鄂爾多斯盆地中東部馬五段碳酸鹽巖氣藏富氣主控因素
----以陜200井區為例

徐 波，唐鐵柱，李 辰

1.西安石油大學石油工程學院，西安 710065 2.長慶油田公司氣田開發處，西安 710018

?

鄂爾多斯盆地中東部馬五段碳酸鹽巖氣藏富氣主控因素
----以陜200井區為例

徐 波1，唐鐵柱2，李 辰1

1.西安石油大學石油工程學院，西安 710065 2.長慶油田公司氣田開發處，西安 710018

靖邊氣田是中國最早發現的海相碳酸鹽巖氣藏之一，目前勘探范圍仍在不斷擴大。在回顧歷年勘探和研究的基礎上，以靖邊氣田陜200井區為例，總結和探討了鄂爾多斯盆地中東部奧陶系碳酸鹽巖儲層富氣的主控因素，以期為進一步勘探開發提供合理建議。研究表明：構造演變是靖邊氣田成藏的前提，決定了氣田的分布范圍和產氣層位；溝槽的分布位置和切割深度對馬五氣藏的富集程度有著重要影響，鼻狀構造不是主控因素。沉積環境是形成有利儲層巖石類型的先決條件，潮間帶云坪、潮上帶膏云坪和含膏云坪微相是有利沉積微相。建設性的成巖作用是形成有利儲集空間的重要保證，研究區多期溶蝕、白云化等建設性成巖作用對儲層質量的改進較大，其中多期溶蝕作用是形成優質儲集空間的主要成因。裂縫是天然氣富集的重要因素，但裂縫發育程度因層位而不同。孔、洞、縫及溝槽的有效配置受構造、沉積、成巖作用的控制，每個層段的儲集性能和天然氣的富氣程度不同。

碳酸鹽巖；控制因素；構造演變；沉積環境；成巖作用；靖邊氣田

0 前言

鄂爾多斯盆地靖邊氣田是中國最早發現的海相碳酸鹽巖氣藏之一，主要含氣層位是以白云巖為主夾蒸發巖的奧陶系馬家溝組風化殼儲層，目前的含氣范圍在不斷擴大[1]。前人對靖邊下古生界碳酸鹽巖氣田已經做了大量的研究工作[1-10]，在構造特征、沉積模式及沉積微相、巖石類型、氣源、成巖作用、溝槽展布、微裂縫分布等各個方面取得了重要成果。筆者試圖在總結歷年勘探和研究的基礎上，以陜200井區為例，深入探討鄂爾多斯盆地中東部馬五段碳酸鹽巖氣藏的富氣主控因素，以期為氣藏的進一步勘探開發提供合理建議。

1 研究區簡況

奧陶系馬家溝組馬六段或馬五段與上覆中石炭統本溪組的界線，也是奧陶系與石炭系的界線。下奧陶統沉積未期，鄂爾多斯地區隨同華北陸緣海整體抬升，使盆地本部(由一級構造單元陜北斜坡構成)缺失奧陶系中上統、志留系、泥盆系及下石炭統；下奧陶統馬家溝組也遭受了近1.5億年的不同程度的風化、淋溶和剝蝕。受西高東低的古構造控制，總體而言，剝蝕強度從盆地西部向東逐漸減弱，但其剝蝕程度各地不等，致使奧陶系頂部風化殼呈現凹凸不平的古地貌特征[2-4]。

圖1 鄂爾多斯盆地靖邊氣田陜200井區位置圖Fig.1 Location map of Well Shaan 200 area in Jingbian gasfield, Ordos basin

Table 1 Stratum thickness of Ma 5 carbonate formation Shaan 200 well area, Jingbian gasfield

小層地層厚度/m平均層厚/m地層厚度/m平均層厚/m鉆遇井數鉆遇率/%馬五110～9．45．70～26．813．72331．9馬五210～9．16．14359．7馬五310～7．24．15272．2馬五410～7．95．25880．6馬五120～8．23．40～12．27．56083．3馬五220～6．84．96691．7馬五130～11．15．211．5～28．622．27097．2馬五234．0～12．68．872100．0馬五334．6～12．48．3馬五144．1～14．211．4--

