王国亭，程立华，孟德伟，朱玉杰，孙建伟，黄锦袖，彭艳霞

[1.中国石油 勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油 长庆油田分公司 第二采气厂,陕西 榆林 719000；3.中国地质大学(北京) 能源学院,北京 100083]

中国古岩溶型碳酸盐岩储集层广泛发育并取得了一系列重大勘探开发突破，重点以塔里木盆地塔河油田奥陶系灰岩油气藏、鄂尔多斯盆地靖边气田下古奥陶系气藏以及渤海湾盆地任丘油田奥陶系古岩溶油气藏等为代表[1-3]。鄂尔多斯盆地是我国重要的含油气盆地，蕴含丰富的天然气资源，目前天然气探明(含基本探明)储量已达5.7×1012m3，发现了苏里格、靖边、榆林、大牛地、神木和子洲等多个探明储量超千亿方的气田。目前盆地绝大部分探明储量都集中于上古生界山西组至下石盒子组碎屑岩储层中，下古生界探明储量主要集中于古岩溶风化壳型储层发育的靖边气田，其储量规模仅占盆地总探明储量规模的10%。目前针对盆地中部靖边地区的古岩溶型储层的研究较为系统，重点体现于有利沉积相带评价、岩溶古地貌单元刻画和成藏主控因素分析等方面。研究认为硬石膏结核白云坪为有利沉积相类型，分布稳定且连片性好，古岩溶斜坡有利于风化壳储层的形成且是气藏集中发育部位，古沟槽侧翼是发育高产富集区的有利部位[4-6]。近年来，鄂尔多斯盆地东部地区不断有气井钻遇下古生界气藏，且表现出良好的产能，展现出较好的勘探开发潜力。盆地东部地区岩溶古地貌背景、沉积环境皆发生较大变化，中部地区的研究认识难以完全适用于东部地区，亟需开展针对性研究。目前，盆地东部的研究局限于靖边气田东侧的局部区域，未延伸向盆地东部的主体区域，总体而言，东部地区研究相对薄弱且没有储量发现。本文以盆地东部神木地区为依托，深入开展盆地东部碳酸盐岩风化壳储层特征分析、储层形成机理及天然气富集潜力评价，以明确盆地东部下古生界的勘探开发前景，从而为盆地东部下古生界古岩溶储层天然气储量规模提升和开发潜力评价奠定基础。

1 奥陶系构造沉积与岩溶古地貌格局

古生代时期，鄂尔多斯盆地属于华北克拉通盆地的一部分，南北两侧分别为古秦岭洋和古兴蒙洋。早古生代盆地演化主要受控于南侧古秦岭洋的演化，伴随古洋盆的形成、扩张、俯冲消减及最终闭合消亡，盆地内部经历早期陆表海盆地、后期陆缘海盆地、洋盆闭合并整体抬升遭受剥蚀的演化过程[7-8]。鄂尔多斯盆地奥陶纪表现为“两隆两鞍两坳陷”的古地貌特征，两隆指北部伊盟隆起和西南部中央古隆起，两鞍指两个隆起间的衔接部位，两坳陷指盆地东部米脂坳陷以及盆地西、南部的秦祁海槽[9]。上述古地貌控制着奥陶系沉积厚度的变化和相带的展布，决定了鄂尔多斯盆地奥陶纪岩相古地理格局。

鄂尔多斯盆地盆地中东部奥陶系马家沟组(O1m)沉积期经历3次海进与海退旋回，沉积了一套以碳酸盐岩为主夹蒸发岩的地层，自下而上可划分为马一至马六段(O1m1—O1m6)等6个岩性段。目的层马五段O1m5自上而下细分为马五1至马五10(O1m5(1)—O1m5(10))亚段，形成于海退期，主要为以膏岩、盐岩和白云岩为特色的沉积组合[10]。中奥陶世末，华北地块因晚加里东运动整体抬升，经历了约130～150 Ma的沉积间断，盆地主体缺失晚奥陶—早石炭世沉积，下奥陶统马家沟组经历了长期岩溶作用。该期盆地总体表现为西高东低的岩溶古地貌格局，可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地等3种宏观古地貌单元，神木地区处于岩溶盆地范围内(图1，图2)。岩溶储层主要发育于马五段顶部马五1至马五4亚段(O1m5(1)—O1m5(4))，岩性主要为含硬石膏结核白云岩及白云岩，是盆地中部靖边地区下古生界的天然气主要的储层与产层。

