Natural Gas Geoscience >

2026 , Vol. 37 >Issue 4: 687 - 704

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.09.002

The critical conditions of Upper-Paleozoic hydrocarbon dynamic field in the central and eastern Ordos Basin

  • Ziying ZHANG , 1, 2 ,
  • Wenguang TIAN , 3 ,
  • Xiongqi PANG , 1, 2 ,
  • Ze DENG 3, 4 ,
  • Yuxuan CHEN 1, 2 ,
  • Hao LIN 1, 2 ,
  • Rong DING 1, 2, 5 ,
  • Xinxuan CUI 1, 2 ,
  • Tingyu PU 1, 2 ,
  • Lei WANG 1, 2 ,
  • Huiyi XIAO 1, 2 ,
  • Bin SHEN 1, 2 ,
  • Zhencheng ZHAO 1, 2 ,
  • Sijia ZHANG 1, 2
Expand
  • 1. College of Geosciences，China University of Petroleum（Beijing），Beijing 102249，China
  • 2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering，China University of Petroleum（Beijing），Beijing 102249，China
  • 3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China
  • 4. Unconventional Petroleum Research Institute，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 102249，China
  • 5. China United Coalbed Methane National Engineering Research Center Co. ，Ltd. ，Beijing 100095，China

Received date: 2025-04-26

  Revised date: 2025-09-01

  Online published: 2025-09-22

Supported by

The Research and Technology Development Project of PetroChina(2024DJ2301)

the Technology Project of PetroChina(2023ZZ18YJ01)

Fold

Abstract

The central and eastern Ordos Basin is abundant in oil and gas resources but faces challenges due to unclear dynamics boundaries and distribution laws. To address this， based on logging and testing data， methods like reservoir physical property statistical analysis， driving force contribution analysis， case analysis， numerical simulation analysis， dry layer ratio analysis and hydrocarbon saturation analysis were employed. The lower limit of buoyancy accumulation and the bottom limit of hydrocarbon accumulation were determined. The free and confined dynamic fields were divided， and the boundary of unconventional tight oil and gas reservoirs was defined. Results show that the burial depth for the lower limit of buoyancy accumulation is 1 350-1 750 m， with porosity of 10% and permeability of 1×10-3 μm2. The critical porosity for the bottom limit of accumulation is 2%， corresponding to a burial depth of 5 060-5 224.98 m. In the free dynamic field， oil and gas concentrate in high-structure traps， with reservoir porosity >10% and permeability >1×10-3 μm2. In the confined dynamic field， they concentrate in high-structure， depression， and slope areas， with porosity of 2%-10%. These findings guide unconventional oil and gas exploration in the region.

Key words： Ordos Basin; Lower limit of buoyant accumulation; Bottom limit of hydrocarbon accumulation; Hydrocarbon dynamic field; Determination methods

Cite this article

Ziying ZHANG , Wenguang TIAN , Xiongqi PANG , Ze DENG , Yuxuan CHEN , Hao LIN , Rong DING , Xinxuan CUI , Tingyu PU , Lei WANG , Huiyi XIAO , Bin SHEN , Zhencheng ZHAO , Sijia ZHANG . The critical conditions of Upper-Paleozoic hydrocarbon dynamic field in the central and eastern Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2026 , 37(4) : 687 -704 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.09.002

0 引言

鄂尔多斯盆地位于华北克拉通西部，作为我国第二大沉积盆地，它在能源领域占据着举足轻重的地位，目前是我国最大的天然气产区［1-2］，其中在上古生界中已发现多个探明储量超过1 000×108 m3的大型气田，包括榆林气田、大牛地气田、苏里格气田及乌审旗气田等［3］。中国“十三五”油气资源评价成果显示，鄂尔多斯盆地天然气总资源量为19.09×1012 m3，天然气资源探明率为30.08%，探明程度处于勘探中期阶段，未来具备较大的勘探潜力［4-7］。目前鄂尔多斯盆地中东部地区油气勘探重点方向逐渐从中浅层常规油气勘探向深层非常规油气勘探转移，在煤层气勘探开发过程中，早期的煤层气研究重点放在围岩（致密砂岩）中，所处的动力场为局限动力场，例如苏里格气田，但近期不少学者发现在深层煤层气局部构造高部位存在浮力控藏（例如鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块，准噶尔盆地白家海地区），属于自由动力场，对于这种深层非常规油气资源顶底边界分布不清的现状，严重影响了非常规油气的勘探开发。虽然前人［8-12］做了大量关于鄂尔多斯盆地中东部地区油气成藏以及分布特征的研究工作，但对研究区油气动力学边界研究较为薄弱。因此，确定油气动力学边界是鄂尔多斯盆地中东部地区下一步油气勘探研究的重点课题。
流体动力在油气动力学边界研究中具有重要作用，前人在流体动力方面开展了大量研究。例如DAHLBERG［13］通过研究流体的运移规律建立了UVZ定量化模型；康永尚等［14-15］根据流体动力特征和演化将流体动力系统划分为滞流型、封存型、重力驱动型以及压实驱动型4种类型；解习农等［16-17］通过分析渤海湾盆地东营凹陷和莺歌海盆地的流体动力机制和流体分布，将流体动力系统划分为封闭式流体封存型、半开放式流体封存型以及常压压实驱动型；田世澄等［18］分析各种流体动力机制的作用，提出流体势场来源于5种流体动力，即热动力、自源动力、重力流、构造动力以及浮力与毛细管力叠加产生的作用力；庞雄奇等［19-23］根据油气运聚动力以及作用方式，提出浮力成藏下限与油气成藏底限理论，把含油气盆地划分为3种油气动力场，即自由、局限、束缚动力场，使研究地下油、气等流体理论更加完善；李国欣等［24］对煤岩气成藏机理进行研究并在煤系地层中划分出3种动力场，即“三场”控藏，认为煤岩气成藏过程与流体动力变化有关。
目前针对鄂尔多斯盆地中东部地区油气动力学边界分布不清这一科学问题，本文基于测井、录井、分析测试等资料，分别对研究区浮力成藏下限和油气成藏底限进行厘定，划分鄂尔多斯盆地中东部地区自由动力场和局限动力场，确定非常规致密油气藏分布边界。研究成果对于指导鄂尔多斯盆地中东部地区非常规油气藏勘探以及油气资源评价具有重要意义。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地总面积约为25×104 km2，是一个构造盆地，周缘构造不稳定，大致呈现南北隆升、东抬西冲的格局。整体上分为伊盟隆起、渭北隆起、西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡及晋西挠褶带共6个一级构造单元，研究区主要位于伊陕斜坡之上，北缘位于伊盟隆起之上，东缘位于晋西挠褶带之上［图1（a）］［25-26］。研究区范围北起伊金霍洛旗，南至大宁，西至吴起，东至府谷，整体位于鄂尔多斯盆地中东部。
图1 研究区构造位置（a）及地层综合柱状图（b）

