鄂尔多斯盆地杭锦旗地区断控气藏差异

李勇霖 倪智勇 李晓光 韩子敬 张威 安川

李勇霖， 倪智勇， 李曉光，等. 鄂尔多斯盆地杭锦旗地区断控气藏差异.吉林大学学报（地球科学版），2024，54（3）：773783. doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20220294.

Li Yonglin， Ni Zhiyong， Li Xiaoguang， et al. Difference of Fault-Controlled Gas Reservoir in Hangjinqi Area， Ordos Basin. Journal of Jilin University （Earth Science Edition），2024，54（3）：773783. doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20220294.

摘要：鄂尔多斯盆地杭锦旗地区泊尔江海子断裂南北地区工业气流井分布与烃源岩演化程度不匹配，且该断裂南北地区天然气成藏期次存在差异。本文在烃源岩演化史和断裂发育史的基础上，结合天然气组分碳同位素、天然气干燥系数、流体包裹体特征以及断层在不同方向上的封闭性，对断裂南北地区天然气的来源、成藏期次、成藏时间以及运移通道进行对比。结果表明：天然气组分碳同位素符合“正碳同位素序列”特征，即δ13C1<δ13C2<δ13C3，表明研究区的天然气是单一来源；断裂南部天然气干燥系数分布在0.85～0.96，平均值为0.91，断裂北部天然气干燥系数分布在0.95～0.97；断裂南部地区下石盒子组储层中与天然气共生的盐水包裹体主频温度主要分布区间为95～115  ℃与125～135  ℃，断裂北部地区下石盒子组储层中与天然气共生的盐水包裹体均一温度主要分布在75～155  ℃之间；结合研究区埋藏史得出断裂南部地区天然气为两期成藏，成藏时间分别是晚侏罗世—早白垩世（155～142 Ma）和早白垩世末（116～110 Ma），北部地区天然气为一期成藏，成藏时间为早白垩世末（128～117 Ma）。泊尔江海子断裂自古生代以来发生了多期活动，其在燕山期的活动是造成断裂南北地区天然气分布、热演化程度、成藏期次差异的主要原因。

关键词：天然气成藏；流体包裹体；鄂尔多斯盆地；泊尔江海子断裂；杭锦旗地区

doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20220294

中图分类号：P597；P618.13

文献标志码：A

收稿日期：20221025

作者简介：李勇霖（1996—）， 男， 硕士研究生， 主要从事油气地球化学方面的研究， E-mail： liyonlin0702@163.com

通信作者：倪智勇（1982—）， 男， 副教授， 主要从事油气地球化学方面的研究， E-mail： nizhy@cup.edu.cn

基金项目：中国石油化工集团项目（HX20191200）

Supported by the Project of China Petroleum & Chemical Corporation （HX20191200）

Difference of Fault-Controlled Gas Reservoir in Hangjinqi Area， Ordos Basin

Li Yonglin1，2， Ni Zhiyong1，2， Li Xiaoguang1，2， Han Zijing1，2， Zhang Wei3， An Chuan3

1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting， China University of Petroleum（Beijing）， Beijing 102249， China

