濱里海盆地東緣石炭系鹽下碳酸鹽巖油氣藏成藏規律與勘探技術

王雪柯，王 震，計智鋒，尹 微，姜 仁，侯 玨，張藝瓊

（中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

0 引言

濱里海盆地大部分區域位于哈薩克斯坦西部，面積約50×104km2，盆地東緣長期處于油氣運移的有利指向區。眾多學者對濱里海盆地東緣的儲層特征、油氣主控因素及碳酸鹽巖薄儲層預測進行了詳細研究。盧家希等［1］通過對濱里海盆地東緣N油田KT-Ⅰ，KT-Ⅱ油層組的研究，認為高頻層序控制了巖相發育序列及早成巖期巖溶作用；李寶等［2］提出濱里海盆地東緣阿克若爾構造帶的勘探方向應由構造油氣藏向構造-巖性及巖性油氣藏勘探轉變；王云［3］研究了濱里海盆地東緣阿克若爾構造帶西側塔爾構造的巖溶儲層，認為塔爾構造儲層厚度小、物性差，并利用現代體屬性及地震反演分析了塔爾構造巖溶水系的分布特征；吳嘉鵬等［4］運用敏感屬性及地質統計學反演開展了KT-Ⅱ油層組灘相薄儲層預測，提高了地震反演的縱向分辨率；張明等［5］提出以“斷裂破碎帶相”為約束的迭代反演方法刻畫非均質儲層斷裂帶特征。研究人員對濱里海盆地東緣相控巖溶儲層及碳酸鹽巖薄儲層的研究均取得了一定成果，但針對研究區成藏條件、油氣藏類型、巖溶儲層對油氣成藏規律的控制等并未深入研究。根據最新的薄片、測井及試油等資料，結合基于層位-測井約束的初始模型的地震波阻抗儲層反演技術對濱里海盆地東部成藏帶巖性油氣藏進行薄儲層反演預測，并總結該區油氣成藏規律，以期為下一步井位部署奠定基礎。

1 地質概況

濱里海盆地位于波羅的板塊東南部，盆地東側為烏拉爾海西期褶皺山系［6］。泥盆紀—石炭紀—二疊紀時期，波羅的板塊與哈薩克斯坦-準噶爾板塊匯聚直至拼貼。泥盆紀時期，濱里海盆地東緣為弧后盆地，石炭紀時期弧后擴張，至二疊紀時期濱里海盆地東緣轉化為前陸盆地［7］。濱里海盆地東緣自西向東可分為西部成藏帶、中部成藏帶及東部成藏帶（圖1a）。東部成藏帶位于油氣運移指示區，油氣資源豐富，是本次研究目標區。濱里海盆地東緣石炭系沉積了一套以碳酸鹽巖為主的儲層（KT-Ⅱ油層組、KT-Ⅰ油層組）。KT-Ⅱ油層組包括謝爾普霍夫階、巴什基爾階及莫斯科階下部；KT-Ⅰ油層組包括莫斯科階上部、卡西莫夫階及格舍爾階（圖1b）。濱里海盆地東緣沉積相帶呈南北向展布，自西向東依次發育臺緣斜坡—臺地邊緣—開闊/局限臺地—臺地邊緣—臺緣斜坡相沉積，可建立“雙臺緣”沉積模式［8-9］，有利沉積相主要為開闊臺地相［10-11］，巖性主要為亮晶生屑顆?；規r、泥晶顆?；規r、藻黏結灰巖、微晶—粉晶白云巖、生屑白云巖及云灰巖/灰云巖類等［12-13］，儲層孔隙度為4%～12%，滲透率通常小于1 mD，屬于低—中孔、低滲儲層。

圖1 濱里海盆地東緣構造位置（a）及巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Tectonic setting（a）and stratigraphic column（b）of the eastern margin of Pre-Caspian Basin

2 石油地質條件綜合評價

2.1 烴源巖條件

濱里海盆地東緣鹽下發育中泥盆統、上泥盆統、下石炭統、上石炭統—下二疊統等4 套烴源巖［14］，其中，中、上泥盆統及下石炭統烴源巖為主要油氣貢獻來源。上泥盆統法門階—下石炭統杜內階烴源巖有機質類型以Ⅰ型和Ⅱ型為主，總有機碳（TOC）含量較高，平均為4.4%，氯仿瀝青“A”質量分數為420～8 440μg/g，平均為5 120μg/g，總烴質量分數為150～5 038 μg/g，平均為2 943 μg/g，屬于中等—好生油巖［15］，目前為成熟階段生油期（表1）。

