刘新社蒋有录侯云东刘景东文彩霞朱荣伟王飞雁

1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院 2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院



鄂尔多斯盆地靖西地区奥陶系中组合天然气成因与成藏主控因素

刘新社1蒋有录2侯云东1刘景东2文彩霞1朱荣伟2王飞雁1

1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院 2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院

刘新社等.鄂尔多斯盆地靖西地区奥陶系中组合天然气成因与成藏主控因素.天然气工业, 2016,36(4):16-26.

摘 要鄂尔多斯盆地靖边气田扩边勘探过程中，在靖西地区下古生界奥陶系中组合白云岩储层中发现了多个含气区，但各含气区及各含气层段天然气的富集程度差异明显，目前尚不清楚造成上述差异的原因。为此，依据天然气组分、碳同位素值等地球化学资料，对比分析了该区奥陶系中组合天然气的成因与来源，并研究了天然气成藏的主控因素。结果表明：①该区奥陶系中组合天然气与奥陶系上组合、上古生界天然气的成因与来源相似，均以上古生界生成的煤型气为主，但混有一定量的油型气；②受煤系烃源岩生烃中心和源储接触关系的影响，平面上由北向南、纵向上从下奥陶统马家沟组马五10亚段到马五5亚段，煤型气所占比例依次增大。结论认为，靖西地区奥陶系中组合天然气成藏主要受控于以下因素：①供烃窗口处天然气的充注能力决定了天然气的富集程度；②马五5—马五10亚段输导通道的差异控制了天然气的纵向运移及分布；③构造与储层叠合关系控制了天然气的横向运移方向及成藏范围。

关键词鄂尔多斯盆地 靖西地区 早古生代 奥陶系中组合 天然气成因 源储接触关系 充注能力 富集差异 成藏主控因素

随着鄂尔多斯盆地靖边气田的扩边勘探，下古生界奥陶系含气面积不断扩大，其中在靖西地区白云岩储层中发现了多个含气富集区，形成近1 000×108m3的天然气储量规模，成为重要的天然气勘探接替领域[1-2]。勘探实践表明，靖西地区奥陶系中组合天然气在苏203、苏127区块相对富集，相邻的桃15、召44区块及紫探1区块却相对贫乏，并且各区块内部不同井之间的气水关系较为复杂；纵向上，下奥陶统马家沟组马五5、马五6亚段天然气相对富集，而马五7—马五10亚段却相对贫乏。对于造成这种天然气富集差异的原因目前还未展开深入研究，制约了该区下一步的天然气勘探部署。因此，笔者针对靖西地区奥陶系中组合天然气的富集差异性，根据天然气组分、碳同位素等地球化学资料，将中组合天然气与上组合、上古生界天然气进行对比，分析其成因与来源，并综合各类地质资料，研究天然气成藏的主控因素，以期为该区天然气成因和成藏差异提供科学解释，并为靖西地区下一步的油气勘探提供参考信息。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地地处华北地台西部，地跨陕甘宁蒙晋五省区，面积达37×104km2，为一个矩形构造盆地。盆地区域构造可划分为伊陕斜坡、晋西挠褶带、天环坳陷、西缘逆冲带、伊盟隆起、渭北隆起6个一级构造单元[3-5]。靖西地区位于盆地伊陕斜坡带西部，处于中央古隆起和靖边气田之间（图1）。按照天然气分布特征，靖西地区自北向南可划分为召44、桃15、苏203、苏127、紫探1等含气区块。

鄂尔多斯盆地纵向上含有多个产气层系，其中奥陶系马五段为重要产气层系之一。近期勘探者将鄂尔多斯盆地马家沟组划分为上、中、下3个含气组合[6-7]，其中上组合为马五1—马五4亚段，以风化壳溶孔型储层为主；中组合为马五5—马五10亚段，主要为白云岩晶间溶孔、裂缝型储层；马四段及其以下地层为下组合，储层类型与中组合相似。受奥陶纪末期加里东构造抬升运动影响，靖西地区自东向西遭受不同程度的风化剥蚀，使得该区奥陶系顶部层位由东向西逐渐变老[8]。从而导致该区上古生界石炭系—二叠系的煤系地层与奥陶系呈直接接触关系，且与奥陶系接触的层位自东向西逐渐由上组合变为中组合、下组合[9]。

