0 前言

鄂尔多斯盆地靖边气田是中国最早发现的海相碳酸盐岩气藏之一，主要含气层位是以白云岩为主夹蒸发岩的奥陶系马家沟组风化壳储层，目前的含气范围在不断扩大^[1]。前人对靖边下古生界碳酸盐岩气田已经做了大量的研究工作^{[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10]}，在构造特征、沉积模式及沉积微相、岩石类型、气源、成岩作用、沟槽展布、微裂缝分布等各个方面取得了重要成果。笔者试图在总结历年勘探和研究的基础上，以陕200井区为例，深入探讨鄂尔多斯盆地中东部马五段碳酸盐岩气藏的富气主控因素，以期为气藏的进一步勘探开发提供合理建议。

1 研究区简况

奥陶系马家沟组马六段或马五段与上覆中石炭统本溪组的界线，也是奥陶系与石炭系的界线。下奥陶统沉积未期，鄂尔多斯地区随同华北陆缘海整体抬升，使盆地本部(由一级构造单元陕北斜坡构成)缺失奥陶系中上统、志留系、泥盆系及下石炭统；下奥陶统马家沟组也遭受了近1.5亿年的不同程度的风化、淋溶和剥蚀。受西高东低的古构造控制，总体而言，剥蚀强度从盆地西部向东逐渐减弱，但其剥蚀程度各地不等，致使奥陶系顶部风化壳呈现凹凸不平的古地貌特征^{[2, 3, 4]}。

陕200井区位于鄂尔多斯盆地靖边气田中东部(图 1)，面积为1 260 km²。研究区马六段几乎被剥蚀殆尽(仅在两口井中有残存)，马五₁——马五₄地层厚度75.8～86.4 m，各层段地层厚度及钻遇率见表 1。马五₁¹小层有49口井遭到剥蚀(钻遇率31.9%)，最大剥蚀深度到马五¹₃小层(钻遇率提高至97.2%)；而马五²₃——马五₄¹地层保持齐全，未遭到风化剥蚀(钻遇率100.0%)。马五₄亚段地层厚度范围为34.2～42.6 m，平均层厚37.3 m；该亚段共分3个小层，但仅在马五₄¹小层含气，位于其下的两个小层马五²₄、马五³₄不含气，这与整个靖边下古气田含气特征一样。

图 1 鄂尔多斯盆地靖边气田陕200井区位置图 Fig. 1 Location map of Well Shaan 200 area in Jingbian gasfield,Ordos basin

图选项

鄂尔多斯盆地奥陶系的构造演变控制着靖边气田的沉积、岩溶以及成藏过程^{[1, 5, 6, 7]}。奥陶系马五段含气面积受中央古隆起靖边古潜台的控制，以石炭系底部的泥岩、铝土岩及铝土质泥岩为马五气藏的区域性盖层，气藏底部被马五₅厚层块状致密石灰岩遮挡，气藏侧向被古地貌沟槽充填物和沉积-成岩致密带封堵，这为大面积古地貌-岩性气藏的形成提供了条件。

2.1 古构造及古地貌

盆地的主生气期为侏罗纪——早白垩世，主聚集期为早——晚白垩世，即主要生烃成藏过程在中生代基本完成^[9]。在早白垩世之前盆地西高东低的构造背景下，烃类自东向西运移，古构造面貌对油气充注入口、运移方向有决定性作用。本溪组地层尖灭线与马五₁地层剥蚀线附近形成的地层不整合遮挡，自然成为烃类运聚的西部边界。发生于中侏罗世晚期至晚侏罗世的燕山运动主幕使盆地发生构造反转，在早白垩世至今东高西低的单斜构造条件下，天然气向东运移，到马五盐岩尖灭线(即岩性致密带及古沟槽)附近被遮挡^[5]。靖边气田界于东部的马五盐岩尖灭线与西部的本溪组地层尖灭线之间，以地层圈闭和岩性圈闭为主，地层岩性的变化受控于盆地的地质构造演变，因此，构造反转决定了靖边气藏的分布范围。

