引用本文

Zhang Daofeng, Liu Xinshe, Gao Xing, et al.Geological characteristics and accumulation model of Ordovician marine carbonate in western Ordos Basin[J].Natural Gas Geoscience,2016,27(1):92-101.[张道锋，刘新社，高星，等.鄂尔多斯盆地西部奥陶系海相碳酸盐岩地质特征与成藏模式研究[J].天然气地球科学，2016,27(1):92-101.]
doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2016.01.0092

鄂尔多斯盆地西部奥陶系海相碳酸盐岩地质特征与成藏模式研究

张道锋¹ ，刘新社^1，2，高星¹，崔子岳¹，闫小雄¹ 

关键词： 鄂尔多斯盆地西部       奥陶系       海相碳酸盐岩       海相烃源岩       岩溶缝洞体储层       白云岩储层       礁滩体储层       成藏模式      

中图分类号:TE122.1      文献标志码:A      文章编号:1672-1926(2016)01-0092-10

Geological characteristics and accumulation model ofOrdovician marine carbonate in western Ordos Basin

Zhang Dao-feng¹ ，Liu Xin-she^1，2，Gao Xing¹，Cui Zi-yue¹，Yan Xiao-xiong¹ 

Key words： The western Ordos Basin;       The Ordovician;       Marine carbonate;       Marine hydrocarbon source rock;       Karst porous fractured reservoir;       Dolomite reservoir;       Reef reservoir body;       Gas reservoir model;      

引言

鄂尔多斯盆地奥陶系碳酸盐岩地层是古生界主要含气层系之一^[1]。奥陶纪沉积期，受中央古隆起的分隔作用，盆地西部与盆地中东部分别属于祁连、华北两大海域，其地层发育特征及古地理环境存在显著差别，古隆起东侧受华北海影响，马家沟组勘探获得重大进展，发现靖边气田^[2]，盆地西部受祁连海控制，以较深水的海槽沉积为主，是天然气勘探的重要领域^[3]。20世纪80年代中期，盆地西部天池构造完钻的天1井，首次在奥陶系克里摩里组试气获16.4×10⁴m³/d的高产气流，证实了祁连海域碳酸盐岩具备天然气成藏的地质条件。然而，在随后的二十多年里，勘探一直未获实质性的进展。在此期间，一直有不少学者^[4-13]通过沉积环境、烃源岩评价、储层特征及成藏地质条件等对盆地西部海相碳酸盐岩的勘探潜力进行研究。但是，仍然有以下3个方面的困惑：①盆地西部奥陶系海相烃源岩是否具备生烃能力，能否作为有效烃源岩尚难以确定；②储层类型多样，可作为未来重点勘探的有效储层类型仍不明确；③除了上生下储的天然气成藏组合之外，奥陶系是否发育有效的自生自储成藏组合，以及气藏类型如何分布，尚不清楚。 2010年盆地西部完钻的余探1井，在克里摩里组试气获3.46×10⁴m³/d天然气流，气藏距奥陶系风化壳顶部约220m，天然气地球化学显示为油型气，发现了奥陶系自生自储型成藏组合，从而为重新认识奥陶系海相碳酸盐岩勘探领域提供了重要依据。本文从奥陶系碳酸盐岩烃源岩特征、储层类型、成藏模式等方面入手，分析盆地西部奥陶系海相碳酸盐岩地质特征及有利勘探目标，指出下一步勘探的方向。

1 古地理特征

鄂尔多斯西部地区是指位于中央古隆起西侧，主要位于鄂托克前旗—定边以西，银川以东，惠安堡以北，乌达—铁克苏庙以南，面积达6 500km²（图1）。研究区内奥陶系地层发育较全，奥陶系由下向上依次发育下奥陶统三道坎组、桌子山组、克里摩里组，中奥陶统乌拉力克组、拉什仲组、蛇山组和公乌素组。

