鄂尔多斯盆地靖边气田前石炭纪古地貌解释新模式
赵继勇1,2, 刘海锋1,2, 时孜伟1,2, 谢姗1,2, 何鎏1,2, 伍勇1,2, 乔博1,2
1. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院
2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

作者简介:赵继勇,1968年生,教授级高级工程师;主要从事低渗透—致密油气田开发研究与管理工作。地址:(710018)陕西省西安市未央路151号。ORCID: 0000-0003-4520-9441。E-mail: zjy_cq@petrochina.com.cn

摘要

近年来,鄂尔多斯盆地靖边气田在原有古地貌解释模式下部署的多口勘探开发井钻探均告失利,二维地震储层预测准确率下滑至70%以下,制约了该区天然气勘探的进程。为此,在综合分析已有古地貌恢复方法优缺点的基础上,根据印模法、残余厚度法的基本原理,结合钻井、测井资料,创建了一种考虑古构造影响的定量古地貌恢复方法,并利用该方法对该气田进行古地貌恢复与侵蚀沟槽重新解释。研究结果表明:①该区下古生界储层沟槽解释模式由原来的“东西向大型侵蚀沟槽、南北向毛细沟槽模式”修正为“东西侵蚀主沟槽与局部侵蚀潜坑并存”新模式;②较之于原预测结果,下古生界侵蚀主沟槽东西向长度缩短近1/2,毛细沟槽发育范围较小,局部被半径介于1~15 km的潜坑替代;③据重新解释的成果,该区下古生界气藏可扩大含气面积305 km2,预计可建天然气产能4.5×108m3/a。2016—2017年,利用该研究成果在原解释的沟槽内部署井位30口,目前已完钻8口井,7口井下古生界奥陶系马家沟组马五1+2亚段储层保存完整,其中5口井试气的平均无阻流量为14.3×104 m3/d,证实新方法能准确地对该区古地貌进行定量化表征、提高储层预测的准确率。

关键词: 鄂尔多斯盆地; 靖边气田; 早古生代; 奥陶系马家沟组; 地层剥蚀; 定量化; 古地貌恢复; 侵蚀沟槽; 毛细沟槽
A new interpretation mode for pre-Carboniferous paleo-geomorphology of the Jingbian Gas Field, Ordos Basin
Zhao Jiyong1,2, Liu Haifeng1,2, Shi Ziwei1,2, Xie Shan1,2, He Liu1,2, Wu Yong1,2, Qiao Bo1,2
1. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China
2. National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China
Abstract

In recent years, due to the existing interpretation methods of paleo-geomorphology, many exploration and development wells deployed in the Jingbian Gas Field, Ordos Basin witnessed failures. Besides, the accuracy of 2D seismic reservoir prediction dropped to below 70%. Consequently, the natural gas exploration in this area is restricted. In this paper, both advantages and disadvantages of the existing paleo-geomorphology restoration methods were analyzed comprehensively. Then, a quantitative paleo-geomorphology restoration method considering the influence of paleo-structure was developed according to the basic principles of impression method and residual thickness method, combined with the drilling and logging data. This method was applied to paleo-geomorphology restoration and erosion groove reinterpretation in the Jingbian Gas Field. The following results were obtained. First, the groove interpretation mode for the Lower Paleozoic reservoirs in this area is modified from the previous mode of "east-west large erosion grooves and north-south capillary grooves" into the new one of "coexistence of east-west erosion grooves and local erosion pits". Second, compared with the results predicted by the existing methods, the proposed method reveals that the main erosion grooves of Lower Paleozoic is 1/2 shorter in the direction of east-west and the development area capillary grooves is smaller and locally replaced by pits of radius of 1-15 km. Third, the reinterpretation results indicate that the gas-bearing area of Lower Paleozoic gas reservoirs in the Jingbian Gas Field can be increased by 305 km2, where it is expected that an annual gas productivity of 4.5×108 m3 can be constructed. Based on these results, 30 wells were deployed in the originally interpreted grooves during the period from 2016 to 2017. So far, 8 wells have been drilled, among which the Ordovician Ma51+2 gas reservoirs are well preserved in 7 wells, and an average absolute open hole flow of 14.3×104 m3/d is realized in 5 wells. It is demonstrated that the new method can quantitatively characterize the paleo-geomorphology accurately and increase the reservoir prediction accuracy.

