Question

大牛地气田石炭系—二叠系海陆过渡沉积体系成藏模式

Answer 1

大牛地气田石炭系—二叠系具有“主源定型、相控储层、高压封闭、近源成藏”的“近源箱型成藏模式”。

4.4.2.1 主源定型——具备形成大型天然气田的资源基础

鄂尔多斯盆地上古生界煤系烃源岩具有多中心广布式生烃特征，生烃强度大于20×10⁸m³/km²的分布面积达13.8×10⁴km²，占现今盆地总面积25×10⁴km²的55.2%，大牛地气田面积2004km²，古生界生气量为6.71×10¹²m³（2004年资源评价结果），生气强度为33.59×10⁸m³/km²，资源量8237×10⁸m³，具备形成大型天然气田的资源基础。烃源岩为暗色泥岩和煤层，形成于太原组的潮坪和山西组的三角洲平原环境中，发育在成藏箱体的下部。气田范围煤层平均厚度15m、暗色泥岩平均厚度80m。

4.4.2.2 相控储层——有利沉积相带控制了储层的发育和分布，河流-三角洲沉积体系是盆地内天然气成藏富集区

依据岩石组合、沉积组构、剖面序列等特征，在鄂尔多斯盆地北部石炭系—二叠系识别划分出三大沉积体系：障壁海岸沉积体系、海陆过渡三角洲沉积体系和辫状河流-湖泊三角洲沉积体系。

鄂尔多斯盆地从太原期、山西期至下石盒子期，经历了由海—海陆过渡—陆地环境的演变，在沉积作用、生物组合、沉积相带、沉积构造以及它们在时间和空间上的分布特点等都表现出明显差异。

太原期大牛地气田主体处于潮下—潮间带沉积环境，以发育潮间高能带的障壁砂坝（或障壁岛）为特征，煤层普遍发育；山西期受到北部和西部构造山系进一步隆升作用的影响，海水开始自北向南、由西向东逐渐退出鄂尔多斯盆地，盆地的沉积环境亦由海相逐渐转变为陆相，大牛地气田主体处在三角洲平原亚相带（图4-19），并以近南北向的分流河道、沼泽和泛滥平原广泛地交替状分布构成的网状水系为显著特征，早期有多次短暂的海侵（图4-20），同时为区域上一个重要的成煤期。下石盒子期，盆地北部地形经历了高差加大又逐渐平缓的过程，反映在河流体系的规模由巨大逐渐衰退；气候条件则经历了逐渐干旱的过程，反映在泥质岩由灰色、深灰色逐渐变为褐色、棕褐色，因此，下石盒子期沉积体系应不同于山西期的三角洲平原体系，而是完全处于陆相环境中的河流与三角洲平原上的辫状河体系。

图4-19 鄂尔多斯盆地海陆过渡环境辫状河-三角洲沉积模式（图中塔巴庙地区即大牛地气田）

图4-20 山西组下部海相沉积

将上古生界上石炭统—下二叠统岩石地层和层序地层划分为8个长期旋回和20个中期旋回。以基准面长期旋回为编图单元，系统编制了大牛地气田太原期—下石盒子期的岩相古地理图（图4-21），揭示了区域岩相古地理特征与演化规律。

图4-21 大牛地气田上石炭统—下二叠统长期旋回沉积相图

以中期旋回为作图单元编制砂体厚度分布图（图4-22），结合砂体横向对比，系统揭示了储集砂体的展布规律。太原组障壁砂体在东部及中东部地区连片型较好，厚度大。山西组与下石盒子组辫状分流河道砂体在主河道区相互叠置，连片性好，厚度较大，尤其在气田西南部更为发育。河道砂体大部分并不是某一瞬间或单一河流旋回过程的产物，而是在某个特定的时间间隔内（如中期上升半旋回相域时间单元），由众多连续侧向迁移的河道旋回组成，既由众多的单河道砂体在侧向、纵向上连续叠置构成复合砂体。

图4-22 大牛地气田3个高产气层砂岩厚度图

辫状分流河道砂体多层叠合是主力气层发育的基础，鄂尔多斯盆地北部上古生界的各期三角洲-河流沉积体系在区域分布上具有继承性，从石炭系—二叠系太原组到二叠系山西组、下石盒子组主河道发育区在纵向上往往叠置，多级次辫状河道连片叠置的大面积河道复合体中（宽度可达10km以上），具有多层大中型岩性圈闭叠合连片含气的特征。

4.4.2.3 高压封闭——“压力封存箱”是鄂尔多斯盆地上古生界天然气大面积近源成藏的动力学机制

上石盒子组厚层泥岩为区域盖层，其下伏的石炭系—下二叠统具有近源成藏组合特征。成藏过程受控于以上石盒子组“欠压实”带为箱顶的压力封存箱。按储层与烃源岩的配置关系，可划分为源内式和近源式两个次级成藏组合（图4-23）。

