0 引言

油气勘探理论作为油气勘探的重要理论指导，经多阶段发展，逐渐从单一的海相、陆相生油论、背斜储油到现在岩相、构造、地层、岩性等控油，及近年来非常规油气勘探理论的科学体系^[1-4]。多种以降低勘探风险、优选有利靶区为目的油气勘探理论被提出，并被勘探实践所验证，进而得到广泛应用^[5-6]。其中，作为我国重大石油地质理论创新成果之一的“源控论”，具有重要的理论意义和实际价值。一方面，“源控论”的理论本质为油气自烃源岩生成后，就近聚集在生油有利区或临近地带，这充分体现了“源”在油气藏“生—储—盖—圈—运—保”连续性过程中的基础地位。另一方面，其在松辽盆地油气勘探被总结以来，在指导油气勘探并获得突破过程中一直发挥着重要作用^[7]。

21世纪，随着油气勘探和开发程度的不断深入，世界范围内分布广、储量大的低渗透油气藏已成为油气资源勘探的主要战场^[8-9]。鄂尔多斯盆地是我国最主要的低渗透油气资源勘探和开发基地，其油气勘探取得了举世瞩目的成就^[10]。盆地内的苏里格气田是我国最大的天然气田之一，为典型的大型致密砂岩气藏，具有原始地层压力低、储量丰度低、储层物性差和砂体广布连片等特性^[11]。随着天然气勘探的不断外延，苏里格气田西部探区因天然气资源量大、勘探前景良好等因素受到广泛关注^[12-13]。研究表明，苏里格西部气田主力含气层段为二叠系下石盒子组盒8段—山西组山1段储层，其主要发育在盆地中北部平缓构造背景上，为发源于北部物源区的近南北向展布的河流—三角洲沉积体系砂体，储层砂体叠合连片大面积分布，非均质性强、物性差，天然气运移和聚集成藏机理复杂^[14-18]。同时，鄂尔多斯盆地已发现的上古生界气藏多位于盆地主要生烃中心及其周边区域^[19]，显示出“源控”主导的天然气运聚成藏是包括苏里格西部气田在内的盆地各大气田的主要成藏特征，而前人的研究对此虽有所涉及^{[14, 19]}，但系统性分析较少。为此，本文以苏里格西部气田相关资料为基础，着重分析研究区天然气地球化学特征的变化，并结合盆地烃源岩分布与生烃特征，探讨研究区源岩控制下的天然气成藏特征及天然气运聚成藏过程中的气水关系，对理解研究区现今流体赋存格局及进一步指导天然气勘探具有重要意义。

1 区域地质背景

研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西北部，整体构造平缓，局部发育多排低幅度鼻状隆起。在晚古生代整体滨海平原演化阶段背景上，鄂尔多斯盆地发育了多个大型河流—三角洲沉积体系（图 1a）。研究区隶属于杭锦旗和石嘴山两个高建设性河流—三角洲沉积体系，在区域构造平缓、沉降稳定的背景下，依次沉积了上石炭统本溪组、下二叠统太原组和山西组滨浅海、海陆交互相煤系地层和中上二叠统陆相碎屑岩，整体构成了优势配位的生储盖成藏组合，即上古生界广覆式烃源岩、满盆毯状砂体和区域性泥质盖层相互叠置，使包括研究区在内的整个盆地富集了丰富的致密砂岩气资源^[20-21]。

研究区盒8段和山1段沉积期在整体滨海平原演化背景上，分别发育了具北部共同物源区的辫状河三角洲和曲流河三角洲（图 1b，c）。在沉积相总体控制下，研究区盒8段—山1段储层砂体整体呈南北向带状和透镜状等形态展布^[22-23]。储层岩石类型主要为粗—中粒岩屑砂岩和石英砂岩，填隙物含量高，其中胶结物主要为不同产状的硅质和钙质胶结物。研究区储层砂体经历了长期多样而强烈的成岩作用^[24-26]，成岩期各种自生矿物的充填、胶结等复杂而强烈的破坏性成岩作用使储层普遍致密化，物性较差，孔隙度多集中在7%~10%，渗透率多集中在（0.1~1.0）×10^-3 µm²，且纵向上，盒8段储层物性优于山1段（图 2）^[27-28]。

2 天然气地球化学特征

本文对苏里格西部气田102口井（盒8段选井62口，山1段选井40口）的天然气成分数据进行统计分析，结果表明苏里格西部气田天然气成分组成以甲烷为主，重烃（除甲烷以外的烃类气体）含量普遍较低，含少量二氧化碳、氮气及微量氢气，一般不含硫化氢。本文通过分析研究区天然气地球化学特征在纵向和平面上的变化等，研究了天然气运聚规律。

