鄂尔多斯凹陷中部大气场的形成条件
鄂尔多斯凹陷中部气田位于陕西省靖边-恒山地区，北可延伸至伊克昭盟，南可达志丹、富县。含气区呈南北向分布，面积5×104km2。属于“古油藏”气田。目前已基本探明含气面积3781.1k m2，已基本探明地质储量2058.25×108m3，形成了我国陆上完整气田。
1.气田形成的地质背景
该气田位于鄂尔多斯凹陷伊陕斜坡。斜坡南北长400公里，东西宽250公里，以鼻状构造发育为特征。基底为太古宙和元古代变质岩系。其盖层经历了中元古代的裂陷槽、早古生代的浅海台地、晚古生代的近海平原、中生代的内陆盆地和新生代前后的断陷五个演化阶段。形成了下古生界碳酸盐岩建造、上古生界海陆过渡相含煤建造和中、新生代内陆河湖相碎屑岩建造。
2.气藏形成的四个演化阶段。
根据沉积构造发育史、古岩溶发育史、烃源岩生排烃史、沉积环境变化史、运聚史、成岩史和圈闭孕育史等五个历史的研究，结合其成藏条件，根据其时空配置，气藏的形成可分为四个演化阶段(附图4-2-14、附图4-2-15
(1)成藏阶段
奥陶纪马第五期，在古隆起的影响下，蒸发潮坪沉积发育，地壳隆升导致层间岩溶，在区域东倾的古构造背景上发育巨型岩溶台地。
(2)圈闭形成阶段
海西旋回中晚期，奥陶纪风化壳岩溶体已由开放体系转变为承压体系(石炭纪和二叠纪沉积物进入成岩初期)，古地貌圈闭已初具规模。
二叠纪末Ro达到1.0% ~ 1.2%，奥陶系埋深3000m以上，进入生烃高峰期。而靖边上古生界烃源岩刚刚成熟。随着石炭纪埋深的增加，岩性压实更加致密，古地貌(地层)岩性圈闭趋于逐渐定型(图4-2-16)。
(3)天然气运聚阶段
侏罗纪末期，由于盆地中部气田处于圈闭低势场分布区，天然气从东南部和西南部相对高势区向中部气田运移聚集。此时由于压实作用的增强，古地貌圈闭逐渐完善，天然气藏基本形成。
(4)调整和定稿阶段
下白垩统沉积后，盆地西缘逆冲推覆，东部强烈隆升，导致盆地中部现西倾单斜面貌，导致气藏流体调整，靖边岩溶台地东缘早期侵蚀沟和岩溶充填致密带形成侧向遮挡。此时气藏基本定型，西部天池上古生界生烃中心成熟较晚，仍具有排烃功能，弥补了气藏在调整中的损失，形成了现在的气藏面貌。
3.气藏分布规律的五个特征:
根据资料分析，归纳起来，气藏的分布规律有以下五个特点:
图4-2-15鄂尔多斯凹陷奥陶系风化壳古地貌气藏演化模式
图4-2-14鄂尔多斯凹陷中部奥陶系风化壳古地貌成藏模式
图4-2-17鄂尔多斯凹陷古生界生烃中心分布图
图4-2-16华中地区古地貌及含气面积图
(1)奥陶系风化壳古地貌储层主要分布在龙坳变化的过渡带，石炭纪末为西龙东坳陷，三叠纪伸展后形成贝隆南坳陷，现为西斜坡，但气藏始终分布在龙坳变化的过渡带，有利于天然气的生成、运移和保存。
(2)两套气源岩和两个生烃中心的重叠区域控制了气藏的分布(附图4-2-17)。
①奥陶系碳酸盐烃源岩
盆地内有两个奥陶系生烃中心。一是中部气田主体(靖边-榆林-绥德)烃源岩厚475米，生烃强度为10×108 ~ 25×108 m3/km2。另一个在盆地西南缘(庆阳-铜川)。它们的分布面积为18×104km2。
这套烃源岩的特征是低丰度和过成熟。中奥陶统有机碳为0.05% ~ 0.35%，平均为0.19%(374个样品)，氯仿沥青“A”为0.01%(104个样品)，平均总烃含量为37.8× 604。靖边区Ro为2.86%，西缘为1.09% ~ 1.25%。
②石炭-二叠系烃源岩
主要分布在乌审旗-靖边-延安一带，生烃强度> 25× 108m3/km2，分布面积10×104km2。
该套烃源岩具有高丰度高成熟度的特点，煤层有机碳山西组为65.2%，太原组为62.9%，本溪组为72.5%。山西组总烃含量为2853×10-6，太原组为3607×10-6，本溪组为3988×10-6。母质为高等植物，为ⅲ型，部分为ⅱ型。煤层厚10 ~ 20m，暗色泥岩厚100 ~ 210m，灰岩厚20 ~ 35m。Ro1.7%~2.5%。
气田分布范围与奥陶系和石炭-二叠系生烃中心重合，为气田提供了丰富的气源。
