Natural Gas Geoscience >

2020 , Vol. 31 >Issue 11: 1548 - 1561

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.08.007

Characteristics and main controlling factors of Ordovician deep subsalt reservoir in central and eastern Ordos Basin

  • Ling FU , 1 ,
  • Jian-zhong LI 1 ,
  • Wang-lin XU 1 ,
  • Wei GUO 2 ,
  • Ning-xi LI 1 ,
  • Yue-qiao ZHANG 1 ,
  • Wei SONG 1 ,
  • Yuan-shi SUN 1
Expand
  • 1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China
  • 2. PetroChina Changqing Oil Field Branch Company，Xi’an 710018，China

Received date: 2020-07-20

  Revised date: 2020-08-19

  Online published: 2020-11-25

Fold

Highlights

In recent years， the sub-salt dolomite reservoirs in the Ordovician strata of the Ordos Basin have indicated good exploration results and are expected to have a high hydrocarbon potential. This study targets the Ma 3-Ma 4 reservoirs below the salt rock of the Ordovician in the central and eastern Ordos Basin and investigate the reservoir characteristics and main controlling factors of high-potential reservoirs by combining core observations， cast slabs， scanning electron microscopy， physical property analysis and mercury injection data. The results show that the Ma 3 reservoirs are dominated by gypsum-bearing dolomite deposited in evaporation environments， whereas the Ma 4 reservoirs are dominated by calcite dolomite under transgressive environment. The types of Ma 4 reservoir space mainly include dissolved pores （dissolved holes）， intra-crystalline pores， intra-crystalline dissolved pores and microcracks. The types of Ma 3 reservoirs space mainly include microcracks， gypsum mould pore dissolved pores （dissolved holes）， and intergranular pores. The pore structures of reservoirs are complex. The capillary pressure curves can be divided into four types， including dissolved pore type， intra-crystalline （dissolved） pore type， microcrack type， and micro-porous type. Based on available information， the average porosity of the Ma 3-Ma 4 reservoirs are 2.1% and 2.3%， respectively， and the average permeability values are 0.19×10-3 μm2 and 0.22×10-3 μm2， respectively. The central paleo-uplift， Wushenqi secondary paleo-uplift and Shenmu low uplift controlled the sedimentary facies and favorable lithofacies distributions. Sedimentary microfacies control rock fabric， and the rock fabric affect physical properties of the reservoirs. The limestone and dolomite reservoirs with gypsum and sand cutting texture have relatively good physical properties. Diagenesis is also a key factor in the development of sub-salt reservoirs. Intra-crystalline pores are mainly formed under various dolomization mechanisms. The surficial and buried diagenetic environments facilitate the formation of a large number of secondary pores， such as dissolved pores （dissolved holes）， intra-crystalline dissolved pores， gypsum mould pores. In addition， the Yanshan tectonic activity played a key role in the development of reservoir microcracks. The microcracks can significantly improve reservoir physical properties. We favor that the tectonic setting， rock fabric， diagenetic and microcrack alterations collectively determine the storage capacity of the sub-salt reservoirs and thus are the main controlling factors for the formation of high-quality reservoirs.

Cite this article

Ling FU , Jian-zhong LI , Wang-lin XU , Wei GUO , Ning-xi LI , Yue-qiao ZHANG , Wei SONG , Yuan-shi SUN . Characteristics and main controlling factors of Ordovician deep subsalt reservoir in central and eastern Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2020 , 31(11) : 1548 -1561 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.08.007