Fig.1 Tectonic position （a） and stratigraphic comprehensive histogram （b） of the study area

鄂尔多斯盆地中东部地区发育多套含油气层系，例如古生界马家沟组、本溪组、太原组、山西组以及中生界延长组等［图1（b）］［1，27-28］。不同地质历史时期地层所处的沉积环境有所不同，马家沟组以台地及陆棚相沉积为主；本溪组、太原组和山西组以潟湖—三角洲—潮坪相沉积为主，是鄂尔多斯盆地以生气为主的烃源岩层系；延长组以湖泊—河流相沉积为主，是中生界以生油为主的烃源岩层系。前人研究表明鄂尔多斯盆地中东部地区发育多种油气藏，包括背斜构造油气藏以及岩性油气藏，同时研究区发育多种类型盖层，有泥岩类、碳酸盐岩类、砂岩类，其中下石盒子组和山西组上部发育良好的泥岩类盖层，整体上形成多套完整的生储盖组合，依据生储盖组合关系可分为3种油气成藏类型：生储盖组合相互叠置形成的源内成藏、生储盖组合下生上储形成的近源成藏、生储盖组合源储分离形成的远源成藏［26，29-34］。

2 油气动力场

地层水作为地层流体的重要组成部分，对油气的成藏过程具有重要的控制作用，是油气运移和聚集的动力和载体。其中地层水矿化度在一定程度上可以指示地层的封闭性和水动力强度，鄂尔多斯盆地埋深小于1 250 m的地层中，矿化度较低，地层封闭性较差，处于比较开放的环境中，水动力较强；而埋深大于1 250 m的地层中，地层水矿化度高，地层封闭性好，说明地层处于相对封闭的环境，与外界的交替停滞，水动力较弱，有利于油气保存（图2）［35］。同时，在油气运移过程中，一些地球化学指标可用以示踪油气运移方向，例如αααC27甾烷20R/αααC29甾烷20R、C29ββ/（αα+ββ）、δ13C（CH4），其中αααC27甾烷20R/αααC29甾烷20R和C29ββ/（αα+ββ）分别代表轻重、构型差异的组分；流体动力学条件是控制δ13C（CH4）分馏的因素之一，天然气运聚过程中因扩散、吸附和解析等过程诱导的同位素分馏，一般与埋藏深度差异有关。通过对鄂尔多斯盆地相关数据的统计，其轻重比、异构组分比和δ13C（CH4）具有相似的变化规律，都与研究区的压力带发育规律相对应，四者都随埋深的变浅呈现变小的趋势（图3）。在常压区中，浮力以纵向运移为主，浮力运移的本质是流体密度差异导致烃类组分运移速度不同，轻组分分子运移速度相对较快，优先在油气藏上部或顶部聚集，下部依次聚集重组分。浮力对同等分子量的异构体影响较小，早期发生运移的烃类因成熟度较低而具有较低的构型比值，而后期发生运移的烃类则因成熟度较高而具有较高的构型比值，由深到浅呈现异构组分比持续变低的现象。水动力较强的区域，天然气扩散和运移作用较强，甲烷的碳同位素组成相对较轻，在水动力较弱的区域则相反，水动力强弱可以通过地层水矿化度来推断［36-38］。综上所述，鄂尔多斯盆地地层水矿化度和压力较低的地层中，烃类组分在浮力作用下纵向运移到油气藏，使其呈现出上部为轻组分，下部为重组分，甲烷碳同位素值相对较低的特征，与油气藏上气下水的类型相对应；在地层水矿化度和压力较高的地层中，地层封闭性较好，水动力较弱，浮力不再为主导运移动力，其对应的甲烷碳同位素值相对较高。
图2 鄂尔多斯盆地地层水矿化度与深度的关系（引自据文献［35］）

Fig.2 The relationship between the salinity and depth of formation water in the Ordos Basin（cited from Ref.［35］）

