石油勘探与开发 >

2022 , Vol. 49 >Issue 3: 429 - 439

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20210659

油气勘探

鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马四段天然气成藏新认识及勘探重大突破

  • 何海清 , 1 ,
  • 郭绪杰 1 ,
  • 赵振宇 2 ,
  • 席胜利 3 ,
  • 王居峰 2 ,
  • 宋微 , 2 ,
  • 任军峰 3 ,
  • 吴兴宁 2 ,
  • 毕赫 2
展开
  • 1.中国石油勘探与生产分公司,北京100007
  • 2.中国石油勘探开发研究院,北京100083
  • 3.中国石油长庆油田公司,西安 710018
联系作者简介：宋微（1988-）,女,黑龙江大庆人,硕士,中国石油勘探开发研究院工程师,主要从事油气地质及风险勘探部署研究。地址：北京市海淀区学院路20号石油天然气地质研究所,邮政编码：100083。E-mail：

第一作者简介：何海清（1966-）,男,甘肃临洮人,博士,中国石油勘探与生产分公司教授级高级工程师,主要从事油气勘探研究及管理。地址：北京市东城区东直门北大街9号石油大厦,邮政编码：100007。E-mail：

收稿日期: 2022-03-08

  修回日期: 2022-04-18

  网络出版日期: 2022-05-25

基金资助

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“中国石油风险勘探重点领域研究评价及年度部署”

收起

New understandings on gas accumulation and major exploration breakthroughs in subsalt Ma 4 Member of Ordovician Majiagou Formation, Ordos Basin, NW China

  • Haiqing HE , 1 ,
  • Xujie GUO 1 ,
  • Zhenyu ZHAO 2 ,
  • Shengli XI 3 ,
  • Jufeng WANG 2 ,
  • Wei SONG , 2 ,
  • Junfeng REN 3 ,
  • Xingning WU 2 ,
  • He BI 2
Expand
  • 1. PetroChina Exploration & Production Company, Beijing 100007, China
  • 2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
  • 3. PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an 710018, China

Received date: 2022-03-08

  Revised date: 2022-04-18

  Online published: 2022-05-25

Copyright

石油勘探与开发》编辑部 所有
Fold

摘要

基于大量钻井、测井和地震资料分析,对鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马家沟组四段天然气地质条件与成藏主控因素开展研究,提出古隆起控相、控储、控藏新认识：①马家沟组沉积期,中央古隆起分隔盆地中东部华北海与西南缘秦祁海两大沉积体系,在马四段台缘带发育巨厚丘状颗粒滩相白云岩,同时控制盆地中东部形成“两隆两凹”古地理格局,其中水下低隆带发育台内滩相白云岩,隆间低洼区发育泥灰岩。②由中央古隆起至盆地东缘,马四段白云岩逐渐减薄并相变为灰岩,灰岩致密带侧向封挡形成大面积白云岩岩性圈闭。③加里东末期中央古隆起遭受不同程度剥蚀,面积达6×104 km2,上古生界石炭系—二叠系煤系优质烃源岩大面积披覆沉积,成为下伏奥陶系盐下白云岩岩性圈闭规模供烃主体。④印支期—燕山期盆地西倾掀斜,中央古隆起下拗转变为高效供烃窗,上古生界煤系烃源岩通过中央古隆起高孔渗白云岩体向上倾高部位侧向供烃,盐下海相烃源岩作为重要的气源补充,通过加里东期断裂、微裂缝输导供烃。以新认识为指导,转变勘探思路,综合评价优选盆地中东部马四段两大有利勘探区,部署实施两口风险探井均钻遇较厚马四段（含）气层,其中1口井获高产工业气流。该研究推动了奥陶系盐下马四段天然气勘探的历史性突破,开辟了鄂尔多斯盆地天然气勘探的重要新领域。

关键词： 鄂尔多斯盆地; 奥陶系; 盐下; 马家沟组四段; 中央古隆起; 岩性相变带; 天然气成藏; 米探1井

本文引用格式

何海清 , 郭绪杰 , 赵振宇 , 席胜利 , 王居峰 , 宋微 , 任军峰 , 吴兴宁 , 毕赫 . 鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马四段天然气成藏新认识及勘探重大突破[J]. 石油勘探与开发, 2022 , 49(3) : 429 -439 . DOI: 10.11698/PED.20210659

