岩溶微古地貌对岩溶白云岩的储层控制作用——以大牛地奥陶系马五1+2段岩溶储层水平井解释为例

陈泉键， 张哨楠， 白晓亮,2， 丁晓琪

( 1. 西南石油大学 地球科学与技术学院，四川 成都 610500; 2. 中国石油西南油气田分公司 勘探开发研究院，四川 成都 610051; 3. 成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059 )

岩溶微古地貌对岩溶白云岩的储层控制作用
——以大牛地奥陶系马五1+2段岩溶储层水平井解释为例

陈泉键1， 张哨楠1， 白晓亮1,2， 丁晓琪3

( 1. 西南石油大学 地球科学与技术学院，四川 成都 610500; 2. 中国石油西南油气田分公司 勘探开发研究院，四川 成都 610051; 3. 成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059 )

针对鄂尔多斯盆地大牛地气田马五1+2段储层致密、岩溶作用强烈、非均质性强，直井单井产能低，调整为水平井开采后获得良好的开发前景等特点，根据岩心、物性及薄片观察等资料，分析马五1+2段水平井钻遇试气成果，储层发育及录井气测异常厚度等对不同微古地貌的水平井导眼段及水平井进行测井解释，识别并确定水平段储集类型，研究岩溶微古地貌对岩溶白云岩储层控制作用。结果表明：研究区岩溶相带发育明显,纵向上岩溶储层受岩溶相带的控制明显，马五13、马五14、马五2处于垂直渗流带，整体受泥质充填较弱,储集性能较好,为储集有利相带；岩溶斜坡微古地貌处地表水的渗滤作用表现明显，白云岩发育大量的溶蚀孔隙、溶缝，泥质充填程度较弱，具有良好的储集性能，是古岩溶储层发育和气藏形成的有利部位；岩溶高地储集空间易被溶蚀、充填，故物性与斜坡相比较差。

奥陶系; 大牛地气田; 岩溶; 水平井; 微古地貌; 储层控制

0 引言

碳酸盐岩岩溶风化壳是近年来勘探的重点，岩溶风化壳中陆续发现大量油气，显示风化壳储层巨大的勘探潜力[1-4]。鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系以碳酸盐岩为主，盆地内气田勘探始于20世纪80年代中期。随着鄂尔多斯盆地不断开发，目前在盆地中部靖边潜台取得突破，发现岩溶风化壳大气田，主力气层为奥陶系风化壳顶部，累计探明天然气地质储量近 5.00×1011m3[5]；苏里格气田探明天然气地质储量达2.85×1012m3[6]。自1999年以来，大牛地气田已有多口钻井于奥陶系风化壳中取得工业气流，显示较好的开发潜力。大牛地气田奥陶系马五1、马五2亚段天然气控制储量为43.78×108m3[7]，马五1+2段气藏估算探明储量为103.00×108m3， 53口气井单层平均无阻流量达1.042×104m3/d。虽然大牛地奥陶系气藏显示良好的油气勘探开发前景，但基于大牛地气田奥陶系风化壳气藏为低孔、低渗地层，且风化壳上覆石炭系为一套烃源岩，距离较近，易于成藏，一直是勘探重点。经历风化壳岩溶后，马五1+2段储层溶蚀孔洞充填程度较高，充填物性质复杂。受沉积环境及成岩环境的影响，储层具有很强的非均质性，纵向上产层多，厚度薄，变化大；横向分布区域广，局部存在中、高渗透区，层间差异明显，直井的开发效果极差且产量较低。因此，对于下古生界低品位天然气资源，调整直井开发方式，采用水平井进行开发试验是目前最有效的开发方式，并取得重大进展，其中，DP102S井获无阻流量16.034×104m3/d，PG18井获无阻流量18.004×104m3/d，尤其是PG26井，获无阻流量50.266×104m3/d。

大牛地奥陶系风化壳储层地层变化快，强烈的岩溶作用导致储层质量差，多期次的岩溶使得研究区白云岩储层纵向上具有多变性[8]，且有利古地貌单元分布有限，不同微古地貌区岩溶作用及岩溶储层发育程度有一定的差异性[9]，给水平井的实施带来困难。因此，开展大牛地气田下古生界岩溶储层水平井解释，研究岩溶白云岩储层主控因素意义重大。结合岩心、薄片和测井资料，根据储层岩石学特征，笔者分析储层物性特征，研究不同微古地貌单元的储层分布与水平井产量之间关系，为进一步勘探提供地质依据。