2 古構造及古地貌對富氣能力的控制作用

鄂爾多斯盆地奧陶系的構造演變控制著靖邊氣田的沉積、巖溶以及成藏過程[1，5-7]。奧陶系馬五段含氣面積受中央古隆起靖邊古潛臺的控制，以石炭系底部的泥巖、鋁土巖及鋁土質泥巖為馬五氣藏的區域性蓋層，氣藏底部被馬五5厚層塊狀致密石灰巖遮擋，氣藏側向被古地貌溝槽充填物和沉積-成巖致密帶封堵，這為大面積古地貌-巖性氣藏的形成提供了條件。

2.1 古構造及古地貌

盆地的主生氣期為侏羅紀--早白堊世，主聚集期為早--晚白堊世，即主要生烴成藏過程在中生代基本完成[9]。在早白堊世之前盆地西高東低的構造背景下，烴類自東向西運移，古構造面貌對油氣充注入口、運移方向有決定性作用。本溪組地層尖滅線與馬五1地層剝蝕線附近形成的地層不整合遮擋，自然成為烴類運聚的西部邊界。發生于中侏羅世晚期至晚侏羅世的燕山運動主幕使盆地發生構造反轉，在早白堊世至今東高西低的單斜構造條件下，天然氣向東運移，到馬五鹽巖尖滅線(即巖性致密帶及古溝槽)附近被遮擋[5]。靖邊氣田界于東部的馬五鹽巖尖滅線與西部的本溪組地層尖滅線之間，以地層圈閉和巖性圈閉為主，地層巖性的變化受控于盆地的地質構造演變，因此，構造反轉決定了靖邊氣藏的分布范圍。

根據研究區72口井的測井資料及分層數據，研究區在區域構造上位于西傾斜坡帶上，各層段均保持東高西低的區域構造特征。研究區頂面構造的三維模擬圖表明：1)各層段總體上保持東高西低構造特征，研究區西部為凹陷區，西南部為凹陷程度最大的區域并在構造反轉前后具有繼承性；2)在研究區局部區域發育3排鼻狀隆起，鼻狀隆起向NE方向翹起并開口；馬五1--馬4小層的隆起和凹陷區具有一定的繼承性和相似性，表明其后的構造運動對其基本格局沒有改變。

研究區27口試井氣井的無阻流量變化范圍為(1.441 2～40.324 8)×104m3/d，平均無阻流量12.252 7×104m3/d。1)在侵蝕溝槽附近且位于構造高部位的井的無阻流量遠高于平均值，如G16-17(40.324 8×104m3/d)、G21-21(23.480 0×104m3/d)、G23-17(14.007 1×104m3/d)等；而同在構造高部位但離開侵蝕溝槽一定距離的井，其無阻流量卻較低，如G22-20無阻流量為4.296 8×104m3/d、G22-21無阻流量為4.040 0×104m3/d。2)位于構造低部位的一些井，也仍然具有較高的無阻流量，如G26-16井(18.873 6×104m3/d)、G25-16井(12.659 4×104m3/d)等，分析表明：這些井位于有利沉積相帶之中。因此，鼻狀構造不具備圈閉和分隔氣藏的能力，它不是馬五氣藏天然氣富集的主要控制因素，但它對天然氣的富集有一定的控制作用。在含氣層存在的情況下，鼻狀構造等正向構造部位有利于氣井高產，是部署開發井的主要依據之一。

2.2 古溝槽

古溝槽是古臺地地表經受強烈侵蝕、切割、溶蝕而形成的樹枝狀古水系低洼地帶。在早白堊世之前，當時的古地形為西高東低，以米脂至綏德一帶為匯水中心呈環帶狀分布，古水流總體由西向東流動，呈放射狀向匯水中心排泄[9]。古溝槽體系中的主溝槽受斷裂控制，溝槽發育區的上游方向因靠近水源補給區，故水流充足、地表地下徑流活躍;在研究區古構造為平緩東傾的古地貌背景上，地表和地下水的排泄流動加劇了主溝槽發育和支毛溝槽的形成，同時促進了巖溶空間的發育，古溝槽的分布有利于天然氣運聚及氣藏圈閉的形成[10]。

a.馬小層；b.馬小層；c.馬小層。圖2 靖邊氣田陜200井區馬五段溝槽展布Fig.2 Distributive configuration of ancient Valley in the Ma 5,Shaan 200 well area， Jingbian gas reservoir

