天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 4: 580 - 591

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.09.003

天然气地质学

鄂尔多斯盆地西部盐池地区太原组天然气富集主控因素

  • 肖文华 ,
  • 雷福平 ,
  • 马国福 ,
  • 王建国 ,
  • 赵乐义 ,
  • 李昱东 ,
  • 杭伟 ,
  • 何新月
展开
  • 中国石油玉门油田分公司勘探开发研究院，甘肃 酒泉 735019
雷福平（1990-），男，四川成都人，工程师，主要从事油气地质综合研究. E-mail：.

肖文华（1975-），男，湖北仙桃人，高级工程师，主要从事油气地质综合研究. E-mail：.

收稿日期: 2024-06-29

  修回日期: 2024-09-09

  网络出版日期: 2024-10-12

收起

The main controlling factors for natural gas enrichment in the Taiyuan Formation in the Yanchi area of the western Ordos Basin

  • Wenhua XIAO ,
  • Fuping LEI ,
  • Guofu MA ,
  • Jianguo WANG ,
  • Leyi ZHAO ,
  • Yudong LI ,
  • Wei HANG ,
  • Xinyue HE
Expand
  • Exploration and Development Research Institute，PetroChina Yumen Oilfield Company，Jiuquan 735019，China

Received date: 2024-06-29

  Revised date: 2024-09-09

  Online published: 2024-10-12

Supported by

The Funds of the Science and Technology Project of PetroChina(2023YQX 20114)

Fold

摘要

鄂尔多斯盆地西部上古生界致密砂岩气已成为盆地天然气增储上产的关键领域，太原组作为盆地西部的新层系，试气试采效果远好于上部的石盒子组8段及山西组。为了明确太原组天然气富集规律，应用测录井、分析化验及三维地震等资料，通过开展煤系烃源岩评价、沉积储层特征、构造特征等研究，确定了太原组天然气富集主控因素。结果表明：盐池地区上古生界本溪组为最主要的烃源岩层，生烃强度普遍为（10~24）×108 m3/km2，研究区中东部生烃强度高；首次提出太原组发育障壁海岸沉积的新认识，障壁砂坝砂体分布稳定，厚度平均为10.2 m，储层均质，岩石类型为石英砂岩，孔隙度平均为7.6%，渗透率平均为1.12×10-3 μm2；发育多期断裂，均未断穿至石千峰组，尤其是海西期断裂沟通了底部的气源岩，构成了天然气有利的运移通道，同时改善了储层物性；构建了太原组“源—断—储”三元控富集模式，生烃强度越高、海西期断裂越多且距离越近，储层物性越好，天然气越富集。研究结果可为鄂尔多斯盆地相同地质特征的天然气勘探提供借鉴。

关键词： 障壁岛; 海西期断裂; 富集规律; 太原组; 盐池地区; 鄂尔多斯盆地

本文引用格式

肖文华 , 雷福平 , 马国福 , 王建国 , 赵乐义 , 李昱东 , 杭伟 , 何新月 . 鄂尔多斯盆地西部盐池地区太原组天然气富集主控因素[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(4) : 580 -591 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.09.003

