靖邊古潛臺剝蝕特征精細(xì)刻畫及對氣藏發(fā)育的影響

羅國文，晏寧平，呂利剛

（1.山東省第五地質(zhì)礦產(chǎn)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(xì)刻畫及對氣藏發(fā)育的影響

羅國文1，晏寧平2，呂利剛2

（1.山東省第五地質(zhì)礦產(chǎn)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(xì)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(jìn)行研究，對一級、二級、三級溝槽進(jìn)行量化描述，對其之間的關(guān)系進(jìn)行了一定研究。同時通過對古地貌與氣藏發(fā)育的關(guān)系進(jìn)行了研究，指出氣井產(chǎn)能與溝槽的關(guān)系及氣藏連通性與古地貌的關(guān)系。為靖邊氣田奧陶系風(fēng)化殼氣藏的精細(xì)描述及氣田的深度挖潛，指出了攻關(guān)方向，對氣田的高效開發(fā)有一定指導(dǎo)意義。

靖邊古潛臺；剝蝕特征；溝槽；氣藏發(fā)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(jì)末，曾經(jīng)歷過長達(dá)1.35億年的沉積間斷，缺失了中上奧陶統(tǒng)、志留系、泥盆系以及下石炭統(tǒng)地層，靠近古中央隆起帶的部分奧陶紀(jì)在遭受物理風(fēng)化剝蝕、面狀流水侵蝕和化學(xué)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(qū)地層缺失機(jī)制有所差異：西部和北部是由物理風(fēng)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(xué)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(qū)在古地貌上表現(xiàn)為多條向東延伸的剝蝕脊；中部和東部地區(qū)有馬五1～馬五4地層缺失的地區(qū)，在古地貌上表現(xiàn)為多條向東延伸的樹枝狀溝槽系統(tǒng)，殘余地層全部保留在各級溝槽之間。

據(jù)統(tǒng)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(qū)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(guān)性，查清各小層溝槽大小、形態(tài)和分布，無疑是十分重要的。尤其值得關(guān)注的是：溝槽邊緣一般巖溶強(qiáng)度較大，次生孔隙較發(fā)育強(qiáng)度，要了解氣藏賦存規(guī)律、氣井間的連通規(guī)律，落實近構(gòu)造區(qū)地質(zhì)儲量規(guī)模，部署井位并提高鉆井成功率，降低氣田開發(fā)風(fēng)險，必須分析各層間溝槽形態(tài)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(zhì)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(fēng)化殼儲層頂面地層的缺失是在線狀流水侵蝕和化學(xué)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(xiàn)為由西向東延伸的樹枝狀溝槽系統(tǒng)。溝槽西部往往是匯水區(qū)，東部為瀉水區(qū)，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(qū)范圍內(nèi)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(qū)屬剝蝕脊，剝蝕脊處于隆起向凹陷的轉(zhuǎn)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?fàn)钛由觳糠謽?gòu)成的剝蝕區(qū)，是由于風(fēng)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(fēng)力作用和化學(xué)溶蝕、淋濾作用造成的，其突出的特點是構(gòu)造高部位的由面到線的連續(xù)剝蝕體。剝蝕脊的形成與氣田西部持續(xù)抬升有關(guān)。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(xiàn)為由西向東延伸的多條獨立的樹枝狀溝槽系統(tǒng)。研究在工區(qū)范圍內(nèi)共識別出2個位于西北部的剝蝕區(qū)，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(tǒng)計特征

全區(qū)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(shù)量為2～14條，平均為7條；二級溝槽上派生的三級溝槽數(shù)量為7～87條，平均為40條；二級溝槽數(shù)量為一級溝槽的6.8倍，三級溝槽數(shù)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(shù)量之間為指數(shù)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為85.6%（見圖2）。一級溝槽長度與寬度之間為指數(shù)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為64.9%（見圖3）。

西部工區(qū)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(qū)西部剝蝕脊走向以EW向為主。其單條剝蝕脊派生的分支數(shù)量為1?～6條不等，平均為3條；剝蝕脊分支數(shù)量為剝蝕脊的2.2倍。其長度與寬度、長度與數(shù)量相關(guān)關(guān)系同溝槽。