由于天然气各组分在地层水中存在组分溶解能力的差异^[29]，本文在研究天然气运聚规律之前，先对天然气组分与相应层位含水饱和度之间的相关性进行分析，结果表明，研究区的天然气组分与含水饱和度不存在明显的相关性（图 3），即在一定程度上排除了地层水溶解作用对天然气组成的影响，从而为下文更科学地分析天然气组成变化与天然气运聚的关系奠定了基础。

2.1 地球化学纵向变化特征

通过对研究区主要探井的盒8段和山1段天然气地球化学特征参数进行统计对比（图 4），可以看出，盒8段和山1段天然气地球化学组成整体较为相似，但也具有一定的规律性差别。整体上，盒8段甲烷含量和甲烷系数（甲烷/总烃）比山1段略高，而重烃含量略低（图 4a）。绝大多数探井的盒8段天然气甲烷含量高于95%，甲烷系数大于0.95，重烃含量小于3%，对比而言，山1段天然气地球化学参数分布相对较分散，重烃含量较高，整体表现出与盒8段相反的特征（图 4b，d）。结合曹锋等^[30]以天然气组分和烃气碳同位素等地球化学测试资料为依据，得出纵向上天然气从下部山西组等煤系源岩层向上部山1段和盒8段近源运聚的认识。本文分析认为，盒8段和山1段天然气组成的差异，是天然气纵向上从山1段向上覆的盒8段运移，天然气成分发生层析分馏作用的综合反映，即反映了研究区天然气从下向上纵向运移的特征，这与源岩主要邻近下部山西组一致。

2.2 地球化学平面变化特征

平面上，研究区盒8段和山1段天然气甲烷含量和甲烷系数具有相似的分布变化特征（图 5a，d），具体表现为盒8段天然气甲烷含量和甲烷系数在研究区西南部表现为高值区，总体上呈现出从西南向东北逐渐降低的趋势。山1段天然气甲烷含量和甲烷系数在研究区西部为高值区，总体上呈现出从西向东逐渐降低的趋势。同时，山1段甲烷含量（> 97%）和甲烷系数（> 0.95）高值区占探区总面积的一半以上，整体较盒8段高含气区面积更大，这应与山1段紧邻下部气源岩天然气供应相对充足密切相关。

比较而言，重烃含量与甲烷含量、甲烷系数具有相反的分布变化特征（图 5），表现为盒8段重烃含量自西南向东北逐渐增加（图 5e），山1段重烃含量由西向东逐渐升高（图 5f），整体趋势与甲烷含量和甲烷系数分布呈现出一定的负相关性。

研究表明，甲烷系数反映了天然气干燥程度和成熟度，一般地，天然气甲烷系数越高，成熟度越高，生烃强度越大^[31-32]，且沿运移方向，天然气甲烷系数具有减少趋势。因此，甲烷含量和甲烷系数高值区、重烃含量低值区代表气源区，甲烷含量、甲烷系数整体减少趋势方向及重烃含量整体增大趋势方向代表天然气运移方向。

上述天然气地球化学平面分布变化特征表明，盒8段和山1段天然气气源有所差异，盒8段天然气来源于研究区西南部，天然气从西南向东北方向运移。山1段天然气除了来源于研究区西南部外，还应有来自于西部源区的大量天然气，这对于苏里格西部气田天然气勘探具有重要意义，值得进一步研究和探讨。

3 “源控”天然气形成及对成藏的贡献

鄂尔多斯盆地上古生界广覆式烃源岩主要为煤系和暗色泥岩两类，有机质丰度高，类型为腐殖质Ⅲ型，成熟度达高—过成熟阶段，以生气为主，是盆地的主要气源岩^[33-34]。研究表明，受沉积中心和热演化中心的控制，鄂尔多斯盆地上古生界具有三个明显的生烃中心，分别为天环坳陷中南部庆深2井区生气中心、西缘塞1井区生气中心和榆林—米脂生气中心（图 6a），生烃中心区烃源岩厚度较大，热演化程度高，生烃强度大，为大型—超大型天然气田的形成提供了物质基础^{[19, 35]}。

苏里格气田天然气于中晚侏罗世（170 Ma）开始生成，至早白垩世（120 Ma）为排出高峰期^[36-37]。结合前述天然气地球化学特征在平面上的分布变化规律，分析认为处于三个生烃中心之间的“三角地带”内的苏里格气田，整体处于天然气运移的流体势平缓低值区^[14]，主要接受了来自周缘西南部庆深2井区生气中心和西部塞1井区生气中心，及少量东南部榆林—米脂生气中心气源的共同供给，这与现今研究得出的天然气“近源运聚”观点相一致^{[4, 30]}。气田区大面积分布的由“工”形裂缝组合与储集砂体共同构成的孔—缝耦合型“网毯状”输导体系，是研究区天然气“近源”垂向和侧向运移的主要通道^[4]。

