鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下天然气富集规律与气藏主控因素

任军峰，黄正良，魏柳斌，任德生

(1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018；2.北京油谷科技发展有限公司，北京 102208)

0 引 言

随着鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下天然气勘探不断取得新突破。盐下马五7亚段和马五9亚段白云岩储层中相继钻遇了多口工业气流井，其中统74井获无阻流量127.98×104m3/d。由于该区经历了加里东、印支、燕山、喜山几次大的构造运动，造成盐下地层发生构造反转及气藏的复杂改造。钻探证实，该区气藏分布复杂，主要表现为不同层位、不同构造部位含气性具有极大的差异性，尤其是盐上与盐下白云岩储集层的含气性差异性极大，给下一步勘探部署的决策带来了困扰。虽然前人对盐下地层沉积特征、烃源岩、储层及天然气成藏组合进行过综合研究，但针对天然气的分布规律及气藏主控因素，尤其是结合现今构造应力场、流体势能、构造曲率对气藏分布控制作用的研究在本区尚属首次。地应力场是天然气运移聚集的主要动力之一[1]，尤其是成藏期构造应力场直接控制天然气聚集和分布[2]。地壳在构造应力场作用下，发生构造运动和岩石变形，岩石的变形产生体积变化，使岩层内孔隙流体压力增加或减少，产生压力梯度或势差，推动流体在岩石中流动，在流动过程中，遇到适宜的构造部位，天然气就会聚集成藏。岩石的变形也会导致孔隙度、渗透率的改变，从而影响渗流的速度和方向。本文立足这一生产实际问题的需要，以前人成果及常规地质研究手段为基础，引入现今构造应力场、流体势模拟及构造曲率计算技术，进一步研究盐下天然气的空间分布规律与这些因素的相互关系，找到天然气藏的控制因素，为今后勘探部署决策提供地质依据。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地位于华北陆块西部，划分为伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、西缘逆冲带、伊陕斜坡和天环坳陷6个构造单元，其中伊陕斜坡是油气聚集的最主要构造单元(图1)。

鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下构造特征总体上发育向西缓倾的单斜构造[1]，高点海拔-1 700 m，低点海拔-2 650 m，落差950 m；在单斜构造的区域背景上发育局部背斜、向斜、鼻隆等微幅构造，形成二级构造带(图2)。盐下地层纵向上分为六个岩性段：由下至上依次为马一段、马二段、马三段、马四段、马五段和马六段，其中,马一段、马三段、马五段主要岩性以晶粒白云岩、含膏白云岩、膏质白云岩、盐岩、灰岩为主，夹泥质白云岩、凝灰岩夹层;马二段、马四段、马六段岩性以灰岩为主。马五段从上到下又可以细分为马五1～马五10十个亚段。其中,马五6亚段膏盐岩分布最广，面积约5×104km2(图1)，最大厚度超过160 m，为该区的主力盖层。马五7亚段、马五9亚段主要发育白云岩，为本区的主力储层。

奥陶系沉积相带发育具有围绕盆地东部洼陷区呈环带状展布的特点，即自内而外依次发育盐洼→盆缘膏质斜坡→含膏云坪内带→含膏云坪外带沉积。自西向东依次发育潮上云坪、潮间含膏云坪、盆缘膏云坪和膏盐洼地微相。

图1 鄂尔多斯盆地构造分区图Fig.1 The structural division map of Ordos basin

图2 鄂尔多斯盆地东部盐下马五7顶界构造Fig.2 The top boundary structure of subsalt of Mawu7 in eastern Ordos basin

2 天然气富集规律

2.1 剖面分布特征

鄂尔多斯盆地东部奥陶系盐下白云岩储层马五7亚段～马五9亚段，目前共有试气井30口，其中工业气流井6口，低产气流井24口，统74井试气产量最高，达到127.9805×104m3/d(AOF)。剖面上平均单井日产气量马五7亚段最高，达到5.5193×104m3/d，其次为马五9亚段，为2.0098×104m3/d。马五7亚段单试井数为7口，合试井数为6口，是盐下白云岩储层的主力产气层，有5口井获得工业气流，统74井单试马五7亚段获得127.9805×104m3/d(AOF)的高产，高产气井主要分布在颗粒滩沉积微相及鼻隆发育区。马五9亚段单试井数为5口，合试井数为4口，其中合试马五7亚段+马五9亚段的桃38井获得了12.9129×104m3/d(AOF)的高产。