2 盆地东部古岩溶储层特征

2.1 古岩溶储层岩石学及物性特征

碳酸盐岩抬升裸露地表或近地表后受到各种复杂物理化学风化营力作用影响，并伴随各种机械、重力和化学等沉积作用，沉积期形成的原始地层结构发生改变，最终形成多种复杂类型岩溶岩，可细分为岩溶建造岩和岩溶改造岩两大类[2]。岩溶建造岩为岩溶溶洞中沉积并固化的地机械沉积物、化学沉淀物及其他搬运至溶洞再堆积得物质，原始地层结构被彻底改变，可细分为残积岩、塌积岩、冲积岩、填积岩和淀积岩，此类岩石物性普遍较差，难以形成储层(图3a—c)。经历过岩溶作用而仍保持一定原始沉积结构的岩石称为岩溶改造岩，根据岩溶作用方式及引起的物理化学变化，可划分为岩溶溶蚀岩、岩溶变形岩及岩溶交代岩，前两种利于储层形成。盆地东部奥陶系顶部碳酸盐岩地层发育的岩石类型包括硬石膏结核白云岩、白云岩、泥云岩、云膏岩、膏云岩、膏岩、云灰岩、灰云岩及灰岩等多种类型，总体为潮坪沉积环境的产物。发育硬石膏结核及柱状晶体的白云岩在裸露风化期因大气淡水淋滤而形成溶蚀孔的岩溶溶蚀岩是研究区最重要的储集岩(图3d,f—i)。发生岩体张裂或假角砾化而形成的岩溶变形岩因发育溶滤缝和卸载缝也具有一定的储集性能，取决于裂缝系统的后期充填程度(图3e,j)。

图1 鄂尔多斯盆地中部与东部奥陶系残留地层分布格局Fig.1 Residual Ordovician stratum distribution in the eastern and central Ordos Basin

鄂尔多斯盆地东部储集岩主要为硬石膏结核白云岩和白云岩，并以前者为主，与盆地中部靖边气田储集岩性基本类似。盆地东部地区50余口探井密集取样及测井解释的物性分析表明，下古岩溶储层总体表现出低孔、致密的特征。研究区储层孔隙度分布于1%～7%，平均为3.8%，渗透率分布于0.005×10-3～1×10-3μm2，平均为0.82×10-3μm2(图4)。就储层相对发育的各亚段而言，Q1m5(1)亚段孔隙度分布于2%～7%，平均为4.5%，渗透率分布于0.01×10-3～1.20×10-3μm2，平均为0.95×10-3μm2；Q1m5(2)亚段孔隙度分布于1%～6%，平均为3.5%，渗透率分布于0.005×10-3～1.03×10-3μm2，平均为0.84×10-3μm2；Q1m5(4)亚段孔隙度分布于1%～5.5%，平均为3.3%，渗透率分布于0.005×10-3～0.75×10-3μm2，平均为0.63×10-3μm2。由上至下，储层物性具有逐渐变差的趋势。盆地中部乌审旗—靖边—高桥一带储层平均孔隙为5.70%，平均渗透率为3.48×10-3μm2[4]，与其相比，东部地区储层品质有所降低。

鄂尔多斯盆地上古生界碎屑岩储层孔、渗表现出明显线性相关的特征[11]，受研究区碳酸岩储层孔喉结构、残余裂缝及孔洞的影响，下古生界储层物性线性相关性总体偏差，数据分布较为分散(图5a)。不发育裂缝、孔洞的基质储层孔、渗正相关性明显，但线性相关性一般，随着孔隙度增加渗透率逐渐增加，但数据点呈现分散、不集中的分布特征。部分样品表现出高孔低渗特征，虽然储层结核溶蚀孔较发育，但孔隙呈孤立状分布，连通性差；部分样品表现出低孔高渗特征，主要受裂缝影响，渗透性虽好，但储集性差。