根据研究区72口井的测井资料及分层数据，研究区在区域构造上位于西倾斜坡带上，各层段均保持东高西低的区域构造特征。研究区顶面构造的三维模拟图表明：1)各层段总体上保持东高西低构造特征，研究区西部为凹陷区，西南部为凹陷程度最大的区域并在构造反转前后具有继承性；2)在研究区局部区域发育3排鼻状隆起，鼻状隆起向NE方向翘起并开口；马五₁——马₄小层的隆起和凹陷区具有一定的继承性和相似性，表明其后的构造运动对其基本格局没有改变。

研究区27口试井气井的无阻流量变化范围为(1.441 2～40.324 8)×10⁴m³/d，平均无阻流量12.252 7×10⁴m³/d。1)在侵蚀沟槽附近且位于构造高部位的井的无阻流量远高于平均值，如G16-17(40.324 8×10⁴m³/d)、G21-21(23.480 0×10⁴m³/d)、G23-17(14.007 1×10⁴m³/d)等；而同在构造高部位但离开侵蚀沟槽一定距离的井，其无阻流量却较低，如G22-20无阻流量为4.296 8×10⁴m³/d、G22-21无阻流量为4.040 0×10⁴m³/d。2)位于构造低部位的一些井，也仍然具有较高的无阻流量，如G26-16井(18.873 6×10⁴m³/d)、G25-16井(12.659 4×10⁴m³/d)等，分析表明：这些井位于有利沉积相带之中。因此，鼻状构造不具备圈闭和分隔气藏的能力，它不是马五气藏天然气富集的主要控制因素，但它对天然气的富集有一定的控制作用。在含气层存在的情况下，鼻状构造等正向构造部位有利于气井高产，是部署开发井的主要依据之一。

2.2 古沟槽

古沟槽是古台地地表经受强烈侵蚀、切割、溶蚀而形成的树枝状古水系低洼地带。在早白垩世之前，当时的古地形为西高东低，以米脂至绥德一带为汇水中心呈环带状分布，古水流总体由西向东流动，呈放射状向汇水中心排泄^[9]。古沟槽体系中的主沟槽受断裂控制，沟槽发育区的上游方向因靠近水源补给区，故水流充足、地表地下径流活跃;在研究区古构造为平缓东倾的古地貌背景上，地表和地下水的排泄流动加剧了主沟槽发育和支毛沟槽的形成，同时促进了岩溶空间的发育，古沟槽的分布有利于天然气运聚及气藏圈闭的形成^[10]。

陕200井区发育规模大小不等、延伸方向近东西向的主沟槽3条，同时还发育有与主沟槽交汇的支毛沟槽。支毛沟槽为古沟槽向古台地的延伸分支部分。结合研究区测井解释和钻井岩心录井资料，综合分析表明：研究区主沟槽之间相距10～20 km，沟宽1～3.5 km，沟长15～55 km，切割深度20～40 m。研究区的沟槽呈现非均质性，每条古沟槽的平面展布和切割深度不均匀(图 2)^[11]。沟槽切割的非均质性由当时的古构造特征引起，因地表水由西向东径流，对西部区域的地层切割程度较东部地层的严重：1)从研究区东西区域来看，西部沟槽较深，沟槽普遍切割至马五₂¹层位，最大切割层位达马五¹₃层位；研究区东部沟槽切割较浅，普遍切割层位至马五³₁；2)从平面上来看，沟槽自西向东延伸，在研究区东部区域因切割地层较浅而消失。

图 2 靖边气田陕200井区马五段沟槽展布 Fig. 2 Distributive configuration of ancient Valley in the Ma 5,Shaan 200 well area，Jingbian gas reservoir

图选项

对靖边气田马家沟组储层中天然气的气源，许多研究者认为是上古生界煤成气和下古碳酸盐气源岩形成的混源气^{[12, 13, 14, 15]}。当上古生界煤成气及少量油型气向下穿层运移进入奥陶系风化壳储集层时，沟槽是天然气向下穿层运移的通道^{[12, 14]}。沟槽是天然气富集的重要因素，沟槽切割越深，上古天然气向下穿层充注的层位越就越多^[11]，因此，能够在研究区保留下来的有效储层都会成为天然气充注的对象。当然，一般情况下，层位越靠下，充注的气量也会越小。研究区马五₁亚段4个小层普遍为气层，马五₂亚段部分为气层。研究区72口井仅在1口井中发现沟槽最大切割层位达马五¹₃层位，而该层之下还存在层厚达11.5～22.1 m的马五²₃和马五³₃两个小层，其岩性致密，对于上古天然气起着较强的封隔作用，上古天然气很难穿过这两个层位。因为沟槽不能切割至马五₄¹小层，则沟槽的天然气充注通道功能失效，仅仅依靠马五₄¹小层自生自储的天然气，其富气程度有限。试气结果也证明马五₄¹小层含气程度弱于马五₂亚段。