图3 鄂尔多斯盆地油气藏压力和烃类指标随深度变化

（a）图数据来源于文献［49-50］；（b）图数据来源于文献［36，53-54］；（c）图数据来源于文献［55-56］；（d）图据文献［36］修改

Fig.3 The pressure and hydrocarbon indexes of oil and gas reservoirs vary with depth in the Ordos Basin

前人做了大量关于动力场的研究。1954年HUBBERT［39-42］提出流体势的概念并将其应用于油气运移和聚集研究中，进一步完善了水力学理论；1995年蔡春芳等［43-44］提出流体地质学和地质流体的概念并从储层流体的角度来研究塔中地区油田水流体成因、运移和演化，认为油田水是油气运移的载体；1999年叶加仁等［45］关于流体动力场做了系统研究，认为油气运聚是由浮力、水动力、压力以及流体势能共同作用的地下流体动力学过程；同年楼章华等［46］通过对松辽盆地北部东区的扶杨油层流体动力场的研究认为水动力场形成与演化控制着压力场的形成与演化；2011年李梅等［47］对高邮凹陷真武地区流体动力场研究得出油气运移和聚集与地下水动力场具有密切的关系。综上可知，流体动力场主要的研究对象是地下水，常被用于研究地下水及其相关的压力、流体势能对油气运移与分布的影响。前人多将地下流体看成一个整体进行研究，对地下流体浮力以及毛细管力等非浮力研究不足，缺少对地下流体动力场进行精细划分。因此，庞雄奇等［19-23］通过对中国塔里木盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地、松辽盆地及渤海湾盆地等6个代表性含油气盆地乃至全球含油气盆地油气藏的研究，发现含油气盆地中在不同深度的地层中由不同动力主导，提出油气动力场的概念并建立油气动力场成藏模式。油气动力场定义是含油气盆地中具有相同油气来源、相同介质条件、相同动力机制且彼此相互作用的有利成藏领域［19-20，48］。
在含油气盆地中，油气动力场及其动力学边界在油气的运移、聚集和保存发挥至关重要的作用（图4）。自由动力场是由地表和浮力成藏下限等要素圈定的中浅层区域。在此区域内，油气在浮力控制下形成常规油气藏，表现出高位封盖、高点汇聚、高孔富集、高压成藏以及源储分离等特征。当埋深到达一定的界限时，浮力对油气的运移贡献率小于毛细管力差以及分子膨胀力的运移贡献率，因此油气运聚动力不再受浮力主导，进而转变为受毛细管力、分子膨胀力等非浮力主导，形成油、气、水倒置的致密油气藏或滞留在烃源岩内部的页岩、煤岩油气藏，油气藏表现出低位倒置、低凹汇聚、低孔富集、低压稳定及源储紧邻等特征［24，49-51］，这是因为随着埋深的增加，储层物性变差，孔隙度和渗透率降低，使得浮力的作用减弱，非浮力作用增大并开始占据主导，因此含油气盆地中油气运移和聚集动力随着埋深的增加，其主导动力由浮力转变为非浮力的动力学边界称为浮力成藏下限。浮力成藏下限和油气成藏底限等要素圈定的深层区域称为局限动力场，在此区域内，砂岩储层物性相较于自由动力场有所降低，同时储层物性条件随埋藏深度的增大而呈现降低的趋势，当物性条件降低至一定的界限时，油气无法聚集形成具有商业价值的油气藏。因此，将油气运聚成藏结束对应的临界条件称为油气成藏底限［52］。
图4 油气动力边界和动力场联合控藏分布模式（据文献［19］修改）

Fig.4 Distribution pattern of hydrocarbon dynamic boundaries and dynamic fields controlling reservoir （modified from Ref.［19］）

浮力成藏下限和油气成藏底限并非一成不变，它们会随着含油气盆地油气动力场成藏条件的改变而改变，现今的浮力成藏下限和油气成藏底限是盆地经历多重构造运动作用后的结果［34，49］。对鄂尔多斯盆地中东部地区现今油气动力场两大分布边界——浮力成藏下限和油气成藏底限进行研究，浮力成藏下限运用储层物性分析法、油气藏驱动力贡献量法、实例剖析法和数值模拟法进行研究；油气成藏底限运用干层比法和油气饱和度法进行研究。

