世界已发现的大型油气田中碳酸盐岩大气田的可采储量已占天然气可采储量的45.26%^[1]，综合地质研究和大规模勘探实践表明，鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩沉积厚度大，分布范围广^[2-3]。奥陶纪末期发生的加里东构造运动使得鄂尔多斯盆地发生整体抬升，造成下古生界沉积的海相碳酸盐岩地层暴露，接受了长达1.3亿年的大气淡水淋滤和风化剥蚀，形成了分布广泛的岩溶地貌^[4-8]。岩溶地貌对后期储层的形成具有重要影响^[8-14]，储层中发育的溶洞、溶孔、孔隙及裂缝为后期天然气充注及赋存提供了良好的储集空间。储层中溶洞、溶孔、孔隙及裂缝共存，构成复杂的孔、洞、缝结构，形成了裂缝—溶孔型、孔隙型、裂缝—孔洞型、孔隙—裂缝型、裂缝型等岩溶储层，这些岩溶储层构成了气田的主力储层^[8-15]。

前人运用多种手段对鄂尔多斯盆地下古生界岩溶古地貌及储层进行了研究，最早大部分学者以鄂尔多斯盆地中部气田为研究目标，在古地貌恢复方面做了大量工作，有效指导了气田生产^{[8-9, 16-18]}。随着盆地东南部延安气田的发现，针对东南部下古生界岩溶古地貌恢复工作也逐步开展^[19-21]，2011年韩敏强等在采用地质图法研究的基础上，侧重运用地震资料对古地貌进行恢复，识别出大的古沟槽，但在古地貌形态上论述少^[19]；2013年王高平等对延安一带奥陶系古地貌进行恢复^[20]，尤其是沟槽的刻画对生产有一定的指导意义，但由于井资料限制，本溪组底部铝土岩分布和马六段展布范围都与目前勘探有一定差异，这也影响到对古地貌恢复的精度；2014年王建民等综合运用多种方法恢复古地貌^[21]，较为细致地对二级、三级地貌单元进行刻画，但欠缺对古沟槽细节的刻画；2016年吴海燕等运用残余厚度法和印模法对吴起—甘泉一带奥陶系古地貌进行了恢复^[22]，为本次研究提供重要的借鉴。近年来，随着勘探开发的深入开展，通过古地貌宏观研究及某一方面的侧重研究都难以完成对致密碳酸盐岩储层分布的精细预测，因此需从整体出发，对古地貌单元进行分级划分，明确各地貌单元的界线、各三级地貌单元的分布及其与有利储层的对应关系，从而指导实际生产。本文基于鄂尔多斯盆地复杂低孔特低渗碳酸盐岩气藏勘探实践，通过多种技术手段和划分指标完成了岩溶古地貌单元分级识别及储层分布规律研究，以期为鄂尔多斯盆地多种地貌单元并存条件下的复杂碳酸盐岩气藏勘探开发提供理论依据。

目前鄂尔多斯盆地内已发现多个气田^{[15, 23]}(图 1)，新增探明天然气地质储量千亿立方米以上，已成为中国最大的天然气生产区和陆上天然气管网枢纽中心。研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，北到子长，西至吴起以西，东到延川以东，南到黄陵以南，面积为42628km²(图 1)。

图 1

图 1 研究区位置图 Fig. 1 Location map of study area

根据前人研究成果得知，研究区跨越了岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地3个大型二级古地貌单元^[19-22]，古地势总体上西部、西南部高东北部低；侵蚀作用总体上西部、西南部强，东北部弱^[24]。已有研究表明，在稳定台地区应用印模法与残余厚度法恢复岩溶古地貌形态是行之有效的，在四川、塔里木、鄂尔多斯等盆地均获得了很好的应用效果^[25-30]。在研究区西部、西南部，马五段顶部地层大部分被剥蚀；而在研究区东部马五段除沟槽区域局部遭侵蚀外，大部分区域地层保存相对完整，因此，残余厚度法可作为参考。根据地震、地质资料，对比各方法优劣，确定以印模法为基础，参考残余厚度法、古地质图法、地球物理属性法等方法进行岩溶古地貌形态划分。

