宜川 - 富县地区马家沟组上组合天然气成藏条件：地质剖析与勘探展望

宜川-富县地区马家沟组上组合天然气成藏条件：地质剖析与勘探展望一、引言1.1研究背景与意义在全球能源结构中，天然气作为一种优质、高效、清洁的能源，占据着举足轻重的地位。随着全球对清洁能源需求的不断增长以及对环境保护意识的逐渐增强，天然气在能源消费结构中的占比日益提高。从能源供应角度来看，天然气资源分布广泛，为能源供应的多元化和稳定性提供了有力保障。在发电领域，天然气发电具有启动迅速、运行灵活的特点，能够有效补充可再生能源发电的间歇性；在工业生产中，天然气可作为化工原料和生产过程中的能源；在居民生活方面，天然气广泛应用于供暖、烹饪等。然而，天然气在存储和运输方面需要高压、低温等特殊条件，导致存储和运输成本较高，并且其价格受国际市场供需关系、地缘政治等因素影响，存在较大波动性。鄂尔多斯盆地作为我国重要的天然气产区之一，蕴含着丰富的天然气资源。其中，宜川-富县地区马家沟组上组合在天然气勘探与开发领域具有重要的研究价值。该地区马家沟组上组合经历了复杂的地质演化过程，沉积环境多样，岩性组合复杂，这些因素共同影响着天然气的生成、运移、聚集与保存，使得天然气成藏条件研究面临诸多挑战。深入研究该地区马家沟组上组合天然气成藏条件，对于准确评估天然气资源潜力、指导勘探开发工作具有重要的现实意义。通过明确成藏主控因素和富集规律，能够为勘探目标的优选提供科学依据，提高勘探成功率，降低勘探成本，进而推动该地区天然气产业的发展，为我国能源供应提供有力支持。在地质理论研究方面，宜川-富县地区马家沟组上组合天然气成藏条件研究也具有重要意义。该地区独特的地质条件为研究碳酸盐岩储层天然气成藏提供了典型实例，有助于丰富和完善天然气成藏理论。通过对该地区天然气成藏条件的研究，可以深入探讨沉积环境、构造运动、成岩作用等因素对天然气成藏的影响机制，为类似地区的天然气勘探开发提供理论借鉴。同时，研究过程中所采用的先进技术和方法，也将推动地质勘探技术的不断创新与发展。1.2国内外研究现状天然气成藏研究是石油地质学领域的重要研究方向，国内外学者在这方面取得了丰硕的研究成果。在天然气成藏理论方面，国外学者如Tissot和Welte早在20世纪70年代就对天然气的成因类型进行了系统研究，提出了干酪根热降解成气理论，为天然气成藏研究奠定了基础。随着研究的深入，学者们逐渐认识到天然气成藏是一个复杂的地质过程，涉及到烃源岩的形成与演化、储层的发育与改造、盖层的封闭性能以及构造运动等多个因素的相互作用。在天然气勘探技术方面，国外不断发展和应用高精度的地震勘探技术、测井技术以及地球化学分析技术，以提高对天然气藏的识别和评价能力。国内在天然气成藏研究方面也取得了显著进展。戴金星院士等对中国天然气的成因类型、分布规律及成藏模式进行了深入研究，提出了煤型气、油型气等多种成因类型的划分方案，并对不同类型天然气的成藏条件和分布规律进行了系统总结。在鄂尔多斯盆地下古生界马家沟组的研究中，前人已在沉积相、储层特征、烃源岩评价等方面开展了大量工作。在沉积相研究方面，通过岩心观察、薄片鉴定以及地球化学分析等手段，确定了马家沟组主要发育蒸发台地相、局限台地相和开阔台地相，不同沉积相带的岩性组合和沉积特征存在明显差异，对储层和烃源岩的发育具有重要控制作用。在储层特征研究方面，发现马家沟组储层主要为碳酸盐岩储层，储集空间类型多样，包括晶间孔、晶间溶孔、溶蚀孔洞、裂缝等，储层的物性受沉积相、成岩作用等因素的影响较大。在烃源岩评价方面，研究表明马家沟组烃源岩主要为暗色泥岩、泥质白云岩和白云质泥岩，有机碳含量、有机质类型和成熟度等参数对烃源岩的生烃潜力具有重要影响。然而，当前对于宜川-富县地区马家沟组上组合天然气成藏条件的研究仍存在一些不足。在沉积相研究方面，虽然对该地区的沉积相类型有了一定认识，但对于沉积相的精细划分和微相特征的研究还不够深入，难以准确揭示沉积相对储层和烃源岩发育的控制作用。在储层研究方面，储层的非均质性较强，对于储层的空间分布规律和优质储层的预测还存在一定困难，需要进一步加强对储层成岩作用和储层物性控制因素的研究。在烃源岩研究方面，对于烃源岩的生烃演化历史和生烃动力学特征的研究还不够系统，难以准确评价烃源岩的生烃潜力和对天然气成藏的贡献。此外，对于天然气的运移路径和聚集规律的研究还相对薄弱，缺乏对构造运动、断层封闭性等因素对天然气运移和聚集影响的深入分析。因此，有必要针对这些问题开展进一步的研究，以深化对宜川-富县地区马家沟组上组合天然气成藏条件的认识。1.3研究内容与方法本研究主要围绕宜川-富县地区马家沟组上组合天然气成藏条件展开，具体内容包括以下几个方面：烃源岩特征研究：对研究区马家沟组上组合烃源岩的岩性、有机碳含量、有机质类型、成熟度等地球化学参数进行分析，确定烃源岩的生烃潜力和生烃演化历史。通过有机岩石学分析，研究烃源岩中有机质的赋存状态和显微组成，为烃源岩评价提供微观依据。沉积相研究：运用岩心观察、薄片鉴定、测井相分析等方法，对研究区马家沟组上组合的沉积特征进行详细研究，划分沉积相类型，建立沉积相模式，分析沉积相对储层和烃源岩发育的控制作用。结合区域地质背景，探讨沉积环境的演化对天然气成藏的影响。储层特征研究：研究储层的岩石学特征、储集空间类型、物性特征以及非均质性，分析储层的成岩作用类型和演化序列，明确成岩作用对储层物性的影响机制。通过储层敏感性实验，研究储层对不同流体的敏感性，为储层保护和开发提供依据。生储盖组合研究：分析研究区马家沟组上组合生储盖组合的类型、配置关系以及封闭性能，评价生储盖组合对天然气成藏的控制作用。通过地球化学分析和数值模拟等方法，研究天然气在生储盖组合中的运移路径和聚集规律。天然气成藏主控因素及富集规律研究：综合考虑烃源岩、沉积相、储层、生储盖组合以及构造运动等因素，分析研究区天然气成藏的主控因素，总结天然气的富集规律，预测天然气的有利勘探区域。在研究方法上，本研究综合运用地质、地球物理和地球化学等多学科的研究方法：地质资料分析：收集研究区的区域地质资料、钻井资料、岩心资料等，进行系统的整理和分析，建立研究区的地层格架和地质模型。通过岩心观察和描述，获取岩石的颜色、结构、构造、化石等信息，为沉积相分析和储层研究提供基础资料。地球物理资料解释：利用地震资料进行层位追踪、构造解释和储层预测，通过地震属性分析、波阻抗反演等技术，研究储层的空间分布和物性变化。结合测井资料，进行地层对比、岩性识别和储层参数计算，提高储层评价的精度。地球化学分析测试：对烃源岩和天然气样品进行有机地球化学分析，包括有机碳含量测定、有机质类型分析、成熟度分析、生物标志物分析等，确定烃源岩的生烃潜力和天然气的成因类型。对储层岩石进行无机地球化学分析，研究岩石的化学成分、微量元素分布等，探讨成岩作用的地球化学过程。实验分析技术：运用铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、压汞实验等实验技术，研究储层的岩石学特征、储集空间类型和物性特征。通过模拟实验，研究天然气在不同地质条件下的运移和聚集规律，为天然气成藏理论研究提供实验依据。数值模拟技术：利用盆地模拟软件，对研究区的烃源岩生烃过程、天然气运移和聚集过程进行数值模拟，预测天然气的成藏期次和分布范围。通过敏感性分析，研究不同因素对天然气成藏的影响程度，为天然气勘探开发提供科学指导。1.4研究思路与技术路线本研究以宜川-富县地区马家沟组上组合天然气成藏条件为核心，构建了一套系统的研究思路。首先，通过对研究区丰富的地质资料、钻井资料以及前人研究成果的广泛收集与深入分析，建立起坚实的研究基础。在此基础上，从烃源岩、沉积相、储层、生储盖组合等多个关键要素入手，运用地质、地球物理和地球化学等多学科综合研究方法，深入剖析各要素的特征及其对天然气成藏的影响机制。