摘要：之前的勘探实践表明，鄂尔多斯盆地具有“南油北气”的平面分布特征，北部先后发现了多个大中型气田，而南部针对天然气的勘探却一直止步不前。为此，对盆地南部上古生界天然气勘探潜力进行了分析。通过对南部烃源岩、砂体展布特征、储层特征、盖层等成藏条件进行分析，并与盆地北部的成藏条件进行了对比，认为该盆地南部亦具有良好的烃源条件和盖层条件，储层发育程度则是制约盆地南部天然气勘探的最主要因素；南部山西组、下石盒子组和上石盒子组基本发育3大三角洲砂体，彬县-富县三角洲前缘砂体延伸远，储层物性条件较好，与烃源岩相配合，为天然气在盆地南部成藏提供了有利条件。盆地南部多口探井测试见到工业气流，显示出鄂尔多斯盆地南部上古生界良好的天然气勘探潜力。
关键词：鄂尔多斯盆地；南；晚古生代；天然气；勘探潜力；烃源岩；储层条件；盖层条件
鄂尔多斯盆地为我国第二大盆地，是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭曲明显的多旋回叠合盆地[1～2]。在太古代-早元古代结晶基底之上，经过了早古生代克拉通陆表海、晚古生代克拉通陆缘海、中生代陆内湖盆和新生代周缘断陷几个阶段，是油、气、煤、铀同盆共存的一个盆地[3～5]。鄂尔多斯盆地古生界天然气勘探可以追溯到20世纪50年代，“九五”以来，盆地北部(北纬38°以北)上古生界天然气勘探取得突破性进展，先后发现榆林、乌审旗、苏里格和大牛地等大中型气田，探明储量和产量均快速增加，已成为我国重要的天然气生产基地。受古构造作用形成的大型沉积中心、平缓的西倾单斜与广覆性复合叠置的砂岩是盆地北部上古生界天然气成藏的基本地质条件[6]，同时，鄂尔多斯盆地古生界南、北地质条件存在一定差异，勘探成果、勘探程度相距甚远，以至于形成了盆地“南油北气、上油下气”的认识。
第三次全国资源评价结果表明，鄂尔多斯盆地南部古生界有15×1012m3的天然气资源量[7]，勘探前景巨大，但是勘探程度低。随着近年富县地区、旬邑地区古生界钻井、试气，逐渐认识到鄂尔多斯盆地南部上古生界虽然没有北部优良的成藏条件，但也具有不可忽视的勘探潜力。
1 成藏条件
1.1 烃源岩条件
上古生界气源岩包括石炭-二叠系暗色泥岩和煤系[8]。煤系烃源岩在盆地内分布广泛，盆地南部煤层总厚度0～25m(图1)，主力煤层单层厚5～10m，主要显微组分为镜质组，属腐殖型[9～10]。太原组为该盆地主要含煤地层，海陆交互相沉积，主要由浅海相浅灰色铝土质泥岩和黑色石灰岩、黑色泥岩、泥炭沼泽相煤层、碳质泥岩以及砂岩等组成，含4～5层煤，煤岩有机碳平均含量63.13%，氯仿沥青“A”含量为0.8519%，总烃含量3219.63mg/kg。
山西组以陆相沉积为主，由浅灰色石英砂岩、灰黑色砂质泥岩、砂质页岩、铝土质泥岩及薄煤层组成。煤层主要形成于浅水三角洲沉积环境，煤岩有机碳的平均含量为53.4896%，氯仿沥青“A”含量为0.6469%，总烃含量为2406.6mg/kg，生烃能力较太原组煤层稍差。
泥质烃源岩位于石炭系和二叠系山西组，鄂尔多斯盆地南部暗色泥岩厚超过50m(图1)，烃源岩有机碳含量多介于2.0%～3.0%之间。
鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩生烃模拟计算[11]，成熟烃源岩(Ro＞1.25%，达到生烃高峰)面积达18×104km2，在盆地内广泛分布。盆地南部煤系气源岩的生气强度为(5～40)×108m3/km2(图2)，其中，环县-庆阳-黄龙一线北东方向生气强度都超过20×108m3/km2。
1.2 储层条件
1.2.1砂体展布特征
鄂尔多斯盆地晚古生代经历了由晚石炭世-早二叠世早期的溻湖、障壁、潮坪和三角洲的陆表海盆地到早二叠世晚期开始的河流-三角洲发育的内陆湖泊的演变过程，形成了多类、良好的储集体。主力产气层位于二叠系下石盒子组、山西组。上古生界气藏最有利的储层岩石类型为石英砂岩，孔隙度、渗透率最高。从岩相古地理特征来看，鄂尔多斯盆地南部在山西期和石盒子期与盆地北部同样地发育了多个三角洲体系，存在大量河道砂体，砂体总厚度与北部地区一致，亦不乏与北部气藏相同的砂岩类型，如富县区块全部属于石英砂岩分布区，而麻黄山区块也有部分区域属于石英砂岩分布区。
鄂尔多斯盆地南部山西组发育3支三角洲前缘砂体(图3-a)，基本呈南北向，由西向东依次为平凉砂体、彬县-富县砂体和澄城-韩城砂体。砂体延伸至固原-富县-韩城一线以北，砂体厚度一般为10～30m，相对较薄，其中彬县-富县砂体相对较厚，最厚达60m，分布在其南缘地区。
鄂尔多斯盆地下石盒子组主要发育三角洲平原和三角洲前缘砂体(图3-b)，砂体厚度较大，在30～100m之间，北部砂体分布范围大，从北部剥蚀区一直延伸到盆地中南部的环县-延安一线。南部相对局限，经渭北隆起到达固原-庆阳-富县一线。南部砂体在东西上连成一片，总体来看亦具3个物源，由西向东依次为平凉砂体、彬县-富县砂体和澄城-韩城砂体。砂体南北延伸距离较小，砂体厚度为40～80m。