采用以下步骤：①全面选取钻井，刻画马家沟组顶部出露层位，完成古地质图；②应用印模法刻画太原组底部至奥陶系顶部地层厚度图；③应用残余厚度法确定在奥陶纪晚期受加里东构造运动与风化剥蚀影响下的马家沟组残留地层；④地震地质结合，应用地球物理属性法确定马家沟组地层边界与侵蚀沟槽分布范围；⑤综合各种方法进行古地貌单元识别与古地貌图编制。

古地质图是进行岩溶古地貌恢复研究的基础，古地质图法为古地貌的精细刻画提供了重要支撑。研究区古地质图是根据风化壳出露层位编制，反映的是马家沟组在风化剥蚀界面上所残留地层的展布情况，古地质图是分析地层边界和落实古沟槽分布的重要依据。研究区出露特征地层产状近于水平，故地层界线呈等高线状，与石炭系沉积前地形分布特征基本一致。风化壳地层出露特征可反映马五段古地貌特征，而地层出露特征与残留厚度存在良好的对应性，在早石炭世西高东低、南高北低的古构造背景下，研究区奥陶系遭受物理风化剥蚀、面状流水侵蚀和化学淋滤溶蚀等作用，使西部马家沟组顶部地层保存不完整，区内沟槽发育区顶部地层受流水冲刷缺失。

考虑钻井的平面分布位置，在研究区选取530口井（为展示图件的主要信息，图中仅显示少数井位），用于分析研究区地层的出露剥蚀情况。通过梳理目标层的钻井、录井及测井数据，勾画出马家沟组各小层出露范围，研究区出露地层整体上从东到西、从东北到西南依次抬升变老，西部吴起、西南部黄陵一带为岩溶高地，出露的地层向西、向西南依次抬升剥蚀为马五₃—马五₈，吴起向东依次出露马五₂—马六段，马六段在安塞—延安—甘泉以东地区大面积分布。古沟槽处出露层位为马五₁²—马五₃³，在志丹地区发育3条近东西向排列的古沟槽，在延安地区发育1条北东向古沟槽，在富县地区发育1条较大的北东向古沟槽，在洛川以东发育多条近东西向的沟槽网络。西部、西南部地层剥蚀厚度达100多米，整体表现为西部和西南部地层缺失严重、东部和东北部地层保存完整的特征（图 2）。

图 2

图 2 鄂尔多斯盆地东南部奥陶系古地质图 Fig. 2 Paleo-geological map of Ordovician in the southeastern Ordos Basin

印模法是依据覆盖于不整合界面之上的充填地层厚度资料来分析岩溶古地貌地形变化^{[21-22, 25-32]}，印模法适用于上覆地层为“填平补齐”式的稳定沉积地层，上覆地层厚度的计算需要选择一个基准面，以基准面之下的沉积厚度反映古地貌特征，本溪组具有这样的沉积特征，该方法所反映的古地貌是充填厚度与区域构造的综合反映。

可利用奥陶系风化壳顶到上覆8号煤层的厚度等值线来镜像反映古地貌，本溪组沉积厚度越薄反映古地貌地势越高，反之古地貌地势越低。运用印模法可将研究区自西、西南向东、东北划分为岩溶高地(本溪组沉积厚度小于15m)、岩溶斜坡(本溪组沉积厚度为15~70m)、岩溶盆地(本溪组沉积厚度大于70m) 3个二级古地貌发育带。研究区奥陶系顶部古侵蚀面之上石炭系本溪组厚度为4.4~78.5m，厚度东西向变化较大，最大厚度差为74.1m，西部本溪组较薄，为岩溶高地；而东部本溪组较厚，代表其古地势较低。印模法恢复出的古沟槽位置与古地质图基本一致，印模法恢复出的岩溶高地范围比古地质图法恢复出的岩溶高地范围小，需要借助残余厚度法加以修正。

