鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組自源型天然氣聚集與潛力分析

李偉，涂建琪，張靜，張斌

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組自源型天然氣聚集與潛力分析

李偉，涂建琪，張靜，張斌

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

基于鄂爾多斯盆地天然氣勘探新進(jìn)展，利用地球化學(xué)與氣源對比等理論與方法，分析該盆地奧陶系馬家溝組海相碳酸鹽巖烴源巖發(fā)育特征，探討馬家溝組自源型天然氣聚集規(guī)律與潛力。研究認(rèn)為加里東期古隆起東側(cè)、環(huán)鹽洼區(qū)馬家溝組發(fā)育規(guī)模有效烴源巖，源自馬家溝組泥質(zhì)白云巖與白云質(zhì)泥巖的天然氣是奧陶系氣藏的主要貢獻(xiàn)者。奧陶系馬家溝組不僅發(fā)育碳酸鹽巖風(fēng)化殼巖溶儲集層，也發(fā)育內(nèi)幕白云巖顆粒灘儲集層，且二者分布廣泛，均能成為有利儲集體。馬家溝組天然氣以自源型油型氣為主，表現(xiàn)為自生自儲、近源聚集的特征，只在局部地區(qū)存在上生下儲的天然氣聚集區(qū)。同時，提出環(huán)鹽洼周邊地區(qū)奧陶系馬家溝組具有大規(guī)模天然氣生成與聚集的有利條件，具備大面積自生自儲天然氣聚集的優(yōu)勢，靖邊氣田以西、以北與以南的古隆起前緣洼陷區(qū)是未來奧陶系勘探的有利地區(qū)。圖6表1參32

鄂爾多斯盆地；奧陶系；馬家溝組；烴源巖；油型氣；天然氣聚集；天然氣碳同位素；天然氣資源

0 引言

鄂爾多斯盆地是一個含油氣豐富且油氣開采歷史悠久的盆地，自20世紀(jì)90年代陜參1井在奧陶系碳酸鹽巖儲集層中獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流以來，不斷獲得新發(fā)現(xiàn)，奧陶系已成為該盆地重要的勘探目的層；然而對于其天然氣的來源問題，長期存在不同的認(rèn)識。以戴金星為代表的團(tuán)隊(duì)研究認(rèn)為主要是煤成氣，天然氣主要來自石炭系煤系烴源巖[1-6]；以黃第藩為代表的團(tuán)隊(duì)研究認(rèn)為主要是油裂解氣，天然氣主要為海相原油的熱裂解氣，存在部分煤成氣的混入[7]；以陳安定為代表的認(rèn)為是混源氣，既有煤型氣又有油型氣[8]。實(shí)際上長期以來，學(xué)術(shù)界大多認(rèn)為鄂爾多斯盆地奧陶系氣藏天然氣主要源自上覆石炭-二疊系海陸交互相煤系烴源巖，以形成上生下儲的天然氣成藏組合為特征[9-10]。

隨著天然氣勘探的不斷深入，中國石油長慶油田公司將奧陶系馬家溝組天然氣成藏組合分為上組合（馬五1段—馬五4段）、中組合（馬五5段—馬五10段）與下組合（馬一段—馬四段）。近5年來不僅在風(fēng)化殼儲集層中繼續(xù)獲得新進(jìn)展，且在中下組合的內(nèi)幕白云巖儲集層中不斷獲得新突破，并在這些天然氣藏中發(fā)現(xiàn)大量的油型氣，氣源問題又呈現(xiàn)出與早期類似的爭論態(tài)勢。因此，馬家溝組是否具備規(guī)模有效海相烴源巖，不僅成為馬家溝組中下組合能否獲得新突破的關(guān)鍵，而且也是油氣生成研究的重要問題。尤其是在鹽洼區(qū)部署鉆探龍?zhí)?井與龍?zhí)?井后，發(fā)現(xiàn)這兩口井鹽下海相碳酸鹽巖烴源巖均較差，多呈薄層狀、分散狀分布于蒸發(fā)巖與碳酸鹽巖地層中，且有機(jī)碳含量（TOC值）整體偏低，大部分小于1%，大于0.3%的不足 20%，并未發(fā)現(xiàn)大規(guī)模的海相烴源巖[11]，再一次使馬家溝組油型氣來源成為疑問，造成大多數(shù)的研究者從別的途徑來探討馬家溝組內(nèi)幕氣源問題，如近期有部分學(xué)者提出鄂爾多斯盆地加里東古隆起西側(cè)奧陶系烴源巖生成的油型氣側(cè)向供烴的觀點(diǎn)[12-16]。由此可見，對于馬家溝組氣源的討論非常重要。

