靖邊氣田奧陶系溝槽精細刻畫及其與天然氣富集關系

張正濤 ，王興艷，崔越華 ，呂利剛 ，黃文科

（1.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川 750006；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018）

關于靖邊氣田巖溶古地貌特征及溝槽展布特征，前人做了大量的基礎工作[1-3]，主要運用實鉆井驗證、上覆石炭系的厚度及分布趨勢、奧陶系馬家溝組的殘余厚度、風化殼溶蝕剖面結構及上覆鐵鋁質巖的發育情況、古地形及古水動力場、模型正演及地震波形分析等方法手段，對溝槽的識別方法和空間展布特征兩個方面進行了研究（見表1）[4-6]。而在靖邊氣田奧陶系古溝槽對儲層及天然氣富集控制作用方面少有論述，本文在靖邊氣田溝槽精細刻畫基礎上，重點對溝槽發育對儲層影響及天然氣富集關系兩個方面開展工作。

1 靖邊氣田溝槽識別

溝槽是地表線狀流水侵蝕和化學淋濾溶蝕造成的地層缺失的樹枝狀潛溝，一般發育在地表具有一定坡度且地表徑流較發育區域。靖邊氣田古溝槽主要為奧陶系頂部風化殼被地表水侵蝕沖刷并充填而成，其發育主要受控于古構造、古氣候、古水動力場及地層巖性等因素。根據靖邊氣田二十余年開發實踐，井間小溝槽的精細識別問題被認為是影響開發鉆井成功率的重要因素之一。為精細刻畫奧陶系溝槽展布特征，在前人研究基礎上，以實鉆井為點約束，充分利用溝槽界面在地震和測井響應上的差異，通過地質、地震、氣藏工程等多方面結合，重點主要放在二、三級溝槽的識別和對井稀或無井區溝槽的識別上。主要運用：實鉆井地層對比法、地震波形識別法及時窗滑移法，三種技術手段對靖邊古溝槽進行精細識別和刻畫。

1.1 實鉆井地層對比

首先，利用954口探井、評價井和開發井的奧陶系頂部出露特征，并考慮到地層縱向上的海拔形態及小層剝蝕零線位置，來確定一級溝槽初步輪廓。利用鉆井對比剖面可識別一級溝槽的輪廓，確定出溝槽走向、連續性等展布特征。下面以具體實例來說明識別過程。

如S179～Y36-11溝槽，分別選取過溝槽的四條橫切面（S191～G1-11，G05-12～G0-14，S175～Y31 及 Y29-0～T2），可見溝槽附近井出露層位自東向西有變老的趨勢，且侵蝕深度加深（見圖1）。據此可基本判斷本溝槽自東向西是連續的，且發育程度增加。按照此思路，以鉆井資料為基礎，通過鉆井剖面標定大致確定出10條一級溝槽的初步輪廓，為溝槽進一步識別和標定提供了基礎。

1.2 地震波形識別

溝槽的地震反射結構是溝槽解釋的主要依據。奧陶系頂部風化殼為高速致密塊狀白云巖、灰巖，頂部為低速石炭系煤系地層，二者間形成明顯的波阻抗界面，由于溝槽部位的奧陶系頂部地層存在缺失，從而導致地震反射同相軸的“下凹”現象。與井資料對比說明，凡是溝槽部位都有不同程度的To14下凹。溝槽不明顯時將使Tc3反射波連續性好、能量強，To14無明顯下凹。另外，石炭系厚度增大也會導致同相軸由瘦變胖，由少變多。因此，在層位標定的基礎上，利用地震波形的同相軸“下凹”（見圖2A），同相軸增加（見圖2B）,同相軸減少（見圖2C）及同相軸不連續（見圖2D）等特征，可對溝槽做進一步識別。但是，在6 km×8 km～2 km×4 km測網條件下，由于地震資料精度有限，僅能識別出剝蝕厚度在20 m以上的溝槽，而要精細描述侵蝕溝槽強度和溝槽走向，尤其是要識別出剝蝕厚度5 m～10 m的淺溝槽，仍是十分困難的。