图2 鄂尔多斯盆地前石炭系岩溶古地貌剖面Fig.2 Palaeomorphologic profile of the Pre-Carboniferous karst in the Ordos Basin

图4 鄂尔多斯盆地东部岩溶储层孔隙度(a)与渗透率特征(b)Fig.4 Porosity (a) and permeability (b) of the Ordovician paleokarst reservoirs in the eastern Ordos Basin

图5 鄂尔多斯盆地东部岩溶储层孔渗关系及物性下限确定Fig.5 Relationship between porosity and permeability and lower limit of physical property for the paleokarst reservoirs in the eastern Ordos Basina.孔隙度与渗透率关系;b.有效储层物性下限确定

2.2 储集空间特征

孔、洞、缝等三大类型储集空间在盆地东部碳酸盐岩风化壳岩溶储层中均有发育，以孔隙为主(图3d,f—i)。偶可见溶洞，且多被后期填充。受岩溶与后期构造作用影响，裂缝体系早期曾较发育，后期多被填充(图3e,j)。孔隙类型主要为硬石膏结核溶蚀孔、白云石晶间微孔与岩溶角砾间孔等类型，并以前两种为主。硬石膏结核溶孔呈圆形、椭圆形，直径范围是0.1～5 mm不等，并以1.5～3.0 mm为主，多被部分充填或全充填。白云石晶间微孔发育于细粉晶与泥晶白云岩中，也发育于硬石膏结核云岩基质中，直径范围几微米至近百微米(图3n—o)。总体而言，盆地东部风化壳岩溶储层孔隙直径分布于微米级至毫米级范围，呈连续状分布特征。

铸体薄片孔喉图像分析表明，随着硬石膏结核溶孔填充程度的增加或发育程度的降低，对储集性能贡献作用较大的大孔隙发育比例逐渐降低，而微小孔隙发育比例逐渐升高。结核溶孔充填程度低的的云岩储层孔隙总体小于5 mm，占总孔隙体积50%(即P50)以上的较大孔隙对应的孔隙直径下限为2 mm，即直径为2～5 mm的大孔隙占总孔隙的50%，而结核溶孔充填程度高的白云岩、纯云岩和泥云岩等P50%对应的孔隙直径下限分别为20,15和7 μm。喉道也表现出类似特征，低结核溶孔充填程度的白云岩储层喉道总体小于 50 μm，占总喉道50%(即P50)以上的较大喉道对应的喉道下限直径为10 μm，即直径10～50 μm的大喉道占总喉道的50%，而结核溶孔充填程度高的的云岩、纯云岩和泥云岩等P50对应的喉道直径下限分别为4，3和2 μm(图6)。泥云岩为非储层类，分析表明其孔隙直径总体小于30 μm，喉道直径总体小于5 μm，可以此作为储层与非储层的孔-喉直径分界。结核溶孔充填程度低的白云岩、结核溶孔充填程度高的白云岩和纯云岩等储层无效孔隙占的比例分别为10%,65%和80%，无效喉道占的比例分别为10%,55%和60%。总体而言，随着结核溶孔填充程度的增加或发育程度的降低，无效孔喉占的比例逐渐增加。

3 古岩溶储层形成机理

结合大量试气、生产动态数据进行了储层物性下限分析，结果表明，孔隙度低于3%、渗透率低于0.05×10-3μm2的储层难以形成有效产层;孔隙度为3%、渗透率0.05×10-3μm2可界定为储层的物性下限标准(图5b)。储层形成过程极为复杂，受有利沉积岩相、有效岩溶作用、建设性及破坏性综合成岩作用的共同影响。

