0 引言
近年来，对于鄂尔多斯盆地内岩溶古地貌气藏的勘探开发实践证明，盆内奥陶系顶部的碳酸盐古风化壳岩溶古地貌不仅控制着储层的发育而且还是影响古生界天然气聚集成藏的主要控制因素，且不同的古地貌形态影响着古岩溶作用的发育程度［1-2］。张银德等［3］研究认为，奥陶系顶部风化壳对于古岩溶作用和不整合面相关的古地貌气藏的发育具有重要影响。岩溶古地貌控制着地层的溶蚀程度、充填程度以及充填物的类型与性质等。TONY等［4］、ZHANG等［5］认为综合评价岩溶储层最关键的因素是古地貌与岩溶古水动力的相互作用，铝土岩气藏的主要储集空间以溶蚀孔隙为主，因此，研究古地貌对于阐明铝土岩气藏成藏机理具有重要意义，对于古风化壳型天然气藏勘探和开发具有指导意义。
1 研究区地质概况
鄂尔多斯盆地早古生代为稳定的克拉通盆地演化阶段，受早期构造运动控制，在盆地西南缘庆阳—灵台一带形成了“L”形中央古隆起［19-26］，研究区地处中央古隆起边缘地带［图1（a）］。陇东地区位于中央古隆起核部的边缘东侧，由于早古生代加里东构造运动的影响，导致早石炭世地层经历了长期强烈的风化和剥蚀作用，在上、下古生界之间形成了风化壳，越接近古隆起核部，地层年代越老［23，26］。在古隆起边缘的低洼带堆积的风化产物为该地区铝土岩层系的形成提供了充足的原始物质基础［22-23］。古生界自下而上分别为下古生界寒武系毛庄组、徐庄组、张夏组、三山子组，奥陶系马家沟组，上古生界二叠系太原组、山西组、石盒子组、石千峰组，缺失志留系、泥盆系以及石炭系［23，26］。本文研究目的层太原组厚度平均为30 m，同下伏古生界碳酸盐岩古风化壳呈平行不整合接触，自古隆起边缘向核部，奥陶系、寒武系逐渐缺失，出露年代逐渐变老且与上古生界二叠系山西组呈整合接触［图1（b）］。
2 前石炭纪古地貌形态恢复及其特征
陇东地区太原组沉积前为一个北西—南东向延伸的古岩溶凹槽。凹槽间为岩溶高地，高地与洼地最大高差约40 m。西部高地带自研究区南界中央北西延伸至研究区西界中央，宽20~30 km，长约150 km。东部高地带自北北西向延伸，朝北部倾没。中央古凹槽北北西向延伸，宽30~40 km，长150~200 km。根据“印模法”原理，太原组的厚度即代表了太原组沉积时的古地貌。然而，该古地貌与铝土岩、铝土岩+泥质铝土岩的厚度相关性较差，很多井的太原组厚度较大，然而其铝土岩或泥质铝土岩的厚度却很低（图3），表明利用太原组厚度恢复的古地貌误差较大，不够精细，需要进一步精细地刻画古地貌。
姚泾利等［23］研究表明，陇东含铝岩系具有3层结构，其顶部的岩性一般为煤/炭质泥岩。通过研究陇东地区铝土岩的成因可知，研究区含铝岩系沉积于海退背景下，因此，顶部的煤/炭质泥岩代表了海退过程中的准平原化作用。其距不整合面的距离，代表了含铝岩系沉积时的古地貌（图4）。而在实际勘探开发过程中，发现该残余厚度与铝土岩、铝土岩+泥质铝土岩的厚度的相关性较差，相当多的井的太原组厚度较大，然而其铝土岩或泥质铝土岩的厚度却很低，因此可通过计算太原组第一海退时期该方法的沉积厚度来刻画古地貌形态。对研究区88口探井的太原组第一海退期沉积厚度进行计算，结果表明与铝土岩、铝土岩+泥质铝土岩厚度的相关性明显变好（图5），这说明相较于太原组厚度，太原组第一海退期的沉积厚度对铝土岩控制作用明显变强，也就是说，该古地貌相较而言更加精确。
图4 L58井岩性剖面和海退期沉积厚度确定方法Fig.4 Lithology profile of Well L58 and determination method of sedimentary thickness in regressive period |