2. College of Geosciences， China University of Petroleum（Beijing）， Beijing 102249， China

3. Exploration and Development Research Institute of Sinopec North China Oil and Gas Company， Zhengzhou 450006， China

Abstract：

The distribution of industrial gas wells in the northern and southern regions of the Boerjianghaizi fault in Hangjinqi area of Ordos basin does not match the evolution degree of the source rocks， and the natural gas accumulation periods between the northern and southern regions of the fault are different. On the basis of the evolution history of source rocks and fault development history， combined with the carbon isotopes of natural gas components， the dry coefficient of natural gas， the characteristics of fluid inclusions and the sealing property of the fault in different directions， this paper compares the source， accumulation period， accumulation time and migration channel of natural gas in the northern and southern regions of the fault. The results show that the carbon isotopes of the natural gas components present “positive carbon isotope sequence”， namely， δ13C1<δ13C2<δ13C3， suggesting that the natural gas in the study area comes from a single source. The dry coefficient of natural gas in the southern part of the fault ranges from 0.85 to 0.96， with an average value of 0.91. In the northern part of the fault， the dry coefficient of natural gas ranges from  0.95 to 0.97. The homogenization temperature of aqueous inclusions coexisting with natural gas inclusions in the Xiashihezi  Formation reservoir ranges in 95115 ℃ and 125135 ℃ in the southern area of the fault， and in 75155 ℃ in the northern part of the fault. Combining with the burial history of the study area， there exist two stages of gas accumulation in the southern part of the fault， the early-stage natural gas charged from Late Jurassic to the Early Cretaceous （155142 Ma）， and the late-stage natural gas charged at the end of Early Cretaceous （116110 Ma）. There is only one stage of the natural gas accumulation in the northern region， and it occurred at the end of Early Cretaceous （128117 Ma）. The Boerjianghaizi fault has been active for many periods since the Paleozoic， and the activities in the Yanshan period are the main reason for the difference of natural gas distribution， thermal evolution degree and accumulation time between the northern and southern regions of the fault.

Key words：

natural gas accumulation; fluid inclusion; Ordos basin; Boerjianghaizi fault; Hangjinqi area

0  引言

杭锦旗地区位于鄂尔多斯盆地北部，是油气勘探的重要区块。杭锦旗地区从20世纪50年代开始进行区域地质调查工作，直至80年代完成小规模的地质普查，钻探石油钻井19口，在下石盒子组发现有油气显示，具工业开采价值。至2017年底，完成141口探井，探明天然气储量162.87亿m3、预测储量2 218.94亿m3。随着探井数目增多，以泊尔江海子断裂为界，断裂北部地区钻探井中达到工业产流井的数目比南部多，但断裂北部的烃源岩成熟度却远低于南部，大部分烃源岩未达到生烃高峰，既不能大量地生气，且断裂北部烃源岩的厚度也比南部薄［1］。工业气流井在断裂南北地区的分布与烃源岩的发育程度明显不符。本文在分析烃源岩演化史和泊尔江海子断裂发育史的基础上，先通过天然气组分碳同位素特征以及断裂南北地区天然气的干燥系数确定研究区天然气的来源；再结合流体包裹体特征以及埋藏史厘定断裂南北地区的天然气成藏期次与成藏时间，揭示断裂南北地区天然气工业气流体井分布差异的根本原因，以期为杭锦旗地区的油气勘探提供有利的资料。

1  区域地质背景及研究区地质特征

鄂尔多斯盆地作为我国的第二大沉积盆地，总面积约为250 000 km2。杭锦旗位于鄂尔多斯盆地北部，横跨伊盟隆起和伊陕斜坡两个一级构造单元，根据不同的构造特征又可划分为7个二级构造单元（图1）：什股壕断阶带、公卡汗凸起带、

新召西凹陷带、新召东缓坡带、

独贵加汗陡坡带、十里加汗缓坡带和阿镇陡坡带。在勘探区内发育有乌兰吉林庙断裂、泊尔江海子断裂和三眼井断裂等3条断裂带，分别位于杭锦旗地区的西部、中部和东部［24］。

1.1  断裂发育特征

泊尔江海子断裂主体是一个逆断层，断面北倾，北西走向。泊尔江海子断裂不仅控制着杭锦旗地区的构造活动和地层沉积，同时也影响着油气的运移和存储。泊尔江海子断裂最早形成于加里东期，是一个长期的活动断裂，主要存在3期活动高峰期：加里东期—早海西期、印支期—早燕山期以及晚燕山

期。在加里东期—早海西期，研究区由于受到中亚—蒙古板块和秦岭板块的影响形成断裂雏形；在印支期—早燕山期，华北板块北部受到西伯利亚板块的挤压，导致研究区地层发生隆升，断裂周围形成一系列构造裂缝；在晚燕山期，受太平洋板块俯冲的影响，断层北侧抬升，地层遭受剥蚀，逆断层最终形成［5］。

在横向上，近东西向断层基底断裂发育分支，晚古生代地层发育背斜构造（图1），表明存在压扭性质的断层活动，但随着断层走向的变化，高角度逆冲断层活动特征逐渐明显［56］。