Keyword: Ordos Basin; Jingbian Gas Field; Lower Paleozoic; Ordovician Majiagou Formation; Strata denudation; Quantification; Restoration of paleo-geomorphology; Erosion groove; Capillary groove

鄂尔多斯盆地靖边气田天然气勘探初期, 主要依据“ 台中有沟, 沟前有河” 的认识[1], 认为主力沟槽在靖边台地前缘南北向展布。考虑到燕山晚期区域地层整体西倾, 东部上倾方向的古沟槽构成了一条南北展布的遮挡带, 易于油气的保存, 这种模式有效指导了早期奥陶系的油气勘探和靖边气田的勘探发现。随着勘探进一步证实, 南北向沟槽内部大量钻探探井均钻遇主力储层, 这种沟槽解释模式制约了该区的天然气勘探进展。2006年, 何自新等[2]提出靖边台地主体发育由西向东延伸展布的8条主力沟槽, 沟槽走向由勘探初期的南北向展布修正为东西向分布, 修正后的沟槽解释模式, 使得勘探区域迅速向东扩展, 随后几年下古生界天然气勘探储量提高了2倍多。天然气开发阶段, 地震储层预测继续沿用这种东西向主沟槽、南北向支沟槽的解释模式, 储层预测准确率始终保持在80%以上。近几年来, 由于靖边气田储量动用程度高, 气田稳产形势严峻, 天然气开发实施滚动扩边与内部加密, 并十分重视上、下古生界的立体开发、上古生界井兼探下古生界, 10余口井在侵蚀主沟槽内钻探后, 发现奥陶系马家沟组五段马五1+2亚段保存齐全、未见明显地层剥蚀, 而局部地层解释完整区块常常钻遇侵蚀潜坑, 其与主沟槽无毛细沟槽链接, 整体二维地震的储层预测准确率不足70%。鉴于以上原因, 亟需寻找一种新的沟槽与古地貌解释模式, 以有效提高井位部署成功率。

1 常规古地貌恢复方法综述

无论是沟槽刻画还是古地貌展布特征研究, 都离不开古地貌恢复, 目前较为成熟的古地貌恢复方法有地球物理法、古地质学法、层序地层恢复法、残余厚度法(以下简称残厚法)、印模法、盆地分析回剥法、层拉平技术[3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15]等。地球物理法的优点是形象、逼真、直观, 但受技术条件限制明显, 数据处理工作量大, 并不能代表真正的原始古地貌, 而是现今残留的古地貌; 古地质学法为一种定性分析的古地貌恢复方法, 无法实现定量化表征; 层序地层恢复法要求准确分析层序结构样式, 属定性分析, 难度大, 不确定性高; 残厚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; 印模法考虑了后期构造的影响, 但仅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; 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。计算机模拟法要求数据多, 工作量大, 人为因素高, 无法进行地层压实校正, 适用古地貌模式的建立。

为了解决上述问题, 初期提出了综合利用地球物理法、残厚法、印模法、古地质学法、层拉平技术恢复前石炭纪岩溶古地貌的集成技术流程。该方法主要包括5个步骤:①地球物理法识别主沟槽; ②印模法、古地质学法结合识别二级地貌单元; ③残厚法与印模法识别三级地貌单元; ④采用层拉平技术, 利用侵蚀面上下地层(石炭系本溪组与马家沟组马五1— 4亚段)组合型式, 进一步消除残厚法与印模法对三级地貌单元的矛盾解释; ⑤建立不同区块古地貌单元划分量化标准。这种方法虽然大大提高了古地貌单元划分的准确性, 但步骤繁杂, 工作量较大, 时间成本高。

综上所述, 古地貌恢复实际上是一个较为复杂的研究过程, 对技术手段要求高、工作量大, 虽然不同学者选用不同的方法进行古地貌恢复, 但只能间接接近原始古地貌, 恢复方法处于定性— 半定量的发展阶段, 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地质概念模型上的指导, 缺乏立体“ 真实” 性, 尤其是对细节描述把握不到位。表面上看, 一些方法虽然做到了古地貌恢复的定量化描述, 但其实质是利用其他界面间的地层厚度, 采用“ 镜像原理” 推测古地貌的高低起伏, 要么无法体现古构造对古地貌的影响, 要么无法直观体现古地貌形态。

除此之外, 一些方法需借助于计算机模拟[16]等工具, 不仅成本高、工作量大、费时多, 依然不能同时解决古地貌恢复过程中既考虑古构造影响又实现定量化评价的难题。

2 定量化古地貌恢复技术

笔者通过综合分析已有古地貌恢复方法优缺点, 依据印模法、残厚法基本原理, 基于钻井、测井资料, 选取地下任意点做参考水平面, 参考水平面至古地貌下伏基准面之间的距离为古构造起伏, 参考水平面至剥蚀面的距离为古地貌高程值, 通过绘制古地貌高程图, 可较为准确地实现古地貌定量化表征。该方法研究成本低、计算快捷, 首次实现了古地貌刻画由半定性、半定量到直观定量化表征, 适宜于国内外各大油气藏古地貌恢复研究。

该定量化古地貌恢复技术主要分为7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。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— 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— 上覆基准面、下伏基准面的地层厚度进行排序对比, 选择这2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, 则选择上述2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面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, 即计算工区内各点古地貌不整合面— 参考水平面的厚度。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。⑦参考井点的古地貌高程值为古地貌不整合面— 下伏基准面的地层厚度; 其他各井点的古地貌高程值为参考井点的古地貌不整合面— 上覆基准面和下伏基准面的地层厚度之和减去计算井点的古地貌不整合面— 上覆基准面的地层厚度。古地貌高程计算模型见图1。