残余厚度法主要适用于稳定台地区，研究区西部、西南部马家沟组顶部地层受古隆起影响剥蚀程度较大，东部地区地层沉积稳定。具体方法为选取一稳定沉积界面，统计目的层沉积厚度，本次研究主要利用残余厚度法修正印模法无法反映出的古地貌单元，印模法主要统计本溪组的沉积厚度，残余厚度法主要统计马五₃至马家沟组顶的厚度，将上、下地层沉积厚度组合对比分析，若上部地层厚、下部地层薄，则为岩溶低地；上部地层薄、下部地层厚，则为岩溶高地；上部地层厚、下部地层厚，则为古构造低地；上部地层薄、下部地层薄，则为古构造高地。

利用测井曲线制作人工合成地震记录，将地震反射与钻井资料相对应，建立一个准确的匹配关系^{[19, 21, 26, 30, 33]}。利用人工合成地震记录，在地震剖面上对T_pb（波峰）、T_o（零相位）进行标定。T_pb (波峰)标定为二叠系本溪组上部煤层顶部附近反射，为盆地标准反射层，表现一波峰反射，连续性好，全区分布，易于追踪解释。T_o (零相位)标定为石炭系本溪组底部或奥陶系顶部侵蚀面反射，即石炭系砂泥岩地层或煤层与奥陶系碳酸盐岩地层间形成的强波阻抗界面。以过地震测线的钻井成果为依据，精细研究沟槽和非沟槽区域的地震反射特征，包括振幅、相位、频率、波形等，归纳出研究区侵蚀沟槽的反射模式，结合研究区地质认识，综合研究侵蚀沟槽在地震测线上的分布情况。

前期马家沟组顶部石灰岩遭受水流及冲沟侵蚀形成的地形低洼地带很容易形成地形沟槽、凹坑，其在地震同相轴中表现为下拉、分叉（图 3）；后期本溪组充填地形低洼处，形成泥岩充填沉积，降低了地层波阻抗，与底部奥陶系形成强波阻抗差，呈振幅局部增强的波峰反射，同时T_pb和T_o之间地层厚度明显增加，T_o呈现下凹形态。

图 3

图 3 沟槽地震波组响应特征（07YC113地震测线） Fig. 3 Seismic response characteristics of groove (seismic line 07YC113)

已有研究成果表明，研究区西靠中央古隆起，东接米脂坳陷区，范围包括了岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地3个二级古地貌单元。为进一步实现对三级古地貌单元的分级刻画，首先通过印模法恢复出岩溶古地貌图，根据石炭系总厚度及其变化差异，结合古地理地势及古水动力分析，划分出3个二级古地貌单元的空间分布范围；其次，结合古地质图的地层展布及出露情况，对地层边界和古沟槽进行确定，并运用地球物理属性法对古沟槽发育范围进行修正，从而划分出鞍地、台地、残丘、沟槽、台缘、阶坪、洼地7类三级古地貌单元或形态区间（表 1、图 4）。

表 1

表 1 风化壳岩溶古地貌单元划分表 Table 1 Division of karst paleo-geomorphic units of weathering crust 位置 本溪组沉积厚度/m 二级古地貌单元 三级古地貌单元 西部—西南部 ﹤20 岩溶高地 鞍地 台地 残丘 沟槽 西北部—东南部 20~70 岩溶斜坡 残丘 台地 台缘 阶坪 沟槽 东北部 ﹥70 岩溶盆地 残丘 洼地 沟槽

表 1 风化壳岩溶古地貌单元划分表 Table 1 Division of karst paleo-geomorphic units of weathering crust

图 4

图 4 鄂尔多斯盆地东南部奥陶系综合岩溶古地貌图 Fig. 4 Comprehensive karst paleogeomorphology map of Ordovician in southeastern Ordos Basin

通过对岩溶古地貌的多因素综合方法恢复，得出了研究区古地貌形态为：西部与西南部为岩溶高地，岩溶高地中有鞍地、台地、残丘、沟槽；岩溶斜坡中发育有残丘、台地、台缘、阶坪和沟槽，残丘与台间有若干沟，沟与沟相汇进入岩溶盆地，岩溶盆地中局部又形成洼地与残丘（图 4）。各地貌单元形态、特征及空间分布位置对储层发育具有重要的影响。