在垂向上，古生代地层中同相轴错断明显，呈逆断距（图2），且通过强反射轴之间的表现可以判断出断裂具有多期活动的特点。

通過对断层不同层段和不同方向的封闭性研究，得出泊尔江海子断裂的封闭性具有“横向分段，垂向分层”的特点，即：横向上，断层不同部位的封闭性不同，在砂体连通的部位断层的封闭性差，而在砂体不连通的部位封闭性较好；在垂向上，下石盒子组和山西组的致密砂岩层既可以做储层也可以做运输通道，而石千峰组和上石盒子组泥岩封闭性较好，是整个研究区良好的盖层［5， 711］。

1.2  烃源岩特征

杭锦旗地区主要发育两套上古生界烃源岩，分别是太原组—山西组的煤层和暗色泥岩。两套烃源岩形成于海陆过渡相沉积环境，太原组的暗色泥岩和煤层主要以扇三角洲平原沉积为主，山西组则以辫状河沉积为主。前人［2］研究认为沉积亚相的差异使研究区烃源岩厚度在整体上呈现东南厚西北薄的特点。在冲积扇辫状河道地区，烃源岩的厚度较薄，而在沼泽、泛滥平原地区，烃源岩发育较厚。前人［23，12］研究表明，研究区天然气的主要来源是太原组—山西组的煤层。以泊尔江海子断裂为界，断裂南部的烃源岩厚度可达5～25    m，其平均厚度约为20 m；而在断裂北部烃源岩厚度为5～10 m（图3a）。

有机质成熟度的分布规律与烃源岩厚度的分布规律一致，以泊尔江海子断裂为界呈一个南高北低的特征。断裂北部烃源岩有机质成熟度较低，其镜质体反射率（Ro）均值<1.3%，部分地区的有机质成熟度虽然达到了生烃门限，但是未达高成熟阶段，无法大量产气；断裂南部烃源岩的Ro普遍≥1.3%，即进入了高成熟阶段，甚至有些地区烃源岩的Ro>1.9%，进入高过成熟阶段［1415］（图3b）。根据埋藏史模拟结果［3， 1415］，杭锦旗地区太原组—山西组的烃源岩在晚三叠世中期达到生烃门限，开始生烃；随着埋藏深度的不断加深，在中侏罗世末期烃源岩热演化进入高成熟阶段；在晚白垩世烃源岩热演化进入过成熟阶段。

1.3  天然气地球化学特征

通过对气态烃中碳同位素的分析还可以获得母源的信息。前人［14］对下石盒子组天然气进行分析，发现杭锦旗地区上古生界的天然气δ13C1值介于-34.1‰～ -29.9‰之间，δ13C2值介于-28.9‰～-24.2‰之间，δ13C3值则介于-27.6‰～-19.5‰之间（图4），可见研究区的天然气为煤型气［16］。此外，天然气组分碳同位素表现为正碳同位素序列特

a. AA′剖面；b. BB′剖面。

T3. 下白垩统底（志丹群底）；T4—T3. 中侏罗统直罗组—安定组；T5—T4. 中侏罗统延安组；T6—T5. 上三叠统延长组；T7—T6. 中、下三叠统刘家沟组—二马营组；T9f—T7. 上二叠统上石盒子组—石千峰组；T9c—T9f. 上石炭统太原组—下二叠统下石盒子组。据文献［6］修改。

征：δ13C1<δ13C2<δ13C3，推断研究区的天然气为单一来源［1］。泊尔江海子断裂南部三口井天然气干燥系数分布在0.85～0.96之间（平均值为0.91），湿气和干气并存；而在断裂北部地区天然气的干燥系数在0.95～0.97之间，主要为干气（表1）［15］。对比天然气甲烷碳同位素值与烃源岩有机质成熟度发现，断裂北部天然气的甲烷碳同位素对应的热演化程度与北部实际测量的烃源岩Ro不相符，反而与断裂南部测量的烃源岩Ro相匹配，推测断裂北部的天然气可能自南部运移而来［13，1619］。