此外，低有機(jī)質(zhì)豐度碳酸鹽巖能否成為規(guī)模性的油氣來源，一直是地學(xué)界爭論的焦點(diǎn)之一。但確有專家認(rèn)為一定厚度的泥質(zhì)白云巖與白云質(zhì)泥巖可成為烴源巖。如：馬力元等認(rèn)為酒泉盆地青西凹陷湖相白云質(zhì)泥巖與藻紋層泥質(zhì)白云巖是其大規(guī)模生烴并聚集成藏的主力烴源巖[17]；杜小娟等[18]認(rèn)為江漢盆地潛江凹陷潛江組鹽間泥質(zhì)白云巖是有效烴源巖。這些沉積多發(fā)育于干旱的陸相湖盆或?yàn)I岸淡化 潟湖亞相，尤其在淡 化湖沉積環(huán)境中，由于潟湖表層水體密度低與底層高密度水體發(fā)生分層效應(yīng)，底層轉(zhuǎn)變成還原環(huán)境，來自表層淡化海水中的海相有機(jī)質(zhì)沉入底層咸水中大量保存[19]。因此，特定條件下的混積環(huán)境中沉積的碳酸鹽巖規(guī)模生烴是可能的。

本文根據(jù)大量鉆井巖屑地球化學(xué)與天然氣同位素特征的研究，試圖再次探索論證該區(qū)規(guī)模型碳酸鹽巖烴源巖發(fā)育條件與奧陶系馬家溝組大面積自生自儲天然氣發(fā)育的可能性，進(jìn)而探究其自源型天然氣聚集規(guī)律與潛力。

1 馬家溝組發(fā)育規(guī)模有效烴源巖

為了確保本次烴源巖評價的可靠性，筆者采用了與以往不同的工作思路與方法。首先，筆者在研究中，不僅在巖屑樣品采集中剔出了可能是掉塊的較大巖屑，而且還進(jìn)行了巖石礦物成分分析。通過巖石礦物的測定，發(fā)現(xiàn)巖屑的巖性主要為白云巖、白云質(zhì)泥巖、泥質(zhì)白云巖、含膏泥質(zhì)白云巖、膏質(zhì)白云巖、泥巖、石灰?guī)r、云質(zhì)石灰?guī)r與灰質(zhì)白云巖等，未發(fā)現(xiàn)上覆石炭系泥灰?guī)r巖屑。因此，確定采集的巖屑均為奧陶系巖屑。其次，筆者在有機(jī)碳分析中要求必須采用巖屑原始混合樣，不允許刻意挑選含泥質(zhì)高的巖屑。再者，筆者開展了大量重點(diǎn)探井奧陶系馬家溝組巖屑有機(jī)碳系統(tǒng)分析，以排除單一巖屑樣品的不確定性與代表性不強(qiáng)等問題。

1.1 規(guī)模有效烴源巖發(fā)育環(huán)境與特征

周進(jìn)高等[20]研究認(rèn)為鄂爾多斯盆地馬家溝組發(fā)育障壁湖沉積。筆者通過對該盆地多口重點(diǎn)探井奧陶系馬家溝組巖屑分析，以及測井曲線的評價，認(rèn)為馬家溝組優(yōu)質(zhì)烴源巖主要為薄—中厚層具紋層的白云質(zhì)泥巖和泥質(zhì)白云巖，顏色為黑色、灰黑色、深灰色，?；蚨嗷蛏俸?，測井圖上自然伽馬曲線呈鋸齒狀或指狀，這些烴源巖也為 潟湖或潮坪洼地沉積環(huán)境下形成的泥質(zhì)白云巖與白云質(zhì)泥巖（見圖1）。馬家溝組海相碳酸鹽巖烴源巖主要發(fā)育在上組合中的馬五3段、中組合中的馬五5段與馬五6段及下組合中的馬三段與馬一段等層段。

上組合中馬五3段烴源巖發(fā)育較好，主要為濱岸淡化湖含云泥坪沉積微相中的白云質(zhì)泥巖，不僅厚度較大，而且TOC值較高。如召86井馬五3段烴源巖單層厚度達(dá)23 m，累計(jì)厚度可達(dá)28 m，其自然伽馬多大于50 API，TOC值多大于1%，最高可達(dá)5%；陜303、陜104與榆82等井的白云質(zhì)泥巖也較厚，分別為17 m、12 m及21 m，其TOC值分別為0.8%～3.6%、1.0%～3.2%及2.1%～4.1%。在馬五4中也有薄層深灰色泥質(zhì)白云巖、白云質(zhì)泥巖與泥巖烴源巖發(fā)育，如：召 86井馬五4段發(fā)育3段共6 m泥質(zhì)白云巖與白云質(zhì)泥巖烴源巖，TOC值為1%～5%。

