鄂尔多斯盆地东南部上古生界流体动力演化及对下古生界成藏的影响

【摘要】 鄂尔多斯盆地东南部下古生界天然气资源丰富,自靖边气田发现以来,奥陶系风化壳成为重要的勘探目标。气源分析表明,下古生界气藏天然气主要来源于上古生界石炭二叠系煤系烃源岩。因此通过分析上古生界的流体动力演化历史,结合砂体输导体及不整合输导体的分析结果,对天然气从上古生界到下古生界的运移过程和运聚特征的研究,具有重要的理论和实际意义。分析异常压力成因,通过等效深度法计算最大埋深时期过剩压力,并以此为约束条件结合各项基础数据、参数进行盆地数值模拟,得出目的层位流体压力各时期分布特征与演化过程。通过沉积相展布、物性特征、构造演化等工作细致研究本区砂岩、裂缝、不整合输导体的分布、输导能力、空间配置,划分有效输导体。通过天然气组分及同位素特征示踪天然气运移方向,利用包裹体及其他成藏条件演化判定成藏期次。结合成藏期流体动力特征与有效输导体分布及其他成藏要素分析天然气运移过程、成藏机理。研究表明,本区下古生界气藏成藏于侏罗纪-早白垩世。天然气在上古生界生成后在过剩压力与气势作用下沿砂体-裂缝输导体运移。因砂体输导体的限制天然气运移以研究区南部、西部、东侧小范围的垂向运移为主,就近侧向运移为辅。天然气到达本溪组底部后由研究区西南部古岩溶高地及东部古沟槽铝土岩缺失区进入马家沟组沿不整合面运移。马家沟组碳酸盐岩内异常流体压力不发育,天然气以在物性较好的隆起处短距离运移为主,志丹、延安、富县等地区在成藏期发育继承性隆起,是可能的运移指向区。 

第一章绪论

1.1研究目的和意义

鄂尔多斯盆地是我国第二大含油气盆地，具有多旋回叠合含油气特征。天然气资源丰富，含气层系多，其中上、下古生界复合含气。盆地中部靖边气田奥陶系风化壳气藏的发现证实了该盆地下古生界海相碳酸盐岩层系具有巨大的勘探潜力，通过多年对奥陶系沉积特征、烃源岩条件储层类型等成藏条件的综合分析，提出包括古风化壳气藏的多种勘探领域，勘探范围不断扩大。

通过鄂尔多斯盆地奥陶系风化壳储层内天然气藏的已有研究发现，气源以上古生界石炭二叠系煤型气源为主，相对下古生界优越的烃源岩条件为上古天然气向下运移进入奥陶系风化壳内聚集成藏奠定了丰富的物质基础。储层为马家沟组马六段与马五段，以马五段云岩为主。古侵烛沟槽为上古生界天然气进入风化壳的途径。天然气生成后在流体动力控制下在上古生界碎屑岩输导体内运移，由古侵蚀沟槽或招土岩缺失部位进入风化壳，随后在侧向运移成藏。多套不同体系不同机理封盖层共同作用，阻止天然气逸散。流体动力在研究区的分布与发育特征，尤其是油气大量生成时期（最大埋深时期）的动力条件会对上古生界煤系烃源岩天然气生成后的垂向和侧向运移起到决定性作用，这直接决定了上古生界煤系烃源岩所生成的天然气能否向下运移进入奥陶系岩溶储层聚集成藏。而过去对下古奥陶系马五段气藏的研究多集中在储层特征与评价、沉积与成岩作用、古地貌和古岩溶等方面，对成藏过程中关键的流体动力与运移等科学问题的研究很少，因此迫切需要对控制上古生界天然气生成以后的运移规律的成藏动力进行研究。本文拟通过对上古生界流体动力演化的细致研究，结合输导体及其它油气成藏的地质条件，分析天然气的运移过程及对下古生界的天然气成藏的影响，为该区下古生界天然气有利目标的勘探提供一定的地质依据。

1.2国内外研究现状

1.2.1含油气盆地流体动力研究现状

盆地流体主要是指含油气盆地内为油气运移、聚集提供通道和场所的岩石孔隙空间中的所有流体。流体运动的动力来自其能量的不均衡分布，引起这种能量不均衡的地质因素很多，主要包括构造作用、沉积成岩作用、地下流体的相对分布以及大气水和地表水的渗入等。流体动力在油气生、排、运、聚、保的过程中都起着重要作用，通过研究地下流体的运动机理，探讨流体动力场的空间分布规律和展布模式，能够深化对油气运移和聚集认识。流体动力控制了流体的运移规律，是油气运聚的动力学框架和背景，流体动力学分析以流体动力的发育特点与历史演化为中心，已成为油气成藏研究的一个重要途径，也是油气勘探的重要手段。