0 引言

盐下气藏是指位于石膏、盐岩层之下并被覆盖、封闭的天然气藏。最早发现于非洲西部刚果河地区，后在巴西、墨西哥湾等地区先后发现了分布广泛的盐下油气藏［1］。随着世界盐下油气勘探不断突破，探索盐下油气藏的意义日益显著。鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组为碳酸盐岩与石膏、盐岩沉积互层共生的多旋回海相沉积地层，是盆地下古生界重要的天然气产层。马家沟组上部马五段发育多套膏盐岩沉积，尤以马五6亚段的膏盐岩分布面积最广，面积可达5×104 km2，因此马五6亚段的膏盐层通常被作为奥陶系盐上、盐下地层的分界线。20世纪80年代以来通过对马家沟组碳酸盐岩持续探索研究，先后在盐上岩溶风化壳发现了靖边气田等规模储量含气区［2-3］。近年来围绕靖边气田东西两侧甩开勘探，同时坚持探索奥陶系盐下更深层气藏，已在马五6亚段、马五7亚段形成了规模有利区，马四段及马三段也见到低产气流。鄂尔多斯盆地奥陶系盐下深层呈现良好的勘探苗头［4］，具备天然气勘探潜力。通过烃源岩、有效储层、成藏条件进一步认识，有望成为奥陶系勘探开发的新领域［5-6］。
一些学者对鄂尔多斯盆地奥陶系盐下储层研究已取得一定的进展［5-11］，付斯一等［1］通过沉积相带、岩相古地理及储层特征分析，预测了奥陶系中组合盐下储层的有利勘探区；王从玮［7］系统分析了奥陶系中组合马五5亚段—马五10亚段的盐下储层特征、地球化学特征及储层发育控制因素等，认为沉积相、海平面升降及成岩作用是盐下储层发育的主控因素；贾亚妮等［8］认为奥陶系马家沟组的盐下储层主要集中在马五7、马五9、马四上、马二1和马二2等5个亚段，储集岩主要为细粉晶白云岩、粉晶云岩及含膏盐的泥晶云岩等。总体来看，前人研究多集中于盐下较浅的中组合马五5亚段—马五10亚段，对于盐下深层下组合马四段—马三段储层的研究相对较少，缺乏较为系统、微观的研究。随着深层勘探的进展，盐下深层呈现多层系含气显示苗头，特别是马三段、马四段更值得关注。相比盐下较浅层的储层，深层储层成岩作用更强，储层致密程度更高。有必要对盐下深层马三段—马四段储层特征开展系统研究，明确主要岩石类型、物性、孔隙分布及孔喉结构等特征，并揭示储层发育的主控因素和分布规律，以期为鄂尔多斯盆地盐下深层天然气的勘探部署提供支撑。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地地处中国中部，为稳定的大型多旋回克拉通盆地，盆地面积约为25×104 km2。现今构造形态为一平缓的西倾单斜，坡度通常小于1°。盆地内可划分为6个二级构造单元，分别为北部的伊盟隆起、西部的天环坳陷和西缘冲断带、东部的晋西挠褶带、南部的渭北隆起及中部的伊陕斜坡［图1（a）］。受古生界加里东运动的影响，鄂尔多斯盆地于中奥陶世—中晚石炭世经历抬升活动，遭受了约1.5亿年的风化作用，奥陶系中统马家沟组顶部遭受区域性剥蚀作用，马六段以上地层在盆地本部大部分地区缺失，残余的马五段—马一段形成了鄂尔多斯盆地重要的下古生界顶部风化壳气藏和碳酸盐岩主力储层［11］。其中马一期、马三期、马五期发育蒸发环境下的盐岩、膏盐、膏云岩、云岩、灰岩互层沉积，马二期、马四期为海侵阶段［12］，以泥灰岩、灰岩、灰质云岩和云岩为主［图1（b）］。盐上风化壳储层与构造抬升剥蚀密切相关，盐下储层的主控因素尚需进一步探讨。
图1 鄂尔多斯盆地构造分区及研究区位置(a)与中东部地区奥陶系马家沟组地层综合柱状图（b）

Fig.1 Locations of study area and major structural units in the Ordos Basin(a) and comprehensive stratigraphic column of the Ordovician Majiagou Formation(b) in central and eastern part of the Ordos Basin