在烃源岩研究方面，利用有机地球化学分析技术，对烃源岩的地球化学参数进行精确测定，结合有机岩石学分析，全面评估烃源岩的生烃潜力和生烃演化历史。在沉积相研究中，综合运用岩心观察、薄片鉴定和测井相分析等手段，细致划分沉积相类型，建立沉积相模式，深入探讨沉积相对储层和烃源岩发育的控制作用。对于储层特征研究，通过铸体薄片鉴定、扫描电镜分析、压汞实验等多种实验技术，详细研究储层的岩石学特征、储集空间类型、物性特征以及非均质性，并运用地球化学分析方法，深入研究成岩作用对储层物性的影响机制。在生储盖组合研究中，分析生储盖组合的类型、配置关系以及封闭性能，借助地球化学分析和数值模拟技术，研究天然气在生储盖组合中的运移路径和聚集规律。综合上述各方面的研究成果，深入分析研究区天然气成藏的主控因素，总结天然气的富集规律，进而预测天然气的有利勘探区域。最后，通过与实际勘探开发资料的对比验证，不断完善研究成果，为研究区天然气勘探开发提供科学、可靠的理论依据和技术支持。本研究的技术路线如图1-1所示：首先进行资料收集与整理，包括区域地质资料、钻井资料、地震资料、测井资料以及前人研究成果等。然后，运用地质分析方法，开展岩心观察与描述、地层对比与划分等工作；运用地球物理方法，进行地震资料解释、测井资料处理与分析；运用地球化学方法，进行烃源岩地球化学分析、储层地球化学分析等。在此基础上，进行沉积相研究、储层特征研究、烃源岩特征研究以及生储盖组合研究。通过综合分析各方面的研究成果，明确天然气成藏主控因素，建立天然气成藏模式，预测有利勘探区域，并进行勘探目标优选。[此处插入技术路线图]图1-1研究技术路线图[此处插入技术路线图]图1-1研究技术路线图图1-1研究技术路线图二、区域地质概况2.1区域构造特征鄂尔多斯盆地作为中国重要的沉积盆地之一，其构造背景复杂且独特。该盆地位于华北地区西部，横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，处于我国东部构造域和西部构造域的过渡带。其周边构造边界清晰，东部以晋西挠褶带与吕梁古陆相接，西部经掩冲构造带与六盘山、银川盆地相邻，南部以渭北隆起带与渭河地堑分隔，北部以乌兰格凸起带与河套地堑相隔。盆地整体呈南北长、东西宽的形态，总面积达25万平方千米。鄂尔多斯盆地的形成与演化经历了多个重要阶段。在中晚元古代，盆地处于坳拉谷发育阶段，受晋宁运动影响，贺兰、秦晋坳拉谷充填闭合，为盆地后续发展奠定了基础。此时古构造呈现东北高、西南倾斜的态势，中部相对平缓，发育隆坳相间的格架，接受了厚达1000米的沉积。早古生代，盆地进入浅海台地发展阶段，南北受加里东地槽制约，东西被残存的坳拉谷夹持，中部发育醒目的正向构造单位——中央古隆起。该隆起雏形于寒武纪，发育于奥陶纪，分布于盐池、定边、庆边、庆阳、黄陵一带，平面呈“L”型，面积约5000平方千米。其形成普遍认为是奥陶纪裂谷扩张引起的均衡作用，导致裂谷肩处发生翘升。晚古生代至中生代，盆地处于内陆盆地发展阶段，古构造特征保持西隆东坳格局。晚三叠世末，盆地西部发生强烈的由西向东逆冲推覆，并在其前渊形成坳陷，相应在盆地东部形成志丹—铜川坳陷，隆、坳形态位置明显西移。中侏罗世，强烈的燕山运动使盆地西冲东抬，南北隆升，内部则平缓向西倾斜，这一构造特征一直延续至今，构成了现今区域构造的基本格局。宜川-富县地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，是盆地内天然气勘探的重点区域之一。在区域构造演化过程中，该地区受多种构造运动影响，构造特征呈现出独特的复杂性。从构造演化阶段来看，在早古生代，宜川-富县地区与鄂尔多斯盆地整体一致，处于浅海台地环境，接受了海相沉积。中奥陶世马家沟期，该地区沉积了一套以蒸发潮坪相为主的白云岩、含膏云岩等碳酸盐岩沉积物。晚加里东运动使盆地整体抬升为陆，该地区地层顶部遭受不同程度剥蚀。晚古生代，随着盆地再次接受沉积，该地区发育了上古生界海陆交互相及陆相沉积。在中生代，受燕山运动影响，该地区构造运动较为活跃，地层发生褶皱和断裂，对天然气的运移和聚集产生了重要影响。伊陕斜坡是鄂尔多斯盆地内的一个重要构造单元，其整体构造形态为一西倾大单斜，倾角平缓，一般小于1°。在伊陕斜坡内，发育有一系列低幅度鼻状构造，这些鼻状构造对天然气的运移和聚集起到了重要的控制作用。宜川-富县地区位于伊陕斜坡南部，区内构造相对稳定，断裂不发育，主要构造形态表现为继承性发育的低幅度鼻状构造。这些鼻状构造的轴向多为北东-南西向，与区域构造应力方向一致。鼻状构造的幅度一般在10-30米之间，宽度在数千米至数十千米不等。其形成主要与沉积时期的古地貌和后期的构造运动有关，在沉积时期，古地貌的差异导致沉积物厚度和岩性分布不均，为后期鼻状构造的形成奠定了基础；后期构造运动使地层发生轻微褶皱，进一步强化了鼻状构造的形态。在区域构造演化过程中，宜川-富县地区经历了多期构造运动，这些构造运动对天然气成藏产生了深远影响。加里东运动使该地区地层抬升剥蚀，形成了区域性不整合面，为天然气的运移提供了良好的通道。同时，该运动导致地层的压实作用增强，烃源岩开始进入生烃阶段。海西运动使该地区再次接受沉积，上古生界烃源岩开始发育，为天然气成藏提供了丰富的物质基础。燕山运动对该地区天然气成藏的影响最为显著，一方面，该运动使地层发生褶皱和断裂，形成了众多的构造圈闭和裂缝系统，为天然气的聚集提供了场所和运移通道；另一方面，燕山运动产生的构造应力场改变了地层的压力分布，促进了天然气的运移和聚集。喜山运动虽然对该地区构造形态影响较小，但进一步调整了地层的压力系统，对天然气的后期保存起到了一定作用。2.2区域地层特征宜川-富县地区地层发育较为齐全，自下而上发育有下古生界寒武系、奥陶系，上古生界石炭系、二叠系，中生界三叠系、侏罗系、白垩系以及新生界第四系。各时代地层在沉积过程中，受区域构造运动和沉积环境变化的影响，岩性、厚度及沉积相特征呈现出明显的差异性。寒武系在研究区主要为海相沉积，岩性以灰岩、白云岩和碎屑岩为主。底部与前寒武系呈角度不整合接触，反映了加里东运动对区域地层的影响。寒武系自下而上可分为毛庄组、徐庄组、张夏组和三山子组。毛庄组主要为紫红色泥岩、粉砂岩夹薄层灰岩，反映了滨岸潮坪相的沉积环境；徐庄组岩性以灰色灰岩、鲕粒灰岩为主，含丰富的三叶虫化石，代表了浅海陆棚相沉积；张夏组为厚层鲕粒灰岩，沉积环境相对稳定，水体能量较高；三山子组主要为白云岩，是在蒸发环境下形成的潮坪相沉积。奥陶系是研究区重要的含气层系，与下伏寒武系呈整合接触。奥陶系可分为下统和中统，下统主要为冶里组和亮甲山组，岩性以白云岩、灰岩为主，反映了浅海台地相沉积；中统为马家沟组，是本次研究的重点层位。马家沟组沉积时期，研究区处于蒸发台地相环境，岩性主要为白云岩、含膏云岩、泥质白云岩及灰岩等。马家沟组自下而上可划分为马一段至马五段，其中马五段又进一步细分为10个亚段。马一段岩性主要为泥质白云岩、石膏质白云岩夹粉砂岩，分布在研究区的东部、南部及西部，隆起部位缺失；马二段为深灰色泥晶灰岩夹云岩，是海进沉积的产物；马三段岩性主要为深灰色泥晶云岩、泥质云岩、膏岩及盐岩，代表了海退沉积；马四段为深灰色泥晶灰岩夹云岩，再次表现出海进特征；马五段是最重要的含气层段，岩性主要为深灰色泥晶云岩、泥质云岩，可进一步划分出海退-海进-海退的次级沉积旋回。马五段顶部遭受了不同程度的剥蚀，与上覆石炭系呈平行不整合接触，这是由于晚加里东运动使盆地抬升为陆，导致地层顶部暴露遭受风化剥蚀。石炭系在研究区缺失下石炭统，中统本溪组以山西式铁矿和G层铝土矿为底，平行不整合于下伏奥陶系之上。本溪组岩性主要由灰黑色泥岩、砂岩、砂质泥岩及2-4层深灰色薄层状石灰岩组成，含1-3层煤线，厚度变化较大。其沉积环境为海陆交互相，反映了当时海水进退频繁的特点。上统太原组以晋祠砂岩之底连续沉积于本溪组之上，由石灰岩、泥灰岩，灰黑色泥岩、砂质泥岩、砂岩、粉砂岩，黑色炭质泥岩和6-11层煤组成，是研究区主要的含煤地层之一。