圖1 鄂爾多斯盆地環(huán)鹽洼區(qū)馬家溝組綜合柱狀剖面圖（利用探井巖屑有機(jī)碳分析數(shù)據(jù)編制）

中組合烴源巖主要發(fā)育在馬五5段與馬五6段，主要為云泥坪沉積微相的白云質(zhì)泥巖與含云泥坪中的泥質(zhì)白云巖，雖然厚度不大，但TOC值很高。這類烴源巖的自然伽馬值高，多大于50 API，最高達(dá)190 API，其TOC值多大于2%，最高可達(dá)8%。如召86井馬五5段云泥坪中的白云質(zhì)泥巖烴源巖單層厚度達(dá) 15 m，TOC值為2%～6%；又如桃43井TOC值非常高，為2%～8%（見圖 1）。馬五6段烴源巖主要為云泥坪中的白云質(zhì)泥巖與泥質(zhì)白云巖，單層厚度雖只有 2～3 m，但其TOC值較高。如桃43井馬五6段發(fā)育白云質(zhì)泥巖與泥質(zhì)白云巖的薄互層烴源巖，其自然伽馬值多為20～50 API，部分也可達(dá)120 API，其TOC值多大于 2%，最高可達(dá) 7.8%，烴源巖密集發(fā)育段厚度為22 m。

下組合烴源巖主要發(fā)育于馬三段與馬一段，為云泥坪沉積微相中的白云質(zhì)泥巖與泥質(zhì)白云巖，目前揭示的烴源巖有厚有薄，TOC值也相對較低。如城探 1井馬三段泥云坪沉積微相中的白云質(zhì)泥巖與泥質(zhì)白云巖薄互層，單層厚度多為10～25 m，累計(jì)厚度可達(dá)45 m。其自然伽馬值多為 20～100 API，TOC值多數(shù)為0.5%～2.0%，最高可達(dá) 4.3%。城探 1井馬一段發(fā)育4.5 m白云質(zhì)泥巖與泥質(zhì)白云巖薄互層的烴源巖發(fā)育段，其自然伽馬值多為 40～80 API，TOC值多數(shù)為0.5%～0.8%。

目前，不僅在上述論述的探井中發(fā)現(xiàn)厚度較大、TOC值較高的海相烴源巖，還在鹽洼周緣的召26井、蘇349井、陜303井、陜324井、蓮8井等探井的上組合馬五2—3段與中組合馬五5—6段，以及城川1井、召1井、陜139井、富探1井與宜6井等探井中的下組合發(fā)現(xiàn)了濱岸潟湖泥云坪與云泥坪中的泥質(zhì)白云巖與白云質(zhì)泥巖烴源巖，這展示出奧陶系馬家溝組海相烴源巖具廣泛發(fā)育特征。

另外，除在濱岸潟湖云泥坪與泥云坪兩類沉積微相中發(fā)育厚層富有機(jī)質(zhì)海相烴源巖外，在濱岸潟湖云膏泥坪中也發(fā)育一定烴源巖，如召86井云膏泥坪中發(fā)育薄層泥質(zhì)白云巖與薄層炭質(zhì)泥巖，TOC值為1.0%～2.5%；桃43井馬五7—10段含泥含膏云坪中也發(fā)育薄層泥質(zhì)白云巖與炭質(zhì)泥巖烴源巖，TOC值為 0.5%～1.5%。但是，該云膏泥坪與含泥含膏云坪中的烴源巖發(fā)育與鹽洼中心鉆探的龍?zhí)?和龍?zhí)?井烴源巖類似，具有層薄與分散的特征，不具備形成規(guī)模有效烴源巖潛力。

因此，從沉積環(huán)境演化來看，沉積越晚越有利于烴源巖的發(fā)育。從發(fā)育厚度來看，馬五3段、馬五6段與馬三段較厚，馬一段最薄。從有機(jī)碳含量分析來看，馬五5段TOC值最高，其次是馬五3段與馬五6段，而馬三段與馬一段TOC值多較低。從沉積微相來看，含云泥坪與云泥坪沉積微相中的深灰色白云質(zhì)泥巖類型最好，其次是泥云坪沉積微相中的暗色泥質(zhì)白云巖，最差的是云膏泥坪中的泥質(zhì)白云巖與炭質(zhì)泥巖。

1.2 規(guī)模有效烴源巖分布

鄂爾多斯盆地的環(huán)鹽洼周緣地區(qū)，馬家溝組多層段發(fā)育規(guī)模有效海相烴源巖，其中馬五段最發(fā)育。其白云質(zhì)泥巖與泥質(zhì)白云巖厚度多為20～80 m，占地層厚度的20%～40%。雖然該類烴源巖仍是以薄層為主，單層厚度0.5～3.0 m，但也存在集中發(fā)育段，可大面積形成有效的烴源巖分布區(qū)（見圖 2）。從前面的論述可知，目前規(guī)模有效烴源巖主要發(fā)育在馬五段中。雖然下組合馬三段與馬一段均揭示存在規(guī)模有效烴源巖，如蓮6井與富探1井馬一段—馬三段分別厚達(dá)52 m與32 m，城川1井、陜15井、陜139井、召探1井等馬三段厚度分別為11，14，16，25 m，宜探1井馬一段厚20 m，這些較厚烴源巖發(fā)育的井也多發(fā)育于中央古隆起東側(cè)環(huán)鹽洼區(qū)，但是由于鉆達(dá)馬三段與馬一段的井較少，目前很難編制可靠的烴源巖分布圖。因此，筆者在此主要探討馬五段規(guī)模有效烴源巖的厚度發(fā)育特征。

