靖边气田奥陶系沟槽精细刻画及其与天然气富集关系

张正涛 ，王兴艳，崔越华 ，吕利刚 ，黄文科

（1.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川 750006；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018）

关于靖边气田岩溶古地貌特征及沟槽展布特征，前人做了大量的基础工作[1-3]，主要运用实钻井验证、上覆石炭系的厚度及分布趋势、奥陶系马家沟组的残余厚度、风化壳溶蚀剖面结构及上覆铁铝质岩的发育情况、古地形及古水动力场、模型正演及地震波形分析等方法手段，对沟槽的识别方法和空间展布特征两个方面进行了研究（见表1）[4-6]。而在靖边气田奥陶系古沟槽对储层及天然气富集控制作用方面少有论述，本文在靖边气田沟槽精细刻画基础上，重点对沟槽发育对储层影响及天然气富集关系两个方面开展工作。

1 靖边气田沟槽识别

沟槽是地表线状流水侵蚀和化学淋滤溶蚀造成的地层缺失的树枝状潜沟，一般发育在地表具有一定坡度且地表径流较发育区域。靖边气田古沟槽主要为奥陶系顶部风化壳被地表水侵蚀冲刷并充填而成，其发育主要受控于古构造、古气候、古水动力场及地层岩性等因素。根据靖边气田二十余年开发实践，井间小沟槽的精细识别问题被认为是影响开发钻井成功率的重要因素之一。为精细刻画奥陶系沟槽展布特征，在前人研究基础上，以实钻井为点约束，充分利用沟槽界面在地震和测井响应上的差异，通过地质、地震、气藏工程等多方面结合，重点主要放在二、三级沟槽的识别和对井稀或无井区沟槽的识别上。主要运用：实钻井地层对比法、地震波形识别法及时窗滑移法，三种技术手段对靖边古沟槽进行精细识别和刻画。

1.1 实钻井地层对比

首先，利用954口探井、评价井和开发井的奥陶系顶部出露特征，并考虑到地层纵向上的海拔形态及小层剥蚀零线位置，来确定一级沟槽初步轮廓。利用钻井对比剖面可识别一级沟槽的轮廓，确定出沟槽走向、连续性等展布特征。下面以具体实例来说明识别过程。

如S179～Y36-11沟槽，分别选取过沟槽的四条横切面（S191～G1-11，G05-12～G0-14，S175～Y31 及 Y29-0～T2），可见沟槽附近井出露层位自东向西有变老的趋势，且侵蚀深度加深（见图1）。据此可基本判断本沟槽自东向西是连续的，且发育程度增加。按照此思路，以钻井资料为基础，通过钻井剖面标定大致确定出10条一级沟槽的初步轮廓，为沟槽进一步识别和标定提供了基础。

1.2 地震波形识别

沟槽的地震反射结构是沟槽解释的主要依据。奥陶系顶部风化壳为高速致密块状白云岩、灰岩，顶部为低速石炭系煤系地层，二者间形成明显的波阻抗界面，由于沟槽部位的奥陶系顶部地层存在缺失，从而导致地震反射同相轴的“下凹”现象。与井资料对比说明，凡是沟槽部位都有不同程度的To14下凹。沟槽不明显时将使Tc3反射波连续性好、能量强，To14无明显下凹。另外，石炭系厚度增大也会导致同相轴由瘦变胖，由少变多。因此，在层位标定的基础上，利用地震波形的同相轴“下凹”（见图2A），同相轴增加（见图2B）,同相轴减少（见图2C）及同相轴不连续（见图2D）等特征，可对沟槽做进一步识别。但是，在6 km×8 km～2 km×4 km测网条件下，由于地震资料精度有限，仅能识别出剥蚀厚度在20 m以上的沟槽，而要精细描述侵蚀沟槽强度和沟槽走向，尤其是要识别出剥蚀厚度5 m～10 m的浅沟槽，仍是十分困难的。

1.3 时窗滑移法

奥陶系碳酸盐岩地层反射能量较弱，石炭系底部地层为薄互层的沙泥岩和煤层反射能量强，在风化壳界面处强弱变化明显。统计发现，风化壳界面一般在约15 ms的时窗范围内起伏。因此，利用时窗滑移方法在出现均方根振幅的高值收敛区即为沟槽区。

表1 鄂尔多斯盆地奥陶系沟槽部分研究成果

图1 横切面法识别一级沟槽示意图

图2 利用地震波形特征进行沟槽识别

选用合适的时窗极为关键，时窗过大，提取的地震动力学参数仅对大沟、深沟等一级沟槽有较明显的响应，对二、三级沟槽响应不明显；时窗过小，提取的地震动力学参数难以包络一级沟槽，且地震动力学参数不稳定，对沟槽的响应存在多解性。在这种地质地震条件下，通过试验选取合适的时窗，利用时窗滑动确定奥陶系顶面层位特征。根据VSP测井和声波测井资料统计，石炭系地层平均速度4 000 m/s～5 000 m/s，平均4 328 m/s；奥陶系地层平均速度6 000 m/s～7 000 m/s，平均6 432 m/s。地震资料采样率2 ms，加密重采样至1 ms。通过属性时窗试验，最小时窗为5 ms时，地震属性具有较好的稳定性，最终选用5 ms作为提取各种地震属性的时窗；以2 ms为间隔，在奥陶系顶面分布的反射轴内进行5 ms时窗滑移，提取均方根振幅、平均反射能量和弧长属性，通过时窗由上向下滑移，属性高值逐渐收敛区解译为石炭系地层，即为沟槽，而且根据收敛区的特征，可以定量的确定沟槽的宽度、深度、形态、剥蚀的层位等要素。根据过地震测线的113口井验证，吻合度在85.5%。