Abstract

The Upper Paleozoic tight sandstone gas in the western Ordos Basin has become a key area for the increase of natural gas reserves and production in the basin. The Taiyuan Formation， as a newly explored layer in the western Ordos Basin， has demonstrated significantly superior gas test and production performance compared to the 8th member of the Shihezi Formation and the Shanxi Formation above it. In order to clarify the natural gas enrichment law of Taiyuan Formation， the main controlling factors of natural gas enrichment in Taiyuan Formation were determined by using logging， analytical test and three-dimensional seismic data， and through the study of coal-measure source rock evaluation， sedimentary reservoir characteristics， structural characteristics， etc. Research has shown that the main hydrocarbon source rock of Upper Paleozoic Benxi Formation in the Yanchi area has a hydrocarbon generation intensity of （10-24）×108 m3/km2， and the middle-eastern part of the study area has a high hydrocarbon generation intensity； a new understanding of the development of barrier coastal sedimentation in the Taiyuan Formation has been proposed for the first time. The distribution of barrier sand bars is stable， with an average thickness of 10.2 m. The reservoir is homogeneous， and the rock type is quartz sandstone， with an average porosity of 7.6% and an average permeability of 1.12×10-3 μm2； multi-phase faults are developed， which are not penetrated to the Shiqianfeng Formation. In particular， the Hercynian faults connect the gas source rocks at the bottom， constitute a favorable migration channel for natural gas， and improve the physical properties of the reservoir； the higher the intensity of hydrocarbon generation， the more faults in Hercynian and the closer the distance， the better the physical properties of the reservoir， and the more enriched the natural gas. The research results can provide reference for natural gas exploration with the same geological characteristics in Ordos Basin.

Key words： Barrier island; Hercynian fault; Enrichment pattern; Taiyuan Formation; Yanchi area; Ordos Basin

0 引言

鄂尔多斯盆地上古生界二叠系石盒子组8段（盒8段）、山西组、太原组和石炭系本溪组致密砂岩是天然气勘探的重要领域。早期认为西部断裂较为发育，对天然气成藏具有一定破坏作用，针对致密砂岩气的勘探主要集中在盆地中东部盒8段和山西组，太原组的勘探开发程度较低，仅在盆地东北部的神木、大牛地气田有所发现［1］。近年来，勘探逐渐向盆地西部倾斜，相继完钻预探井44口，盒8段及山西组均见到较好气层，31口井试气获工业气流，认为上古生界主要产层为盒8段及山西组［2］，而太原组仅部分井钻遇薄砂体，试气产量低。2021年以来，通过三维地震的部署应用，进行老井复查和储层预测，认为太原组砂体分布稳定，勘探潜力较大，因此重点针对西部盐池地区太原组展开一轮勘探部署，取得了重要进展，7口探评井测试获高产气流，平均无阻流量为25.9×104 m3/d，表明太原组致密气具有较好的勘探开发前景。但目前仅有少量学者针对盆地西部太原组开展了研究，并认为太原组为海陆过渡沉积环境，自北向南依次发育三角洲平原、三角洲前缘和潮坪—潟湖沉积，盐池地区主要发育三角洲前缘砂体［3-5］，储层孔隙类型以溶孔、微孔为主，次为残余原生粒间孔及裂隙，物性主要受溶孔发育程度控制，总体以特低孔、特低渗为特征［6］；上古生界烃源岩包括山西组、太原组的煤层和暗色泥岩，其中煤层是主力烃源岩，煤系烃源岩已进入生气阶段，具有广覆式生烃特点，早白垩世末是上古生界天然气最重要的成藏期，同时气源条件对天然气成藏富集有重要的控制作用［7-8］；上古生界受加里东构造挤压作用影响，发育呈排展布的隐伏构造，断裂对油气成藏具有明显的控制作用［9-10］。然而，对于太原组致密砂岩气系统性的成藏条件研究较少，天然气富集主控因素认识不清，严重制约了该层系的勘探评价和建产选区工作。为此，笔者利用三维地震、录测井及分析化验资料，系统开展了盆地西部盐池地区太原组烃源岩、构造、沉积储层等研究，分析了天然气成藏机理，明确了富集主控因素，以期为研究区下一步勘探开发部署提供依据和参考，并为进一步推动盆地西部太原组致密砂岩气勘探提供借鉴。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地位于华北地台西部，是典型的大型内陆克拉通盆地，也是我国内陆第二大沉积盆地［11］，面积约为37×104 km2。古生代以来，盆地先后经历了早古生代中奥陶世的盆地边缘裂陷及陆内拗陷阶段，沉积了海相碳酸盐岩台地；晚古生代晚奥陶世—早石炭世的盆地周缘碰撞造山阶段，盆地遭受抬升剥蚀；晚古生代晚石炭世—二叠纪末的盆地周缘裂解阶段，为海陆过渡—陆相沉积体系；中生代陆内坳陷阶段，盆地边缘发生隆起并整体掀斜，为陆相的河流、三角洲以及湖泊相沉积；新生代的盆地周缘断陷阶段［12］。现今盆地总体形态表现为南北长、东西窄的矩形，周缘构造发育，中部构造平缓。依据现今构造面貌，可将盆地划分为6个一级构造单元，即北部伊盟隆起、南部渭北隆起、西部天环坳陷和西缘冲断带、东部晋西挠褶带和中部伊陕斜坡［13］。盐池地区位于天环坳陷北段，紧邻西缘冲断带，东部与苏里格气田相邻，南部与青石峁气田相连，面积为1 600 km2［图1（a）］。研究区上、下古生界不整合接触，中间缺失上奥陶统、志留系、泥盆系及下石炭统。上古生界内部沉积连续，自下而上依次为石炭系本溪组，二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组［14］。区块具有“上油下气，以气为主”的特征，天然气勘探目的层主要为上古生界二叠系石盒子组盒8段、山西组、太原组及下古生界奥陶系乌拉力克组、克里摩里组［图1（b）］。
图1 鄂尔多斯盆地盐池地区构造及岩性特征