表1 濱里海盆地東緣烴源巖條件評價Table 1 Evaluation of source rocks in the eastern margin of Pre-Caspian Basin

2.2 儲層特征

濱里海盆地東緣主要發育開闊臺地、局限臺地、臺地邊緣等沉積相。選取研究區不同成藏帶60余口井的巖石薄片和鑄體薄片資料，對儲層巖石類型、儲集空間類型及不同沉積環境下的儲層物性進行詳細研究。

2.2.1 巖石類型及儲集空間類型

按照曾允孚等［16］的碳酸鹽巖分類方案，研究區碳酸鹽巖儲集巖可分為灰巖類、白云巖類、云灰巖/灰云巖類、硅化硅質巖類等。其中，灰巖類可進一步細分為微晶灰巖、微晶顆?；規r、亮晶顆?；規r、藻黏結灰巖等；白云巖類可進一步細分為微晶白云巖、粉晶白云巖、中—細晶白云巖、中—粗晶白云巖、藻黏結白云巖、顆粒白云巖等；云灰巖/灰云巖中的白云石可分為粉—微晶白云石、粉—細晶自形白云石、中—粗晶鞍形白云石及中—巨晶白云石/鞍形白云石等；硅化硅質巖類主要見于石炭系KT-Ⅰ油層組，硅化硅質巖中的石英為微晶石英及玉髓形式，或粒狀亮晶石英晶體形式，可交代生物碎屑、方解石晶體、石膏及硬石膏晶體［17-19］（圖2）。

對研究區KT-Ⅰ和KT-Ⅱ油層組薄片進行鏡下觀察，發現粒間孔及粒間溶孔最為發育，體積分數為32.04%；其次是粒內溶孔及顆粒鑄?？?，體積分數為18.92%；再次是生物體腔孔，體積分數為15.82%；溶蝕孔/膏?？?、膏溶孔洞體積分數分別為10.94%，10.17%；晶間孔/晶間溶孔、溶蝕孔洞發育較少，體積分數分別為5.95%和5.39%；裂縫發育狀況最差，體積分數僅為0.76%。研究區儲層受溶蝕作用影響明顯，巖心上可觀察到較多的溶蝕孔洞，孔洞直徑最大約10 mm，通常為0.5～4.8 mm（圖3）。

圖3 濱里海盆地東緣主要儲集空間類型鏡下薄片照片Fig.3 Thin sections showing main reservoir sapces in the eastern margin of Pre-Caspian Basin

2.2.2 儲層物性

KT-Ⅱ油層組儲層孔隙度為0.30%～20.10%，平均為6.71%，滲透率為0.061～2 100.000 mD，平均為20.270 mD，以中孔、低滲—特低滲孔洞-孔隙型儲層為主。KT-Ⅰ油層組儲層孔隙度為0.30%～40.00%，平均為3.81%，滲透率為0.000 1～2 170.000 0 mD，平均為0.800 0 mD，整體屬于低—中孔、特低滲孔洞-孔隙型儲層。

由圖4 可看出，研究區石炭系鮞粒灘及砂礫屑灘相灰巖儲層、生屑灘相灰巖儲層、粉—微晶云巖儲層的孔滲相關性差異較大。鮞粒灘及砂礫屑灘相灰巖儲層顯示出低孔、低滲儲層特征，孔滲相關性較差；粉—微晶云巖儲層顯示出高孔、高滲儲層特征，孔滲相關性較好；生屑灘相灰巖儲層顯示出特低孔、特低滲-中孔、中滲儲層特征，孔滲相關性較好。由此表明，生屑灘相亮晶顆?；規r為研究區內最有利的儲集巖性。

圖4 濱里海盆地東緣石炭系不同類型儲層的孔滲關系Fig.4 Relationship between permeability and porosity of different types of Carboniferous reservoirs in the eastern margin of Pre-Caspian Basin

2.3 蓋層及儲蓋組合

濱里海盆地東緣鹽下層系發育上石炭統MKT泥巖、下二疊統泥巖及下二疊統孔谷階鹽巖3 套區域蓋層。其中，下二疊統孔谷階鹽層對鹽下油氣藏具有良好的區域封蓋效果，但鹽層厚度分布不均且大多不是石炭系碳酸鹽巖油氣藏的直接蓋層。KT-Ⅱ油層組的直接蓋層是上石炭統MKT 泥巖，KT-Ⅰ油層組的直接蓋層是下二疊統深灰色泥巖、泥質粉砂巖、粉砂質泥巖等。

