東部奧陶紀(jì)末期經(jīng)歷了長(zhǎng)時(shí)間的風(fēng)化剝蝕，烏拉力克組和拉什仲組的海相烴源巖被剝蝕殆盡，使克里摩里組、桌子山組儲(chǔ)層與石炭系煤層直接接觸，兩者為不整合關(guān)系。石炭系煤系烴源巖厚度分布穩(wěn)定，wTOC值高，為區(qū)域優(yōu)質(zhì)烴源巖?？死锬锝M主要為灰?guī)r，夾有少量白云巖，發(fā)育巖溶孔、洞、縫及晶間溶孔等，該部分儲(chǔ)層利于成藏，氣源主要來自上覆石炭系的煤系烴源巖。天1井揭示克里摩里組巖溶洞穴發(fā)育，上覆為石炭系煤系烴源巖，縱向溝通形成煤型氣供烴的上生下儲(chǔ)的巖溶洞穴型氣藏。天然氣甲烷碳同位素值為-34.26%，顯示煤層氣的特征。蘇367井石炭系煤系地層與克里摩里組地層直接接觸，煤型氣直接側(cè)向供烴給白云巖儲(chǔ)層，形成白云巖型氣藏；天然氣甲烷碳同位素值為-33.32%，顯示煤型氣特征。

6 結(jié) 論

鄂爾多斯盆地西北部奧陶系氣藏形成控制因素分析顯示，氣藏的形成與分布主要受有效烴源巖、有效儲(chǔ)層和有效圈閉3個(gè)主要因素的控制，具體表現(xiàn)為：優(yōu)質(zhì)烴源巖控制有利區(qū)域分布、優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層控制氣藏展布規(guī)律、有效圈閉控制氣藏分布特征。其中，烴源巖的有效性決定了是否具備成藏的物質(zhì)基礎(chǔ)，控制著有效氣源區(qū)的分布；奧陶系優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的平面分布控制油氣運(yùn)移的方向和最終聚集帶；圈閉的形成期和后期保存條件控制了現(xiàn)今天然氣藏的分布，燕山Ⅵ幕構(gòu)造運(yùn)動(dòng)中保存較好的圈閉應(yīng)是油氣勘探的有利目標(biāo)。研究區(qū)西部烏拉力克組和拉什仲組海相烴源巖發(fā)育，下伏的克里摩里組儲(chǔ)層可形成油型氣藏；東部烏拉力克組和拉什仲組剝蝕尖滅，克里摩里組儲(chǔ)層與石炭系煤系烴源巖直接接觸，可形成煤型氣藏。

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Analysis of three controlling regularities on the Ordovician gas accumulation in the northwest Ordos Basin, China

SHU Ningkai, WANG Xinwen, GUO Jianping

SchoolofEarthSciencesandResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China

The gas accumulation regularity is analyzed by studying the hydrocarbon source rocks, the characteristics of reservoir and the distribution of Ordovician oil and gas in the northwest Ordos Basin. The Ordovician hydrocarbon source rocks mainly distribute in the Upper Ordovician Wulalike Formation and Lashizhong Formation with mud and grey mud as main lithology, and reservoirs occur in the Kelimoli Formation and Zhuozishan Formation of Middle Ordovician. Based on the rock type and pore combination characteristics, the Ordovician reservoirs can be divided into the karst vug reservoir and dolomite intergranular pore reservoir. The gas accumulation is mainly controlled by 3 factors of hydrocarbon source rock, reservoir and trap, respectively. The effective hydrocarbon source rocks control the regional distribution of the gas, the high quality reservoirs control the gas zones and the effective trap controls the gas accumulation characteristics. It shows that the oil type gas is in the west of the study area and the coal type gas is in the east. The gas mainly formed in the upper stratum and trapped and accumulated in the lower stratum.

Ordovician; hydrocarbon-generating strength; effective trap; hydrocarbon accumulation; Ordos Basin

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.01.06

1671-9727(2017)01-0043-05

2016-03-02。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05028)；國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(51374186)。

束寧凱(1993-),女，碩士研究生，研究方向：構(gòu)造地質(zhì)及油氣勘探, E-mail:522345876@qq.com。

TE122.31

A