早奥陶世受怀远运动影响，盆地西部开始海侵，三道坎组主要以混积陆棚、滨岸及潮缘沉积为主，与下伏寒武系为不整合接触；桌子山期，海侵达到最大，东西海域连成一体，主要发育开阔海台地沉积；克里摩里期，基底构造活动更加剧烈，坡度变陡，海槽沉积范围向东进一步扩大，沉积水体变深，由浅水台地沉积转变为深水沉积，自西向东依次发育海槽、广海陆棚、台缘斜坡、台地边缘浅滩和开阔台地沉积（图2），其中台缘斜坡沉积环境有利于形成颗粒滩和生物礁，岩性主要为粒屑灰岩和碎屑流成因的钙质角砾岩，易于后期的溶蚀，从而形成岩溶缝洞体，是盆地西部奥陶系有利的沉积相带。 中—晚奥陶世，贺兰海槽扩张，水体逐渐加深，乌拉力克期，盆地西部主要发育斜坡—深水盆地沉积环境（图3）^[14]。其岩性主要为灰黑色含笔石泥页岩、泥灰岩和灰质泥岩，夹多层钙质角砾岩，且厚度相对稳定，特征明显，尤其是其底部的笔石页岩形成于奥陶纪最大海泛期，是一套强还原环境的产物，具有浓缩段的特征，有机碳含量较高^[15]。

2 烃源岩特征

鄂尔多斯盆地西部发育上、下古生界2套烃源岩，上古生界煤系烃源岩是盆地古生界气藏的主要气源，已被广泛接受^[16,17]。近年，在榆林地区，奥陶系发现了自生自储型的天然气藏，表明古隆起东侧低丰度、高演化程度的下古生界海相烃源岩具有一

定的生烃能力^[18]，而研究区一直缺乏典型油型气的碳同位素端元实例，余探1井克里摩里组的天然气甲烷碳同位素值为-38.92%，明显偏负，为高成熟油型裂解气（表1），表明气源主要来自下古生界海相烃源岩，为重新认识盆地西部下古生界奥陶系海相烃源岩提供了重要依据。

2.1 有机质特征

2.1.1 有机质丰度

有机碳含量(TOC)、氯仿沥青“A”、总烃(HC)及生烃潜力(S₁+S₂)是烃源岩评价的4项重要指标，其中有机碳含量最为重要，因此，有机质丰度是烃源岩评价的最主要手段。盆地西部有机质含量总体较高，多在0.3%以上，局部层段可达1%～2%（表2），如余探1井有机碳(TOC)含量平均为0.54%，最高为1.86%。 泥质物对有机质的吸附和保存起重要作用，泥质含量与碳酸盐岩有机碳含量呈正相关性，泥质含量越高，颜色越暗，有机质丰度相对富集（图4）。研究区内乌拉力克组的泥质含量整体比拉什仲组要高，其有机碳含量亦整体比拉什仲组要高，如惠探1井乌拉力克组的有机碳含量为0.60%，拉什仲组有机碳含量为0.23%。从岩性上看，研究区内奥陶系烃源岩中的灰黑色含笔石泥岩有机碳含量较高，普遍大于0.5％，含灰泥岩、泥质灰岩稍差为0.2%～0.5% （图5），而乌拉力克组底部深水斜坡—盆地相带中

沉积的笔石页岩单层厚5～20m，有机碳含量一般为0.15%～1.24%，平均为0.51%，有机质丰度较高，可成为主要的烃源岩层^[19]。根据目前对碳酸盐岩气源岩有机质丰度下限研究，一般认为气源岩有机碳含量的理论下限约为0.15%～0.2%，工业下限约为0.25%～0.3%^[20,21]，结合盆地西部有机碳含量来看，其奥陶系海相烃源岩属于相对较好的有效烃源岩。

2.1.2 有机质类型及成熟度

干酪根碳同位素(δ¹³C)与有机质热演化阶段关系不大,是评价烃源岩有机质类型的最有利手段。盆地西部奥陶系海相碳酸盐岩干酪根δ¹³C值平均为-29.18‰，有机质类型主要属于Ⅰ型、Ⅱ₁型。余探1井乌拉力克组干酪根δ¹³C值为-29.5‰～-30.4‰，拉什仲组干酪根δ¹³C值为-28.0‰～-29.7‰。由此可见，盆地西部海相碳酸盐岩有机质类型好，以藻类等低等水生生物为主。 余探1井拉什仲组烃源岩R_O值一般在1.67%～1.75%之间，乌拉力克组烃源岩R_O值一般在1.75%～1.96%之间，表明有机质经历了主要生烃过程，已达高成熟—过成熟生干气阶段。

