0 引言
鄂尔多斯盆地是华北板块西部典型的克拉通叠合盆地［1-2］，早二叠世太原期沉积环境表现为持续海侵，沉积古地形整体为北高南低［3］，发育一套海相—潟湖—三角洲的海陆交互相沉积体系，形成了碳酸盐岩、煤层、陆源碎屑岩的混合建造［4］，地层厚度一般为15~55 m［5］，具有“北砂南灰”的特点［6］，北部发育浅水三角洲沉积，以陆源碎屑岩为主，发现了神木大气田［7］，榆林以南为陆表海碳酸盐岩沉积，灰岩发育，厚度为5~30 m，向北灰岩逐渐减薄，以至缺失［3］。区域地质研究认为佳县地区太原组整体属于陆表海碳酸盐岩沉积体系［7］，钻探结果揭示太原组岩性结构复杂，纵横向上变化快，说明该地区太原组沉积过程中不同区域的沉积环境间存在明显差异，砂岩层段、灰岩层段中均有较好的试气效果，但成藏条件不明确，砂岩、灰岩含气有利区带不落实，给井位部署带来极大风险，亟需开展沉积演化和成藏条件研究，明确有利区带，为钻探部署指明方向。文献检索表明佳县地区太原组沉积演化和成藏条件方面的研究成果非常稀少，基本没有可借鉴、参考的资料，本文利用钻井、测井和三维地震资料开展综合研究，从太原组烃源岩条件、沉积演化、成藏条件等方面入手，分层段落实沉积相带，明确砂岩、灰岩有利区带，为该地区太原组目标勘探提供依据。
1 地质背景
鄂尔多斯盆地北起伊盟隆起，南至渭北隆起，东至陕晋交界的晋西挠褶带，西至宁夏境内西缘逆冲带［8］，构造隶属于华北克拉通的一部分，为西部典型的克拉通边缘叠合盆地，整体呈一个东翼缓而长、西翼陡而短、南北翘起的大向斜［9］。晚石炭世，区域古地理格局以中央古隆起为界分为东西2个海域［10］，古地形南隆北倾［11］。晚石炭世末期受西伯利亚板块向南俯冲挤压作用，华北地台北缘因洋壳消减而抬升，区域构造体制转而北隆南倾［12］。早二叠世，随北隆南倾构造体制的建立［13］，东部海水由东—东南方向侵入并越过中央古隆起与西部海域汇合［14］，形成统一陆表海，沉积格局呈南北向相分异［15］。二叠世早期，随着盆地区域性沉降持续，海侵遍及华北盆地［16］。太原组沉积期盆地在东西部统一为陆表海碳酸盐岩与碎屑岩混合沉积环境，海平面频繁升降，表现为快速海侵、缓慢海退的幕式海侵特点［17］。佳县地区位于伊陕斜坡东北部（图1），根据测井响应、沉积旋回对比及岩性特征，太原组地层由老到新划分为太1、太2两段和庙沟、毛儿沟、斜道、东大窑4个亚段（图2）。
2 成藏地质条件
2.1 太原组岩性特征
2.1.1 岩性结构
完钻井揭示佳县地区太原组主要由灰岩、泥岩、薄煤层和砂岩组成，地层厚度25~70 m不等，顶面构造海拔为-1 180~-750 m。底部与上石炭统本溪组8号煤整合接触，顶部与山西组山2段整合接触。其中灰岩与煤层的沉积序列记录了多次海水侵退过程，不同阶段海侵时期长短及规模不同导致太原组岩性结构存在差异［18］。庙沟段覆盖于本溪组顶部８号煤层之上，地层厚度为2~15 m，主要为一套深灰色、灰黑色灰岩，厚度较薄（0~4 m），顶部覆盖一套深灰色薄泥岩（0.5~5 m），庙沟段沉积时间较短，海水在研究区快速海侵，仅局部区域沉积了薄层灰岩，大部分区域未能满足灰岩沉积条件便进入泥岩沉积阶段；毛儿沟段厚度为10~40 m，通常沉积2套灰岩，分别称为下毛儿沟灰岩、上毛儿沟灰岩，佳县地区部分区域毛儿沟灰岩相变为深灰色含砾—粗石英砂岩，成为很好的天然气储集体；斜道段厚度为10~15 m，早期普遍沉积生屑灰岩、泥晶灰岩，部分地区沉积岩屑石英砂岩；东大窑段普遍沉积薄层状泥晶灰岩，厚度为1~4 m，广泛分布。部分地区在斜道灰岩、毛儿沟灰岩中钻遇含气灰岩，并试获工业气流，说明佳县地区太原组灰岩与中东地区灰岩类似可成为很好的油气储层［19］。