1.3 時窗滑移法

奧陶系碳酸鹽巖地層反射能量較弱，石炭系底部地層為薄互層的沙泥巖和煤層反射能量強，在風化殼界面處強弱變化明顯。統計發現，風化殼界面一般在約15 ms的時窗范圍內起伏。因此，利用時窗滑移方法在出現均方根振幅的高值收斂區即為溝槽區。

表1 鄂爾多斯盆地奧陶系溝槽部分研究成果

圖1 橫切面法識別一級溝槽示意圖

圖2 利用地震波形特征進行溝槽識別

選用合適的時窗極為關鍵，時窗過大，提取的地震動力學參數僅對大溝、深溝等一級溝槽有較明顯的響應，對二、三級溝槽響應不明顯；時窗過小，提取的地震動力學參數難以包絡一級溝槽，且地震動力學參數不穩定，對溝槽的響應存在多解性。在這種地質地震條件下，通過試驗選取合適的時窗，利用時窗滑動確定奧陶系頂面層位特征。根據VSP測井和聲波測井資料統計，石炭系地層平均速度4 000 m/s～5 000 m/s，平均4 328 m/s；奧陶系地層平均速度6 000 m/s～7 000 m/s，平均6 432 m/s。地震資料采樣率2 ms，加密重采樣至1 ms。通過屬性時窗試驗，最小時窗為5 ms時，地震屬性具有較好的穩定性，最終選用5 ms作為提取各種地震屬性的時窗；以2 ms為間隔，在奧陶系頂面分布的反射軸內進行5 ms時窗滑移，提取均方根振幅、平均反射能量和弧長屬性，通過時窗由上向下滑移，屬性高值逐漸收斂區解譯為石炭系地層，即為溝槽，而且根據收斂區的特征，可以定量的確定溝槽的寬度、深度、形態、剝蝕的層位等要素。根據過地震測線的113口井驗證，吻合度在85.5%。

2 溝槽展布特點

綜合運用上述三種方法識別結果，并進一步用生產、測試資料進行驗證，對與實際相矛盾的地方，對溝槽模型進行調整，使之與生產實際和目前認識相一致。共識別出10條一級溝槽、68條二級溝槽和376條三級溝槽，其展布特征（見圖3）。

對各小層一級溝槽的寬度、長度及深度進行了統計。

長度：10條一級溝槽中，大于80 km有1條，50 km～80 km有7條，30 km～50 km有2條；表明一級溝槽長度一般在50 km～80 km。

寬度：溝槽延伸長度＞30 km、寬度2 km～3.5 km；二級溝槽68條，溝槽延伸長度5 km～30 km，寬度1 km～2 km；三級溝槽376條，溝槽延伸長度<5 km，寬度<1 km。

圖3 靖邊氣田馬家溝組五段一級溝槽展布特征

深度：其中：馬五11小層一級溝槽的深度為39.4 m，馬五12小層一級溝槽的深度為32.1 m，馬五13小層一級溝槽的深度為28 m，馬五14小層一級溝槽的深度為22.9 m，馬五21小層一級溝槽的深度為19.6 m，馬五22小層一級溝槽的深度為14.7 m，馬五31小層一級溝槽的深度為9.4 m。

統計可知，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93.12%（見圖4）。一級溝槽長度與一級溝槽寬度之間為線性關系，相關系數為77.73%（見圖 5）。