3.1 有利沉积岩相

盆地中东部地区马家沟组为海平面周期性升降交替形成的碳酸盐岩与膏岩交互沉积。盆地东部O1m5(1-4)亚段主体属于潮坪沉积环境的产物，主要亚相类型为潮上带与潮间带，沉积岩相类型主要为含硬石膏结核白云岩、白云岩、泥云岩、云灰岩、灰云岩、膏云岩及云膏岩等。盆地东部O1m5(1-4)亚段在加里东期遭受较强烈的岩溶淋滤作用[12-15]，原始沉积产物受到岩溶作用改造。

图6 鄂尔多斯盆地东部岩溶储层孔隙与喉道直径分布Fig.6 Pore and throat diameter distribution in the Ordovician paleokarst reservoirs,eastern Ordos Basin

有利沉积岩相为储层的形成提供了物质基础，研究表明潮间带及潮上带发育的含硬石膏结核的白云岩是盆地东部最有利的沉积岩相。此类沉积岩相由于发育大小适宜且易溶的硬石膏结核组分，在古岩溶作用中易于接受改造而形成百微米至毫米级溶孔，为盆地东部地区储层的形成创造了条件(图3d)。云岩、泥云岩、云灰岩、灰云岩、灰岩等不含易溶组分，难以受到岩溶改造作用的影响，不利于有效储层的形成。膏云岩、云膏岩、膏岩等岩相易溶组分含量较高，在强岩溶淋滤作用下可能会因缺乏有效支撑而发生垮塌、填充而最终不利于储集空间的保存。

3.2 有效岩溶改造

有利沉积岩相的存在为有效储层的形成创造了基础条件，但如果缺乏有效岩溶改造作用，难以转变为有效储层。因此有效岩溶改造是储层形成的关键要素。加里东末期，盆地整体抬升，马家沟组地层遭受长达130～150 Ma的风化淋滤剥蚀。盆地前石炭纪古地貌分布以近南北向的中央古隆起为中心，古地势逐渐向东西两侧降低，经历剥蚀改造的奥陶系顶部界面呈现为以鄂托克旗—定边—庆阳一线为中心向东西倾伏的特点，并直接影响了盆地不同地区岩溶作用的发育强度[13-17]。

根据盆地岩溶古地貌宏观格局，可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地等3种宏观古地貌单元(图2)。岩溶高地古地势较高，侵蚀作用强烈、地层缺失严重，岩溶作用以垂向渗滤为主，形成垂向溶蚀带、落水洞等岩溶形态，地层垮塌严重且非均质性较强。岩溶斜坡地带岩溶作用方式以水平状慢速扩散流溶蚀为主，有利于良好溶蚀性储层的形成，储层均质性较好，靖边气田即位于岩溶斜坡部位[16-19]。岩溶盆地为岩溶斜坡以东大片地区古地势平坦开阔区，岩溶作用以沿地表侵蚀带的溶蚀及浅层地下径流带的岩石溶解为主，层状溶蚀作用偏弱，非均质性更强，此外，该区处于水流的汇水排泄区，充填、淀积作用强，岩溶空间充填作用高[13]。整体而言，盆地东部大部分地区都处于岩溶盆地范围，岩溶作用强度不如靖边气田所处的岩溶斜坡部位。

虽然盆地东部岩溶盆地区岩溶作用强度整体不如盆地中部区，但仍存在有效储层发育的条件。依据神木地区奥陶系风化壳上覆地层石炭系厚度及分布趋势、风化壳残余厚度及残余边界分布将岩溶盆地内古地貌刻画为丘台、坡地、沟槽-洼地等次级微地貌单元。丘台、坡地是古地形相对较高，其上发育有利沉积岩相的部位可受到有效岩溶作用的改造，是盆地东部地区有利于有效储层发育的沉积岩相-微地貌组合单元。有限的试气资料表明，产气井主要分布于丘台、斜坡部位，沟槽-洼地部位因岩溶作用过于强烈，导致地层缺失严重，为汇水排泄区，充填作用也较强，不利于储层的保存和发育(图7)，实测孔隙度平面等值线图也证明了这一点(图8)。同盆地中部靖边地区相比，神木地区岩溶作用总体偏弱且非均质性变强，有效储层连通性较差，西部、南部区比东部区有效储层发育。

