0 前言
本文分析了太原组灰岩天然气成藏地质条件，探讨了成藏主控因素及模式，在此基础上优选容积法、小面元容积法、资源丰度类比法和盆地模拟法等4种方法进行资源量估算，并采用特尔菲法综合评价了太原组灰岩的天然气资源潜力，通过分析剩余待探明资源量分布特征，明确了勘探有利区带，为盆地天然气增储上产提供支撑。
1 天然气成藏地质条件
1.1 气源岩条件
石炭系—二叠系海陆过渡相—湖泊相煤系烃源岩平面分布稳定，为主力气源岩。研究区内煤岩厚度介于2~22 m，自东北部（大于10 m）向西南部（小于6 m）逐渐减薄（图1a）。煤岩总有机碳含量（TOC）介于48.10%~58.50%、平均值为52.54%，游离烃含量（S1）介于1.66~3.19 mg/g、平均值为2.36 mg/g，生烃潜量（S1+S2）为42.04~64.68 mg/g、平均值为52.57 mg/g，综合评价为一般—较好烃源岩。上古生界煤岩以腐植型干酪根为主，生烃母质主要来源于陆源高等植物；有机质热演化处于高过成熟阶段，Ro>1.8%；生气强度主体介于（18~52）×108 m3/km2、平均值为38.5×108 m3/km2，其中，东部地区生气强度介于（36~52）×108 m3/km2、平均值为45.0×108 m3/km2，气源供给充足[6]（图1a）。
1.2 储层条件
研究区太原组灰岩储层主要发育于两种有利的沉积微相，分别为生屑滩微相和生物丘微相（图1c）。生屑滩灰岩储层形成于能量较强的水体环境，岩性主要为生屑粉晶灰岩，储集空间主要为晶间孔、晶间溶孔，储层厚度大（4~10 m）；生物丘灰岩储层形成于能量较弱的水体环境，岩性以藻粘结灰岩为主，储集空间主要为溶孔、晶间孔，少量为粒间孔，储层厚度较薄（2~6 m，图1d）。储层矿物组成相似，以方解石为主（>95%），含少量白云石，黏土矿物含量较低，以高岭石、伊利石为主[7]。储层发育天然裂缝，裂缝密度介于2~15 条/m，平均值为8 条/m。压汞实验分析表明，储层排驱压力介于0.1~1.0 MPa，最大进汞饱和度为75%，压汞曲线具有平台状，表明孔喉分选较好。储层孔喉半径介于50~500 nm，其中100 nm亚微米级孔喉占比可达50%。储层孔隙度介于0.5%~4.0%、平均值为2.6%，渗透率介于（0.01~1.0）×10-3 μm2、平均值为0.21×10-3 μm2，整体较为致密[7-9]。
1.3 盖层条件
太原组上覆的山西组和石盒子组发育厚层泥岩，厚度大且平面分布稳定，介于60~80 m，为较好的区域性盖层。上古生界泥岩突破压力可达10 MPa，扩散系数为1.9×10-6 cm2/s，为较好—好盖层。对于太原组整体西倾平缓单斜背景上发育的潮坪灰岩、砂岩岩性圈闭而言，保存条件较好[4]。
2 太原组灰岩“三明治”式成藏模式
太原组灰岩纵向上夹于上古生界山西组5#煤岩和本溪组8#煤岩（气源岩）之间，以近源成藏和源内成藏为主，煤岩生成的天然气在较高的源储压差（8~12 MPa）作用下，沿断裂/裂缝向灰岩储层中充注，形成典型的“三明治”式成藏模式（图2）。
上古生界石炭系—二叠系发育于海陆交互相沉积环境，山西组、太原组和本溪组煤岩（气源岩）厚度较大，且具有广覆式分布特征，控制了气藏的平面分布。太原组灰岩形成于陆表海潮坪环境，沉积水体自西向东逐渐变浅，水动力逐渐变弱，因此西部的生屑滩灰岩较东部的生物丘灰岩储层厚度更大、平面分布更稳定（图1c，1d），这为气藏普遍发育奠定了基础。太原组灰岩储层成岩作用主要发生在准同生期和成岩早期，压实作用、胶结作用较强，原生孔隙不发育，后期受大气淡水淋滤作用和准同生岩溶作用的影响，局部地区发育以溶蚀孔为主的优质储层，溶蚀作用决定灰岩储层性能[4,6-9]。这套层系基本不发育较大规模的断裂。太原组灰岩存在天然裂缝，并且天然裂缝的分布具有非均质性，裂缝输导体系（高角度裂缝）是天然气纵向运移的主要通道，控制着天然气富集位置与富集程度。
3 天然气资源评价
目前，常用的资源评价方法包括统计法、类比法和成因法[10]。本文基于盆地中东部太原组灰岩天然气成藏规律，选取横山气田为刻度区，采用容积法、小面元容积法、资源丰度类比法及盆地模拟法评价太原组灰岩天然气资源潜力，并通过特尔菲法综合确定评价结果。
3.1 刻度区解剖