Abstract

Geological conditions and main controlling factors of gas accumulation in subsalt Ma 4 Member of Ordovician Majiagou Formation are examined based on large amounts of drilling, logging and seismic data. The new understandings on the control of paleo-uplift over facies, reservoirs and accumulations are reached: (1) During the sedimentary period of Majiagou Formation, the central paleo-uplift divided the North China Sea in central-eastern of the basin from the Qinqi Sea at southwest margin of the basin, and controlled the deposition of the thick hummocky grain beach facies dolomite on platform margin of Ma 4 Member. Under the influence of the evolution of the central paleo-uplift, the frame of two uplifts alternate with two sags was formed in the central-eastern part of the basin, dolomite of inner-platform beach facies developed in the underwater low-uplift zones, and marl developed in the low-lying areas between uplifts. (2) From the central paleo-uplift to the east margin of the basin, the dolomite in the Ma 4 Member gradually becomes thinner and turns into limestone. The lateral sealing of the limestone sedimentary facies transition zone gives rise to a large dolomite lithological trap. (3) During the late Caledonian, the basin was uplifted as a whole, and the central paleo-uplift was exposed and denuded to various degrees; high-quality Upper Paleozoic Carboniferous-Permian coal measures source rocks deposited on the paleo-uplift in an area of 60 000 km2, providing large-scale hydrocarbon for the dolomite lithological traps in the underlying Ma 4 Member. (4) During the Indosinian-Yanshanian stage, the basin tilted westwards, and central paleo-uplift depressed into an efficient hydrocarbon supply window. The gas from the Upper Paleozoic source rock migrated through the high porosity and permeability dolomite in the central paleo-uplift to and accumulated in the updip high part; meanwhile, the subsalt marine source rock supplied gas through the Caledonian faults and micro-fractures as a significant supplementary. Under the guidance of the above new understandings, two favorable exploration areas in the Ma 4 Member in the central-eastern basin were sorted out. Two risk exploration wells were deployed, both revealed thick gas-bearing layer in Ma 4 Member, and one of them tapped high production gas flow. The study has brought historic breakthrough in the gas exploration of subsalt Ma 4 Member of Ordovician, and opened up a new frontier of gas exploration in the Ordos Basin.

Key words： Ordos Basin; Ordovician; subsalt; Majiagou Formation; central paleo-uplift; lithological transition zone; gas accumulation; Well Mitan1

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,发育多套含油气层系,目前已建成中国最大的油气生产基地。盆地中东部奥陶系马家沟组发育碳酸盐岩-膏盐岩组合,沉积厚度大,分布面积广,是盆地海相碳酸盐岩天然气勘探的重要目的层系之一[1,2,3]。
前期下古生界天然气勘探主要探索以靖边气田为代表的马家沟组顶部古风化壳型天然气藏[1,2,3,4,5,6,7,8],马家沟组盐下及深层尚处于持续探索阶段[1-3, 9-13]。多年钻探证实,奥陶系盐下特别是马四段,白云岩广覆式分布,储集空间以溶蚀孔洞及晶间孔隙为主,储集层物性较好,具备天然气规模勘探潜力,但仅少数探井获低产气流,整体上地质认识程度和勘探程度均较低。
前人针对盆地奥陶系盐下构造岩相古地理格局、沉积相类型及展布、成藏模式等开展了系列研究[1-4, 9-17],但仍存在争议性和局限性。奥陶系盐下是否具备规模成藏地质条件、勘探潜力如何有待进一步探索和明确,其中岩相古地理特征、高能颗粒滩体展布、有效供烃方式和潜力、成藏主控因素、有利勘探区带等是制约勘探取得突破的关键。
本文基于大量钻井、测井和地震资料,以盆地构造-沉积演化恢复、成藏关键要素研究为基础,系统分析中央古隆起发育演化对马家沟组盐下沉积、储集层、成藏的控制和影响,建立上下古生界双源规模供烃、断裂-裂缝-高孔渗白云岩体复合输导、大面积白云岩岩性圈闭规模聚烃、局部构造高部位富集成藏的新模式,为完善盐下马四段天然气成藏认识、推动勘探突破发现提供科学依据。

1 奥陶系盐下马四段勘探突破与天然气特征

1.1 盐下勘探历程

奥陶系马家沟组主要发育于盆地中东部（见图1a）,纵向岩性序列为1套多旋回碳酸盐岩与膏盐岩交互沉积,并在马五6亚段发育厚层的膏盐岩,由于该套膏盐岩的封隔作用,形成了“盐上”和“盐下”两套天然气成藏组合（见图1b）：“盐上”组合马五1—5亚段主要发育古岩溶风化壳型气藏[2, 12],探明程度高,已发现靖边大气田、大牛地气田等超万亿立方米大气区;“盐下”组合马五7亚段至马一段勘探程度较低、地质认识不足,目前仅在中央古隆起东翼剥蚀岩溶区的马五7—10亚段发现了岩溶风化壳型气藏富气区;在盆地东部膏盐岩沉积区,近30年来先后部署探井20余口,仅少量探井在盐下马五7—9亚段获得工业气流;马四段—马一段久攻未克,特别是白云岩储集层相对发育的马四段多数探井出水,少量探井获低产气流,始终未能突破工业产能关。
图1 研究区前石炭纪古地质图及奥陶系马家沟组岩性序列图
（据文献[10, 15-16, 19]修改;GR—自然伽马;Δt—声波时差）