3.3 成岩作用

鄂尔多斯盆地中东部下古碳酸盐岩地层经历了极其复杂的成岩作用过程，主要成岩作用类型包括大气淡水溶蚀作用、白云石沉淀、干化脱水、机械压实、压溶、去白云石化、岩溶化和角砾化与胶结等众多类型[18]。

图7 鄂尔多斯盆地东部神木地区次级岩溶古地貌划分与富集区分布Fig.7 Subdivision of palaeogeomorphology and gas enrichment area of Shenmu block in the estern Ordos Basin

同生期及淋滤剥蚀期之前的浅埋藏期主要发生大气淡水溶蚀、白云石沉淀、干化脱水、压实和胶结等成岩作用。白云石沉淀主要发生在同生期，在微生物作用下从高盐度、富镁海水中沉淀的白云石，埋藏期次生孔隙中也有少量白云山沉淀。干化脱水发生于沉积物尚为固结成坚硬的岩石之前，压实作用比干化脱水作用持续的久一些。前3种为该阶段主要的建设性成岩作用类型。淋滤溶蚀期主要发生溶蚀改造、岩溶化及角砾化等成岩作用类型，溶蚀改造作用是最主要的建设性成岩作用类型，为有利沉积岩相转化成储层创造了必要条件。淋滤剥蚀期之后的埋藏期主要发生埋藏溶蚀、压溶、胶结以及白云石化等成岩作用，此阶段建设性与破坏性成岩作用的综合叠加决定有效储层的最终形成。埋藏溶蚀和白云石化对储层的改造是建设性的，在一定程度上提高了储层储集性能，而胶结充填作用是后期最主要的破坏性成岩作用，也是影响作用做大的成岩作用，此作用过程堵塞了岩溶改造阶段形成的溶蚀孔隙，使储层品质大幅降低。

图8 鄂尔多斯盆地东部神木地区O1m5(2-2)孔隙度平面等值线Fig.8 Porosity isopleth of the Q1m5(2-2) in Shenmu block in the estern Ordos Basin

鄂尔多斯盆地东部岩溶储层发育多种胶结矿物类型，包括白云石、方解石、铁白云石、石英、高岭石、硬石膏和萤石等，并以前4种为主。孔隙胶结物总体以白云石为主体，与其他矿物相组合形成复杂的孔隙充填物组合类型(图3,f—i)。根据充填程度的强弱可分为全充填型和半充填型。全充填类型中，孔隙填充物组合包括白云石+方解石、白云石+方解石+石英、白云石+铁白云石+石英、白云石+高岭石、白云石+硬石膏、白云石+铁白云石+高岭石、白云石+铁白云石+萤石等，其中前3种常见，后4种较少。半充填类型中，孔隙充填物组合包括白云山为主、白云石+铁白云石、白云山+石英、白云石+铁白云石+石英等组合类型，其中白云山为主最常见，后3种较常见。全充填型的硬石膏结核云岩虽然具备有利沉积岩相基础，也曾受到有效岩溶作用的改造，但因后期溶孔被完全充填堵死，储层品质变差，最终难以成为有效储层，而半充填型硬石膏结核云岩的溶蚀孔隙得以部分保存，储层品质较好，最终成为盆地东部地区最重要的有效储层类型(图3,f,g)。

3.4 裂缝发育影响

鄂尔多斯盆地东部下古顶部风化壳地层受岩溶改造、构造运动以及成岩收缩等多种因素影响，裂缝系统较为发育，主要为溶蚀缝、构造缝和成岩缝等三种类型。裂缝镜下宽0.01～1 mm，岩心观察宽度一般在0.5～3 mm，最宽可达1 cm(图3 m)。裂缝系统能够有效改善储层储集性能，尤其是渗流性能，物性分析也表明，残存裂缝系统的发育使部分储层具有低孔、高渗的特征(图5a)。在后期成岩作用阶段裂缝网络大都被胶结物充填，因此对储层储集与渗流性能的最终改善作用有限，仅少量残存裂缝系统可局部改善储层物性。总体而言，裂缝系统对盆地东部地区下古碳酸盐岩风化壳型有效储层的形成起较为有限的影响作用。