圖2 溝槽長度與三級溝槽數(shù)量關(guān)系圖

圖3 溝槽長度與寬度關(guān)系圖

4 溝槽與剝蝕脊的區(qū)別

結(jié)合氣田生產(chǎn)資料分析認(rèn)為，剝蝕脊與溝槽主要區(qū)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(fù)向地貌單元。溝槽源頭位于剝蝕脊間。

（2）形態(tài)差異：剝蝕脊由連片的剝蝕區(qū)及其脊?fàn)钛由觳糠纸M成，呈枝狀發(fā)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(fēng)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(xué)淋濾溶蝕造成的缺失，主要體現(xiàn)為下切作用。

（4）出露層位差異：剝蝕脊發(fā)育的西部地區(qū)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(xù)漸變。而中東部溝槽區(qū)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(fā)育的過程中，由于地層保存較全，古地形相對較高，巖溶水補(bǔ)給與排泄充分，儲集空間發(fā)育，成為為有利的天然氣富集區(qū)。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(fù)向地貌區(qū)石炭系本溪組鋁土質(zhì)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(gòu)造背景發(fā)生整體反轉(zhuǎn)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(chǎn)的影響差異：盡管溝槽和剝蝕脊由于多缺失主產(chǎn)層馬五1亞段，均為不利布井區(qū)。但在溝槽發(fā)育區(qū)的溝槽間存在馬五1亞段地層區(qū)域是溶蝕作用發(fā)育最好的部位，也是有利的天然氣富集區(qū)，具備高產(chǎn)條件。剝蝕脊內(nèi)缺乏巖溶作用發(fā)育的有利天然氣儲集區(qū)。

上述分析表明：溝槽和剝蝕脊是在同一剝蝕期內(nèi)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(guān)系

5.1 溝槽與氣井產(chǎn)能關(guān)系

對工區(qū)874口井（溝槽內(nèi)部的井是160口，溝槽外部的井是714口）的試氣結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計表明：溝槽內(nèi)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?？梢姡瑴喜蹆?nèi)部井的無阻流量遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于溝槽外部井的無阻流量（見圖4）。

進(jìn)一步統(tǒng)計表明：氣井產(chǎn)能與距溝槽中心線的距離關(guān)系明顯：

（1）距中心線8 km時無阻流量達(dá)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(chǎn)能較高，具有工業(yè)產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(xiàn)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(jié)合試氣資料與溝槽識別結(jié)果將靖邊氣田初步劃分出55個連通井區(qū)，共包括各種探評井及開發(fā)井540口（見圖6）。單個連通區(qū)內(nèi)井?dāng)?shù)多在1～15口，平均為9口。連通井區(qū)的輪廓明顯受一、二、三級溝槽平面展布控制，按現(xiàn)有井距測算，連通體面積大多在 0～100 km2，最大達(dá) 400 km2以上，一般在 5～70 km2。

靖邊氣田連通井區(qū)分布與溝槽相依相靠并為靜態(tài)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(cè)的平行的二級溝槽之間的連通單元：本區(qū)共有10個一類連通單元，這類連通單元規(guī)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(qū)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(guī)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(qū)共有24個三類連通單元，這類連通單元數(shù)量最多，規(guī)模較大；其中：最典型的是陜37井區(qū)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(qū)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(qū)共有8個四類連通單元，此類連通單元在剝蝕區(qū)與溝槽區(qū)之間，被剝蝕脊與一級、二級、三級溝槽共同圍限，規(guī)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(qū)共有3個五類連通單元，此類連通單元較少，規(guī)模也較小。

圖6 連通單元與溝槽展布關(guān)系圖

6 結(jié)論

（1）通過研究，對靖邊古潛臺古剝蝕地貌進(jìn)行了精細(xì)刻畫，在西部主體剝蝕區(qū)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(guān)系進(jìn)行了研究。

（2）研究了古侵蝕溝槽與儲層發(fā)育的關(guān)系，指出溝槽內(nèi)氣井主力產(chǎn)層剝蝕產(chǎn)能低，溝槽外距溝槽2～8 km，儲層發(fā)育，氣井產(chǎn)能較高，是主產(chǎn)區(qū)。

（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(zhì)上的主要依據(jù)是古侵蝕溝槽，并根據(jù)研究結(jié)果劃分出了55個流動單元，對氣藏開發(fā)具有很現(xiàn)實的指導(dǎo)意義。

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TE311

A

1673-5285（2012）07-0033-06

2012－05-03