靖邊古潛臺剝蝕特征精細刻畫及對氣藏發育的影響

羅國文，晏寧平，呂利剛

（1.山東省第五地質礦產勘查院，山東泰安 2710212.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川 750006）

靖邊古潛臺剝蝕特征精細刻畫及對氣藏發育的影響

羅國文1，晏寧平2，呂利剛2

（1.山東省第五地質礦產勘查院，山東泰安 2710212.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川 750006）

通過對靖邊古潛臺剝蝕特征的精細刻畫，識別出西部的剝蝕脊及中東部的溝槽，并對溝槽分布特征進行研究，對一級、二級、三級溝槽進行量化描述，對其之間的關系進行了一定研究。同時通過對古地貌與氣藏發育的關系進行了研究，指出氣井產能與溝槽的關系及氣藏連通性與古地貌的關系。為靖邊氣田奧陶系風化殼氣藏的精細描述及氣田的深度挖潛，指出了攻關方向，對氣田的高效開發有一定指導意義。

靖邊古潛臺；剝蝕特征；溝槽；氣藏發育

靖邊古潛臺處于鄂爾多斯盆地古中央隆起帶東北部的靖邊～橫山一帶，面積約1.6×104km2。奧陶紀末，曾經歷過長達1.35億年的沉積間斷，缺失了中上奧陶統、志留系、泥盆系以及下石炭統地層，靠近古中央隆起帶的部分奧陶紀在遭受物理風化剝蝕、面狀流水侵蝕和化學淋濾溶蝕作用下，造成馬家溝組五段頂部地層缺失。但是，本區地層缺失機制有所差異：西部和北部是由物理風化剝蝕造成的奧陶系頂整體缺失，中部和東部為線狀水流侵蝕和化學淋濾溶蝕造成的局部侵蝕性缺失。西部和北部有馬五1～馬五4地層缺失的地區在古地貌上表現為多條向東延伸的剝蝕脊；中部和東部地區有馬五1～馬五4地層缺失的地區，在古地貌上表現為多條向東延伸的樹枝狀溝槽系統，殘余地層全部保留在各級溝槽之間。

據統計奧陶系頂部馬六段地層殘留較少，只占原始沉積面積的11.2%，向下則逐漸增加：馬五13地層占原始沉積面積的61.8%，馬五22地層占原始沉積面積的83.1%，馬五41a地層占原始沉積面積的100%。可見，該區氣層平面分布明顯受控于溝槽展布格局。由于氣層與地層具有密切的相關性，查清各小層溝槽大小、形態和分布，無疑是十分重要的。尤其值得關注的是：溝槽邊緣一般巖溶強度較大，次生孔隙較發育強度，要了解氣藏賦存規律、氣井間的連通規律，落實近構造區地質儲量規模，部署井位并提高鉆井成功率，降低氣田開發風險，必須分析各層間溝槽形態的變化趨勢，努力勾勒出真實的地下溝槽分布。

圖1 靖邊古潛臺奧陶系頂面地質圖

1 溝槽展布特征

溝槽屬于古地貌低部位，由地表水沿溪流、河道沖蝕形成的，溝槽部位的風化殼儲層頂面地層的缺失是在線狀流水侵蝕和化學淋濾溶蝕而成，溝槽源頭多位于二條剝蝕脊之間，眾多溝槽表現為由西向東延伸的樹枝狀溝槽系統。溝槽西部往往是匯水區，東部為瀉水區，溝槽形成遵循向源侵蝕原理，縱剖面上多呈V字型。研究在工區范圍內共識別出10條一級溝槽、68條二級溝槽和376條三級溝槽，特征（見表1）。

表1 靖邊氣田古潛臺槽特征一覽表

2 剝蝕脊展布特征

西部剝蝕區屬剝蝕脊，剝蝕脊處于隆起向凹陷的轉折部位，即巖溶斜坡上。剝蝕脊是古中央隆起帶向古海盆由面狀剝蝕到脊狀延伸部分構成的剝蝕區，是由于風力作用和面狀水流侵蝕作用下形成的正向地貌單元。其奧陶系上部地層缺失是風力作用和化學溶蝕、淋濾作用造成的，其突出的特點是構造高部位的由面到線的連續剝蝕體。剝蝕脊的形成與氣田西部持續抬升有關。然而，過去對于奧陶系上部地層缺失一直按溝槽或溝坑處理。東部溝槽部位奧陶系上部地層是在線狀流水侵蝕和溶蝕作用下缺失的，溝槽源頭多位于二條剝蝕脊之間，表現為由西向東延伸的多條獨立的樹枝狀溝槽系統。研究在工區范圍內共識別出2個位于西北部的剝蝕區，其中有5條較明顯的剝蝕脊，特征（見表 2）。