太原组沉积时期，海水逐渐加深，沉积环境相对稳定，为泥炭沼泽的发育提供了有利条件。二叠系在研究区发育齐全，下统山西组自北岔沟砂岩底至骆驼脖子砂岩底，与太原组连续沉积。山西组岩性由砂岩，粉砂岩、砂质泥岩、及黑色泥岩和8层煤组成，为陆相沉积，沉积环境主要为河流、三角洲平原。下统下石盒子组自K6砂岩底至K8砂岩底，与下伏山西组连续沉积。下石盒子组可分为上下两段，下段底部K6砂岩为细至粗粒石英长石砂岩，泥质或钙质胶结，其上为灰色、灰绿色泥岩、砂质泥岩及砂岩互层，下部夹不稳定薄煤线及粘土泥岩；上段以底部黄绿、灰绿色中粗粒砂岩（K7）与下伏地层分开，其上常以灰绿、黄绿色砂岩、砂质泥岩互层、夹紫色、黑色泥岩，顶部有一铝质泥岩，具鲕状结构，在露头处常被风化成紫红色或桃红色，俗称“桃花泥岩”，是很好的辅助标志层。上统上石盒子组自K8砂岩底至K10砂岩底，与下伏地层连续沉积，全组厚400m左右。上石盒子组按其岩性组合特征分为上下两段，下段K8砂岩为含砾粗－中粒砂岩，结构疏松，孔隙度大，其上为灰绿色砂质泥岩及中、细粒砂岩互层，顶部泥岩中夹有一层扁豆状锰铁矿结核，品位低，无经济价值；上段K9砂岩为黄绿色、灰绿色砂砾岩、粗－细粒砂岩，成分以石英为主，含长石及少量燧石，钙质或泥岩胶结，其上为杂色砂质泥岩与灰绿色中粗粒砂岩互层，以砂岩中含肉红色长石为特征区别于下段地层。上统石千峰组K10砂岩底至K11砂岩底，厚100.00-138.00m，出露于研究区西部，与上石盒子组连续沉积。石千峰组K10砂岩为紫红色中、粗粒砂岩或砂砾岩，成分以石英为主，大型板状层理，其上为紫红色中－厚层状，细－粗粒石英长石砂岩与紫红色砂质泥岩互层，泥岩中含2-3层结核状、扁豆状淡水灰岩，沉积环境为干旱炎热的河流相。中生界三叠系在研究区主要发育下统刘家沟组，K11砂岩底开始，未见顶。刘家沟组K11砂岩为暗紫色含砾粗砂岩，砾石多为石英、长石及硅质岩屑，泥质胶结，与下伏地层连续沉积，其上由砖红色、紫红色细粒砂岩、薄－中厚层状、紫色、紫红色粉砂岩互层，夹有紫红色砂质泥岩，反映了氧化环境下的河流相沉积。侏罗系在研究区发育延安组和直罗组，延安组整合于富县组之上、直罗组之下，为一套灰白色细、粗粒砂岩及灰、灰绿色砂岩与黑色页岩、泥岩不等厚互层，局部含煤的地层序列，含植物化石，沉积环境为湖泊、三角洲相；直罗组岩性主要为灰白色中粗粒砂岩、细砂岩与泥岩互层，沉积环境为河流相。白垩系在研究区主要为志丹群，岩性为一套紫红色、灰绿色砂岩、泥岩互层，反映了干旱气候条件下的河流、湖泊相沉积。新生界第四系不整合于基岩之上，分布在山坡及沟谷两侧。中、上更新统下部为红色土，含2-5层钙质结核，上部为黄色土，垂直节理发育，呈帽状分布于山顶或山坡上；全新统分布于河谷、沟谷中，为近代冲积物，由各时代基岩砾石、卵石及砂土组成。三、烃源岩特征3.1上古生界烃源岩特征3.1.1有机质丰度有机质丰度是衡量烃源岩生烃潜力的关键指标之一，它直接反映了岩石中能够生成油气的有机质的含量。对于上古生界烃源岩，其有机质丰度的研究主要通过分析有机碳含量、氯仿沥青“A”、总烃含量（HC）和岩石热解生烃潜量（S1+S2）等参数来实现。在本研究中，对宜川-富县地区多个钻井的上古生界烃源岩样品进行了分析测试，获取了大量的实验数据。有机碳含量（TOC）是表征有机质丰度最为常用的指标。在研究区上古生界烃源岩中，石炭系太原组泥质烃源岩有机碳含量分布在0.8%-3.5%之间，平均值达到1.8%，显示出较好的生烃潜力；二叠系山西组泥质烃源岩有机碳含量范围为0.6%-2.8%，平均含量为1.4%，也具备一定的生烃能力。从平面分布来看，研究区北部和东部地区的有机碳含量相对较高，而西部地区相对较低。这种分布差异与沉积环境密切相关，在北部和东部地区，沉积时期水体相对较深，有利于有机质的保存和富集；而西部地区水体较浅，氧化作用较强，不利于有机质的保存。氯仿沥青“A”是指岩石中可溶于氯仿的有机质，它在一定程度上反映了岩石中已经生成并残留下来的烃类物质的含量。研究区上古生界烃源岩中，太原组氯仿沥青“A”含量范围为0.05%-0.25%，平均含量为0.13%；山西组氯仿沥青“A”含量在0.03%-0.18%之间，平均含量为0.09%。与有机碳含量的分布趋势类似，氯仿沥青“A”含量在北部和东部地区相对较高，这表明这些地区不仅有机质丰度高，而且已经生成并残留的烃类物质也较多。岩石热解生烃潜量（S1+S2）是通过热解实验测定的岩石中可溶烃和热解烃的总量，它能更直观地反映烃源岩的生烃潜力。太原组烃源岩的S1+S2值分布在2.0-8.0mg/g之间，平均为4.5mg/g；山西组烃源岩的S1+S2值范围为1.5-6.0mg/g，平均为3.2mg/g。总体而言，太原组烃源岩的生烃潜量略高于山西组，这与有机碳含量和氯仿沥青“A”含量所反映的生烃潜力趋势一致。通过与鄂尔多斯盆地其他地区上古生界烃源岩有机质丰度数据对比可以发现，宜川-富县地区上古生界烃源岩的有机质丰度处于中等水平。与盆地北部地区相比，研究区烃源岩的有机碳含量和生烃潜量略低，这可能是由于北部地区沉积时期的物源供应更为丰富，且沉积环境更有利于有机质的保存；而与盆地南部某些地区相比，研究区烃源岩的有机质丰度则相对较高，这可能与南部地区在地质历史时期遭受了较强的构造运动和热事件影响，导致有机质的破坏和散失有关。综上所述，宜川-富县地区上古生界烃源岩具有一定的有机质丰度，石炭系太原组和二叠系山西组泥质烃源岩在生烃潜力上表现出一定的差异，且其分布受沉积环境控制，呈现出明显的区域变化特征。这些特征对于深入了解该地区天然气的生成和分布具有重要意义，为后续的天然气成藏研究提供了重要的基础资料。3.1.2有机质类型有机质类型是决定烃源岩生烃性质和数量的关键因素之一，它主要取决于原始生物的种类、沉积环境以及成岩作用等。不同类型的有机质具有不同的化学结构和组成，其生烃能力和生烃产物也存在显著差异。在研究宜川-富县地区上古生界烃源岩的有机质类型时，主要采用了热解分析、干酪根元素分析以及有机岩石学分析等手段。热解分析是研究有机质类型的常用方法之一，通过热解实验可以获取氢指数（HI）、氧指数（OI）等参数，这些参数能够反映有机质的类型和演化程度。氢指数（HI）定义为热解烃（S2）与有机碳含量（TOC）的比值，它表示单位质量有机碳在热解过程中生成烃类的能力。在研究区上古生界烃源岩中，石炭系太原组泥质烃源岩的氢指数（HI）范围为100-300mg/g，平均值为180mg/g；二叠系山西组泥质烃源岩的氢指数（HI）范围为80-250mg/g，平均值为150mg/g。根据氢指数的大小，可将研究区上古生界烃源岩的有机质类型主要划分为Ⅲ型和Ⅱ2型。Ⅲ型有机质主要来源于陆生高等植物，以生气为主；Ⅱ2型有机质则为腐殖-腐泥混合型，具有一定的生油和生气能力。从氢指数的分布来看，太原组烃源岩中Ⅱ2型有机质的比例相对较高，而山西组烃源岩中Ⅲ型有机质的比例更为突出。干酪根元素分析是确定有机质类型的另一种重要方法，通过测定干酪根中碳（C）、氢（H）、氧（O）等元素的含量，可以计算出H/C原子比和O/C原子比，进而判断有机质的类型。在本研究中，对研究区上古生界烃源岩干酪根的元素分析结果显示，太原组烃源岩干酪根的H/C原子比范围为0.8-1.2，O/C原子比范围为0.1-0.2；山西组烃源岩干酪根的H/C原子比范围为0.7-1.1，O/C原子比范围为0.1-0.25。根据H/C原子比和O/C原子比的关系图，太原组烃源岩的有机质类型主要落在Ⅱ2型和Ⅲ型区域，其中Ⅱ2型有机质占比较大；山西组烃源岩的有机质类型则主要集中在Ⅲ型区域，这与热解分析的结果基本一致。有机岩石学分析通过显微镜观察烃源岩中有机质的显微组成，进一步确定有机质类型。在研究区上古生界烃源岩中，镜质组是主要的显微组分，含量较高，这表明有机质主要来源于陆生高等植物。