劉新社蔣有錄侯云東劉景東文彩霞朱榮偉王飛雁

1.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院 2.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院

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鄂爾多斯盆地靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣成因與成藏主控因素

劉新社1蔣有錄2侯云東1劉景東2文彩霞1朱榮偉2王飛雁1

1.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院 2.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院

劉新社等.鄂爾多斯盆地靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣成因與成藏主控因素.天然氣工業(yè), 2016,36(4):16-26.

摘 要鄂爾多斯盆地靖邊氣田擴(kuò)邊勘探過程中，在靖西地區(qū)下古生界奧陶系中組合白云巖儲層中發(fā)現(xiàn)了多個(gè)含氣區(qū)，但各含氣區(qū)及各含氣層段天然氣的富集程度差異明顯，目前尚不清楚造成上述差異的原因。為此，依據(jù)天然氣組分、碳同位素值等地球化學(xué)資料，對比分析了該區(qū)奧陶系中組合天然氣的成因與來源，并研究了天然氣成藏的主控因素。結(jié)果表明：①該區(qū)奧陶系中組合天然氣與奧陶系上組合、上古生界天然氣的成因與來源相似，均以上古生界生成的煤型氣為主，但混有一定量的油型氣；②受煤系烴源巖生烴中心和源儲接觸關(guān)系的影響，平面上由北向南、縱向上從下奧陶統(tǒng)馬家溝組馬五10亞段到馬五5亞段，煤型氣所占比例依次增大。結(jié)論認(rèn)為，靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣成藏主要受控于以下因素：①供烴窗口處天然氣的充注能力決定了天然氣的富集程度；②馬五5—馬五10亞段輸導(dǎo)通道的差異控制了天然氣的縱向運(yùn)移及分布；③構(gòu)造與儲層疊合關(guān)系控制了天然氣的橫向運(yùn)移方向及成藏范圍。

關(guān)鍵詞鄂爾多斯盆地 靖西地區(qū) 早古生代 奧陶系中組合 天然氣成因 源儲接觸關(guān)系 充注能力 富集差異 成藏主控因素

隨著鄂爾多斯盆地靖邊氣田的擴(kuò)邊勘探，下古生界奧陶系含氣面積不斷擴(kuò)大，其中在靖西地區(qū)白云巖儲層中發(fā)現(xiàn)了多個(gè)含氣富集區(qū)，形成近1 000×108m3的天然氣儲量規(guī)模，成為重要的天然氣勘探接替領(lǐng)域[1-2]?？碧綄?shí)踐表明，靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣在蘇203、蘇127區(qū)塊相對富集，相鄰的桃15、召44區(qū)塊及紫探1區(qū)塊卻相對貧乏，并且各區(qū)塊內(nèi)部不同井之間的氣水關(guān)系較為復(fù)雜；縱向上，下奧陶統(tǒng)馬家溝組馬五5、馬五6亞段天然氣相對富集，而馬五7—馬五10亞段卻相對貧乏。對于造成這種天然氣富集差異的原因目前還未展開深入研究，制約了該區(qū)下一步的天然氣勘探部署。因此，筆者針對靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣的富集差異性，根據(jù)天然氣組分、碳同位素等地球化學(xué)資料，將中組合天然氣與上組合、上古生界天然氣進(jìn)行對比，分析其成因與來源，并綜合各類地質(zhì)資料，研究天然氣成藏的主控因素，以期為該區(qū)天然氣成因和成藏差異提供科學(xué)解釋，并為靖西地區(qū)下一步的油氣勘探提供參考信息。

1 地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地地處華北地臺西部，地跨陜甘寧蒙晉五省區(qū)，面積達(dá)37×104km2，為一個(gè)矩形構(gòu)造盆地。盆地區(qū)域構(gòu)造可劃分為伊陜斜坡、晉西撓褶帶、天環(huán)坳陷、西緣逆沖帶、伊盟隆起、渭北隆起6個(gè)一級構(gòu)造單元[3-5]。靖西地區(qū)位于盆地伊陜斜坡帶西部，處于中央古隆起和靖邊氣田之間（圖1）。按照天然氣分布特征，靖西地區(qū)自北向南可劃分為召44、桃15、蘇203、蘇127、紫探1等含氣區(qū)塊。