垂向上高产气井主要分布在马五7亚段，平均单井产气为5.5193×104m3/d，马五9亚段的平均单井产气产量为2.0098×104m3/d，相对次之。

2.2 平面分布特征

马五6亚段是鄂尔多斯盆地东部地区分布最为广泛的盐岩层，其下伏的马五7亚段、马五9亚段是发育粉晶-细晶白云岩及泥晶-细粉晶白云岩，这两类岩性常发育在颗粒滩相、生物扰动沉积相带及蒸发岩旋回的准同生白云岩环境。其储层孔隙特征主要表现为白云岩、白云岩化形成晶间孔、溶蚀孔、构造裂缝及溶蚀缝。储层岩性分布与该区古地理沉积环境密切相关，在研究区表现为近南北向带状展布，分布较为连续；东西方向上由西部白云岩相向东相变为石灰岩类及岩盐沉积，因此导致东西向的物性变化及储集性能的变化。正是由于大范围分布的盐岩沉积，区域上具有对天然气良好的封盖性。平面上天然气主要分布在工区中西部白云岩相对较厚的颗粒滩沉积微相中，如统74井区、桃38井区等，且高产气井平面上分布不均，未形成连片分布。

3 气藏主控因素

3.1 沉积相带影响储层的储集性

研究区马五7亚段、马五9亚段沉积时期由西向东依次发育云坪→含灰云坪→灰质洼地。由于本区盆地沉积期水体自西向东逐渐加深，地层有增厚的趋势，整体上向东盐岩更加发育，从西部的白云岩膏盐组合逐步过渡成白云岩膏盐盐岩组合。

由西向东相变为石灰岩类沉积，物性也随之变化。马五7亚段、马五9亚段晶间孔型白云岩分布范围广，储层非均质性相对较弱，分布于连续性较好的颗粒滩微相，是盐下天然气勘探的有利沉积相带。由图3可知，颗粒滩相岩芯孔渗测试数据均好于台坪相白云岩，表现为相对较高的孔隙度、渗透率，二者具有较好的相关性，台坪相的白云岩孔隙度与渗透率相对较小，且二者的相关性较差。室内试验证实，盐下白云岩储层各类孔的面孔率占比97.22%，裂缝面孔率占比2.78%。垂向上马五7亚段孔隙及裂缝最发育，其次为马五9亚段。在26口井取芯样品中，孔隙发育的井大部分分布在颗粒滩中。

图3 鄂尔多斯盆地东部盐下白云岩储层孔渗与沉积微相交汇图Fig.3 Intersection diagram of pore and infiltration and sedimentary microfacies of subsalt dolomite reservoir in eastern Ordos basin

3.2 天然裂缝影响气藏的分布

加里东末期，华北地台区经历了大范围整体抬升，鄂尔多斯盆地下古生界也同样遭受了这一构造作用，使其抬升与剥蚀。之后又经历了印支、燕山与喜山运动，多期构造运动的结果导致地层中形成各种构造裂缝[2-3]。通过观察描述本区马五7亚段、马五9亚段26口探井岩芯及薄片显微构造鉴定证实，有22口井共计见有233条裂缝，其中构造裂缝占84.6%，在这些构造裂隙中高角度缝为主占60%，低角度缝占27.5%，斜交缝占12.5%；镜下微观孔隙类型以溶孔及晶间孔为主，其次为膏模孔、盐模孔。面孔率以晶间孔及溶孔最大，分别为6.17%及5.16%。孔隙贡献度以溶孔最大，达到86.1%，其次为晶间孔5.76%。构造裂缝系统是天然气发生垂向及侧向运移的主要运输通道，对天然气藏的运移具有重要影响[4]。高角度构造裂缝的发育，容易使烃源岩与储层得以贯通，在垂向上大大增加了裂缝的输导性，通过天然裂缝系统的输导，天然气由烃源层运移至储集层。

岩芯观察证实，构造裂缝系统主要发育在颗粒滩沉积微相中。例如：统74井，该井马五7亚段组合酸酸压：试气获127.9805×104m3/d(AOF)，高产的主要原因是储层发育晶间缝、溶蚀孔，通过天然构造裂缝的有效沟通与输导，致使天然气在此富集成藏。本区盐下马五7亚段、马五9亚段气藏从宏观特征上来说属于马五6亚段厚层的膏盐岩之下的奥陶系内幕气藏，其与以靖边气田为代表的奥陶系顶部的风化壳气藏本身属于两个不同的体系。综合分析认为马家沟组是在有机质丰度相对低的背景下，又不乏高有机质含量的层段出现，其中泥质含量高的暗色岩层有机碳含量也相对较高，它们为奥陶系天然气提供了来源，是有利的烃源岩。由图4可知，高产气井统74井、桃38井等井的试气产量不完全依赖孔隙度与渗透率的大小。统74井、桃38井的孔隙度与渗透率小于靳探1井等井的孔隙度与渗透率数值，但试气产量好于靳探1井、桃65井等井，其原因主要与天然裂缝系统改善了储层的储集性有关。