横山气田刻度区位于伊陕斜坡中北部，构造平缓，面积为773 km2。通过精细解剖横山气田刻度区，确定资源评价关键参数，主要包括储层类型、有效储层厚度、含气面积、有效储层物性（孔隙度和渗透率）、含气饱和度、气藏温度和压力等[11-12]。天然气体积折算的地面标准状态取压力0.101 MPa、温度20 ℃（约293.15 K）。采用容积法与小面元容积法对刻度区天然气资源进行评价。容积法以有效厚度、孔隙度、含气饱和度、含气面积等参数为基础估算刻度区天然气原地资源量。小面元容积法将刻度区按网格划分为若干面元，在参数的空间分布上更好地刻画储层非均质性与厚度/物性变化，对各面元分别赋值并计算天然气原地资源量后再求和。采用两种方法对同一刻度区交叉验证，可降低单一参数平均化带来的偏差，从而提高资源评价的稳健性。基于特尔菲法综合评价最终确定刻度区天然气原地资源量。
刻度区关键参数取值遵循“测井—岩心/实验—试气—储量提交结果”多源约束原则：有效厚度与含气面积以解释成果为基础，物性与饱和度以岩心分析与试气资料校正，温压参数取气藏中部代表值，偏差系数按标准状态折算统一口径，以保证参数可复核与评价结果可追溯。横山气田太原组发育浅海陆棚潮坪生屑滩相生物碎屑灰岩，有效储层厚度介于3.4~22.1 m、平均值为8.8 m，有效储层厚度下限为2.0 m；储集空间类型主要为溶孔、晶间孔，其次为微裂缝，储层有效孔隙度介于2.4%~5.7%、平均值为2.8%，有效孔隙度下限值为1.4%；储层渗透率介于（0.01~1.02）×10-3 μm2、平均值为0.21×10-3 μm2，有效渗透率下限值为0.01×10-3 μm2；储层含气饱和度介于56.3%~80.9%，平均值为77.4%。气藏中部地层压力介于23.28~26.31 MPa，平均值为24.91 MPa；气藏中部地层温度介于92.80~98.31 ℃，平均值为96.18 ℃。研究区上古生界煤岩生烃能力强，生烃强度在（30~36）×108 m3/km2，生烃量为2.59×1012 m3。采用容积法和小面元容积法得到刻度区太原组灰岩天然气原地资源量分别为239.1×108 m3和256.4×108 m3，通过特尔菲法对计算结果进行加权最终确定为247.7×108 m3（表1）。刻度区有利含气面积为745.1 km2，含气面积系数为0.96，按天然气原地资源量247.7×108 m3核算，运聚系数为0.96%，原地资源丰度为0.32×108 m3/km2，技术可采系数为0.45。
表1 太原组灰岩刻度区横山气田天然气原地资源量Table 1 Natural gas in-place resources of the Taiyuan Formation limestone in the calibration area, Hengshan gas field |
| 层位 | 含气 面积/km2 | 有效 厚度/m | 有效 孔隙度/% | 含气 饱和度/% | 气藏 温度/℃ | 气藏 压力/MPa | 天然气原地资源量/108 m3 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 容积法 | 小面元容积法 | 特尔菲法 | |||||||
| 太原组灰岩 | 745.1 | 8.8 | 2.8 | 77.4 | 96.18 | 24.91 | 239.1 | 256.4 | 247.7 |
3.2 资源评价及结果
在完成刻度区参数标定的基础上，对盆地中东部太原组灰岩的天然气资源，按生屑滩与生物丘2个评价单元开展多方法综合评价，并采用特尔菲法对各方法的结果加权确定天然气原地资源量。容积法与小面元容积法：在生屑滩与生物丘2个评价单元内以刻度区参数为约束标尺，依据沉积微相展布及厚度插值结果，在刻度区关键参数取值范围内进行类比扩展。资源丰度类比法：以刻度区期望资源丰度为标定值，结合各评价单元含气面积进行类比推算。盆地模拟法：基于盆地尺度的生烃强度、埋藏-热史演化与封盖条件等参数独立模拟天然气生成-运移-成藏过程，其结果主要用于与类比法交叉验证，从而提高评价结果的可靠性。
生屑滩与生物丘2个评价单元的面积统计结果分别28 971 km²、27 967 km²，合计56 938 km²。基于太原组灰岩储层厚度平面图（图1d）、上古生界煤岩生气强度平面图（图1a），形成“源储叠置+厚度展布+刻度区参数”三重约束的盆地尺度评价框架。太原组灰岩天然气原地资源量评价结果如表2所示：容积法、小面元容积法、资源丰度类比法和盆地模拟法的期望值分别为15 368.0×108 m3、14 670.0×108 m3、16 060.9×108 m3和18 095.7×108 m3；采用特尔菲法加权评价结果为15 535.0×108m3，其中容积法、小面元容积法、资源丰度类比法和盆地模拟法分别赋予权重0.35、0.35、0.20和0.10。