上古生界压力封存箱的成藏特征：砂泥岩压实特征研究表明，鄂尔多斯盆地北部纵向上发育两个区域分布的异常流体压力封存箱，一个在上三叠统延长组；另一个，也是对天然气成藏最重要的压力封存箱发育在上古生界太原组—上石盒子组（图4-24）。该异常流体压力封存箱及成藏有如下特点：压力封存箱在全区可以对比，而且层位性较强（图4-25），箱顶出现在上二叠统上石盒子组中下部，箱底为本溪组铁铝土岩及泥岩。封存箱最大剩余压力幅度一般在20～25MPa，主要发育在上石盒子组，个别地区出现在下石盒子组—山西组。箱内压力幅度有一定变化。

图4-23 鄂尔多斯盆地上古生界成藏组合划分

上石盒子组—太原组异常流体压力封存箱是一个完整的含气组合，包含了烃源岩、储集岩、封盖层等基本油气地质条件，具备了各种物理（压力、能量）、化学（热动力、成岩作用）作用过程，并在时空上具有良好的配置，大多数地区（大牛地气田、苏里格气田、榆林气田、乌审旗、杭锦旗等地区）压力封存箱并没有受到明显的破坏而保持至今，油气的生成、运移、聚集、成藏基本是在压力封存箱内完成的。

图4-24 DK2井—大35井剖面“欠压实”带与产分布关系

图4-25 大牛地气田DK28—大54井现今泥岩剩余压力分布

大牛地气田的压力封存箱内幕变化比较复杂，高低压力相间出现，说明不同层位泥岩泄压的不均一性。平面上过剩压力较大的区域主要分布在西南（DK31井、DK16、DK6、DK20、DK2、DK32井）、东南（大22、大56井）及西北（大53、大27、大34、大41、大40井）三个区块，过剩压力20MPa以上，其余地区过剩压力多在19MPa以下，并且有从西南向东北减小的趋势。

压力封存箱内的流体分配特征、油气产出与分布形式与常规油气藏迥然不同。压力封存箱的形状、内部结构控制了箱内天然气藏的分布（图4-26）。

上石盒子组最大过剩压力的高压封盖作用，使下石盒子组—太原组形成了一个低势区，目前高压封盖作用依然明显，最大过剩压力在20～25MPa，压力系数在1.5～1.7，形成高压封盖。

主要产气层位多出现在最大过剩压力之下的100～400m，盒3、盒2气层多在200m以内。说明上石盒子组泥岩的过剩压力，不仅是上古生界含气组合的区域性压力封盖层，同时也是盒3、盒2气藏的最直接封盖层。对山西组、太原组气藏而言，气层出现的深度与最大过剩压力对应深度相差较大，一般为300～400m，一方面说明山西组、太原组气藏的直接封盖层不是上石盒子组，应该是气层附近、具过剩压力的烃源岩或泥岩，压力封存箱下部不均匀分布的过剩压力段对山西组、太原组气藏成藏起到了关键作用；另一方面，也反映压力封存箱内部的非均质性及有限连通性。

4.4.2.4 箱型成藏——上古生界近源箱型成藏模式

盆地北部石炭系—二叠系烃源岩在三叠纪末进入生烃阶段，至早白垩世达到生气高峰期，先期形成的岩性圈闭陆续成藏。早白垩世以后，区域运移方向指向盆地东部，但是气势梯度很低，因而天然气运移流速也很低，加上主要运移方向与沉积相带（三角洲主砂带）展布方向相交，东西方向上沉积相变化大、砂层连通性较差，特别是随着成岩作用的进一步加强、孔隙和孔喉半径减小，所以缺乏大规模优势运移通道，制约了天然气由西向东作大规模运移。纵向上流体性质的差异亦显示近距离垂向运移的特征，距离约100～250m。

白垩纪及其后期是鄂尔多斯盆地古生界气藏形成、定位的关键时期。根据大牛地气田成藏组合、区域盖层、流体性质在剖面上的变化等特征，建立了太原组—山西组—下石盒子组气藏近源箱型成藏模式（图4-27）。

●研究区在地史中缺乏天然气的大规模侧向运移的条件，天然气以就近、择优聚集，近距离成藏为主。

●晚白垩世以后天然气的运聚过程是限定在高压流体封闭箱内的缓慢调整或再分配。

●流体高压封闭箱的发育不仅推迟了流体大规模向外排出的时期，而且阻止了其进一步向上散失。●天然气以垂向短距离运移为主，运移的动力为烃源岩内形成的异常高压，异常高压产生的微裂缝和构造作用形成的裂缝成为运移的主要通道，排烃方式表现为幕式排烃和涌流式外泄。

图4-26 压力封存箱内部结构图

●天然气向上运移的主要障碍来自上覆盖层（上石盒子组和石千峰组）的毛细管力和异常压力带的联合封盖，造成天然气主要在山西组和下石盒子组聚集成藏。

图4-27 大牛地气田太原组—山西组—下石盒子组气藏成藏动力学模式

●高压异常带的压力幅度最大处构成纵向压力封闭边界，从而形成不同的成藏组合。