4 盆地东部天然气富集潜力及与靖边气田对比

4.1 天然气富集潜力

4.1.1 储层发育与分布

盆地东部下古碳酸盐岩岩溶地层有效储层的形成受有利沉积岩相、有效岩溶改造、后期成岩作用与裂缝发育等因素的综合影响。神木地区储层评价结果表明：O1m5(1)和O1m5(2)亚段有利沉积岩相发育，受到有效岩溶作用改造，储层相对发育且物性较好；O1m5(3)亚段以膏岩沉积为主，有利沉积岩相不发育，不具备储层发育的物质基础；O1m5(4)段层有利沉积岩相发育，但由于岩溶改造作用偏弱，储层发育程度低且物性偏差。据钻井资料揭示，神木地区厚度大于2 m的碳酸盐岩岩溶风化壳储层钻遇率为51.81%，厚度主要分布于2～8 m(图9)。神木地区位于岩溶盆地主体部位，面积覆盖广泛，其储层发育特征具有较强的代表性，虽然其内部储层特征具有一定差异性，但总体能够代表盆地东部的整体储层特征。总体而言，盆地东部地区仍具备相对较好的有效储层发育基础。

4.1.2 源-运-储配置关系

鄂尔多斯盆地上古生界煤系烃源岩有机质丰度高，煤岩平均有机碳67.3%，碳质泥岩平均有机碳2.93%，具有较强的生气能力，是奥陶系顶部气藏的主要气源岩。盆地东部地区上古生界源岩生烃强度大，生烃强度范围为20×108～40×108m3/km2，平均为36×108m3/km2，高于盆地中西部地区，气源供给充分[4]。在生排挺高峰期，天然气沿古沟槽与岩溶不整合面向下近距离运移，与风化壳岩溶储层构成良好上生下储组合关系[20-24]。

在气源岩、有效储层与运移通道都具备的条件下，三者良好的配置关系是盆地东部区域下古天然气能够有效富集的关键。盆地东部区域神木地区下古奥陶系顶部地层岩溶侵蚀差异明显，总体而言，神木地区的西部岩溶作用强于东部，西部地区岩溶沟槽多切割至O1m5(3)，局部甚至可达O1m5(4)，而东部普遍溶蚀切割至O1m5(2)(图10)。发育于丘台、斜坡部位的马家沟组上部O1m5(1-2)段的储层在侧向或垂向可与岩溶不整合面及岩溶古沟槽等优势运移通道紧密相邻，并且临近上古气源岩，源-运-储配置关系最佳，有利于天然气富集。O1m5(4)亚段地层总体发育完整，虽然储层发育，但因O1m5(3)段厚层稳定泥云岩遮挡，优势运移通道难以与储层充分接触，源-运-储配置关系不佳，总体不利于天然气富集，仅在西部距离深切沟槽较近的区域有气层发育，东部区域则主要发育气水层、含气水层(图11)。此外，盆地东部的西部地区岩溶作用比东部地区相对强烈，储层品质较好，岩溶不整合面及古沟槽切割深度大，且上覆本溪组地层厚度薄，天然气运送距离短，源-运-储配置关系良好，因此气层发育程度比东部地区大。

图9 鄂尔多斯盆地东部神木地区岩溶地层有效储层厚度分布(O1m5(1-4))Fig.9 Effective reservoir thickness of Shenmu block in the eastern Ordos Basin [Q1m5(1-4)]

图10 鄂尔多斯盆地东部神木地区残存岩溶地层Fig.10 Residual karst strata of Shenmu block in the eastern Ordos Basin

总体而言，盆地东部区域上部层位O1m5(1-2)比下部层位O1m5(4)源-运-储配置关系佳，西部地区比东部地区源-运-储配置关系佳，即盆地东部区域发育于岩溶丘台、斜坡部位的O1m5(1-2)段比保存相对较为完整O1m5(4)小层更有利于天然气富集，盆地东部区域靠近岩溶斜坡的西部地区比处于岩溶盆地的东部地区更利于天然气富集。