能够表征流体动力的主要参数有过剩压力和流体势。过剩压力为同深度地层压力与静水压力之差，决定了油气初次运移的方向。超压是油气在低渗透致密储层运移充注的主要动力，超压强度是低渗透致密储层中油气成藏的决定性因素。流体势可以指示盆地内流体的运动方向，根据地层中油势或气势的高低能够判断油气水的流动方向和优势聚集区带，低势区是油气聚集的有利区域，势能变化（势梯度）最大的方向是油气运移的主要方向。

1.2.2油气成藏动力综合数值模拟技术

油气盆地数值模拟是近些年发展起来的新技术，模拟系统逐渐由一维模型向二维、三维模型发展，随着模拟方法的不断完善和软件构架算法的不断更新，完成了油气资源评价方法质的飞跃，由定性、半定量逐渐向定量发展。

盆地数值模拟是在综合考虑关联石油地质、地球物理、地球化学等多学科的基础上，以地质时间为序，对盆地各地质过程参数的动态模拟，在空间上定量分析和描述盆地的构造演化过程、再现各个时期不同层序的沉积埋藏历史、为描述地层层面起伏状态提供了可能，同时还可以恢复古压力，给出盆地不同时期的古地温，重现烃源岩的热演化史和油气生成、在不同输导体系中跟随流体势的特征运移聚集过程。盆地模拟包含着油气地质模型、数学模型的建立和转换。在成藏动力学分析中，盆地数值模拟是研究油气成藏过程的一项必不可少的重要方法。

第二章区域地质概况

鄂尔多斯盆地又称陕甘宁盆地，横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，是中国第二大沉积盆地。盆地可划分为六个一级构造单元，包括西缘逆冲带，天环琐陷，中部伊陕斜坡，晋西烧摺带，伊盟隆起与渭北隆起。盆地属于稳定克拉通盆地，周缘构造活动相对强烈，断层发育，盆地内部构造稳定，地层平缓，东高西低小角度倾斜。研究区位于盆地东南部伊陕斜坡部位，北到绥德，南到黄陵，西自志丹，东至延川，（图2-1）。

2.1沉积构造特征

鄂尔多斯盆地在早古生代进入稳定克拉通发育时期，多期海进海退形成了一套稳定的寒武纪、奥陶纪海相碳酸盐岩夹碎屑岩沉积。古生界主要地层包括上古生界石炭二叠系地层和下古生界奥陶系地层。下古生界发育陆表海沉积，下奥陶统马家沟组形成一套以含膏白云岩为主的碳酸盐岩沉积。随后在加里东运动作用下，盆地整体抬升，经历140Ma的风化剥烛。盆地大部分地区中上奥陶统、志留系、泥盆系、下石炭统缺失，直到晚石炭世鄂尔多斯盆地才重新整体下沉接受沉积，石炭系本溪组与下伏地层不整合接触，在盆地中东部地区随着海侵扩大，形成良好的湾湖、障壁岛和浅水陆棚沉积，岩性以湾湖相灰黑色铁锅质泥岩、招土岩和障壁岛中细粒砂岩为主。进入早二叠世太原组沉积时期，海侵范围扩大造成全区发育海陆交互相沉积的暗色砂泥岩夹石灰岩和煤层。随后华北地块抬升，山西组沉积时期鄂尔多斯盆地转变为近海湖盆，沉积环境由海陆交互相转变为陆相，形成以泥质岩为主间夹细砂岩的浅湖或三角洲沉积，石盒子组则以水下分流河道沉积为特征(表2-1)。到晚二叠世石千峰期，沉积环境彻底成为陆相沉积，在盆地内广泛发育河流、三角洲平原以及湖泊沉积体系。

2.2烃源岩特征

研究区发育两套烃源岩，，一套为上古生界石炭二叠系煤系烃源岩和石灰岩，一套为下古生界碳酸盐岩烃源岩。普遍观点认为，鄂尔多斯盆地上古生界二叠石炭系烃源岩为一套广覆式沉积的海陆交互相含煤层系。主要分布在石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组的海相、海陆过渡相以及陆相的含泥碳酸盐岩和煤系经源岩气源岩，岩性主要包括暗色泥岩、炭质泥岩、炭质页岩以及煤层。烃源岩分布广泛并覆盖全盆地，厚度分布较稳定，其中在盆地中部相对较薄，盆地西部与东部厚度较大。