1 区域地质概况

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，处于陕西榆林与内蒙古伊金霍洛旗、乌审旗交界地区(见图1(a))。奥陶系末，加里东运动致使盆地整体抬升，暴露于地表的奥陶系碳酸盐岩经历长达1.5亿年的大气淡水淋滤及风化剥蚀，在奥陶系顶面形成沟壑纵横、槽台相间的岩溶古地貌特征[10-12]。研究区主体位于岩溶台地—岩溶斜坡区[13]，马五1+2段地层受岩溶影响较大，剥蚀严重(见图1(b))。研究区奥陶系马五1+2段主要发育粉、细晶白云岩和白云质角砾岩，为潮坪沉积环境[14]。

图1 研究区构造单元和位置Fig.1 The structural units and the location of study area

马五1+2段位于研究区风化壳顶部，根据地层划分，结合大牛地气田已钻井的测井及录井资料,分析马五1+2段各个小层的岩性发育特征。

(1)马五1亚段。主要由泥—粉晶白云岩、泥云岩组成，局部见泥质夹层，可见岩溶角砾，溶蚀孔、洞、缝发育。根据岩性组合特点，自上而下可划分为4个小层，即马五11、马五12、马五13及马五14。受岩溶作用的影响，马五11在研究区被全部剥蚀；马五12受剥蚀作用较强，在研究区分布有限，岩石类型以粉晶白云岩和含硬石膏结核的粉晶白云岩为主，局部夹膏溶角砾岩；马五13主要由含硬石膏结核的粉晶白云岩和纹层状白云岩组成，岩溶作用发育，形成大量溶蚀孔洞，为重要的产气层；马五14顶部发育角砾状白云质泥岩，中部发育粉晶白云岩，局部含硬石膏结核，孔隙发育，为产层之一，下部发育凝灰岩。

(2)马五2亚段。主要发育粉晶、细晶白云岩和白云质角砾岩，局部发育毫米级条板状硬石膏。马五21上部发育微—细晶白云岩及粉晶白云质角砾岩，岩性较为致密，下部为白云质角砾岩；马五22整体发育粉晶白云岩，局部见硬石膏结核，水平裂缝较为发育，为微孔—裂缝型储层。

马家沟组马五1+2段风化壳储层的岩石类型主要为白云岩及含膏白云岩，马五11及马五12分布有限，其他小层中含膏白云岩较为发育。在研究区广泛发育的石膏夹层、膏质白云岩，使得与其相关的膏溶作用可以促进区内马五1+2段相关岩溶作用进行，较利于白云岩储层的发育[15]，但研究区的微古地貌控制岩溶作用的发展和演化，进而影响岩溶储层的形成和分布。马五1+2段为主要水平井勘探层段。

2 储层基本特征

2.1 储集空间类型

2.1.1 孔隙

对大牛地气田马五1+2段近120块薄片进行观察分析，该区白云岩的储层孔隙类型主要有晶间孔和晶间溶孔、溶蚀孔及膏模孔。

(1)晶间孔和晶间溶孔。晶间孔指发育在半自形—自形的白云岩晶体之间的孔隙，呈不规则多边形，分布不均匀(见图2(a))；晶间溶孔为晶间孔溶蚀作用沿方解石胶结物或晶间孔溶蚀扩大的结果，孔隙边缘可见较明显的溶蚀痕迹，孔径一般在0.02～0.80 mm之间，大小悬殊(见图2(b))，主要发育层段为马五2亚段，是大牛地气田白云岩储层主要储集空间类型。

图2 大牛地气田马五1+2段储集空间类型Fig.2 Type of reservoir space of Ma51+2 in Daniudi gas field

(2)膏模孔。含膏云岩中的石膏晶体或石膏结核等易溶组分受淡水淋滤、溶解，多以结核或单晶形式产出，薄片观察多为针状或板条状，呈孤立状，因此连通性较差，充填物以方解石为主(见图2(c))。膏模孔是研究区马五1+2段白云岩储层重要储集空间之一。