鄂尔多斯盆地奥陶纪的岩相古地理特征表现为“隆坳相间”格局［13］。盆地中西部发育一早古生代大型古隆起构造——中央古隆起，它对盆地古生界沉积、储层、成藏都起到了重要控制作用。过去认为中东部为“平底锅”或“大盐洼”模式，近年来钻井及地震资料反映盆地中东部地区还发育乌审旗—靖边低隆和神木—子洲低隆，与靖西洼陷、米脂洼陷共同构成“三隆两洼”古地貌格局。隆起区与坳陷区相互协调、长期共存，奠定了盐下规模生烃、成储的基础。从地层—岩性组合剖面上看（图2），中东部地区奥陶系顶部出露地层自西向东“由老变新”。马四期为奥陶纪最大海侵期，东西两大海域连为一体，古隆起区的碳酸盐建隆作用形成了大面积滩相沉积，为规模成储提供保障。马一期、马三期为低海平面期，古隆起间歇性暴露，沉积厚度薄，以含膏泥云坪沉积为主，泥质相对富集，泥质岩、藻云岩纵向多层叠置、连续分布，大多具备一定的生烃条件。此外，燕山运动为主的构造运动造成盆地西倾反转后，形成了膏盐岩侧向遮挡型岩性圈闭、岩性相变尖灭型岩性圈闭以及局部构造—岩性复合型圈闭，为天然气的聚集成藏提供了基本条件。
图2 鄂尔多斯盆地中东部西—东向马家沟组岩性组合剖面图[剖面位置见图1(a)]

Fig.2 Lithological association profile from east to west of the Majiagou Formation in central and eastern part of the Ordos Basin[see Fig.1(a) for the profile position]

2 盐下储层基本特征

2.1 矿物学、岩石学特征

受乌审旗次级古隆起的影响，鄂尔多斯盆地中东部地区盐下马三段沉积环境由西向东依次发育含膏云坪—膏云坪（膏质斜坡）—盐岩洼地。岩性主要为含石膏泥粉晶白云岩、泥质白云岩及粉晶白云岩［图3（a）—图3（d）］，岩石组分以白云岩、硬石膏为主（表1），其中白云岩以泥晶云岩和粉晶云岩为主，重结晶程度不高，晶体自形程度较低；硬石膏晶体较粗，多分布于先期形成的孔洞或裂缝中；马四段沉积环境由西向东依次为云灰岩台地—灰岩陆棚、夹灰质洼地［9］，岩性主要为厚层灰岩、云质灰岩夹薄层灰质白云岩、泥粉晶白云岩、粉细晶白云岩［图3（e）—图3（g）］，局部发育中晶白云岩。白云石重结晶程度较高，可见完整的白云石菱面体晶形［图3（h）］。白云岩储层内常见残余颗粒结构及生物扰动构造，岩石组分以方解石和白云石为主（表1）。
图3 马家沟组三段—四段储层岩性特征

（a）含石膏泥岩，桃95井，马三段，3 673.5 m；(b)泥质白云岩，桃102井，马三段，4 086.8 m；(c)含膏泥晶白云岩，统8井，马三段，3 734.7 m；(d)细粉晶白云岩，桃61井，马三段，4 122.5 m；(e)泥质泥晶灰岩，亮晶方解石充填裂缝，双168井，马四段，3 046.7 m；(f)含云灰岩，桃61井，马四段，3 963.43 m；(g)泥晶灰岩星散状白云石化，米76井，马四段，2 671.0 m；(h)灰质中晶白云岩，桃61井，马四段，3 962.5 m

Fig.3 Petrologic characteristics of Ma 3-Ma 4 reservoirs

表1 盐下深层马三段—马四段储层矿物组分统计

Table 1 The mineral compositions of the Ma 3-Ma 4 reservoirs below the salt rock strata

层位 岩石组分/% 样品数/块
方解石 白云石 硬石膏 铁方解石 硅质 长石类 伊利石 黄铁矿 石英
马三段 2.6 59.7 31.0 0.4 1.0 0.4 0.3 0.2 0.1 159
马四段 57.6 37.9 0.8 0.0 0.3 0.0 0.2 0.0 0.0 299

2.2 储集空间类型及特征

通过458块铸体薄片的鉴定分析表明，马三段—马四段储层储集空间中原生孔隙很少，多以次生孔隙为主。马四段主要储集空间类型为溶孔（溶洞）、晶间孔、晶间溶孔、微裂隙，偶见少量粒间孔；马三段储集空间类型主要为微裂隙、膏模孔、溶孔和粒间孔（图4）。面孔率整体较小，分别为0.32%和0.20%，不同储集空间类型发育分布特征如下。
图4 马三段—马四段储层储集空间类型及其含量分布特征

Fig.4 Reservoir space types and content distributions of the Ma 3-Ma 4 reservoirs