表2 鄂尔多斯盆地中东部太原组灰岩天然气资源评价结果Table 2 Evaluation results of natural gas resources in the Taiyuan Formation limestone in central-eastern Ordos Basin |
| 太原组灰岩 | 天然气原地资源量/108 m3 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| P90 | P50 | P10 | 期望值 | ||
| 横山气田刻度区 | 161.4 | 247.7 | 268.5 | 247.7 | |
| 容积法 （权重0.35） | 生屑滩 | 4 025.0 | 8 037.0 | 14 340.0 | 8 262.0 |
| 生物丘 | 3 578.0 | 6 962.0 | 11 830.0 | 7 106.0 | |
| 小计 | 7 603.0 | 14 999.0 | 26 170.0 | 15 368.0 | |
| 小面元 容积法 （权重0.35） | 生屑滩 | 4 010.0 | 7 527.0 | 13 196.0 | 7 752.0 |
| 生物丘 | 3 843.0 | 6 865.0 | 10 468.8 | 6 918.0 | |
| 小计 | 7 853.0 | 14 392.0 | 23 664.8 | 14 670.0 | |
| 资源丰度 类比法 （权重0.20） | 生屑滩 | 5 918.4 | 9 084.7 | 9 847.0 | 9 084.7 |
| 生物丘 | 4 544.8 | 6 976.2 | 7 561.7 | 6 976.2 | |
| 小计 | 10 463.2 | 16 060.9 | 17 408.7 | 16 060.9 | |
| 盆地模拟法 （权重0.10） | 生屑滩 | 7 260.0 | 8 683.9 | 8 974.5 | 8 725.0 |
| 生物丘 | 7 797.4 | 9 326.7 | 9 638.7 | 9 370.7 | |
| 小计 | 15 057.4 | 18 010.6 | 18 613.2 | 18 095.7 | |
| 特尔菲法 | 9 008.0 | 15 300.1 | 22 785.3 | 15 535.0 | |
需要说明的是，太原组灰岩天然气原地资源量总规模较大，但资源丰度相对偏低。主要原因在于：太原组灰岩整体有效储层厚度偏小（平均不足10 m），孔隙度普遍低于3%；成岩压实与胶结作用强，仅在局部滩-丘体内发生一定程度溶蚀与裂缝改造，有效孔隙连通性有限[13]；滩-丘体平面规模有限且离散度较大，直接导致在评价面积较大、资源量总规模较高的情况下，资源丰度仍低于盆地主力致密砂岩气藏。
4 剩余天然气资源分布与勘探方向
盆地中东部太原组灰岩天然气原地资源量为15 535.0×108 m3，已提交探明储量87.85×108 m3，剩余待探明资源量为15 447.2×108 m3，约占原地资源量的99.4%。具体到两个评价单元：生屑滩灰岩发育区原地资源丰度为0.313 6×108 m3/km2，已提交前述探明储量，剩余待探明资源量为8 206.5×108 m3，占比53.1%；生物丘灰岩发育区原地资源丰度为0.249 4×108 m3/km2，剩余待探明资源量为7 240.7×108 m3，约占46.9%。
5 结论
（1）鄂尔多斯盆地太原组灰岩天然气藏具有典型的“三明治”式成藏模式，山西组5#煤岩与本溪组8#煤岩作为主力气源岩，与灰岩储层形成“源-储-源”夹置结构。高源储压差（8~12 MPa）是天然气高效充注的关键动力，天然裂缝网络与准同生岩溶作用共同控制储层非均质性与天然气富集。
（2）生屑滩灰岩储层厚度大（4~10 m）、分布稳定，以晶间孔为主，经天然裂缝与同沉积岩溶改造，储集性能优于生物丘灰岩，是当前最有利的储层类型。横山气田刻度区生屑滩灰岩储层平均孔隙度为2.8%，含气饱和度为77.4%，资源丰度为0.32×108 m3/km2。
（3）盆地中东部太原组灰岩天然气原地资源量为1.553 5×1012 m3，剩余待探明资源量为1.544 7×1012 m3（占99.4%）。生屑滩相带剩余待探明资源量占比为53.1%，资源丰度为0.313 6×108 m3/km2，应优先部署横山—靖边地区高能生屑滩；生物丘作为接替领域，应聚焦子洲—清涧地区局部甜点。建议加快资源向储量转化，推动太原组灰岩天然气勘探新突破。
