靖邊氣田陜181
—陜400井區奧陶紀古地貌研究

代金友，晏寧平，李子龍，姚　靜

(1.中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249；2.中國石油長慶油田公司第一采氣廠)

靖邊氣田陜181
—陜400井區奧陶紀古地貌研究

代金友1，晏寧平2，李子龍1，姚靜1

(1.中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249；2.中國石油長慶油田公司第一采氣廠)

摘要：靖邊氣田是一個與奧陶系海相碳酸鹽巖有關的風化殼型氣田，陜181-陜400井區是靖邊氣田擴邊建產的重點區，由于前期鉆井較少，對古地貌形態尚缺乏詳細認識，制約了區塊擴邊建產進程。結合近年來最新鉆井資料，采用殘余厚度法對奧陶系古地貌進行刻畫，分析了地貌單元與油氣富集關系。研究表明，該區存在剝蝕區、臺丘、斜坡、溝槽4類地貌單元，其分布規律呈現西部剝蝕區-中部斜坡-東部臺丘的特征，臺丘和斜坡區是下一步產能建設有利區。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地;靖邊氣田;陜181-陜400井區;風化殼儲層;古地貌

1氣田概要

靖邊氣田位于鄂爾多斯盆地穩定克拉通中央古隆起東北部，是一個與奧陶系海相碳酸鹽巖有關的風化殼型氣田[1]，面積約為3×104km2。該氣田的分布嚴格受古地貌的控制[2]，刻畫古地貌特征及其分布規律對掌握巖溶儲層空間分布、評價儲層特性有著重大意義[3-4]。

陜181-陜400井區處于靖邊氣田西南部，面積1 800 km2，是靖邊氣田近年來擴邊建產的重點區。由于前期鉆井較少，對該區古地貌形態尚缺乏詳細認識，制約了區塊擴邊建產進程。本文利用最新鉆井資料, 在古構造、地層出露、沉積厚度、殘留厚度分析基礎上，采用殘余厚度法對該區奧陶系古地貌進行了詳細刻畫，分析了地貌單元與油氣富集的關系，為指導區塊擴邊建產工作提供參考。

2古構造

靖邊氣田在加里東運動晚期整體抬升，在早古生代中奧陶世海退之后，下古生界碳酸鹽巖暴露地表，遭受了1.3億年的風化剝蝕、雨水沖刷及化學溶蝕、淋濾作用，為氣田雕鑿出特有的古巖溶地貌景觀，形成的奧陶系頂面古巖溶對油氣的聚集十分有利[5]。中石炭世鄂爾多斯地塊再度發生海侵，沉積了海相、海陸過渡相的中上石炭統和下二疊統煤系地層[6]。因此，石炭系沉積與下伏風化殼地層之間屬于填平補齊關系[7]，可以利用石炭系原始沉積厚度趨勢來確定奧陶紀古構造特征。

根據現場測、錄井及鉆井分層數據，整理并繪制了陜181-陜400井區石炭系原始沉積厚度圖(圖1)得出：石炭系地層厚度主要為40～60 m，平均50 m，其中，西北部沉積厚度較小，說明處于古構造高部位；東南部沉積厚度較大，表明處于古構造低部位。因此，整體上該區奧陶紀古地形呈明顯的西高東低、朝東南方向傾伏特征。根據氣田寬度計算平均坡度一般小于0.001°，十分平緩。這反映出奧陶紀古巖溶期研究區整體的構造背景呈西高東低的單斜趨勢，而地表巖溶水體具有由西向東徑流特征。

3地層出露狀況

眾所周知，靖邊氣田碳酸鹽巖風化殼儲層為奧陶系頂部馬家溝組馬五1-5亞段，巖性以泥粉晶白云巖為主，厚度60～120 m。在奧陶紀西高東低的古構造背景下，碳酸鹽巖長期遭受了風化剝蝕、雨水沖刷及化學溶蝕、淋濾作用，形成了頂部地層不同程度的缺失，并體現為小層出露層位的差異以及各層鉆遇率的不同(表1)。

為此在分層對比基礎上，編制了風化殼小層出露狀況圖(圖2)?？梢钥闯觯宏?81-陜400井區西部地層缺失較為嚴重，鉆井顯示出露層位主要是馬五1下部地層，占井數的24.8%；而中東部地層保留相對較好，鉆井顯示出露層位主要是馬五1上部地層，占75.2%。這一結果與古構造背景相吻合，說明古構造對地層出露控制作用明顯。

圖1　石炭系地層厚度圖

4殘留厚度

從鉆遇率(表1)統計情況可以看出，陜181-陜

圖2　地層出露圖

400井區馬五33小層鉆遇率為99.1%，這說明馬五1-5地層風化缺失層位主要在上部馬五1-3亞段，即馬五33小層全區發育。因此，可以利用馬五1-3地層保留完全的井進行地層沉積厚度恢復，以確定風化剝蝕前地層分布特征。結果表明(圖3)： 陜181-陜400井區馬五1-3地層沉積厚度為52～54 m，厚度很相近，反映了寬廣的海相潮坪沉積特征。地層厚度的分布呈由西向東的連續遞變，其中西部沉積厚度較小、東部沉積厚度增大，反映了沉積期由西部海岸向東部盆地方向沉積厚度逐步增加的趨勢特點。