2.2.1 微裂隙

相较于盐上及盐下浅层储层，微裂隙发育是深层储层的主要特征。裂隙层在储层中的连续性较好，局部被方解石或泥质充填［图5（a）—图5（c）］，是盐下深层储层主要的储集空间类型之一。微裂隙主要为构造成因，通常较平直、倾角较大，由于马三段、马四段储层沉积后经历多期大规模构造运动，不同期次构造运动主应力方向存在差异［13］，导致微裂隙相互交织密布，构成了复杂的微裂隙储集网络，对改善碳酸盐岩储层性质至关重要。
图5 马三段—马四段储层储集空间类型显微特征

（a）微裂缝，靳9井，马四段，3 661.03 m；(b)多期微裂隙，桃102井，马三段，4 086.8 m；(c)后期被方解石充填的裂隙，统8井，马三段，3 734.7 m；(d)溶孔（溶洞）发育，龙探2井，马三段，2 936.74 m；(e)粉—细晶云岩的晶间孔发育，靳6井，马四段，3 688.43 m；(f)细晶白云岩中的港湾状晶间溶孔，统97井，马四段，3 264.5 m；(g)膏模孔发育，龙探2井，马三段，2 938.17 m；(h)镜下的膏模孔，桃61井，马四段，3 962.5 m；(i)粒间孔，定探2井，马四段，3 968 m

Fig.5 Microscopic characteristics of the Ma 3-Ma 4 reservoirs space

2.2.2 溶孔（溶洞）

马三段—马四段储层中的溶孔发育程度相对较高［图5（d）］，能够显著改善碳酸盐岩储层的储集性能。溶孔通常与酸性流体的活动有关［14］，形态呈不规则状，溶孔内多见有机质的残余或运移痕迹，溶孔后期也可见不同成岩胶结物的充填改造，但多数溶孔仍具有较好的储集性能。

2.2.3 晶间孔及晶间溶孔

晶间孔一般是由白云石化或重结晶引起，多分布于自形程度较高、晶体较粗的白云石晶体间，白云石晶粒以点接触相互搭接［图5（e）］，晶间孔呈不规则的多边形或锯齿状，此类孔隙多发育于细粉晶白云岩、粉晶白云岩或部分泥粉晶白云岩中，晶间孔的孔径大小与白云岩晶粒大小呈正相关［7］，一般白云岩晶粒越大，形成的晶间孔孔径越大。晶间溶孔可能是早期形成的晶间孔受到上层泥岩中压释水和黏土矿物的脱出水后期成岩改造，如表生岩溶、埋藏溶蚀等作用的影响而形成，晶间溶孔的孔隙边缘呈港湾状［图5（f）］。

2.2.4 膏模孔

膏模孔主要发育在马三段含膏白云岩储层中［图5（g）—图5（h）］，马四段储层膏盐相对较少，膏模孔较少见。膏模孔是石膏选择性溶蚀后保留石膏颗粒形态的孔隙，部分膏模孔内被方解石等自生矿物充填。

2.2.5 粒间孔

碳酸盐岩的粒间孔通常形成于相对高能环境下沉积的内碎屑、生物碎屑、鲕粒或砂屑等颗粒间［11］，成岩过程中保留了部分原生粒间孔或改造后的粒间溶孔［图5（i）］。

2.3 孔隙结构及物性特征

2.3.1 孔隙结构特征

压汞实验表明（表2），盐下马三段—马四段储层主要以微细喉道为主，具有排驱压力较高、中值压力高、中值半径小的特点，反映储层微观孔隙结构相对复杂，喉道分选及连通性较差的特点。马四段储层孔喉分选性略好于马三段储层，喉道中值半径、最大进汞饱和度及退汞效率高于马三段储层，孔隙结构非均质性相对马三段较弱。
表2 马三段—马四段储层孔喉结构特征参数（据压汞实验数据）

Table 2 Characteristic parameters of pore-throat structure of the Ma 3-Ma 4 reservoirs（according to mercury intrusion data）

层位 孔隙度 /%

渗透率

/(10-3 μm2)