表2 靖邊氣田古潛臺剝蝕脊特征一覽表

3 溝槽與剝蝕脊統計特征

全區有一級溝槽10條，長度27～90 km，平均長度66 km，平均寬度2.6 km，走向以EW向為主，其單條一級溝槽派生的二級溝槽數量為2～14條，平均為7條；二級溝槽上派生的三級溝槽數量為7～87條，平均為40條；二級溝槽數量為一級溝槽的6.8倍，三級溝槽數量為二級溝槽的5.5倍。

對于落實的10條溝槽中，大于80 km有1條，50～80 km有7條，30～50 km有2條；表明一級溝槽長度一般在50～80 km。一級溝槽長度與三級溝槽數量之間為指數關系，相關系數為85.6%（見圖2）。一級溝槽長度與寬度之間為指數關系，相關系數為64.9%（見圖3）。

西部工區有較明顯剝蝕脊5條，長度6.9～18.6 km，平均長度10.7 km，平均寬度3.9 km；工區西部剝蝕脊走向以EW向為主。其單條剝蝕脊派生的分支數量為1?～6條不等，平均為3條；剝蝕脊分支數量為剝蝕脊的2.2倍。其長度與寬度、長度與數量相關關系同溝槽。

圖2 溝槽長度與三級溝槽數量關系圖

圖3 溝槽長度與寬度關系圖

4 溝槽與剝蝕脊的區別

結合氣田生產資料分析認為，剝蝕脊與溝槽主要區別有以下幾點：

（1）地貌差異：剝蝕脊處于古地貌高部位，屬于正向地貌單元；而溝槽處于古地貌低部位，屬于負向地貌單元。溝槽源頭位于剝蝕脊間。

（2）形態差異：剝蝕脊由連片的剝蝕區及其脊狀延伸部分組成，呈枝狀發散；溝槽由呈樹枝狀展布的線狀剝蝕體組成，呈枝狀收斂。因此，剝蝕脊和溝槽為兩個相對獨立的體系。

（3）成因差異：西北部剝蝕脊是由物理風化剝蝕造成的缺失，主要是頂削作用形成；東部溝槽是由線狀流水侵蝕和化學淋濾溶蝕造成的缺失，主要體現為下切作用。

（4）出露層位差異：剝蝕脊發育的西部地區主要出露馬五2亞段以下地層，由西向東出露層位由老變新且連續漸變。而中東部溝槽區出露層位呈條帶狀，出露層位相對新。

（5）對儲層改造作用差異：深切的溝槽對儲層形成有效分割，使其間儲層巖溶作用更為充分。溝槽附近往往水動力能量高，其間的臺丘塊體在巖溶發育的過程中，由于地層保存較全，古地形相對較高，巖溶水補給與排泄充分，儲集空間發育，成為為有利的天然氣富集區。剝蝕脊對儲層改造作用相對較弱，周邊亦少見有利儲層。

（6）對氣藏形成作用差異：溝槽負向地貌區石炭系本溪組鋁土質泥巖與黃鐵礦層大量堆積，后期成巖作用使溝槽部位地層普遍致密。印支、燕山運動后，靖邊氣田從東傾單斜構造背景發生整體反轉形成東部翹升的西傾單斜，溝槽對氣藏起圈閉作用，而剝蝕脊則很難形成地層遮擋。

（7）對生產的影響差異：盡管溝槽和剝蝕脊由于多缺失主產層馬五1亞段，均為不利布井區。但在溝槽發育區的溝槽間存在馬五1亞段地層區域是溶蝕作用發育最好的部位，也是有利的天然氣富集區，具備高產條件。剝蝕脊內缺乏巖溶作用發育的有利天然氣儲集區。

上述分析表明：溝槽和剝蝕脊是在同一剝蝕期內形成的兩種不同成因的地貌單元，各方面特征都存在明顯差異。

5 溝槽與油氣富集關系

5.1 溝槽與氣井產能關系

對工區874口井（溝槽內部的井是160口，溝槽外部的井是714口）的試氣結果進行統計表明：溝槽內部井的平均無阻流量是1.1×104m3/d，溝槽外部井的平均無阻流量是18.3×104m3/d。可見，溝槽內部井的無阻流量遠遠小于溝槽外部井的無阻流量（見圖4）。