同时，也含有一定量的壳质组和腐泥组，其中壳质组主要包括孢子、花粉、角质层等，具有较高的生烃潜力；腐泥组则主要由藻类等低等生物组成。太原组烃源岩中壳质组和腐泥组的含量相对较高，这使得其有机质类型更偏向于Ⅱ2型，具有一定的生油能力；而山西组烃源岩中镜质组的含量更高，有机质类型以Ⅲ型为主，主要以生气为主。综合以上分析方法可以得出，宜川-富县地区上古生界烃源岩的有机质类型主要为Ⅲ型和Ⅱ2型。石炭系太原组烃源岩中Ⅱ2型有机质占比较大，具有一定的生油和生气能力；二叠系山西组烃源岩则以Ⅲ型有机质为主，主要以生气为主。这种有机质类型的差异对该地区天然气的生成和分布具有重要影响，太原组烃源岩在生成天然气的同时，可能还会生成一定量的液态烃类；而山西组烃源岩则主要为天然气的生成提供物质基础。3.1.3有机质成熟度有机质成熟度是指沉积有机质在埋藏过程中，随着温度、压力等条件的变化，向油气转化的热演化程度。它是判断烃源岩是否进入生烃阶段以及生烃产物类型的重要依据。在宜川-富县地区上古生界烃源岩研究中，主要依据镜质体反射率（Ro）、热解峰温（Tmax）等参数来判断有机质成熟度，并分析其在区域上的变化规律以及对天然气生成的控制作用。镜质体反射率（Ro）是目前应用最为广泛的有机质成熟度指标之一，它具有稳定性、不可逆性及可量化性等特点。镜质体是由同泥炭成因有关的腐殖质组成，在成岩过程中，随着热演化程度的加深，镜质体的化学结构发生变化，芳香片的间距逐渐缩小，导致反射率逐渐增高。研究区上古生界烃源岩的镜质体反射率（Ro）数据显示，石炭系太原组烃源岩的Ro值范围为1.2%-2.0%，平均值为1.5%；二叠系山西组烃源岩的Ro值范围为1.0%-1.8%，平均值为1.3%。根据有机质成熟度划分标准，Ro＜0.5%为未成熟阶段，0.5%＜Ro＜1.2%为成熟阶段，1.2%＜Ro＜2.0%为高成熟阶段，Ro＞2.0%为过成熟阶段。由此可知，研究区上古生界烃源岩整体处于高成熟阶段，具备大量生成天然气的能力。热解峰温（Tmax）是指岩石热解过程中，热解烃（S2）达到最大值时的温度，它也能反映有机质的成熟度。一般来说，随着有机质成熟度的增加，Tmax值也会升高。在研究区上古生界烃源岩中，太原组烃源岩的Tmax值范围为450-470℃，平均值为460℃；山西组烃源岩的Tmax值范围为440-460℃，平均值为450℃。Tmax值的变化趋势与镜质体反射率（Ro）所反映的成熟度趋势一致，进一步验证了研究区上古生界烃源岩处于高成熟阶段。从区域上看，研究区上古生界烃源岩的有机质成熟度呈现出一定的变化规律。在研究区北部，由于地层埋藏深度较大，受热时间较长，烃源岩的成熟度相对较高，Ro值普遍大于1.5%；而在研究区南部，地层埋藏相对较浅，受热时间较短，烃源岩的成熟度相对较低，Ro值多在1.2%-1.5%之间。这种成熟度的区域差异对天然气的生成和分布产生了重要影响。在成熟度较高的北部地区，烃源岩已经大量生成天然气，且天然气的组成以干气为主；而在成熟度相对较低的南部地区，烃源岩虽然也在生成天然气，但生成量相对较少，且天然气中可能含有一定量的湿气。有机质成熟度对天然气生成的控制作用主要体现在以下几个方面：首先，成熟度决定了烃源岩的生烃阶段和生烃产物类型。在高成熟阶段，烃源岩主要生成天然气，且随着成熟度的进一步增加，天然气的干燥系数逐渐增大，甲烷含量相对增加。其次，成熟度影响着天然气的生成速率和生成量。成熟度越高，烃源岩的生烃反应速率越快，生成的天然气量也越多。最后，成熟度还会影响天然气的运移和聚集。高成熟阶段生成的天然气具有较高的流动性，更容易在储层中运移和聚集。综上所述，宜川-富县地区上古生界烃源岩整体处于高成熟阶段，具备大量生成天然气的条件。有机质成熟度在区域上呈现出明显的变化规律，这种规律对天然气的生成、运移和聚集产生了重要的控制作用。3.1.4烃源岩厚度及生烃强度烃源岩厚度和生烃强度是评价烃源岩生烃潜力和天然气资源量的重要参数。烃源岩厚度反映了生烃物质的总量，而生烃强度则表示单位面积烃源岩生成烃类的数量，两者与天然气的分布密切相关。在研究宜川-富县地区上古生界烃源岩厚度时，通过对研究区大量钻井资料的分析，绘制了烃源岩厚度等值线图（图3-1）。从图中可以看出，石炭系太原组烃源岩厚度在研究区呈现出北厚南薄的分布特征。在研究区北部，烃源岩厚度可达100-150m，这是由于北部地区在沉积时期处于相对低洼的区域，接受了较多的沉积物堆积，有利于烃源岩的形成和保存；而在研究区南部，烃源岩厚度相对较薄，一般在50-80m之间。二叠系山西组烃源岩厚度也呈现出类似的分布趋势，但整体厚度相对较薄，北部地区厚度为60-100m，南部地区厚度为30-60m。[此处插入烃源岩厚度等值线图]图3-1宜川-富县地区上古生界烃源岩厚度等值线图图3-1宜川-富县地区上古生界烃源岩厚度等值线图生烃强度的计算主要依据有机碳含量、有机质类型、成熟度以及烃源岩厚度等参数，通过生烃动力学模型进行模拟计算。在本研究中，利用盆地模拟软件对研究区上古生界烃源岩的生烃过程进行了模拟，得到了生烃强度分布数据，并绘制了生烃强度等值线图（图3-2）。石炭系太原组烃源岩的生烃强度在研究区北部较高，可达（20-30）×108m3/km2，这是因为北部地区烃源岩厚度较大，且有机质丰度和成熟度相对较高，有利于烃类的生成；而在研究区南部，生烃强度相对较低，为（10-20）×108m3/km2。二叠系山西组烃源岩的生烃强度整体低于太原组，北部地区生烃强度为（10-20）×108m3/km2，南部地区生烃强度为（5-10）×108m3/km2。[此处插入生烃强度等值线图]图3-2宜川-富县地区上古生界烃源岩生烃强度等值线图图3-2宜川-富县地区上古生界烃源岩生烃强度等值线图通过对比烃源岩厚度、生烃强度与天然气分布数据可以发现，研究区天然气的分布与烃源岩厚度和生烃强度具有明显的相关性。在烃源岩厚度较大、生烃强度较高的北部地区，天然气的储量和产量相对较高，已发现多个气田和含气构造；而在烃源岩厚度较薄、生烃强度较低的南部地区，天然气的勘探成果相对较少。这表明烃源岩厚度和生烃强度是控制天然气分布的重要因素，在天然气勘探过程中，应优先考虑烃源岩厚度大、生烃强度高的区域。综上所述，宜川-富县地区上古生界烃源岩厚度和生烃强度在区域上呈现出明显的分布特征，且与天然气的分布具有密切的相关性。这些特征对于研究区天然气的勘探和开发具有重要的指导意义，为勘探目标的优选提供了重要依据。3.2下古生界烃源岩特征3.2.1有机质丰度有机质丰度是衡量烃源岩生烃潜力的关键指标，对于下古生界烃源岩，其主要通过有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃含量（HC）和岩石热解生烃潜量（S1+S2）等参数进行表征。本研究对宜川-富县地区下古生界烃源岩样品进行了系统分析，以深入了解其有机质丰度特征。研究区下古生界烃源岩主要为奥陶系马家沟组的泥质白云岩、泥岩及灰岩等。通过对大量样品的测试分析，结果显示马家沟组烃源岩有机碳含量（TOC）分布在0.1%-1.0%之间，平均值约为0.35%。从平面分布来看，研究区东部和南部地区的有机碳含量相对较高，部分区域可达0.6%-1.0%；而西部地区有机碳含量相对较低，多在0.1%-0.3%之间。这种分布差异主要与沉积环境密切相关，在东部和南部地区，沉积时期水体相对较深，有利于有机质的保存和富集；而西部地区水体较浅，氧化作用较强，不利于有机质的保存。氯仿沥青“A”是指岩石中可溶于氯仿的有机质，其含量能在一定程度上反映岩石中已生成并残留的烃类物质含量。研究区马家沟组烃源岩氯仿沥青“A”含量范围为0.01%-0.05%，平均含量约为0.03%。与有机碳含量的分布趋势类似，氯仿沥青“A”含量在东部和南部地区相对较高，这表明这些地区不仅有机质丰度较高，而且已生成并残留的烃类物质也较多。