3 浮力成藏下限的确定

3.1　储层物性统计分析法

浮力成藏下限广泛存在于含油气盆地中，将动力场自上而下划分为自由动力场和局限动力场。自由动力场中储层物性相对较好，储层孔隙度大于10%±2%，渗透率大于1×10-3 μm2，在浮力的作用下油气聚集形成常规油气藏；局限动力场中储层孔隙度小于10%±2%，渗透率小于1×10-3 μm2，非常规油气藏的形成主要受分子作用力和毛细管力驱动［22，50］。在研究浮力成藏下限时，可依据研究区储层孔隙度、渗透率等物性特征厘定浮力成藏下限的临界深度。
具体操作流程如下：①通过测井解释资料得到研究区储层深度、孔隙度、渗透率和综合解释等；②对获取的上述数据进行整理并绘制储层孔隙度与渗透率关系的散点图，确定研究区浮力成藏下限对应的临界孔隙度和临界渗透率；③绘制储层渗透率、孔隙度与深度关系的散点图，对孔隙度与深度的关系进行曲线拟合，再根据上一步骤确定的临界孔隙度计算出其对应的深度［20，22，49］。
对鄂尔多斯盆地中东部地区202口井储层物性数据进行统计分析，发现大部分含气层（气层、气水同层）主要分布在孔隙度小于10%，渗透率小于1×10-3 μm2的范围［图5（a）］。当前鄂尔多斯盆地中东部地区上古生界已探明的砂岩油气藏大部分属于非常规致密油气藏，通过分析气层、气水同层、含气水层的储层孔隙度和渗透率的分布范围下限，得出鄂尔多斯盆地中东部地区浮力成藏下限临界孔隙度为10%，渗透率为1×10-3 μm2。研究区上古生界地层埋深存在差异，主要受构造运动、沉积环境及剥蚀作用共同控制，东部因构造抬升或剥蚀作用较弱而埋藏较浅，西部因沉降或沉积作用较深，因此研究区由东到西的上古生界地层埋深越来越大，同时随埋深的增加孔隙度呈现减小的趋势［图5（b）］。从总孔隙度和深度关系图上可以得到研究区孔隙度为10%对应的埋藏深度。由于孔隙度数据在不同深度区间分布不均，导致整体数据离散特征比较明显，因此需要对孔隙度数据采用以100 m为区间取平均值的处理方法对孔深关系进行拟合，通过孔深关系图［图5（c）］进行反演以及通过拟合公式［式（1）］计算得出鄂尔多斯盆地中东部地区孔隙度为10%时对应的深度为1 462 m。
H = - 2   338 L n φ + 6   845.56
式中： H为埋深，m； φ为孔隙度，%。
图5 鄂尔多斯盆地中东部地区储层物性特征

（a）孔隙度与渗透率的关系；（b）不同井孔隙度数值分布；（c）孔隙度与深度的关系

Fig.5 The physical properties of reservoirs in the central and eastern Ordos Basin

3.2　油气藏驱动力贡献量法

油藏驱动力贡献量是指含油气盆地中各驱动力主导的油气藏厚度占总油气藏厚度的比值。浮力成藏下限作为2种动力场的动力学边界，其边界位置处于一种浮力和非浮力共同主导油气运移的平衡状态。在已探明的含油气盆地中，油气藏是由多种驱动力共同作用形成的，并且不同驱动力主导着各类型油气藏的形成。浮力成藏下限以上钻探的油气藏具有高孔隙度、高渗透率的特点，浮力驱动油气运移形成油气藏；而浮力成藏下限以下钻探的油气藏则呈现出低孔隙度、低渗透率的特点，非浮力（毛细管力、分子扩散等）驱动油气运移形成油气藏［57］。此外，构造应力形成的断缝体作为油气运移通道和储集空间，其油气藏表现为低孔隙度、高渗透率的特征［58-59］；流体运移改变孔隙结构，形成次生孔隙和孔洞等储集空间，其油气藏表现为高孔隙度、低渗透率的特征［60］。PANG等［61］基于动力场划分和储层特征将油气藏分为4类，即：将表现为高孔高渗、低孔低渗、低孔高渗和高孔低渗分别划定为浮力主导的常规油气藏（Ⅰ类）、非浮力主导的非常规油气藏（Ⅱ类）、构造应力改造油气藏（Ⅲ1类）以及流体改造油气藏（Ⅲ2类）。因此，可以通过各驱动力的贡献量进行划分自由动力场和局限动力场，当浮力驱动贡献量超过50%，即为常规油气藏，这些油气藏分布在自由动力场；当非浮力驱动贡献量超过50%，即为非常规油气藏，这些油气藏分布在局限动力场。
具体操作流程如下：①利用测井解释资料以及录井资料，统计各钻井不同埋藏深度区间的油气钻探结果，即气层、气水同层、水层、干层的孔隙度、渗透率、厚度以及深度等数据；②整理数据并根据本文3.1节确定的临界孔隙度和渗透率值划分Ⅰ类浮力主导常规油气藏、Ⅱ类非浮力主导非常规油气藏、Ⅲ1类构造应力改造油气藏以及Ⅲ2类流体改造油气藏4种类型的油气藏；③以每100 m为一段，统计并计算出4种驱动力在每个深度区间的贡献量；④绘制出深度与贡献量的关系图，确定浮力驱动贡献量与非浮力驱动贡献量达到50%对应的临界深度，两者临界深度的平均值即为浮力成藏下限的深度。
对鄂尔多斯盆地中东部地区107口探井物性数据进行统计分析，根据本文3.1节确定浮力成藏下限临界孔隙度（φ）10%以及临界渗透率（K）1×10-3 μm2进行划分，将φ≥10%且K≥1×10-3 μm2、φ<10%且K<1×10-3 μm2、φ<10%且K≥1×10-3 μm2、φ≥10%且K<1×10-3 μm2的油气藏分别划分为Ⅰ类浮力主导常规油气藏、Ⅱ类非浮力主导非常规油气藏、Ⅲ1类构造应力改造油气藏、Ⅲ2类流体改造油气藏。图6显示了4种驱动力类型及其贡献量在不同埋藏深度的变化情况，随着埋藏深度的增加，非浮力驱动的贡献量从600~800 m的0.15%增加到2 200~2 400 m的95.03%，浮力驱动的贡献量从600~800 m的99.40%减小到2 200~2 400 m的2.16%。在埋深2 400 m以浅的范围内，构造应力驱动的贡献量为0~1.10%，流体活动驱动的贡献量为0~11.40%。在埋深1 200~1 400 m的深度范围内，浮力驱动贡献量为57.02%，非浮力驱动贡献量为34.74%；在埋深1 400~1 600 m的深度范围内，浮力驱动贡献量为28.30%，非浮力驱动贡献量为60.33%，根据油气藏驱动力贡献量法，最终确定浮力成藏下限的临界深度为1 400 m。
图6 四类驱动力贡献量与深度的关系