2.2 烃源岩分布特征

奥陶系有效烃源岩主要分布在中奥陶统的乌拉力克组(O₂w)和拉什仲组(O₂l)。在平面上，烃源岩具有西厚东薄的特点，一般约为60～120m，最厚200m以上（图6）。岩性主要为灰黑色泥(页)岩、灰黑色灰质泥岩及褐灰色泥质灰岩。余探1井乌拉力克组地层厚123m，在该组的中下部，发育大量的灰黑色泥岩、灰质泥岩及褐灰色泥质灰岩，累计厚度达到89.2m，占到地层总厚度的72.5%；拉什仲组地层厚度为71.4m，在该组的中下部，以褐灰色泥灰岩、 灰黑色灰质泥岩及灰黑色含粉砂质泥岩主，累计厚 度达到47m，占到地层总厚度的65.8%。从烃源岩 的厚度、

泥质含量上看，乌拉力克组烃源岩厚度大、泥质含量高。 综上所述，盆地西部地区发育厚度数十米至上百米，以Ⅰ型、Ⅱ₁型干酪根为主要有机质类型的有效烃源岩，分布广泛，热演化程度高，且经历了供烃成藏的地质历史过程，具有较好的生烃能力，是一套有效的海相烃源岩。

3 储层特征

盆地西部奥陶系碳酸盐岩储集体按照岩性、孔隙类型及成因，可划分为岩溶缝洞型、白云岩型和礁滩型等3种类型的储集体（表3）。

3.1 岩溶缝洞型储集体

岩溶缝洞型储集体主要发育于克里摩里组的斜坡相颗粒灰岩和藻格架灰岩中。奥陶纪末，盆地西部临近古岩溶台地，古地貌格局为东高西低，岩溶作用强烈，石灰岩由于其易溶性，再叠加构造抬升导致的张裂作用，地表流体通过断裂沟通，进入克里摩里组灰岩发生顺层岩溶作用，大规模地形成呈层状展布的岩溶缝洞体系，如地下暗河 ^[22-23]。大部分岩溶洞穴体受后期岩溶垮塌和石炭系埋藏等方面的影响，发生塌陷、充填的致密化过程，由于受周围地层的围限保护作用，洞穴内的充填物通常没有经过强烈的压实作用，成岩作用相对较弱，因此，岩溶洞穴体具有较好的储集性能。 岩溶缝洞型储层的储集空间以塌陷未充填洞穴、洞穴垮塌充填角砾间孔和裂缝为主。塌陷未充填洞穴在钻探及测井过程中都有明显的特征，在钻井、录井中，往往会出现钻时加快、钻具放空和漏失泥浆等现象。在测井曲线上，呈低自然伽玛、高声波时差、低电阻率、低密度及井径扩径严重等特征，如天1井在克里摩里组钻遇塌陷未充填洞穴层6.0m，漏失

泥浆99.5m³，放空1.1m，试气获16.4×10⁴m³/d的高产气流（图7）。 洞穴垮塌充填角砾间孔主要发育于垮塌充填的岩溶洞穴中，垮塌充填岩溶洞穴在钻探过程中，仅钻时加快的特征突出，在测井曲线上，表现为高自然伽玛、高声波时差、电阻率差异明显、低密度及井径扩径等特征，如鄂19井克里摩里组钻遇垮塌充填的岩溶洞穴层8.8m（图8），岩性为洞穴垮塌充填的泥质角砾岩，角砾间充填物的成岩作用较弱，仍然发育孔隙，孔隙类型主要为晶间溶孔、角砾间溶孔及溶蚀缝[图9(a)，图9(b)]。 裂缝通常伴随着断裂带、岩溶洞穴的形成而发育，往往在断裂带、岩溶洞穴体的周围，形成裂缝型储层。裂缝型储层在钻井、录井上，表现为钻时加快、小规模局部放空、泥浆漏失，在测井上通常表现为低自然伽玛，高声波时差、电阻率差异明显，扩径的特征，如那1井在克里摩里组钻遇裂缝型储层55.5m，泥浆漏失约500m³（图10）。

