靖边古潜台剥蚀特征精细刻画及对气藏发育的影响

罗国文，晏宁平，吕利刚

（1.山东省第五地质矿产勘查院，山东泰安 2710212.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川 750006）

靖边古潜台剥蚀特征精细刻画及对气藏发育的影响

罗国文1，晏宁平2，吕利刚2

（1.山东省第五地质矿产勘查院，山东泰安 2710212.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川 750006）

通过对靖边古潜台剥蚀特征的精细刻画，识别出西部的剥蚀脊及中东部的沟槽，并对沟槽分布特征进行研究，对一级、二级、三级沟槽进行量化描述，对其之间的关系进行了一定研究。同时通过对古地貌与气藏发育的关系进行了研究，指出气井产能与沟槽的关系及气藏连通性与古地貌的关系。为靖边气田奥陶系风化壳气藏的精细描述及气田的深度挖潜，指出了攻关方向，对气田的高效开发有一定指导意义。

靖边古潜台；剥蚀特征；沟槽；气藏发育

靖边古潜台处于鄂尔多斯盆地古中央隆起带东北部的靖边～横山一带，面积约1.6×104km2。奥陶纪末，曾经历过长达1.35亿年的沉积间断，缺失了中上奥陶统、志留系、泥盆系以及下石炭统地层，靠近古中央隆起带的部分奥陶纪在遭受物理风化剥蚀、面状流水侵蚀和化学淋滤溶蚀作用下，造成马家沟组五段顶部地层缺失。但是，本区地层缺失机制有所差异：西部和北部是由物理风化剥蚀造成的奥陶系顶整体缺失，中部和东部为线状水流侵蚀和化学淋滤溶蚀造成的局部侵蚀性缺失。西部和北部有马五1～马五4地层缺失的地区在古地貌上表现为多条向东延伸的剥蚀脊；中部和东部地区有马五1～马五4地层缺失的地区，在古地貌上表现为多条向东延伸的树枝状沟槽系统，残余地层全部保留在各级沟槽之间。

据统计奥陶系顶部马六段地层残留较少，只占原始沉积面积的11.2%，向下则逐渐增加：马五13地层占原始沉积面积的61.8%，马五22地层占原始沉积面积的83.1%，马五41a地层占原始沉积面积的100%。可见，该区气层平面分布明显受控于沟槽展布格局。由于气层与地层具有密切的相关性，查清各小层沟槽大小、形态和分布，无疑是十分重要的。尤其值得关注的是：沟槽边缘一般岩溶强度较大，次生孔隙较发育强度，要了解气藏赋存规律、气井间的连通规律，落实近构造区地质储量规模，部署井位并提高钻井成功率，降低气田开发风险，必须分析各层间沟槽形态的变化趋势，努力勾勒出真实的地下沟槽分布。

图1 靖边古潜台奥陶系顶面地质图

1 沟槽展布特征

沟槽属于古地貌低部位，由地表水沿溪流、河道冲蚀形成的，沟槽部位的风化壳储层顶面地层的缺失是在线状流水侵蚀和化学淋滤溶蚀而成，沟槽源头多位于二条剥蚀脊之间，众多沟槽表现为由西向东延伸的树枝状沟槽系统。沟槽西部往往是汇水区，东部为泻水区，沟槽形成遵循向源侵蚀原理，纵剖面上多呈V字型。研究在工区范围内共识别出10条一级沟槽、68条二级沟槽和376条三级沟槽，特征（见表1）。

表1 靖边气田古潜台槽特征一览表

2 剥蚀脊展布特征

西部剥蚀区属剥蚀脊，剥蚀脊处于隆起向凹陷的转折部位，即岩溶斜坡上。剥蚀脊是古中央隆起带向古海盆由面状剥蚀到脊状延伸部分构成的剥蚀区，是由于风力作用和面状水流侵蚀作用下形成的正向地貌单元。其奥陶系上部地层缺失是风力作用和化学溶蚀、淋滤作用造成的，其突出的特点是构造高部位的由面到线的连续剥蚀体。剥蚀脊的形成与气田西部持续抬升有关。然而，过去对于奥陶系上部地层缺失一直按沟槽或沟坑处理。东部沟槽部位奥陶系上部地层是在线状流水侵蚀和溶蚀作用下缺失的，沟槽源头多位于二条剥蚀脊之间，表现为由西向东延伸的多条独立的树枝状沟槽系统。研究在工区范围内共识别出2个位于西北部的剥蚀区，其中有5条较明显的剥蚀脊，特征（见表 2）。