图6 陇东地区太原组第一海退期沉积厚度（古地貌）（a）及陇东含铝岩系沉积环境与太原期古地貌（b）（数据引自中国石油长庆油田分公司①）Fig.6 Sedimentary thickness （paleogeomorphology） of the First Regressive Stage of Taiyuan Formation in Longdong area and sedimentary environment of bauxite rock series in Longdong area（a） and Paleogeomorphology of Taiyuan stage（b）（data cited from petrochina Changqing Oilfield Company①） |
如图6（a）所示，古地貌西高东低，与地震方法识别的古地貌格局一致［图6（b）］。岩溶洼地主要分布于研究区中部，呈近南北向展布，岩溶洼地深度普遍大于15 m。前人［27］研究认为，岩溶洼地的形成受控于相交的裂缝，因此，下古裂缝发育区应该是岩溶洼地发育区。将下古裂缝发育区叠加到我们绘制的太原组第一海退期的古地貌中［图6（a）］发现，岩溶洼地与下古裂缝发育带是基本一致的。在岩溶斜坡，岩溶沟槽自西向东延伸，受控于西高东低的古地貌。南部岩溶沟槽近南北向展布。整体上看，岩溶斜坡及其两侧的岩溶隆起具有存在“隆洼相间”的分布特征。岩溶隆起向西、向南延伸，正好与岩溶高地上太原组的强剥蚀区相对接。高地上的强剥蚀区与斜坡上的岩溶隆起的“一脉相承”，证实了太原期第一海退期的古地貌恢复的可靠性和准确性。近年来，长庆油田借助地震技术对太原组沉积前的古地貌进一步划分，细分出高地区、上斜坡、下斜坡和洼地（图7）。综上所述，本文采用太原组第一海退期沉积厚度来表征研究区太原组沉积前的古地貌形态。
3 前石炭纪古地貌对铝土岩储层的控制作用分析
铝土岩是一种以化学沉积为主且富含铝质矿物的沉积岩，其形成经历3个阶段：最开始由于强烈的风化作用，导致母岩在地表条件下形成了包含铝质、黏土质等在内的残积富铝风化壳；由于海水的搬运作用，使得由母岩形成的残积风化壳会被运移至低洼带沉积埋藏，并逐渐形成最初的铝土岩层；最后，铝土矿层在表生淋滤作用下，硅质被迁移、铝质被富集，形成铝土岩系。铝土岩形成发育过程表明其与古岩溶负地形密切相关，相关证据也显示古地貌控制铝土岩系的厚度、岩性、孔隙发育等。
3.1 古地貌控制表生期淋滤作用
正如前文所述，古地貌斜坡可以进一步分为潜坑、阶地和沟槽。不同地貌的铝土岩发育程度存在明显差别。整个陇东地区铝土岩厚度展布显示，铝土岩厚度分布存在明显差别，西部较薄，东部较为发育，厚度较大（图8）。C3-17-22井钻穿发育于古地貌潜坑的铝土岩，铝土岩系高达24 m，从平面图［图8，图9（a）］上来看，其位于铝土岩厚度很高的区域，潜坑古地貌处于高海拔潜水面以上，以垂直淋滤为主而且淋滤时间久；L85井位于阶地古地貌，铝土岩系厚度为12 m，阶地古地貌大部分时间位于潜水面之上，淋滤时间较长，铝土岩厚度较大［图8，图9（b）］；QT16井钻穿的铝土岩发育于沟槽古地貌，其铝土岩系地层厚度为10 m［图8，图9（c）］，沟槽古地貌处于低海拔区域，长期位于潜水面以下，风化淋滤时间有限，不利于铝土岩发育，这种规律与前人［9］研究结果一致。