2 沟槽展布特点

综合运用上述三种方法识别结果，并进一步用生产、测试资料进行验证，对与实际相矛盾的地方，对沟槽模型进行调整，使之与生产实际和目前认识相一致。共识别出10条一级沟槽、68条二级沟槽和376条三级沟槽，其展布特征（见图3）。

对各小层一级沟槽的宽度、长度及深度进行了统计。

长度：10条一级沟槽中，大于80 km有1条，50 km～80 km有7条，30 km～50 km有2条；表明一级沟槽长度一般在50 km～80 km。

宽度：沟槽延伸长度＞30 km、宽度2 km～3.5 km；二级沟槽68条，沟槽延伸长度5 km～30 km，宽度1 km～2 km；三级沟槽376条，沟槽延伸长度<5 km，宽度<1 km。

图3 靖边气田马家沟组五段一级沟槽展布特征

深度：其中：马五11小层一级沟槽的深度为39.4 m，马五12小层一级沟槽的深度为32.1 m，马五13小层一级沟槽的深度为28 m，马五14小层一级沟槽的深度为22.9 m，马五21小层一级沟槽的深度为19.6 m，马五22小层一级沟槽的深度为14.7 m，马五31小层一级沟槽的深度为9.4 m。

统计可知，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93.12%（见图4）。一级沟槽长度与一级沟槽宽度之间为线性关系，相关系数为77.73%（见图 5）。

图4 沟槽长度与三级沟槽数量关系图

图5 沟槽长度与宽度关系图

3 沟槽发育对储层的影响

3.1 岩溶古地貌特征

沟槽发育影响了储层的物性，而古沟槽的发育情况主要受控于工区内岩溶古地貌特征。因此，结合前人研究成果[7]，根据石炭系标志层厚度（Hc）这一定量指标，结合古地理环境、古水动力分析，将工作区划分3类二级地貌类型（见表2）：岩溶台地、岩溶斜坡和岩溶盆地。石炭系标志层厚度大于90 m。在二级地貌类型划分的基础上，结合马家沟组的残余厚度、残积岩的性质、局部地形对比特征等因素进行三级地貌类型划分，选用K1标志层（为马五14底部的一层凝灰岩及云质泥岩）以上马五1段的残余厚度（HK）作为中东部三级地貌类型划分的参考依据。进一步将岩溶台地划分为浅洼和平台；将岩溶斜坡划分为溶丘、洼地、台坪及沟槽；将岩溶盆地划分为残丘和谷地（见表2）。

表2 靖边奥陶系风化壳古岩溶地貌类型划分

研究区沟槽主要发育于岩溶斜坡区，古地形呈东高西低的斜坡构造，决定了沟槽主要以东西向展布为主。沟槽横切面一般表现为宽缓的“U”字型。沟槽位置岩溶发育特征（见图6），其垂向结构分为（a）残积带、（b）表层岩溶带、（c）垂直淋滤带、（d）水平溶蚀带、（e）溶蚀沉淀带及（f）缓流带等六个带，其中表层岩溶带和垂直淋滤带岩溶发育最为强烈，是有效储层发育有利带。

3.2 沟槽对储层物性的控制

岩溶沟槽两侧上方斜坡（相邻沟槽之间的溶丘），该区地貌经受较强的风化淋滤，岩溶作用最强烈，顶部纵横交错的溶缝将基岩分割成角砾状，下部溶孔发育。岩心观察，马家沟组五段，总体储层物性较好，孔洞较发育（见图7a）。常见角砾和垮塌角砾岩（见图7b），常被方解石胶结，裂缝非常发育，未充填或被方解石半充填到充填（见图7c、7d）。溶洞破碎充填带，被泥质和小的基岩角砾充填。薄片观察，可见晶间微孔（见图8a）和溶孔（见图8b）广泛发育，微裂缝（见图8c）常见，此外还可见膏模孔发育（见图8d）。该区在风化及岩溶作用下，储层孔、洞、缝均较发育，物性好，是高产气井的