第三章古流体动力特征及演化.........14

3.1异常压力成因........14

3.2泥岩压实研究.......15

3.3最大埋深时期过剩压力.....16

第四章输导体特征........33

4.1上古生界砂岩输导体........33

4.2裂缝输导体........36

4.3下古生界不整合输导体....36

第五章下古生界天然气成藏特征.....41

5.1奥陶系顶面构造演化.......41

5.2流体动力对成藏的影响........43

第五章下古生界天然气成藏特征

油气的成藏是多方面因素互相作用的结果，控制成藏的因素除了前文所涉及到的动力、输导体、生储盖等条件外，对于鄂尔多斯盆地东南部奥陶系碳酸盐岩气藏影响较大的还有奥陶系顶面构造演化、输导体与流体动力的相互配置等因素，通过对这些方面的研究在天然气运移示踪与成藏期次研究的前提下对下古生界气藏成藏过程与机理进行较为全面的分析。

5.1奥陶系顶面构造演化

天然气在通过错土岩层进入奥陶系马家沟组后在不整合输导体内运移，由于马家沟组碳酸盐岩地层内过剩压力不发育，因此天然气会在浮力作用下沿地层上倾方向在不整合输导体优势运移路径中运移，并最终在构造高点和隆起处聚集成藏，因此成藏期奥陶系顶面构造特征及其演化对于下古生界气藏的最终结果具有重要意义。

根据数值模拟出的研究区各井位古埋深数据，恢复出奥陶系顶面构造演化的过程。三叠纪末地层整体西高东低，在延安以西地区地势平缓，地层高度下降较慢，到延安以东地势变陆，快速下降。志丹，洛川地区为构造高点，子长和延安地区发育鼻状隆起，这些构造高点和隆起部位为油气聚集的优势部位。侏罗纪末构造未发生大的变动，构造高点和隆起部位得到继承。整体西高东低的趋势已经变缓。早白垩世末期地层达到最大埋深，由于燕山运动的影响造成地层反转，东高西低，中西部凹陷而周围略高。高点位于延川，洛川，子长和延安地区仍发育小规模隆起。晚白至世末期经历抬升剥蚀后地层更加趋于平缓，到现今在小范围处略有调整，形成小角度东高西低。

结论

1、异常压力成因分析得出：鄂尔多斯盆地东南部上古生界碎屑岩中异常压力主要由欠压实造成，构造挤压、水热增压等因素对异常压力作用微弱。己知的碳酸盐岩异常压力成因如烃源岩生烃、烃类裂解、构造挤压等在研究区不发育，因此本区碳酸盐岩流体异常压力相对上古生界不发育。

2、由泥岩压实曲线计算出的最大埋深时期过剩压力显示：石盒子组普遍发育高过剩压力层，对下部层位形成有效封隔，并提供天然气向下运移的动力，纵向上过剩压力快速降低区域为天然气向下运移的优势部位。平面上研究区山西、太原、本溪组过剩压力都呈现西高东低的趋势，山西组与太原组，太原组与本溪组在平面上的过剩压力差显示研究区除北部部分区域外大部分区域上覆地层过剩压力都要大于下部地层，为天然气垂向运移提供动力。

3、过剩压力演化史表明，从三叠纪开始到早白聖世末，上古生界地层均发育有高过剩压力，为烃源岩排经和天然气的运移提供充足动力；天然气在上古生界运移生成后由气势高区经由势梯度高值区向低势区运移聚集，并在过剩压力差和气势差作用下穿层运移，平面上子长、甘泉、富县等地区都是有利聚集部位，且有利部位在成藏期侏罗纪到早白垄世具有一定继承性。垂向上过剩压力差显示研究区西部，南部、以及东部具有垂向运移的动力条件，气势差则显示指向研究区西部、南部和东部小范围区域。

4、输导体特征显示上古生界优质输导体发育局限，不连续，主要分布于研究区中东部，分流河道分布位置，不利于油气大范围侧向运移，以小范围就近侧向运移和垂向运移为主。而下古不整合输导体发育较好，主要分布于岩溶斜坡及含硬石膏白云岩沉积区域，根据物性、不整合结构、不整合面倾角等因素研究不整合输导性能，得出天然气在不整合内趋向于在泥岩碳酸盐岩不整合结构处，物性较好的隆起处运移，运移规模不会很大。裂缝在本区普遍发育，特别是对于天然气垂向运移较为重要的竖直或高角度斜向裂缝在各层组均有发育，沟通砂体充当天然气垂向运移的通道。

参考文献（略）