1.2 重大勘探突破及天然气特征

2020年初,以古隆起控相、控储、控藏新认识为指导,综合评价优选有利区,部署实施了米探1井和靖探1井两口风险探井,主要探索盐下马四段大面积白云岩岩性圈闭含气性,兼探马五7亚段、马五9亚段和马二段。
米探1井、靖探1井均在马四段钻遇较厚气层。其中米探1井马四段中下部钻遇气层3层共24.6 m、含气层4层共10.7 m,储集层岩性主要为斑状灰质白云岩和斑状白云质石灰岩,储集空间以晶间孔为主,孔隙度为2.5%~8.5%。2021年6月,采用前置酸滑溜水加陶粒压裂,“一点法”测试求产,15 mm孔板日产气量8.4×104 m3,计算无阻流量35.2×104 m3/d,H2S含量为50.13 g/m3,地层压力系数为1.5。靖探1井在马四段钻遇含气层9.2 m,马五6亚段钻遇气层2.1 m、含气层5.0 m,马五7亚段钻遇含气层2.3 m,储集层岩性主要为斑状灰质白云岩和斑状白云质石灰岩,储集空间以晶间孔和裂缝溶孔为主,孔隙度为2.1%~6.7%,但由于地层H2S含量过高,达到385.30 g/m3,套管酸蚀严重,被迫关井（见表1）。
表1 米探1井、靖探1井综合测井解释结论及试气数据
井名 层位 岩性 测井综合解释 孔隙类型 孔隙度/
%		 渗透率/
10-3 μm2		 射孔段
中深/m		 地层压力
系数		 日产气量/
104 m3		 H2S含量/
(g·m-3)		 结论
米探1 马四段 白云岩 气层,3层,共24.6 m
含气层,4层,共10.7 m		 晶间孔
粒间孔
微裂缝		 2.50~8.50 0.004~1.690 2 700.0 1.5 8.4 50.13 工业
气层
靖探1 马四段 白云岩 含气层,4层,共9.2 m 晶间孔
裂缝溶孔		 0.29~8.97 0.120~0.210 3 808.5
3 848.0		 385.30
米探1井天然气组分以甲烷为主,干燥系数0.946,与来源于上古生界煤系烃源岩的奥陶系顶部风化壳气藏[10]中的气体,组分特征总体十分相似;此外,米探1井天然气甲烷碳同位素组成平均值为-44.8‰（见表2）,与奥陶系顶面风化壳气藏及上古生界砂岩气藏相比偏轻（-39.50‰~-32.43‰）[18],但乙烷碳同位素组成与奥陶系顶面风化壳气藏及上古生界砂岩气藏分布区间（-25.48‰~-22.59‰）[18]接近。因此从天然气组分与碳同位素组成数据来看,米探1井天然气既有煤型气特征,同时又存在一定的差异。一方面可能与上古生界煤系烃源岩排烃、运移过程中发生的同位素重力分馏效应相关[18],另一方面反映了米探1井天然气并非单一来源,可能有下古生界海相泥质岩供烃混入。
表2 米探1井马四段射孔段天然气组分及碳同位素组成特征
参数名 参数值 参数名 参数值
CH4含量 93.625% 烃含量 98.599%
C2H6含量 3.077% 干燥系数 0.946
C3H8含量 0.967% δ13C1 -44.8‰
iC4H10含量 0.526% δ13C2 -25.3‰
nC4H10含量 0.305% δ13C3 -23.4‰
米探1井是近三十年来盆地盐下马四段天然气勘探的首口工业气流井,实现了该领域的历史性突破, 证实了盆地东部米脂地区马四段可以规模成藏。目前预测奥陶系盐下马四段有利勘探面积2.4×104 km2,有望形成鄂尔多斯盆地中东部天然气勘探接替新层系,实现“靖边之下找靖边”的勘探构想。

2 中央古隆起控制奥陶系马家沟组沉积期盆地岩相古地理格局

鄂尔多斯盆地中央古隆起为早古生代发育的大型低隆构造,主体位于定边—吴起—庆阳—黄陵一带,平面上大致呈“L”型展布[12, 20]。中央古隆起最早发源于元古代裂陷槽边缘的基岩古隆起,雏形于晚寒武世,鼎盛于奥陶纪,消亡于晚二叠世[4, 8, 20-24]。中央古隆起对鄂尔多斯盆地奥陶系岩相古地理格局有着不可忽视的控制作用。
奥陶系马家沟组沉积期,鄂尔多斯盆地整体处于弧后拉张背景下的克拉通边缘海相碳酸盐台地沉积环境,同时盆地受近南北向剪切挤压应力控制[24],中央古隆起发育达到鼎盛,分隔华北海与秦祁海,控制着盆地中东部与盆地西南边缘的构造古地理环境与岩相（见图2、图3）,其中盆地中东部主要发育大型潟湖沉积体系,盆地周缘主要发育台地边缘沉积体系[1-2, 23]。
图2 石炭系太原组沉积期鄂尔多斯盆地东西向剖面图
（剖面位置见图1）
图3 鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组主要沉积期岩相古地理图
马一段沉积期,盆地开始海侵,马一段向中央古隆起逐渐上超,除中央古隆起外,马一段普遍发育,盆地中东部以白云岩和膏盐岩为主;马二段沉积期,海侵规模进一步扩大,除庆阳、伊盟古隆起外,马二段广泛发育,中央古隆起以白云岩为主,盆地中东部以白云岩和灰岩为主;马三段沉积期,海平面多期次震荡,中央古隆起间歇性暴露,除庆阳、伊盟古隆起外;马三段广泛发育,中央古隆起以泥质白云岩为主,盆地中东部以石膏质白云岩和膏盐岩为主;马四段沉积期,海侵规模达到最大,中央古隆起转为水下低隆,碳酸盐岩建隆特征明显,沉积巨厚丘状白云岩,盆地中东部马四段广覆式分布以白云岩和石灰岩为主;马五段沉积期,海平面多期性震荡,中央古隆起间歇性暴露,形成盆地中东部残留的白云岩和膏盐岩旋回性沉积。
在中央古隆起控制的沉积背景下,盆地中东部马家沟组主要发育蒸发台地相与局限-开阔台地相交互式沉积,在纵向上表现为发育多套咸化潟湖亚相膏盐岩与潮坪亚相白云岩、灰岩交替互层的岩性序列[11],在横向上由中央古隆起向东白云岩逐渐减薄并相变为灰岩或膏盐岩（见图1、图2）;盆地西南周缘马家沟组沉积期以斜坡相沉积为主,纵向上水体逐渐加深,主要发育白云岩、灰岩、灰质泥岩,横向上岩性变化不明显（见图2）。
另外,中央古隆起不仅控制着马家沟组各沉积期的岩相古地理环境,也控制着奥陶纪末期岩溶古地貌（见图2、图3）。晚奥陶世至中石炭世,盆地整体抬升,马家沟组顶部遭受长达120~150 Ma的风化剥蚀,从目前马家沟组顶部地层削蚀特征来看,至晚石炭世再次接受沉积时,盆地中东部古地貌已呈准平原化特征。中央古隆起剥蚀至马四段,剥露地层层位向东依次变新,并形成了岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地的岩溶古地貌。晚石炭世—早二叠世煤系的“披覆式”沉积,与盆地中东部马家沟组各亚段逐层削截接触[4,5,6]。