3.2 白云岩型储集体

白云岩型储集体主要发育于克里摩里组、桌子山组的粉晶—细晶白云岩中。在鄂托克旗—鄂托克前旗—定边一带，由于靠近古隆起，受大气淡水的影响较为强烈，极有利于混合白云岩化作用的进行^[24]，形成的白云岩体呈块状，厚度巨大可达200～450m，如定探1井桌子山组白云岩厚431m，沿中央古隆起呈SN向连片分布。向西白云岩厚度变薄，如在铁克苏庙—李庄子—惠安堡一带，白云岩体厚度约30～80m，呈薄层状夹于灰岩中，连片性较差，局部呈透镜状分布，是由于短期海退，在局部洼陷区，造成水流不畅，含盐度增加，发生渗透回流白云岩化，粉晶白云岩的δ¹³C值平均为0.55‰，δ¹⁸O值平均为-7.16‰。 该类储集体的储集空间类型主要为白云石晶间(溶)孔，次为微裂缝。储层岩石中的白云岩主要以粗粉晶—细晶结构为主，白云石晶体的自形程度较高，往往呈半自形—自形状，晶间孔的几何形态多为由晶粒支架构成的多面体或三角形，孔壁光滑、平直，孔径大小为10～40μm[图9(c)]；白云石晶体在淡水溶蚀或碳酸盐等易溶矿物选择性溶解作用下，被溶蚀成港湾状，形成晶间溶孔，孔隙通常为不规则状的形态，孔径大小为30～200μm[图9(d)]。白云岩储层的孔隙度为3%～7%，渗透率为(0.125～0.462)×10^-3μm²，储集性能良好。

3.3 礁滩型储集体

礁滩型储集体主要发育于克里摩里组台缘礁滩相带的石灰岩中。主要的造礁生物为海绵、层孔虫及钙藻等，礁体主要的岩相组合为生物屑碎屑灰岩及层孔虫—海绵礁灰岩，礁体一般生长发育期为2期左右，是浅海中水体较深的环境中形成，其平面分布受沉积相带控制，具有一定的成层性，整体上来看，克里摩里组的成礁条件较差，礁体规模小，分布范围局限^[25-27]。 储集空间为藻屑滩组构选择性溶孔及生物礁骨架孔。藻屑滩组构选择性溶孔多发育于相对高能的颗粒滩相沉积中，溶孔是在经历大气淡水的淋滤溶解后，文石质或高镁方解石质碳酸盐颗粒组构被选择性溶蚀而形成，其形状、大小受特殊碳酸盐结构组分控制，原始颗粒组分形状往往会被基本保留[图9(e)]。生物礁骨架孔主要发育在海绵礁灰岩中，是原始造礁生物格架结构间原有孔隙，是经历了孔隙成岩演化的残留，局部强烈的白云岩化作用可使礁体中的孔隙得到较好的保存，白云石晶体多为半自形—自形，且晶粒较粗，发育大量晶间孔，储集性能较好[图9(f)]。

(a)洞穴充填泥质角砾岩，鄂19井，O₁k，岩心照片；(b)角砾岩微孔隙，鄂19井，O₁k，铸体薄片；(c)晶间孔，苏357井，O₁k，铸体薄片；(d)晶间溶孔，余探1井，O₁zh，铸体薄片；(e)藻屑灰岩，发育组构选择性溶孔，天1井，O₁k，铸体薄片；(f)海绵礁灰岩，发育生物礁骨架孔，棋探1井，O₁k铸体薄片

