崔 璐

（中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南郑州 450000）

下古生界奥陶系海相碳酸盐岩是鄂尔多斯盆地天然气勘探开发的重要领域，位于盆地中部的靖边气田为大型岩溶风化壳气藏，地质储量达7000.0×108m3，展示出了盆地下古生界碳酸盐岩气藏的巨大潜力[1]。大牛地气田构造上处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，与靖边气田同属盆地中部风化岩溶斜坡带，是风化岩溶储层发育有利区。目前钻至奥陶系的多口井试气效果较好，其中 PG26井试气获 52.7×104m3/d的高产气流，进一步证实风化岩溶储层是重要的油气储集体。本次研究以奥陶系风化壳上组合为目的层段，利用大量钻井、岩心、常规测井、成像测井、分析化验及测试等资料对不同岩溶类型、岩溶相带的识别标志及测井响应特征进行研究，总结古岩溶测井响应规律及综合评价识别标准，为研究区储层评价提供基础资料。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组沉积期为华北克拉通陆表海碳酸盐台地的组成部分，整体上为陆表海潮坪相沉积。加里东晚期的构造运动使得盆地区域性抬升[2]，奥陶系顶部受到了近1.5亿年的风化剥蚀、化学溶蚀及淋滤作用，风化岩溶储层发育，是天然气富集的重要场所。大牛地气田下古生界奥陶系风化壳上组合地层为马五1-马五5亚段，现存厚度50～100 m，其中马五1+2亚段发育潮间、潮上沉积，地层缺失严重，主要位于岩溶斜坡带，厚度0～20 m，以粉、细晶白云岩为主；马五3-4亚段地层垮塌严重，厚度为25～55 m，为泥云岩、粉晶云岩、含膏白云岩的不等厚互层，角砾岩发育；马五5亚段为潮下带沉积，地层保存较全，厚度25 m左右，发育黑色、灰黑色的泥微晶灰岩，底部可见叠层石构造。

2 岩溶期次及发育特征

研究区奥陶系上组合地层沉积成岩后经历了漫长的构造演化并受到复杂地质作用的影响，形成了多期次的岩溶地层，不同岩溶期次的特征和发育强度存在明显的差异。本文参考现代岩溶发育分带机理[3]，结合岩心、常规-成像测井等资料反映出的岩溶类型及发育特征，将大牛地气田奥陶系上组合从风化壳顶面向下依次划分为垂直渗流带、水平潜流带和深部缓流带。

2.1 垂直渗流带

垂直渗流带主要分布于马五1+2亚段，整体位于铝土岩层底部与水平潜流带顶部之间，发育含膏白云岩、微-粉晶白云岩和泥质白云岩的互层，受到表生期古岩溶作用影响强烈，地层剥蚀严重，主要发育在岩溶斜坡，开壳层位较高的岩溶高地和侵蚀沟槽基本不发育。该渗流带主要发育高角度裂缝，大部分裂缝未见充填，地下水沿裂缝向下渗流并发生淋滤溶蚀，常见沿垂向裂缝分布的连续串珠状小溶孔[4]，与此同时表生期地表水的淋滤作用将部分膏质溶解并带走，形成大量的膏模孔、膏溶孔[5]，局部可见岩溶角砾及黄铁矿。

2.2 水平潜流带

水平潜流带主要分布于马五3+4亚段，发育泥云岩与粉晶云岩的不等厚互层，受潜水面顶托及压力梯度控制作用影响[6]，地下水垂直渗流到该岩溶带时水流方向逐渐转为水平向，流动区域发生的强烈机械破碎作用和化学溶蚀作用导致地层垮塌较严重，多见紊乱角砾岩，角砾大小不等，多为毫米级至厘米级，局部见数十厘米级大颗粒[7]，分选较差，存在一定的磨圆度。考虑颗粒支撑类型进一步细分为颗粒支撑紊乱角砾岩和杂基支撑紊乱角砾岩[8]，颗粒支撑紊乱角砾岩成分单一且角砾相互接触，分选、磨圆差，砾间充填泥质云岩；杂基支撑紊乱角砾岩同样位于水平潜流带，岩溶作用强于颗粒支撑型，角砾成分复杂，次棱角状-次圆状、分选差、大小不一，反应了地下暗河多期次，能量不一的搬运与沉积。灰质角砾发育并漂浮于基质中，溶蚀孔充填或半充填。

2.3 深部缓流带

深部缓流带主要分布于马五5亚段，发育一套厚度稳定的泥微晶灰岩。该带位于水平潜流带下部，地下水流速缓慢，局部流动出现停滞，古岩溶作用相对较弱，地层保存完整，主要发育裂纹角砾、裂纹-镶嵌角砾岩，角砾未发生明显位移，棱角明显，砾间由于岩溶作用形成的溶蚀缝洞被亮晶方解石充填。