(a)构造位置图；(b)地层综合柱状图

Fig.1 Tectonic and lithologic characteristics of the Yanchi area in the Ordos Basin

2 天然气地质特征

2.1　烃源岩特征

盐池地区上古生界气源为山西组山2段、太原组及本溪组煤系地层，以煤型气为主，煤层分布广泛［15-16］，总厚度为3.8~18.8 m，平均为12.2 m，单层厚度为1.1~6.6 m，平均为3.2 m。平面上，研究区南部及东北部煤层厚度大，西北部煤层厚度较薄。纵向上，山西组和太原组煤层层数多，分布不连续，单层厚度薄，平均为1.5 m；本溪组8#煤层分布连续稳定，是研究区最主要的烃源岩层，单层厚度为1.3~6.6 m，平均为4.0 m，厚度大于4 m的区域主要分布在区块东部、东北部。煤层有机碳（TOC）含量为37.0%~78.1%，平均为51.3%，生烃潜量（S 1+S 2）值为14.8~57.9 mg/g，平均为35.5 mg/g；热演化程度具有西低东高的特征，镜质体反射率（R O）为1.31%~1.88%，平均为1.69%（表1），整体处于高成熟阶段，属于中煤阶焦、瘦煤；干酪根镜检显示，显微组分主要为镜质组［图2（a），图2（b）］，平均含量为78.9%，有机质类型主要为Ⅲ型。依据煤层厚度、有机质丰度和成熟度，通过盆地模拟得出生烃强度结果，盐池地区上古生界煤系烃源岩生烃强度普遍为（10~24）×108 m3/km2，研究区中东部生烃强度高，大于18×108 m3/km2的面积为530 km2［图2（c）］。
表1 盐池地区上古生界煤层地球化学特征统计

Table 1 Geochemical characteristics of Upper Paleozoic coal seams in Yanchi area

井号 深度/m

厚度

/m

有机碳

/%

（S 1+S 2）

/（mg/g）

 R O/%

有机质

类型
LZ24 3 812.16 1.5 78.1 57.86 1.74 Ⅲ型
LZ24 3 818.72 1.8 56.0 39.76 1.83 Ⅲ型
LZ05-5 4 096.74 4.9 53.6 23.35 1.88 Ⅲ型
LZ103-2 4 113.27 6.1 37.0 14.84 1.75 Ⅲ型
L30 3 892.40 6.0 63.6 40.73 1.66 Ⅲ型
Y3 3 776.00 1.3 30.2 14.87 1.65 Ⅲ型
LZ73 3 634.10 4.2 40.2 57.02 1.31 Ⅲ型
图2 盐池地区上古生界煤层显微组分及生烃强度特征