1.2.2储层特征
上古生界二叠系山西组、下石盒子组天然气碎屑岩储集层基本上是一套低孔、低渗致密型砂岩，仅在局部地区有高渗砂岩分布。
据大量样品统计，孔隙度、渗透率变化较大：孔隙度为0.8%～20.2%，其中孔隙度为4%～8%的样品占49.2%，孔隙度为8%～12%的样品占21.8%，大于12%的样品占4.8%；渗透率为(0.01～2755)×10-3μm2，其中渗透率为(0.1～0.4)×10-3μm2的样品占40.5%，(0.4～2)×10-3μm2的样品占20.9%，渗透率大于2×10-3μm2的样品仅占6.9%(图4)。
1.3 盖层条件
鄂尔多斯盆地的盖层分区域性盖层和局部盖层。
上石盒子组和石千峰组是一套横向稳定以湖相为主的砂泥岩沉积，其中，上石盒子组泥岩厚度为70～110m，石千峰组泥岩厚度介于141～205m。两套地层的泥岩分布广泛，横向连续，可连续追踪20～30km。泥岩厚度占地层厚度的80%以上，其气体绝对渗透率为(0.7～0.8)×10-3μm2，饱含空气条件下的突破压力为1.5～2.0MPa，成为整个古生界含气系统的区域封盖层。此套盖层具有自西向东厚度增大，区域封盖能力增强的特点，同时该组泥岩普遍存在过剩压力(5.2～7.1MPa)，过剩压力与物性差相匹配，使其具有双重封闭能力，有着更强的封盖效果。
局部盖层主要为山西组和下石盒子组滨浅湖相泥岩，一般厚度介于30～50m，横向连续性较差，多相变为三角洲前缘分流河道砂体。
2 盆地南、北部天然气成藏条件对比
鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探成果主要分布在北部地区，而南部地区勘探突破较少。造成这种现象的客观原因主要在于：砂体主要来源于北部地区、南部砂体发育程度较差；南部地区多为黄土塬覆盖区，地震品质差、砂体预测难度大，对储层的认识程度低；钻井少、勘探程度低、对南部地区气藏的认识程度低。盆地南部地区作为上古生界重要的天然气勘探领域，与北部相比，天然气成藏条件如何呢？
2.1 具备与北部同样优越的烃源条件
上古生界，在盆地中部地区存在着并列的东、西两个生气中心，南部和北部均是天然气运移的有利方向；下古生界平凉组也为一套烃源岩[12]，南部地区正处在下古生界天然气向西、向北运移的方向上，具备“近水楼台先得月”的优势。因此，对盆地南部上古生界而言，既有上古生界的气源，又存在下古生界气源，双重气源为南部地区天然气成藏提供了可靠的物质保证。
2.2 具备与北部同样优越的储集条件
经过对盆地南部上古生界砂体展布的重新认识，认为盆地南部与北部相比具有相近的储集条件。厚度上，鄂尔多斯盆地南部山西组、石盒子组与北部气田山西组、石盒子组储层厚度大致相当；孔隙度上(表1)，鄂尔多斯盆地北部气田的孔隙度普遍小于100，而南部富县地区山西组、石盒子组储层的孔隙度相比略高，一般大于或等于10%；渗透率上，北部气田的渗透率变化比较大，低的可以到0.29×10-3μm2，高的可以超过10×10-3μm2，南部地区渗透率更低，盒8段钻遇最高只有1.52×10-3μm2。这种低渗透率可能是在宽缓的构造背景下，天然气成藏之后再次成岩形成的[13]，经工艺改造可以改善其储集条件。
2.3 具备与北部同样优越的成藏组合条件
上古生界总体为一套自生自储自盖组合。上石盒子组泥岩和石千峰组泥岩是整个古生界含气系统的大型区域封盖层，下石盒子组和山西组水下分流河道及滩坝类砂体为储集层；本溪组溺湖相暗色泥岩、太原组和山西组碳质泥岩、灰黑色泥岩、煤层为烃源岩。
区域和局部盖层使盆地北部地区存在多套含气组合，包括太原组-山2段、山1段-盒8段和石千峰组成藏组合[14]。南部地区上古生界同样发育3套成藏组合，即太原组-山2段含气组合、山1段-下石盒子组含气组合、上石盒子-石千峰组含气组合。
3 成藏潜力
鄂尔多斯盆地南部上古生界成藏条件综合分析与对比后认为，鄂尔多斯盆地南部与北部具有同样的生、储、盖条件及其含气组合，而成藏最主要的储层条件在盆地南部也具有较为广泛的分布，近年的钻井及分析测试资料也证实了盆地南部具有良好的储层物性条件，完井测试也显示了良好的试气结果。鄂尔多斯盆地南部上古生界在自身生储盖组合的同时，可能还有下古生界平凉组烃源岩的注入。因此，鄂尔多斯盆地南部上古生界也具有较大的天然气勘探潜力。
参考文献
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(本文作者：杨伟利1 王毅1 孙宜朴1 王传刚1 冯朝荣2 1.中国石化石油勘探开发研究院；2.邢台职业技术学院)
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