3 古构造-沉积演化背景为盐下规模成藏奠定良好基础

3.1 古构造背景控制盆地中东部盐下多层系台内颗粒滩相沉积

中央古隆起不仅控制马四段沉积期台缘滩体的发育,还影响中央古隆起东侧台内丘滩体的发育。
以马四段沉积期为例,受中央古隆起形成演化控制,盆地中东部发育乌审旗—靖边和神木—米脂两个水下次级低隆带（见图4）,平面上呈近南北向展布。乌审旗—靖边水下低隆带东西宽60~80 km,南北长150~200 km,面积约1.2×104 km2,沉积白云岩厚100~150 m;神木—米脂水下低隆带东西宽40~60 km,南北长80~120 km,面积约0.9×104 km2,沉积马四段白云岩累积厚度为30~60 m。两个水下低隆带控制了盆地中东部内部的古地貌差异,形成了隆凹相间的格局。
图4 鄂尔多斯盆地马四段沉积前古地貌图
在马二段、马四段、马五7亚段及马五9亚段沉积期,受海平面升降控制,盆地东部盐下低隆带发育环带状、集群式的台内滩相沉积（见图3）。马二段台内滩沉积主要分布在榆林—靖边—志丹—合水一带,沿中央古隆起东侧带状分布（见图3a）,滩间以白云坪沉积为主,向东渐变为灰云坪—灰质潟湖沉积。马四段台内颗粒滩主要分布在乌审旗—靖边和神木—米脂两个地区,整体呈南北条带状展布,乌审旗—靖边台内滩间以灰云坪沉积为主,神木—米脂台内滩间则以云灰坪沉积为主（见图3b）。马五9亚段、马五7亚段台内滩主要分布在榆林—靖边—志丹一带,沿中央古隆起东侧环带状展布,滩间主要发育灰云坪沉积,向东水体逐渐加深,发育云灰坪及灰质潟湖沉积（见图3c、图3d）。
马家沟组沉积期盆地中东部台内滩的大量发育,在盐下形成了纵向多层系叠置、横向大面积连片的颗粒滩体群,其中马四段单个滩体面积约（0.1~0.4）×104 km2,滩体群面积可达2.4×104 km2,马五9亚段、马五7亚段单个滩体面积（0.1~0.3）×104 km2,滩体群面积可达2.5×104 km2,为形成大规模白云岩储集体奠定了物质基础（见图3）。

3.2 古构造-沉积演化背景有利于形成大型岩性上倾尖灭圈闭

受中央古隆起发育控制,马家沟组各层系白云岩向盆地东部呈逐渐减薄的趋势,并最终相变为灰岩或膏盐岩,为形成大面积白云岩岩性圈闭提供了必要的侧向封挡条件。
在中央古隆起控制盆地中东部白云岩向东逐渐减薄并相变的大背景下,乌审旗—靖边、神木—米脂两个水下低隆滩体带为局部大面积白云岩岩性圈闭的发育提供了有利的古地貌背景。在颗粒滩相带,白云石化作用下形成储集条件相对较好的粉—细晶白云岩;隆间低洼区水体能量相对较低,以泥云坪、云灰坪、灰质澙湖沉积为主,岩性致密,可侧向封挡低隆带的白云岩体,形成岩性圈闭。
印支期—燕山期,盆地受古亚洲洋、古特提斯洋和环太平洋3大区域动力体系控制,周缘相继汇聚、碰撞造山,并最终导致了吕梁隆起、六盘山冲断带及阴山岩浆岩带的形成与发展,受此地球动力学背景影响,盆地整体抬升并发生构造反转,中央古隆起下拗,形成东高西低的伊陕斜坡单斜构造[17,18]。乌审旗—靖边、神木—米脂水下低隆带发育的白云岩储集体形成上倾岩性尖灭圈闭,同时位于现今伊陕斜坡构造相对高部位,是天然气运聚的有利指向区（见图5）。
图5 现今盆地奥陶系东西向地质剖面及天然气成藏模式
（剖面位置见图1）

