靖边气田下古储层岩溶作用差异性分析

2012-11-14王军杰郑海亮黄伟民

石油化工应用 2012年7期

关键词：马五靖边风化壳

王军杰，王旭，郑海亮，黄伟民

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川 750006）

靖边气田下古储层岩溶作用差异性分析

王军杰，王旭，郑海亮，黄伟民

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川 750006）

储层发育受沉积、成岩、构造运动等诸多因素影响。靖边气田下古气藏属古风化壳气藏，储集层主要受控于古岩溶作用。靖边气田主力气层马五段主要经历了早表生期、裸露风化期、半裸露浅埋藏期，中深埋藏器、深埋藏器五期岩溶作用，这些作用互相叠加，形成了古风化壳岩溶孔洞储集体。在这五期岩溶过程中，裸露风化期属全开放的环境，马五段地层与生物圈、大气圈二氧化碳环境直接联系，作用最为强烈，影响作用也最大。本文重点针对裸露风化期的岩溶作用特点及岩溶差异性对储层发育的影响做以阐述，旨在寻找不同小层可能的储层发育有利区。

风化壳气藏；岩溶作用；储层；有利区

1 靖边气田奥陶系裸露风化期岩溶特征

裸露期风化壳岩溶，是指碳酸盐层因加里东运动的影响、长期暴露地表、大气淡水渗入循环其中，伴随风化壳形成而发育的岩溶。

这类古岩溶的形成和发育，跨越了加里东与海西早期的构造运动阶段。该阶段的古地貌格局，古地质特征及古水文环境对气田西侧裸露期岩溶的发育和分布具有决定性作用。

在裸露条件下。岩溶系统具有开放型特征，岩溶作用的动力因素主要是大气淡水、溶入水中的CO2和可溶性岩层，主要影响因素是气侯、水动力条件和含水介质结构。气田西侧奥陶系风化壳含膏白云岩岩溶层组在裸露期风化壳岩溶作用主要有溶解与交代、动力侵蚀与塌陷、沉积充填与胶结等作用过程。

岩溶发育条件的变迁和碳酸盐岩的岩性与介质结构是岩溶形态组合的主要控制因素。气田西侧裸露期风化壳岩溶系统的主要特点：一是白云岩含水层具有孔隙—裂隙介质结构特征，溶质传递以渗流形式为主；二是地表条件下，岩溶介质中方解石的溶蚀速度大于白云石，差异性溶蚀作用显著。在岩溶系统中水—岩作用以白云石晚于方解石达到平衡（饱和）为特征；三是白云岩系统的岩溶形态组合以小形态为主，多见蜂窝状溶孔、小溶隙、溶缝，在岩层产状较平缓的情况下，与膏岩互层或夹膏层的白云岩溶蚀系统，在岩性接触面附近形成强岩溶发育带，常有较大空间的溶洞、溶缝。同时硬石膏吸水膨胀，造成白云岩的裂隙化。且随着石膏溶解迁出，易产生接触面的崩塌使岩石的角砾化作用增强；白云岩含水层以慢速渗流为主，水流交替较缓慢，CO2源的输入不畅，水对碳酸盐岩的溶蚀容量有限。

依据岩芯观察，并结合本区岩溶环境分析，裸露风化条件下区内的岩溶形态组合与发育特征如下：

（1）在古岩溶风化壳的近地表，普遍发育延伸较浅的溶沟或溶缝，一般0.2～2.0 m，岩芯观察中见充填溶沟的最大深度为2.8 m（压实后），后期埋藏受压形成大小杂乱的角砾云岩层；

（2）晚期湿热气候条件下溶蚀、侵蚀作用造成了广泛的夷平，古地貌形态总体平缓，高差小，垂向岩溶相对较气田以东发育。

（3）石膏层和石膏结核的存在，增强了白云岩的岩溶化。其层状分布特征也是造成本区岩溶层状发育的主要因素之一。石膏层与白云岩接触带的顺层岩溶化常形成较大的溶蚀空间，引起白云岩胀裂、卸荷破裂、崩塌、普遍产生膏溶角砾化，这是本区岩溶作用的重要特色（见图1）。白云岩中的石膏结核溶蚀，不仅造成了岩石的孔洞化，而且增强了微裂隙的发育，如在马五13和马五41等石膏结核分布密度较大的岩层中，溶蚀孔洞率较高，而且连通性较好，溶孔之间有微裂缝相联。