4 成藏模式

盆地西部奥陶系成藏模式表现为由石炭系—二叠系的煤系烃源岩与下古生界奥陶系乌拉力克组海相烃源岩同时供烃，与奥陶系储层形成上生下储和自生自储2套有效的成藏组合，即上古生界石炭系—二叠系煤系烃源岩生成的天然气通过奥陶系顶面的不整合面或断裂等运移通道进入奥陶系克里摩里组、桌子山组储层聚集成藏，形成上生下储的成藏组合；奥陶系乌拉力克组海相烃源岩生成的天然气在克里摩里组、桌子山组储层中聚集成藏，形成自生自储的成藏组合。天然气最终在岩溶缝洞体、白云岩晶间孔及礁滩体溶孔中聚集成藏，主要分布于西缘冲断带和天环坳陷的东、西两翼。 晚侏罗—早白垩世，盆地上、下古烃源岩开始大规模生烃，此时盆地西部坳陷已初步形成^[28]，在西缘冲断带和天环坳陷西翼，中上奥陶统地层保存较全、厚度大，一般为200～600m，构成了较好的生烃及保存条件，海相烃源岩生烃后，天然气在下覆的克里摩里组岩溶缝洞体和白云岩储层中聚集，形成岩性气藏，或受西缘断裂带遮挡形成构造—岩性气藏，而后期的喜马拉雅构造运动对区内的构造形态改造不大，有利于气藏的保存，主要以奥陶系内幕气藏为主。如天环坳陷西翼余探1井的岩溶缝洞体气藏，该井克里摩里组顶部发育洞穴型储层9.6m，中上奥陶统海相烃源岩厚136m，既是良好的烃源岩，同时也是良好的盖层，生成的天然气有利于直接运移到克里摩里组岩溶缝洞体储层中聚集成藏，形成自生自储的岩性气藏，试气获3.46×10⁴m³/d，气藏距奥陶系风化壳220m，天然气甲烷碳同位素-38.92%，明显偏负，显示油型气特征（图11），由于气藏上覆地层厚度大，上古生界煤成气难以进入克里摩里组储层中，因此，天然气偏轻的甲烷碳同位素特征是油型气特征的客观反映。

天环坳陷西翼忠探1井、李16井的白云岩气藏分别在克里摩里组顶部钻遇白云岩储层3.5m、1.9m，试气均获低产气流，气藏分别距奥陶系风化壳605m、600m，天然气在线甲烷碳同位素分别为-38%、-37.9%，显示为油型气，因此克里摩里组的白云岩气藏可作为下一步有利的勘探目标，另外西缘冲断带的下盘由于后期构造对气藏破坏小，保存条件较好，勘探范围亦可适当向西扩大。 天环坳陷东翼，由于经历了奥陶纪末长时间的风化剥蚀，奥陶系逐层剥露，自西向东层位由新变老，中上奥陶统残缺不全或剥蚀殆尽，使克里摩里组、桌子山组和石炭系—二叠纪的煤系烃源岩直接接触，有利于天然气沿断裂或不整合面向下运移，在岩溶缝洞体、白云岩储层及礁滩体储层中聚集成藏，形成以上生下储为主的地层—岩性气藏。天环坳陷东翼的构造形态与相邻的伊陕斜坡相似，均为西倾的斜坡，造成桌子山组的白云岩气藏东侧的封盖条件变差，难以形成有效的圈闭，因此，在天环坳陷东翼及中央古隆起地区桌子山组厚层状白云岩储层中普遍出水。礁滩体储层处在东翼的低洼部位，不利于天然气的运聚成藏，如棋探1井克里摩里组钻遇生物礁灰岩骨架孔型储层10.4m，经后期酸化出水。 克里摩里组的岩溶缝洞体、白云岩储层与致密围岩及上倾方向封盖性能好的石炭系海相泥岩，形成有效的岩溶缝洞体型和白云岩型地层—岩性气藏。如天1井在克里摩里组顶部发育岩溶洞穴型储层6.4m，气藏距奥陶系风化壳63m，试气获16.4×10⁴m³/d的气流，天然气甲烷碳同位素值为-34.26%，显示煤型气特征。苏357井克里摩里组与本溪组直接接触，克里摩里组发育白云岩储层3.6m，试气获低产气流，天然气甲烷碳同位素值为-33.32%，显示煤型气特征。

5 结论

(1)盆地西部地区发育上、下古生界2套有效的烃源岩，且下古生界海相烃源岩具备较好的生烃能力，区内的气源条件可得到较充足的保障。 (2)研究区主要发育岩溶缝洞型、白云岩型、礁滩型等3种类型的储集体，储集性能较好，其中岩溶缝洞型储层和白云岩型储层分布范围广、规模较大。 (3)研究区内源储配置良好，发育上生下储和自生自储2套有效的成藏组合，在西缘冲断带和天环坳陷西翼，以奥陶系内幕气藏为主，即自生自储的成藏组合，气藏类型主要为构造—岩性气藏和岩性气藏；天环坳陷东翼以上生下储成藏组合为主，气藏类型主要为地层—岩性气藏和岩性气藏。岩溶缝洞体气藏和白云岩气藏是下一步有利勘探目标。

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