鄂爾多斯盆地縱向上含有多個(gè)產(chǎn)氣層系，其中奧陶系馬五段為重要產(chǎn)氣層系之一。近期勘探者將鄂爾多斯盆地馬家溝組劃分為上、中、下3個(gè)含氣組合[6-7]，其中上組合為馬五1—馬五4亞段，以風(fēng)化殼溶孔型儲層為主；中組合為馬五5—馬五10亞段，主要為白云巖晶間溶孔、裂縫型儲層；馬四段及其以下地層為下組合，儲層類型與中組合相似。受奧陶紀(jì)末期加里東構(gòu)造抬升運(yùn)動影響，靖西地區(qū)自東向西遭受不同程度的風(fēng)化剝蝕，使得該區(qū)奧陶系頂部層位由東向西逐漸變老[8]。從而導(dǎo)致該區(qū)上古生界石炭系—二疊系的煤系地層與奧陶系呈直接接觸關(guān)系，且與奧陶系接觸的層位自東向西逐漸由上組合變?yōu)橹薪M合、下組合[9]。

2 天然氣成因

2.1 天然氣地球化學(xué)特征

2.1.1 天然氣組分

統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣總烴含量介于92.52％～99.11％，平均值為96.33％，烴類氣體以甲烷（CH4）為主，重?zé)N（C2+）含量低，甲烷干燥系數(shù)（C1/C1―C5）介于0.933～0.999，平均值達(dá)0.978，表現(xiàn)為甲烷含量極高的過成熟干氣特征；非烴組分CO2和N2含量平均值分別為1.05％和0.46％。盆地奧陶系上組合和上古生界總烴含量分別在82.05％～98.80％和81.52％～97.91％，平均值分別為94.25％和92.70％，烴類氣體中甲烷含量高，重?zé)N含量低，甲烷干燥系數(shù)平均值分別為0.961 和0.956，同樣表現(xiàn)為甲烷含量極高的過成熟干氣特征；非烴組分CO2含量平均值分別為2.24％和1.28％，N2含量平均值分別為3.21％和3.06％?？梢钥闯?，靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣與奧陶系上組合及上古生界天然氣相比，具有甲烷含量略高、重?zé)N和非烴組分含量略低、甲烷干燥系數(shù)略高的特點(diǎn)。

2.1.2 天然氣碳同位素值

天然氣的碳同位素值在不同的含氣組合存在一定的差異（圖2）。靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣碳同位素值相對偏輕，甲烷碳同位素值分布于-32.16‰～-39.26‰，平均值為-33.52‰，乙烷碳同位素值分布于-23.78‰～-39.42‰，平均值為-31.06‰，丙烷碳同位素值分布于-19.72‰～-34.2‰，平均值為-27.03‰；盆地奧陶系上組合天然氣的甲烷、乙烷、丙烷碳同位素值相對略重，三者的分布區(qū)間分別為-28.74‰～-38.60‰、-23.52‰～-37.78‰、-19.85‰～-33.90‰，平均值分別為-33.52‰、-30.55‰、-27.00‰。上古生界天然氣碳同位素比奧陶系具有明顯偏重的特征，甲烷、乙烷、丙烷碳同位素值分別介于-21.02‰～-38.83‰、-19.07‰～-36.17‰、-18.15‰～-35.50‰，平均值分別為-32.86‰、-25.74‰、-26.00‰。可以看出，該區(qū)奧陶系中組合、上組合與上古生界天然氣的碳同位素值大小分布既有重疊又有差異，反映其在成因上既有聯(lián)系又有不同。上古生界天然氣為典型的煤型氣，這一觀點(diǎn)已被大家廣泛接受[10-11]。那么奧陶系天然氣碳同位素值總體偏輕，這可能主要是由于煤型氣和油型氣的混合，并且奧陶系中組合與上組合相比，前者混入了相對更多的油型氣。