2  实验方法

实验所用样品选自杭锦旗地区泊尔江海子断裂南部十里加汉区块和北部什股豪区块二叠系下石盒子组（P1x）储层砂岩样品。一共选取6口井作为主要的研究对象，分别是位于断裂南部的锦7、锦53、锦91井和北部的锦27、锦67、锦81井。

流体包裹体实验在中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室完成。使用Leica4500P型光学显微镜透射光和荧光对流体包裹体显微观察，判断包裹体类型并标记，测温仪器为英国产LinkamTHMSG600冷热台，测温前使用人工合成的流体包裹体标样（-56.6、0、10.7  ℃）进行温度校正，当实验温度<30  ℃时，其误差为±0.2  ℃，当实验温度在30～200  ℃时，实验误差为±1  ℃。在测温过程中初始测温速率为5  ℃/min，当包裹体内颜色或者气泡大小发生变化时将测温速率调至1  ℃/min［2025］。

3  实验结果与讨论

3.1  断裂南北流体包裹体均一温度分布特征

通过对研究区下石盒子组储层样品进行薄片观察，发现甲烷包裹体主要分布在石英颗粒内部和裂隙内，多以条带状分布，形态近似菱形，直径多为2～13 μm（图5）;盐水包裹体分布在石英颗粒内部，穿石英裂隙，以及石英加大边中，形状不同，直径大多为2～7 μm（图6）。

本文对储层二叠系下石河子组（P1x）中与甲烷包裹体所伴生的盐水包裹体进行均一温度测温。结果（表2）显示：泊尔江海子断裂南部锦7井穿石英裂隙中盐水包裹体温度范围为70～145  ℃，主频温度为95～105  ℃，锦53井石英次生加大边中与烃类伴生的盐水包裹体的均一温度范围为75～150  ℃，主频温度为95～105  ℃，锦91井石英次生加大边中盐水包裹体的均一温度范围为75～145  ℃，主频温度为95～115  ℃；泊尔江海断裂北部锦27井和锦67井穿石英裂隙中与烃类伴生的盐水包裹体的均一温度范围均为75～155  ℃，主频温度均为95～115  ℃，锦81井穿石英颗粒裂隙中的盐水包裹体的均一温度范围为75～145  ℃，主频温度为105～125  ℃。

综上，泊尔江海子断裂南部地区下石盒子组（P1x）储层中盐水包裹体均一温度主要分布区间为70～150  ℃，主频温度分布区间为95～115  ℃和125～135  ℃（圖7a）；在断裂北部地区下石盒子组储层盐水包裹体均一温度主要分布在75～155  ℃之间，主频温度主要为95～125  ℃（图7b）。

3.2  断裂南北地区天然气成藏期次

许多学者［4，2632］对杭锦旗地区天然气的成藏期次以及成藏时间的认识存在较大差异。为更好地研究断裂南北地区天然气在成藏期次、成藏时间上的

差异，

本文借助流体包裹体结合研究区的埋藏史以及热史对研究区天然气成藏期次以及成藏时间进行重新厘定。断裂南部天然气为两期成藏（图8a），第一期成藏时间是晚侏罗世—早白垩世（155～142 Ma），第二期成藏时间是早白垩世末（116～110 Ma），与南部烃源岩开始大量生气时间刚好吻合；断裂北部地区天然气则是一期成藏（图8b），成藏时间是早白垩世末（128～117 Ma）。

4  讨论

研究区断裂南北地区烃源岩厚度以及有机质成熟度与天然气工业气流井的分布不相符，北部烃源岩有机质成熟度远达不到现有工业气流井的要求，因此推断北部天然气由南部运移来的。北部地区的天然气干燥系数≥0.95，天然气类型为干气，意味着断裂北部天然气由过成熟的烃源岩生成，但北部烃源岩却没有进入过成熟阶段；反而断裂南部地区大部分烃源岩进入过成熟阶段，并且南部地区天然气的干燥系数分布在0.85～0.96，平均值为0.91，即南部地区天然气湿气与干气共存，证明北部天然气是由南部运移来的。前人对断裂南北地区天然气中甲烷含量以及碳同位素的变化特征可以判断出北部天然气曾发生过逸散［17］，而且在勘探早期发现的由天然气凝析形成的白垩系油苗也可证明逸散作用的存在［27］。