根据53口井的录井资料、测井资料和岩心描述可以把佳县地区太原组划分为灰岩—泥岩互层型、砂岩—泥岩—灰岩互层型两大类型。灰岩—泥岩互层型即太原组由灰岩、泥岩和薄煤层组成，不含砂岩，这类井共34口，占比64.15%，基本分布于研究区东南部，代表井为M156井（图2）。砂岩—泥岩—灰岩互层型即太原组由砂岩、泥岩、灰岩和薄煤层组成，这种类型井共19口，占比35.85%，代表井为M7井、M57井（图2）。钻井结果表明，庙沟亚段沉积灰岩的共17口，占比32%，沉积砂岩的3口，占比5.6%；毛儿沟亚段沉积灰岩的43口，占比81.1%，沉积砂岩的共12口，占比22.6%；斜道亚段沉积灰岩共40口，占比75.5%，沉积砂岩的共5口，占比9.4%；东大窑亚段沉积灰岩的共53口，占比100%，沉积砂岩的0口。
2.1.2 岩性微观特征
岩屑录井显示太原组泥岩包括泥岩、炭质泥岩、砂质泥岩和泥灰岩，颜色以深灰色、灰色和灰黑色为主，指示为弱还原富有机质沉积环境。通过岩心观察，太原组砂岩以含砾—粗岩屑石英砂岩为主，较疏松，分选中等，次圆—次棱状，未见典型层理发育［图3（a）］，反映为水动力较强，搬运距离较短环境下的沉积。砂岩孔隙以溶孔、粒间孔、微裂缝、晶间孔为主［图3（b）］。太原组灰岩以深灰色泥晶灰岩［图3（c），图3（d）］、生屑泥晶灰岩为主，见大量广盐类生物化石［图3（e）］及藻格架溶孔［图3（f）］，太原组灰岩生物化石具有定向性且破碎严重，表明生物碎屑经历了海水的反复淘洗，海相和海陆过渡相生物混杂，具有异地搬运沉积特征。太原组灰岩孔隙主要由溶孔、裂缝、藻格架溶孔、粒内溶孔及晶间孔组成。
图3 佳县地区太原组岩性特征（a）浅灰色含砾—粗岩屑石英砂岩，较疏松，M46井，2 220.7 m，太原组，岩心；（b）溶孔、粒间孔，M46井，2 220.7 m，太原组，砂岩，单偏光；（c）灰色泥晶灰岩，溶孔，Y36井，3 035.7 m，太原组，岩心；（d）裂缝，ZC11，2 359.37 m，太原组，灰岩，岩心；（e）生物碎片，泥晶灰岩，M115井，2 071.8 m，太原组，斜道灰岩，单偏光；（f）藻黏结灰岩，藻搁架溶孔，Y36井，3 035.78 m，太原组，斜道灰岩，单偏光 Fig.3 Lithologic characteristics of Taiyuan Formation in Jiaxian area |
2.2 沉积演化
鄂尔多斯盆地神木气田太原组为三角洲相与低能碳酸盐岩台地相沉积［12］，佳县地区位于神木气田南部，完钻井在太原组中钻遇了不同厚度的砂岩、灰岩，其中砂岩可能为三角洲相沉积，灰岩为碳酸盐岩台地相沉积。通过已知井连井标定，太原组底面在三维地震剖面中对应强波峰反射，横向稳定连续，容易对比追踪解释（图4）；太原组顶面对应中强波谷反射，部分地区为复合波谷，如图4中M156井东北边。太原组厚度的变化引起太原组顶底面反射时差产生变化，太原组较薄时顶底面反射时差较小，地层厚度大时顶底面反射时差较大。太原组内部岩性结构不同在地震剖面中也产生不同的波组反射特征，为灰岩、泥岩互层时在地震剖面中主要表现为下部对应半个波峰反射，上部对应半个波谷反射；为砂岩、泥岩互层时在地震剖面中主要表现为下部对应半个波峰反射，上部对应复合波组反射。通过太原组顶底面地震反射层位的精细解释，利用波形聚类［图5（a）］和太原组顶底面反射时差［图5（b）］恢复太原组沉积期古地貌特征和沉积相特征，通过已知井标定分析发现中部地区岩性主要为岩屑石英砂岩、泥岩和薄层灰岩互层，划分为三角洲相；北部、南部地区以灰岩、泥岩互层为主，划分为碳酸盐岩台地相，同时表明佳县地区太原组在古地貌控制下沉积相存在明显南北分带现象。
图4 佳县地区过M156井—M7井三维地震剖面（剖面位置见图5（a））Fig.4 3D seismic profile of Wells M156 -M7 in Jiaxian area （the profile location is shown in Fig.5（a）） |