岩石热解生烃潜量（S1+S2）能直观反映烃源岩的生烃潜力，它是通过热解实验测定的岩石中可溶烃和热解烃的总量。马家沟组烃源岩的S1+S2值分布在0.5-3.0mg/g之间，平均为1.2mg/g。其中，东部和南部地区的S1+S2值相对较高，可达2.0-3.0mg/g；西部地区则较低，多在0.5-1.0mg/g之间。与上古生界烃源岩相比，下古生界烃源岩的有机质丰度整体较低。在上古生界石炭系太原组泥质烃源岩有机碳含量平均值为1.8%，二叠系山西组泥质烃源岩有机碳含量平均值为1.4%，均明显高于下古生界马家沟组烃源岩。这主要是由于上古生界烃源岩沉积时期，陆源高等植物大量繁殖，为烃源岩提供了丰富的有机质来源；而下古生界烃源岩主要形成于海相环境，有机质来源相对较少，且在沉积过程中受氧化作用影响较大，导致有机质丰度较低。此外，下古生界烃源岩的氯仿沥青“A”含量和岩石热解生烃潜量（S1+S2）也均低于上古生界烃源岩，进一步表明下古生界烃源岩的生烃潜力相对较弱。然而，尽管下古生界烃源岩有机质丰度较低，但在局部区域，如东部和南部地区，由于特殊的沉积环境，仍具备一定的生烃潜力，对研究区天然气成藏具有不可忽视的作用。3.2.2有机质类型有机质类型是决定烃源岩生烃性质和数量的关键因素之一，它主要取决于原始生物的种类、沉积环境以及成岩作用等。不同类型的有机质具有不同的化学结构和组成，其生烃能力和生烃产物也存在显著差异。在研究宜川-富县地区下古生界烃源岩的有机质类型时，主要采用了热解分析、干酪根元素分析以及有机岩石学分析等手段。热解分析是研究有机质类型的常用方法之一，通过热解实验可以获取氢指数（HI）、氧指数（OI）等参数，这些参数能够反映有机质的类型和演化程度。氢指数（HI）定义为热解烃（S2）与有机碳含量（TOC）的比值，它表示单位质量有机碳在热解过程中生成烃类的能力。在研究区下古生界烃源岩中，奥陶系马家沟组烃源岩的氢指数（HI）范围为50-200mg/g，平均值为100mg/g。根据氢指数的大小，可将研究区下古生界烃源岩的有机质类型主要划分为Ⅲ型和Ⅱ2型。Ⅲ型有机质主要来源于陆生高等植物，以生气为主；Ⅱ2型有机质则为腐殖-腐泥混合型，具有一定的生油和生气能力。从氢指数的分布来看，马家沟组烃源岩中Ⅲ型有机质的比例相对较高，而Ⅱ2型有机质的比例相对较低。干酪根元素分析是确定有机质类型的另一种重要方法，通过测定干酪根中碳（C）、氢（H）、氧（O）等元素的含量，可以计算出H/C原子比和O/C原子比，进而判断有机质的类型。在本研究中，对研究区下古生界烃源岩干酪根的元素分析结果显示，马家沟组烃源岩干酪根的H/C原子比范围为0.6-1.0，O/C原子比范围为0.1-0.3。根据H/C原子比和O/C原子比的关系图，马家沟组烃源岩的有机质类型主要落在Ⅲ型和Ⅱ2型区域，其中Ⅲ型有机质占比较大。这与热解分析的结果基本一致。有机岩石学分析通过显微镜观察烃源岩中有机质的显微组成，进一步确定有机质类型。在研究区下古生界烃源岩中，镜质组是主要的显微组分，含量较高，这表明有机质主要来源于陆生高等植物。同时，也含有一定量的壳质组和腐泥组，其中壳质组主要包括孢子、花粉、角质层等，具有较高的生烃潜力；腐泥组则主要由藻类等低等生物组成。马家沟组烃源岩中镜质组的含量相对较高，而壳质组和腐泥组的含量相对较低，这使得其有机质类型更偏向于Ⅲ型，主要以生气为主。综合以上分析方法可以得出，宜川-富县地区下古生界烃源岩的有机质类型主要为Ⅲ型和Ⅱ2型，其中Ⅲ型有机质占比较大。这种有机质类型决定了下古生界烃源岩主要以生气为主，在天然气生成过程中，Ⅲ型有机质在热演化作用下，能够大量生成甲烷等气态烃类。然而，由于Ⅱ2型有机质含量相对较低，下古生界烃源岩的生油能力相对较弱。这种有机质类型特征对研究区天然气的生成和分布具有重要影响，为深入理解天然气成藏机制提供了重要依据。3.2.3有机质成熟度有机质成熟度是指沉积有机质在埋藏过程中，随着温度、压力等条件的变化，向油气转化的热演化程度。它是判断烃源岩是否进入生烃阶段以及生烃产物类型的重要依据。在宜川-富县地区下古生界烃源岩研究中，主要依据镜质体反射率（Ro）、热解峰温（Tmax）等参数来判断有机质成熟度，并分析其在区域上的变化规律以及对天然气生成的控制作用。镜质体反射率（Ro）是目前应用最为广泛的有机质成熟度指标之一，它具有稳定性、不可逆性及可量化性等特点。镜质体是由同泥炭成因有关的腐殖质组成，在成岩过程中，随着热演化程度的加深，镜质体的化学结构发生变化，芳香片的间距逐渐缩小，导致反射率逐渐增高。研究区下古生界烃源岩的镜质体反射率（Ro）数据显示，奥陶系马家沟组烃源岩的Ro值范围为1.5%-2.5%，平均值为1.8%。根据有机质成熟度划分标准，Ro＜0.5%为未成熟阶段，0.5%＜Ro＜1.2%为成熟阶段，1.2%＜Ro＜2.0%为高成熟阶段，Ro＞2.0%为过成熟阶段。由此可知，研究区下古生界烃源岩整体处于高成熟-过成熟阶段，具备大量生成天然气的能力。热解峰温（Tmax）是指岩石热解过程中，热解烃（S2）达到最大值时的温度，它也能反映有机质的成熟度。一般来说，随着有机质成熟度的增加，Tmax值也会升高。在研究区下古生界烃源岩中，马家沟组烃源岩的Tmax值范围为460-480℃，平均值为470℃。Tmax值的变化趋势与镜质体反射率（Ro）所反映的成熟度趋势一致，进一步验证了研究区下古生界烃源岩处于高成熟-过成熟阶段。从区域上看，研究区下古生界烃源岩的有机质成熟度呈现出一定的变化规律。在研究区北部，由于地层埋藏深度较大，受热时间较长，烃源岩的成熟度相对较高，Ro值普遍大于1.8%；而在研究区南部，地层埋藏相对较浅，受热时间较短，烃源岩的成熟度相对较低，Ro值多在1.5%-1.8%之间。这种成熟度的区域差异对天然气的生成和分布产生了重要影响。在成熟度较高的北部地区，烃源岩已经大量生成天然气，且天然气的组成以干气为主；而在成熟度相对较低的南部地区，烃源岩虽然也在生成天然气，但生成量相对较少，且天然气中可能含有一定量的湿气。有机质成熟度对天然气生成的控制作用主要体现在以下几个方面：首先，成熟度决定了烃源岩的生烃阶段和生烃产物类型。在高成熟-过成熟阶段，烃源岩主要生成天然气，且随着成熟度的进一步增加，天然气的干燥系数逐渐增大，甲烷含量相对增加。其次，成熟度影响着天然气的生成速率和生成量。成熟度越高，烃源岩的生烃反应速率越快，生成的天然气量也越多。最后，成熟度还会影响天然气的运移和聚集。高成熟-过成熟阶段生成的天然气具有较高的流动性，更容易在储层中运移和聚集。综上所述，宜川-富县地区下古生界烃源岩整体处于高成熟-过成熟阶段，具备大量生成天然气的条件。有机质成熟度在区域上呈现出明显的变化规律，这种规律对天然气的生成、运移和聚集产生了重要的控制作用。3.2.4烃源岩厚度及生气强度烃源岩厚度和生气强度是评价烃源岩生烃潜力和天然气资源量的重要参数。烃源岩厚度反映了生烃物质的总量，而生气强度则表示单位面积烃源岩生成烃类的数量，两者与天然气的分布密切相关。在研究宜川-富县地区下古生界烃源岩厚度时，通过对研究区大量钻井资料的分析，绘制了烃源岩厚度等值线图（图3-3）。从图中可以看出，奥陶系马家沟组烃源岩厚度在研究区呈现出东厚西薄的分布特征。在研究区东部，烃源岩厚度可达80-120m，这是由于东部地区在沉积时期处于相对低洼的区域，接受了较多的沉积物堆积，有利于烃源岩的形成和保存；而在研究区西部，烃源岩厚度相对较薄，一般在30-60m之间。[此处插入烃源岩厚度等值线图]图3-3宜川-富县地区下古生界烃源岩厚度等值线图图3-3宜川-富县地区下古生界烃源岩厚度等值线图生气强度的计算主要依据有机碳含量、有机质类型、成熟度以及烃源岩厚度等参数，通过生烃动力学模型进行模拟计算。在本研究中，利用盆地模拟软件对研究区下古生界烃源岩的生烃过程进行了模拟，得到了生气强度分布数据，并绘制了生气强度等值线图（图3-4）。