Fig.6 The relationship between the contribution and depth of the four driving forces

3.3　实例剖析法

在含油气盆地的自由动力场中，油气运移遵循常规的达西定律，在浮力作用下，油气向构造高部位且储层孔隙度、渗透率等物性较好的圈闭聚集，烃源岩层与储层之间的距离相对较远，油气藏呈现出上气下水或上油下水的特征，其埋藏深度较浅；在局限动力场内，油气运移不再遵循常规的达西定律，往往呈现出局限达西流、滑脱流动以及扩散的特征。油气运移由毛细管力、分子膨胀力等非浮力驱动，源储紧邻，油气运移较短，表现为明显的气水倒置或油水倒置以及油干互层、气干互层特征［62］。根据自由动力场以及局限动力场油气水分布规律的差异性，在实际勘探结果的基础上对典型井和研究区剖面进行剖析，确认油气水分布规律出现明显差异的界限，即浮力成藏下限。
具体操作流程如下：①结合研究区录井、测井等资料综合分析典型井各储层流体性质，构建典型井储层对比图；②依据典型井储层对比图和测井、录井资料等解释结果，选取S113、S112、S109、S69、S131、S127等24口井绘制南北向的油气藏剖面图（图7）。
图7 鄂尔多斯盆地中东部地区剖面实例剖析（据文献［20］修改）

Fig.7 The profile example analysis of the central and eastern Ordos Basin（modified from Ref.［20］）

从油气藏剖面上进行分析，中浅层以及深层地层发育的油气藏类型以地层—岩性油气藏和构造油气藏为主，中浅层地层发育的油气藏主要分布在构造高部位圈闭中，深层发育的油气藏在构造高部位、凹陷以及斜坡等低部位都有分布。所选24口探井中，大多数探井钻穿下石盒子组、山西组和太原组，中浅层油气多集中分布在下石盒子组，上部的盖层为油气成藏提供了良好的保存条件，气层分布在水层之上，呈现出明显上气下水、非连续分布的常规油气藏特征；深层油气主要集中在山西组及以下地层中，油气藏紧邻烃源岩且呈现出气干互层的分布特征。通过对下石盒子组下段和山西组的油气藏特征分析发现，由上而下呈现出“上气下水、非连续分布”的常规油气藏向“气干互层”的非常规油气藏变化的现象，因此，在常规油气藏和非常规油气藏存在一个转变界面，将该界面称为浮力成藏下限。浮力成藏下限在剖面两侧的临界深度较浅；在中部的临界深度较深，这是由于研究区多以宽缓褶皱引起的隆起及坳陷为主，导致浮力成藏下限在每口井的临界深度略有差异，从剖面图上看，浮力成藏下限临界深度为1 350~1 750 m。

3.4　数值模拟法

前人通过大量物理模拟实验得出油气运聚主导动力由浮力转变为非浮力的动力学边界条件。例如庞雄奇等［63］通过逐步增加玻璃管砂柱粒径来确定水封气门限的模拟实验，认为粒径为0.05~0.1 mm的砂岩是形成油、气、水倒置现象的临界条件；郑定业［64］设计一种自下而上石英、白云石、方解石粒径逐渐变大的实验装置，实验结果显示3种矿物都存在一个临界条件，即充注动力与运移阻力处于一种动力学平衡；GUO等［65］设计多层粒径不同的砂岩的模拟实验，发现随着水柱高度以及充气压力的变化，浮力成藏下限存在多个动力学边界，粒径越大的砂岩达到动力学边界时对应的水柱高度越高。都满足动力学平衡公式：充气压力=毛细管力+水柱压力（图8）。因此，可以得到在地质条件下浮力成藏下限的动力学平衡公式：
P g = P c + P w
式中： P g为气体膨胀压力，MPa； P c为毛细管力，MPa； P w为地层水压力，MPa。
图8 含油气盆地浮力成藏下限物理模拟实验概念模型（据文献［20］修改）

Fig.8 Conceptual model of physical simulation experiment of lower limit of buoyancy accumulation in oil and gas basins（modified from Ref.［20］）

毛细管力是在两相流体界面处由于界面张力产生的。在油气藏中，水是油气—水系统的润湿相。因此，毛细管力阻碍了油气运移。毛细管力的计算可以用拉普拉斯方程：
P c = 2 σ c o s   θ r = 2 σ c o s   θ r φ
式中： P c为毛细管力，MPa； σ为不同润湿相界面处的界面张力，N/m（本文为0.03 N/m）； θ为润湿角，°（本文为45°）； r为流体所处于孔隙中的孔喉半径，μm，孔喉半径与孔隙度呈指数相关的关系，因此孔喉半径可以用孔隙度来表征。
静水压力是阻止油气运移的另外一个阻力，静水压力与埋深成正比关系，而储层孔隙度与埋深成反比关系，因此利用模拟出的孔隙度和深度的关系，可以用孔隙度来表征静水压力所需的深度。静水压力有时地层水压不一定是静水压力，许多影响因素会使地层水压产生异常压力。为了简单起见，本文假设地层压力为静水压力，其静水压力表示式为：
P w = ρ w g h = ρ w g h φ = ρ w g H
式中： P w为静水压力，MPa； ρ w为地层水密度，1.023×103 kg/m3； g为重力加速度，9.8 m/s2； h为处于力平衡处浮力成藏下限的埋深，埋藏深度可以通过研究区的孔隙度来表征。将式（3）—式（4）带入到式（2）中可以得到：
P g = 2 σ c o s   θ r φ + ρ w g h φ
前人对鄂尔多斯盆地砂岩气藏发育的流体包裹体多个特征参数进行了测定和计算，例如圈闭温度、圈闭压力等（表1），其平均圈闭压力约为25.3 MPa。因这些流体包裹体正好分布在气、水过渡区中，可认为其捕获压力是油气运移的气体驱动力或气体膨胀压力。
表1 鄂尔多斯盆地上古生界流体包裹体的圈闭温度和压力（数据来源于文献[66-67]）