依据已知井太原组各亚段录井、综合测井解释结论进行沉积亚相和沉积微相划分（图6），展布到平面上恢复出4个亚段的沉积微相（图7），呈现太原组从早期到晚期的沉积演化过程。其中庙沟期M156井以南已知井揭示主要沉积生屑粉晶灰岩、生屑泥晶灰岩，划分为碳酸盐岩台地灰坪相；北部地区主要沉积泥岩、灰质泥岩，划分为泥坪相［图7（a）］。毛儿沟期M7井—M54井区、M156井北部沉积了5~25 m的岩屑石英砂岩、泥岩互层，岩屑录井资料显示砂岩颗粒以中—粗粒为主、分选中等、次棱角状磨圆，平面分布形态为条带状，推测为潮控三角洲水下分流河道沉积带；M156井—M161井一带及M46井西北部主要沉积生屑粉晶灰岩、泥晶灰岩和泥岩互层，划分为碳酸盐岩台地相；M161井西北部沉积岩屑石英砂岩，岩屑录井资料显示石英含量达到87%以上，平面分布形态呈孤岛状、团块状，推测为障壁、潟湖环境下形成的砂坝［图7（b）］。斜道期大范围内沉积藻黏结灰岩、生屑泥晶灰岩，确定为碳酸盐岩台地灰坪相沉积；M156井西部、M161井北部沉积岩屑石英砂岩，石英含量较高，平面分布为孤岛状、团块状，推测为障壁砂坝［图7（c）］。东大窑期佳县地区均沉积了1~8 m不等的生屑泥晶灰岩、粉晶灰岩和泥岩互层，确定为碳酸盐岩台地灰坪相沉积［图7（d）］。以上各亚段的沉积微相表明佳县地区太原组整体为持续海侵，但不同区域、不同时间段海水深度有所变化，如庙沟期海水完全淹没研究区形成灰坪、泥坪环境沉积；毛儿沟期海水有所变浅，中部地区进入潮控三角洲环境沉积和障壁、潟湖环境沉积，此时北部和南部依然处于海水淹没状态下；斜道期海水变深，局部区域海水较浅处于障壁、潟湖环境沉积；东大窑期海水完全淹没研究区从而进入浅海碳酸盐环境沉积。
由此可见佳县地区太原组特殊的岩性结构是古地貌和构造运动的双重控制下的产物，古地貌形态控制了局部沉积单元，构造运动控制了地层的抬升和沉降，从而控制海水侵入的深度，最终控制各个阶段不同岩性的沉积，也就决定了哪些区域可能形成砂岩气藏，哪些区域可能形成灰岩气藏。
3 成藏条件分析
3.1 具有近源、源内成藏条件
8号煤、5号煤分析化验总有机碳（TOC）含量高，一般介于61%~92%之间，氯仿沥青“A”含量一般介于0.62%~0.81%之间，煤岩和暗色泥岩镜质体反射率（R O）几乎都大于1.48%，普遍进入高—过成熟阶段，生烃强度普遍大于21×108 m3/km2，具有广覆式生烃、大面积供气的条件，为太原组砂岩储层、灰岩储层提供充足的烃源供给。
其中生烃强度是指某一烃源岩层单位面积的生烃量，计算方法通常采用成因体积法，公式为：
式中：Q表示烃源岩生烃强度，106 t/km2；H表示烃源岩厚度，m；R表示烃源岩的岩石密度，t/m3；Co表示烃源岩的残余有机碳百分含量；D表示有机碳的产烃率，kg/t；A表示单位换算系数，本文通过实验统计A=10-2。
太原组地层中的暗色泥岩也为砂岩储层、灰岩储层提供辅助烃源供给。
3.2 储盖配置良好
佳县地区三维地震剖面中发现大量近直立小断距断层［图9（a）］，佳县地区东南部山西省临汾市荛都区（图1）露头剖面中也发现相同性质的断层踪迹［图9（c）］，地震剖面显示断层基本断抵太原组顶部，表明断层产生于加里东期构造运动。三维地震断层精细解释平面组合后呈东—西、南—北2个方向展布，有共轭交错现象［图9（b）］。大量断层的存在容易形成良好的裂缝性储层［10］。佳县地区东南部山西省临汾市成家庄（图1）露头剖面中发现太原组灰岩中发育构造缝（张裂缝、剪切缝）［图10（a）］，岩心资料中观察到成岩缝（缝合线、溶蚀缝、收缩缝）［图10（b）］。裂缝对太原组灰岩储层物性改造具有重要贡献，尤其对储层渗透率改善作用明显［12］。
图9 佳县地区太原组断层特征（a） 地震剖面；（b） 佳县地区太原组断裂展布图；（c） 临汾市荛都剖面，高角度断裂，太原组，灰色泥晶灰岩 Fig.9 Fault characteristics of Taiyuan Formation in Jiaxian area |