2 天然气成因

2.1 天然气地球化学特征

2.1.1 天然气组分

统计结果表明，靖西地区奥陶系中组合天然气总烃含量介于92.52％～99.11％，平均值为96.33％，烃类气体以甲烷（CH4）为主，重烃（C2+）含量低，甲烷干燥系数（C1/C1―C5）介于0.933～0.999，平均值达0.978，表现为甲烷含量极高的过成熟干气特征；非烃组分CO2和N2含量平均值分别为1.05％和0.46％。盆地奥陶系上组合和上古生界总烃含量分别在82.05％～98.80％和81.52％～97.91％，平均值分别为94.25％和92.70％，烃类气体中甲烷含量高，重烃含量低，甲烷干燥系数平均值分别为0.961 和0.956，同样表现为甲烷含量极高的过成熟干气特征；非烃组分CO2含量平均值分别为2.24％和1.28％，N2含量平均值分别为3.21％和3.06％。可以看出，靖西地区奥陶系中组合天然气与奥陶系上组合及上古生界天然气相比，具有甲烷含量略高、重烃和非烃组分含量略低、甲烷干燥系数略高的特点。

2.1.2 天然气碳同位素值

天然气的碳同位素值在不同的含气组合存在一定的差异（图2）。靖西地区奥陶系中组合天然气碳同位素值相对偏轻，甲烷碳同位素值分布于-32.16‰～-39.26‰，平均值为-33.52‰，乙烷碳同位素值分布于-23.78‰～-39.42‰，平均值为-31.06‰，丙烷碳同位素值分布于-19.72‰～-34.2‰，平均值为-27.03‰；盆地奥陶系上组合天然气的甲烷、乙烷、丙烷碳同位素值相对略重，三者的分布区间分别为-28.74‰～-38.60‰、-23.52‰～-37.78‰、-19.85‰～-33.90‰，平均值分别为-33.52‰、-30.55‰、-27.00‰。上古生界天然气碳同位素比奥陶系具有明显偏重的特征，甲烷、乙烷、丙烷碳同位素值分别介于-21.02‰～-38.83‰、-19.07‰～-36.17‰、-18.15‰～-35.50‰，平均值分别为-32.86‰、-25.74‰、-26.00‰。可以看出，该区奥陶系中组合、上组合与上古生界天然气的碳同位素值大小分布既有重叠又有差异，反映其在成因上既有联系又有不同。上古生界天然气为典型的煤型气，这一观点已被大家广泛接受[10-11]。那么奥陶系天然气碳同位素值总体偏轻，这可能主要是由于煤型气和油型气的混合，并且奥陶系中组合与上组合相比，前者混入了相对更多的油型气。

图1　靖西地区构造位置及中组合供烃窗口处源储接触类型平面分布图

图2　天然气甲烷与乙烷、丙烷碳同位素值对比图

从碳同位素序列的变化关系来看，上古生界和奥陶系天然气均存在不同程度的倒转现象（图3），但不同的是，代表典型煤型气的上古生界天然气主要表现为δ13C2＞δ13C3倒转，仅个别样品为δ13C1＞δ13C2、δ13C1＞δ13C3倒转或δ13C1＞δ13C2＞δ13C3完全倒转，前人认为造成这种倒转的原因主要是由于煤系不同源或同源不同期煤成气的混合[10-11]。而奥陶系中组合和上组合天然气部分为δ13C1＜δ13C2＜δ13C3的正常序列，部分发生δ13C1＞δ13C2倒转，虽然也存在碳同位素倒转，但倒转类型显然不同于上古生界，反映了它们在成因上存在差异。以往关于δ13C1＞δ13C2倒转这一现象较少见，造成这种倒转的原因可能是母源生烃后期的高成熟气体增加，或是高（过）成熟阶段的煤型气和油型气混合[11-12]，由于奥陶系本身具有一定的生烃能力，奥陶系天然气又与上古生界天然气存在一定的差异，所以认为奥陶系天然气碳同位素的倒转主要是由于高—过成熟的煤型气与油型气的混合。这进一步说明奥陶系尤其是中组合天然气为煤型气和油型气的混合气。