（4）地下浅部岩溶相当复杂，在地表下60～80 m范围内，普遍发育各类岩溶建造岩和岩溶改造岩，其中以膏溶角砾岩、崩塌（填积）角砾岩、淀积灰泥岩、破（碎）裂白云岩、溶孔（斑）白云岩、次生灰岩等较为常见，一般相邻井之间还可对比，可见其具有普遍性。在马家沟组“千层糕”式的地层组合中，石膏优先溶解而导致上覆地层的失衡破碎是研究区古岩溶的主要特色。

（5）无论是地表岩溶还是地下岩溶，均以顺层水平溶蚀为主要特征。

（6）在水流通畅、溶蚀空间较大的情况下以物理充填为主，充填物成分复杂，多为溶蚀残余物（粘土、石英、磁铁矿等）和岩屑、角砾及地表水冲积物等；在水流滞缓和微细孔隙、裂隙及温度、压力突变带则以化学充填为主，充填物的主要矿物成分是方解石、石英及少量白云石。

（7）形成的岩溶孔缝充填物明显具有淡水作用的特征；①淡水白云石：粉晶菱形，干净明亮，犬牙状，主要充填于孔洞下部；②淡水方解石：细粉晶、自形、半自形、犬牙状，充填孔洞下部及裂缝、溶缝中；③高岭石：微晶质粒状，假六方片状，一般成集合体。风化淋滤形成，多充填于孔洞的中上部；④石英：以复三方柱状双锥形态为主。呈马牙状充填于孔壁、洞壁，并与自形菱形淡水白云石、方解石、高岭石等共生。

2 靖边气田前石炭系古地貌特征

岩溶古地貌是古岩溶与各类地质作用综合作用的结果。其发育形态受古构造、古地质、古水文条件等多种因素制约，不同地貌形态对岩溶发育起着控制作用。所以研究岩溶古地貌特征及其分布规律，对掌握岩溶发育的空间分布和储层特性有着重要意义。

据前人研究表明，加里东运动使气田区全面抬升，遭受风化剥蚀，强烈的岩溶作用，靖边气田下古主要储层的形成，是古岩溶长期作用的结果，储层的发育程度受古地貌的控制。因此，研究前石炭纪岩溶地貌形态，特别是侵蚀沟槽的展布对于认识气田储层发育及高产富集区的控制因素十分重要。

通常在构造微弱、地层平缓的地台区，恢复古地貌的方法主要依据印模法和残厚法来完成。根据震资料的特点，利用奥陶系顶部侵蚀沟槽解释成果、并结合马五1＋2残留厚度来恢复前石炭纪古地貌。

靖边气田古地貌总趋势为西高东低，西部奥陶系剥蚀严重，马五1+2地层残留厚度小，下古出露层位老，而东部奥陶系残留厚度大，下古出露层位老保层位新。古地貌显示，下古层位保存基本齐全，局部区域发育马六地层，大范围内下古出露马五11、2地层。

靖边气田下古储层为岩溶性储层，古地貌是控制岩溶作用的主要因素，因此研究前石炭纪岩溶古地貌形态及划分地貌单元对于井位部署具有重要意义。

多方法综合评价前石炭纪古地貌形态，根据岩溶地貌形态，将靖边气田岩溶地貌划分为岩溶台地，岩溶斜坡、岩溶洼地、岩溶残丘、沟槽、潜坑等6个地貌单元。

古台地奥陶系顶部出露层位大多为马五11或马五12，且分布稳定，连片性强，岩溶作用强烈，储层溶蚀孔洞呈层状分布，孔洞具半充填的示顶底构造为特征。古残丘为古岩溶斜坡上相对孤立且地势高差较大、分布较小的古高地，呈近似丘状地形，奥陶系顶部层位为马五1或马六段。古洼地为古岩溶斜坡上相比周围高程略低，且呈孤立状分布的地区，主要分布于古岩溶斜坡之外侧，由于缺乏主力产层，整体含气性偏差。古沟槽为古台地边缘古地表经受强烈侵蚀、溶蚀而形成的树枝状、长条状低洼地带。