(a) LZ103-2井，4 117.65 m，均质镜质体呈条带状，占比78.4%；(b) LZ103-2井，4 112.80 m，镜质体占79.4%；(c)上古生界煤层生烃强度

Fig.2 Microscopic composition and hydrocarbon generation intensity characteristics of Upper Paleozoic coal seam in Yanchi area

2.2　构造特征

研究区历经多期构造运动，上古生界主要发育加里东—海西期、海西期和喜马拉雅期3期断裂。按照断裂规模可划分为三级断裂，一级断裂为Y3断裂和LZ71断裂，断裂规模较大，延伸距离大于20 km，控制结构单元；二级断裂以加里东—海西期断裂和部分海西期断裂为主，该组断裂平面延伸距离3~20 km，断距20~40 m，控制形成局部构造；三级断裂主要是海西期层间断层，仅在太原盒8期活动，延伸距离小于3 km，断距小于20 m。
平面上，西部断裂发育少，主要为加里东—海西期北西向和喜马拉雅期北东向断裂；中部断裂发育较少，主要为加里东—海西期北西向断裂；东部断裂发育，主要为加里东—海西期南北向和海西期北东向断裂。
上古生界构造整体西高东低，自西向东划分为西部斜坡带、中部过渡带及东部低洼带。西部紧邻盆地西缘冲断带，受逆冲推覆和走滑挤压构造影响［17］，地层挤压隆升，整体为一大型东倾鼻状构造；中部过渡带依附于Y3断裂，地层东倾，倾角小于1°，南北向发育局部微构造；东部构造相对复杂，受南北向和北东向两组断裂控制形成“堑—垒”相间的构造特征，断裂和微幅构造发育，构造幅度为20~60 m（图3）。
图3 盐池地区三维区太原组顶构造

Fig.3 Top structure of Taiyuan Formation in the three dimensional area of Yanchi area

2.3　沉积砂体特征

鄂尔多斯盆地在经历了晚奥陶世—早石炭世抬升剥蚀后，于本溪—太原期整体下沉接受沉积，盆地东部和西部的海侵范围扩大，海水漫过中央古隆起连成一片，表现还原背景和咸水为主的过渡环境［18］，自北向南形成了三角洲—障壁海岸—浅海陆棚沉积体系，早期认为研究区属于三角洲沉积，研究区南部为障壁海岸沉积，零星发育障壁岛［19］。
通过调查盐池地区周边野外地质露头，图4（a）为阿拉善左旗呼鲁斯太地质剖面，显示太原组发育页岩，揭示为深水还原环境的潟湖沉积；图4（b）为内蒙古乌海市乌达地质剖面，显示太原组砂岩粒度粗，见羽状交错层理，揭示为海陆过渡环境受潮汐作用改造形成的砂坝沉积。岩心观察发现，研究区太原组为砂泥岩伴生灰岩、煤层的岩性组合，灰岩见黄铁矿［图4（c）］、生物扰动构造［图4（d）］，表明处于水体较深的还原环境；泥岩见植物炭屑［图4（e）］，表明研究区有陆源物质的输入，同时还见到腕足类化石（［图4（f）］，表明研究区还受到海相沉积的影响，进一步证实研究区为海陆过渡的沉积环境；储层为粗砂岩，粒度均一，分选好［图4（g）］，见缝合线构造［图4（h）］，表明在2期砂岩沉积期间，由于水体加深中间沉积了一层薄灰岩，灰岩受压溶作用形成了缝合线构造；砂岩中常见冲洗交错层理［图4（i），图4（j）］，表明砂岩沉积时受到了海水涨潮、退潮作用的反复改造［20］（图4）。研究区内太原组砂岩东西两侧与灰岩、煤层对接，与北部物源方向砂体分布不连续，整体呈反旋回特征，是典型的障壁砂坝沉积特征（图5）。综合分析认为，研究区太原组为障壁海岸沉积，发育障壁岛、潮坪和潟湖亚相。障壁岛亚相岩性为砂岩，粒度粗，分选好，常见冲洗交错层理，自然伽马曲线呈高幅度的箱形和漏斗形［21］；潮坪亚相岩性为炭质泥岩及煤层，泥岩自然伽马值高，煤层表现为“高声波、高中子、高电阻、低密度、低自然伽马”特征；潟湖亚相岩性主要为灰岩，表现为“低自然伽马、高密度、高光电吸收截面指数”特征。
图4 盐池地区太原组地质剖面及岩心沉积构造

