鄂尔多斯盆地靖边气田的古地貌定量恢复新方法

乔 博 刘海锋 何 鎏 蔡明歌 张 芳 袁继明

1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院 2.中国石油集团测井有限公司天津分公司

古地貌是控制盆地内沉积相发育与分布的主导因素，古地貌恢复有助于开展构造演化特征研究、识别储层发育与分布特点及判断古地理环境、古生物分布[1-4]。目前，常用的古地貌恢复方法主要有残余厚度法、印模法、层序地层学法、地球物理法和盆地分析回剥法[5-7]。印模法应用最为广泛，是一种半定量化方法，但只是一种古地貌形态的镜像回放，并不代表真正的古地貌形态，对“印模”地层也需要进一步去压实校正[8-11]；残余厚度法属于半定量恢复法，简单易操作，但是未考虑后期构造对沉积的影响，误差较大[12]；层序地层恢复法是通过顶面层拉平来刻画底面形态，该方法研究结果为沉积前相对古地貌，要恢复其绝对古地貌，需要考虑剥蚀厚度、脱压实校正、古水深等[13-14]。地球物理法优点是形象、逼真、直观，但受技术条件限制明显，数据处理工作量大，并不代表真正的原始古地貌，而是现今残留的古地貌；盆地分析回剥法考虑了盆地沉降区差异沉降和剥蚀，工作量大，且剥蚀量的计算、去压实校正等误差较大[15]。这些方法多为定性或者半定量评价，难以定量化预测较真实的古地貌形态，对气藏勘探开发仅能做到概念模型上的指导，缺乏立体“真实”性，在细节刻画描述方面把握不到位[16-17]。为此笔者立足于靖边气田下古生界碳酸盐岩气藏，针对性地提出一种古地貌恢复的新方法，重新刻画认识靖边气田侵蚀沟槽。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地靖边气田是长庆气区的主力气田之一，是目前国内陆上最大的碳酸盐岩气藏，北起内蒙古自治区乌审旗，南抵陕西省安塞县，东至陕西省横山县，西达陕西省定边县（图1）。自1989年以来，靖边气田的勘探开发不断深入，在下古生界马家沟组取得重大突破，至2003年底建成55×108m3/a的产气能力。截至2017年12月底，靖边气田下古生界累计投产800余口井，历年累计产量 780×108m3，55×108m3/a 规模已稳产 14 年。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元划分及研究区的地理位置示意图

靖边气田主要含气层系位于奥陶系马家沟组，马家沟组从老到新依次划分为马一段、马二段、马三段、马四段、马五段和马六段。马五段广泛分布蒸发潮坪相白云岩，发育溶蚀孔洞，是靖边气田天然气储集的主要层位。马家沟组从老到新依次划分为马五10、马五9一直到马五1亚段，其中马五1+2亚段是靖边下古生界主力产层，该段的产气量占到下古生界总产量的80%以上。如果马五1+2亚段缺少，气井产量就会大幅降低。此外，靖边气田属于混源气，侵蚀沟槽边部利于上古生界本溪组和太原组烃源岩生成的天然气进入，在侵蚀沟槽边部易于发现高产井。

随着勘探开发的不断深入，靖边下古生界马家沟组侵蚀沟槽的刻画逐渐精细[18-21]（图2）。在勘探阶段，发现气田西侧近30个侵蚀潜坑，气田东侧发育近南北向主沟槽，主沟槽向西发育多条近东西向支沟，长度介于10～20 km，毛细沟槽不发育，沟槽形态单一、延伸范围小（图2-a）。在开发早期，发现气田发育8条东西向主沟槽，主沟槽长度介于20～50 km，树枝状支潜沟明显增多（图2-b）。在开发末期，认为气田发育11条由西向东的树枝状侵蚀沟槽，侵蚀沟槽长20～90 km，支沟和毛细沟槽十分发育（图2-c）。经过近20年的勘探开发，主沟槽的位置已经较为明确，但对支沟和毛细沟槽的认识还不清楚。随着近年来上、下古生界的立体开发，上古生界井兼探下古生界，在一些原本预测为侵蚀沟槽的地区发现马家沟组马五1+2段保存完整，局部还发育侵蚀潜坑。为提高产能建设的成功率，这些新的矛盾和问题都急需厘清，故需要不断修正侵蚀沟槽和古地貌恢复方法。

2 古地貌恢复新方法

该方法基于印模法和残厚法的原理，选取地下任意点做参考水平面，将该水平面至奥陶系剥蚀面的距离作为古地貌高程值，通过绘制古地貌高程图，实现了古地貌的定量化表征与侵蚀沟槽预测。相比于印模法和残厚法，该方法通过对古地貌高程的精确计算，实现了古地貌刻画从定性、半定量到定量化表征。主要包括6个步骤：