表2 靖边气田古潜台剥蚀脊特征一览表

3 沟槽与剥蚀脊统计特征

全区有一级沟槽10条，长度27～90 km，平均长度66 km，平均宽度2.6 km，走向以EW向为主，其单条一级沟槽派生的二级沟槽数量为2～14条，平均为7条；二级沟槽上派生的三级沟槽数量为7～87条，平均为40条；二级沟槽数量为一级沟槽的6.8倍，三级沟槽数量为二级沟槽的5.5倍。

对于落实的10条沟槽中，大于80 km有1条，50～80 km有7条，30～50 km有2条；表明一级沟槽长度一般在50～80 km。一级沟槽长度与三级沟槽数量之间为指数关系，相关系数为85.6%（见图2）。一级沟槽长度与宽度之间为指数关系，相关系数为64.9%（见图3）。

西部工区有较明显剥蚀脊5条，长度6.9～18.6 km，平均长度10.7 km，平均宽度3.9 km；工区西部剥蚀脊走向以EW向为主。其单条剥蚀脊派生的分支数量为1?～6条不等，平均为3条；剥蚀脊分支数量为剥蚀脊的2.2倍。其长度与宽度、长度与数量相关关系同沟槽。

图2 沟槽长度与三级沟槽数量关系图

图3 沟槽长度与宽度关系图

4 沟槽与剥蚀脊的区别

结合气田生产资料分析认为，剥蚀脊与沟槽主要区别有以下几点：

（1）地貌差异：剥蚀脊处于古地貌高部位，属于正向地貌单元；而沟槽处于古地貌低部位，属于负向地貌单元。沟槽源头位于剥蚀脊间。

（2）形态差异：剥蚀脊由连片的剥蚀区及其脊状延伸部分组成，呈枝状发散；沟槽由呈树枝状展布的线状剥蚀体组成，呈枝状收敛。因此，剥蚀脊和沟槽为两个相对独立的体系。

（3）成因差异：西北部剥蚀脊是由物理风化剥蚀造成的缺失，主要是顶削作用形成；东部沟槽是由线状流水侵蚀和化学淋滤溶蚀造成的缺失，主要体现为下切作用。

（4）出露层位差异：剥蚀脊发育的西部地区主要出露马五2亚段以下地层，由西向东出露层位由老变新且连续渐变。而中东部沟槽区出露层位呈条带状，出露层位相对新。

（5）对储层改造作用差异：深切的沟槽对储层形成有效分割，使其间储层岩溶作用更为充分。沟槽附近往往水动力能量高，其间的台丘块体在岩溶发育的过程中，由于地层保存较全，古地形相对较高，岩溶水补给与排泄充分，储集空间发育，成为为有利的天然气富集区。剥蚀脊对储层改造作用相对较弱，周边亦少见有利储层。

（6）对气藏形成作用差异：沟槽负向地貌区石炭系本溪组铝土质泥岩与黄铁矿层大量堆积，后期成岩作用使沟槽部位地层普遍致密。印支、燕山运动后，靖边气田从东倾单斜构造背景发生整体反转形成东部翘升的西倾单斜，沟槽对气藏起圈闭作用，而剥蚀脊则很难形成地层遮挡。

（7）对生产的影响差异：尽管沟槽和剥蚀脊由于多缺失主产层马五1亚段，均为不利布井区。但在沟槽发育区的沟槽间存在马五1亚段地层区域是溶蚀作用发育最好的部位，也是有利的天然气富集区，具备高产条件。剥蚀脊内缺乏岩溶作用发育的有利天然气储集区。

上述分析表明：沟槽和剥蚀脊是在同一剥蚀期内形成的两种不同成因的地貌单元，各方面特征都存在明显差异。

5 沟槽与油气富集关系

5.1 沟槽与气井产能关系

对工区874口井（沟槽内部的井是160口，沟槽外部的井是714口）的试气结果进行统计表明：沟槽内部井的平均无阻流量是1.1×104m3/d，沟槽外部井的平均无阻流量是18.3×104m3/d。可见，沟槽内部井的无阻流量远远小于沟槽外部井的无阻流量（见图4）。