3 沉積環境對富氣能力的控制作用

3.1 沉積相及沉積微相

a. L2(馬)，潮間帶云坪微相。巖屑組分為泥微晶白云巖與粉晶白云巖，前者可見少許殘余顆粒，富含泥質。b. S200(馬)，潮上帶膏云坪微相。球粒結構，球粒大小均一，重結晶后呈泥微晶結構，含大量板狀石膏假晶。亮晶白云石膠結，膠結物呈等軸粒狀自形、半自形結構。c. G25-16(馬)，潮間帶云坪微相。白云石為泥微晶結構，基質中含微粒管狀和絲網狀隱藻。d. G23-16(馬)，潮上帶含膏云坪微相。細粉晶白云巖，含大量孔徑為2.0～4.0 mm的膏溶孔，膏溶孔中被細粉晶白云石呈半松散態半充填-全充填。e. L2(馬)，潮間帶云坪微相。蝕角礫狀細粉晶白云巖，白云石呈泥-細粉晶結構。局部發育溶縫可見部分殘余球粒和不規則絮凝斑塊暗影以及簸選不良角礫結構。f. G27-17(馬)，潮上帶含膏云坪微相。細粉晶白云巖，含大量已灰化的石膏假晶，石膏假晶呈火柴棒狀、板條狀。g. S200(馬)，染色片，潮間帶云坪微相。細粉晶結構，白云石呈自形粒狀。方解石大量交代白云石，充填晶間孔，交代石膏假晶等。h. G26-16(馬)，潮間帶云坪微相。水平紋層，泥微晶結構，部分自形細粉晶白云石沿層面分布。基質中富含隱藻以及隱藻類形成的絮凝狀顆粒。圖3 靖邊氣田陜200井區馬五段巖石鑄體薄片Fig.3 Cast thin section of Ma 5 carbonare rock in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

鄂爾多斯盆地馬家溝五期是一次振蕩性的海退，盆內水體普遍變淺，馬家溝組上部馬五段整體為海退型潮坪沉積環境[16-18]。對陜200井區18口井共計130余張的巖心鑄體薄片做了鑒定分析，并輔以取心井巖心記錄資料和測井巖性解釋資料，建立了研究區馬五段的沉積相特征。研究區馬五段的潮坪沉積環境分為2個亞相5個微相(圖3)：1)潮上帶亞相包括膏云坪、含膏云坪微相；2)潮間帶亞相主要發育云坪微相，發育極少量潮間灘和泥云坪微相。

表2 靖邊氣田陜200井區馬五段主體沉積微相

Table 2 Main microfacies of Ma 5 carbonare formation in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

層位馬五14馬五22馬五12馬五41馬五31馬五21馬五11主體微相含膏云坪含膏云坪、膏云坪含膏云坪、云坪含膏云坪含膏云坪、云坪含膏云坪云坪、含膏云坪

3.2 產氣層位與沉積微相

研究區27口試井氣井的平均無阻流量為12.252 7×104m3/d，但無阻流量的非均質性較強，變化范圍為(1.441 2～40.324 8)×104m3/d。前面已討論，鼻狀構造不是靖邊氣田天然氣富集的主要因素，因此，需要研究沉積微相與無阻流量之間的內在聯系。

根據巖石鑄體薄片分析結果，并結合已編制的沉積微相平面展布圖，對27口井的試氣層位所發育的沉積微相進行了統計(表3)，結果表明：陜200井區7個試氣層段均以潮上帶含膏云坪及膏云坪、潮間帶云坪微相為主，即上述沉積微相是研究區富氣的有利微相，沉積環境控制著靖邊氣田富氣有利區域的宏觀展布[16， 19]。

表3 靖邊氣田陜200井區馬五段產氣層位與沉積微相對應關系

Table 3 Corresponding relationship between gas layer and it’s microfacies of Ma 5 carbonare formation in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