濱里海盆地東緣鹽下石炭系主要發育2 套生儲蓋組合［20-23］：一是下石炭統維憲階及杜內階泥巖（生）-KT-Ⅱ油層組灰巖/白云巖（儲）-MKT 泥巖（蓋）；二是中上泥盆統泥巖（生）-KT-Ⅰ油層組灰巖/白云巖（儲）-下二疊統泥巖（蓋）。濱里海盆地東緣油氣資源充足，發育低—中孔、低滲—特低滲儲層，生屑灘相亮晶顆?；規r為有利儲集巖性。

3 油氣成藏規律

3.1 油氣成藏條件

濱里海盆地東緣烴源巖目前處于大量生油階段，油氣來源充足，KT-Ⅰ，KT-Ⅱ油層組中油氣來源主要為中上泥盆統及下石炭統維憲階與杜內階烴源巖。研究區圈閉類型以背斜、斷背斜構造圈閉及巖性上傾尖滅圈閉為主。KT-Ⅰ油層組發育2 個構造圈閉，面積約22 km2，5 個巖性圈閉，面積約550 km2，該油層組預測石油資源量160×104t；KT-Ⅱ油層組發育8 個構造圈閉，面積約46 km2，11 個巖性圈閉，面積約350 km2，該油層組預測石油資源量約1×1012t。通過對KT-Ⅱ油層組原油密度分析，發現阿克若爾構造帶北部的N 油田原油密度為0.79～0.85 g/cm3，阿克若爾構造帶南部已發現的含油構造帶原油密度為0.82～0.89 g/cm3，推測其原因可能是N 油田聚集成藏后，經歷白堊紀構造反轉，油氣向南二次運移至阿克若爾構造帶成藏。

3.2 阿克若爾構造帶巖性油氣藏特征

阿克若爾構造帶位于濱里海盆地東緣的東部成藏帶，呈NE 向狹長狀，東西寬6～12 km，南北長126 km，面積約1 100 km2，地層起伏小，構造平緩。阿克若爾構造帶儲層縱橫向非均質性強，以薄層為主，無統一油水界面，油層多為薄層，在橫向上呈分散分布，縱向上呈多層疊置分布，對比性和連續性均較差。阿克若爾構造帶油藏受巖性控制明顯，油層、干層、水層短距離交替分布，如2 井與13 井距離僅為2.19 km，但這2 口井可見多處薄油層向北尖滅，至13 井變為干層；6 井與1 井距離為4.22 km，6 井KT-Ⅱ油層組底部為厚層狀水層，而向北至1 井，變為薄層狀干層或水層（圖5）。

圖5 阿克若爾構造帶KT-Ⅱ油層組油氣藏連井剖面Fig.5 Well-tie profile of KT-Ⅱreservoir group in Aknol structural belt

分析阿克若爾構造帶試油測試數據發現：①大量井的油柱高度大于構造圈閉幅度，如5 井，其油層的油柱高度較構造圈閉幅度高26 m，3 井油層的油柱高度較構造圈閉幅度高12 m，7 井油層的油柱高度較構造圈閉幅度高26 m。②阿克若爾構造帶的構造圈閉幅度小、面積小、儲層薄，但試油結果卻顯示單井產量高、產油時間長，故發育構造圈閉的可能性小。如5 井KT-Ⅱ油層組G3 小層，測井解釋油層厚度約3 m，日產油量大于70 m3，試油時間約50 d，累產油量超2 800 m3。③產量與儲層厚度并無正相關關系，如5 井KT-Ⅱ油層組G3 小層測井解釋油層厚度約3 m，日產油量大于70 m3，試油時間約50 d，累產油量大于2 800 m3；3 井KT-Ⅱ油層組G3 小層測井解釋油層厚度大于10 m，日產油量大于80 m3，試油時間約80 d，累產油量卻不足2 000 m3。④在同一構造圈閉中，高部位試油出水，如1 井和6 井位于同一構造圈閉，高部位的6 井試油出水。根據以上試油數據可知，目前已鉆井的圈閉應為巖性圈閉，而非構造圈閉。結合基于層位-測井約束的初始模型的地震波阻抗儲層反演技術，可明顯看到巖性圈閉的上傾尖滅，進一步證明了巖性圈閉的存在。