（a）阿拉善左旗呼鲁斯太剖面，潟湖页岩；（b）内蒙古乌海市乌达剖面，砂岩见羽状交错层理；（c）灰岩含黄铁矿，LZ203井，4 009.5 m；（d）灰岩见生物扰动构造，LZ203井，4 009.1 m；（e）炭质泥岩，含植物炭屑，ZT1井，3 642.7m；（f）炭质泥岩含腕足化石，YT1井，3 804.6 m；（g）浅灰色粗砂岩，砂岩均质，LZ205-1井，4 018.8 m；（h）灰色粗砂岩，见缝合线构造，LZ203井，4 005.5 m；（i）灰色中砂岩，见冲洗交错层理，LZ205-1井，4 020.2 m；（j）灰色中砂岩，见冲洗交错层理，L6井，4 000.2 m

Fig.4 Geological profile and core sedimentary structure of the Taiyuan Formation in the Yanchi area

图5 盐池地区太原组东西向（A—A’）及南北向（B—B’）连井沉积相剖面[剖面位置见图6(a)]

Fig.5 Sedimentary facies profiles of the Taiyuan Formation in the Yanchi area, east-west (A-A ') and north-south (B-B') directions（see Fig.6(a) for the cross-sectional location）

研究区发育多个障壁砂坝，呈北西向展布，其中东部砂坝规模最大，研究区内面积为230 km2，砂体分布稳定，连续性好，砂岩厚度为2.0~17.4 m，平均为10.2 m［图6（a）］。应用测井曲线进行砂体结构分析，太原组障壁砂坝主要发育6种结构样式，其中障壁砂坝主体自然伽马曲线以箱形、平滑漏斗形为主［22］，厚度大于8 m；砂坝侧翼自然伽马曲线表现为齿化漏斗形、指状特征，厚度小于8 m。通过实钻砂岩厚度统计，结合砂体结构特征，刻画出东部障壁岛发育多排北西向“雁列式”展布的坝主体，单个砂坝长2.7~11.3 km，宽1.0~2.3 km，坝主体砂岩厚度为8.0~17.4 m，平均为12.1 m，向两翼砂体减薄［图6（b）］。
图6 盐池地区太原组沉积及砂体展布特征

(a)太原组沉积微相图；(b)太原组砂岩厚度图

Fig.6 Sedimentary and sand body distribution characteristics of Taiyuan Formation in Yanchi area

2.4　储层发育特征

利用27口井287块岩心薄片、95块扫描电镜和136块岩心物性资料进行储层特征研究，太原组储层岩性主要为粗砂岩，粒径为0.12~2.0 mm，平均为1.06 mm，储层均质。依据曾允孚等［23］在1986年的主编的《沉积岩石学》教材中提出的三端元四组分砂岩分类方案，太原组岩石类型为石英砂岩，石英含量为87.2%~99.0%，平均为95.3%，岩屑含量为3.0%~8.1%，平均为4.7%，不含长石；统计研究区上部石盒子组盒8段及山西组山1段386块薄片鉴定数据，其储层主要为岩屑石英砂岩，见少量石英砂岩、岩屑砂岩，盒8段石英含量为69.1%~99.2%，平均为86.7%，岩屑含量为0.8%~30.9%，平均为13.3%，山1段石英含量为72.5%~92.9%，平均为85.8%，岩屑含量为7.1%~27.5%，平均为14.2%，均不含长石，表明太原组砂岩石英含量高，成分成熟度高（图7）。
图7 盐池地区太原组岩石类型