马家沟组烃源岩的生气强度在研究区东部较高，可达（10-20）×108m3/km2，这是因为东部地区烃源岩厚度较大，且有机质丰度和成熟度相对较高，有利于烃类的生成；而在研究区西部，生气强度相对较低，为（5-10）×108m3/km2。[此处插入生气强度等值线图]图3-4宜川-富县地区下古生界烃源岩生气强度等值线图图3-4宜川-富县地区下古生界烃源岩生气强度等值线图通过对比烃源岩厚度、生气强度与天然气分布数据可以发现，研究区天然气的分布与烃源岩厚度和生气强度具有明显的相关性。在烃源岩厚度较大、生气强度较高的东部地区，天然气的储量和产量相对较高，已发现多个气田和含气构造；而在烃源岩厚度较薄、生气强度较低的西部地区，天然气的勘探成果相对较少。这表明烃源岩厚度和生气强度是控制天然气分布的重要因素，在天然气勘探过程中，应优先考虑烃源岩厚度大、生气强度高的区域。综上所述，宜川-富县地区下古生界烃源岩厚度和生气强度在区域上呈现出明显的分布特征，且与天然气的分布具有密切的相关性。这些特征对于研究区天然气的勘探和开发具有重要的指导意义，为勘探目标的优选提供了重要依据。四、沉积相及储集层特征4.1沉积相特征4.1.1沉积相划分标志沉积相的准确划分对于研究地层的沉积环境和演化历史具有重要意义，其划分主要依据岩石学、古生物学、地球化学等多方面标志，通过对这些标志的综合分析，能够有效建立沉积相划分标准。岩石学标志是沉积相划分的基础，包括岩石的颜色、结构、构造、成分等方面。在宜川-富县地区马家沟组上组合中，岩石颜色能直观反映沉积环境的氧化还原条件。例如，紫红色、棕红色的泥质白云岩或含膏云岩，多形成于氧化环境，指示水体较浅、蒸发作用强烈的潮坪相沉积；而深灰色、灰黑色的泥晶灰岩或泥质灰岩，往往形成于还原环境，可能是水体较深、能量较低的局限台地相沉积。岩石结构方面，颗粒结构是判断沉积环境能量的重要依据。如鲕粒灰岩，鲕粒大小均匀、分选性好，表明沉积时水体能量较高，常形成于浅滩或高能滩坝等沉积环境；而粉晶、泥晶结构的白云岩，颗粒细小，反映沉积时水体能量较低，可能是在潮坪、潟湖等低能环境中形成。岩石构造是识别沉积相的关键标志之一。交错层理是水流或波浪作用的产物，常见于海滩、砂坝等沉积环境。在研究区马家沟组中，板状交错层理表明水流方向相对稳定，可能是在滨岸砂体中形成；而槽状交错层理则指示水流方向变化频繁，多出现于河道等沉积环境。波痕也是常见的沉积构造，对称波痕通常由波浪作用形成，反映水体较浅且能量较低的环境，如潮坪相；不对称波痕则多由单向水流作用形成，可能是在河流相或潮汐砂坝相中形成。鸟眼构造、干裂构造等暴露标志，指示沉积物曾暴露于水面之上，经历了干燥脱水过程，常见于潮上带或潮间带的潮坪相沉积。古生物学标志对于沉积相划分具有重要指示作用，生物化石的种类、丰度和保存状态能反映沉积时的生态环境和水体条件。在研究区马家沟组中，腕足类、三叶虫等底栖生物化石丰富，表明沉积环境为正常浅海环境，水体较浅且氧气充足，可能属于开阔台地相或局限台地相；而介形虫、藻类等生物化石的大量出现，可能指示水体较浅、盐度变化较大的潮坪相或潟湖相沉积。此外，生物遗迹化石也能提供有关沉积环境的信息，如水平层理状的生物钻孔，可能是在低能、稳定的环境中形成；而垂直或倾斜的生物钻孔，则可能与水体能量较高、沉积物搬运频繁的环境有关。地球化学标志为沉积相划分提供了更深入的信息，通过分析岩石中的微量元素、同位素等地球化学特征，可以推断沉积环境的物理化学条件。在研究区马家沟组中，锶钡比值（Sr/Ba）可作为判断沉积环境水体盐度的指标。一般来说，Sr/Ba值大于1，指示海水环境；Sr/Ba值小于1，则可能为淡水或半咸水环境。硼含量也与水体盐度密切相关，高硼含量通常指示海水环境，而低硼含量可能与淡水环境有关。此外，碳氧同位素组成能反映沉积时的古气候和古环境。在温暖湿润的气候条件下，沉积的碳酸盐岩中氧同位素相对较轻；而在干旱炎热的气候条件下，氧同位素相对较重。通过对研究区马家沟组碳酸盐岩碳氧同位素的分析，可以了解沉积时期的气候条件和水体环境变化，为沉积相划分提供重要依据。4.1.2马五期沉积相划分马五期在宜川-富县地区马家沟组沉积演化中占据关键地位，该时期沉积相类型丰富，各相带特征鲜明，沉积环境复杂多变。通过对大量岩心、薄片、测井及地震资料的综合分析，可详细划分马五期沉积相，并深入描述各相带特征及沉积环境。马五期主要发育蒸发台地相、局限台地相和开阔台地相。蒸发台地相位于沉积区的边缘，水体极浅，盐度高，蒸发作用强烈，是一套以白云岩、含膏云岩、石膏及盐岩为主的沉积组合。在岩心上，可见厚层的灰白色、浅黄色含膏云岩，石膏呈结核状、脉状或层状分布于白云岩中，部分区域可见盐岩夹层。薄片鉴定显示，白云石晶体以粉晶、细晶为主，晶间孔发育，常被石膏等矿物充填。测井曲线上，自然伽马值低，电阻率值高，声波时差小，反映了岩石致密、含膏盐的特征。该相带进一步可划分为膏云坪、盐坪等微相。膏云坪微相主要由含膏云岩组成，石膏含量较高，常见石膏假晶和干裂构造，表明沉积时水体间歇性暴露，蒸发作用强烈；盐坪微相则以盐岩沉积为主，夹少量含膏云岩，盐岩多呈块状，反映了水体极度浓缩、盐类大量沉淀的沉积环境。局限台地相处于蒸发台地相和开阔台地相之间，水体较浅，盐度较高，水循环不畅，主要沉积了一套以泥质白云岩、白云质泥岩、灰岩及少量膏岩为主的地层。岩心上，泥质白云岩呈深灰色、灰黑色，具水平层理，局部可见生物扰动构造；灰岩多为泥晶灰岩，质地致密。薄片观察发现，岩石中含有较多的泥质成分，生物化石较少，偶见介形虫等小型生物化石。测井曲线上，自然伽马值相对较高，电阻率值中等，声波时差较大。该相带可细分为云灰坪、灰云坪、潟湖等微相。云灰坪微相以白云岩和灰岩互层为特征，反映了沉积环境在白云化和灰岩化之间的频繁转换；灰云坪微相则以灰岩为主，夹少量白云岩，表明水体相对较深，碳酸盐沉积作用较强；潟湖微相主要由泥质白云岩和白云质泥岩组成，水体安静，盐度变化大，常发育水平层理和生物扰动构造。开阔台地相位于沉积区的中心部位，水体较深，盐度正常，水动力条件较强，生物繁盛，主要沉积了一套以生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩、泥晶灰岩及白云岩为主的地层。岩心上，生物碎屑灰岩中生物碎屑含量丰富，常见腕足类、三叶虫、珊瑚等生物碎屑，颗粒分选较好；鲕粒灰岩中鲕粒呈圆形或椭圆形，大小均匀，具同心层结构。薄片鉴定显示，岩石中孔隙类型多样，包括粒间孔、粒内孔、溶蚀孔等。测井曲线上，自然伽马值较低，电阻率值中等，声波时差中等。该相带可进一步划分为台内滩、台内浅滩等微相。台内滩微相以生物碎屑滩和鲕粒滩为主，沉积时水体能量较高，颗粒搬运和分选作用强烈；台内浅滩微相则以泥晶灰岩和白云岩为主，水体相对较浅，能量较低。各相带在空间上呈规律性分布，蒸发台地相位于沉积区边缘，向盆地方向依次过渡为局限台地相和开阔台地相。这种分布格局主要受古地形、海平面变化和水动力条件等因素控制。在马五期，研究区整体地势平坦，古地形高差较小，但在边缘地区，由于靠近陆地，水体较浅，蒸发作用强烈，有利于蒸发台地相的形成；随着向盆地中心方向，水体逐渐加深，盐度降低，水循环逐渐畅通，依次发育局限台地相和开阔台地相。海平面的升降变化也对沉积相带的分布产生重要影响，当海平面上升时，沉积相带向陆地方向迁移；当海平面下降时，沉积相带向盆地方向迁移。4.1.3沉积相展布特征沉积相展布特征是研究区地质演化的重要体现，通过绘制沉积相展布图，并对其在平面和纵向上的变化规律进行深入分析，能清晰揭示沉积相对储层发育的控制作用。在平面上，利用大量钻井、测井及地震资料，绘制了宜川-富县地区马五期沉积相展布图（图4-1）。从图中可以看出，蒸发台地相主要分布在研究区的西北部和东南部边缘地带。在西北部，由于靠近古陆，水体较浅，蒸发作用强烈，发育了大面积的膏云坪和盐坪微相。