圖2 鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組五段烴源巖厚度等值線圖

從目前鉆探的情況來看，馬五段烴源巖累計(jì)厚度大于40 m的區(qū)域主要分布于蘇里格—烏審旗、吳起—志丹、安塞、黃龍、神木南等地區(qū)，如烏審旗附近的召84井厚72 m，安塞南部的陜303井厚43 m，黃龍西南部的宜6井厚52 m，神木南部的雙70井厚55 m。而在鹽洼中心區(qū)多數(shù)以發(fā)育厚度小于 0.1 m的薄夾層為特征，如榆9井、龍?zhí)?井與龍?zhí)?井等累計(jì)厚度均小于5 m。但是，隨著勘探程度與鉆探深度的加大，其烴源巖厚度還可能加大，分布區(qū)域?qū)⒏鼜V。

綜上所述，鄂爾多斯盆地中央古隆起以東，奧陶系馬家溝組環(huán)鹽洼周邊淡化湖含云泥坪沉積微相與泥云坪沉積微相中，海相白云質(zhì)泥巖與泥質(zhì)白云巖可連續(xù)沉積，單層厚度較大，是規(guī)模有效的海相烴源巖。而馬家溝組膏鹽湖、膏云坪、含膏云坪等沉積微相中僅發(fā)育薄層—極薄層分散的泥質(zhì)白云巖與白云質(zhì)泥巖烴源巖，不具備規(guī)模烴源巖發(fā)育條件。

2 馬家溝組發(fā)育兩類有利儲集體

鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組不僅發(fā)育碳酸鹽巖風(fēng)化殼巖溶儲集體，也發(fā)育內(nèi)幕的顆粒灘儲集體，兩類儲集體都可成為天然氣規(guī)模聚集的有利空間。

2.1 風(fēng)化殼儲集層

鄂爾多斯盆地馬家溝組碳酸鹽巖層系頂部廣泛發(fā)育白云巖風(fēng)化殼儲集層，主要為馬五1—4段[21]，已得到廣泛認(rèn)同。馬五段巖性以云質(zhì)灰?guī)r、灰質(zhì)微粉晶白云巖、砂（礫）屑白云巖、泥質(zhì)膏質(zhì)白云巖與硬石膏巖、鹽巖互層為特征，屬于典型的碳酸鹽巖-蒸發(fā)鹽沉積序列，主體為一套蒸發(fā)環(huán)境的含膏云坪與藻灰泥云坪微相沉積。馬五1—4段的膏云坪粉晶白云巖構(gòu)成了主要勘探目的層和靖邊氣田的儲產(chǎn)層，其中以馬五1段最為重要。孔洞層孔隙空間以硬石膏結(jié)核鑄?？?、斑點(diǎn)溶蝕孔洞為主（見圖 3a、圖 3b）。其成因主要為同生—準(zhǔn)同生期大氣淡水溶蝕作用，隨后又受到晚加里東—早海西期巖溶作用的疊加改造，導(dǎo)致含硬石膏結(jié)核的粉晶白云巖被選擇性和非選擇性地強(qiáng)烈溶蝕，形成蜂窩狀溶蝕孔洞層。伴隨產(chǎn)生的構(gòu)造斷裂作用和溶洞塌陷所導(dǎo)致的重力造縫作用使孔洞層被垂直及高角度裂縫、網(wǎng)紋狀碎裂縫、角礫縫、微裂縫、壓溶縫、層間縫所疊加改造，形成以裂縫-溶蝕孔洞為主的儲集體及洞縫相連的儲滲體系。

2.2 內(nèi)幕顆粒灘白云巖儲集層

圖3 鄂爾多斯盆地馬五段及馬四段白云巖儲集層特征

鄂爾多斯盆地馬家溝組內(nèi)幕也發(fā)育良好的顆粒灘白云巖與晶粒白云巖儲集層，并環(huán)繞古隆起周緣的馬家溝組生烴中心發(fā)育。如馬四段沉積期是馬家溝組海侵規(guī)模最大、海平面最高的時期，經(jīng)歷了從碳酸鹽緩坡（灰泥丘和含海綿灰泥丘相泥質(zhì)泥晶灰?guī)r）到鑲邊臺地（生屑砂屑云巖）的演化。在中央古隆起與伊盟隆起鞍部發(fā)育了大規(guī)模碳酸鹽灘相沉積，后經(jīng)埋藏白云石化作用而形成大面積展布的厚層白云巖儲集體，其平面上圍繞中央古隆起帶呈“L”型分布。顆粒灘的埋藏白云石化是馬四段儲集層最主要的改造機(jī)制。儲集層巖性以砂屑白云巖和粒白云巖為主（見圖 3c、圖3d），也發(fā)育一定的藻屑白云巖。白云巖中發(fā)育有大量粒間孔、晶間孔、粒間溶孔等微觀儲集空間，還有部分溶蝕孔洞和裂縫等宏觀儲集空間，具有較好的儲集物性；儲集層均質(zhì)性較強(qiáng)且厚度較大。根據(jù)黃正良等的研究，該盆地古隆起前緣或馬家溝組馬五段云坪沉積微相中發(fā)育厚度13～28 m的砂屑灘與藻屑灘儲集體，孔隙度為 2%～8%，滲透率為（0.1～0.5）×10-3μm2[22]。這一區(qū)域正好位于馬五段烴源巖發(fā)育最好的周緣地區(qū)，有利于天然氣的就近聚集成藏。