从整个研究区来看，太原组铝土岩超过一半的溶蚀系统是由于表生期的溶蚀作用而形成，是铝土岩储层形成的主要原因，古地貌形态对地下水、地下水运动及与成因相关的溶蚀系统具有一定的控制作用［32-36］。在表生期，陇东地区远离海洋，下古生界碳酸盐岩持续岩溶，形成多期岩溶洼地。L58井处于岩溶高地，其地势相对较高，潜水面距离地表相对较深，长期遭受大气降水的垂向溶蚀，溶蚀作用较强，孔隙相对较为发育，以溶蚀缝和溶蚀孔为主，充填程度相对较低，主要充填物为高岭石［图10（a），图10（b）］。斜坡区域的形成是长期地表径流所导致的，在这个过程中，地表水会沿着薄弱的地层以垂直渗透的方式渗入地层进而发生了差异溶蚀，溶蚀作用强，产生大量溶蚀孔隙，主要以基质溶孔、颗粒内溶（洞）孔、粒间溶孔为主，如HT7井、L47井，该区域溶蚀孔隙发育，且部分被高岭石充填［图10（c）—图10（f）］ 。而岩溶洼地地势相对平缓，地表接近于潜水面，是地下水汇聚的地区，水动力条件差，该区域的QT16井溶蚀作用程度弱，溶蚀孔隙不发育。上述表明，古地貌在一定程度上控制着陇东地区太原组表生期溶蚀作用的发育，进而控制铝土岩储层的发育。
3.2 斜坡古地貌对铝土岩分布的控制作用
在陇东地区铝土岩系结构从下到上一般分为3层：铝土质泥岩、多孔状铝土岩、泥质铝土岩，多孔状铝土岩是天然气的有利储集层。一般来说，铝土质泥岩水铝石含量小于50%，多孔状铝土岩水铝石含量大于75%，泥质铝土岩水铝石含量介于50%~75%之间。不同古地貌铝土岩结构存在明显差别。正如前文所述，C3-17-22井铝土岩系发育于潜坑型古地貌，铝土岩厚度最高；L58井和L47井钻穿的铝土岩系发育于阶地古地貌，多孔状铝土岩厚度次之；QT15井和QT16的铝土岩系发育于沟槽古地貌，其多孔状铝土岩基本不发育。通过综合地震、测井、地质等方法恢复研究区古地貌和多孔状铝土岩厚度，结果显示与上述单井的结果一致［图11（a），图11（b）］，因此，古地貌一定程度控制了多孔状铝土岩的发育。
不同古地貌铝土岩厚度之所以存在差别在于铝土岩的发育机理。多孔状铝土岩发育程度很大程度上取决于在铝土岩发育过程的淋滤强度，这个可以从位于同一个透镜状铝土岩储层不同部位的钻井中得到验证。L47井铝土岩系发育，地层厚度大，L47-1井铝土岩系层系大幅减薄［图12（a）］。L47井位于透镜状铝土岩系的核心部位，长期处于潜水面之上，长期经受氧化淋滤作用，溶蚀孔系发育，在薄片中可以观察到大量的溶蚀孔［图12（b）］；L47-1井位于铝土岩系透镜体的边缘相带，发育菱铁矿结核和自形晶黄铁矿，处于强还原环境，形成致密的铁质泥岩，铝土岩系地层薄，多孔状铝土岩基本不发育［图12（a），图12（c），图12（d）］。因此，不同古地貌中多孔状铝土岩发育存在差别的原因是不同古地貌表生期淋滤作用的时间和强度造成的，古地貌对铝土岩发育有较强的控制作用。
3.3 古地貌形态对沉积相展布的控制作用
3.4 古地貌对储层发育的影响与控制
根据研究区18口井的太原组铝土岩系储层物性资料，并结合古地貌单元统计进而得到储层物性与古地貌的关系图，太原组孔隙度值自高地、斜坡、洼地依次变差，平均值分别为9.14%、8.67%、1.70%；渗透率变化趋势同孔隙度变化相同，平均值分别为2.68×10-3 μm2、0.42×10-3 μm2和0.18×10-3 μm2［图14（a）］。孔隙度高值主要分布于岩溶高地和岩溶斜坡区域，而洼地区域孔隙度较小；渗透率高值主要分布于岩溶高地区域。因此，好的铝土岩储层往往发育在岩溶高地与斜坡，说明古地貌控制着铝土岩储层的发育；斜坡单元中的潜坑、阶地古地貌铝土岩系具有较高的孔隙度和渗透率，储层质量较高［图14（b）］。