圖1　靖西地區(qū)構(gòu)造位置及中組合供烴窗口處源儲接觸類型平面分布圖

圖2　天然氣甲烷與乙烷、丙烷碳同位素值對比圖

從碳同位素序列的變化關(guān)系來看，上古生界和奧陶系天然氣均存在不同程度的倒轉(zhuǎn)現(xiàn)象（圖3），但不同的是，代表典型煤型氣的上古生界天然氣主要表現(xiàn)為δ13C2＞δ13C3倒轉(zhuǎn)，僅個(gè)別樣品為δ13C1＞δ13C2、δ13C1＞δ13C3倒轉(zhuǎn)或δ13C1＞δ13C2＞δ13C3完全倒轉(zhuǎn)，前人認(rèn)為造成這種倒轉(zhuǎn)的原因主要是由于煤系不同源或同源不同期煤成氣的混合[10-11]。而奧陶系中組合和上組合天然氣部分為δ13C1＜δ13C2＜δ13C3的正常序列，部分發(fā)生δ13C1＞δ13C2倒轉(zhuǎn)，雖然也存在碳同位素倒轉(zhuǎn)，但倒轉(zhuǎn)類型顯然不同于上古生界，反映了它們在成因上存在差異。以往關(guān)于δ13C1＞δ13C2倒轉(zhuǎn)這一現(xiàn)象較少見，造成這種倒轉(zhuǎn)的原因可能是母源生烴后期的高成熟氣體增加，或是高（過）成熟階段的煤型氣和油型氣混合[11-12]，由于奧陶系本身具有一定的生烴能力，奧陶系天然氣又與上古生界天然氣存在一定的差異，所以認(rèn)為奧陶系天然氣碳同位素的倒轉(zhuǎn)主要是由于高—過成熟的煤型氣與油型氣的混合。這進(jìn)一步說明奧陶系尤其是中組合天然氣為煤型氣和油型氣的混合氣。

圖3　天然氣甲烷、乙烷、丙烷碳同位素變化序列圖

2.2 原油裂解氣與干酪根裂解氣的區(qū)分

目前，用于鑒別原油裂解氣和干酪根裂解氣的主要指標(biāo)是天然氣烴類組分及其碳同位素，其中Prinzhofer等提出的ln(C1/C2)―ln(C2/C3)和δ13Ci―δ13Cj―ln(Ci/Cj)關(guān)系被我國學(xué)者廣泛應(yīng)用[13-14]。生烴熱模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，干酪根（特別是泥質(zhì)烴源巖）裂解生成的N2含量遠(yuǎn)高于原油[15]，隨著熱成熟度的增加，干酪根裂解氣的N2含量的變化值要明顯高于原油裂解氣，從而可以運(yùn)用天然氣中N2含量與ln(C2/C3)相對關(guān)系來判斷原油裂解氣和干酪根裂解氣，即隨著ln(C2/C3)的增加，原油裂解氣相對干酪根裂解氣N2含量變化要慢得多。通過靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣ln(C1/C2)―ln(C2/C3)和ln(C2/C3)―N2/總烴相對關(guān)系（圖4）可知，隨著ln(C2/C3)的增加，ln(C1/C2)和N2/總烴有一定的變化，但相對上組合和上古生界天然氣的變化要慢，表現(xiàn)出干酪根裂解氣和原油裂解氣混合的特點(diǎn)。另外，鄂爾多斯盆地中部奧陶系古油藏的確定[16-19]，也為該區(qū)混有原油裂解氣提供了直接證據(jù)。

圖4　原油裂解氣與干酪根裂解氣判識圖

2.3 天然氣的混源比例計(jì)算

無論是上古生界還是奧陶系來源的天然氣，組成上均以甲烷為主，甲烷碳同位素值的分布相對集中，而乙烷、丙烷碳同位素值卻相對分散，反映了天然氣中乙烷、丙烷碳同位素的次生變化相對較多，因此靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣中煤型氣和油型氣的混源比例計(jì)算主要采用甲烷碳同位素值。具體的計(jì)算公式如下：

式中δ13C1(AB)表示奧陶系中組合天然氣甲烷碳同位素值；δ13C1(A)、δ13C1(B)分別表示上古生界典型煤型氣和奧陶系典型油型氣的甲烷碳同位素值；n(A)、 n(B)分別表示上古生界典型煤型氣和奧陶系典型油型氣中甲烷組分含量；X、1-X分別表示上古生界煤型氣和奧陶系油型氣的混源比例。