图1 定量化古地貌恢复方法原理示意图

下面以工区内A井为例, 计算A井古地貌相对高程值HA。具体方法如下:

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

$H_{A}=HO_{A}+h_{A}+HO_{A}+[(HC_{P}+HO_{P})-(HC_{A}+HO_{A})]=HC_{P}+HO_{P}-HC_{A}$ (1)

式中HA表示A井古地貌相对高程值, m; hA表示A井古地貌高程补偿值, m; HOA表示A井古地貌不整合面— 下伏基准面厚度, m; HCA表示A井古地貌不整合面— 上覆基准面厚度, m; HOP表示P井古地貌不整合面— 下伏基准面厚度, m; HCP表示P井古地貌不整合面— 上覆基准面厚度, m。

3 下古生界气藏前石炭纪古地貌新模式
3.1 古地貌三级地貌单元划分与古沟槽识别

根据定量化古地貌恢复方法, 对靖边气田前石炭纪古地貌进行恢复, 上覆地层基准面选择本溪组顶部8号煤层, 主要考虑该界面识别标志清楚, 为在全区范围内分布等时界面, 并距离风化壳足够近, 使得风化壳受后期活动及构造影响对古地貌的相对起伏的变化较小, 同时这个界面是一个强波阻面, 易于识别。下伏地层基准面选择马五41层底部凝灰岩, 该段岩层在靖边气田下古生界全区可见、分布稳定。

从古地貌恢复结果看(图2-a), 靖边气田前石炭纪古地貌整体表现为西北、西南高, 东部低且东南最低的特征。按古地貌高程值105 m可将全区分为两个二级地貌单元:岩溶高地与岩溶斜坡。岩溶高地进一步可细分为台地、阶地、洼地、潜坑4种三级地貌单元, 而岩溶斜坡也可细分为残丘、缓坡、洼地、潜坑、侵蚀沟槽5种三级地貌单元。不同地貌单元古地貌高程值略有差异, 但彼此又有联系, 由高至低一般由残丘、缓坡、洼地、潜坑或侵蚀沟槽逐级相连, 邻近地貌单元之间, 古地貌高程值略有重复, 但总体区分度较好。不同地貌单元古地貌高程值分布范围详见表1

图2 靖边气田岩溶古地貌恢复图

表1 靖边气田不同地貌单元古地貌高程值划分表
3.2 下古生界气藏古地貌沟槽新模式与沟槽挖潜

基于以上研究, 结合钻井、测井资料, 将目前侵蚀沟槽解释模式应该由原来二维地震所解释的“ 东西向大型侵蚀沟槽、南北向毛细沟槽模式” 为主(图2-b)修正为“ 东西侵蚀主沟槽与局部侵蚀潜坑并存” 为主的新模式。进一步评价后认为, 与原预测结果相比较, 靖边气田下古生界侵蚀主沟槽东西向长度估计缩短近1/2, 宽度缩短约1/3, 且毛细沟槽发育范围较小, 局部被半径介于1~15 km的侵蚀潜坑替代。新的沟槽解释模式是对原沟槽解释模型的一种彻底革新, 预计通过对全区侵蚀沟槽重新解释分析, 扩大含气面积305 km2, 预计可建天然气产能4.5× 108m3/a。2016— 2017年, 利用该项成果, 研究人员在原储层预测的沟槽内部署井位30口, 已完钻8口, 7口井下古生界马五1+2气藏保存齐全, 5口井试气, 平均天然气无阻流量为14.3× 104m3/d。

4 结论与认识

1)通过应用考虑古构造影响的定量化古地貌恢复方法, 对鄂尔多斯盆地靖边气田前石炭纪古地貌进行恢复, 恢复后的古地貌形态整体西北、西南高, 东部大部分地区地势较低, 尤其是东南地区地势最低, 为前石炭纪岩溶汇水区。

2)根据古地貌恢复结果对靖边气田下古生界气藏侵蚀沟槽进行重新评价, 将该区沟槽解释模式由“ 东西向大型侵蚀沟槽、南北向毛细沟槽模式” 修正为“ 东西侵蚀主沟槽与局部侵蚀潜坑并存” 的新模式。这种沟槽展布模式是对前期沟槽解释模式的彻底革新。

3)评价认为靖边气田侵蚀沟槽与原预测结果比较, 东西向长度估计缩短近1/2, 宽度缩短约1/3, 且毛细沟槽发育范围较小, 局部被半径介于1~15 km的侵蚀潜坑替代。

4)通过对全区侵蚀沟槽重新解释分析, 靖边气田下古生界气藏扩大含气面积305 km2, 预计可建天然气产能4.5× 108m3/a。

The authors have declared that no competing interests exist.

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