 均值 偏态

分选

系数

中值压力

/MPa

中值半径

/μm

排驱压力

/MPa

最大进汞饱和度

/%

退汞效率

/%

 样品数 /个
马三段 3.9 0.15 10.9 0.0 2.6 25.0 0.02 1.5 55.3 26.8 9
马四段 3.3 0.21 13.5 0.2 1.2 18.7 0.04 2.5 85.4 29.7 3
通过不同样品压汞实验获得的孔隙度、渗透率、压汞参数、毛管压力曲线，结合铸体薄片及扫描电镜分析数据，建立毛管压力曲线特征与储集空间类型之间的对应关系，将毛管压力曲线形态划分为溶孔型、晶间（溶）孔型、微裂隙型和微孔型种类型（图6），典型特征如下。
图6 马三段—马四段储层孔隙类型及特征

Fig.6 The types and characteristics of the rock pores of the Ma 3-Ma 4 reservoirs

（1） 溶孔型

该类储层以莲103井（马四段，4 154.5 m）样品为典型，孔隙度较高（5.3%），渗透率中等（0.23×10-3 μm2）；孔喉分选性较差（3.2），喉道中值半径较大（0.23 μm），排驱压力相对较小（1.6 MPa），退汞效率中等（31.2%），毛管压力进汞曲线整体表现为较平坦状。总体上，溶孔型储层孔喉大小及分布与局部溶蚀强度有关，平面上分布不均，但总体连通性较好。

（2） 晶间（溶）孔型

该类储层以高平1井（马四段，2 689.0 m）样品为例，孔隙度较高（4.9%），渗透率较低（0.16×10-3 μm2）；孔喉分选性中等（2.1），喉道中值半径较小（0.12 μm），排驱压力较高（2.3 MPa），退汞效率中等（35.9%），毛管压力进汞曲线为平坦状。总体上，晶间（溶）孔型储层孔喉分布均匀，连通性好。

（3） 微裂隙型

该类储层以靳探1井（马四段，3 657.1 m）样品为典型，孔隙度较低（2.6%），渗透率高（0.85×10-3 μm2）；孔喉分选性较差（2.9），喉道中值半径较大（0.19 μm），排驱压力较高（2.1 MPa），退汞效率较低（22.6%），毛管压力进汞曲线为较陡峭状。总体上，微裂隙型储层孔喉分布不均匀，连通性较差，但渗透率高。

（4） 微孔型

该类储层以靳探1井（马四段，3 666.4 m）样品为例，孔隙度低（1.7%），渗透率极低（0.05×10-3 μm2）；孔喉分选性中等（2.5），喉道中值半径小（0.06 μm），排驱压力高（4.9 MPa），退汞效率低（8.9%），毛管压力进汞曲线为陡峭状。微孔型储层孔喉分布较均匀，但孔径太小，以微孔为主，缺少有效储集空间。

2.3.2 物性分布特征

根据128块实测物性数据统计结果［图7（a）—图7（b）］，马三段—马四段储层孔隙度主要分布在0.26%~4%之间，平均值分别为2.1%和2.3%，马三段—马四段渗透率主要分布在（0.04~1）×10-3 μm2之间，平均值分别为0.19×10-3 μm2和0.22×10-3 μm2。由于微裂隙在研究区马三段—马四段储层中广泛存在，因此分别统计马三段—马四段无裂隙段和有裂隙段储层物性［图7（c）—图7（d）］，结果表明，马三段—马四段储层裂隙发育段的孔隙度和渗透率的相关性较好，无裂隙样品的孔隙度和渗透率无明显相关性，表明微裂隙发育改善了储集孔隙度，对提高储层渗流通道连通性的作用明显。
图7 马三段—马四段储层物性特征及孔渗相关性

