靖邊氣田陜330井區奧陶紀喀斯特古地貌研究

代金友，穆中奇，王永林，劉茂國

(1.中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249；2.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川 750006)

陜330井區處于靖邊氣田東部，面積約3 000 km2。陜330井區是一個與奧陶系海相碳酸鹽巖風化殼有關的古喀斯特氣田[1，2]，儲層由一套以溶蝕為主，經深度成巖作用改造的蒸發潮坪沉積組成，喀斯特古地貌對油氣分布有著極其重要的控制作用[3-6]。

作為靖邊氣田東部擴邊建產的新區，陜330井區奧陶系儲層喀斯特古地貌特征尚不落實，不利于后續開發建產工作開展。為此筆者結合最新鉆錄井資料，開展了喀斯特期古構造、地層出露狀況、地層沉積厚度以及喀斯特殘留厚度研究，通過單井喀斯特特征資料整理，采用連井地貌剖面標定方法進行了奧陶紀鴨絨古地貌恢復與精細刻畫。研究成果可直接指導靖邊氣田擴邊建產工作，并對我國碳酸鹽巖古喀斯特氣田的地貌恢復提供方法借鑒。

1 古構造

在漫長的地質構造演化過程中，鄂爾多斯盆地經歷了太古代-早元古代的基底形成5段，中晚元古代的大陸裂谷發育5段，早古生代的陸緣海盆地形成5段，晚石炭世-中三疊世的內克拉通盆地形成5段，晚三疊世-早白堊世的前陸盆地發育5段以及新生代的盆地周緣斷陷盆地形成5段共六個大的構造演化5段。其中，古生代的陸緣海盆地形成5段，陜330井區所處的靖邊-橫山地區在加里東運動晚期整體抬升，使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，雕鑿出特有的古喀斯特地貌景觀[7]，形成的碳酸鹽巖次生溶蝕孔洞縫儲層對油氣的聚集十分有利。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煤系地層[8]。因此，石炭系沉積與下覆奧陶系地層呈填平補齊關系[9]，可以利用石炭系原始沉積厚度趨勢來確定奧陶紀喀斯特期古構造特征。

據此，研究根據現場測、錄井及鉆井分層數據，整理并編制了陜330井區石炭系原始沉積厚度圖(見圖1)。可以看出：石炭系地層厚度分布于64 m～72 m，平均68 m。其中，西北部沉積厚度較小，說明處于古構造高部位；而向東南部沉積厚度變大，表明處于古構造低部位。因此，陜330井區喀斯特期古地形呈明顯的西北高東南低、朝東南方向傾伏的單斜構造，這決定了該區古喀斯特作用形成的地表喀斯特水體具有由西向東徑流的特征。

2 地層出露狀況

陜330井區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60 m～120 m。在奧陶紀西高東低的古構造背景下，馬五1-5亞段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，并表現為小層出露層位差異以及鉆遇率的不同。

為此，結合測錄井資料開展了細致的小層對比工作，在此基礎上統計了該區小層鉆遇率、地層出露及地層厚度特征(見表1)，并編制了風化殼小層出露狀況圖(見圖2)。可以看出，陜330井區地層出露以馬五1亞段為主，出露層位較淺。其中，小層出露比例由高到低依次為：馬五11(55.7%)、馬五12(18.9%)、馬五13(9.2%)、馬五14(4.8%)、馬五21(1.7%)、馬五22(2.1%)、馬五31(3.8%)、馬五32(3.3%)、馬五33(0.5%)，說明馬五41a以下地層未出露，即古喀斯特最深層位在馬五33。

3 沉積厚度與殘留厚度

由于馬五33小層鉆遇率為100%，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，以確定儲層風化喀斯特之前地層的分布特征。從恢復結果(見圖3)表明：陜330井區馬五1-3地層沉積厚度為52 m～56 m，即研究區東西50 km范圍內，沉積厚度變化不大、最多相差4 m，這反映了寬廣的海相潮坪沉積地層穩定發育的特征。同時，地層厚度的分布由西向東呈連續遞變趨勢，其中西部沉積厚度較大，東部沉積厚度較小。這說明隨著海水深度增加，潮坪沉積碳酸鹽巖沉積厚度由西向東有減小趨勢。

在馬五1-3沉積厚度分析基礎上，利用陜330井區所有井的分層資料編制了該區馬五1-3地層殘留厚度圖。結果表明(見圖4)：地層殘留厚度高低相間分布，分布趨勢與地層出露情況(見圖2)十分吻合，即出露層位越老殘留厚度越小。出露層位與殘留厚度回歸分析表明，二者呈線性關系、復相關系數R2為0.929。