图3　天然气甲烷、乙烷、丙烷碳同位素变化序列图

2.2 原油裂解气与干酪根裂解气的区分

目前，用于鉴别原油裂解气和干酪根裂解气的主要指标是天然气烃类组分及其碳同位素，其中Prinzhofer等提出的ln(C1/C2)―ln(C2/C3)和δ13Ci―δ13Cj―ln(Ci/Cj)关系被我国学者广泛应用[13-14]。生烃热模拟实验结果表明，干酪根（特别是泥质烃源岩）裂解生成的N2含量远高于原油[15]，随着热成熟度的增加，干酪根裂解气的N2含量的变化值要明显高于原油裂解气，从而可以运用天然气中N2含量与ln(C2/C3)相对关系来判断原油裂解气和干酪根裂解气，即随着ln(C2/C3)的增加，原油裂解气相对干酪根裂解气N2含量变化要慢得多。通过靖西地区奥陶系中组合天然气ln(C1/C2)―ln(C2/C3)和ln(C2/C3)―N2/总烃相对关系（图4）可知，随着ln(C2/C3)的增加，ln(C1/C2)和N2/总烃有一定的变化，但相对上组合和上古生界天然气的变化要慢，表现出干酪根裂解气和原油裂解气混合的特点。另外，鄂尔多斯盆地中部奥陶系古油藏的确定[16-19]，也为该区混有原油裂解气提供了直接证据。

图4　原油裂解气与干酪根裂解气判识图

2.3 天然气的混源比例计算

无论是上古生界还是奥陶系来源的天然气，组成上均以甲烷为主，甲烷碳同位素值的分布相对集中，而乙烷、丙烷碳同位素值却相对分散，反映了天然气中乙烷、丙烷碳同位素的次生变化相对较多，因此靖西地区奥陶系中组合天然气中煤型气和油型气的混源比例计算主要采用甲烷碳同位素值。具体的计算公式如下：

式中δ13C1(AB)表示奥陶系中组合天然气甲烷碳同位素值；δ13C1(A)、δ13C1(B)分别表示上古生界典型煤型气和奥陶系典型油型气的甲烷碳同位素值；n(A)、 n(B)分别表示上古生界典型煤型气和奥陶系典型油型气中甲烷组分含量；X、1-X分别表示上古生界煤型气和奥陶系油型气的混源比例。

利用上述公式对天然气混源比例的计算，关键是2个端元值的选择（表1）。由于上古生界天然气成因为煤型气，所以将上古生界中天然气甲烷碳同位素值和甲烷组分含量的平均值，即δ13C1(A)=-32.86‰和n(A)=92.7％作为典型煤型气的端元值。对于奥陶系油型气端元值的选择，综合考虑了奥陶系海相烃源岩热模拟生成的天然气[20]、前人确定的典型油型气[20-21]、与沥青共生的烃类包裹体中提取的原生天然气[22]，将这些天然气甲烷碳同位素值和甲烷组分含量的平均值，即δ13C1(B)=-40.33‰和n(B)=97.4％作为典型油型气的端元值。

表1　鄂尔多斯盆地奥陶系典型油型气的组成及碳同位素值分布表

计算结果（表2）表明，靖西地区中组合天然气中煤型气、油型气所占的比例平均为75.03％和24.97％，表现出煤型气为主的特征。而不同区块不同层段又存在一定的差异，宏观上，由北部的召44区块至南部的紫探1区块、由较深的马五10亚段至较浅的马五5亚段，各区块煤型气的混入比例依次增大。召44区块马五6亚段和桃15区块马五5亚段煤型气比例分别为62.57％和80.71％，而召44区块马五10亚段和桃15区块马五7亚段煤型气比例明显降低，分别为31.89％和43.57％；苏203区块、苏127区块马五5亚段煤型气比例分别为83.34％和85.47％，而苏203区块马五6亚段、苏127区块马五7亚段的煤型气比例分别降低为57.69％和57.95％，但高于召44区块和桃15区块马五7—马五10亚段；紫探1区块马五5亚段、马五9亚段均以煤型气为主，煤型气比例分别为95.8％和91.33％，虽然该区块煤型气比例较大，但由于天然气数量有限，所以实际的煤型气数量不及苏203、苏127等区块。分析上述煤型气比例分布差异的原因，一方面，该区上古生界煤系烃源岩生烃强度具有由北向南逐渐增加的趋势，南部比北部具有更优越的煤型气来源条件，造成南部煤型气比例高于北部；另一方面，奥陶系顶部的不整合面处与上古生界直接接触，是最有利于发生煤型气运移聚集的位置，而马五10亚段—马五5亚段，距离不整合面的距离逐渐减小，所以较靠近不整合面的马五5亚段聚集的煤型气比例要高。可以看出，对于天然气较为富集的苏203、苏127区块的马五5、马五6亚段，煤型气仍然是最主要的天然气来源。