Fig.7 The properties and permeability values of the Ma 3-Ma 4 reservoirs

3 盐下储层发育主控因素

3.1 构造及古地理背景控制有利相带展布

通常认为鄂尔多斯盆地构造沉积比较稳定，所以容易忽略构造特征及演化对储层的控制及影响。前人的一些研究表明奥陶系马家沟组沉积先后受到5期较大的构造运动改造，最终演化为西南低、东北高的现今构造面貌。特别是加里东运动和燕山运动，前者地壳抬升导致奥陶系地层大范围剥蚀和风化壳形成［15］，后者奠定了盆地现今构造的基础。因此本文主要探讨加里东期构造活动对马家沟组沉积储层的控制作用以及中新生代后期构造活动对储层的贡献。
近年来，高磨气田、靖边气田等实例已经证实古隆起对天然气成藏具有重要的控制作用。鄂尔多斯盆地中西部早古生代发育中央古隆起（鄂托克旗—庆阳）这一大型隆起构造，且持续到三叠纪末才逐渐消失［16］。近期研究在盆地中东部地区又提出乌审旗—靖边、神木—子洲次级古隆起。钻探及地震资料显示乌审旗古隆起在寒武纪已存在，地震剖面显示寒武系向隆起带两侧逐渐加厚，隆起核部缺失寒武系（图8）。这些低隆带对盆地中东部奥陶纪地层、沉积环境、成岩作用、规模储层、源储配置及成藏区带分布都具有重要影响，是盐下深层天然气聚集的主要控制因素。
图8 鄂尔多斯盆地中东部东西向地震剖面（G16-13测线位置见图9）

Fig.8 East-west seismic profile in central and eastern part of the Ordos Basin (see Fig.9 for the G16-13 profile location)

通常古隆起等构造—古地理背景下易于形成局限蒸发环境，围绕古地貌高部位发育大规模高能白云岩滩体［17］。受到高镁钙比值流体的影响白云岩化程度比较高［18］，储集性能较好。编图结果表明，马三段、马四段有利储层发育区与乌审旗—靖边以及神木—子洲次级古隆起密切相关（图9），特别是马四段有利储层的分布明显受到古隆起背景的控制。此外，古隆起带周缘流体改造作用相对较强，溶孔、晶间溶孔比较发育，这也改善了储层的物性条件。隆起区有效白云岩体单层厚约为5~10 m，纵向多层系叠置，逐渐向周边低洼区尖灭。坳陷区通常发育泥晶灰岩、含泥灰岩、膏盐岩等沉积，白云岩化作用较弱。古地貌低洼部位有利储层厚度较薄，但这种相对致密层可以为白云岩体起到较好的侧向遮挡作用。
图9 鄂尔多斯盆地中东部马三—马四段储层厚度及构造叠合图

(a) 马三段储层厚度图 (b) 马四段储层厚度图

Fig.9 Reservoir thickness and structural superposition map of the Ordovician Ma 3-Ma 4 reservoirs in central and eastern part of the Ordos Basin

3.2 沉积微相控制了储层岩石组构特征

研究区马四期主要发育云灰岩台地沉积，局部发育颗粒滩及灰质洼地。不同地区对应岩性及岩石组构差异较大（图10）。中央古隆起及周缘主要发育颗粒白云岩及细—中晶白云岩，去除破裂及裂缝对样品的影响，平均孔隙度和渗透率分别为3.56%、0.08×10-3 μm2。靖西洼陷区域岩性以云质灰岩、灰质云岩为主，部分见颗粒结构，平均孔隙度和渗透率分别为1.3%、0.03×10-3 μm2。乌审旗—靖边低隆区主要以砂屑云岩、细—中晶白云岩为主，平均孔隙度和渗透率分别为3.9%、0.1×10-3 μm2。米脂洼陷区岩性以灰岩、含泥含云灰岩为主，部分见生物碎屑，平均孔隙度和渗透率分别为1.04%、0.007×10-3 μm2。神木—子洲低隆区岩性以颗粒云岩、粉细晶白云岩及含云颗粒灰岩为主，平均孔隙度和渗透率分别为2.01%、0.006×10-3 μm2。
图10 鄂尔多斯盆地奥陶系马三段—马四段沉积模式

Fig.10 Sedimentary model of the Ordovician Ma 3-Ma 4 members in the Ordos Basin

马三期由西向东依次发育含膏云坪—膏云坪—盐岩洼地，对应的主要岩性为泥粉晶云岩、泥质白云岩、含石膏泥粉晶白云岩、膏质云岩及膏岩。由西向东4个区带孔隙度平均值依次为1.03%、0.89%、1.88%、0.33%，渗透率平均值依次为0.049×10-3 μm2、0.05×10-3 μm2、0.08×10-3 μm2、0.012×10-3 μm2。
整体来看，晶粒较大的结晶白云岩、颗粒云岩以及含石膏白云岩物性较好，特别是对孔隙度的影响十分显著，显微观察面孔率也较高。泥晶灰岩、含泥灰岩、云质灰岩、泥粉晶云岩等岩性的物性较差，部分孔隙度、渗透率仅分别为0.1%~0.2%、（0.002~0.004）×10-3 μm2。因此，寻找马四段连续性较好的细—中晶白云岩、颗粒云岩，马三段的含石膏白云岩带是寻找深层油气藏甜点区的基础。