Fig.7 Rock types of Taiyuan Formation in the Yanchi area

太原组储层填隙物以硅质、云母、铁方解石和高岭石为主，胶结类型以孔隙型、孔隙—加大型为主，接触类型以点—线接触为主，颗粒支撑，分选好，磨圆度呈次棱—次圆状。
镜下观察表明，太原组储层孔隙类型以残余原生粒间孔为主，其次为晶间孔、次生溶孔，见少量微裂缝（图8），总面孔率平均为5.5%。残余原生粒间孔分布于石英颗粒之间，由颗粒点—线接触而呈现多边形，孔隙内部干净，仅充填少量黏土矿物［图8（a）］；粒间溶孔主要为长石溶蚀殆尽后形成的次生孔隙，孔隙内部浸染不均匀，铸体充填颜色偏暗，形态不规则，常见连片状或港湾状［图8（b）］；岩屑溶孔是岩屑颗粒内部不均匀溶蚀产生的孔隙，常见蜂巢状［图8（b），图8（c）］；晶间孔主要为高岭石形成的微孔，孔隙内部呈蠕虫状，扫描电镜下为书页状高岭石松散堆积形成的孔隙［图8（d），图8（e）］；微裂缝主要为局部构造运动形成的构造缝［图8（f）］，常常在裂缝一端伴随发育溶孔，连通性好［24］。
图8 盐池地区太原组储层孔隙类型

（a）残余原生粒间孔，LZ205-1井，4 027.11 m，单偏光；（b）粒间溶孔，LZ10-6井，4 100.44 m，单偏光；（c）岩屑溶孔，LZ10-6井，4 103.52 m，单偏光；（d）高岭石晶间孔，LZ203井，4 099.10 m，单偏光；（e）高岭石晶间孔，LZ203井，4 005.26 m，扫描电镜；（f）微裂缝，LZ205-1井，4 034.24 m，单偏光

Fig.8 Pore types of Taiyuan Formation reservoir in Yanchi area

根据岩心物性资料分析，太原组储层孔隙度一般在4.0%~11.1%之间，平均为7.6%，渗透率一般在（0.12~6.56）×10-3 μm2之间，平均为1.12×10-3 μm2，部分优质储层渗透率能超过100×10-3 μm2，依据含气储层的孔隙度、渗透率评价分类行业标准［25］，总体属于特低孔、低渗储层。储层的孔隙度和渗透率的相关性较好，呈正相关［26］，太原组储层物性明显比盒8段、山西组更好，渗透率随着孔隙度增大，渗透率对应有较大增幅，对应关系曲线斜率为1.17；盒8段、山西组储层渗透率随着孔隙度增大，渗透率增幅较小，对应关系曲线斜率为0.45。太原组沉积环境为海陆过渡相的障壁海岸沉积，障壁岛砂体经过海水的反复淘洗作用，细粒黏土物质被水流带走，形成较为纯净的石英砂岩，而上部盒8段、山西组沉积环境转变为陆相的三角洲沉积，受河道横向频繁迁移、改道影响，储层非均质性强，岩屑和黏土矿物含量增加，物性变差。因此，虽然太原组埋深大于上部盒8段、山西组，但储层成分成熟度、物性均好于盒8段、山西组（图9）。
图9 盐池地区太原组储层物性特征

Fig.9 Physical characteristics of the Taiyuan Formation reservoir in the Yanchi area