進一步統計表明：氣井產能與距溝槽中心線的距離關系明顯：

（1）距中心線8 km時無阻流量達到68.5×104m3/d；（2）距離中心線2 km時，無阻流量接近4×104m3/d；

說明溝槽中心線2 km以外的氣井產能較高，具有工業產能（見圖5）。

5.2 溝槽對氣藏分割作用

從無阻流量與溝槽平面展示圖可以看出，隨著鉆井位置從溝槽中部向溝槽中心遷移，無阻流量逐漸降低。其中，產能高的井基本分布在各級溝槽的中部。說明隨著地層保存程度增加，天然氣富集空間增大，油氣井產量逐步增高。其中在溝槽分割作用下，溝槽既是油氣藏的封堵邊界，也是氣藏含氣范圍的邊界，這充分體現了巖性氣藏的特點。

5.3 氣藏連通單元初步分析

由于溝槽切割作用，主力氣層基本保留在不同級次溝槽之間。為此，結合試氣資料與溝槽識別結果將靖邊氣田初步劃分出55個連通井區，共包括各種探評井及開發井540口（見圖6）。單個連通區內井數多在1～15口，平均為9口。連通井區的輪廓明顯受一、二、三級溝槽平面展布控制，按現有井距測算，連通體面積大多在 0～100 km2，最大達 400 km2以上，一般在 5～70 km2。

靖邊氣田連通井區分布與溝槽相依相靠并為靜態溝槽控制，連通單元與溝槽之間可劃分5種類型：

（1）一級溝槽兩側的平行的二級溝槽之間的連通單元：本區共有10個一類連通單元，這類連通單元規模一般較小。

（2）較長的有夾角的二級溝槽之間的連通單元：本區共有10個二類連通單元，這類連通單元特征比較明顯，被一個一級溝槽和一個二級溝槽所圍限起來，這類連通單元規模一般也不大。

（3）位于二大溝槽之間，為較多二級溝槽所圍限的連通單元：本區共有24個三類連通單元，這類連通單元數量最多，規模較大；其中：最典型的是陜37井區的30口井連通單元，被圍限在陜67井～G29-18～陜285井溝槽和G22-2井～陜22井～榆36井溝槽之間，又有4條二級溝槽和多條三級溝槽嵌附在連通體周邊；南部的陜78井區的52口井連通單元被圍限在陜67井～G29-18～陜285井溝槽和G37-4井～陜172井～青1井溝槽之間，又有2條二級溝槽和多條三級溝槽嵌附在連通單元周邊。

（4）剝蝕脊與溝槽之間的連通單元：本區共有8個四類連通單元，此類連通單元在剝蝕區與溝槽區之間，被剝蝕脊與一級、二級、三級溝槽共同圍限，規模最大。其中陜185連通單元位于二個剝蝕脊和二個一級溝槽之間，又有4條二級溝槽和多條三級溝槽嵌附在其周邊；陜42連通單元位于二個剝蝕脊和二個一級溝槽之間，又有3條二級溝槽和多條三級溝槽嵌附在其周邊。

（5）位于次級剝蝕脊間連通單元：本區共有3個五類連通單元，此類連通單元較少，規模也較小。

圖6 連通單元與溝槽展布關系圖

6 結論

（1）通過研究，對靖邊古潛臺古剝蝕地貌進行了精細刻畫，在西部主體剝蝕區識別出5條剝蝕脊，在中東部識別出10條主溝槽及其二級、三級溝槽，并對主溝槽與二級、三級溝槽的匹配關系進行了研究。

（2）研究了古侵蝕溝槽與儲層發育的關系，指出溝槽內氣井主力產層剝蝕產能低，溝槽外距溝槽2～8 km，儲層發育，氣井產能較高，是主產區。

（3）古侵蝕溝槽對氣藏的分割作用明顯，氣藏流動單元的劃分在地質上的主要依據是古侵蝕溝槽，并根據研究結果劃分出了55個流動單元，對氣藏開發具有很現實的指導意義。

[1] 代金友，齊恩廣，劉廣峰，何順利.靖邊氣田馬五（1+2）古巖溶氣藏儲層連通性研究[J] .特種油氣藏，2008，（6）：33-39.

[2] 寧斌.鄂爾多斯盆地奧陶系古溝槽對氣藏的控制意義[J] .海相油氣地質，2001，（3）：99-101.

[3] 徐世琦，鄧洪斌,洪海濤.長慶氣田奧陶系巖溶古地貌對氣藏的控制作用[J] .天然氣勘探與開發，2001，（4）：55-57.

[4] 代金友，李建霆，羅祥毅.靖邊氣田古巖溶及其控藏機制探討[J] .石油地質與工程，2011，（1）：46-48.

TE311

A

1673-5285（2012）07-0033-06

2012－05-03