研究区上古生界烃源岩厚度较大，煤层平均厚度为8 m，暗色泥岩平均厚度为40 m，具广覆式分布特点（图 6b，c）。在广覆式烃源岩发育背景下，研究区现今有机质热演化程度高，镜质体反射率（R_o）均值为1.8%，存在一定的原地成因气。以当前地温梯度来分析^[38]，研究区现今构造背景下，超过3 700 m埋深的上古生界煤系烃源岩目前仍然处于持续生气状态。因此，本文研究认为在研究区中西部（相当于天环拗陷带及其与斜坡区过渡带）以及其南部邻区烃源岩现今仍处于持续生气阶段（对应的温度大于120 ℃），埋深超过4 000 m的研究区西部目前处于大量生气阶段（对应的温度大于140 ℃）^[39]。经白垩纪末盆地整体大幅度构造抬升以来，研究区煤系烃源岩生烃作用减弱但未停止，这些区域目前仍可能源源不断地向“三角地带”区的苏里格气田供气（图 7），而现今埋深小于3 700 m的烃源岩目前处于生烃停止状态，对研究区天然气基本没有贡献。

综合分析认为，在地质历史时期，研究区以三个生烃中心的上古生界广覆式烃源岩为“源”，生烃产物天然气在气源区不断积聚并向外运移。在异地烃源岩控制下，天然气主要由西南向东北、由西向东整体区域性向北运移，并与苏里格等地烃源岩形成的原地成因天然气一同在优势储层中聚集成藏；而现今埋深条件下，仍然有烃源岩持续不断地生成天然气，为苏里格气田贡献新的气源。

4 “源控”对气水分布的影响

储层含气性与烃源岩的生排烃强度密切相关，生排烃强度控制着气水分布的宏观格局^[40-41]。苏里格西部气田为多层系复合含气区，该区天然气藏呈大面积复合连片分布，且含水砂体发育，出水严重，整体上具有“南气北水”的特征（图 8a）。研究表明，该区地层水具油气伴生水特征，属于天然气充注成藏过程中留下的残余地层水，其矿化度由南向北逐渐增大，表明地层水由南向北逐渐浓缩，应代表原始地层水被驱替的方向^[41-45]。结合天然气地球化学的平面变化规律所反映的源岩控制下天然气的区域性向北运移特征，认为来自于三个生烃中心的异地成因气与部分原地成因气沿优质砂带区域性向北运移过程中，不断驱替原始地层中的自由水向北运移。同时，由于储层的非均质性及天然气充注强度的差异，致使局部束缚水滞留程度高而具有气水产出情况多变特征。另外，研究区储层含气性与物性具正相关关系，而含水性与物性具负相关关系^{[4, 41]}，表明物性较好储层段被天然气主要占据，而物性稍差储层段被地层水主要占据，这对于研究区储层的气水识别亦具有一定指示意义。

层位上，研究区盒8段和山1段储层中地层水分布相对独立，连通性差，应为两个彼此独立的流体场，地层水整体具有“上多下少”的分布特点（图 8b）^{[41, 46-48]}，这与实际生产过程中的气水产出特征相一致（图 8c）。结合天然气地球化学特征的纵向变化，认为天然气从下部的本溪组—山西组气源区生成，向上依次运移至垂向上紧邻的山1段和盒8段储层，并驱替地层中的部分自由水向上运移，使地层水整体具有“上多下少”的分布特点。

综上所述，研究区“源控”作用体现在平面和纵向上，即研究区在三个生烃中心的异地成因气与部分原地成因气控制下，天然气驱动部分地层水区域性向北、向上运移，使研究区具有“南气北水”和地层水“上多下少”的气水分布总格局。

5 结论

（1）研究区天然气整体具有从西南向东北、从西向东及自下而上的运移特征，且盒8段和山1段储层具有不同的天然气来源，盒8段天然气来源于研究区西南部，而山1段天然气来源于研究区西南部和西部。

（2）结合上古生界烃源岩分布与生烃特征，认为研究区整体处于三个生烃中心之间的“三角地带”，“源控”的异地成因气与至今持续的原地成因气共同为研究区大型气田的形成提供了充足气源。

（3）在源岩控制作用下，研究区天然气运聚成藏过程中，天然气驱动地层水区域性向北、向上运移，使研究区具有“南气北水”和地层水“上多下少”的气水分布总格局。