井號無阻流量/(萬m3/d)試氣層位馬五11馬五21馬五31馬五41馬五12馬五22馬五14S693．84含膏云坪微相含膏云坪?云坪微相G22?204．2968含膏云坪微相含膏云坪微相含膏云坪?云坪微相G22?214．04含膏云坪微相云坪微相G22?236．295云坪微相含膏云坪微相含膏云坪微相G23?156．928膏云坪微相膏云坪微相G23?168．6906云坪微相膏云坪微相G23?1714．0071含膏云坪微相云坪微相G23?183．4637含膏云坪微相云坪微相G24?165．7028云坪?含膏云坪微相含膏云坪微相云坪微相含膏云坪微相G24?179．26含膏云坪微相膏云坪微相含膏云坪微相G25?159．6495含膏云坪微相含膏云坪微相云坪微相膏云坪微相G25?15A3．3287云坪微相云坪微相G25?1612．6594云坪微相含膏云坪微相云坪微相含膏云坪微相G25?174．4528云坪微相含膏云坪微相云坪微相膏云坪微相G26?1618．8736云坪微相云坪?含膏云坪微相云坪微相含膏云坪微相G28?165．6422含膏云坪微相膏云坪微相L221．938云坪微相含膏云坪?云坪微相膏云坪微相S2004．7云坪微相含膏云坪微相S2123．48云坪微相云坪微相膏云坪微相含膏云坪微相S738．51云坪微相含膏云坪微相含膏云坪微相膏云坪微相含膏云坪微相G16?1740．3248膏云坪微相含膏云坪微相含膏云坪微相G16?209．04云坪微相G17?1831．7181膏云坪微相含膏云坪微相含膏云坪微相G21?2125．4659含膏云坪微相含膏云坪微相云坪?含膏云坪微相G21?231．4412含膏云坪微相S46．1438云坪?含膏云坪微相云坪?含膏云坪微相云坪微相云坪微相Y36．93云坪?含膏云坪微相云坪?含膏云坪微相

巖石薄片分析結果表明：研究層段白云巖十分發育，白云巖構成了地層的主體(薄片中白云石礦物平均體積分數為86%)，方解石和其他礦物所占比例很低(各占7%)。研究區白云巖主要類型為泥晶白云巖、粉晶白云巖和泥晶藻云巖等，另外，在潮間帶巖石中富含藍綠藻類，紋層狀、似球狀構造及鳥眼、干裂、石膏假晶等蒸發環境的標志極為普遍，表明其為一組典型的蒸發潮坪沉積。沉積微相不同，故巖石成分不同，但潮間云坪、潮上含膏云坪及膏云坪等不同沉積微環境中都可以形成能儲集工業氣流的有利儲層，這表明沉積環境是形成有利儲層巖石類型的先決條件。

4 成巖作用對富氣能力的控制作用

沉積環境和沉積相雖然對儲層形成起著重要的決定作用，然而，決定儲層最終孔隙面貌的卻是各種成巖過程及成巖作用[20]。碳酸鹽巖的成因比較復雜，因脆性強、化學性質較活潑等，在成巖演化過程中容易受不同類型的成巖作用改造。碳酸鹽巖儲集空間的分布規律在很大程度上受成巖作用控制，不同的成巖環境可形成明顯不同的成巖作用組合特征和儲集空間類型[21]。

研究區的建設性成巖作用，如溶蝕作用、白云石化作用、部分重結晶作用，有利于孔隙的保存、改善和增加等。多期云化與古巖溶作用對風化殼孔隙的發育尤為重要，白云巖化不僅形成巖石的基塊孔隙，而且為后期巖溶疊加與促成次生溶蝕孔隙的發育創造了先決條件[22-23]。多期溶蝕是鄂爾多斯地區奧陶系古巖溶的基本特點，大規模的溶蝕作用形成了大量的溶蝕孔、洞、縫，其成因主要與馬五段早表生期的間歇性暴露有關。在研究區平均體積分數為7%的其他礦物中，石膏結核和石膏晶體占有的數量最多，并且這兩類礦物廣泛分布在潮間帶云坪、潮上帶含膏云坪及膏云坪微相中，它們是溶蝕孔洞的“奠基者”[16]。大規模的溶蝕作用發生在加里東末期表生成巖階段。在近地表溫壓條件下，與石膏或硬石膏伴生的白云巖將更易溶蝕[24]。在成巖作用過程中，含石膏斑晶的白云巖遭受淡水淋濾，其中所含石膏斑晶溶解，后被充填，從而形成的具有典型溶孔構造的溶孔白云巖，按其大小可分為小于2 mm的溶孔和大于2 mm的溶洞，主要有膏、鹽晶鑄模孔、粒間溶孔、晶間溶孔等[25]。

表4 靖邊氣田陜200井區馬五段小層含氣飽和度

Table 4 Gas saturation of Ma5 carbonare formation in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

馬五21馬五31馬五41馬五12馬五22馬五14含氣飽和度/%62．08～88．3556．1～92．1865．7～88．7762．18～79．559．01～90．8453．7～83．59平均含氣飽76．2478．7979．6572．0275．1771．39和度/%78．2073．6071．39