由此可知，馬家溝組碳酸鹽巖在加里東期形成了非常廣泛的表生巖溶白云巖儲集體，同時也發(fā)育內(nèi)幕顆粒白云巖與晶粒白云巖儲集體。兩類儲集體的廣泛分布為馬家溝組天然氣藏的廣泛發(fā)育創(chuàng)造了有利條件。

3 馬家溝組自源油型氣聚集特征

鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組天然氣聚集以自生自儲的自源油型氣為主，也存在部分上生下儲的煤型氣聚集，形成風(fēng)化殼與內(nèi)幕兩類成藏組合，并表現(xiàn)出近源聚集與分區(qū)效應(yīng)等特征。筆者重點(diǎn)論述馬家溝組自源型天然氣的聚集。

3.1 天然氣的近源聚集

鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組天然氣多數(shù)為近源聚集成藏的油型氣，且分布廣泛。據(jù)戴金星等的研究，典型煤成氣的乙烷碳同位素組成（δ13C2）最輕為-28.3‰，而典型油型氣的δ13C2值最重為-29.0‰[3,6]，常以δ13C2值-28.5‰作為煤型氣與油型氣的劃分界限，重于-28.5‰的為煤型氣，輕于-28.5‰的為油型氣[6]。另外，戴金星等研究認(rèn)為天然氣 δ13C2與 δ13C1之差值越小，成熟度就越高；差值越大，天然氣熱成熟度就相對越低[1]。

筆者開展了大量天然氣同位素資料的收集整理與分析，編制了相關(guān)分析圖件，將其分類后編制于圖 4中，其中虛線為二者的相對分界線。從圖 4中可以看出，除子洲—佳縣與烏審旗北部地區(qū)外，大多數(shù)區(qū)域均存在油型氣。如靖邊氣田以西的蘇里格—桃力廟與吳起—蓮池地區(qū)、靖邊氣田南部和北部地區(qū)、榆林北部—神木—伊盟地區(qū)等以油型氣為主，只在靖邊氣田中東部既有煤型氣又有油型氣。由此可知，鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組天然氣從分布區(qū)域來看，自源型的油型氣分布區(qū)域十分廣泛。

圖4 鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組天然氣類型鑒別與蘇里格氣田C-P天然氣對比分析圖

鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組天然氣很可能多數(shù)為近源聚集成藏。從圖 4中甲烷碳同位素（δ13C1）與δ13C2-δ13C1值的相關(guān)分析上可看出，不同地區(qū)奧陶系馬家溝組天然氣性質(zhì)具有明顯的分區(qū)聚集效應(yīng)，展示出天然氣很可能是近源聚集為主。如：靖邊氣田南部地區(qū)多為高成熟的油型氣，δ13C1值為-33.2‰～-27.0‰，多偏重，δ13C2-δ13C1值很偏負(fù)，為-9.5‰～0；靖邊氣田以西的蘇里格—桃力廟與吳起—蓮池等地區(qū)都為較高成熟度的油型氣，δ13C1值為-36.5‰～-32.0‰，δ13C2-δ13C1值略偏負(fù)，多為-3.0‰～1.0‰；靖邊氣田北部地區(qū)也多為油型氣，δ13C1值較重，為-34.5‰～-30.5‰，δ13C2-δ13C1值偏正，為-0.5‰～3.0‰；榆林北部—神木—伊盟地區(qū)主要為相對較低成熟度的油型氣，δ13C1值偏輕，多為-41.5‰～-34.0‰，少數(shù)存在煤型氣特征，δ13C2-δ13C1值為高正值，為5‰～11‰；靖邊氣田中東部為較低成熟度的煤型氣與油型氣，δ13C1值為-38.0‰～-32.5‰，δ13C2-δ13C1值偏正，為 0～11‰，其有部分天然氣與靖邊氣田北部相似；子洲—佳縣地區(qū)為相對較低成熟煤型氣，δ13C1值為-33.5‰～-31.5‰，δ13C2-δ13C1值為高正值，為4.0‰～9.5‰。

由此可知，不同地區(qū)天然氣的碳同位素組成不同，基本自成一體，以近源油型氣聚集為主，當(dāng)然也存在一定的上覆石炭-二疊系煤型氣來源。關(guān)于部分學(xué)者提出的油型氣自西向東長距離側(cè)向運(yùn)移而來的觀點(diǎn)，筆者認(rèn)為不成立。由于同位素的分餾原理，運(yùn)移越遠(yuǎn)的天然氣δ13C2值會越輕，然而該區(qū)并沒有這一特征，反而越來越重[23-26]。因此，從天然氣的平面分布特征來看，馬家溝組多數(shù)地區(qū)的天然氣應(yīng)該是油型氣近源聚集，不同區(qū)域會因熱成熟度的不同，而形成不同的天然氣同位素分區(qū)效應(yīng)。