这些区域岩石中石膏和盐岩含量较高，储层物性较差，不利于天然气的储集。在东南部，也有一定范围的蒸发台地相分布，但规模相对较小。局限台地相分布于蒸发台地相内侧，环绕着开阔台地相呈带状展布。该相带在研究区中部和南部较为发育，主要包括云灰坪、灰云坪和潟湖微相。局限台地相的岩石类型以泥质白云岩、白云质泥岩和灰岩为主，储层物性中等，部分区域由于白云化作用和溶蚀作用的影响，发育了较好的储集空间，为天然气的储集提供了一定条件。开阔台地相位于研究区的中心部位，是马五期沉积的主体相带。该相带主要发育台内滩和台内浅滩微相，岩石类型以生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩和白云岩为主。开阔台地相水动力条件较强，生物繁盛，沉积物颗粒分选好，储层物性较好，是天然气储集的有利相带。在开阔台地相的台内滩微相中，由于生物碎屑和鲕粒的大量堆积，形成了高孔隙度和高渗透率的储层，为天然气的富集提供了良好的储集空间。[此处插入沉积相展布图]图4-1宜川-富县地区马五期沉积相展布图图4-1宜川-富县地区马五期沉积相展布图在纵向上，马五期沉积相呈现出明显的旋回性变化。通过对典型钻井的岩心和测井资料分析，建立了马五期沉积相垂向演化序列（图4-2）。从下往上，马五期沉积经历了海退-海进-海退的过程。在海退阶段，海平面下降，水体变浅，蒸发作用增强，蒸发台地相逐渐向盆地方向扩展，局限台地相和开阔台地相范围缩小。此时，沉积的岩石以含膏云岩、石膏和盐岩为主，储层物性变差。在海进阶段，海平面上升，水体加深，蒸发台地相范围缩小，局限台地相和开阔台地相逐渐向陆地方向迁移。沉积的岩石以灰岩、生物碎屑灰岩和白云岩为主，储层物性变好。在海退阶段，海平面再次下降，沉积相又发生相应的变化。这种沉积相的旋回性变化，导致了储层在纵向上的非均质性。在海进期形成的储层，由于水体能量较高，沉积物颗粒分选好，储层物性较好；而在海退期形成的储层，由于蒸发作用强烈，岩石中石膏和盐岩含量增加，储层物性变差。[此处插入沉积相垂向演化序列图]图4-2宜川-富县地区马五期沉积相垂向演化序列图图4-2宜川-富县地区马五期沉积相垂向演化序列图沉积相对储层发育具有显著的控制作用。不同沉积相带的岩石类型、结构和构造不同，导致储层的储集空间类型和物性存在差异。在蒸发台地相，由于岩石中石膏和盐岩含量高，储集空间主要为晶间孔和石膏溶孔，但这些孔隙多被后期充填，储层物性差。在局限台地相，岩石以泥质白云岩和灰岩为主，储集空间包括晶间孔、溶蚀孔和微裂缝，储层物性中等。在开阔台地相，生物碎屑灰岩和鲕粒灰岩发育，储集空间以粒间孔、粒内孔和溶蚀孔为主，储层物性好。此外，沉积相的展布还控制了储层的平面分布。有利的沉积相带，如开阔台地相的台内滩微相，往往形成大面积的优质储层，为天然气的富集提供了有利条件。而蒸发台地相和局限台地相的部分区域，储层物性较差，不利于天然气的储集。4.2储集岩石学特征储集岩的岩石学特征是影响天然气储集性能的关键因素，它主要包括矿物组成、结构构造等方面。通过对宜川-富县地区马家沟组上组合储集岩的深入研究，能够揭示其岩石学特征与储集性能之间的内在联系，为天然气勘探开发提供重要依据。研究区马家沟组上组合储集岩主要为碳酸盐岩，矿物组成以白云石为主，含量可达70%-90%，其次为方解石，含量一般在10%-30%之间，此外还含有少量的石膏、硬石膏、石英、黏土矿物等杂质矿物。白云石晶体以粉晶、细晶为主，晶体大小均匀，晶形较为完整。在部分储集岩中，可见到白云石晶体呈自形-半自形结构，这表明白云石在形成过程中具有较好的结晶环境。方解石多以细晶、微晶形式存在，常充填于白云石晶体之间的孔隙中，或交代白云石形成次生方解石。石膏和硬石膏多呈结核状、脉状或层状分布于储集岩中，它们的存在对储集岩的物性产生了重要影响。当石膏和硬石膏含量较高时，会降低储集岩的孔隙度和渗透率，不利于天然气的储集；而在后期成岩过程中，石膏和硬石膏的溶解则可能形成溶蚀孔隙，改善储集岩的物性。储集岩的结构构造特征对储集性能有着显著影响。从结构方面来看，研究区储集岩主要发育晶粒结构、颗粒结构和生物结构。晶粒结构的储集岩中，白云石晶体之间的晶间孔是主要的储集空间，晶间孔的大小和连通性直接影响着储集岩的孔隙度和渗透率。一般来说，粉晶-细晶结构的白云岩晶间孔较为发育，孔隙度和渗透率相对较高；而粗晶结构的白云岩晶间孔相对较小，储集性能较差。颗粒结构的储集岩中，颗粒间孔是重要的储集空间，颗粒的大小、分选性和磨圆度对储集性能有重要影响。分选好、磨圆度高的颗粒结构储集岩，颗粒间孔较大且连通性好，有利于天然气的储集；反之，分选差、磨圆度低的颗粒结构储集岩，颗粒间孔较小且易被杂质充填，储集性能较差。生物结构的储集岩中，生物骨骼内的孔隙和生物碎屑之间的孔隙是主要的储集空间，生物的种类、丰度和保存状态对储集性能有重要影响。例如，在生物繁盛的开阔台地相沉积的储集岩中，生物碎屑含量丰富，生物骨骼内的孔隙和生物碎屑之间的孔隙发育，储集性能较好。从构造方面来看，研究区储集岩常见的构造有层理构造、缝合线构造和裂缝构造。层理构造主要包括水平层理、波状层理和交错层理等，它们反映了沉积时的水动力条件和沉积环境。水平层理和波状层理一般发育于低能环境下的沉积岩中，储集岩的物性相对较差；交错层理则发育于高能环境下的沉积岩中，储集岩的物性相对较好。缝合线构造是在成岩过程中，由于压实和压溶作用形成的，它的存在会降低储集岩的强度，但在一定程度上也可能增加储集岩的渗透性。裂缝构造对储集岩的储集性能影响最为显著，它不仅可以增加储集岩的孔隙度和渗透率，还可以改善储集岩的连通性，为天然气的运移和聚集提供良好的通道。研究区储集岩中的裂缝主要包括构造裂缝和溶蚀裂缝。构造裂缝是在构造运动作用下形成的，其走向和分布受构造应力场控制；溶蚀裂缝则是在地下水的溶蚀作用下形成的，多与溶蚀孔洞相伴生。裂缝的发育程度、宽度和连通性对储集岩的储集性能有着重要影响，一般来说，裂缝发育程度高、宽度大且连通性好的储集岩，储集性能较好。4.3储集空间类型和储层物性4.3.1储集空间类型储集空间类型是影响天然气储集和渗流的关键因素，通过对宜川-富县地区马家沟组上组合储集岩的岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜分析等手段，识别出该地区主要发育孔隙、孔洞和裂缝等储集空间类型，这些不同类型的储集空间在形成机制和分布特征上存在显著差异。孔隙是储集岩中最常见的储集空间类型之一，主要包括晶间孔、粒间孔、粒内孔和溶蚀孔等。晶间孔是白云石晶体之间的孔隙，在研究区储集岩中广泛发育。粉晶-细晶结构的白云岩中，晶间孔较为发育，其形成主要与白云石的结晶作用有关。在白云石结晶过程中，晶体逐渐生长并相互堆积，形成了晶间孔隙。这些孔隙大小一般在几微米到几十微米之间，连通性较好，对储层的孔隙度和渗透率有重要贡献。粒间孔是颗粒之间的孔隙，常见于颗粒结构的储集岩中，如生物碎屑灰岩和鲕粒灰岩。在生物碎屑灰岩中，生物碎屑之间的粒间孔是重要的储集空间，其大小和连通性受生物碎屑的分选性和磨圆度影响。分选好、磨圆度高的生物碎屑，粒间孔较大且连通性好；反之，粒间孔较小且易被杂质充填。粒内孔是颗粒内部的孔隙，如生物骨骼内的孔隙、鲕粒内部的孔隙等。生物骨骼内的孔隙主要是生物生长过程中形成的，其形态和大小与生物种类有关；鲕粒内部的孔隙则是在鲕粒形成过程中，由于内部物质的差异或后期的溶蚀作用而形成的。溶蚀孔是由于地下水对岩石的溶蚀作用而形成的孔隙，常见于碳酸盐岩储集岩中。在研究区，溶蚀孔主要是由富含二氧化碳的地下水对白云岩和灰岩的溶蚀作用形成的。溶蚀孔的大小和形状不规则，其分布与岩石的成分、结构以及地下水的流动路径密切相关。一般来说，岩石中易溶成分含量高、孔隙度大的部位，溶蚀孔更易发育。孔洞是指直径相对较大的储集空间，包括溶蚀孔洞和膏盐溶蚀孔洞等。