(3)溶蚀孔(膏溶孔)。在大气淡水淋滤作用下，沿孔隙或晶面接合面渗透溶蚀所形成的孔隙，大小不一，孔径差别较大，形状不规则，多呈港湾状，连通性较好，部分溶孔被方解石等物质充填(见图2(d))。 膏质白云岩中的石膏遇水膨胀而形成微裂缝，易溶膏质被带走后缝内被淡水方解石充填，后期形成的白云岩溶解后可形成鸡丝笼状溶孔(见图2(e))。研究区溶蚀孔隙十分发育，为主要储集空间类型。

2.1.2 溶洞

指直径在2 mm以上的孔隙，研究区马五1+2段白云岩溶洞一般形成于古岩溶发育阶段，经历多期次构造运动、岩溶作用和成岩作用的叠加改造[16]。研究区溶洞已被方解石充填—半充填，对储集性贡献较小。

2.1.3 裂缝

大牛地气田马五1+2段微裂缝较为发育，多不规则，溶缝两边颗粒可见明显溶蚀痕迹，被方解石、泥质等半充填(见图2(f))。研究区构造缝延伸长，宽度较大，部分被方解石、地开石半充填，但具有一定开启度，对储层储集性的改善有较大贡献。

2.2 物性特征

受钻井取心影响，风化壳层段取心较少。为分析研究区马五1+2段的储集物性特征，选取16口井共168块样品。由于研究区马五1+2段地层纵向上岩性变化明显，马五1亚段主要岩石类型为泥—粉晶白云岩、泥云岩，局部见岩溶角砾，马五2亚段发育粉晶、细晶白云岩和白云质角砾岩，且随着风化壳距离顶部的距离变化，其储集性能变化较为明显。因此，对马五1亚段和马五2亚段物性分别统计，其孔隙度和渗透率分布见图3-4。

图3 马五1亚段孔隙度、渗透率分布Fig.3 Porosity and permeability distribution map of Ma51 submember

图4 马五2亚段孔隙度、渗透率分布Fig.4 Porosity and permeability distribution map of Ma52 submember

马五1亚段孔隙度分布为0.79%～9.90%，平均为2.67%，主要分布区间小于5.00%，渗透率分布为(0.008～0.413)×10-3μm2，平均为0.058×10-3μm2，主要分布区间为(0.010～0.200)×10-3μm2。存在裂缝的样品占总样品的14%。

马五2亚段孔隙度分布为0.20%～10.30%，平均为2.87%，主要分布区间小于5.00%，渗透率分布为(0.010～0.379)×10-3μm2，平均为0.046×10-3μm2，主要分布区间为(0.010～0.300)×10-3μm2。存在裂缝的样品占总样品的12%。

由图3-4可知，大牛地地区奥陶系风化壳属于低孔、低渗地层，储层孔隙度相对差，渗透率趋势总的相近，平均值稍低，但局部出现的微裂缝使得渗透率明显增大，储层渗透性得到改善。钻井资料尤其是水平井钻井资料表明，大牛地裂缝非常发育。

3 岩溶相带

大牛地气田岩溶储层发育受不同的水动力条件控制，与季节变动和海平面升降变化密切相关，不同区段间的岩溶分带特征可反映不同的古地貌单元、古水系对岩溶发育的控制作用。因此，对岩溶储层的勘探不仅要寻找古构造高点部位，也应该以寻找岩溶储层优势发育相带为主[17]。分析钻井、测井、岩心等资料，研究区马五1+2段岩溶剖面具有较好的纵向分带性。岩溶相带发育明显，纵向上控制储层的发育。

地表岩溶带在研究区马五1+2段顶部主要表现为一套岩溶残积岩(铝土岩)，膏溶角砾岩极为发育，角砾呈次棱—次圆状，溶蚀洞、缝常被同生淡水方解石胶结或风化残余黏土渗流充填。该岩溶带在测井曲线上表现为自然伽马极高、电阻率低，说明受岩溶作用影响强烈，泥质充填严重(见图5)。