表2　靖西地区奥陶系中组合天然气混源比例计算结果表

3 天然气成藏主控因素

3.1 供烃窗口处的天然气充注能力决定了天然气富集程度

由于靖西地区奥陶系中组合天然气以上古生界煤型气为主，所以上古生界煤系烃源岩与奥陶系中组合储层的接触关系对天然气的运移聚集具有重要意义。在晚燕山期构造运动作用下，该区构造发生了由西高东低至西低东高的反转[23-24]，从而有利于上古生界生成的天然气向奥陶系中组合中发生运移，其中奥陶系中组合储层被剥蚀位置与上古生界直接接触，为有利的供烃窗口。

通过对供烃窗口两侧地层岩性的统计，发现上古生界煤系烃源岩与奥陶系储层主要存在4种接触关系类型（图5）：烃源岩/储层（A类）、夹砂岩烃源岩/储层（B类）、烃源岩/砂岩/储层（C类）、烃源岩/铝土质泥岩/储层（D类）。对于A类接触关系，上古生界煤系烃源岩生成的天然气主要向中组合储层运移、聚集；对于B类接触关系，上古生界煤系烃源岩生成的天然气，部分会运移至源内砂岩储层中，因此仅部分在中组合储层中聚集；对于C类接触关系，上古生界煤系烃源岩与中组合储层之间夹有砂岩层，煤系烃源岩生成的天然气首先运移至砂岩层中，然后才会有部分运移至中组合储层中，所以中组合储层中聚集的天然气量较为有限；对于D类接触关系，上古生界煤系烃源岩与中组合储层中夹有铝土质泥岩层，这套地层岩性致密，孔渗性差，一般属于较好的封盖层，煤系烃源岩生成的天然气很难通过铝土质泥岩层进入到中组合储层中，所以这类接触关系对于奥陶系中组合储层来说很难有天然气的运移。

图5　靖西地区上古生界烃源岩与中组合储层的接触关系类型划分图

将大量单井统计的源储接触关系类型投影到平面图（图1）上，能够反映供烃窗口不同位置源储接触关系类型的差异。可以看出，苏203、苏127区块的源储接触关系类型最好，以A类为主，部分C类和D类；其次是桃15、召44区块，以B类为主，部分A类和D类；而紫探1区块最差，以D类为主，仅少量A类。

除源储接触关系类型外，上覆烃源岩的生烃强度和下伏储层的孔渗性对供烃窗口处的天然气充注也具有重要的控制作用。靖西地区上古生界烃源岩生烃强度具有由北向南逐渐增加的趋势，其中召44、桃15区块分布于18×108～26×108m3/km2，苏203、苏127和紫探1区块分布于26×108～30×108m3/km2，可见该区上古生界煤系烃源岩在南部具有更强的供烃能力。对于供烃窗口处的下伏储层来说，召44、桃15、苏203和苏127区块具有相对较高的孔隙度，各区块孔隙度的平均值分别为3.39％、2.23％、2.16％和2.27％，但渗透率相差较大，其中苏203区块的渗透率最高，平均值为2.515 3 mD，而召44、桃15和苏207区块渗透率的平均值分别为0.719 6 mD、0.480 2 mD、0.461 3 mD；紫探1区块的孔隙度和渗透率都明显低于其他区块，平均值分别为0.73％ 和0.311 6 mD，不利于油气的充注。