研究區的破壞性成巖作用，如壓實、壓溶、膠結、硅化、高嶺石化和膏化等作用，不利于孔隙的保存和增加。其中，壓實和壓溶作用對儲層具有較大的負面影響，顆粒碎屑因壓實而變形，進而產生各種變形構造。膠結作用對于儲層的破壞僅次于壓實作用，導致巖石致密化、孔隙空間大量減少，主要表現為晶間孔、粒間孔、粒內孔、礫石間孔中白云石和方解石的沉淀，也有少量自生黏土、硅質、黃鐵礦和硫酸鹽的沉淀。

5 儲集空間

a. S258井(馬)，晶間孔及晶間溶孔，孔徑50～200 μm。b. G24-21井(馬)巖心，溶縫和溶孔，溶孔孔徑1～3 mm。多個孤立溶孔常被溶蝕溝通，形成串聯型溶孔或小溶溝c. S69井(馬)巖心，溶洞，平均洞徑25 mm。d. Y3井3 053.26 m(馬)，陰極發光。晶間溶孔。黑色部分為孔隙(不發光)，顯微鏡下清楚的顯示出孔隙輪廓。細粉晶白云巖。e. S7井(馬)，水平溶縫和晶間孔，縫寬0.02～0.2 mm，局部形成網狀裂縫并溝通晶間孔。f. G24-17井(馬)，膏溶孔。孔徑2.0～3.5 mm，膏溶孔中主要被白云石以松散狀充填，充填程度80%左右，尚存大量有效孔隙，并有微裂隙連通。圖4 靖邊氣田陜200井區馬五段儲集空間類型Fig.4 Types of reservoir space of Ma 5 carbonare formation in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

表5 靖邊氣田陜200井區馬五段儲集空間的總面孔率(薄片分析結果)

Table 5 Surface porosity(thin section analysis results) of Ma 5 carbonare formation in Well Shaan 200 area， Jingbian gas reservoir

層位粒間孔/%粒內孔/%晶間孔/%溶蝕孔洞/%微裂縫/%總面孔率/%微裂縫密度/(條/cm)馬五11．171．002．283．050．497．9912．84馬五20．301．002．002．230．395．928．95馬五140．503．100．454．0517．17

裂縫形成與發育的控制因素可以概括為巖性、巖層厚度、斷裂作用、構造應力場特征、局部構造、地層負荷變化與巖溶作用等方面[26]。馬五段發育呈正交分布的近南北向和近東西向兩大組系裂縫，近南北向的裂縫為裂縫發育的主體[27]。

6 結論與認識

1)構造演變是靖邊氣田成藏的前提。構造演變不但控制著烴類物質的生成，而且控制著烴類物質的運聚位置，使得靖邊氣田主要分布在東部的馬五段碳酸鹽巖尖滅線和西部的本溪組地層尖滅線之間，并形成大面積的古地貌-巖性氣藏。溝槽的分布位置和切割深度對馬五氣藏的富集程度有著重要影響，鼻狀構造不是主控因素。

3)建設性的成巖作用是形成有利儲集空間的重要保證。研究區的破壞性成巖作用中壓實、壓溶作用和膠結作用對于儲層質量的破壞較大，導致巖石致密化、孔隙空間大量減少。而研究區多期溶蝕、白云化等建設性成巖作用對儲層質量的改進較大，其中多期溶蝕作用是形成本區優質儲集空間的主要成因。

[1] 楊華, 劉新社, 張道鋒. 鄂爾多斯盆地奧陶系海相碳酸鹽巖天然氣成藏主控因素及勘探進展[J]. 天然氣工業, 2013, 33(5): 1-10. Yang Hua, Liu Xinshe, Zhang Daofeng. Main Controlling Factors of Gas Pooling in Ordovician Marine Carbonate Reservoirs in the Ordos Basin and Advances in Gas Exploration[J]. Natural Gas Industry, 2013, 33(5): 1-10.

[2] 馮增昭, 鮑志東, 康棋發, 等. 鄂爾多斯早古生代古構造[J]. 古地理學報, 1999, 1(2): 84-91. Feng Zengzhao, Bao Zhidong, Kang Qifa, et al. Palaeotectonics of Ordos in the Early Palaeozoic[J]. Journal of Palaeogeography, 1999, 1(2): 84-91.

[3] 楊華, 王寶清, 孫六一, 等.鄂爾多斯盆地古隆起周邊地區奧陶系馬家溝組儲層影響因素[J].巖性油氣藏, 2013, 25(3): 9-15. Yang Hua, Wang Baoqing, Sun Liuyi, et al. Influencing Factors of Reservoirs for Ordovician Majiagou Formation in the Surrounding Area of Paleo-Uplift in Ordos Basin[J]. Lithologic Reservoirs, 2013,25(3):9-15.