3.3 中央古隆起抬升与构造反转为盐下气藏提供有效供烃窗口

晚奥陶世,鄂尔多斯盆地整体抬升,遭受长达120~150 Ma的风化剥蚀[1-2, 9-10],中央古隆起区形成近6×104 km2的剥蚀区,马四段大面积暴露。至晚石炭世盆地再次沉降,上古生界煤系烃源岩披覆沉积（见图3）,与中央古隆起大面积剥蚀区马四段高孔渗岩溶白云岩体直接接触,为印支期—燕山期盆地东部整体掀斜西倾后,中央古隆起剥蚀区转变为盐下高效规模供烃窗口提供了前提条件。
燕山中期（早侏罗世）上古生界煤系烃源岩开始排烃,早白垩世达到排烃高峰[25],此时伊陕斜坡东高西低的构造格局已基本定型,盆地中东部地区多层系盐下白云岩岩性圈闭位于构造上倾方向,原中央古隆起马四段受剥蚀区大面积供烃窗口位于构造下倾方向,为天然气规模运聚提供有利条件。上古生界煤系烃源岩在生排烃高峰期,可产生巨大的生烃增压作用[18],大量天然气在生烃增压作用的驱动下,可通过中央古隆起供烃窗口区侧向进入马四段高孔渗岩层,并沿断裂-裂缝-高孔渗白云岩体复合输导体系继续侧向运移,浮力为天然气继续运移的主要驱动力,上倾方向为天然气主体运移指向。至此,中央古隆起剥蚀区形成了能够为盐下多层系大面积岩性圈闭规模侧向供烃的高效窗口（见图5、图6）。
图6 鄂尔多斯盆地上古生界生烃强度图
中央古隆起上覆煤系烃源岩生烃强度为（16~28）×108 m3/km2,其中马五7—10亚段、马四段的直接供烃窗口东西宽80~120 km,南北长350~400 km,总面积近6×104 km2。主成藏期上古生界优质源岩通过中央古隆起高效供烃窗,为盐下储集层持续侧向规模供烃,是盐下多层系白云岩体规模成藏的必要保障。

4 奥陶系盐下马四段天然气富集成藏条件与勘探方向

4.1 盐下马四段天然气富集成藏条件

4.1.1 上下古生界双源供烃
马四段天然气成藏具有上、下古生界双源供烃的优势。上古生界煤系烃源岩是下古生界天然气成藏的主力源灶,有机质丰度及热演化程度均较高,以Ⅲ型干酪根为主,生气潜力大[1, 9, 13, 17]。下古生界奥陶系盐下发育受岩相古地理控制的海相泥质岩,马一段—马三段、马五7—9亚段岩性大多为富有机质纹层泥质岩或者藻团块、藻白云岩。马五7—9亚段源灶分布范围较大,基本沿古隆起东侧展布,在靖边、乌审旗、神木等地生烃强度较大（见图7a）,马一段—马三段源灶主要分布在盆地中东部的两个低洼区（见图7b）。下古生界海相烃源岩有机碳测试含量主体为0.10%~0.50%,平均值为0.31%,最高可达3.24%。有机酸盐恢复后平均有机碳含量可达0.58%。纵向上薄夹层分布,单层厚度薄,但层数较多[25],累计厚度可达40 m,生烃强度最大可达6×108 m3/km2（见图7）,可作为盐下气源的重要补充[13, 22-24, 26-27]。
图7 鄂尔多斯盆地下古生界生烃强度图
对于上古生界煤系气源,天然气从构造低部位供烃窗口进入,沿马家沟组高孔渗白云岩体-断裂复合输导体系侧向运移,形成了上生下储的源储配置;对于下古生界马五7—9亚段、马一段—马三段气源,天然气可沿断裂垂向或侧向运移,形成了上生下储和下生上储的源储配置（见图5）。
4.1.2 断裂-裂缝-高孔渗岩体复合输导
传统观点认为鄂尔多斯盆地内部构造简单,显生宙以来断裂发育程度很低[28]。最新研究表明,盆地古生界发育加里东期断裂体系,其对油气成藏具有控制作用[26, 29]。加里东期,受区域拉张应力影响,元古宇基底断裂继承性活动,控制了盆地中东部马家沟组沉积期隆凹格局（见图8）;印支期—燕山期,受区域压应力影响,加里东期断裂活化,应力释放产生微小断裂及裂缝[28],可以有效提升白云岩体储集物性,由于马四段白云岩厚度较大、脆性较高,断层的改造作用明显,利于天然气富集成藏[26]。
图8 鄂尔多斯盆地东西向地震剖面图
（剖面位置见图1）
奥陶系盐下高孔渗白云岩体既是有利储集层,也是高效运载层,断裂-裂缝与高孔渗白云岩体复合,可形成垂向和侧向运移兼具的高效复合输导体系,从而提高烃类运移效率。
4.1.3 低幅构造-白云岩岩性圈闭是天然气运聚的有利指向区
综合奥陶系盐下成藏地质条件及古隆起控相、控储认识,盐下马四段低幅构造-白云岩岩性圈闭具备天然气富集成藏条件：上、下古生界双源规模供烃,水下低隆颗粒滩大面积成储,马五段厚层膏盐岩区域封盖[14],白云岩被致密灰岩封堵成岩性圈闭,断裂-裂缝-高孔渗岩体复合输导,构造上倾高部位富集成藏。
燕山期,盆地西倾掀斜,马四段白云岩形成岩性上倾尖灭圈闭。喜马拉雅期至今,盆地构造调整定型,形成现今的伊陕斜坡背景,马四段白云岩岩性圈闭逐步调整为低幅构造-岩性上倾尖灭圈闭。因此,燕山期至今,马四段岩性圈闭一直处于构造斜坡上倾方向,是天然气运聚的有利指向区,天然气沿断裂-裂缝-高孔渗岩体复合输导,受上覆盖层和侧向封堵,在局部构造高点富集成藏。