通过各区块源储接触关系类型及对应的烃源岩生烃强度、储层物性等综合分析，认为该区奥陶系中组合在苏203区块的源储接触关系以A类为主，上覆烃源岩生烃强度大，下伏储层孔隙性、渗透性较好，最有利于上古生界天然气的充注。其次为苏127区块，具有A类为主的源储接触关系类型，上覆生烃强度和储层孔隙性与苏203区块接近，但渗透性明显不如苏203区块，上古生界天然气在供烃窗口处的充注能力较强。再者为召44和桃15区块，源储接触关系虽然存在部分A类，但仍以B类为主，上覆烃源岩生烃强度不如苏203和苏127区块，储层孔隙性、渗透性与苏127区块接近，上古生界天然气在供烃窗口处的充注能力一般。紫探1区块虽然其上覆烃源岩具有较强的供烃能力，但源储接触关系以D类为主，且储层孔渗性相对较差，供烃窗口处的天然气充注能力最弱。靖西地区各区块供烃窗口处天然气的充注能力对比结果，与现今发现的中组合天然气分布的富集程度具有很好的匹配关系，反映了奥陶系中组合供烃窗口处天然气的充注能力对天然气富集程度具有重要的控制作用。

3.2 马五5—马五10亚段输导通道的差异控制了天然气的纵向运移及分布

受准同生期白云化、表生期岩溶、构造破裂等成岩作用影响，靖西地区中组合形成了孔隙型和裂缝型为主的储层，但由于马五5—马五10亚段表生岩溶强度及不同类型岩石的构造破裂程度存在差异，各亚段发育的溶蚀孔隙、构造裂缝等存在明显的差异。除紫探1区块各层段储层类型以裂缝为主外，由马五5亚段向下至马五10亚段，储层中孔隙发育规模逐渐减小、裂缝发育规模逐渐增大，其中马五5、马五6亚段储层类型以孔隙、裂缝为主，而马五7—马五10亚段储层类型则以裂缝为主。无论来自上古生界的煤型气还是奥陶系自身提供的油型气，都会受马五7—马五10亚段裂缝的影响，易于向上发生纵向运移，并在马五5、马五6亚段孔隙空间较为发育的储层中发生聚集（图6）。

所以，在各亚段储层内部裂缝输导的作用下，天然气会向浅部层段运移调整，使得马五5、马五6亚段成为天然气的主要富集层段。

图6　苏203区块中组合天然气输导通道及运移方向示意图

3.3 构造与储层叠合关系控制了天然气的横向运移方向及成藏范围

储层顶面构造形态对天然气运移方向和运移路径具有重要的控制作用，在储层发育的情况下，天然气更趋于向构造较高部位（构造脊）发生运移和聚集。从马五5亚段储层顶面构造形态和白云岩储层厚度的叠合关系（图7）可以看出，该区具有西低东高、南低北高的构造形态，由西部供烃窗口处运移来的煤型气或由下部层段运移来的油型气，宏观上表现为由西向东、由南向北运移的趋势。在白云岩储层发育的位置存在多条明显的构造脊，天然气横向运移方向受构造脊控制，导致天然气主要分布于构造脊发育的位置或其指向区。除西部供烃窗口提供煤型气气源外，该区在苏203区块白云岩储层中部还存在一处明显的天然气充注窗口，该位置构造幅度较低，且与周边较高构造幅度的储层接触关系好，有利于上古生界烃源岩生成的天然气向马五5亚段储层中充注，之后向较高构造部位运移聚集或进一步沿构造脊发生运移，苏203区块的高产井也大多分布于该充注窗口附近。另外，储层顶面构造形态的相对起伏对马五5亚段的气水分布关系也具有一定的控制作用，受气水分异作用影响，天然气主要分布于构造脊或构造幅度相对较高位置，而地层水则主要沿构造脊两侧或构造幅度低部位分布。

4 结论

1）与鄂尔多斯盆地上古生界、奥陶系上组合的天然气相比，靖西地区奥陶系中组合天然气同样以上古生界生成的煤型气为主，但混有一定的油型气；受煤系烃源岩生烃中心和源储接触关系影响，平面上由北向南、纵向上由马五10亚段—马五5亚段，煤型气所占比例依次增大，其中天然气较为富集的苏203、苏127区块的马五5、马五6亚段主要以煤型气为主。