利用上述公式對天然氣混源比例的計(jì)算，關(guān)鍵是2個(gè)端元值的選擇（表1）。由于上古生界天然氣成因?yàn)槊盒蜌?，所以將上古生界中天然氣甲烷碳同位素值和甲烷組分含量的平均值，即δ13C1(A)=-32.86‰和n(A)=92.7％作為典型煤型氣的端元值。對于奧陶系油型氣端元值的選擇，綜合考慮了奧陶系海相烴源巖熱模擬生成的天然氣[20]、前人確定的典型油型氣[20-21]、與瀝青共生的烴類包裹體中提取的原生天然氣[22]，將這些天然氣甲烷碳同位素值和甲烷組分含量的平均值，即δ13C1(B)=-40.33‰和n(B)=97.4％作為典型油型氣的端元值。

表1　鄂爾多斯盆地奧陶系典型油型氣的組成及碳同位素值分布表

計(jì)算結(jié)果（表2）表明，靖西地區(qū)中組合天然氣中煤型氣、油型氣所占的比例平均為75.03％和24.97％，表現(xiàn)出煤型氣為主的特征。而不同區(qū)塊不同層段又存在一定的差異，宏觀上，由北部的召44區(qū)塊至南部的紫探1區(qū)塊、由較深的馬五10亞段至較淺的馬五5亞段，各區(qū)塊煤型氣的混入比例依次增大。召44區(qū)塊馬五6亞段和桃15區(qū)塊馬五5亞段煤型氣比例分別為62.57％和80.71％，而召44區(qū)塊馬五10亞段和桃15區(qū)塊馬五7亞段煤型氣比例明顯降低，分別為31.89％和43.57％；蘇203區(qū)塊、蘇127區(qū)塊馬五5亞段煤型氣比例分別為83.34％和85.47％，而蘇203區(qū)塊馬五6亞段、蘇127區(qū)塊馬五7亞段的煤型氣比例分別降低為57.69％和57.95％，但高于召44區(qū)塊和桃15區(qū)塊馬五7—馬五10亞段；紫探1區(qū)塊馬五5亞段、馬五9亞段均以煤型氣為主，煤型氣比例分別為95.8％和91.33％，雖然該區(qū)塊煤型氣比例較大，但由于天然氣數(shù)量有限，所以實(shí)際的煤型氣數(shù)量不及蘇203、蘇127等區(qū)塊。分析上述煤型氣比例分布差異的原因，一方面，該區(qū)上古生界煤系烴源巖生烴強(qiáng)度具有由北向南逐漸增加的趨勢，南部比北部具有更優(yōu)越的煤型氣來源條件，造成南部煤型氣比例高于北部；另一方面，奧陶系頂部的不整合面處與上古生界直接接觸，是最有利于發(fā)生煤型氣運(yùn)移聚集的位置，而馬五10亞段—馬五5亞段，距離不整合面的距離逐漸減小，所以較靠近不整合面的馬五5亞段聚集的煤型氣比例要高?？梢钥闯?，對于天然氣較為富集的蘇203、蘇127區(qū)塊的馬五5、馬五6亞段，煤型氣仍然是最主要的天然氣來源。

表2　靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣混源比例計(jì)算結(jié)果表

3 天然氣成藏主控因素

3.1 供烴窗口處的天然氣充注能力決定了天然氣富集程度

由于靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣以上古生界煤型氣為主，所以上古生界煤系烴源巖與奧陶系中組合儲層的接觸關(guān)系對天然氣的運(yùn)移聚集具有重要意義。在晚燕山期構(gòu)造運(yùn)動作用下，該區(qū)構(gòu)造發(fā)生了由西高東低至西低東高的反轉(zhuǎn)[23-24]，從而有利于上古生界生成的天然氣向奧陶系中組合中發(fā)生運(yùn)移，其中奧陶系中組合儲層被剝蝕位置與上古生界直接接觸，為有利的供烴窗口。