溶蚀孔洞是在溶蚀作用的基础上进一步扩大形成的，其形成与地下水的长期溶蚀和淋滤作用有关。在研究区，溶蚀孔洞主要发育在白云岩和灰岩中，尤其是在构造裂缝发育的部位，由于地下水的流动更加通畅，溶蚀作用更强，溶蚀孔洞更为发育。溶蚀孔洞的直径一般在几毫米到几厘米之间，其形状不规则，常呈串珠状或蜂窝状分布。溶蚀孔洞的发育对储层的储集性能有显著影响，它不仅可以增加储层的孔隙度，还可以改善储层的连通性，为天然气的运移和聚集提供良好的通道。膏盐溶蚀孔洞是由于石膏、硬石膏等膏盐矿物的溶解而形成的孔洞。在研究区马家沟组上组合中，膏盐矿物较为常见，当膏盐矿物在后期成岩过程中被地下水溶解后，就会形成膏盐溶蚀孔洞。膏盐溶蚀孔洞的大小和形状与膏盐矿物的分布和溶解程度有关，其分布相对较为局限，主要集中在膏盐层发育的区域。裂缝是储集岩中另一种重要的储集空间类型，它对储层的渗流性能起着关键作用。研究区储集岩中的裂缝主要包括构造裂缝和溶蚀裂缝。构造裂缝是在构造运动作用下形成的，其走向和分布受构造应力场控制。在研究区，构造裂缝主要发育在鼻状构造的轴部和翼部，以及断层附近。构造裂缝的宽度一般在几微米到几毫米之间，长度可达数米甚至数十米。构造裂缝的发育程度与构造运动的强度和频率密切相关，构造运动强烈的区域，构造裂缝更为发育。溶蚀裂缝是在地下水的溶蚀作用下形成的，多与溶蚀孔洞相伴生。当富含二氧化碳的地下水沿着岩石中的微裂缝流动时，会对裂缝周围的岩石进行溶蚀，使裂缝不断扩大和延伸，形成溶蚀裂缝。溶蚀裂缝的宽度和长度相对较小，但其连通性较好，对储层的渗透性有重要影响。裂缝的发育不仅可以增加储层的孔隙度和渗透率，还可以改善储层的连通性，使天然气在储层中的运移更加顺畅。不同类型储集空间在研究区的分布存在明显的差异。孔隙主要分布在粉晶-细晶白云岩、生物碎屑灰岩和鲕粒灰岩等岩石中，在平面上，孔隙发育较好的区域主要集中在开阔台地相的台内滩微相和局限台地相的部分区域。孔洞主要发育在构造裂缝发育的部位以及膏盐层附近，在平面上，孔洞分布相对较为局限，主要集中在特定的构造部位和膏盐层分布区域。裂缝则主要发育在鼻状构造的轴部和翼部、断层附近以及溶蚀作用强烈的区域，在平面上，裂缝的分布受构造和溶蚀作用的控制，呈现出明显的方向性和不均匀性。4.3.2储层物性储层物性是评价储层质量和天然气储集能力的重要指标，主要包括孔隙度、渗透率等参数。通过对宜川-富县地区马家沟组上组合储层的物性测试分析，研究其在平面和纵向上的变化规律，并深入探讨影响物性的因素，对于准确评估储层的开发潜力具有重要意义。孔隙度是衡量储层储集能力的重要参数，它反映了储层中孔隙体积与岩石总体积的比值。研究区马家沟组上组合储层孔隙度变化范围较大，一般在1%-10%之间，平均孔隙度约为4%。在平面上，孔隙度呈现出明显的非均质性。开阔台地相的台内滩微相储层孔隙度相对较高，一般可达6%-10%，这是由于该微相沉积时水动力条件较强，沉积物颗粒分选好，原生粒间孔发育，且后期溶蚀作用进一步改善了储层的孔隙结构；而蒸发台地相和局限台地相的部分区域储层孔隙度较低，多在1%-4%之间，这是因为这些区域岩石中石膏和盐岩含量较高，储集空间多被充填，且压实作用较强，导致孔隙度降低。在纵向上，孔隙度也存在一定的变化规律。马五期沉积相的旋回性变化导致了储层孔隙度在纵向上的差异。在海进期形成的储层，由于水体能量较高，沉积物颗粒分选好，储层孔隙度相对较高；而在海退期形成的储层，由于蒸发作用强烈，岩石中石膏和盐岩含量增加，储层孔隙度相对较低。渗透率是衡量储层渗流能力的关键参数，它反映了在一定压力差下，流体通过储层的难易程度。研究区马家沟组上组合储层渗透率较低，一般在0.01×10-3μm2-1.0×10-3μm2之间，平均渗透率约为0.1×10-3μm2，属于低渗-特低渗储层。在平面上，渗透率的分布与孔隙度具有一定的相关性，开阔台地相的台内滩微相储层渗透率相对较高，可达0.3×10-3μm2-1.0×10-3μm2，这是因为该微相储层孔隙度高，且孔隙连通性好，有利于天然气的渗流；而蒸发台地相和局限台地相的部分区域储层渗透率较低，多在0.01×10-3μm2-0.1×10-3μm2之间，这是由于这些区域储层孔隙度低，且孔隙多被充填或压实，连通性差，限制了天然气的渗流。在纵向上，渗透率同样受沉积相旋回的影响。海进期形成的储层渗透率相对较高，海退期形成的储层渗透率相对较低。影响储层物性的因素是多方面的，主要包括沉积相、成岩作用和构造作用等。沉积相是控制储层物性的基础因素，不同沉积相带的岩石类型、结构和构造不同，导致储层的储集空间类型和物性存在差异。开阔台地相的台内滩微相，由于水动力条件强，沉积物颗粒分选好，原生粒间孔发育，且生物碎屑和鲕粒的存在为后期溶蚀作用提供了物质基础，有利于形成高孔隙度和高渗透率的储层；而蒸发台地相和局限台地相的部分区域，由于水体能量低，沉积物颗粒分选差，且岩石中石膏和盐岩含量高，储集空间多被充填或压实，导致储层物性较差。成岩作用对储层物性的改造作用十分显著。压实作用和压溶作用会使储层孔隙度和渗透率降低，在埋藏过程中，随着上覆地层压力的增加，岩石颗粒逐渐紧密排列，孔隙体积减小，孔隙连通性变差，导致储层物性变差。胶结作用也是降低储层物性的重要因素，在成岩过程中，各种矿物如方解石、石膏等会在孔隙中沉淀，充填孔隙空间，使孔隙度和渗透率降低。溶蚀作用则对储层物性有改善作用，在地下水的溶蚀作用下，岩石中的易溶成分被溶解，形成溶蚀孔隙和溶蚀裂缝，增加了储层的孔隙度和渗透率。白云石化作用也能改善储层物性，白云石的结晶作用会使岩石的孔隙结构发生改变，形成晶间孔等储集空间，提高储层的孔隙度和渗透率。构造作用对储层物性的影响主要体现在裂缝的形成和发育上。构造运动产生的构造应力会使岩石发生破裂，形成构造裂缝。构造裂缝的发育不仅可以增加储层的孔隙度和渗透率，还可以改善储层的连通性，为天然气的运移和聚集提供良好的通道。在鼻状构造的轴部和翼部以及断层附近，构造裂缝较为发育，储层物性相对较好。此外，构造运动还会影响地下水的流动方向和速度，从而影响溶蚀作用的强度和范围，进一步影响储层物性。五、生储盖组合特征及圈闭类型5.1盖层特征盖层作为天然气成藏的关键要素之一，其对天然气的有效封盖对于气藏的形成与保存起着至关重要的作用。在宜川-富县地区马家沟组上组合中，盖层主要为泥质岩类和膏盐岩类，它们在岩性、厚度、分布范围及封闭性能等方面呈现出独特的特征，这些特征共同决定了盖层对天然气成藏的封盖效果。泥质岩类盖层在研究区广泛分布，主要包括泥岩、泥质白云岩和泥质灰岩等。这些泥质岩类具有极低的渗透率，一般小于0.001×10⁻³μm²，这使得天然气难以通过泥质岩类盖层发生渗漏。其岩石结构致密，颗粒细小，孔隙度低，多为微孔和微裂缝，且这些孔隙和裂缝多被黏土矿物充填，进一步降低了盖层的渗透性。泥质岩类盖层的厚度在研究区存在一定的变化，一般在20-80m之间，在局部区域，如鼻状构造的翼部和向斜构造的核部，泥质岩类盖层厚度可达100m以上。在平面上，泥质岩类盖层的分布与沉积相密切相关，主要分布在局限台地相和蒸发台地相的部分区域。在局限台地相，水体较浅，能量较低，有利于泥质沉积物的堆积和保存；在蒸发台地相，由于蒸发作用强烈，泥质沉积物在卤水浓缩过程中得以沉淀并保存下来。泥质岩类盖层的封盖性能主要取决于其排替压力，排替压力是指非润湿相流体开始进入岩石孔隙所需要的最小压力。研究区泥质岩类盖层的排替压力较高，一般在10-30MPa之间，这表明泥质岩类盖层能够有效阻止天然气的向上运移，为天然气的聚集提供了良好的封盖条件。膏盐岩类盖层在研究区也有一定的分布，主要为石膏岩和盐岩。膏盐岩类盖层具有极强的塑性和极低的渗透率，渗透率一般小于0.0001×10⁻³μm²，其封盖性能远优于泥质岩类盖层。膏盐岩类盖层的厚度在研究区相对较薄，一般在5-20m之间，但在局部膏盐层发育较好的区域，厚度可达