3.3 成岩环境控制了白云岩化及次生溶孔发育

成岩作用是沉积物沉积后所经历的一系列复杂的物化作用［19］。对于碳酸盐岩而言，成岩作用类型及强度控制着储集空间的类型及发育情况，并对碳酸盐岩的结构、成分产生一定影响［20-21］。与碎屑岩成岩作用相比，碳酸盐岩所经历的成岩环境更为复杂和多样，成岩环境的不同进一步导致岩石孔隙发育和结构构造的差异［22］。在区域地质背景分析的基础上，通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、物性等资料的综合分析，将研究区奥陶系盐下马三段—马四段储层所经历的成岩环境划分为表生成岩环境、海水成岩环境和埋藏成岩环境3种类型（图11）。
图11 鄂尔多斯盆地奥陶系马三段—马四段成岩环境模式

Fig.11 Diagenetic environment model of the Ordovician Ma 3-Ma 4 members in the Ordos Basin

3.3.1 表生成岩环境为储层提供了建设性溶解作用

表生成岩环境是受构造运动的影响，岩石（碳酸盐岩埋藏后）被抬升至地表潜水面以下所发生的成岩改造［23］。研究区奥陶系盐下马三段—马四段储层受加里东运动的影响，于加里东末期至海西早期进入表生成岩阶段，形成西部整体抬升剥蚀的构造格局。当岩石接近地表，受到大气淡水及CO2的影响，加速了碳酸盐岩矿物颗粒的溶蚀，产生大量溶孔、溶洞，有利于次生孔隙的生成［24］。溶蚀作用也伴随着部分矿物的胶结和交代作用，云质泥岩、灰质泥岩及部分碎屑、角砾等充填在溶蚀孔洞内，并有部分灰岩发生溶蚀—白云化作用。研究区马三段—马四段储层中的溶孔及溶洞占一定比重，表明表生成岩环境对储层的改造具有建设性影响。

3.3.2 海水成岩环境为白云岩化及晶间孔发育提供了场所

海水成岩环境可分为蒸发环境下的准同生白云岩化作用（蒸发泵）、回流渗透白云岩化作用以及正常海水环境下的混合白云岩化作用［25］，其中准同生白云岩化作用通常形成于潮上带，由于高镁水向上运动并与表层文石颗粒接触发生交代，形成白云石；回流渗透白云岩化作用为高镁水向下运动引起的白云化作用［26］；混合白云岩化作用多形成于陆棚附近相对开放环境，为大气（淡水）与海水混合区域内发生的白云石交代作用［27］。研究区马三段储层形成于低水位体系域下的蒸发环境，马四段储层形成于海侵期的正常海水沉积环境，具备上述白云岩化作用形成的地质背景。白云岩化作用不仅造成矿物成分的变化，形成的白云石晶体自形程度也相对较高［28］，白云石晶体相互搭接形成的晶间孔是马三段—马四段深埋条件下储层的主要储集空间类型，晶间孔集中发育段的储层均质性及渗透性良好。因此，海水成岩环境是白云岩化改造及晶间孔发育的主要场所。

