靖边气田陕330井区奥陶纪喀斯特古地貌研究

代金友，穆中奇，王永林，刘茂国

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249；2.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川 750006)

陕330井区处于靖边气田东部，面积约3 000 km2。陕330井区是一个与奥陶系海相碳酸盐岩风化壳有关的古喀斯特气田[1，2]，储层由一套以溶蚀为主，经深度成岩作用改造的蒸发潮坪沉积组成，喀斯特古地貌对油气分布有着极其重要的控制作用[3-6]。

作为靖边气田东部扩边建产的新区，陕330井区奥陶系储层喀斯特古地貌特征尚不落实，不利于后续开发建产工作开展。为此笔者结合最新钻录井资料，开展了喀斯特期古构造、地层出露状况、地层沉积厚度以及喀斯特残留厚度研究，通过单井喀斯特特征资料整理，采用连井地貌剖面标定方法进行了奥陶纪鸭绒古地貌恢复与精细刻画。研究成果可直接指导靖边气田扩边建产工作，并对我国碳酸盐岩古喀斯特气田的地貌恢复提供方法借鉴。

1 古构造

在漫长的地质构造演化过程中，鄂尔多斯盆地经历了太古代-早元古代的基底形成5段，中晚元古代的大陆裂谷发育5段，早古生代的陆缘海盆地形成5段，晚石炭世-中三叠世的内克拉通盆地形成5段，晚三叠世-早白垩世的前陆盆地发育5段以及新生代的盆地周缘断陷盆地形成5段共六个大的构造演化5段。其中，古生代的陆缘海盆地形成5段，陕330井区所处的靖边-横山地区在加里东运动晚期整体抬升，使早古生代中奥陶世海退之后下古生界碳酸盐岩暴露地表，遭受了1.3亿年的风化剥蚀、雨水冲刷及化学溶蚀、淋滤作用，雕凿出特有的古喀斯特地貌景观[7]，形成的碳酸盐岩次生溶蚀孔洞缝储层对油气的聚集十分有利。中石炭世鄂尔多斯地块再度发生海侵，沉积了海相、海陆过渡相的中上石炭统煤系地层[8]。因此，石炭系沉积与下覆奥陶系地层呈填平补齐关系[9]，可以利用石炭系原始沉积厚度趋势来确定奥陶纪喀斯特期古构造特征。

据此，研究根据现场测、录井及钻井分层数据，整理并编制了陕330井区石炭系原始沉积厚度图(见图1)。可以看出：石炭系地层厚度分布于64 m～72 m，平均68 m。其中，西北部沉积厚度较小，说明处于古构造高部位；而向东南部沉积厚度变大，表明处于古构造低部位。因此，陕330井区喀斯特期古地形呈明显的西北高东南低、朝东南方向倾伏的单斜构造，这决定了该区古喀斯特作用形成的地表喀斯特水体具有由西向东径流的特征。

2 地层出露状况

陕330井区储层为奥陶系顶部马家沟组马五1-5亚段，岩性以泥粉晶白云岩为主，厚60 m～120 m。在奥陶纪西高东低的古构造背景下，马五1-5亚段碳酸盐岩长期遭受了风化剥蚀、雨水冲刷及化学溶蚀、淋滤作用，形成了顶部地层不同程度的缺失，并表现为小层出露层位差异以及钻遇率的不同。

为此，结合测录井资料开展了细致的小层对比工作，在此基础上统计了该区小层钻遇率、地层出露及地层厚度特征(见表1)，并编制了风化壳小层出露状况图(见图2)。可以看出，陕330井区地层出露以马五1亚段为主，出露层位较浅。其中，小层出露比例由高到低依次为：马五11(55.7%)、马五12(18.9%)、马五13(9.2%)、马五14(4.8%)、马五21(1.7%)、马五22(2.1%)、马五31(3.8%)、马五32(3.3%)、马五33(0.5%)，说明马五41a以下地层未出露，即古喀斯特最深层位在马五33。

3 沉积厚度与残留厚度

由于马五33小层钻遇率为100%，即马五33小层全区发育，因此可以利用马五1-3地层保留完全的井进行地层沉积厚度恢复，以确定储层风化喀斯特之前地层的分布特征。从恢复结果(见图3)表明：陕330井区马五1-3地层沉积厚度为52 m～56 m，即研究区东西50 km范围内，沉积厚度变化不大、最多相差4 m，这反映了宽广的海相潮坪沉积地层稳定发育的特征。同时，地层厚度的分布由西向东呈连续递变趋势，其中西部沉积厚度较大，东部沉积厚度较小。这说明随着海水深度增加，潮坪沉积碳酸盐岩沉积厚度由西向东有减小趋势。