3.2 天然氣源儲組合主要類型

鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組天然氣大多數(shù)地區(qū)為油型氣，煤型氣僅在局部地區(qū)發(fā)育。這一特征不僅從前面的論述與證據(jù)可知，還可以從大規(guī)模發(fā)現(xiàn)儲量的靖邊氣田及其以西的蘇里格—桃力廟等地區(qū)的天然氣碳同位素數(shù)據(jù)得到證實(shí)（見表1）。

表1 不同地區(qū)馬家溝組與上古生界天然氣碳同位素組成對比表

首先，靖邊氣田北部、南部與西部奧陶系大規(guī)模發(fā)現(xiàn)天然氣儲量的區(qū)域，馬家溝組天然氣多為乙烷碳同位素組成較輕的油型氣，而這些區(qū)域上古生界底部多為乙烷碳同位素組成較重的煤型氣。這些氣區(qū)上古生界的煤型氣并沒有大量“倒灌”到奧陶系馬家溝組儲集體中，反而發(fā)現(xiàn)靖邊南部地區(qū)上古生界以油型氣為主，展示出奧陶系油型氣向上運(yùn)移至上古生界中聚集的現(xiàn)象。只在陜參 1井及其以東的靖邊東部地區(qū)發(fā)現(xiàn)油型氣與煤型氣混源并大規(guī)模聚集的現(xiàn)象。另外，靖邊氣田北部、南部與西部馬家溝組天然氣δ13C2-δ13C1值表現(xiàn)出偏小與偏負(fù)的特征，而上覆上古生界底部煤型氣的δ13C2-δ13C1值表現(xiàn)出偏大與偏正的特征。

其次，蘇里格—桃力廟等奧陶系馬家溝組新增儲量區(qū)天然氣也是以自生自儲為主。從圖 4中可見蘇里格—桃力廟地區(qū)馬家溝組天然氣與蘇里格氣田石炭-二疊系天然氣碳同位素組成明顯不同。前者主要是成熟度較高的油型氣，δ13C2-δ13C1值為-3‰～7‰；后者全部是成熟度較低的煤型氣，δ13C2-δ13C1值為 7.0‰～13.6‰，說明二者基本沒有氣源上的關(guān)系。即該區(qū)石炭-二疊系烴源巖生成的煤系天然氣，并沒有大規(guī)模地運(yùn)聚于下伏奧陶系馬家溝組，馬家溝組天然氣以自生自儲的油型氣為主。如蘇203井馬五5段天然氣甲烷與乙烷碳同位素組成分別為-36.2‰～-34.2‰、-37.0‰～-30.7‰[27]，二者均為典型自生自儲油型氣；召 44井馬五5段天然氣甲烷與乙烷碳同位素組成分別為-38.2‰～-35.8‰與-35.3‰～-30.7‰[27]，也是典型的奧陶系自生自儲油型氣。此外，中央隆起東南緣紫探1井的馬五5段—馬五9段天然氣甲烷與乙烷碳同位素組成分別為-33.6‰～-33.2‰、-33.9‰～-31.6‰[27]，仍是典型的奧陶系自生自儲油型氣。

再者，發(fā)育于泥質(zhì)白云巖與白云質(zhì)泥巖烴源巖分布區(qū)的天然氣以油型氣為主，反之以煤型氣為主。從靖邊西北部至東部連井剖面的天然氣碳同位素組成特征來看（見圖5），位于泥質(zhì)白云巖與白云質(zhì)泥巖區(qū)內(nèi)幕的天然氣展示出油型氣的特征，乙烷碳同位素組成多輕于-28.5‰。如桃45、桃15與陜188等井發(fā)育海相白云質(zhì)泥巖，其天然氣應(yīng)該主要來自濱岸淡化潟湖階段的海相烴源巖，為油型氣。而在不整合面附近及鹽膏層內(nèi)幕的天然氣乙烷碳同位素組成展示出既有油型氣又有煤型氣的特征。不整合面附近的天然氣中煤型氣應(yīng)主要來自上覆煤系烴源巖[4,8-10]，油型氣則主要來自馬家溝組海相源巖生成的天然氣。而馬家溝組內(nèi)幕自生自儲的少量煤型氣值得重視。筆者認(rèn)為鹽膏層內(nèi)幕的“煤型氣”應(yīng)與膏巖中的“Ⅲ型”有機(jī)質(zhì)生成天然氣相關(guān)。根據(jù)彭德華等的研究，柴達(dá)木盆地在高鹽度環(huán)境下，有利“Ⅱ2—Ⅲ型”有機(jī)質(zhì)的生成[28]。鄂爾多斯盆地府5井2 481.58 m馬四段含膏泥巖TOC值為 0.59%，其干酪根碳同位素組成較重，為-24.0‰。因此，龍?zhí)?井、桃38井發(fā)育于膏巖之中的白云巖氣層，其乙烷重碳同位素的出現(xiàn)應(yīng)與鹽下含膏泥巖有關(guān)。