Table 1 Trap temperature and pressure gauges of Upper Paleozoic fluid inclusions in the Ordos Basin (data is cited from Refs.[66-67])

井号 均一温度/℃ 气液比 最小捕获压力/MPa 捕获压力/MPa 捕获温度/℃
盟4 103（93~118） 9.45（8.6~10.53） 16.06 22.49 105.6
盟4 88 12.22 15.98
盟4 83（78~92） 6.83（5.65~7.02） 9.8
盟5 110（95~118） 11（9.52~12.55） 17.31 23.21 112.5
盟5 96（80~115） 14.57（14.12~15.02） 17.41
盟5 86（82~93） 7.21（6.12~7.55） 12.6
召探1 110（94~123） 11.21（10.96~11.45） 17.72 24.22 112.5
召探1 95（88~108） 7.56（7.33~8.87） 13.41
大6 97（92~113） 10.85（9.86~12.15） 17.2 23.7 99.5
大6 87（85，90） 6.76（6.23，7.29） 12.83
召4 118（103~135） 12.78（12.49~13.07） 18.87 25.37 120.5
陕17 126（100~136） 15.32（14.86~15.77） 21.03 27.53 128.5
G4-5 125（115~137） 13.54（12.21~15.38） 18.7 25.2 127.5
G8-3 119（110~127） 12.032（10.59~13.38） 21.23 27.73 121.5
陕231 112（111，113） 12.03（11.98~12.1） 18.4 24.9 114.5
榆7 128（120~133） 17.35（16.89~17.68） 23.9 30.4 130.5
苏2 108（102~118） 10.32（9.32~11.44） 17.02 23.52 110.5
苏8 98（90.2~123） 11.01（10.55~13.87） 22.03 28.53 100.5
苏6 135（135，135） 15.47（15.30，15.64） 18.89 25.39 137.5
苏1 134（130，138） 15.86（15.47，16.48） 20.1 26.6 136.5
鄂7 123 9.27 19.55
榆44-9 128（124~132） 14.88（13.88~15.79） 21.23 27.73 130.5
神5 116（110~123） 12.3（9.86~13.56） 17.9 24.4 118.5
陕219 120（118~126） 15.87（14.56~16） 24.5 31.1 122.5

注：83(78~92)=平均值（最小值—最大值）

天然气在运移过程中优先通过半径较大的孔喉，较大孔喉半径对于确定浮力成藏下限而言至关重要。根据上古生界砂岩的压汞数据建立孔隙度、渗透率和最大孔喉半径之间的关系（图9），通过孔隙度—渗透率和渗透率—最大孔隙半径拟合出孔隙度与最大孔喉半径之间的关系：
图9 鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层最大孔喉半径与渗透率（a）及渗透率与孔隙度（b）的关系

Fig.9 Relationship between maximum throat radius vs. permeability（a）， permeability vs. porosity（b） of Upper Paleozoic sandstone reservoirs in Ordos Basin

r φ = 0.494 e 0.149 φ
鄂尔多斯盆地自中生代以来经历了4期不均匀抬升及地层剥蚀事件，其标志为三叠系顶部、侏罗系延安组、侏罗系顶部出现不整合界面。前人［68-71］通过声波时差法和镜质体反射率法对4期剥蚀事件进行了恢复。结果显示，白垩纪是中生代以来最强烈盆地抬升剥蚀的时期，其他3期剥蚀事件较弱，依据现今地层厚度、沉积与剥蚀年代、各层段岩性，通过盆地模拟软件制作地层埋藏史图（图10）。
图10 鄂尔多斯盆地上古生界地层埋藏史（据文献［65］）

Fig.10 Burial history of the Upper Paleozoic strata in the Ordos Basin（according to the Ref.［65］）

基于上述参数和浮力成藏下限的动力学平衡公式，可以得出以下关系式：
26   M P a = 1   023   k g / m 3 ⋅ 9.8   m / s 2 ⋅ - 2   338 L n   φ + 6   845.56   m ⋅ 10 - 6 + 2 ⋅ 0.03   N / m ⋅ c o s   45 ∘ / 0.494 ⋅ e 0.149 φ
计算出鄂尔多斯盆地中东部地区砂岩储层早白垩世末浮力成藏下限对应的孔隙度和渗透率的值分别为6.24%和0.322×10-3 μm2。
早白垩世末至今，鄂尔多斯盆地经历强烈的抬升剥蚀，使其油气藏压力发生了改变，破坏了储层原始的气、水平衡状态，导致气、水界面迁移到新的位置以达到新的动力学平衡。假设气、水界面位于气、水过渡区的情况下，选择盆地中气、水同产井确定浮力成藏下限的动力学平衡位置。压力数据如表2，平均压力为15.5 MPa，同样，其关系式为：
15.5   M P a = 1   023   k g / m 3 ⋅ 9.8   m / s 2 ⋅ - 2   338 L n   φ + 6   845.56   m ⋅ 10 - 6 + 2 ⋅ 0.03   N / m ⋅ c o s   45 ∘ / 0.494 ⋅ e 0.149 φ
表2 鄂尔多斯盆地太原组—石盒子组现今地层实测压力值(数据来源于文献[55-56])