[4] 侯方浩, 方少仙, 何江, 等. 鄂爾多斯盆地靖邊氣田區中奧陶統馬家溝組五1--五4亞段古巖溶型儲層分布特征及綜合評價[J]. 海相油氣地質, 2011, 16(1):1-12. Hou Fanghao, Fang Shaoxian, He Jiang, et al. Distribution Characters and Comprehensive Evaluation of Middle Ordovician Majiagou 51-54Submembers Reservoirs in Jingbian Gas Field Area, Ordos Basin[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2011, 16(1):1-12.

[5] 周樹勛, 馬振芳. 鄂爾多斯盆地中東部奧陶系不整合面成藏組合及其分布規律[J]. 石油勘探與開發, 1998, 25(5):14-17. Zhou Shuxun, Ma Zhenfang. Study on the Play and the Distribution of Ordovician Unconformity in Central East Ordos Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 1998, 25(5):14-17.

[6] 馬振芳, 周樹勛, 于忠平, 等. 鄂爾多斯盆地中東部奧陶系頂部古風化殼特征及其與天然氣富集的關系[J]. 石油勘探與開發, 1999, 26(5): 21-24. Ma Zhenfang, Zhou Shuxun, Yu Zhongping,et al. The Weathered Paleocrust on the Ordovician in Ordos Basin and Its Relationship to Gas Accumulation[J]. Petroleum Exploration and Development, 1999, 26(5): 21-24.

[7] 王寶清, 章貴松. 鄂爾多斯盆地蘇里格地區奧陶系古巖溶儲層成巖作用[J]. 石油實驗地質, 2006, 28(6): 518-522. Wang Baoqing, Zhang Guisong. Diagenesis of Ordovician Paleo-Karst Reservoir in the Sulige Area, the Ordos Basin[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2006, 28(6): 518-522.

[8] 王庭斌. 中國大中型氣田成藏的主控因素及勘探領域[J]. 石油與天然氣地質, 2005, 26(5): 572-582. Wang Tingbin. Main Control Factors of Large and Medium Gas Fields and Exploration Domains in China[J]. Oil & Gas Geology, 2005, 26(5): 572-582.

[9] 夏日元, 唐健生, 關碧珠, 等. 鄂爾多斯盆地奧陶系古巖溶地貌及天然氣富集特征[J]. 石油與天然氣地質, 1999, 20(2): 133-136. Xia Riyuan, Tang Jiansheng, Guan Bizhu, et al. Ordovician Palaeokarst Landform in Ordos Basin and Gas Enrichment Characteristics[J]. Oil & Gas Geology, 1999, 20(2): 133-136.

[10] 何自新, 鄭聰斌, 陳安寧, 等. 長慶氣田奧陶系古溝槽展布及其對氣藏的控制[J]. 石油學報, 2001, 22(4): 35-38. He Zixin, Zheng Congbin, Chen Anning, et al. Distributive Configuration of Ancient Valley-Trough on Ordovician Erosion Surface in Changqing Gasfield and Its Control Over Gas Accumulations[J]. Acta Petrolei Sinica, 2001, 22(4): 35-38.

[11] 徐波, 孫衛, 宴寧平, 等. 鄂爾多斯盆地靖邊氣田溝槽與裂縫的配置關系對天然氣富集程度的影響[J]. 現代地質, 2009, 23(2): 299-304. Xu Bo, Sun Wei, Yan Ningping, et al. The Influence on Natural Gas Enrichment from Configuration of Ancient Valleys and Fractures in Jingbian Gasfield, Ordos Basin[J]. Geoscience, 2009, 23(2): 299-304.

[12] 陳安定. 陜甘寧盆地中部氣田奧陶系天然氣的成因及運移[J]. 石油學報, 1994, 15(2): 1-10. Chen Anding. Origin and Migration of Natural Gas in Ordovician Reservoir in Shan Ganning Basin Central Gas Field[J]. Acta Petrolei Sinica, 1994, 15(2): 1-10.

[13] 戴金星, 李劍, 侯路. 鄂爾多斯盆地氦同位素的特征[J]. 高校地質學報, 2005, 11(4): 473-478. Dai Jinxing, Li Jian, Hou Lu. Characteristies of He Liumisotopes in the Ordos Basin[J]. Geological Journal of China Universities, 2005, 11(4): 473-478.