鄂尔多斯盆地马家沟五期是一次振荡性的海退，盆内水体普遍变浅，马家沟组上部马五段整体为海退型潮坪沉积环境^{[16, 17, 18]}。对陕200井区18口井共计130余张的岩心铸体薄片做了鉴定分析，并辅以取心井岩心记录资料和测井岩性解释资料，建立了研究区马五段的沉积相特征。研究区马五段的潮坪沉积环境分为2个亚相5个微相(图 3)：1)潮上带亚相包括膏云坪、含膏云坪微相；2)潮间带亚相主要发育云坪微相，发育极少量潮间滩和泥云坪微相。

图 3 靖边气田陕200井区马五段岩石铸体薄片 Fig. 3 Cast thin section of Ma 5 carbonare rock in Well Shaan 200 area，Jingbian gas reservoir

图选项

为了客观评价储层，依据沉积学原理(沉积微相划分标志)并结合前人的研究结果，采用多薄片观察和地质统计学优势相法，认为研究区以潮间带云坪微相、潮上带膏云坪微相和含膏云坪微相为主(表 2)，并利用“沃尔索相律”进行调整，编制了研究区沉积微相平面展布图。不同沉积期次，研究区主要的沉积微相类型、分布面积、分布位置、分布方式也有变化。研究区各期次沉积环境的演变为：马五₄¹小层(大面积分布含膏云坪及膏云坪，表明沉积环境为海退期)→马五₃(潮间云坪成为主要的微相类型，表明沉积环境出现变化：海进期)→马五₂(前期以潮上带为主体微相：微海退期；而后期以潮间带成为主体微相：微海进期)→马五₁(潮上带分布面积增大并成为主体微相，潮间云坪微相分布面积缩小：进入海退期)→马六期(再次发生大规模海侵)。在马六期，因鄂尔多斯地区除中央隆起和伊盟隆起出露未接受沉积外，其他地区均被海水淹没而接受了不同厚度的海相碳酸盐沉积。

表 2 靖边气田陕200井区马五段主体沉积微相 Table 2 Main microfacies of Ma 5 carbonare formation in Well Shaan 200 area，Jingbian gas reservoir

表选项

研究区27口试井气井的平均无阻流量为12.252 7×10⁴m³/d，但无阻流量的非均质性较强，变化范围为(1.441 2～40.324 8)×10⁴m³/d。前面已讨论，鼻状构造不是靖边气田天然气富集的主要因素，因此，需要研究沉积微相与无阻流量之间的内在联系。

根据岩石铸体薄片分析结果，并结合已编制的沉积微相平面展布图，对27口井的试气层位所发育的沉积微相进行了统计(表 3)，结果表明：陕200井区7个试气层段均以潮上带含膏云坪及膏云坪、潮间带云坪微相为主，即上述沉积微相是研究区富气的有利微相，沉积环境控制着靖边气田富气有利区域的宏观展布^{[16, 19]}。

岩石薄片分析结果表明：研究层段白云岩十分发育，白云岩构成了地层的主体(薄片中白云石矿物平均体积分数为86%)，方解石和其他矿物所占比例很低(各占7%)。研究区白云岩主要类型为泥晶白云岩、粉晶白云岩和泥晶藻云岩等，另外，在潮间带岩石中富含蓝绿藻类，纹层状、似球状构造及鸟眼、干裂、石膏假晶等蒸发环境的标志极为普遍，表明其为一组典型的蒸发潮坪沉积。沉积微相不同，故岩石成分不同，但潮间云坪、潮上含膏云坪及膏云坪等不同沉积微环境中都可以形成能储集工业气流的有利储层，这表明沉积环境是形成有利储层岩石类型的先决条件。

