0 引言
1885年，怀特在《科学》杂志上发表的“背斜理论”标志着世界油气勘探走向了“有理论”指导阶段[1]。自此，油气成藏地质理论不断发展和完善，先后提出了圈闭理论[2]、有机质生烃与油气系统理论[3]、陆相油气地质理论[4-5]、海洋深水油气地质理论[6⇓-8]和连续型油气聚集与非常规油气地质理论等[9]。从某种意义上而言，一种理论的提出，既是针对某一类型油气成藏机理和分布规律的新认识，也是人类认识地下油气资源整体分布规律的新进步。近年来，以致密油气、页岩油气为代表的非常规油气勘探的快速发展[9⇓⇓⇓⇓⇓-15]，使得人们不得不重新思考石油、天然气这种特殊的流体矿产在地下的生成、运移、富集和保存的地质问题，也更加迫切地希望从某种角度或某种控制因素出发，系统揭示油气生排运聚的地质过程，以及这一过程中不同类型油气的富集机制，进而从根本上解决常规油气和非常规油气不能综合研究的困扰。据此，贾承造等提出了全油气系统的基本概念[16⇓-18]。
鄂尔多斯盆地是中国重要的含油气盆地之一[19-20]，其上古生界天然气资源潜力巨大，已发现的苏里格气田探明天然气地质储量达3.5×1012 m3[19]。此外，榆林、神木、乌审旗、大牛地、子洲等气田的累计探明天然气储量均超过1 000×108 m3[19]。并且，近几年在盆地东缘的上古生界陆续有致密气、页岩气新发现[21⇓-23]。那么，这些不同构造位置、不同埋藏深度、不同类型的天然气资源之间有着怎样的联系，是否具有内在的成因一致性，未来勘探方向如何选择等都亟待深入探究。基于此，笔者从全油气系统的角度，通过对鄂尔多斯盆地上古生界已发现天然气藏特征的分析，建立了鄂尔多斯盆地上古生界全油气系统天然气富集模式。
1 区域地质概况
1.1 盆地构造格局
1.2 沉积地层
2 全油气系统基本概念、地质模式
2.1 全油气系统基本概念
2.2 全油气系统地质模式
根据全油气系统的概念和基本内涵可知，无论是非常规油气还是常规油气，对于烃源岩的研究仍然是非常重要的，并且较以往更加重要。从全油气系统的角度，不仅要关注油气从烃源岩到圈闭的地质要素和地质过程，还要关注烃源岩内部烃类的滞留及其含油气性问题，即要研究含油气盆地油气生、留、排、运、聚的全链条地质过程。据此，一个理想的含油气盆地油气生、排、运、聚过程地质模式可以理解为：①烃源岩作为核心，其生成的油气在内部先充满自身的孔隙空间，包括吸附在岩石颗粒上，或者是气态烃溶解到孔隙水、液态烃中等多种形式形成的滞留聚集[27-28]。②随着生烃过程的继续，烃源岩生成的烃量足以满足自身滞留需要后，开始逐渐向外排出。排出的烃将会以两种方式进行运移和聚集。其一，储集层孔隙度渗透率相对较高，孔喉半径相对较大，以毫米—微米级为主，油气在浮力的作用下直接向构造上倾方向运移，形成常规油气聚集;其二，储集层孔隙度渗透率相对较低，孔喉半径相对较小，以微米—纳米级为主，浮力不起作用，油气只能在自身膨胀力驱动下以整体排驱水的方式进行运移[29⇓-31]，这种情况下，即为毛细管力和界面张力形成的自封闭，油气可以形成大面积连续型聚集（见图3 ）。
实际上，当含油气盆地烃源岩的生烃能力足够大时，油气可以充满所有致密储集层，并在临界封闭位置之上出现浮力主导成藏的情况（见图4 ）。但需要注意的是，这个过程可能会受到构造运动的影响，尤其是断层发育，会使其复杂化。另外，上述过程是否能够完整的发生，需要看烃源岩的生烃能力，以及生烃过程与储集层致密过程的耦合关系，以及致密储集层的发育规模。
3 鄂尔多斯盆地上古生界全油气系统成藏特征
3.1 烃源岩特征
3.2 生储盖组合特征
3.3 天然气运聚成藏特征与模式
典型气藏的剖析对于认识天然气成藏模式具有重要作用。从天然气富集的层位与气田分布特征看，从盆地中部到东部，天然气富集层位有明显差异，其中，苏里格气田的成藏模式为：气源来自山西组和太原组的煤层，储集层为源内的山2段、近源的盒8段致密砂岩，天然气生成以后，以气体膨胀力的方式进行充注聚集，属于源储紧邻、非浮力驱动、致密储集层大面积连续成藏的地质模式[48]（见图5 ）。
榆林气田和苏里格气田具有基本相似的成藏特点，不同的是主力产气层段有差异，榆林气田主力产气层段为山2段。造成这种差异的原因与作为主力气源的煤层的发育和致密储集层的分布有直接关系，但整体上看，榆林气田内的天然气聚集属于源内近源充注、致密储集层聚集、大面积连续分布[49]（见图6 ）。
3.4 鄂尔多斯盆地上古生界全油气系统成藏特征