1）基准面选取，根据古地貌上覆及下伏地层沉积接触关系，运用沉积学原理，分别选择距离最近的古地貌不整合面的上覆基准面和下伏地层基准面作为古地貌分析的基准面；

图2 不同时期刻画的靖边气田下古生界沟槽展布图

2）地层厚度计算，分别计算工区内完钻井的古地貌不整合面至上覆基准面、下伏基准面的地层厚度，并对地层厚度进行去压实校正；

3）参考井点选取，对工区内完钻井的古地貌不整合面到上覆基准面、下伏基准面的地层厚度进行排序对比，选择这两个地层厚度都是工区内最大厚度的井作为参考井点，若不存在上述井点，选择上述两个地层厚度之和为工区内最大值的井点作为参考井点；

4）参考水平面确定，将上述参考井点的下伏基准面的底部水平面作为参考水平面；

5）计算工区内各井点古地貌高程值；

6）古地貌恢复与工业制图：利用工区内各井点的古地貌高程值编制高程图，得到古地貌恢复图。

具体计算方法如下：以P井下伏地层基准面的底面水平面作为工区参考水平面，P井古地貌高程值为HP（其值与P井古地貌不整合面至下伏基准面厚度相等），则工区内任意A井古地貌相对高程值为HA：

式中HA表示为A 井古地貌相对高程值，m；hA表示为A 井古地貌高程补偿值，m；HOA表示为A井古地貌不整合面至下伏基准面厚度，m；HCA表示为A 井古地貌不整合面至上覆基准面厚度，m；HOP表示为P 井古地貌不整合面至下伏基准面厚度，m；HCP表示为P 井古地貌不整合面至上覆基准面厚度，m（图3）。这些数据均由各井点的测井数据计算得来。

在靖边气田，石炭系本溪组顶部煤层在全区范围内大面积稳定分布，可以作为上覆基准面。古地貌不整合面即为奥陶系顶界面。在研究区内选取本溪组到下古某一参考水平面厚度最大的井作为P井，以P井为基准，利用公式（1）计算研究区内各井的高程值。通过计算出各井的高程值来进行古地貌恢复。

3 沟槽重新刻画和实钻效果

根据古地貌恢复新方法，对靖边气田古地貌予以重新刻画，发现侵蚀沟槽展布模式由原来的“东西向树枝状沟槽模式”（图4-a）改变为“沟槽与潜坑并存模式”（图4-b）。之前的侵蚀沟槽为从西向东展布，主沟槽连续，在主沟槽南北两侧发育支潜沟和毛细沟槽。而在新方法预测下侵蚀沟槽和潜坑并存，侵蚀沟槽不连续，潜坑多位于侵蚀沟槽的西侧。

2017年在气田中部部署 G1、G2、G3、G4、G5、G6、G7和G8共8口井，这8口井在原侵蚀沟槽预测中均位于侵蚀沟槽中，马五1+2亚段不发育。经钻井验证，其中7口井的实钻结果和新方法预测的古地貌结果相吻合。G1、G4、G6、G7和G8五口井，新方法预测马五1+2亚段发育。实钻结果证实这五口井马五1+2亚段确实发育。G3和G5两口井，新方法预测马五1+2亚段缺失。实钻结果证实这两口井马五1+2亚段缺失。只有G2井新方法预测马五1+2亚段缺失，但实钻结果表明该井马五1+2亚段发育，新方法预测和实钻结果不吻合。从整体上来看，新方法预测侵蚀沟槽，较以往的侵蚀沟槽预测方法准确率明显提高。

图3 靖边气田奥陶系顶界面古地貌相对高程计算结果示意图

图4 靖边气田中部原侵蚀沟槽和新方法预测侵蚀构造分布对比图

表1 靖边气田中部“沟槽区”8口实钻井情况统计表

4 结论与建议

1）新方法相比于印模法和残厚法更为精确，实现了古地貌刻画的定量化表征。

2）通过新方法对侵蚀沟槽进行预测，对侵蚀沟槽有了新的认识，侵蚀沟槽展布模式由原来的“东西向树枝状沟槽模式”改变为“沟槽与潜坑并存模式”。2017年在靖边气田中部原沟槽区部署8口井，7口井的实钻结果和新方法预测结果相吻合，证实该方法对侵蚀沟槽的刻画准确率较高。

3）在今后靖边气田下古生界气藏的开发过程中，重点关注曾在沟槽区而重新刻画后的非沟槽区域，并结合周边井的生产动态资料，予以详细分析。