太原组灰岩古生物化石发育，岩心观察估算含量主要分布在5%~45%之间，平均含量为25%；生物类型主要以有孔虫类、苔藓虫、棘皮类等窄盐性生物和瓣鳃类、介形类等广盐性生物化石为主。太原组灰岩有孔虫类生物体腔孔发育且个体保存较全，后期易于发生溶蚀，平均面孔率为0.4%；有孔虫类含量在2%~8%之间，平均为6.2%，对储集空间具有重要贡献。
太原组发育陆表海背景上的三角洲沉积，具有沉积水体较浅、砂质沉积物分布面积大等特点［11］。佳县地区中部太原组发育潮控三角洲水下分流河道砂体和障壁砂坝，砂体宽为0.5~10 km，厚度为5~30 m，孔隙较发育，分布相对比较稳定，是形成砂岩气藏的有利区带。
上覆山西组致密泥岩层段广泛分布，成为良好的盖层，太原组内部泥坪沉积区形成侧向封堵，促进太原组砂岩储层、灰岩储层形成岩性圈闭气藏。
3.3 砂岩、灰岩储层物性特征
通过区内13块砂岩岩心样品统计，太原组砂岩储层孔隙度为3.4%~12%，平均为6.4%；渗透率为 （0.01~1）×10-3 μm2，平均为0.34×10-3 μm2。表明太原组砂岩储层具有低孔隙度、低渗透率的特征。太原组完钻井含气砂岩试气资料统计表明产量大于2×104 m3/d的井砂岩孔隙度大于7.5%，渗透率大于0.3×10-3 μm2。8块灰岩样品统计表明太原组灰岩储层孔隙度介于0.5%~4.0%之间，平均值为2.1%；渗透率介于（0.01~0.5）×10-3 μm2之间，平均值为0.16×10-3 μm2，说明太原组灰岩也具有低孔隙度、特低渗透率的特征。太原组完钻井含气灰岩试气资料统计表明产量大于2×104 m3/d的井灰岩孔隙度大于1.5%，渗透率大于0.3×10-3 μm2，并发现裂缝是改善灰岩储层渗流能力的关键因素，裂缝密度大于7条/m时产量明显增高。
4 储层展布规律
通过三维地震含气性预测属性结合已知井测井综合解释结果，分别预测并编制了佳县地区太原组含气砂岩、含气灰岩分布图（图11），结果显示太原组含气砂岩主要分布在研究区中部M154井—M7井—M57井一带，太原组含气砂岩试气大于2×104 m3/d的井含气砂岩厚度均大于4 m，因此含气砂岩厚度大于4 m的区域是后续含气砂岩重点勘探的区域［图11（a）］。佳县地区太原组含气灰岩主要发育于毛儿沟段和斜道段，太原组含气灰岩试气产量大于2×104 m3/d的井含气灰岩厚度普遍大于6 m，并且井点附近太原组地层小断裂较发育，而断层发育与否与含气砂岩试气效果中没有明显相关性，因此含气灰岩厚度大于6 m的区域是后续针对灰岩勘探的重点区域［图11（b）］，特别是含气灰岩厚度大于6 m且断层发育的区域可以作为灰岩目标勘探的首选区域。从图11中可以看出含气砂岩、含气灰岩分布具有较好互补性，一定程度上降低了太原组目标勘探的风险。
5 结论
（1）鄂尔多斯盆地佳县地区太原组夹持在8号煤、5号煤之间，内部发育6号煤、7号煤和多套暗色泥岩，具有近源、源内成藏的优越条件。
（2）佳县地区太原组整体为浅海碳酸盐岩潮坪沉积环境，但不同阶段、不同区域内沉积环境有所不同，特别是毛儿沟期佳县地区中部发育较大规模的潮控三角洲水下分流河道，沉积了物性较好的砂岩储集体，是首选勘探目标。
（3）毛儿沟段、斜道段灰岩具有低孔、特低渗透率特点，断裂活动改善了灰岩的储集性和渗透性，可作为接替勘探目标。
（4）佳县地区太原组经过海陆交互沉积演化，为该区天然气成藏提供了有利条件，三角洲水下分流河道砂岩中晶间孔、岩屑溶孔发育，灰岩中形成了大量的溶孔、生物孔、微裂缝等，为天然气富集成藏提供了充足的储集空间；其下部与8号煤整合接触，上部紧邻5号煤，具有先天近源成藏优势；太原组内部的致密岩层形成侧向封堵，上覆地层中多套泥岩是良好的盖层，这些条件为太原组富集成藏奠定了坚实基础，佳县地区太原组具有良好的天然气勘探开发前景。
甘公网安备 62010202000678号