4 成岩作用对富气能力的控制作用

沉积环境和沉积相虽然对储层形成起着重要的决定作用，然而，决定储层最终孔隙面貌的却是各种成岩过程及成岩作用^[20]。碳酸盐岩的成因比较复杂，因脆性强、化学性质较活泼等，在成岩演化过程中容易受不同类型的成岩作用改造。碳酸盐岩储集空间的分布规律在很大程度上受成岩作用控制，不同的成岩环境可形成明显不同的成岩作用组合特征和储集空间类型^[21]。

研究区的建设性成岩作用，如溶蚀作用、白云石化作用、部分重结晶作用，有利于孔隙的保存、改善和增加等。多期云化与古岩溶作用对风化壳孔隙的发育尤为重要，白云岩化不仅形成岩石的基块孔隙，而且为后期岩溶叠加与促成次生溶蚀孔隙的发育创造了先决条件^{[22, 23]}。多期溶蚀是鄂尔多斯地区奥陶系古岩溶的基本特点，大规模的溶蚀作用形成了大量的溶蚀孔、洞、缝，其成因主要与马五段早表生期的间歇性暴露有关。在研究区平均体积分数为7%的其他矿物中，石膏结核和石膏晶体占有的数量最多，并且这两类矿物广泛分布在潮间带云坪、潮上带含膏云坪及膏云坪微相中，它们是溶蚀孔洞的“奠基者”^[16]。大规模的溶蚀作用发生在加里东末期表生成岩阶段。在近地表温压条件下，与石膏或硬石膏伴生的白云岩将更易溶蚀^[24]。在成岩作用过程中，含石膏斑晶的白云岩遭受淡水淋滤，其中所含石膏斑晶溶解，后被充填，从而形成的具有典型溶孔构造的溶孔白云岩，按其大小可分为小于2 mm的溶孔和大于2 mm的溶洞，主要有膏、盐晶铸模孔、粒间溶孔、晶间溶孔等^[25]。

成岩作用是形成有利储集空间的重要保证。研究区马五₁亚段沉积相带发育大量潮上带膏云坪和含膏云坪微相，这是产生溶蚀作用的有利相带，其白云岩也构成了区内马五₁亚段的良好天然气储层。测井解释获得的含气饱和度统计见表 4，马五₁各小层的平均含气饱和度最高，其余各小层差异不大。由表 4可得各亚段的平均含气饱和度：马五₁亚段为78.20%，马五₂亚段为73.60%，马五₄¹小层为71.39%。

研究区的破坏性成岩作用，如压实、压溶、胶结、硅化、高岭石化和膏化等作用，不利于孔隙的保存和增加。其中，压实和压溶作用对储层具有较大的负面影响，颗粒碎屑因压实而变形，进而产生各种变形构造。胶结作用对于储层的破坏仅次于压实作用，导致岩石致密化、孔隙空间大量减少，主要表现为晶间孔、粒间孔、粒内孔、砾石间孔中白云石和方解石的沉淀，也有少量自生黏土、硅质、黄铁矿和硫酸盐的沉淀。

5 储集空间

成岩作用不同，形成的储集空间类型和大小均不同。储集空间为天然气提供容纳场所，宏观上决定着天然气的储量。薄片统计表明，研究区7个小层的总平均面孔率为6.84%，按亚段平均面孔率由大到小依次为：马五₁、马五₂、马五₄¹层段。即马五₁亚段面孔率最大，其次为马五₂亚段，而马五₄¹小层最小。薄片分析表明，仅在马五₁¹、马五₂²小层的极个别井点发育粒间孔，而其他各层段中均不发育粒间孔，各类储集空间见图 4(总面孔率见表 5)。

图 4 靖边气田陕200井区马五段储集空间类型 Fig. 4 Types of reservoir space of Ma 5 carbonare formation in Well Shaan 200 area，Jingbian gas reservoir