基于上述分析可知，鄂尔多斯盆地上古生界具有天然气广泛发育，页岩气、致密气和煤层气多种类型并存的特征。从含气层位看，在盆地中心内部以源内、近源致密气、页岩气和煤层气为主，其中致密气以苏里格气田为代表;到盆地边缘扩展为源内、近源和远源均有致密气层发育，以神木气田为代表，并且在山西组发育海陆过渡相页岩气、煤层气。因此整体上看，鄂尔多斯盆地上古生界展现了全油气系统成藏特征，主要表现在本溪组、太原组和山西组煤层和煤系作为供烃源岩，其内部具有滞留天然气的能力。尽管没有系统研究，但从理论的角度和目前盆地边缘钻探结果来看，已经证实页岩气是存在的。而近源的致密储集层中，天然气生成后可以近距离优先充注到其中，进而形成近源天然气聚集，构成了近源的致密气成藏组合，同样分布于盆地中心和边缘，但是含气性差异很大，主要受控于烃源岩的供烃能力。远源组合主要在盆地边缘，盆地中心部分几乎不发育，其主要控制因素是断裂的发育及其输导作用（见图8 ）。
4 鄂尔多斯盆地上古生界全油气系统成藏控制因素与地质模式
4.1 全油气系统成藏控制因素
4.1.1 源储耦合关系控制了致密气分布范围和富集程度
从鄂尔多斯盆地上古生界探井钻探结果可知，气流井的分布与气源岩的生气强度具有一定相关关系。一般地，当生烃强度大于10×108 m3/km2或当烃源岩的镜质体反射率大于1.5%时，工业气流井数量明显增加且分布密集[35]。从前述可知，鄂尔多斯盆地上古生界具有全油气系统成藏特征，从烃源岩角度，又具有控制天然气分布的地质特点，那么在全油气系统中，烃源岩对油气分布的作用机理主要在于油气充注强度与储集层孔喉系统的耦合机制问题。
如图4 所示，在致密储集层中，天然气初次运移进入致密储集层不同于常规储集层，主要差异在于致密储集层孔隙度和渗透率均较低，孔隙空间相对较小，喉道比较狭窄，在这一背景下，天然气很难形成体积相对较大、可以以浮力为主的运移方式，需要依靠自身分子量的不断积累，形成膨胀力，克服致密储集层上覆水柱压力和毛细管力才能向上运移。因此，对于致密储集层而言，在孔喉一定的情况下，并不是所有的气源岩对致密气成藏都有作用，而是需要达到一定的生气强度，即生成天然气的数量在致密储集层储集空间中达到一定的体积膨胀力，天然气才能够进入致密储集层，进而对致密气的聚集有贡献（见图6 ）。由此需要建立天然气充注动力与阻力之间的平衡方程，并对其进行判断。笔者通过力平衡方程推导，建立了致密储集层天然气充注临界条件判别模型[52]：
${{q}_{\text{e}}}=\left( M{{H}_{\text{s}}}\phi /Z{{\rho }_{\text{gl}}}RT \right)\left( {{\rho }_{\text{w}}}gH+2\sigma \cos \theta /r \right) $
据此，进一步建立了临界充注强度和临界孔隙度耦合判别方程，并以孔喉半径作为判别致密储集层中天然气能否充注的下限：
$r=\frac{2\sigma M{{H}_{\text{s}}}\phi }{Z{{q}_{\text{e}}}{{\rho }_{\text{gl}}}RT-M{{H}_{\text{s}}}{{\rho }_{\text{w}}}gh\phi }$
然后再利用孔喉半径与孔隙度的相关性，计算致密储集层中天然气能够充注的临界孔隙度。笔者将上述公式应用于鄂尔多斯盆地本溪组进行验证，对致密储集层中天然气临界充注强度和临界孔隙度进行了判识，发现本溪组烃源岩排气强度为1.5×108 m3/km2时，需要的孔隙度下限为10.2%;当排气强度为6×108 m3/km2时，对应的临界孔隙度为4%（见图9 ）。
4.1.2 天然气的充注方式和充注通道类型控制了天然气的垂向分布
①天然气沿孔隙和微裂缝直接充注控制源内、近源天然气分布。在源储紧邻成藏组合中，即源内和近源组合中，天然气自烃源岩中生成并排出后，直接进入周围或临近的致密储集层（见图10 a、图10 b）。该类气藏的烃源岩供气面积大，储集层普遍含气，呈现大面积连续分布的特点。前述苏里格气田、榆林气田的山西组段、盒八段即为该种模式。天然气的输导通道除了孔隙外，还有微裂缝等。同时，相当一部分天然气没有排出烃源岩，而是滞留在其内部形成页岩气聚集，盆地东缘二叠系山二段即为此种类型。