研究区古岩溶高地相对高度为100m左右，地层顶部剥蚀程度大，马五₄以上地层大部分缺失。上覆石炭系沉积厚度一般小于20m。加里东期该区受风化淋滤，被侵蚀、溶蚀明显。可进一步划分出鞍地、台地、残丘、沟槽等三级地貌单元。岩溶高地中以台地最为发育，其次为沟槽、残丘与鞍地。

台地：为岩溶高地上发育的较为平坦的地区，上覆石炭系沉积厚度一般在15~20m，主要发育在吴起西部和富县西南部。

鞍地：为岩溶高地中相比周围高程略低的部位，呈鞍状，主要分布在西南部（图 4），大体呈长条带状。该区域石炭系厚度多大于40m，古风化壳表面出露层位以马五_1-3为主。

残丘：岩溶高地中地势相对高的地方，呈孤立状分布，主要分布在西南部黄陵地区A573井区附近，石炭系厚度小于10m，古风化壳出露层位主要为马五_1-2（图 2、图 4）。

岩溶斜坡在研究区分布范围较大，是储层发育的较有利区。岩溶斜坡又包含残丘、台地、台缘、阶坪、沟槽等三级地貌（图 4）。

台缘：台地边缘地带，易受到垂向岩溶作用而形成较好的储层。

阶坪：为岩溶斜坡上比台地海拔低的平地。该区域石炭系沉积厚度一般小于60m，奥陶系顶部出露层位为马五₁¹或马五₁²，马五段保存相对较全，厚度变化小，较连片。

残丘：为岩溶斜坡上台地进一步被流水侵蚀所残存下来的孤立丘状地形，其上覆的石炭系沉积厚度小于30m，易于受到溶蚀，层状岩溶发育。

沟槽：主要发育在岩溶斜坡区，为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，沟槽的详细刻画对储层预测具有重要意义^{[20, 34-35]}。古沟槽内石炭系沉积地层厚度大，多在50m以上。研究区发育5~6条主河道和若干条分流河道，这些河道在空间上交错搭接从而形成复杂的沟槽网络，沟槽两侧斜坡方向、相邻沟槽间的溶蚀残丘受流水侵蚀冲刷而具有一定的储集空间。

岩溶盆地地势低，是河道流水的汇集区，位于研究区东北部，上覆石炭系沉积厚度大于70m，可进一步划分为残丘、洼地、沟槽等三级地貌单元（图 4）。残丘在岩溶盆地内局部分布，其石炭系沉积厚度小于70m，层状岩溶较为发育，是储层发育的有利区带；洼地在岩溶盆地中的分布范围较大，沉积作用强而溶蚀作用弱，岩性致密。

目前研究区内钻井普遍钻遇马五₅亚段，根据岩心观察描述和铸体薄片、扫描电镜等分析，储层储集空间以孔隙为主。由于受压实、胶结、交代、溶蚀等成岩作用影响，原生孔隙少，主要保存有晶间孔、晶间溶孔、溶蚀孔洞、铸模孔等（图 5），其中晶间孔主要分布在纳米级，溶蚀孔和铸模孔主要分布在微米级。

图 5

图 5 研究区马五段碳酸盐岩储层储集空间特征 Fig. 5 Reservoir space characteristics of carbonate reservoirs of Ma-5 member in study area (a) A313井，粉晶云岩，处于甘泉区岩溶斜坡台地；(b) A225井，泥晶云岩，见缝合线，处于宜川区古沟槽发育区；(c) A265井，2900.43m，膏溶角砾岩，微裂缝发育，处于富县区古沟槽控制的斜坡带；(d) A113井，硬石膏结核铸模孔白云岩，处于子长区古沟槽控制的斜坡带；(e) A156井，泥晶云岩，发育溶蚀孔及微裂缝，处于志丹区岩溶斜坡残丘，铸体薄片，单偏光；(f) A103井，粗粉晶云岩，晶间孔，处于延安区岩溶斜坡阶坪；(g) A283井，方解石交代白云石，发育溶蚀孔，处于延安区古沟槽控制的斜坡带；(h) A508井，细粉晶云岩，发育晶间孔，处于子长区岩溶斜坡阶坪