4.2 盐下马四段有利勘探方向

奥陶系马家沟组发育在低隆背景下的台内颗粒滩是盆地东部白云岩储集层及圈闭发育的有利相带,构造上倾方向是天然气运移的有利指向区。大量钻井资料表明,受控于现今构造格局,奥陶系盐下大致存在西水、东气的气水分布规律。中央古隆起台缘滩相厚层马四段白云岩虽然储集性能和储盖配置更好,但是由于其沉积相带主体处于现今中央坳陷带和伊陕斜坡的相对低部位,导致马四段及深层以含水为主,这也证明了在现今的构造背景下,上倾方向是更为有利的天然气运聚指向区。中央古隆起东侧乌审旗—靖边、神木—米脂古低隆带,既是台内颗粒滩相白云岩储集相带发育区,也是上、下古生界气源运移的有利指向区,勘探潜力较大。
在神木—米脂地区部署的米探1井获高产工业气流,证实了鄂尔多斯盆地东部米脂地区马四段白云岩岩性上倾尖灭圈闭可以规模成藏。以马四段有利储集层面积推算,预测神木—米脂有利勘探面积1.1×104 km2,乌审旗—靖边低隆带有利勘探面积1.3×104 km2,马四段有望形成盆地天然气规模储量接替新层系。
中央古隆起控相、控储、控藏地质认识及米探1井勘探部署思路,可为马二段、马五7亚段和马五9亚段类似条件层系油气勘探提供理论指导及经验借鉴。盆地中东部盐下的马五7亚段、马五9亚段、马四段、马二段多层系叠合白云岩分布面积累计超5×104 km2,按照0.5×108 m3/km2的资源丰度计算,预测盐下多层系天然气资源量超万亿立方米[23],具备形成大气区的资源基础。

5 结论

奥陶纪中央古隆起分隔华北海与祁连海,控制盆地构造古地理格局。马四段沉积期中央古隆起为台缘带,沉积巨厚丘状颗粒滩相白云岩,与中央古隆起相伴生的水下低隆带控制台内颗粒滩的规模发育,盐下多层系白云岩向东逐渐减薄相变为灰岩或膏盐岩,古隆起控相、控储特征明显。
加里东晚期,鄂尔多斯盆地整体抬升,遭受长达120~150 Ma年的风化剥蚀,形成了大面积区域不整合面。中央古隆起区隆升幅度较大,出露马四段—长城系,至晚石炭世沉降接受沉积,被大面积石炭系—二叠系烃源岩所覆盖,形成近6×104 km2供烃窗口。
印支期—燕山期,鄂尔多斯盆地构造转换,中央古隆起下拗,盆地东部整体掀斜西倾,中央古隆起近6×104 km2高孔渗白云岩剥蚀区转变为高效供烃窗,为上古生界煤系烃源岩通过中央古隆起高孔渗白云岩体向盐下多层系大面积岩性圈闭供烃提供了有利条件。
马家沟组沉积期,盆地东部发育与中央古隆起相伴生的乌审旗—靖边、神木—米脂两个水下低隆带,沉积台内颗粒滩相白云岩,与加里东末期北东—南西向断裂输导体系叠合,共同控制着天然气富集成藏。
盆地东部奥陶系盐下马四段具有“上、下古生界双源供烃、断裂-裂缝-高孔渗储集层双带叠合输导、局部低幅构造-岩性圈闭富集成藏”的特征,其中乌审旗—靖边、神木—米脂两大有利区带资源潜力大,是有利勘探方向。
（编辑 谷江锐）

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
[1]
杨华, 付金华, 魏新善, 等. 鄂尔多斯盆地奥陶系海相碳酸盐岩天然气勘探领域[J]. 石油学报, 2011, 32(5): 733-740.

YANG Hua, FU Jinhua, WEI Xinshan, et al.Natural gas exploration domains in Ordovician marine carbonates, Ordos Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(5): 733-740.

[2]
谢康, 谭秀成, 冯敏, 等. 鄂尔多斯盆地苏里格气田东区奥陶系马家沟组早成岩期岩溶及其控储效应[J]. 石油勘探与开发, 2020, 47(6): 1159-1173.

XIE Kang, TAN Xiucheng, FENG Min, et al.Eogenetic karst and its control on reservoirs in the Ordovician Majiagou Formation, eastern Sulige gas field, Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(6): 1159-1173.

[3]
王禹诺, 任军峰, 杨文敬, 等. 鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组天然气成藏特征及勘探潜力[J]. 海相油气地质, 2015, 20(4): 29-37.

WANG Yunuo, REN Junfeng, YANG Wenjing, et al.Gas accumulation characteristics and potential of Ordovician Majiagou reservoirs in the center-east of Ordos Basin[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2015, 20(4): 29-37.

[4]
夏明军, 戴金星, 邹才能, 等. 鄂尔多斯盆地南部加里东期岩溶古地貌与天然气成藏条件分析[J]. 石油勘探与开发, 2007, 34(3): 291-298, 315.

XIA Mingjun, DAI Jinxing, ZOU Caineng, et al.Caledonian karst palaeogeomorphology and the forming condition of gas pool, southern Ordos Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2007, 34(3): 291-298, 315.