前人［5］对断层封闭性的研究中，得出断层封闭性具有“横向分段，垂向分层”的特征，天然气在大量生成之后在垂向上只能运移到下石盒子组和山西组的致密砂岩中成藏，无法突破上石盒子组和石千峰组的泥岩；而在横向上，天然气可以通过断裂两侧砂体联通的部位以及构造裂缝进行运移。

通过天然气成藏时间和成藏期次的研究发现：南部地区的天然气第一期成藏时间是晚侏罗世至早白垩世（155～142 Ma），第二期成藏时间是早白垩世末（116～110 Ma），与烃源岩开始大量生气的时间吻合；北部地区的天然气成藏时间是早白垩世末（128～117 Ma）。断裂南部天然气甲、乙烷碳同位素差值随甲、乙烷体积分数的比值增大而增大（图9），反映成熟度演化趋势。断裂北部天然气却和南部不同，前人［16］研究发现在逸散过程中散失作用导致残留气藏中天然气甲烷体积分数降低，碳同位素增大，使甲烷和乙烷体积分数比值减小，且甲烷和乙烷碳同位素差值减小，北部天然气中甲、乙烷碳同位素差值与甲、乙烷体积分数比值与此符合（图9），推测是构造运动使天然气藏改造和破坏，使天然气发生逸散作用。在勘探早期发现由天然气凝析形成的白垩系油苗可以作为佐证［27］。

泊尔江海子断裂南部地区烃源岩较厚且具有生气优势，天然气由山西组和太原组生成，并在近源的下石盒子组成藏，前人将断裂南部的成藏模式称为准连续致密砂岩气成藏模式（图10a）。断裂北部是砂体—断裂的输导体系。天然气由南部地区的烃源岩产出，通过输导体系在北部下石盒子组的储层中成藏，形成源储不一致的成藏模式，前人称为横向远距离运移异地成藏模式（图10b）［13］。

综上认为：在早古生代加里东期—早海西期泊尔江海子断裂雏形形成；晚古生代时，研究区太原组、山西组烃源岩以及下石盒子组储层开始沉积；在晚三叠世，受印支运动影响研究区地层开始隆升，由于南北烃源岩沉积亚相的差异，其出现南厚北薄的特征，此时只有南部烃源岩有机质成熟度达到生烃门限，开始生烃；早中侏罗世，构造作用变弱，研究区接受沉积，早期生成的烃类（少量油）在岩性圈闭内成藏［4］；晚侏罗世，受燕山运动影响，研究区地层进一步隆升，且研究区的地势由“西高东低”变为“西低东高”，南部烃源岩进入高成熟阶段开始生气且储层开始致密化；早白垩世，断裂南部地区部分烃源岩演化进入过成熟阶段，开始大量生气，由于燕山运动的持续影响，在断层两侧发育一些构造裂缝，同时地势变为如今的“北东高，南西低”，并且断层两侧地层出现“砂对砂”的情况，使南部烃源岩生成的天然气侧向运移至北部地区成藏；晚白垩世，由于燕山运动使基底断裂开始活动，在北部地区形成构造圈闭的同时使部分天然气藏发生破坏，天然气发生逸散作用，凝析形成油苗。

5  结论

1） 泊尔江海子断裂北部地区的天然气由南部地区运移而来，运移通道为断裂南北地区互通的砂体和构造裂缝。

2） 断裂南部的天然气是两期成藏，成藏时间为晚侏罗世至早白垩世（155～142 Ma）和早白垩世末（116～110 Ma）；断裂北部天然气为一期成藏，成藏时间为早白垩世末（128～117 Ma）。

3） 南部天然气既有湿气又有干气，北部天然气以干气为主；燕山期的构造运动使北部地区早期的天然气发生逸散，故南部有两期成藏而北部为一期成藏。

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