通過對供烴窗口兩側(cè)地層巖性的統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)上古生界煤系烴源巖與奧陶系儲層主要存在4種接觸關(guān)系類型（圖5）：烴源巖/儲層（A類）、夾砂巖烴源巖/儲層（B類）、烴源巖/砂巖/儲層（C類）、烴源巖/鋁土質(zhì)泥巖/儲層（D類）。對于A類接觸關(guān)系，上古生界煤系烴源巖生成的天然氣主要向中組合儲層運(yùn)移、聚集；對于B類接觸關(guān)系，上古生界煤系烴源巖生成的天然氣，部分會運(yùn)移至源內(nèi)砂巖儲層中，因此僅部分在中組合儲層中聚集；對于C類接觸關(guān)系，上古生界煤系烴源巖與中組合儲層之間夾有砂巖層，煤系烴源巖生成的天然氣首先運(yùn)移至砂巖層中，然后才會有部分運(yùn)移至中組合儲層中，所以中組合儲層中聚集的天然氣量較為有限；對于D類接觸關(guān)系，上古生界煤系烴源巖與中組合儲層中夾有鋁土質(zhì)泥巖層，這套地層巖性致密，孔滲性差，一般屬于較好的封蓋層，煤系烴源巖生成的天然氣很難通過鋁土質(zhì)泥巖層進(jìn)入到中組合儲層中，所以這類接觸關(guān)系對于奧陶系中組合儲層來說很難有天然氣的運(yùn)移。

圖5　靖西地區(qū)上古生界烴源巖與中組合儲層的接觸關(guān)系類型劃分圖

將大量單井統(tǒng)計(jì)的源儲接觸關(guān)系類型投影到平面圖（圖1）上，能夠反映供烴窗口不同位置源儲接觸關(guān)系類型的差異?？梢钥闯觯K203、蘇127區(qū)塊的源儲接觸關(guān)系類型最好，以A類為主，部分C類和D類；其次是桃15、召44區(qū)塊，以B類為主，部分A類和D類；而紫探1區(qū)塊最差，以D類為主，僅少量A類。

除源儲接觸關(guān)系類型外，上覆烴源巖的生烴強(qiáng)度和下伏儲層的孔滲性對供烴窗口處的天然氣充注也具有重要的控制作用。靖西地區(qū)上古生界烴源巖生烴強(qiáng)度具有由北向南逐漸增加的趨勢，其中召44、桃15區(qū)塊分布于18×108～26×108m3/km2，蘇203、蘇127和紫探1區(qū)塊分布于26×108～30×108m3/km2，可見該區(qū)上古生界煤系烴源巖在南部具有更強(qiáng)的供烴能力。對于供烴窗口處的下伏儲層來說，召44、桃15、蘇203和蘇127區(qū)塊具有相對較高的孔隙度，各區(qū)塊孔隙度的平均值分別為3.39％、2.23％、2.16％和2.27％，但滲透率相差較大，其中蘇203區(qū)塊的滲透率最高，平均值為2.515 3 mD，而召44、桃15和蘇207區(qū)塊滲透率的平均值分別為0.719 6 mD、0.480 2 mD、0.461 3 mD；紫探1區(qū)塊的孔隙度和滲透率都明顯低于其他區(qū)塊，平均值分別為0.73％ 和0.311 6 mD，不利于油氣的充注。

通過各區(qū)塊源儲接觸關(guān)系類型及對應(yīng)的烴源巖生烴強(qiáng)度、儲層物性等綜合分析，認(rèn)為該區(qū)奧陶系中組合在蘇203區(qū)塊的源儲接觸關(guān)系以A類為主，上覆烴源巖生烴強(qiáng)度大，下伏儲層孔隙性、滲透性較好，最有利于上古生界天然氣的充注。其次為蘇127區(qū)塊，具有A類為主的源儲接觸關(guān)系類型，上覆生烴強(qiáng)度和儲層孔隙性與蘇203區(qū)塊接近，但滲透性明顯不如蘇203區(qū)塊，上古生界天然氣在供烴窗口處的充注能力較強(qiáng)。再者為召44和桃15區(qū)塊，源儲接觸關(guān)系雖然存在部分A類，但仍以B類為主，上覆烴源巖生烴強(qiáng)度不如蘇203和蘇127區(qū)塊，儲層孔隙性、滲透性與蘇127區(qū)塊接近，上古生界天然氣在供烴窗口處的充注能力一般。紫探1區(qū)塊雖然其上覆烴源巖具有較強(qiáng)的供烴能力，但源儲接觸關(guān)系以D類為主，且儲層孔滲性相對較差，供烴窗口處的天然氣充注能力最弱。靖西地區(qū)各區(qū)塊供烴窗口處天然氣的充注能力對比結(jié)果，與現(xiàn)今發(fā)現(xiàn)的中組合天然氣分布的富集程度具有很好的匹配關(guān)系，反映了奧陶系中組合供烴窗口處天然氣的充注能力對天然氣富集程度具有重要的控制作用。