[5]
王建民, 王佳媛, 沙建怀, 等. 鄂尔多斯盆地东部奥陶系风化壳岩溶古地貌特征及综合地质模型[J]. 吉林大学学报(地球科学版), 2014, 44(2): 409-418.

WANG Jianmin, WANG Jiayuan, SHA Jianhuai, et al.Karst paleogeomorphology and comprehensive geological model of the Ordovician weathering crust in the eastern Ordos Basin[J]. Journal of Jilin University(Earth Science Edition), 2014, 44(2): 409-418.

[6]
高建荣, 徐旺林, 郭彦如, 等. 鄂尔多斯盆地中央古隆起东部古岩溶地貌小型沟槽的识别[J]. 海相油气地质, 2012, 17(4): 34-38.

GAO Jianrong, XU Wanglin, GUO Yanru, et al.Identification of small karst paleogrooves in eastern central uplift, Ordos Basin[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2012, 17(4): 34-38.

[7]
赵振宇, 郭彦如, 徐旺林, 等. 鄂尔多斯盆地3条油藏大剖面对风险勘探的意义[J]. 石油勘探与开发, 2011, 38(1): 16-22.

ZHAO Zhenyu, GUO Yanru, XU Wanglin, et al.Significance of three reservoir profiles for the risk exploration in Ordos Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(1): 16-22.

[8]
邓昆, 张哨楠, 周立发, 等. 鄂尔多斯盆地古生代中央古隆起形成演化与油气勘探[J]. 大地构造与成矿学, 2011, 35(2): 190-197.

DENG Kun, ZHANG Shaonan, ZHOU Lifa, et al.Formation and tectonic evolution of the Paleozoic central paleouplift of Ordos Basin and its implications for oil-gas exploration[J]. Geotectonica et Metallogenia, 2011, 35(2): 190-197.

[9]
魏柳斌, 赵俊兴, 苏中堂, 等. 鄂尔多斯盆地奥陶系中组合微生物碳酸盐岩分布规律及沉积模式[J]. 石油勘探与开发, 2021, 48(6): 1162-1174.

WEI Liubin, ZHAO Junxing, SU Zhongtang, et al.Distribution and depositional model of microbial carbonates in the Ordovician middle assemblage, Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(6): 1162-1174.

[10]
姚泾利, 包洪平, 任军峰, 等. 鄂尔多斯盆地奥陶系盐下天然气勘探[J]. 中国石油勘探, 2015, 20(3): 1-12.

YAO Jingli, BAO Hongping, REN Junfeng, et al.Exploration of Ordovician subsalt natural gas reservoirs in Ordos basin[J]. China Petroleum Exploration, 2015, 20(3): 1-12.

[11]
席胜利, 熊鹰, 刘显阳, 等. 鄂尔多斯盆地中部奥陶系马五盐下沉积环境与海平面变化[J]. 古地理学报, 2017, 19(5): 773-790.

XI Shengli, XIONG Ying, LIU Xianyang, et al.Sedimentary environment and sea level change of the subsalt interval of Member 5 of Ordovician Majiagou Formation in central Ordos Basin[J]. Journal of Palaeogeography, 2017, 19(5): 773-790.

[12]
龙文骏. 鄂尔多斯盆地中东部地区马五6-10沉积微相特征及其演化规律的研究[D]. 荆州: 长江大学, 2017.

LONG Wenjun.Research on the sedimentary microfacies characteristics and evolution of O1m510-O1m56 in mid-eastern parts of Ordos Basin[D]. Jingzhou: Yangtze University, 2017.

[13]
姚泾利, 王程程, 陈娟萍, 等. 鄂尔多斯盆地马家沟组盐下碳酸盐岩烃源岩分布特征[J]. 天然气地球科学, 2016, 27(12): 2115-2126.

YAO Jingli, WANG Chengcheng, CHEN Juanping, et al.Distribution characteristics of subsalt carbonate source rocks in Majiagou Formation, Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2016, 27(12): 2115-2126.

[14]
潘志远. 鄂尔多斯盆地中东部地区奥陶系膏岩下储层特征研究[D]. 荆州: 长江大学, 2017.

PAN Zhiyuan.Research on the characteristics of under-salt reservoir of Ordovician in mid-eastern Ordos Basin[D]. Jingzhou: Yangtze University, 2017.

[15]
付玲, 李建忠, 徐旺林, 等. 鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下深层储层特征及主控因素[J]. 天然气地球科学, 2020, 31(11): 1548-1561.

FU Ling, LI Jianzhong, XU Wanglin, et al.Characteristics and main controlling factors of Ordovician deep subsalt reservoir in central and eastern Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2020, 31(11): 1548-1561.

[16]
吴东旭, 吴兴宁, 王少依, 等. 鄂尔多斯盆地奥陶系颗粒滩白云岩储层特征及主控因素[J]. 海相油气地质, 2017, 22(2): 40-50.

WU Dongxu, WU Xingning, WANG Shaoyi, et al.Characteristics and main controlling factors of Ordovician grain beach dolomite reservoir in Ordos Basin[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2017, 22(2): 40-50.

[17]
杨华, 包洪平, 马占荣. 侧向供烃成藏: 鄂尔多斯盆地奥陶系膏盐岩下天然气成藏新认识[J]. 天然气工业, 2014, 34(4): 19-26.

YANG Hua, BAO Hongping, MA Zhanrong.Reservoir-forming by lateral supply of hydrocarbon: A new understanding of the formation of Ordovician gas reservoirs under gypsolyte in the Ordos Basin[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(4): 19-26.