[14] 程付啟, 金強, 劉文匯, 等. 鄂爾多斯盆地中部氣田奧陶系風化殼混源氣成藏分析[J]. 石油學報, 2007, 28(1): 39-42. Cheng Fuqi, Jin Qiang, Liu Wenhui, et al. Formation of Source-Mixed Gas Reservoir in Ordovician Weathering Crust in the Central Gas-Field of Ordos Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2007, 28(1): 39-42.

[15] 米敬奎, 王曉梅, 朱光有, 等. 利用包裹體中氣體地球化學特征與源巖生氣模擬實驗探討鄂爾多斯盆地靖邊氣田天然氣來源[J]. 巖石學報, 2012, 28(3): 859-867. Mi Jingkui, Wang Xiaomei, Zhu Guangyou, et al. Origin Determination of Gas from Jingbian Gasfield in Ordos Bas in Collective Through the Geochemistry of Gas from Inclusions and Source Rock Pyrolysis[J]. Acta Petrologica Sinica, 2012, 28(3):859-867.

[16] 馬振芳, 陳安寧, 曹曉宏. 鄂爾多斯盆地中部氣田儲層評價[J]. 石油勘探與開發, 1993, 20(6): 93-99. Ma Zhenfang, Chen Anning Cao Xiaohong. Reservoire Valuation of the Middle Gasfield in Ordos Basin[J]. Petroleum Expoloration and Development, 1993, 20(6): 93-99.

[17] 馮增昭, 鮑志東. 鄂爾多斯奧陶紀馬家溝期巖相古地理[J]. 沉積學報, 1999, 17(1): 1-8. Feng Zengzhao, Bao Zhidong. Lithofacies Paleogeography of Majiagou Age of Ordovician in Ordos Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 1999, 17(1): 1-8.

[18] 侯方浩, 方少仙, 董兆雄, 等. 鄂爾多斯盆地中奧陶統馬家溝組沉積環境與巖相發育特征[J]. 沉積學報, 2003, 21(1): 6-13. Hou Fanghao, Fang Shaoxian, Dong Zhaoxiong, et al. The Developmental Characters of Sedimentary Environments and Lithofacies of Middle Ordovician Majiagou Formation in Ordos Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2003, 21(1): 6-13.

[20] Mohamed B.Al Ameri and Hesham Shebl.Reservoir Rock Typing of a Giant Carbonate Field[J]. SPE 148073, 2011.

[21] 王琪, 史基安, 陳國俊, 等, 塔里木盆地西部碳酸鹽巖成巖環境特征及其對儲層物性的控制作用[J]. 沉積學報, 2001, 19(4): 548-555. Wang Qi, Shi Ji’an, Chen Guojun, et al. Characteristics of Diagenetic Environments of Carbonate Rocks in Western Tarim Basin and Their Controls on the Reservoir Property[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2001, 19(4): 548-555.

[22] 曾少華, 楊時雨, 劉寬信. 陜甘寧盆地中部氣田奧陶系風化殼碳酸鹽巖儲層地質概念模型[J]. 天然氣工業, 1993, 13(5): 20-25. Zeng Shaohua, Yang Shiyu, Liu Kuanxin. Geological Concept Model of Ordovician Carbonate Reservoir of Weathering Crust in Central Part Gasfield in Shanganning Basin[J]. Natural Gas Industry, 1993, 13(5): 20-25.

[23] 張學豐, 劉波, 蔡忠賢, 等. 白云巖化作用與碳酸鹽巖儲層物性[J]. 地質科技情報, 2010, 29(3): 79-83. Zhang Xuefeng, Liu Bo, Cai Zhongxian, et al. Dolomitization and Carbonate Reservoir Formation[J]. Geological Science and Technology Information, 2010, 29(3): 79-83.

[24] 黃思靜, 成欣怡, 趙杰. 近地表溫壓條件下白云巖溶解過程的實驗研究[J]. 中國巖溶, 2012, 31(4): 349-359. Huang Sijing, Cheng Xinyi, Zhao Jie, et al. Test on the Dolomite Dissolution Under Subaerial Temperature and Pressure[J]. Carsologica Sinica, 2012, 31(4): 349-359.

[25] 夏明軍, 戴金星, 鄒才能, 等. 鄂爾多斯盆地南部加里東期巖溶古地貌與天然氣成藏條件分析[J]. 石油勘探與開發, 2007, 34(3): 291-298. 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.