3.2 馬五5—馬五10亞段輸導(dǎo)通道的差異控制了天然氣的縱向運(yùn)移及分布

受準(zhǔn)同生期白云化、表生期巖溶、構(gòu)造破裂等成巖作用影響，靖西地區(qū)中組合形成了孔隙型和裂縫型為主的儲層，但由于馬五5—馬五10亞段表生巖溶強(qiáng)度及不同類型巖石的構(gòu)造破裂程度存在差異，各亞段發(fā)育的溶蝕孔隙、構(gòu)造裂縫等存在明顯的差異。除紫探1區(qū)塊各層段儲層類型以裂縫為主外，由馬五5亞段向下至馬五10亞段，儲層中孔隙發(fā)育規(guī)模逐漸減小、裂縫發(fā)育規(guī)模逐漸增大，其中馬五5、馬五6亞段儲層類型以孔隙、裂縫為主，而馬五7—馬五10亞段儲層類型則以裂縫為主。無論來自上古生界的煤型氣還是奧陶系自身提供的油型氣，都會受馬五7—馬五10亞段裂縫的影響，易于向上發(fā)生縱向運(yùn)移，并在馬五5、馬五6亞段孔隙空間較為發(fā)育的儲層中發(fā)生聚集（圖6）。

所以，在各亞段儲層內(nèi)部裂縫輸導(dǎo)的作用下，天然氣會向淺部層段運(yùn)移調(diào)整，使得馬五5、馬五6亞段成為天然氣的主要富集層段。

圖6　蘇203區(qū)塊中組合天然氣輸導(dǎo)通道及運(yùn)移方向示意圖

3.3 構(gòu)造與儲層疊合關(guān)系控制了天然氣的橫向運(yùn)移方向及成藏范圍

儲層頂面構(gòu)造形態(tài)對天然氣運(yùn)移方向和運(yùn)移路徑具有重要的控制作用，在儲層發(fā)育的情況下，天然氣更趨于向構(gòu)造較高部位（構(gòu)造脊）發(fā)生運(yùn)移和聚集。從馬五5亞段儲層頂面構(gòu)造形態(tài)和白云巖儲層厚度的疊合關(guān)系（圖7）可以看出，該區(qū)具有西低東高、南低北高的構(gòu)造形態(tài)，由西部供烴窗口處運(yùn)移來的煤型氣或由下部層段運(yùn)移來的油型氣，宏觀上表現(xiàn)為由西向東、由南向北運(yùn)移的趨勢。在白云巖儲層發(fā)育的位置存在多條明顯的構(gòu)造脊，天然氣橫向運(yùn)移方向受構(gòu)造脊控制，導(dǎo)致天然氣主要分布于構(gòu)造脊發(fā)育的位置或其指向區(qū)。除西部供烴窗口提供煤型氣氣源外，該區(qū)在蘇203區(qū)塊白云巖儲層中部還存在一處明顯的天然氣充注窗口，該位置構(gòu)造幅度較低，且與周邊較高構(gòu)造幅度的儲層接觸關(guān)系好，有利于上古生界烴源巖生成的天然氣向馬五5亞段儲層中充注，之后向較高構(gòu)造部位運(yùn)移聚集或進(jìn)一步沿構(gòu)造脊發(fā)生運(yùn)移，蘇203區(qū)塊的高產(chǎn)井也大多分布于該充注窗口附近。另外，儲層頂面構(gòu)造形態(tài)的相對起伏對馬五5亞段的氣水分布關(guān)系也具有一定的控制作用，受氣水分異作用影響，天然氣主要分布于構(gòu)造脊或構(gòu)造幅度相對較高位置，而地層水則主要沿構(gòu)造脊兩側(cè)或構(gòu)造幅度低部位分布。

4 結(jié)論

1）與鄂爾多斯盆地上古生界、奧陶系上組合的天然氣相比，靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣同樣以上古生界生成的煤型氣為主，但混有一定的油型氣；受煤系烴源巖生烴中心和源儲接觸關(guān)系影響，平面上由北向南、縱向上由馬五10亞段—馬五5亞段，煤型氣所占比例依次增大，其中天然氣較為富集的蘇203、蘇127區(qū)塊的馬五5、馬五6亞段主要以煤型氣為主。