4.2 与盆地中部气田对比

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部，是盆地碳酸岩岩溶地层发现的唯一探明储量超千亿方的气田。对比评价表明，盆地东部有利沉积相/岩相组合不如中部靖边地区发育程度好，表生岩溶作用亦不如靖边地区有效，岩溶孔隙的填充程度也比靖边地区高，储层品质总体相对偏差(表1)。但盆地东部地区下古碳酸盐岩岩溶储层平均有效厚度为4.5 m，局部地区可达8 m以上(图9)，多层叠置也可大面积连片分布，总体仍较为发育，且盆地东部平均生烃强度达36×108m3/km2，远高于盆地中部地区，气源供给充分。盆地东部神木地区评价结果表明，Q1m5(1-4)段平均储量丰度为0.52×108m3/km2，局部地区可与靖边地区相当。鄂尔多斯盆地东部地区面积广阔，围绕神木—米脂—清涧—宜川一线，面积可达3×108km2，下古碳酸盐岩地层具备局部较大天然气勘探开发潜力。

图11 鄂尔多斯盆地东部下古生界顶部岩溶气藏富集模式Fig.11 Gas enrichment pattern of the top paleokarst reservoirs in the Lower Paleozoic in the eastern Ordos Basin

参数盆地中部盆地东部平均孔隙度/%5.703.80平均渗透率/(10-3 μm2)3.480.82平均储层厚度/m6.604.50平均生烃强度/(108 m3·km-2)24.036.0储量丰度/(108 m3·km-2)0.720.52孔喉特征以结核溶蚀孔为主,晶间孔及膏模孔次之,属微米至毫米级孔隙,孔隙充填程度中等-偏高;可见微裂缝,可有效改善储层渗透性以结核溶蚀孔为主,晶间孔及膏模孔次之,裂缝属微米至毫米级孔隙,孔隙充填程度普遍较高;微裂缝大多被充填,对储层渗透性的改善作用有限有利沉积岩相潮上含硬石膏结核云坪,分布广、连续性普遍较好,大面积连片分布潮间含硬石膏结核云坪,分布局限、单层连续性较差,但多层叠合也可连片岩溶古地貌背景主体位于岩溶斜坡淋滤溶蚀区,存在垂直扩散渗滤、水平潜流及潜水面以下深部缓流等3种水流方式作用,表生岩溶作用较强,形成大量石膏结核溶蚀孔 主体位于岩溶盆地汇水区,表生岩溶作用偏弱,填充作用偏强,局部微构造高部位(丘台、坡地)存在强溶蚀区,有利于石膏结核溶蚀孔发育储层分布特征主力层位大面积连片分布,储层连续及连通性好;非主力层呈孤立井点状、孤岛状分布主体以孤立井点状、孤岛状分布为主,多层叠置可连片,储层连通性总体偏差

5 结论

1) 鄂尔多斯盆地东部奥陶系顶部碳酸盐岩风化壳地层储层发育，以硬石膏结核云岩为主，储层孔隙直径分布于微米级至毫米级，喉道直径分布于几微米至几十微米，孔隙直径为30 μm、喉道直径5 μm作为储层与非储层的孔-喉界限标准。下古储层总体表现为低孔-特低孔、低渗-致密的特征。

2) 储层发育受有利沉积岩相、有效岩溶作用、成岩综合作用及裂缝的综合影响。有利岩相是储层形成的物质基础，有效岩溶改造是储层形成的关键，而成岩综合作用决定有效储层的最终形成，半充填型硬石膏结核云岩为盆地东部地区最重要的储层类型。由于大多被充填，裂缝系统对储层的形成影响有限。

3) 天然气富集受储层发育与分布以及源-运-储配置关系影响。储层发育是天然气能够富集的基本条件，源-运-储配置关系盆地东部区域下古天然气能够富集的关键。总体而言，盆地东部碳酸盐岩风化壳储层较为发育，气源供给充足，具备天然气大规模富集的条件，具有较大的天然气勘探开发潜力。