在综合上述分析的基础上，结合测录井、地震等资料，结合陇东地区太原组的沉积相图和古地貌图，对鄂尔多斯盆地西南缘铝土岩厚度进行精确刻画，对铝土岩储层进行划分。研究区铝土岩储层沿环县—庆城—正宁一带自北西—东南向展布，基于古地貌、地震、三维裂缝带和钻井钻遇情况，将铝土岩储层划分为2类：I类铝土岩储层（优势储层），分布于深度普遍大于10 m的岩溶洼地，邻近铝土岩屑物源区，位于三维裂缝带，钻井钻遇铝土岩；II类铝土岩储层，洼地深度>5 m、I类铝土岩储层以外的区域。研究区储层主要分布于古地貌相对较低位置，差异性溶蚀作用较强，且沉积的铝土岩厚度较大，物性好，是铝土岩气藏勘探开发的有利区带。
4 古地貌对铝土岩气藏的影响与控制
鄂尔多斯盆地广覆式沉积的二叠系含煤层系是上古生界主力烃源岩，苏里格大气田、大牛地气田的天然气就主要来自煤系烃源岩。据钻井揭示，陇东地区二叠系煤层平均厚度为4.35 m，TOC含量平均为60.35%，R O值平均为2.53%；暗色泥岩平均厚度为55.5 m，TOC 含量平均为3.14%，R O值平均为2.53%，有机质类型以Ⅲ型为主。据中国石油长庆油田分公司研究，二叠系煤系烃源岩以生气态烃为主，R O值为2.0%时的气态烃产率为75 m3/t，R O值为2.5%时的气态烃产率为110 m3/t。在地表水淋滤作用下，硅质被迁移，铝质堆积富集，形成铝土岩系，广泛发育颗粒内溶孔、粒间溶孔、基质溶孔等溶蚀孔隙；在埋藏成岩期，炭质泥岩和煤中的有机质在生烃热演化过程中会释放大量的有机酸，致使溶蚀孔隙空间进一步发育，进一步改善铝土岩储层。
陇东地区太原组古地貌形态以岩溶斜坡为主，结合产能分析，发现绝大多数日产量超过4.0×104 m3/d的井分布于岩溶斜坡潜坑、阶地区域，如L47、L47-1CH、C3-17-22、NG3等井均获得高产气流，其中分布于潜坑区域的井试气无阻流量大于50×104 m3。这主要是因为潜坑由于长期经受淡水淋滤作用，加之垂直方向的渗流作用，使得溶蚀作用增强，有利于溶蚀孔洞储集孔发育。岩溶洼地、斜坡古沟槽等古地貌地区天然气产能无法达到商业化开发的需求，如位于岩溶洼地的L66、L57、L24以及QT16等井，这些井绝大部分无产能或日产气量很低，主要是因为这些区域地势相对较低，没有经历长期淋滤作用，溶孔欠发育。
因此，铝土岩气藏成藏过程主要是经过长期淋滤作用形成的多孔状铝土岩提供了储集条件，广覆于其上的煤层和炭质泥岩在深埋成熟后提供了大量的天然气，在生烃驱动力下沿着断层和裂缝运移至铝土岩中聚集成藏，其中起关键作用的储层发育，尤其是多孔状铝土岩发育，正如前文所述，原始铝土岩系沉积与储层发育主要受古地貌控制和影响。
5 结论
（1）通过印模法恢复研究区的古地貌形态，发现鄂尔多斯盆地陇东地区太原组古地貌形态由高地、斜坡以及洼地3个二级古地貌单元构成，斜坡进一步可划分为潜坑、阶地及沟槽3个三级古地貌单元。
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（2）古地貌控制沉积相态的展布，铝土岩发育的有利相带是古陆边缘及潮坪相，这两相带铝土岩厚度较大。
（3）古地貌控制铝土岩储层发育，高地、斜坡铝土岩物性较好，其中斜坡中的潜坑与阶地溶蚀孔发育，主要表现为基质溶孔、颗粒内溶（洞）孔、粒间溶孔发育。
（4）铝土岩气藏形成机理主要是上部广覆式煤系源岩生烃，生烃动力驱动向下运移至表生期发育的铝土岩储层聚集成藏，多孔状铝土岩是制约天然气成藏的关键地质要素。
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