圖3　馬五1-3原始厚度圖

由于沉積厚度相差不大，地層缺失應主要體現在殘留厚度上。為此，利用陜181-陜400井區所有井的分層資料，編制了陜181-陜400井區地層殘留厚度圖。結果表明(圖4)：西部地層殘留厚度較薄，中東部地層殘留厚度大，這與地層出露情況(圖2)十分吻合，說明出露層位越老殘留厚度越小。出露層位與殘留厚度的回歸分析表明，二者相關系數達94%，因此奧陶紀巖溶古地貌的形態完全可以利用殘留厚度進行刻畫。

圖4　馬五1-3殘留厚度圖

5溝槽

溝槽是古水流沖蝕和溶蝕形成的樹枝狀潛溝，是嚴重影響氣田鉆井成功率和開發效果的重要因素[6-7]，也是開發中必須面對的重要邊界控制條件。溝槽內部由石炭系本溪組不滲透鋁土巖形成側向遮擋，鉆到溝槽的井產能極低。由于奧陶紀靖邊氣田西部是水源區，東部為瀉水區，溝槽形成遵循向源侵蝕原理，多呈V字型。溝槽識別主要是利用測井、地震和動態資料綜合識別[8-9]，本次研究主要應用現場溝槽識別結果(圖5)。

6古地貌特征及展布

6.1古地貌單元劃分

在奧陶紀古構造、地層出露、殘留厚度以及溝槽研究基礎上，采用殘余厚度法對陜181-陜400井區奧陶紀巖溶古地貌進行恢復，將本區地貌劃分為臺丘、斜坡、剝蝕區和溝槽等4種地貌單元類型：

圖5　陜181-陜400井區古地貌剖圖

(1)臺丘區：地層保存較好、殘留厚度較大的正向地貌單元，它是由許多小規模的丘狀突起組合而成，馬五1-3的殘留厚度一般在45 m以上，地層缺失較少，基本保全了主力氣層馬五11～馬五14。

(2)斜坡區：地層保存較好，為臺丘區向溝槽和剝蝕區的過渡地區。馬五1-3的殘留厚度為32～45 m，出露層位在馬五14～馬五22小層。

(3)剝蝕區：主要發育于工區西北部，其侵蝕層位較深，馬五1-3的殘留厚度小于32 m，出露層位在馬五22小層以下。

(4)溝槽：為區域背景下水流溶蝕沖刷形成的負向地貌單元，主溝槽延伸長度30～70 km，呈較陡的斜坡狀，梯形頂面寬度可達數千米，底面寬度最小為幾百米。不同級次的溝槽往往呈樹枝狀分布，本區溝槽主要在研究區東部。

6.2古地貌單元展布

在地貌單元劃分基礎上，通過單井判別及地貌剖面標定，重現了陜181-陜400井區奧陶紀古地貌單元分布規律。從古地貌圖(圖5)及全區縱橫向古地貌剖面(圖6)可以看出：陜181-陜400井區由北向南地貌單元變化復雜，臺丘、斜坡和剝蝕區地貌間互發育(圖6a)，由西向東地貌單元規律性強(圖6b、圖6c)，即剝蝕區主要在西北部，而臺丘和斜坡區主要在東南部。

圖6　陜181-陜400井區連井古地貌剖面圖

6.3地貌與油氣富集關系

根據現場測試井無阻流量數據和生產井資料統計,同地貌單元的生產特征如表2所示(參數均為均值)?？梢钥闯觯翰煌孛矄卧町惷黠@，其中臺丘和斜坡區井殘留厚度大、無阻流量高、單井累產氣高，達到了工業產能標準，是最有利的地貌單元類型；而溝槽和剝蝕區井殘留厚度小、無阻流量低、單井累產氣低，達不到工業產能標準，對油氣富集不利。因此，陜181-陜400井區東部的臺丘和斜坡區對油氣富集有利，可作為下一步產能建設有利區。

表2　地貌單元與生產資料的對應關系

7結論

(1)陜181-陜400井區風化殼儲層奧陶系古構造背景呈西高東低、向東南傾斜單斜趨勢，西部是水源區，東部為瀉水區。風化殼地層沉積厚度接近，風化后殘留厚度差別較大，且隨出露層位越老殘留厚度變小。

(2)陜181-陜400井區奧陶系古地貌特征明顯，由北向南地貌單元變化復雜，臺丘、斜坡和剝蝕區地貌間互發育。西-東向地貌單元規律性強，西部為剝蝕區，向東部過渡為斜坡和臺丘區。其中，臺丘和斜坡區對油氣富集有利，可作為下一步產能建設有利區。

參考文獻

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編輯：王金旗

文章編號：1673-8217(2016)03-0001-04

收稿日期：2016-01-15

作者簡介：代金友，副研究員，博士，1975出生，1997 年畢業于石油大學( 華東) 石油與天然氣地質勘查專業，2000 年畢業于中國石油大學( 北京) 油氣田開發地質工程專業，現從事油氣田開發教學與研究工作。

基金項目：國家重大專項“復雜油氣田地質與提高采收率技術”(2008ZX05009-004-03)，“中國石油大學(北京)基金項目(2462015YQ0214)”，國家自然科學基金項目 (51404282)。

中圖分類號：TE111.3

文獻標識碼：A