[18]
包洪平, 黄正良, 武春英, 等. 鄂尔多斯盆地中东部奥陶系盐下侧向供烃成藏特征及勘探潜力[J]. 中国石油勘探, 2020, 25(3): 134-145.

BAO Hongping, HUANG Zhengliang, WU Chunying, et al.Hydrocarbon accumulation characteristics and exploration potential of Ordovician pre-salt formations by lateral hydrocarbon supply in the central-eastern Ordos Basin[J]. China Petroleum Exploration, 2020, 25(3): 134-145.

[19]
付金华, 于洲, 李程善, 等. 鄂尔多斯盆地东部米探1井奥陶系马四段天然气勘探新发现及勘探方向[J]. 天然气工业, 2021, 41(12): 17-27.

FU Jinhua, YU Zhou, LI Chengshan, et al.New discovery and favorable areas of natural gas exploration in the 4th Member of Ordovician Majiagou Formation by Well Mitan 1 in the eastern Ordos Basin[J]. Natural Gas Industry, 2021, 41(12): 17-27.

[20]
包洪平, 杨承运. 鄂尔多斯东部奥陶系马家沟组微相分析[J]. 古地理学报, 2000, 2(1): 31-42.

BAO Hongping, YANG Chengyun.Study on microfacies of Majiagou Formation, Lower Ordovician, Eastern Ordos, North China[J]. Journal of Palaeogeography, 2000, 2(1): 31-42.

[21]
王庆飞, 邓军, 黄定华, 等. 鄂尔多斯盆地石炭纪中央古隆起形成机制[J]. 现代地质, 2005, 19(4): 546-550, 595.

WANG Qingfei, DENG Jun, HUANG Dinghua, et al.Formation mechanism of Carboniferous central paleouplift of Ordos Basin[J]. Geoscience, 2005, 19(4): 546-550, 595.

[22]
何登发, 包洪平, 孙方源, 等. 鄂尔多斯盆地中央古隆起的地质结构与成因机制[J]. 地质科学, 2020, 55(3): 627-656.

HE Dengfa, BAO Hongping, SUN Fangyuan, et al.Geologic structure and genetic mechanism for the central uplift in the Ordos Basin[J]. Chinese Journal of Geology, 2020, 55(3): 627-656.

[23]
赵振宇, 郭彦如, 王艳, 等. 鄂尔多斯盆地构造演化及古地理特征研究进展[J]. 特种油气藏, 2012, 19(5): 15-20.

ZHAO Zhenyu, GUO Yanru, WANG Yan, et al.Study progress in tectonic evolution and paleogeography of Ordos Basin[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2012, 19(5): 15-20.

[24]
任文军, 张庆龙, 张进, 等. 鄂尔多斯盆地中央古隆起板块构造成因初步研究[J]. 大地构造与成矿学, 1999, 23(2): 191-196.

REN Wenjun, ZHANG Qinglong, ZHANG Jin, et al.The plate tectonic formation of the central paleouplift in the Ordos Basin[J]. Geotectonica et Metallogenia, 1999, 23(2): 191-196.

[25]
郭彦如, 赵振宇, 张月巧, 等. 鄂尔多斯盆地海相烃源岩系发育特征与勘探新领域[J]. 石油学报, 2016, 37(8): 939-951, 1068.

GUO Yanru, ZHAO Zhenyu, ZHANG Yueqiao, et al.Development characteristics and new exploration areas of marine source rocks in Ordos Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(8): 939-951, 1068.

[26]
徐旺林, 李建忠, 刘新社, 等. 鄂尔多斯盆地奥陶系下组合天然气成藏条件与勘探方向[J]. 石油勘探与开发, 2021, 48(3): 549-561.

XU Wanglin, LI Jianzhong, LIU Xinshe, et al.Accumulation conditions and exploration directions of Ordovician lower assemblage natural gas, Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(3): 549-561.

[27]
徐旺林, 胡素云, 李宁熙, 等. 鄂尔多斯盆地奥陶系中组合内幕气源特征及勘探方向[J]. 石油学报, 2019, 40(8): 900-913.

XU Wanglin, HU Suyun, LI Ningxi, et al.Characteristics and exploration directions of inner gas source from the middle assemblage of Ordovician in Ordos Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2019, 40(8): 900-913.

[28]
刘宝宪, 张军, 章贵松, 等. 鄂尔多斯盆地中东部奥陶系裂缝体系特征[J]. 天然气工业, 2002, 22(6): 35-38.

LIU Baoxian, ZHANG Jun, ZHANG Guisong, et al.Characteristics of fracture systems in Ordovician in central-east Ordos Basin[J]. Natural Gas Industry, 2002, 22(6): 35-38.

[29]
董敏, 宋微, 王志海, 等. 鄂尔多斯盆地基底断裂多期演化及其主控因素分析: 基于构造物理模拟实验[J]. 地球学报, 2019, 40(6): 847-852.

DONG Min, SONG Wei, WANG Zhihai, et al.An analysis of polyphasic evolution and the main controlling factors of basement faults in the Ordos Basin based on structural physical simulation experiments[J]. Acta Geoscientica Sinica, 2019, 40(6): 847-852.

Options
文章导航

/

〈 〉

版权所有：《石油勘探与开发》编辑部；《石油勘探与开发（英文）》编辑部
地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院数据中心605室　

京ICP备15044687号    技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司