有利分布区。

图6 岩溶演化特征示意图（据夏日元修改）

图7 沟槽上方斜坡区岩心特征

图8 沟槽上方斜坡区储层镜下特征

沟槽内部是古地貌地势低平地区，为地表径流及岩溶斜坡下渗大气淡水主要排泄汇集区。该区水体溶解能力差，而沉淀和充填作用强，岩溶空间充填程度较高，由于钙、泥质的充填胶结，易形成致密岩性带，物性变差（见表3），不利于储集空间的形成和演化。统计发现，位于沟槽内部储层平均孔隙度为2.47%，渗透率1.62 μm2，沟槽斜坡部位储层平均孔隙度高达4.39%，渗透率高达2.56 μm2，与理论认识相一致。

表3 沟槽内部、沟槽上方斜坡（溶丘区）物性对比表

沟槽对储层既有建设作用又有破坏作用。建设性作用表现为：沟槽上方的斜坡区，由于沟槽的存在，往往水动力能量高，岩溶作用强烈，储层物性较好。且由于侧向沟槽的存在，可提供良好的物性封闭、岩性遮挡，为富集天然气提供有利条件。破坏作用是表现在两个方面：其一，使岩溶斜坡遭受切割而缺失主力气层，使得储层不具有大面积连续含气的特点。其二，沟槽发育部位，垂直岩溶带不发育，水平岩溶带厚度减薄。是古水流的指向区域，溶蚀作用相对较弱，且已有溶孔溶洞充填较为严重，残留有效储集空间小。具体到沟槽内部，上覆石炭系底部铝土岩因沟槽中的水流侵蚀而缺失，多以砂、泥岩充填和钙、泥质充填为特征，储层致密，物性差。

4 沟槽对天然气富集程度的影响

沟槽是风化壳岩溶储层与古地貌成藏圈闭形成的重要因素，沟槽网络的发育控制了气藏的分布和天然气的富集区带。关于气源问题，一般认为靖边气田煤成气和油型气均来自于上古生界二叠系的煤层和太原组含煤地层[8]。根据徐波、孙卫等对靖边气田陕200区块的研究[9]，认为东西向展布的沟槽及其与裂缝的耦合作用，构成了上古生界天然气向下古生界储层运移的通道。并定性认为沟槽越发育，裂缝密度越大，则含气饱和度就越高。为进一步研究沟槽发育与天然气富集的关系，对工区983口井的测井、试气及生产资料进行分析对比，以期明确沟槽发育与天然气富集规律间的定量关系。

4.1 沟槽发育部位与无阻流量的关系

试气结果进行统计表明：气井产能与距沟槽中心线距离关系密切。当气井距离沟槽中心线2 km时，平均无阻流量为3.5×104m3/d，当距离6 km时平均无阻流量达到50×104m3/d以上（见图9）；沟槽内部井（距沟槽中心线1.5 km以内）的平均无阻流量是0.9×104m3/d，沟槽外部井（距沟槽中心线1.5 km以外）的平均无阻流量是20.1×104m3/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，其一般不具工业产能。

图9 无阻流量与距沟槽中心线距离关系图

4.2 沟槽剥蚀层位与无阻流量的关系

对沟槽发育区及其相邻地区各单井无阻流量进行统计，无阻流量与地层出露层位呈指数递减，随着出露层位加深，气井产能快速下降（见图10）。按照沟槽剥蚀层位可分为三类：（1）出露层位在马及以上地层，井均能达到工业产能且无阻流量在8.5×104m3/d以上，表明马五1地层保留程度是气井高产的关键；（2）出露层位为马及马，基本达到工业产能且无阻流量在3.8×104m3/d左右，表明马及马地层保留是气井达标的底线；（3）出露层位在马-马，平均无阻流量在1.4×104m3/d以下，气井多不具工业产能；上述分析说明，地层保留程度是气井产能的关键，保留马五1+2地层的井一般可以达到工业气流标准。

图10 地层出露与无阻流量关系图

5 结论

（1）实钻井地层对比法、地震波形识别法及时窗滑移法相结合，可综合识别工区内古沟槽展布特征，识别和精细刻画出一级沟槽10条、二级沟槽68条和三级沟槽376条。一级沟槽长度与三级沟槽数量之间具指数关系，相关系数为93.12%。一级沟槽长度与一级沟槽宽度之间具线行关系，相关系数为77.73%。

（2）沟槽发育对储层物性的影响既有建设性作用又有破坏性作用。一方面，沟槽上方的斜坡区由于沟槽的存在，水动力能量高，岩溶作用强烈，储层物性较好。且由于侧向沟槽的存在，可提供良好的物性封闭、岩性遮挡，为富集天然气提供有利条件。另一方面，沟槽发育使岩溶斜坡遭受切割而缺失主力气层，使得储层不具有大面积连续含气的特点。同时，沟槽发育部位溶蚀作用相对较弱，充填较为严重，使得储层致密，物性变差。

（3）沟槽发育对天然气富集控制作用明显：气井产能与距沟槽中心线的距离具线性关系，沟槽内部井，一般不具有产能；距离沟槽中心线2 km时，无阻流量为3.5×104m3/d；距离沟槽中心线8 km时无阻流量达到61.7×104m3/d；气井无阻流量与地层出露呈指数递减，随着出露层位加深，气井产能快速下降，出露层位在马五22以下多不具工业产能。

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