2）靖西地區(qū)奧陶系中組合天然氣的成藏差異主要受控于以下因素：①供烴窗口處的天然氣充注能力決定了天然氣富集程度，其中上古生界烴源巖與中組合儲層呈直接接觸關(guān)系，且上覆烴源巖生烴強(qiáng)度大、下伏儲層孔滲性好的供烴窗口，最有利于天然氣的充注；各區(qū)塊天然氣充注能力差異與天然氣富集程度及天然氣中煤型氣混源比例相吻合。②馬五5—馬五6亞段與馬五7—馬五10亞段的輸導(dǎo)通道差異控制了天然氣的由下向上運(yùn)移、并主要分布于馬五5—馬五6亞段。③構(gòu)造與儲層疊合關(guān)系控制了天然氣的橫向運(yùn)移方向及成藏范圍，天然氣主要沿儲層發(fā)育的構(gòu)造脊發(fā)生運(yùn)移和聚集。

圖7　桃15—蘇203—蘇127區(qū)塊馬五5亞段頂面構(gòu)造、儲層厚度及天然氣運(yùn)移方向示意圖

致謝：感謝《天然氣工業(yè)》的評審專家對本文提出的良好修改建議，感謝中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院張道峰、高星等同志在圖件繪制等方面給予的幫助。

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(修改回稿日期 2016-01-16 編 輯 羅冬梅)

Origins of natural gas and the main controlling factors of gas accumulation in the Middle Ordovician assemblages in the Jingxi area, Ordos Basin

Liu Xinshe1, Jiang Youlu2, Hou Yundong1, Liu Jingdong2, Wen Caixia1, Zhu Rongwei2, Wang Feiyan1
(1. Exploration & Development of Research Institute， PetroChina Changqing Oilfield Company， Xi’an, Shaanxi 710018, China; 2. School of Geosciences, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266580, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 4, pp.16-26, 4/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Abstract:During the progressive exploration of the Jingbian Gas Field in the Ordos Basin, multiple gas-bearing regions have been discovered in the dolomite reservoirs in the Middle Ordovician assemblages of Lower Palaeozoic in the Jingxi area, but these gas-bearing regions and intervals are significantly different in terms of gas enrichment degrees. So far, however, the reasons for the difference have not been figured out. In this paper, the origin and source of natural gas in the Middle Ordovician assemblages in the Jingxi area was investigated on the basis of geochemical data (e.g. natural gas composition and carbon isotope), and then the main factors controlling the gas accumulation were analyzed. It is shown that the natural gas in the Middle Ordovician assemblages in the Jingxi area is similar to that in the Upper Ordovician assemblages and Upper Paleozoic reservoir in terms of genesis and sources, and they are mainly the Upper Palaeozoic coaliferous gas with some oil-derived gas. Under the influence of hydrocarbon generation center of coal source rocks and the source rock-reservoir contact relationship, the proportion of coaliferous gas increases areally from the north to the south and vertically from Ma510sub-member to Ma55sub-member of the Lower Ordovician Majiagou Fm. It is concluded that the natural gas accumulation of the Middle Ordovician assemblages in the study area is mainly controlled by the following factors. First, natural gas enrichment degree is controlled by the gas charging capacity at the hydrocarbon-supplying windows. Second, the vertical migration and distribution of natural gas is dominated by the differences of Ma55–Ma510transport pathways. And third, the lateral migration direction of natural gas and the range of gas accumulation are controlled by the superimposition relationship between structures and reservoirs.

Keywords:Ordos Basin; Jingxi area; Early Palaeozoic; Middle Ordovician assemblages; Natural gas origin; Source rock–reservoir contact relationship; Charging capacity; Gas enrichment difference; Gas accumulation controlling factor

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.04.003

基金項(xiàng)目：中國石油科技重大專項(xiàng)“中國石油第四次油氣資源評價(jià)”（編號：2013E-050207）。

作者簡介：劉新社，1971年生，高級工程師，博士；2008年畢業(yè)于西北大學(xué)并獲博士學(xué)位；主要從事石油天然氣地質(zhì)綜合研究工作。地址：（710018）陜西省西安市未央?yún)^(qū)興隆園小區(qū)中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院。ORCID:0000-0002-5291-2058。E-mail:lxs_ cq@petrochina.com.cn