3 天然气富集主控因素

3.1　烃源岩控制了气藏区域分布格局

盐池地区煤系烃源岩具有广覆式分布，持续充注的特点，为天然气大面积成藏提供了物质基础［27］。煤层厚度和生烃强度总体控制了含气丰度，煤层厚度和生烃强度越大的区域，含气丰度越高，该区域整体的试气产量也相对较高。平面上，通过分析煤层厚度、生烃强度和试气产量表明，研究区中东部煤层厚度为8~18 m，生烃强度为（18~24）×108 m3/km2，单井试气产量一般为（2~10）×104 m3/d，平均含气饱和度为64%；西部煤层厚度为4~12 m，生烃强度为（12~18）×108 m3/km2，单井试气产量一般为（1~2）×104 m3/d，平均含气饱和度为57%（图2）。纵向上，太原组上、下紧邻煤层，近源充注条件优越，整体含气饱和度高于盒8段、山西组，中东部太原组试气井16口，其中试气产量大于4×104 m3/d的高产井有9口，占比56%，远高于盒8段、山西组的42%、22%。

3.2　海西期断裂是天然气有利运移通道

上古生界天然气依靠煤系烃源岩供烃，纵向运移以源储压差和断裂输导为主。研究区与东部苏里格气田断裂发育特征具有明显区别，苏里格气田位于盆内构造稳定区，构造平缓，断裂不发育［28］，而盐池地区受西缘冲断带构造应力作用影响，断裂更为发育，且海西期断裂断距较小，均未断穿二叠系石盒子组，天然气输导和保存条件好。断裂一方面具有沟通气源的作用，天然气优先选择阻力更小的断裂和伴生裂缝通道垂向运移至优势储层中聚集成藏，因此盐池地区纵向上具有多层系含气特征；另一方面，产生断裂的应力可以导致储层产生微裂缝，进一步改善了局部储层条件［29］，形成高渗储层，因此部分优质储层渗透率能超过100×10-3 μm2，例如LZ205-1井4 034.24 m砂岩储层，镜下微裂缝发育，裂缝还连通了次生溶孔，大大改善了储层的渗流性能，测试孔隙度为10.38%，渗透率为232.87×10-3 μm2［图8（f）］。统计海西期断裂距钻井的距离与试气产量关系表明，单井试气产量与海西期断裂距离具有明显的负相关性，单井距离断层越近，试气产量越高，当单井距离海西期断裂小于600 m时，太原组试气易获4×104 m3/d以上高产气流（图10）。
图10 盐池地区太原组试气产量与断层距离关系

fault distance of Taiyuan Formation in Yanchi area

Fig.10 Relationship between gas test production and

平面上，东部低洼带断裂复杂，海西期断裂发育，单井试气产量为（2~10）×104 m3/d，中部过渡带海西期断裂较少，单井试气产量（1~4）×104 m3/d，西部斜坡带海西期断裂不发育，单井试气产量（1~2）×104 m3/d，进一步说明海西期断裂是天然气有利运移通道。