②天然气沿断裂输导并充注控制远源分布。该种输导模式为特殊的致密气输导聚集类型，其输导通道为断裂，并伴有微裂缝。该种类型致密气主要分布在鄂尔多斯盆地边缘有断裂发育的区域，表现为远源成藏的特征，平面上含气区紧邻断裂发育，纵向上，远源含气层系受断裂分布控制。并且，在这种断裂发育区域内，源内、近源和远源成藏具有一定次序性，主要受断裂发育时间的影响，如临兴、神府地区[40]，断裂发育前，主要是源内和近源充注，断裂发育后，远源开始充注。从充注时间上，源内、近源，然后远源，从含气区看，源内、近源组合主要受烃源岩供烃能力和储集层物性双重控制，远源组合则受断裂发育程度和储集层物性双重控制（见图10 c）。
4.1.3 储集层物性控制了天然气能否充注及甜点发育范围
一般地，在烃源岩供气能力一定的情况下，储集层物性决定了天然气能否进入致密储集层，进而控制含气范围。储集层物性实际上对天然气聚集和分布有明显控制作用，平面上，储集层物性相对较好的区域，含气性普遍较好，且工业气流井发育，反之则含气性较差（见图9 ），但实际上也要注意到，这个范围是在烃源岩排气强度达到一定值后，储集层物性起到了控制作用，如果烃源岩排气强度相对较低，那么即使储集层物性很好，含气性也会很差甚至不含气，如靠近盆地北侧边缘的位置。
4.2 全油气系统成藏地质模式
4.2.1 盆地中心区（断裂不发育区）源内滞留与源内、近源致密天然气成藏系统
鄂尔多斯盆地本溪组、太原组、山西组煤层为主力烃源岩，其中暗色泥岩也具有一定供烃能力，总体具有良好的供烃条件，并且烃源岩内部致密储集层相对发育，具有直接充注的条件，因此，形成了大面积的源内致密气富集;同时，在烃源岩层系内部，泥页岩、煤系都具有滞留天然气的能力，进而形成了在鄂尔多斯盆地普遍认为的源内天然气聚集，包括煤层气、页岩气，这也将是未来勘探的潜在领域。并且，盆地中心构造稳定，断裂不发育，多为天然气源内、近源成藏，以苏里格气田为例，以近源连续型致密砂岩气藏为主。天然气的富集主要受控于烃源岩的生烃能力和致密储集层的物性。在生烃能力较大的盆地中心区，其富集范围相对较大，重点可从储集层物性的角度标定甜点发育区（见图11 ）。
4.2.2 盆地边缘区（断裂发育区）源内、近源、远源天然气成藏系统
鄂尔多斯盆地边缘断层相对发育，进而使得该区域不仅发育源内、近源天然气聚集，而且相对于盆地中心区还发育远源组合，如盆地东缘的临兴、神府地区的上石盒子组、石千峰组天然气成藏系统即为断裂输导的远源天然气聚集类型。另外，盆地边缘埋藏相对较浅，在考虑经济效益的前提下，边缘区的页岩气值得关注，并且已经取得了初步的勘探效益。
综上，在鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探中，应立足于全油气系统成藏模式，转变勘探思路，将以致密砂岩储集体为主线的勘探模式转移到以烃源岩和煤层分布区为主线的勘探模式，即从“顺藤摸瓜”转变为“寻根溯源”，需要“源根藤瓜”四位一体，四者兼顾。在盆地中心区重点关注源内滞留和近源充注类天然气聚集，同时考虑烃源岩滞留烃能力、供烃能力与储集层物性耦合关系，作为潜在接替领域进行布局;在盆地边缘区，重点关注断裂输导与储集层的组合关系，为寻找远源组合天然气聚集提供理论指导和依据，同时充分考虑盆地边缘埋藏较浅的地质特征，进行源内滞留资源即页岩气的探索和实践（见图11 ）。
5 结论
全油气系统是研究含油气盆地内油气聚集的有效模式，其核心在于对烃源岩的系统评价，烃源岩的供烃能力和不同类型储集层的聚烃能力，决定了盆地内页岩类、致密类和常规类油气聚集和分布的范围，并且受断裂发育、储集层物性的综合控制。鄂尔多斯盆地上古生界储集层广泛发育且致密，根据全油气系统概念模式，将上古生界划分为盆地中心天然气聚集模式和盆地边缘天然气聚集模式。其中盆地中心天然气聚集模式又分为源内滞留页岩气、煤层气、源内致密气、近源致密气4种类型;盆地边缘天然气聚集模式分为源内滞留页岩气、煤层气、源内致密气、近源致密气和远源致密气5种类型，其差异主要在于盆地边缘断裂相对发育，所以存在远源天然气富集类型。总体而言，未来鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探应立足于全油气系统理论，重点攻关烃源岩供气能力和不同类型储集层聚气能力，以期更有效地预测有利勘探区。
符号注释：
g——重力加速度，本文取9.8 m/s2;H——水柱高度，m;Hs——烃源岩厚度，m;M——天然气摩尔质量，本文取16 kg/mol;qe——排烃强度，m3/km2;R——气体常数，本文取8.314 33 J/（mol·K）;r——临界孔喉半径，μm;T——地层热力学温度，K;Z——气体压缩常数，无因次;ρgl——地下气体密度，kg/m3;ρw——水密度，kg/m3;σ——气水界面张力，N;θ——润湿接触角，（°）;ϕ——烃源岩孔隙度，%。