[26] 陳清華, 劉池陽, 王書香, 等. 碳酸鹽巖縫洞系統研究現狀與展望[J]. 石油與天然氣地質, 2002, 23(2): 196-201. Chen Qinghua, Liu Chiyang, Wang Shuxiang, et al. Study on Carbonate Fracture-Cavity System: Status and Prospects[J]. Oil & Gas Geology, 2002, 23(2): 196-201.

[27] 張海濤, 時卓.古風化殼的裂縫性碳酸鹽巖儲層測井分類評價方法研究[J]. 測井技術, 2008, 32(6): 566-570. Zhang Haitao, Shi Zhuo. A Log Classifation and Evaluation Method for Fractured Carbonate Reservoir in Weathered Zone[J]. Well Logging Technology, 2008, 32(6): 566-570.

[28] 謝傳禮. 長慶氣田奧陶系馬五段碳酸鹽巖裂縫發育程度與氣藏關系研究[J]. 天然氣勘探與開發, 2005, 28(3): 8-13. Xie Chuanli. Relationships Between Fracture Development and Gas Reservoirs in Member Ma5 of Ordovician Carbonate Formation, Changqing Gas Field[J]. Natural Gas Exploraiton & Development, 2005, 28(3): 8-13.

[29] 王紅偉, 劉寶憲, 畢明波, 等. 鄂爾多斯盆地西北部地區奧陶系巖溶縫洞型儲層發育特征及有利目標區分析[J]. 現代地質, 2011, 25(5): 917-924. Wang Hongwei, Liu Baoxian, Bi Mingbo, et al. Characteristics of Karst Porous Fractured Reservoir and Favourable Target Areas in Ordovician of Northwestern Ordos Basin[J]. Geoscience, 2011, 25(5): 917-924.

Main Controlling Factors of Natural Gas Accumulation in Carbonate in Fifth Member of Ordovician Majiagou Formation, Mid-Eastern Ordos Basin: Take Well Shaan 200 Area as a Study Example

Xu Bo1， Tang Tiezhu2， Li Chen1

1.CollegeofPetroleumEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an710065,China2.DepartmentofGasfiledDevelopment,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an710018,China

Jingbian gas field is one of the earliest marine carbonate gas reservoirs discovered in China， and its exploration area has been enlarging. Taking Well Shan 200 and its surrounding area as a study example, we discuss the main controlling factors of natural gas accumulation in Ordovician carbonate reservoir in the mid-eastern Ordos basin, and summarize the results as below: 1)The tectonic evolution of Jingbian gas field is the premise of gas accumulation. It determines the gas-field distribution range and the gas production layer. The location and cutting depth of the ancient valleys have a significant impact on the enrichment degree of Ma 5 gas reservoir. The nose structure is not the main controlling factor. 2)The sedimentary environment is a prerequisite for the formation of favorable reservoir rock. The favorable sedimentary microfacies are intertidal dolomite flat， supratidal dolomite flats, and gypsum-dolomite flats. 3)The constructive diagenesis with corrosion and dolomitization can improve reservoir quality; and multiple-phase corrosion diagenesis plays a role even more important. 4)Fracture is the important factor for natural gas enrichment， but the fracture development degree varies significantly from layer to layer. The efficient allocation of pore, cave, fracture, and ancient valley is controlled by tectonic structure，sedimentary, and diagenesis; therefore, the reservoir quality and gas enrichment of each gas layer segment are quite different.

carbonate; controlling factors; tectonic evolution; sedimentary environment; diagenesis; Jingbian gasfield

10.13278/j.cnki.jjuese.201505104.

2014-12-11

國家自然科學基金項目(51074125)；陜西省教育廳省級重點實驗室科研計劃項目(11JS048)

徐波(1968--)，男，副教授，博士，主要從事油氣田地質與開發方面的教學與科研工作，E-mail:xsyuxb@126.com。

10.13278/j.cnki.jjuese.201505104

P618.13

A

徐波，唐鐵柱，李辰. 鄂爾多斯盆地中東部馬五段碳酸鹽巖氣藏富氣主控因素:以陜200井區為例.吉林大學學報:地球科學版,2015,45(5):1299-1309.

Xu Bo， Tang Tiezhu， Li Chen. Main Controlling Factors of Natural Gas Accumulation in Carbonate in Fifth Member of Ordovician Majiagou Formation, Mid-Eastern Ordos Basin: Take Well Shaan 200 Area as a Study Example.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2015,45(5):1299-1309.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201505104.