3.3　障壁砂坝主体优质储层是天然气富集的主要场所

上古生界煤系烃源岩生成的天然气沿断裂垂向运移过程中，遇到与断裂沟通的砂体，储层物性越好，则运移阻力越小，因此天然气优先选择物性好的储层聚集成藏，并排替其中的孔隙水，优质储层控制着天然气富集的部位［14］。
储层的厚度、物性及孔隙结构受沉积微相控制，太原组障壁砂坝按照砂体结构可分为砂坝主体、砂坝侧翼2种微相。砂坝主体形成于高能沉积环境，储层厚度大于8 m，石英含量高，粒度粗，分选好，物性好，孔隙度平均为8.9%，渗透率平均为1.28×10-3 μm2，部分储层渗透率可高达259.7×10-3 μm2，而石英含量越高，抗压实能力越强，剩余原生粒间孔保留越多［30］，因此发育原生粒间孔、溶孔及少量晶间孔，孔隙连通性好，毛管阻力小，相同条件下可被充注的连通孔隙体积占比高，含气饱和度高［31］。LZ201、LZ10等井位于砂坝主体，试气产量大于4×104 m3/d，后期试采效果好，LZ10试采稳定产气（2.0~2.5）×104 m3/d。砂坝侧翼形成于低能沉积环境，储层厚度小于8 m，物性相对较差，孔隙度平均6.0%，渗透率平均0.27×10-3 μm2，发育高岭石晶间孔、溶孔，极少见原生粒间孔，孔隙连通性较差。L8、LZ104、LZ10-5等井位于砂坝侧翼，试气产量（1~2）×104 m3/d，试采产气（0.9~1.5）×104 m3/d，个别井（L201-8、L103-4井）位于砂坝侧翼，由于储层薄、物性差，试气点火间燃，未获工业气流（表2，图11）。
表2 盐池地区太原组障壁砂坝储层对比

Table 2 Comparison of barrier sand bar reservoirs of Taiyuan Formation in the Yanchi area

沉积微相 储层岩性 储层厚度/m 平均孔隙度/% 平均渗透率/（10-3 μm2） 孔隙类型 试气产量/（104 m3/d） 储层分类
砂坝主体 粗、中砂岩 8.0~17.4 8.9 1.28 原生粒间孔、粒间溶孔 2~10 优质储层
砂坝侧翼 中细砂岩 2.0~8.0 6.0 0.27 晶间孔、溶孔 <2 较差储层
图11 盐池地区太原组东砂坝孔隙度

Fig.11 Porosity of the east sand bar of Taiyuan Formation in the Yanchi area

3.4　构建太原组“源—断—储”三元控富集模式

太原组整体为岩性气藏，天然气富集程度受气源条件、断裂和储层物性控制，构建“源—断—储”三元控富集模式，即生烃强度越高、海西期断裂越多且距离越近、储层物性越好，天然气越富集（图12）。上古生界煤系烃源岩广覆式分布，大面积生烃［32］，烃源岩控制了天然气成藏范围，研究区中东部生烃强度高，成藏更为有利，含气丰度高。太原组砂体上、下紧邻煤系烃源岩，以太原组顶部和山西组底部泥岩作为盖层，天然气通过源储压差和断裂输导运移成藏，东部低洼带海西期断裂与障壁砂坝主体控制天然气富集，砂坝侧翼试气效果相对较差。综合研究认为，研究区中东部障壁砂坝主体及断裂发育区是今后勘探开发的有利区。
图12 盐池地区太原组成藏剖面（剖面位置见图3）

Fig.12 Accumulation profile of Taiyuan Formation in Yanchi area （see Fig.3 for the cross-sectional location）

4 结论

（1）鄂尔多斯盆地西部盐池地区本溪组煤层厚度大，分布稳定，是主要的烃源岩层，上古生界煤系烃源岩整体处于高成熟阶段，中东部生烃强度较高，生烃强度大于18×108 m3/km2的区域面积为530 km2。
（2）研究区紧邻西缘冲断带，海西期断裂构成了天然气有利的输导体系，同时改善了储层渗流能力，单井距离断层越近，试气产量越高。
（3）太原组为障壁海岸沉积，障壁砂坝为有利的沉积相带，砂体分布稳定，厚度平均为10.2 m，东部障壁砂坝砂体发育多排北西向“雁列式”展布的坝主体；储层孔隙度平均为7.6%，渗透率平均为1.12×10-3 μm2，主要发育残余原生粒间孔、晶间孔，储层品质明显好于上部石盒子组8段及山西组。
（4）构建太原组“源—断—储”三元控制富集新模式，砂体上、下紧邻煤系烃源岩，障壁砂坝主体匹配优质烃源岩、海西期断裂控制天然气富集。

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