圖4 溝槽長度與三級溝槽數量關系圖

圖5 溝槽長度與寬度關系圖

3 溝槽發育對儲層的影響

3.1 巖溶古地貌特征

溝槽發育影響了儲層的物性，而古溝槽的發育情況主要受控于工區內巖溶古地貌特征。因此，結合前人研究成果[7]，根據石炭系標志層厚度（Hc）這一定量指標，結合古地理環境、古水動力分析，將工作區劃分3類二級地貌類型（見表2）：巖溶臺地、巖溶斜坡和巖溶盆地。石炭系標志層厚度大于90 m。在二級地貌類型劃分的基礎上，結合馬家溝組的殘余厚度、殘積巖的性質、局部地形對比特征等因素進行三級地貌類型劃分，選用K1標志層（為馬五14底部的一層凝灰巖及云質泥巖）以上馬五1段的殘余厚度（HK）作為中東部三級地貌類型劃分的參考依據。進一步將巖溶臺地劃分為淺洼和平臺；將巖溶斜坡劃分為溶丘、洼地、臺坪及溝槽；將巖溶盆地劃分為殘丘和谷地（見表2）。

表2 靖邊奧陶系風化殼古巖溶地貌類型劃分

研究區溝槽主要發育于巖溶斜坡區，古地形呈東高西低的斜坡構造，決定了溝槽主要以東西向展布為主。溝槽橫切面一般表現為寬緩的“U”字型。溝槽位置巖溶發育特征（見圖6），其垂向結構分為（a）殘積帶、（b）表層巖溶帶、（c）垂直淋濾帶、（d）水平溶蝕帶、（e）溶蝕沉淀帶及（f）緩流帶等六個帶，其中表層巖溶帶和垂直淋濾帶巖溶發育最為強烈，是有效儲層發育有利帶。

3.2 溝槽對儲層物性的控制

巖溶溝槽兩側上方斜坡（相鄰溝槽之間的溶丘），該區地貌經受較強的風化淋濾，巖溶作用最強烈，頂部縱橫交錯的溶縫將基巖分割成角礫狀，下部溶孔發育。巖心觀察，馬家溝組五段，總體儲層物性較好，孔洞較發育（見圖7a）。常見角礫和垮塌角礫巖（見圖7b），常被方解石膠結，裂縫非常發育，未充填或被方解石半充填到充填（見圖7c、7d）。溶洞破碎充填帶，被泥質和小的基巖角礫充填。薄片觀察，可見晶間微孔（見圖8a）和溶孔（見圖8b）廣泛發育，微裂縫（見圖8c）常見，此外還可見膏模孔發育（見圖8d）。該區在風化及巖溶作用下，儲層孔、洞、縫均較發育，物性好，是高產氣井的

有利分布區。

圖6 巖溶演化特征示意圖（據夏日元修改）

圖7 溝槽上方斜坡區巖心特征

圖8 溝槽上方斜坡區儲層鏡下特征

溝槽內部是古地貌地勢低平地區，為地表徑流及巖溶斜坡下滲大氣淡水主要排泄匯集區。該區水體溶解能力差，而沉淀和充填作用強，巖溶空間充填程度較高，由于鈣、泥質的充填膠結，易形成致密巖性帶，物性變差（見表3），不利于儲集空間的形成和演化。統計發現，位于溝槽內部儲層平均孔隙度為2.47%，滲透率1.62 μm2，溝槽斜坡部位儲層平均孔隙度高達4.39%，滲透率高達2.56 μm2，與理論認識相一致。

表3 溝槽內部、溝槽上方斜坡（溶丘區）物性對比表

溝槽對儲層既有建設作用又有破壞作用。建設性作用表現為：溝槽上方的斜坡區，由于溝槽的存在，往往水動力能量高，巖溶作用強烈，儲層物性較好。且由于側向溝槽的存在，可提供良好的物性封閉、巖性遮擋，為富集天然氣提供有利條件。破壞作用是表現在兩個方面：其一，使巖溶斜坡遭受切割而缺失主力氣層，使得儲層不具有大面積連續含氣的特點。其二，溝槽發育部位，垂直巖溶帶不發育，水平巖溶帶厚度減薄。是古水流的指向區域，溶蝕作用相對較弱，且已有溶孔溶洞充填較為嚴重，殘留有效儲集空間小。具體到溝槽內部，上覆石炭系底部鋁土巖因溝槽中的水流侵蝕而缺失，多以砂、泥巖充填和鈣、泥質充填為特征，儲層致密，物性差。