Table 2 Measured pressure values of the Taiyuan Formation-Shihezi Formation in the Ordos Basin (data is cited from Refs.[55-56])

井号 层位 埋深/m 实测压力/MPa
X28 石盒子组 1 562.5 14.89
X30 石盒子组 1 673.4 16.4
X32 石盒子组 1 714.3 16.98
X33 石盒子组 1 473.2 15.21
X36 石盒子组 1 514.8 15.2
X37 石盒子组 1 641.8 15.93
X38 石盒子组 1 882 17.18
X43 石盒子组 1 597.1 13.96
L-1 太原组 2 029.09 17.958
L-1 太原组 1 980.5 17.193
L-1 上石盒子组 1 564.85 12.592
L-1 上石盒子组 1 570.71 13.961
L-6 下石盒子组 1 600.76 15.928
L-6 下石盒子组 1 573.15 15.285
L-6 上石盒子组 1 434.4 14.558
L-6 上石盒子组 1 402.77 13.275
L-5 山西组 1 668.06 17.032
计算出鄂尔多斯盆地中东部地区砂岩储层现今浮力成藏下限对应的孔隙度和渗透率的值分别约为10.04%和0.94×10-3 μm2。

3.5　浮力成藏下限综合确定

采用储层物性统计分析法、油气藏驱动力贡献量法、实例剖析法和数值模拟法4种方法确定浮力成藏下限，前人运用上述4种方法分别在渤海湾盆地南堡凹陷和珠江口盆地惠州凹陷等区域确定浮力成藏下限，为后续油气勘探提供了理论依据。储层物性统计分析法具有较多数据和较高区域代表性，确定浮力成藏下限临界深度约为1 462 m，临界孔隙度约为10%，临界渗透率约1×10-3 μm2；油气藏驱动力贡献量法具有一定的局限性，需在确定临界孔隙度和渗透率之后运用此方法，确定浮力成藏下限临界深度为1 400 m；实例剖析法具有较高的准确性，浮力成藏下限一般是深度范围，因为研究区受多期构造运动及多阶段演化的影响形成现今盆地内部稳定、南北隆升的构造格局，确定浮力成藏下限的深度为1 350~1 750 m；数值模拟法确定浮力成藏下限准确性较高，通过此方法建立浮力成藏下限动力学平衡公式并计算得出鄂尔多斯盆地中东部地区砂岩气藏成藏期（即早白垩世末）浮力成藏下限临界条件，其孔隙度和渗透率为6.24%和0.322×10-3 μm2，用同样的方法计算得出现今浮力成藏下限的孔隙度和渗透率分别约为10.04%和0.94×10-3 μm2。综合上述4种方法的结果，最终确定鄂尔多斯盆地中东部地区浮力成藏下限的深度为1 350~1 750 m，临界孔隙度约为10%，临界渗透率约为1×10-3 μm2。

4 油气成藏底限的确定

4.1　干层比法

干层比是指在一定的埋藏深度区间内，储层为干层累计厚度与总油气藏厚度的比值，其中干层是指不含可动流体的致密油气藏。随着埋藏深度的增加，地层压力增加，岩石受到的压实作用增强，孔隙空间被压缩，连通性降低，储层物性变差，导致干层出现的概率增加。庞雄奇等［19-23］对塔里木盆地中部隆起地区油气成藏下限研究也证明这一点，随埋藏深度的增加，储层孔隙度从28%~30%下降到2%~4%，干层比从0%增加到100%。因此，根据干层比例的变化来确定浮力成藏下限的临界孔隙度和深度。
具体操作流程如下：①利用测井解释资料以及录井资料，统计各钻井不同埋藏深度区间的油气钻探结果，即气层、油气同层、水层、干层的孔隙度、厚度以及深度等［图11（a）］；②以1%的孔隙度间隔为一个区间，统计孔隙度区间内气层、油气同层、水层、干层的厚度并分别计算他们的比例，得到各油气水层所占比例随孔隙度的变化规律并绘制相应的直方图；③绘制气层、油气同层、水层、干层孔隙度和深度的散点图以及最大有效孔隙度和最小孔隙度曲线，油气成藏底限的临界深度一般为有效孔隙度为0时对应的深度［图11（b）］；④以200 m作为一个区间，统计不同深度区间干层的比例，得出干层比例随深度的变化规律，干层比例达到100%（即油气水层完全为干层）的深度即为油气成藏底限临界深度［图11（c）］。
图11 各类油气藏比例及孔隙度随深度变化特征