3.3.3 埋藏成岩环境促进了晶间溶孔、膏模孔的发育

埋藏成岩作用对储层的影响是双重的。一方面，白云石的形成条件需要温度高于100 ℃［29］。因此，深埋藏环境有利于埋藏白云岩化作用的发生，为晶间孔的形成提供条件；此外，在流体影响下，先期形成的晶间孔及石膏、岩盐等矿物被冲刷溶蚀，导致晶间溶孔及膏模孔大量发育，进一步改善储层的物性。另一方面，随着岩石埋深的增加，机械压实和化学压实作用增强，晶体颗粒堆积紧密，粒间孔趋于减少，缝合线逐渐出现［30］；胶结作用产生的新生矿物将先存的晶间孔、裂缝及溶蚀孔洞充填堵塞，造成储层储集空间的丧失。整体来看，埋藏成岩作用对于储层改善是有利的。
研究区奥陶系盐下马三段—马四段储层埋深在3 000~4 500 m之间，平均为3 500 m，经历了漫长的埋藏成岩期，普遍发育晶间溶孔及膏模孔等孔隙；同时，埋藏期的溶蚀作用还对先期形成的较大孔洞进行扩溶，形成有效的高渗通道，对盐下储层高渗空间的发育具有积极意义。

3.4 晚期构造活动对裂缝发育及储集性能产生重要影响

裂缝对于碳酸盐岩储集层具有重要的建设性作用，特别对于储层的渗透性贡献显著。研究区内裂缝主要为构造缝和溶蚀缝，受到构造活动、成岩作用的共同影响。岩心观察及薄片显微构造鉴定说明构造缝为主要裂缝类型，构造缝角度相对较高［（图5（a）—图5（b）］。通过93口井测井解释分析，14口井在马三段、马四段发育裂隙层（表3），这些井基本遍布研究区。其中龙探2井在马三段裂隙层产CO2气5.632 0×104 m3/d，证实裂缝对盐下深层储层的重要性。
表3 马三段—马四段裂隙层厚度（据测井解释数据）

Table 3 Thickness of fracture layer of the Ma 3-Ma 4 members（according to logging interpretation data）

马四段 陕50 城川1 余探1 莲121 莲6 双131 双147 统79 天深1 高平1H 那1
厚度/m 2.6 14.5 11.7 0.9 1 2.6 3.3 10.6 32.2 2.5 26.9
马三段 陕50 城川1 余探1 榆9 棋探1 龙探2
厚度/m 1.3 7.9 3.4 10 6 3.8
根据研究区背景这些裂缝与多期构造活动及断裂演化密切相关。地震、测井、岩心观察、热液包裹体等资料表明研究区古生界发育多条北东—南西向的断裂（图9）。这些断裂可能以元古界基底断裂为雏形，加里东期局部继承性发育，至燕山期构造活化。加里东期断裂带持续切割中东部隆—坳体系，断裂及相关的微裂缝、溶蚀作用有效地改善了储层物性。燕山构造运动期，盆地周边构造运动强烈，盆地本部出现显著抬升，构造裂缝活化，有利于形成裂缝型储层，进一步改善奥陶纪盐下深层储层的储集性能。

4 结论

（1）受乌审旗古隆起的继承性影响，鄂尔多斯盆地中东部马三期发育低水位体系域下的蒸发盐岩沉积，岩性主要为含石膏白云岩、泥质白云岩、泥粉晶白云岩；马四期发育高位体系域下的海侵滩相沉积，岩性主要为厚层灰岩、云质灰岩、粉—细晶白云岩。储层储集空间主要为微裂隙、溶孔（溶洞）、晶间孔、晶间溶孔、膏模孔和粒间孔，孔隙结构相对复杂以微细喉道为主，喉道分选及连通性较差，马三段储层孔喉结构非均质性强于马四段储层。
（2）构造—古地理格局控制了沉积环境和沉积相带展布，进而影响岩石组构、成岩作用以及各类储集空间。乌审旗—靖边等3个隆起区是中东部地区有利相带及有效储层发育的基础。
（3）岩石组构、成岩作用以及裂缝共同影响奥陶系盐下深层储层的储集特征及性能。不同沉积环境形成的岩石组构差异较大，其中颗粒白云岩及粉细—中晶白云岩的物性相对较好，白云质灰岩、含泥含云灰岩颗粒灰岩等岩性的物性相对较差；海水成岩环境为白云岩化作用及晶间孔的发育提供了场所，表生成岩环境及埋藏成岩环境为溶蚀孔洞、晶间溶孔及膏模孔的形成提供了建设性作用。断裂体系及相关岩溶作用进一步改善储层物性，建立天然气高效运移通道。寻找断裂发育及优势白云岩相叠合带是奥陶系盐下深层是寻找规模储层发育区的方向。

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