4 溝槽對天然氣富集程度的影響

溝槽是風化殼巖溶儲層與古地貌成藏圈閉形成的重要因素，溝槽網絡的發育控制了氣藏的分布和天然氣的富集區帶。關于氣源問題，一般認為靖邊氣田煤成氣和油型氣均來自于上古生界二疊系的煤層和太原組含煤地層[8]。根據徐波、孫衛等對靖邊氣田陜200區塊的研究[9]，認為東西向展布的溝槽及其與裂縫的耦合作用，構成了上古生界天然氣向下古生界儲層運移的通道。并定性認為溝槽越發育，裂縫密度越大，則含氣飽和度就越高。為進一步研究溝槽發育與天然氣富集的關系，對工區983口井的測井、試氣及生產資料進行分析對比，以期明確溝槽發育與天然氣富集規律間的定量關系。

4.1 溝槽發育部位與無阻流量的關系

試氣結果進行統計表明：氣井產能與距溝槽中心線距離關系密切。當氣井距離溝槽中心線2 km時，平均無阻流量為3.5×104m3/d，當距離6 km時平均無阻流量達到50×104m3/d以上（見圖9）；溝槽內部井（距溝槽中心線1.5 km以內）的平均無阻流量是0.9×104m3/d，溝槽外部井（距溝槽中心線1.5 km以外）的平均無阻流量是20.1×104m3/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，其一般不具工業產能。

圖9 無阻流量與距溝槽中心線距離關系圖

4.2 溝槽剝蝕層位與無阻流量的關系

對溝槽發育區及其相鄰地區各單井無阻流量進行統計，無阻流量與地層出露層位呈指數遞減，隨著出露層位加深，氣井產能快速下降（見圖10）。按照溝槽剝蝕層位可分為三類：（1）出露層位在馬及以上地層，井均能達到工業產能且無阻流量在8.5×104m3/d以上，表明馬五1地層保留程度是氣井高產的關鍵；（2）出露層位為馬及馬，基本達到工業產能且無阻流量在3.8×104m3/d左右，表明馬及馬地層保留是氣井達標的底線；（3）出露層位在馬-馬，平均無阻流量在1.4×104m3/d以下，氣井多不具工業產能；上述分析說明，地層保留程度是氣井產能的關鍵，保留馬五1+2地層的井一般可以達到工業氣流標準。

圖10 地層出露與無阻流量關系圖

5 結論

（1）實鉆井地層對比法、地震波形識別法及時窗滑移法相結合，可綜合識別工區內古溝槽展布特征，識別和精細刻畫出一級溝槽10條、二級溝槽68條和三級溝槽376條。一級溝槽長度與三級溝槽數量之間具指數關系，相關系數為93.12%。一級溝槽長度與一級溝槽寬度之間具線行關系，相關系數為77.73%。

（2）溝槽發育對儲層物性的影響既有建設性作用又有破壞性作用。一方面，溝槽上方的斜坡區由于溝槽的存在，水動力能量高，巖溶作用強烈，儲層物性較好。且由于側向溝槽的存在，可提供良好的物性封閉、巖性遮擋，為富集天然氣提供有利條件。另一方面，溝槽發育使巖溶斜坡遭受切割而缺失主力氣層，使得儲層不具有大面積連續含氣的特點。同時，溝槽發育部位溶蝕作用相對較弱，充填較為嚴重，使得儲層致密，物性變差。

（3）溝槽發育對天然氣富集控制作用明顯：氣井產能與距溝槽中心線的距離具線性關系，溝槽內部井，一般不具有產能；距離溝槽中心線2 km時，無阻流量為3.5×104m3/d；距離溝槽中心線8 km時無阻流量達到61.7×104m3/d；氣井無阻流量與地層出露呈指數遞減，隨著出露層位加深，氣井產能快速下降，出露層位在馬五22以下多不具工業產能。

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