（a）各类油气藏所占比例随孔隙度变化频率；（b）油气藏孔隙度随深度变化散点图；（c）干层比率及有效孔隙度随深度变化

Fig.11 The proportion and porosity of various reservoirs vary with depth

根据测井解释资料和录井资料绘制出间隔1%的孔隙度区间内气层、油水同层、水层以及气层的比例，可以较为直观地观察出油气成藏底限的临界条件。从图11（a）可以看出，研究区储层有效孔隙度分布在2%~16%的区间里，随孔隙度的减少，干层比例大致呈现增大的趋势，气层比例呈现出先增大后减少的趋势。当储层孔隙度较少到1%~2%区间时，即孔隙度临界条件为2%时，干层比例为100%，孔隙度低于这一数值，油气难以聚集形成商业性油气藏。从图11（b）可以看出，大部分含气储层孔隙度位于2%~16%之间，干层孔隙度小于10%，随埋藏深度的增加，最大有效孔隙度与最小有效孔隙度的差值呈现出先增大后减小的变化趋势，两者差值可以较为直观反映储层流动的孔隙所占的比例，决定储层可流动性［72］。当埋藏深度达到5 060 m时，两者差值达到最小，储层处于不可流动状态，其对应的深度即为油气成藏底限的临界深度。干层比例随深度的增加大致呈现增大的趋势，增大速率逐渐减小，当埋藏深度达到5 060 m干层比例达到100%。同时运用拟合的孔深关系式［式（1）］和油气成藏底限临界孔隙度2%分析计算得到5 224.98 m。

4.2　油气饱和度法

油气饱和度是指油层或气层有效孔隙中含油或者含气体积与储层有效孔隙体积的比值，被广泛用于表征油气的富集程度。油气富集的基础是储集空间，其动力源于源储之间的毛细管力差，储层物性条件和富集动力耦合控制含油气饱和度，随埋藏深度的增加，储层更加致密，物性条件变差，油气在运聚过程中会优先向上部较大孔隙空间中运移，下部孔隙空间充注油气相对较少，当达到一定深度时油气不再充注进入孔隙空间，其对应的油气饱和度为0，即该深度认为是油气成藏底限［21，73-74］。庞雄奇等［21］对渤海湾盆地东濮凹陷研究结果表明当埋藏深度到达5 500 m，储层中的油气饱和度为0，油气未充注进入油气藏中，代表油气成藏底限的边界。
具体操作流程如下：①根据测井解释资料以及分析测试资料，统计在不同埋深下油气饱和度；②对统计的数据进行整理并绘制油气饱和度与深度的散点图，拟合油气饱和度与深度关系；③基于散点图和油气饱和度与深度关系模型确定油气饱和度为0时，其所对应的埋藏深度为油气成藏底限的临界深度。
通过统计鄂尔多斯盆地中东部地区47口井油气饱和度与深度数据，发现油气饱和度随埋深的增加整体上呈现先增加后减少的趋势，其油气饱和度峰值位于2 400~2 600 m之间［图12（a）］。由于缺少4 000 m以深的油气饱和度，导致不能明显表达出油气饱和度与深度关系，因此需要对油气饱和度数据采用以每300 m为一段取平均值的方法对两者关系进行拟合并预测当油气饱和度达到0对应的深度。根据图12（b）所示，研究区油气成藏底限的临界深度是油气饱和度为0时所对应的深度，即5 110 m。
图12 油气饱和度随深度变化特征（a）及油气饱和度拟合和预测（b）

Fig.12 Characteristics of oil and gas saturation with depth（a） and its fitting and prediction（b）

4.3　油气成藏底限综合确定

采用干层比法和油气饱和度法确定鄂尔多斯盆地中东部地区油气成藏底限，2种方法计算出的油气成藏底限临界深度大致相同，前人运用同样的2种方法分别在准噶尔盆地玛湖凹陷和珠江口盆地惠州凹陷等区域确定油气成藏底限，超过该底限，油气难以聚集形成商业性油气藏。干层比法多用于探井较多的成熟探区，确定的油气成藏底限临界深度为5 224.98 m，临界孔隙度为2%；油气饱和度法准确性较高，但会受到深部数据点最大埋深以及数量的影响，预测出油气成藏底限临界深度约为5 060~5 110 m。综合以上2种方法的分析结果，确定鄂尔多斯盆地中东部地区油气成藏底限深度为5 060~5 224.98 m，临界孔隙度为2%。

5 结论

（1）储层物性统计分析法基于测井解释资料，通过对储层物性特征的研究，明确浮力成藏下限临界孔隙度、渗透率以及深度；油气藏驱动力贡献量法基于测、录井资料，通过分析地下油气运移聚集的驱动力占比确定浮力成藏下限的临界深度；实例剖析法是将测录井解释结果显示在单井和剖面上，分析并确定浮力成藏下限的临界深度；数值模拟法基于动力学平衡公式对关键成藏时期和现今浮力成藏下限临界条件进行计算。4种方法综合确定鄂尔多斯盆地中东部地区浮力成藏下限对应的临界孔隙度为10%，渗透率为1×10-3 μm2，深度为1 350~1 750 m。
（2）干层比法是基于测井资料和录井解释资料研究储层各类流体随深度、孔隙度变化规律，当干层比达到100%对应的油气成藏下限临界孔隙度与深度；油气饱和度法基于测井解释资料和分析测试资料，分析研究并拟合油气饱和度与深度关系，确定油气饱和度达到0对应的深度。综合确定鄂尔多斯盆地中东部地区油气成藏底限对应的临界孔隙度为2%，深度为5 060~5 224.98 m。
（3）鄂尔多斯盆地中东部地区自由动力场位于地表与浮力成藏下限等要素圈定的区域，油气主要集中于构造高部位圈闭中，其储层孔隙度大于10%，渗透率大于1×10-3 μm2；鄂尔多斯盆地中东部地区局限动力场位于浮力成藏下限与油气成藏底限等要素圈定的区域，油气主要集中于构造高部位、凹陷以及斜坡，其储层孔隙度为2%~10%。

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