马五1+2段主要位于垂直渗流带。该相带主要岩性以含膏(结核状、板条状)白云岩为主，可见薄层泥质白云岩。岩心、野外剖面观察可见鸡丝笼状溶孔及网状裂缝；薄片观察可见膏溶孔、溶缝极为发育，且溶缝和膏溶孔伴生，可能与膏质结核遇水膨胀发生破裂有关。在测井曲线上，垂直渗流带具有典型特征，自然伽马曲线主要表现为低值且平直，偶见溶缝被泥质充填而呈高值；电阻率曲线表现为光滑且中高值，说明该相带整体受泥质充填影响较弱，储层孔隙保留较好。

马五3亚段为水平潜流带，杂基支撑紊乱角砾岩较发育，方解石常呈去云化，可见云质角砾、去云化灰质角砾、泥质、碎屑等机械充填物杂乱堆积，溶洞洞顶及洞壁受重力影响而呈多期垮塌、滑塌现象。水平潜流带自然伽马与垂直渗流带相比明显升高，为中高值，呈尖峰状，起伏高值处为角砾泥质充填， 电阻率曲线呈微齿状。该岩溶相带充填和垮塌现象严重，对储层以破坏作用为主[18]。

岩溶相带对储层发育具有控制作用，风化壳岩溶发育的分带现象受其地下水运动的控制[19]。地表岩溶带长期暴露于地表，遭受大气淡水淋滤时间久，下伏马五1亚段的碳酸盐岩在风化作用及地表水的改造作用影响下，铝质富集，形成古风化壳型铝土矿，其后大量裂缝被后期沉积的泥、砂、砾岩充填[20]。垂直渗流带为大气淡水补给，岩溶作用以垂直方向为主，含膏白云岩中石膏被溶蚀后形成膏溶孔及扩溶孔、溶缝，白云岩作为骨架岩性起到支撑作用，对研究区白云岩储层发育起重要作用。水平潜流带主要为岩溶相带的泄水部位，虽然该相带形成的孔洞已经垮塌、充填，但对地表水在岩溶相带中的渗滤具有重要作用。

4 岩溶微古地貌

纵向上，岩溶储层受岩溶相带的控制明显，马五13、马五14、马五2处于垂直渗流带，储集性能较好；横向上，岩溶差异明显，不同的岩溶微古地貌的溶蚀强度、泥质充填及岩溶角砾的发育具有明显差异，尤其是岩溶白云岩地层(含膏量变化)[21]，因此微古地貌的变化对储层分布具有重要的控制作用。

加里东运动末期，鄂尔多斯地区整体抬升，受地表剥蚀作用影响，在奥陶系顶面形成沟壑纵横、槽台相间的岩溶古地貌特征。受当时西高东低古构造格局的影响，发育岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地等古地貌单元[17]。研究区马五1+2段岩溶作用强烈，储层溶蚀孔洞受机械沉积和化学充填程度较高，储层非均质性强。为有效开发及明确高产控制条件，选取位于不同岩溶微古地貌的水平井对岩溶储层进行解释。

图5 大牛地气田马五1—马五3亚相岩溶剖面Fig.5 Karst section of Ma51-Ma53 in Daniudi gasfield

4.1 斜坡

对于岩溶白云岩储层，白云岩作为骨架岩性，地表水的渗滤作用在岩溶斜坡处表现尤为明显，白云岩发育大量的溶蚀孔(见图2(b))、溶缝，泥质充填较弱，为气藏形成提供良好条件，成为天然气富集有利区域。

PG18井岩溶斜坡水平井解释见图6。由图6(a)可知，PG18井开壳层位为马五13，主要岩性为含硬石膏结核的粉晶白云岩，发育大量溶蚀孔洞；微古地貌为岩溶斜坡(见图6(b))，白云岩发育大量的溶孔、溶缝，以泥质充填作用较弱、测井曲线上GR低平段有效白云岩储层为基准，统计测井孔隙度,作出平均孔隙度图(见图6(c))，结合古地质图、古地貌图为水平井的勘探提供指导。由图6(e)可知，PG18井目的层为马五13，实钻水平长度为1 km，其中含气显示长度为492.5 m，占总长度的49.25%；平均孔隙度大于5.0%，产气段有明显的气测异常，其中全烃质量分数最高为30.51%，平均为20.41%，产气的无阻流量为18.004×104m3/d。其中产气层段的储层主要为Ⅰ和Ⅱ类储层，Ⅰ类和Ⅱ类储层长度为196.3 m，占储层总长度的68.49%； PG18井水平段储集物性较好，产气量大。由连井剖面(见图6(d))可以看出，有效厚度大于5.0 m。产气量较大的原因是井轨迹设计较好，基本风化壳在马五13中，含气钻遇率高。