对于中部气田的气源岩，长庆油田的研究结果表明，它主要是煤成气，并混有奥陶系裂解气。
天然气碳同位素数据见表4-2-1。
表4-2-1天然气甲烷碳同位素数据表
根据长庆油田天然气碳同位素判别，典型的石炭、二叠系煤成气为-33.22‰，典型的奥陶系碳酸盐岩为-38.38‰。上表中，林1-陕21的8口井甲烷碳同位素平均值为-33.61‰，判断为以煤成气为主的混合气。
(3)气藏分布在云平含石膏和云平含藻泥的有利微相带。
中奥陶世第五阶段，盆地中部夹在中央古隆起和陕北盐洼之间。由于云平微相和藻泥云平微相的岩性组合，以古岩溶形成的溶蚀孔洞为主的储集空间成为风化壳储层的重要储集类型。奥陶纪马武期，纵向上可分为两个岩相。下部为蒸发潮坪，面积2×104km2，储层厚度60～80m。这是一个大型的水库分布框架，上部为潮间带云平台和潮上云平台，面积为1.5×104km2，是最好的水库。
图4-2-18鄂尔多斯凹陷奥陶系马家沟期岩相古地理图
图4-2-19鄂尔多斯凹陷中部勘探目标评价图
储层有效厚度一般为4 ~ 6m，薄的为3m，最大厚度可达17.438+0m。
储集岩为细粒白云岩，储集空间主要为溶孔(洞)。储层有三种类型:裂缝-溶蚀型、孔隙型和裂缝-微孔型。储层性能:白云岩孔隙度0.35% ~ 19.8%，平均单层3.5% ~ 8%，气田中部最好，平均5.7%，渗透率0.041× 10-3 ~数百× 10-3 μ m2，一般。
(4)气藏分布在风化壳发育带。
加里东期奥陶系地下水侵蚀基准面不仅控制地下水位的升降，而且控制风化壳的厚度和岩溶形态。据研究，该区存在垂直岩溶带、水平岩溶带和深部岩溶带。垂直岩溶带是孔隙型岩溶储层的主要发育段，也是主要气藏的分布层位。水平岩溶带是粒间孔缝型岩溶储层的主要发育段。在深部岩溶带，由于靠近风化壳底部，岩溶作用较弱。风化壳的发育深度控制着气藏的底界。在靖边岩溶台地，其发育深度一般为30 ~ 70m。总之，本区风化壳白云岩储层是多期形成的，即早期表生阶段，即加里东期隆升阶段、海西期浅埋藏阶段和印支期及后期深埋阶段。现在的形态是岩溶叠加的结果。
(5)巨型岩溶台地是富含天然气的地带。
在岩溶台地，正古地貌单元储集空间发育，天然气相对丰富。勘探实践证明，正古地貌单元的工业气井总比例为55.5%，负古地貌单元的工业气井总比例仅为3.5%(附图4-2-19)。
总之，中部气田奥陶系处于向西倾斜的大斜坡背景上，古岩溶台地与生烃中心的叠加配置位于潮坪的有利相带，古地貌圈闭和地层岩性圈闭、石炭系优质铝土矿盖层、裂缝充填(石炭系泥质层)和潮坪东侧盐洼的区域封闭，形成盆地的中部气田。
(2)陕99井区二叠系岩性气藏
山99井区为碧龙背景的岩性上倾尖灭气藏(图4-2-20)。产层为二叠系下石盒子组底部的砾质石英砂岩。气藏层段3361.8 ~ 3775.5米，厚度13.7米，测试日产气45.63×65438，无阻流量。
从平面上看，气藏为鼻状隆起，岩性上倾尖灭，圈闭面积100km2。
该区烃源岩为山西组的煤和暗色泥岩，煤层厚度为4.4m，暗色泥岩厚度为33.8m，气藏南临志丹-富县天然气中心，生烃强度高达24×108m3/km2。由于陕99井区气藏处于低气势区，以水平运移为主，气层与山西组一级烃源层相邻，当然也有垂向运移。
从平面图上也可以看出，储层岩性变化较大，横向向上由砂岩变为泥岩，形成一个封闭层。另外，该区水体类型为CaCl2 _ 2，处于动水压力承压区，保存条件较好。
储层为浅灰色砾质石英砂岩，由三角洲前缘河口多级砂坝叠加而成，其中应时碎屑占99%，水泥含量< 10%，泥质含量5.21%，平均孔隙度9.5%，平均渗透率0.8×10-3μm2。储集空间为粒间溶孔、铸模孔、粒间孔和微裂缝。
封堵层:直接封堵层为7.4m厚的纯泥岩和6.6m厚的粉砂质泥岩、粉砂岩，厚度14m，封堵压力15.65，438+00 MPa，泥岩向上发育形成侧向遮挡。
总之，气藏靠近生气中心，砂层厚，物性好，相带有利，鼻状隆起相宽缓，地下水保存条件好，有利于高产气藏的形成。