考虑到晶间孔和溶蚀孔存在尺度大小和连续性的差异，根据各自在核磁共振曲线上的分布特征定义晶间孔和溶蚀孔^[36-38]：峰值为纳米级的核磁共振半径分布特征曲线段代表晶间孔；相比晶间孔连续性较差且主要分布范围为微米级的核磁共振半径分布特征曲线段代表溶蚀孔。通过晶间孔和溶蚀孔的划分方法，得到马五段碳酸盐岩储层晶间孔和溶蚀孔的分布特征（图 6）。根据18块岩心资料统计分析得出，1/3的岩心只发育晶间孔，2/3的岩心发育晶间孔+溶蚀孔；马五段碳酸盐岩储层中晶间孔占比为97.16%，溶蚀孔占比为2.84%，即晶间孔为主要储集空间。

图 6

图 6 马五段碳酸盐岩储层孔隙分布特征 Fig. 6 Pore distribution characteristics of carbonate reservoirs of Ma-5 member

根据岩溶古地貌、古沟槽网络分布规律及储层储集空间发育特征，对研究区327口井的马家沟组进行了试气，其中无阻流量大于1×10⁴m³的井有88口，统计分析了88口井的分布位置、单井产量与不同岩溶古地貌单元之间的关系（图 7），得出：①岩溶斜坡中沟槽最为发育，沟槽网络对气藏具有重要的控制作用，沟槽两侧岩溶斜坡带共分布有52口井，为储层发育的最有利区带；②岩溶斜坡中残丘储层发育良好，试气大于1×10⁴m³的井共有21口，且产气量相对较高；③岩溶高地及岩溶高地—斜坡转换带，试气产量高，平均在20×10⁴m³左右，但其试气大于1×10⁴m³的井数仅为11口，远少于斜坡带有利区所占的井数量，这可能与岩溶高地遭受的岩溶作用有关，岩溶作用一方面使储层溶蚀增强，储集空间变大，另一方面也会造成地层剥蚀垮塌严重，储集空间破坏。由此可见，古沟槽控制的斜坡带及残丘区、岩溶高地的地貌单元转换带依然是今后勘探开发的重点区域。虽然目前在岩溶盆地尚未有较好的试气显示，但周边古岩溶盆地内微隆起部位储层的发现^[39]，预示着岩溶盆地内部的残丘也是今后值得关注的对象。

图 7

图 7 岩溶古地貌单元与试气关系 Fig. 7 Relationship between karst paleo-geomorphic unit and well test results

综合运用古地质图法、印模法、残余厚度法、地球物理属性法等多种方法，恢复出研究区奥陶系岩溶古地貌，区内地貌类型复杂多样，总体表现为“西与西南为高地，高中可见鞍与台，台间洼地汇流水，水流沿坡向东流，坡中形成丘与台，丘台间有若干沟，沟沟相汇进入盆，盆中可见洼与丘”的分布规律。运用综合法恢复古地貌弥补了前人对古地貌单元刻画较粗的不足，定量划分出岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶盆地的展布范围，尤其是识别出除主干沟槽外的次级沟槽，校正了前人恢复的地貌单元的展布范围，恢复出较为贴近实际的沟槽网络、残丘、台地、洼地和阶坪。通过该方法恢复的岩溶古地貌有效指导了实际生产，尤其是在沟槽两侧和残丘区发现一批高产气井，其中无阻流量最高达135×10⁴m³，成为延安气田一个新的储量增长点。

不同二级古地貌单元中岩溶微地貌的组合差异，是控制储层分布的重要因素。岩溶斜坡中丰富的沟槽网络为储层发育提供了良好条件，使得斜坡中的残丘及沟槽两侧的上倾方向主力气层保存完整，层状岩溶发育，成为天然气勘探开发的重点区域；岩溶高地与岩溶斜坡的转换带垂向岩溶作用强烈，但往往因强烈的岩溶作用使得形成的孔、洞等储集空间发生垮塌，而少量被保存下来的溶蚀孔洞和垮塌角砾间的孔隙形成储层储集空间，该类储层可成为天然气高产区。尽管岩溶古地貌单元对储层分布具有重要的控制作用，但对于马家沟组深层系的中下组合储层研究还应综合考虑成岩作用才能更加有效地指导生产。