3 岩溶差异性研究及古岩溶地貌对天然气富集的影响

3.1 岩溶差异性

靖边气田下古储层的岩溶差异主要表现在水平差异和纵向差异。水平差异具体表现在同一小层，储层非均值性强，尤其马五4小层在靖边气田大面积分布但储层只在气田西侧陕231和陕181井区集中发育。纵向岩溶差异表现在，同一口井个别层段发育而其它层段不发育。

分析认为水平方向的岩溶差异受以下几个因素影响：

（1）风化剥蚀强弱程度，靖边气田古地貌西高东低，因此西部的风化剥蚀比东部强烈，风化剥蚀深度比东部也深。前人研究表明，古风化壳的厚度自西向东逐渐减薄，西部80 m，东部50 m，平均70 m。这就使得西部更深的地层接受溶蚀改造而发育成储层。

表1 靖边气田古岩溶地貌单元划分

（2）古构造影响，靖边气田的古构造是东倾单斜，这就使西部地层抬升，更老的地层进入溶蚀带接受溶蚀带接受溶蚀改造。这也就是马五41，甚至马五5（马五41、马五5相对中部主力气层马五13老）等气层在西部出现的原因。

（3）古地貌影响,岩溶台地和岩溶斜坡在裸露风化期，环境更为开放，与水及二氧化碳的作用更强烈，且溶解物质极易被带走，所以岩溶台地和岩溶斜坡区的储层较为发育。

（4）岩性差异，古风化壳的发育程度与奥陶系顶部地层岩性密贴相关，白云岩分布区，古岩溶作用强、分化深度大、范围广。而灰岩区，古风化壳发育程度低，局部岩溶。究其原因，是因为白云岩的透水性好于灰岩。灰岩的溶解度大于白云岩，但是构造稳定，泥灰晶灰岩致密，裂缝、空隙贫乏。而准同生白云岩在白云岩化的过程中已形成晶间孔和干缩缝隙，因此具有一定的透水性，也就具备了岩溶的基本条件。

垂直方向的岩溶差异性主要有如下几种原因：

（1）岩溶作用的本身垂直分带性，表生岩溶作用一般垂向上划分三带：垂直渗流带、水平潜流带、深部缓流带，一般说来垂直渗流带和水平潜流带溶蚀作用较强。

（2）小层岩性差异，除灰岩和白云岩的差异外，就是在一口井中，同是白云岩地层且处同一岩溶垂相带，但是岩溶作用也不同。原因有二，一是白云岩的纯度，二是石膏含量。白云岩纯度越高，石膏含量越大岩溶作用就越强烈。

3.2 古地貌对天然气富集的影响

高产气井一般分布在岩溶台地和岩溶斜坡有利岩溶地貌带，而岩溶洼地一般为低产气井分布区，区内岩溶残丘零星分布。沟槽为古台地边缘地表受强烈侵蚀、溶蚀而形成的树枝状、长条状低洼地带，是区域背景下水流溶蚀冲刷形成的负向地貌单元。主沟槽沟长15～55 km，沟宽 1～3.5 km，最大切割深度 25～40 m，最深切割层位可达马五33。支潜沟为古沟槽向古台地区的延伸部分，发育规模较小，沟宽一般1～3 km，沟长3～15 km，最大切割深度20～30 m，切割层位为马五14～马五2。靖边气田主沟槽一般自东向西延伸（目前自南向北发育16条主沟槽），并且在主沟槽两侧有多条支沟向外部延伸，使得靖边气田古地貌变得极为复杂，给钻井带来较大的风险。但沟槽附近区域一般储层受到强烈的溶蚀改造储层物性一般都较好，通常在溶蚀沟槽附近出现较多的高产气井。侵蚀坑是岩溶台地分布有大小不等的侵蚀坑，最大切割深度5～15 m，切割层位为马五13～马五14，一般侵蚀坑在地震上显示不明显，地质上也较难识别，因此在周围一口井在邻井气层钻遇较好的情况下地层存在缺失的情况。

如图3所示，古岩溶斜坡是天然气聚集的最有利区。