綜上所述，鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組天然氣碳同位素組成的變化均呈現(xiàn)自源天然氣近源聚集為主的特征。奧陶系馬家溝組天然氣生成后，一方面聚集于內(nèi)幕的顆粒灘儲集層中，同時向風(fēng)化殼巖溶儲集層中運(yùn)聚，均封蓋在石炭系鋁土質(zhì)泥巖之下，形成了以自生自儲為基礎(chǔ)的內(nèi)幕型和混源為特征的風(fēng)化殼型兩類天然氣成藏組合。

4 自源型天然氣勘探方向與潛力

圖5 鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組近東西向氣藏及乙烷碳同位素組成特征剖面圖

鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組自源型天然氣藏主要為油型氣，且均為巖性氣藏。根據(jù)探井中白云質(zhì)泥巖與泥質(zhì)白云巖的統(tǒng)計(jì)分析，在環(huán)繞鹽洼的西北部、西部及西南部都存在不同巖性與不同厚度的海相烴源巖，均已達(dá)裂解氣階段，其熱演化程度具有南高北低特征，鹽洼南部Ro值為2.8%、鹽洼北部Ro值為1.6%、鹽洼西部古隆起區(qū)Ro值為1.8%[29-30]。根據(jù)已知烴源巖發(fā)育厚度、有機(jī)碳含量、熱演化程度及有機(jī)質(zhì)類型等方面的分析，計(jì)算出環(huán)鹽洼帶的油型氣生氣強(qiáng)度為（2～20）×108m3/km2（見圖6），其總生氣量為54.5×1012m3。并存在蘇里格—烏審旗、吳起、安塞、宜川—黃龍 4個生氣中心，其中蘇里格—烏審旗地區(qū)及其鄰區(qū)最好，生氣強(qiáng)度可達(dá)（8～20）×108m3/km2；吳起、安塞及宜川—黃龍地區(qū)較好，生氣強(qiáng)度可達(dá)（8～15）×108m3/km2。根據(jù)戴金星等的研究，認(rèn)為生氣強(qiáng)度只有大于 20×108m3/km2才能具備大氣田的成藏條件[2]。但是在近源聚集的條件下，大氣田形成氣源條件中生氣強(qiáng)度最低可以下降到2×108m3/km2[31]。如四川盆地須家河組在川中—川南過渡帶的安岳、合川、廣安地區(qū)形成了 3個千億立方米的天然氣聚集區(qū)，其須家河組烴源巖生氣強(qiáng)度分別為（5～10）×108、（1～5）×108、（5～15）×108m3/km2[31]。

由此可知，在環(huán)鹽洼的西部、北部與南部的廣大地區(qū)均存在自源型天然氣規(guī)模聚集成藏的可能，而這些區(qū)域的儲集體能否規(guī)模發(fā)育是其富集的關(guān)鍵因素。2011年以來，靖邊氣田西部、西北部、南部以及鹽下天然氣勘探區(qū)域的不斷拓展與新氣田的不斷發(fā)現(xiàn)就是有力的證明[15]。在奧陶系生氣中心邊緣地區(qū)，由于砂屑灘與藻屑灘儲集體較發(fā)育與天然氣近源聚集，可以獲得高產(chǎn)天然氣流。如：統(tǒng)74井在鹽下馬五7段白云巖儲集層中獲得127.98×104m3/d的無阻流量，并含硫化氫（36 290 mg/m3）[32]，蘇203井馬五5段白云巖儲集層獲得104.09×104m3/d的無阻流量。也可能因儲集層的變薄只能獲得低產(chǎn)氣流，如紫探1井在馬五5段—馬五9段白云巖儲集層產(chǎn)天然氣2.26×104m3/d。而在生氣強(qiáng)度較高的地區(qū)，由于儲集層較薄，天然氣成藏受儲集體規(guī)模與物性的控制，多以中低產(chǎn)井為特征。如：烴源巖最厚的召44井馬五5段產(chǎn)天然氣4.56×104m3/d。當(dāng)然，這些區(qū)域由于奧陶系馬家溝組巖溶溝谷的發(fā)育，不整合面附近馬家溝組天然氣也有部分來自上覆煤型氣，如桃15井馬五5段產(chǎn)天然氣2.47×104m3/d。同時，筆者認(rèn)為雖然根據(jù)鉆探資料評價出了 4個生氣中心，但由于絕大多數(shù)的井都沒有鉆探到鹽下，隨著勘探的不斷深入，環(huán)鹽洼地區(qū)鹽間與鹽下烴源巖將會被更多地揭示出來，很可能還有新的生氣中心被揭露。