进一步统计表明：气井产能与距沟槽中心线的距离关系明显：

（1）距中心线8 km时无阻流量达到68.5×104m3/d；（2）距离中心线2 km时，无阻流量接近4×104m3/d；

说明沟槽中心线2 km以外的气井产能较高，具有工业产能（见图5）。

5.2 沟槽对气藏分割作用

从无阻流量与沟槽平面展示图可以看出，随着钻井位置从沟槽中部向沟槽中心迁移，无阻流量逐渐降低。其中，产能高的井基本分布在各级沟槽的中部。说明随着地层保存程度增加，天然气富集空间增大，油气井产量逐步增高。其中在沟槽分割作用下，沟槽既是油气藏的封堵边界，也是气藏含气范围的边界，这充分体现了岩性气藏的特点。

5.3 气藏连通单元初步分析

由于沟槽切割作用，主力气层基本保留在不同级次沟槽之间。为此，结合试气资料与沟槽识别结果将靖边气田初步划分出55个连通井区，共包括各种探评井及开发井540口（见图6）。单个连通区内井数多在1～15口，平均为9口。连通井区的轮廓明显受一、二、三级沟槽平面展布控制，按现有井距测算，连通体面积大多在 0～100 km2，最大达 400 km2以上，一般在 5～70 km2。

靖边气田连通井区分布与沟槽相依相靠并为静态沟槽控制，连通单元与沟槽之间可划分5种类型：

（1）一级沟槽两侧的平行的二级沟槽之间的连通单元：本区共有10个一类连通单元，这类连通单元规模一般较小。

（2）较长的有夹角的二级沟槽之间的连通单元：本区共有10个二类连通单元，这类连通单元特征比较明显，被一个一级沟槽和一个二级沟槽所围限起来，这类连通单元规模一般也不大。

（3）位于二大沟槽之间，为较多二级沟槽所围限的连通单元：本区共有24个三类连通单元，这类连通单元数量最多，规模较大；其中：最典型的是陕37井区的30口井连通单元，被围限在陕67井～G29-18～陕285井沟槽和G22-2井～陕22井～榆36井沟槽之间，又有4条二级沟槽和多条三级沟槽嵌附在连通体周边；南部的陕78井区的52口井连通单元被围限在陕67井～G29-18～陕285井沟槽和G37-4井～陕172井～青1井沟槽之间，又有2条二级沟槽和多条三级沟槽嵌附在连通单元周边。

（4）剥蚀脊与沟槽之间的连通单元：本区共有8个四类连通单元，此类连通单元在剥蚀区与沟槽区之间，被剥蚀脊与一级、二级、三级沟槽共同围限，规模最大。其中陕185连通单元位于二个剥蚀脊和二个一级沟槽之间，又有4条二级沟槽和多条三级沟槽嵌附在其周边；陕42连通单元位于二个剥蚀脊和二个一级沟槽之间，又有3条二级沟槽和多条三级沟槽嵌附在其周边。

（5）位于次级剥蚀脊间连通单元：本区共有3个五类连通单元，此类连通单元较少，规模也较小。

图6 连通单元与沟槽展布关系图

6 结论

（1）通过研究，对靖边古潜台古剥蚀地貌进行了精细刻画，在西部主体剥蚀区识别出5条剥蚀脊，在中东部识别出10条主沟槽及其二级、三级沟槽，并对主沟槽与二级、三级沟槽的匹配关系进行了研究。

（2）研究了古侵蚀沟槽与储层发育的关系，指出沟槽内气井主力产层剥蚀产能低，沟槽外距沟槽2～8 km，储层发育，气井产能较高，是主产区。

（3）古侵蚀沟槽对气藏的分割作用明显，气藏流动单元的划分在地质上的主要依据是古侵蚀沟槽，并根据研究结果划分出了55个流动单元，对气藏开发具有很现实的指导意义。

[1] 代金友，齐恩广，刘广峰，何顺利.靖边气田马五（1+2）古岩溶气藏储层连通性研究[J] .特种油气藏，2008，（6）：33-39.

[2] 宁斌.鄂尔多斯盆地奥陶系古沟槽对气藏的控制意义[J] .海相油气地质，2001，（3）：99-101.

[3] 徐世琦，邓洪斌,洪海涛.长庆气田奥陶系岩溶古地貌对气藏的控制作用[J] .天然气勘探与开发，2001，（4）：55-57.

[4] 代金友，李建霆，罗祥毅.靖边气田古岩溶及其控藏机制探讨[J] .石油地质与工程，2011，（1）：46-48.

TE311

A

1673-5285（2012）07-0033-06

2012－05-03