图选项

薄片分析表明，除马五₁¹小层外，其余层段的储集空间类型均以溶蚀孔洞为主，其占平均面孔率的比值40.7%。岩心观察表明，马五段的溶蚀孔洞广泛发育；但因溶蚀孔洞的大量存在，导致薄片在切片、铸体充注和磨制时易碎或者根本无法采样，而只有存在少量溶蚀孔洞的岩样，方可制作成合格的薄片以在显微镜下进行储集空间类型的分析和统计。因此，根据薄片对储集空间类型和统计分析的结果，其面孔率显然较实际情况要少得多，但是这更加说明，研究层段在成岩期及表生期的溶蚀作用尤为强烈。

裂缝形成与发育的控制因素可以概括为岩性、岩层厚度、断裂作用、构造应力场特征、局部构造、地层负荷变化与岩溶作用等方面^[26]。马五段发育呈正交分布的近南北向和近东西向两大组系裂缝，近南北向的裂缝为裂缝发育的主体^[27]。

研究区岩心录井资料表明，虽然马五段岩石中构造裂缝也比较发育，但大部分处于充填、半充填状态，只有极少量晚期构造缝成为有效裂隙。而薄片分析结果表明，研究区发育大量呈不规则分布的各类微裂缝，包括溶蚀缝、压溶缝和角砾间缝。微裂缝呈网状分布状态，不同小层微裂缝发育程度不同(表 5)，马五₄¹最多(平均裂缝密度17.17 条/cm)，其次为马五₁(12.84 条/cm)，马五₂最少(8.95 条/cm)。受构造、沉积和成岩作用的控制，研究区不同层段中因孔、洞、缝和沟槽的有效配置不同，导致每个层段天然气储集性能也呈现非均质性：马五₁亚段的天然气富集程度最强，次为马五₂亚段，最弱为马五₄¹小层^[11]。马五段碳酸盐岩裂缝发育与气藏富集、单井产能关系密切，这不仅得益于裂缝与沟槽的有效配置，有利于上古气源向下充注进入马五储层内部；而且还因裂缝在储层内部的贯通作用，使得碳酸盐岩内部孤立无效的溶蚀孔隙变为有效孔隙，提高储层的渗透能力，扩大天然气在储层内部的充注范围，尤其是在密集的裂缝发育区与大量溶蚀孔洞有利地叠合时，通常形成高产气藏^{[6, 28, 29]}。

6 结论与认识

1)构造演变是靖边气田成藏的前提。构造演变不但控制着烃类物质的生成，而且控制着烃类物质的运聚位置，使得靖边气田主要分布在东部的马五段碳酸盐岩尖灭线和西部的本溪组地层尖灭线之间，并形成大面积的古地貌-岩性气藏。沟槽的分布位置和切割深度对马五气藏的富集程度有着重要影响，鼻状构造不是主控因素。

2)沉积环境是形成有利储层岩石类型的先决条件。薄片分析和优势相编图表明，研究区各期次主体微相为潮间带云坪微相，次为潮上带膏云坪和含膏云坪微相。云坪微相岩石中晶间孔发育，潮上带岩石中因富含石膏而易被溶蚀产生溶孔。研究区马五₁亚段主要储集空间为晶间孔和溶孔，马五₂亚段主要储集空间为晶间孔，马五₄¹小层主要储集空间为晶间孔。晶间孔和溶孔构成研究区最为有利的基质储集空间。此外，在各小层均发育有呈不规则分布的各类裂缝(包括溶蚀缝、压溶缝和角砾缝等)。

3)建设性的成岩作用是形成有利储集空间的重要保证。研究区的破坏性成岩作用中压实、压溶作用和胶结作用对于储层质量的破坏较大，导致岩石致密化、孔隙空间大量减少。而研究区多期溶蚀、白云化等建设性成岩作用对储层质量的改进较大，其中多期溶蚀作用是形成本区优质储集空间的主要成因。

4)裂缝是天然气富集的重要因素。裂缝对沟通基质孔隙空间提供了重要保证，但是裂缝发育程度具有较强的非均质性，层段不同，裂缝发育程度不同。孔、洞、缝和沟槽的有效配置因受构造、沉积和成岩作用的控制，每个层段的储集性能和天然气富集程度也呈现非均质性：马五₁亚段的储集性能和和天然气富集程度最强，次为马五₂亚段，最弱为马五₄¹小层。