2）靖西地区奥陶系中组合天然气的成藏差异主要受控于以下因素：①供烃窗口处的天然气充注能力决定了天然气富集程度，其中上古生界烃源岩与中组合储层呈直接接触关系，且上覆烃源岩生烃强度大、下伏储层孔渗性好的供烃窗口，最有利于天然气的充注；各区块天然气充注能力差异与天然气富集程度及天然气中煤型气混源比例相吻合。②马五5—马五6亚段与马五7—马五10亚段的输导通道差异控制了天然气的由下向上运移、并主要分布于马五5—马五6亚段。③构造与储层叠合关系控制了天然气的横向运移方向及成藏范围，天然气主要沿储层发育的构造脊发生运移和聚集。

图7　桃15—苏203—苏127区块马五5亚段顶面构造、储层厚度及天然气运移方向示意图

致谢：感谢《天然气工业》的评审专家对本文提出的良好修改建议，感谢中国石油长庆油田公司勘探开发研究院张道峰、高星等同志在图件绘制等方面给予的帮助。

参 考 文 献

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(修改回稿日期 2016-01-16 编 辑 罗冬梅)

Origins of natural gas and the main controlling factors of gas accumulation in the Middle Ordovician assemblages in the Jingxi area, Ordos Basin

Liu Xinshe1, Jiang Youlu2, Hou Yundong1, Liu Jingdong2, Wen Caixia1, Zhu Rongwei2, Wang Feiyan1
(1. Exploration & Development of Research Institute， PetroChina Changqing Oilfield Company， Xi’an, Shaanxi 710018, China; 2. School of Geosciences, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266580, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 4, pp.16-26, 4/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Abstract:During the progressive exploration of the Jingbian Gas Field in the Ordos Basin, multiple gas-bearing regions have been discovered in the dolomite reservoirs in the Middle Ordovician assemblages of Lower Palaeozoic in the Jingxi area, but these gas-bearing regions and intervals are significantly different in terms of gas enrichment degrees. So far, however, the reasons for the difference have not been figured out. In this paper, the origin and source of natural gas in the Middle Ordovician assemblages in the Jingxi area was investigated on the basis of geochemical data (e.g. natural gas composition and carbon isotope), and then the main factors controlling the gas accumulation were analyzed. It is shown that the natural gas in the Middle Ordovician assemblages in the Jingxi area is similar to that in the Upper Ordovician assemblages and Upper Paleozoic reservoir in terms of genesis and sources, and they are mainly the Upper Palaeozoic coaliferous gas with some oil-derived gas. Under the influence of hydrocarbon generation center of coal source rocks and the source rock-reservoir contact relationship, the proportion of coaliferous gas increases areally from the north to the south and vertically from Ma510sub-member to Ma55sub-member of the Lower Ordovician Majiagou Fm. It is concluded that the natural gas accumulation of the Middle Ordovician assemblages in the study area is mainly controlled by the following factors. First, natural gas enrichment degree is controlled by the gas charging capacity at the hydrocarbon-supplying windows. Second, the vertical migration and distribution of natural gas is dominated by the differences of Ma55–Ma510transport pathways. And third, the lateral migration direction of natural gas and the range of gas accumulation are controlled by the superimposition relationship between structures and reservoirs.

Keywords:Ordos Basin; Jingxi area; Early Palaeozoic; Middle Ordovician assemblages; Natural gas origin; Source rock–reservoir contact relationship; Charging capacity; Gas enrichment difference; Gas accumulation controlling factor

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.04.003

基金项目：中国石油科技重大专项“中国石油第四次油气资源评价”（编号：2013E-050207）。

作者简介：刘新社，1971年生，高级工程师，博士；2008年毕业于西北大学并获博士学位；主要从事石油天然气地质综合研究工作。地址：（710018）陕西省西安市未央区兴隆园小区中国石油长庆油田公司勘探开发研究院。ORCID:0000-0002-5291-2058。E-mail:lxs_ cq@petrochina.com.cn