图4 孔隙度渗透率与气井产量关系图Fig.4 Relationship between porosity and permeability and gas well production

3.3 现今地应力场影响天然气的运移与富集

古构造应力场控制天然裂缝的形成、分布及发育程度，在构造应力场作用下，天然气从高压低孔隙地带向低压高孔隙带运移与富集。一般来说，处于张性或张剪性构造应力场环境，是天然气富集的有利场所。流体运移势场与地应力场基本是一致的规律，天然气由高地应力区或高值流体势区向低应力区或低势区运移与聚集，处于这些区域的气井大多高产(图5)。有限单元法是一种近似求解一般连续问题的数值求解法，通过有限单元法来计算内应力和应变值，基本思路是：将一个地质体离散成有限个连续的单元，单元之间以节点相连，将实际的岩石力学参数赋给每个单元，把求解研究区域内的连续场函数转化为求解有限个离散点(节点)处的场函数值，基本变量是应变、应力和位移；根据边界受力条件和节点的平衡条件，建立并求解节点位移或单元内应力未知量，以总体刚度矩阵为系数的联合方程组，用构造插值函数求得每个节点上的位移，进而计算每个单元内应力和应变值。本次研究依据研究区的主要地质构造特征，建立三维地质模型，结合岩芯地应力测试实验结果，基于ANSYS有限元软件平台，采用有限元约束优化反演法，对鄂尔多斯中东部区盐下储层进行现今期应力场的线弹性计算，通过对现今构造应力场和现今流体势场的数值模拟结果揭示：研究区最大水平主应力低值区位于工区中西部呈近似北东东—南西西向条带状展布，局部连片，高产气井均位于最大主应力相对较小的区域，如统74井、统75井、桃38井、靳探1井等(图5)。经统计证实，地应力值与试产气产量具有负线性相关关系，随着最大水平主应力的增大，试气产量有减小的趋势(图5)，说明天然气产能与构造应力的分布有直接关系。按地应力理论，油气总是由地应力的高值应力区向低值应力区运移与富集。经构造应力场数值模拟计算，该区产气井主要分布在最大主应力值38～60 MPa之间(图5和图6)。

3.4 微幅构造是天然气富集的有利区

微幅构造对天然气成藏及其分布也有较大影响，鄂尔多斯盆地东部奥陶系盐下总体构造平缓，中西部微幅鼻隆构造发育或发育洼中之隆，鼻隆区为构造曲率的高值区。经对本区构造曲率的计算揭示，本区构造曲率相对高值区主要位于工区中西部的靖边-志丹一带，如统58井、统87井、统85井等井附近；大部分高产气井如统74井、桃38井均分布在鼻隆构造高部位及其两翼[5]，呈近似条带状展布；单独的白云岩储集体内天然气主要富集在微幅构造的相对高部位，低部位表现为低产气或产水。构造曲率与日产气量也呈现较好的正线性关系。本区有6口试气井处于鼻隆高部位，9口井处于鼻翼位置，3口井处于鼻洼位置，其中高产气井均位于鼻隆及其两侧的鼻翼位置，可以看出微幅构造对气藏富集的控制作用明显(图6)。

图5 盐下最大主应力与日产气交汇图Fig.5 The intersection of maximum principal stress and daily gas production subsalt

图6 日产气与成藏控制因素综合图Fig.6 Comprehensive map of daily gas production and accumulation control factors

4 结 论

1) 鄂尔多斯盆地盐下白云岩储层天然气主要分布在盐下马五7亚段～马五9亚段，以马五7亚段为主，马五9亚段次之。有利的沉积相带、天然裂缝的发育、微幅构造、现今构造应力场是该区盐下天然气藏形成的主控因素。

2) 白云岩储集体内天然气主要富集在微幅构造的相对高部位，低部位表现为低产气或产水，构造曲率与日产气量也呈现较好的正线性关系。在裂缝发育区的储层内天然气藏发育，其原因主要与天然裂缝系统改善了储层的储集性有关。

3) 在构造应力场作用下，天然气从高压低孔隙地带向低压高孔隙带运移与富集。一般来说，处于张性或张剪性构造应力场环境是天然气富集的有利场所，本区产气井主要分布在最大主应力值38～60 MPa之间。

4) 构造应力场的数值模拟及构造曲率的计算技术可以作为研究盐下白云岩储层天然气运移与富集规律的一项有效的技术。