表1 陜330井區奧陶系馬五1-5亞段小層出露狀況Tab.1 Exposure of layers in Ordovician Ma51-5in Shan 330 area

圖1 石炭系地層厚度圖Fig.1 The arboniferous reservoir thickness

4 古地貌特征及展布

4.1 古地貌剖面標定及地貌單元劃分

圖3 馬五1-3原始厚度圖Fig.3 Ma51～Ma53original thickness

圖4 馬五1-3殘留厚度圖Fig.4 Ma51～Ma53residual thickness

通過喀斯特期古構造、地層出露、沉積厚度及殘留厚度特征研究，明確了陜330井區奧陶紀喀斯特古地貌形成的背景、地層條件及溶蝕狀況，為利用地貌剖面進行喀斯特古地貌的恢復提供了依據。為此，在單井資料整理和連井地貌剖面繪制基礎上，綜合利用地貌剖面標定方法進行古地貌恢復。

通過40條地貌剖面標定分析，將陜330井區劃分出臺丘、斜坡和溝槽等3種地貌單元類型(見圖5)，特征如下：

(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殘留厚度一般在45 m以上，平均53 m，出露層位以馬五1亞段為主，地層保留較好，儲層溶蝕淋濾充分。

(2)斜坡區：為臺丘區向溝槽的過渡地區。馬五1-3殘留厚度為32 m～45 m，平均40 m，出露層位主要為馬五2亞段。

(3)溝槽區：溝槽是古水流沖蝕和溶蝕形成的樹枝狀潛溝，長度在30 km～70 km，多呈較陡的V字型，頂面寬度可達數千米[10，11]。不同級次的溝槽往往呈樹枝狀分布，馬五1-3殘留厚度小于32 m，平均20 m，出露層位在馬五2亞段以下。

圖5 陜330井區連井古地貌剖面圖Fig.5 Paleogomorphic section of Shan 330 area

4.2 古地貌展布特征

圖6 陜330井區古地貌剖面圖Fig.6 Paleogomorphic profile of Shan 330 area

采用單井判別及剖面標定方式重現了陜330井區奧陶紀古地貌單元分布規律(見圖6)，可以看出：陜330井區古地貌整體以斜坡為背景，受3條樹枝狀溝槽分割形成6塊大小不一的臺丘區。其中，溝槽在研究區西部構造高部位分支明顯，而向東部分支逐漸減少并匯流到主溝槽。受其影響，研究區西部地貌單元變化復雜，臺丘、斜坡、溝槽等地貌間互發育、轉換頻繁(見圖5a)。其中，西部臺丘區更為發育，而向東部多過渡為斜坡區(見圖5b)。

表2 地貌單元與生產資料的對應關系Tab.2 Correspondence between the geomorphic unit and the production data

4.3 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資料，統計了不同地貌單元的生產特征(見表2)。可以看出：不同地貌單元差異明顯，其中臺丘區井殘留厚度大、主力層發育、無阻流量高、日產氣量高，是最有利的地貌單元類型；其次為斜坡區井，殘留厚度較大、無阻流量中等、日產氣量較低；而鉆遇溝槽井殘留厚度小、無阻流量和日產氣量極低，達不到工業產能標準，對油氣富集不利。因此，陜330井區臺丘地貌對油氣富集最有利，可作為下一步產建重點區。

5 結論

(1)陜330井區奧陶紀喀斯特期古構造背景呈西高東低、向東南傾斜單斜構造，西部是匯水區，東部為瀉水區。馬五1-5地層最大溶蝕層位為馬五33，統計馬五1-3地層沉積厚度接近、介于52 m～56 m，而喀斯特風化后馬五1-3地層殘留厚度差別較大、介于10 m～56 m，且隨出露層位越老殘留厚度變小。

(2)采用單井判別及剖面標定方式重現了陜330井區奧陶紀古地貌分布規律，表明古地貌整體以斜坡為背景，受3條樹枝狀溝槽分割形成6塊大小不一的臺丘區。其中，溝槽在研究區西部構造高部位分支明顯，而向東部分支逐漸減少并匯流到主溝槽。受其影響，研究區西部地貌單元變化復雜，臺丘、斜坡、溝槽等地貌間互發育、轉換頻繁，而向東部多過渡為斜坡區。其中，臺丘區對油氣富集最有利，可作為下一步產能建設重點區。

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