4.2 高地

研究区岩溶高地相带岩溶作用强烈，发育岩溶残积岩(铝土矿)，大量的溶孔、溶缝被泥质充填，且大量冲蚀沟(长度为1.0～2.5 m)被泥质、碎屑岩充填，增加岩溶储层的非均质性。

PG5井解释见图7。由图7(a)可以看出，PG5井开壳层位为马五12，主要岩性以粉晶白云岩为主，局部夹膏溶角砾岩；微古地貌为岩溶高地(见图7(b))，主体处于垂直渗流岩溶带。由图7(e)可知，PG5钻遇层位为马五13，实钻水平长度为1 100.0 m，其中含气显示长度为261.0 m，占总长度的23.73%；平均孔隙度为4.1%(见图7(c))，产气段有明显的气测异常，其中全烃质量分数最高为33.37%，平均为7.97%，产气的无阻流量为7.362×104m3/d。产气层段的储层主要为Ⅰ型储层，总长度为112.8 m；其次为Ⅱ型储层，总长度为106.4 m；Ⅲ型储层厚为56.0 m，说明PG5井水平段以Ⅰ型和Ⅱ型为主，储层物性较好，产气量较大。根据连井剖面(见图7(d))可知，其有效厚度为9.8 m，但单层厚度不大；其周边E5、E8、D40、D76井的有效厚度较大，由于PG5井气层偏薄，地层垮塌严重，仅在最后150.0 m钻遇很好的气层，因此导致PG5井产气量一般(见图7(e))。

图6 岩溶斜坡水平井解释(PG18井)Fig.6 Horizontal well interpretation karst slope(PG18 well)

4.3 洼地

岩溶洼地与岩溶斜坡、高地相比地形相对平缓，渗流带不发育，岩溶作用微弱，受水流滞缓影响，化学胶结充填作用强烈，储集空间充填程度高，因此一般在洼地发育的地区没有天然气富集的有利区带。

岩溶斜坡侵蚀能力强，发育大量的溶孔、溶缝，泥质充填较弱，具有良好的储集性能，为天然气富集有利区域，位于岩溶斜坡上的PG4井、PG13井和PG18井物性较好，产气量相对较高。岩溶高地岩溶作用强烈，发育岩溶残积岩(铝土矿)，大量溶孔、溶缝被泥质充填，且大量冲蚀沟(1.0～2.5 m)被泥质、碎屑岩充填，增加岩溶储层的非均质性，故岩溶高地储层物性与岩溶斜坡相比较差，PG5井、PG7井、PG8井、PG9井、PG11井、PG14井、PG15井、PG16井和PG17井储集物性较差，水平井产气量较小。

5 结论

(1)大牛地马五1+2段储层主要岩石类型为泥—细晶白云岩、膏溶白云岩，主要孔隙类型包括晶间孔和晶间溶孔、膏模孔、溶蚀孔及裂缝等。储层孔隙度主要分布范围小于5.0%，渗透率分布为(0.011～0.379)×10-3μm2，为低孔、低渗的致密岩溶白云岩储层。

(2)大牛地岩溶相带发育明显，在纵向上控制储层的发育，马五1+2段位于垂直渗流带，整体上受泥质充填影响较弱，为储集有利相带。

(3)大牛地岩溶斜坡地表水的渗滤作用明显，岩溶作用最强，发育大量的溶蚀孔(膏模孔)、溶缝，泥质充填较弱，具有良好的储集性能，有利于气藏形成。岩溶高地发育岩溶残积岩(铝土矿)，大量的溶孔、溶缝被泥质充填，且大量冲蚀沟(1.0～2.5 m)被泥质、碎屑岩充填，增加岩溶储层的非均质性。

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2016-08-01；编辑：关开澄

国家科技重大专项(2011ZX05045-01-03)

陈泉键(1992-)，女，硕士研究生，主要从事储层地质学方面的研究。

TE122.2

A

2095-4107(2016)06-0096-10

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2016.06.011