在马五1-3沉积厚度分析基础上，利用陕330井区所有井的分层资料编制了该区马五1-3地层残留厚度图。结果表明(见图4)：地层残留厚度高低相间分布，分布趋势与地层出露情况(见图2)十分吻合，即出露层位越老残留厚度越小。出露层位与残留厚度回归分析表明，二者呈线性关系、复相关系数R2为0.929。

表1 陕330井区奥陶系马五1-5亚段小层出露状况Tab.1 Exposure of layers in Ordovician Ma51-5in Shan 330 area

图1 石炭系地层厚度图Fig.1 The arboniferous reservoir thickness

4 古地貌特征及展布

4.1 古地貌剖面标定及地貌单元划分

图3 马五1-3原始厚度图Fig.3 Ma51～Ma53original thickness

图4 马五1-3残留厚度图Fig.4 Ma51～Ma53residual thickness

通过喀斯特期古构造、地层出露、沉积厚度及残留厚度特征研究，明确了陕330井区奥陶纪喀斯特古地貌形成的背景、地层条件及溶蚀状况，为利用地貌剖面进行喀斯特古地貌的恢复提供了依据。为此，在单井资料整理和连井地貌剖面绘制基础上，综合利用地貌剖面标定方法进行古地貌恢复。

通过40条地貌剖面标定分析，将陕330井区划分出台丘、斜坡和沟槽等3种地貌单元类型(见图5)，特征如下：

(1)台丘区：地层保存较好、残留厚度较大的正向地貌单元，它是由许多小规模的丘状突起组合而成，马五1-3残留厚度一般在45 m以上，平均53 m，出露层位以马五1亚段为主，地层保留较好，储层溶蚀淋滤充分。

(2)斜坡区：为台丘区向沟槽的过渡地区。马五1-3残留厚度为32 m～45 m，平均40 m，出露层位主要为马五2亚段。

(3)沟槽区：沟槽是古水流冲蚀和溶蚀形成的树枝状潜沟，长度在30 km～70 km，多呈较陡的V字型，顶面宽度可达数千米[10，11]。不同级次的沟槽往往呈树枝状分布，马五1-3残留厚度小于32 m，平均20 m，出露层位在马五2亚段以下。

图5 陕330井区连井古地貌剖面图Fig.5 Paleogomorphic section of Shan 330 area

4.2 古地貌展布特征

图6 陕330井区古地貌剖面图Fig.6 Paleogomorphic profile of Shan 330 area

采用单井判别及剖面标定方式重现了陕330井区奥陶纪古地貌单元分布规律(见图6)，可以看出：陕330井区古地貌整体以斜坡为背景，受3条树枝状沟槽分割形成6块大小不一的台丘区。其中，沟槽在研究区西部构造高部位分支明显，而向东部分支逐渐减少并汇流到主沟槽。受其影响，研究区西部地貌单元变化复杂，台丘、斜坡、沟槽等地貌间互发育、转换频繁(见图5a)。其中，西部台丘区更为发育，而向东部多过渡为斜坡区(见图5b)。

表2 地貌单元与生产资料的对应关系Tab.2 Correspondence between the geomorphic unit and the production data

4.3 地貌与油气富集关系

根据现场测试井无阻流量数据和生产资料，统计了不同地貌单元的生产特征(见表2)。可以看出：不同地貌单元差异明显，其中台丘区井残留厚度大、主力层发育、无阻流量高、日产气量高，是最有利的地貌单元类型；其次为斜坡区井，残留厚度较大、无阻流量中等、日产气量较低；而钻遇沟槽井残留厚度小、无阻流量和日产气量极低，达不到工业产能标准，对油气富集不利。因此，陕330井区台丘地貌对油气富集最有利，可作为下一步产建重点区。

5 结论

(1)陕330井区奥陶纪喀斯特期古构造背景呈西高东低、向东南倾斜单斜构造，西部是汇水区，东部为泻水区。马五1-5地层最大溶蚀层位为马五33，统计马五1-3地层沉积厚度接近、介于52 m～56 m，而喀斯特风化后马五1-3地层残留厚度差别较大、介于10 m～56 m，且随出露层位越老残留厚度变小。

(2)采用单井判别及剖面标定方式重现了陕330井区奥陶纪古地貌分布规律，表明古地貌整体以斜坡为背景，受3条树枝状沟槽分割形成6块大小不一的台丘区。其中，沟槽在研究区西部构造高部位分支明显，而向东部分支逐渐减少并汇流到主沟槽。受其影响，研究区西部地貌单元变化复杂，台丘、斜坡、沟槽等地貌间互发育、转换频繁，而向东部多过渡为斜坡区。其中，台丘区对油气富集最有利，可作为下一步产能建设重点区。

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