3 岩溶相带测井响应特征

不同岩溶相带岩石相类型、岩溶强弱及孔、洞、缝发育程度不同，其在常规-成像测井响应上存在明显的差异。通过深度矫正后的岩心资料对常规测井进行标定分析，找出不同岩溶相带的测井响应特点、敏感参数变化情况等；利用微电阻率电成像测井获取高精度图像，对不同岩溶相带特征如角砾发育程度、裂缝产状及数量、孔洞充填情况等方面进行深入研究，进一步明确不同岩溶相带发育特点及常规-成像测井响应特征。

3.1 垂直渗流带测井响应特征

井径局部出现扩径现象，自然伽马曲线起伏不平，一般为22～50 API，深浅侧向电阻率起伏明显，声波时差、中子明显增大。电成像测井见杂乱斑点状分布，黑色裂缝条带附近不均匀分布串珠状黑斑。

3.2 水平潜流带测井响应特征

该带岩溶作用强，原始地层受溶蚀而垮塌严重，普遍发育紊乱角砾岩。自然伽马曲线齿化程度反映岩溶作用的强弱，即自然伽马曲线齿化越严重，角砾间泥质含量越高，溶蚀、垮塌越严重；深浅双侧向电阻率起伏不平，呈正差异特征[9]；电成像测井见角砾不规则分布，局部角砾相互接触，表现为亮白色斑点状，高导缝图像表现为暗黑色连续曲线，岩溶作用改造的裂缝大多数不规则，宽度不等（图 1）。

图1 D1-530井水平潜流带测井响应特征

3.3 深部缓流带测井响应特征

该带位于水平潜流带之下，受岩溶作用较弱，自然伽马数值小且曲线平滑，灰岩发育层段深浅侧向电阻率高且曲线平滑，岩性密度（Pe）值增高，为4.5～5.0 巴/电子之间，白云岩层段电阻平缓，Pe值稳定在 2.5～3.2 巴/电子，声波、中子小幅度升高。电成像测井见未受岩溶作用影响的灰岩段呈亮白色条带状，高导缝以高角度缝、网状缝为主，整体不均匀分布，表现为黑色细条带状（图2）。缓流带偶见缝洞，井径出现明显扩径，深浅侧向电阻率为极低值，声波、中子跳跃明显，图像上表现出暗黑色团状条带的特点，缝洞规模可通过围岩地层成像差异、常规测井曲线特征等确定[10]（图 3）。通过常规、成像测井综合判断PG34井马五5亚段钻遇60 cm宽缝洞，出现泥浆失返性漏失，累计漏失量333.84 m3。

4 岩溶相带评价识别标准

在岩溶期次、类型识别及不同岩溶相带测井响应特征研究的基础上，选取拥有完整测井资料的取心井作为典型井[11]，利用岩心-成像测井标定法，定量统计不同岩溶相带常规测井曲线上的响应参数，建立敏感测井参数交会图（图4），以此为基础总结不同岩溶相带评价识别标准（表1），为储层特征及发育控制因素研究提供基础资料。

5 结论

（1）大牛地气田奥陶系上组合受岩溶作用影响，由上到下依次划分为垂直渗流带、水平潜流带、深部缓流带。其中垂直渗流带主要分布在马五1+2亚段，受表生期岩溶作用主要发育膏模（溶）孔、垂直缝；水平潜流带主要分布在马五3+4亚段，受岩溶水溶蚀作用垮塌严重，发育紊乱角砾岩；深部缓流带主要分布在马五5亚段，地下水流缓慢、停滞，岩溶作用弱，以裂纹角砾-裂纹镶嵌角砾岩为主。

图2 D1-530井深部缓流带测井响应特征

图3 PG34井（水平段）缝洞测井响应特征

图4 岩溶相带敏感测井参数交会分析

表1 岩溶相带综合评价识别标准

（2）大牛地气田奥陶系上组合不同岩溶相带在常规-成像测井响应上存在差异。垂直渗流带自然伽马曲线起伏不平，深浅侧向电阻率起伏明显，声波时差、中子明显增大，电成像测井见杂乱斑点状分布；水平潜流带自然伽马曲线存在不同程度的齿化，成像测井见岩溶角砾呈亮白色块状，不均匀分布；深部缓流带自然伽马曲线值低且平滑，垂直缝、网状缝在电成像测井表现为暗黑色不规则细条带，形状不规则且缝宽不等。

（3）利用岩心-测井标定，统计不同岩溶相带常规测井曲线上的响应参数，建立敏感测井参数交会图，总结了不同岩溶相带评价识别标准，为储层评价提供支撑。