根據(jù)筆者計(jì)算，鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組自生自儲型天然氣資源量可達(dá) 2.7×1012m3，目前在蘇里格—烏審旗、吳起等地發(fā)現(xiàn)桃43、蘇322、蘇127等五5—10段的多口工業(yè)氣井[27,32]（見圖 6），證明其有利的勘探方向?yàn)樯鷼鈴?qiáng)度較大的環(huán)鹽洼地區(qū)。重點(diǎn)勘探方向應(yīng)為蘇里格—烏審旗、吳起—安塞以及富縣—黃龍等馬家溝組烴源巖生氣強(qiáng)度較大的地區(qū)及其周邊地區(qū)；其有利的勘探層位應(yīng)為馬五5—10段與馬一段—馬四段等內(nèi)幕白云巖巖性體。因此，在環(huán)鹽洼地區(qū)尋找規(guī)模巖性儲集體是下一步天然氣勘探發(fā)展的關(guān)鍵。

圖6 鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組天然氣勘探成果與烴源巖生氣強(qiáng)度疊合圖

5 結(jié)論

鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組環(huán)鹽洼濱岸淡化潟湖環(huán)境下的含云泥坪微相中的白云質(zhì)泥巖，與濱岸潟湖環(huán)境下的云泥坪微相中的泥質(zhì)白云巖交互沉積，厚度較大，可發(fā)育規(guī)模有效的海相碳酸鹽巖烴源巖，其中馬五段烴源巖最發(fā)育。

鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組不僅發(fā)育碳酸鹽巖風(fēng)化殼巖溶儲集體，也發(fā)育內(nèi)幕顆粒灘白云巖儲集體，均可成為有利儲集層，為自源型天然氣藏的大面積發(fā)育奠定了良好基礎(chǔ)。

鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組天然氣的聚集，多數(shù)為自生自儲與近源成藏的油型氣，并發(fā)育以自生自儲為基礎(chǔ)的內(nèi)幕型和混源為特征的風(fēng)化殼型兩類天然氣成藏組合，其天然氣的性質(zhì)具有明顯分區(qū)效應(yīng)。

馬家溝組自源型天然氣聚集潛力大，主要為油型氣，且具備規(guī)模天然氣聚集成藏的資源基礎(chǔ)，主要分布于環(huán)鹽洼區(qū)，如：蘇里格—烏審旗、吳起—安塞以及富縣—黃龍等馬家溝組烴源巖生氣強(qiáng)度較大區(qū)域及其鄰區(qū)，為該類天然氣勘探的有利地區(qū)。該地區(qū)馬五5—10段與馬一段—馬四段等內(nèi)幕白云巖巖性體是有利的勘探方向。

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（編輯 魏瑋 王大銳）

Accumulation and potential analysis of self-sourced natural gas in the Ordovician Majiagou Formation of Ordos Basin, NW China

LI Wei, TU Jianqi, ZHANG Jing, ZHANG Bin
(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China)

The characteristics of the marine carbonate source rocks and the accumulation and potential of self-sourced natural gas in the Ordovician Majiagou Formation of the Ordos Basin are investigated based on recent exploration progress by using geochemical and gas-source correlation methods. Massive source rocks are developed around the salt depression, east of the paleo-uplift in the Ordovician Majiagou Formation during the Caledonian; and the natural gases produced by argillaceous dolomite and dolomitic mudstone are the major sources of the Ordovician gas field. Besides widespread carbonate weathering crust karst, internal grainstone dolomite is also well-developed in the Majiagou Formation, and both can act as favorable reservoirs. The natural gas of the Majiagou Formation is mainly self-sourced oil-type gas generated by in-situ source rock and accumulated near the source area. There is only limited local accumulation of natural gas produced in the upper strata and stored below. The Majiagou Formation around the salt depression has favorable conditions for large scale natural gas generation and accumulation, has the advantage of collecting large area natural gas of self-generation and self-preservation and the frontier depression areas of the paleo-uplift to the west, north and south of Jingbian gas field are the potential Ordovician exploration targets in the future.

Ordos Basin; Ordovician; Majiagou Formation; source rock; oil-type gas; natural gas accumulation; natural gas carbon isotope; natural gas resource

中國石油勘探與生產(chǎn)分公司科技項(xiàng)目“鄂爾多斯盆地奧陶系鹽下氣源特征與綜合評價及有利區(qū)帶目標(biāo)優(yōu)選”（2014-008）

TE122

A

1000-0747(2017)04-0521-10

10.11698/PED.2017.04.05

李偉, 涂建琪, 張靜, 等. 鄂爾多斯盆地奧陶系馬家溝組自源型天然氣聚集與潛力分析[J]. 石油勘探與開發(fā),2017, 44(4)： 521-530.

LI Wei, TU Jianqi, ZHANG Jing, et al. Accumulation and potential analysis of self-sourced natural gas in the Ordovician Majiagou Formation of Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 521-530.

李偉（1963-），男，湖南沅江人，博士，中國石油勘探開發(fā)研究院高級工程師，主要從事石油與天然氣地質(zhì)綜合研究。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院石油地質(zhì)實(shí)驗(yàn)研究中心，郵政編碼：100083。E-mail：Lwe@petrochina.com.cn

2016-08-05

2017-04-17