3.3 巖性油氣藏成藏規律

濱里海盆地東緣東部成藏帶油氣最為富集，已發現阿克若爾構造帶、T 油田、N 油田等多個含油氣區域［24-26］。研究區巖性油氣藏受優質儲層控制明顯，優質儲層多為高頻三級層序旋回中上部的高生長率灘體及不整合面附近的巖溶儲層（圖6）。

圖6 濱里海盆地東緣油氣成藏模式Fig.6 Hydrocarbon accumulation model of the eastern margin of Pre-Caspian Basin

阿克若爾構造帶儲層受沉積相帶（灘相）控制，優質儲層主要為生物礁灘［27］，多發育于三級旋回中上部。根據巖石薄片及鑄體薄片觀察，生屑灘相灰巖儲層中顆?；規r不僅灰泥缺乏［28］，而且海底膠結物環邊很薄，或海底膠結物較缺乏，由此指示了阿克若爾構造帶發育的灘體屬于碳酸鹽高生長率灘體，高生長率灘體與灘相灰巖儲層的形成關系密切，說明灘相灰巖儲層為阿克若爾構造帶的有利儲層。

各級層序不整合面控制形成的溶蝕孔、洞、縫，不僅構成了油氣運移的橫向輸導體系，也控制了油氣藏的分布［29］。KT-Ⅱ油層組的G1 和G4 小層頂面附近可識別出不整合面，且不整合面附近巖溶儲層較為發育，油氣多聚集于此。

4 勘探技術

濱里海盆地二疊系孔谷階發育一套巨厚鹽層且地震傳播速度較快，同時存在多類速度異常體，導致地震解釋結果不準確，從而形成“假背斜”的地質現象，嚴重影響了鹽下構造解釋的準確度［30-32］。濱里海盆地東緣碳酸鹽巖儲層薄，單層厚度僅1～15 m，常規地震反演往往只能識別厚儲層，對于研究區的薄儲層難以識別?；诖?，擬采用基于層位-測井約束的初始模型的地震波阻抗儲層反演技術，精細研究鹽下薄儲層的空間展布特征，以期為下一步井位部署奠定基礎。

基于層位-測井約束的初始模型的地震波阻抗儲層反演技術，在原理上仍是基于巖石物理測井約束［33］。該技術首先通過對地層的地震波阻抗模型進行正演模擬，獲得合成地震記錄；然后將合成地震記錄與實際地震記錄進行比對，并根據比對結果，對地震波阻抗模型進行修改；在建模時考慮多種沉積模式（超覆、退覆、剝蝕和尖滅等）的約束，使用分形和波形相似內插的方法構建復雜初始模型，模型保留了儲層構造、沉積和地層在橫向上的變化特征；最后通過反復比對修改，使合成地震記錄和實際地震記錄達到最為匹配，從而獲得較為準確的地震波阻抗模型。該技術將地震和測井信息有機結合，運用全局迭代尋優反演算法，充分利用測井高頻信息，提高了地震反演的精度和分辨率。運用該技術對阿克若爾構造帶KT-Ⅱ油層組G1—G4 小層進行儲層反演，地震反演結果符合地下構造、沉積和地層特征（圖7）。由圖7 可看出，G1，G2 小層儲層形態較地震剖面更清晰，能更好地反映儲層橫向連續性，巖性圈閉上傾尖滅形態明顯。橫向上，6 井儲層較為連續，向南至2 井連續性減弱，儲層厚度逐漸減薄?？v向上，6 井附近的儲層主要分布在KT-Ⅱ油層組頂部，即集中在G1 和G2 小層。G3，G4 小層儲層整體發育程度較G1，G2 小層差，G3 小層6 井附近儲層較為發育，至南部的2 井逐漸減薄直至尖滅，而G4 小層在南部13 井附近較為發育，向北物性逐漸變差或尖滅。結合層序地層學分析，認為有利儲層主要發育在三級旋回的頂部，即KT-Ⅱ油層組頂部的G1，G4 小層。

圖7 阿克若爾構造帶KT-Ⅱ油層組G1-G4小層地震剖面（a）與儲層反演（b）對比Fig.7 Comparison between seismic section（a）and reservoir inversion（b）of G1-G4 sublayers of KT-Ⅱreservoir group in Aknol structural belt

5 結論

（1）濱里海盆地東緣成藏條件優越，鹽下油源充足，中、上泥盆統及下石炭統烴源巖為主力烴源巖。研究區內灘相亮晶顆?；規r為優質儲層，主要儲集空間為粒間孔及粒間溶孔。鹽下石炭系主要發育2 套生-儲-蓋組合，油氣多為“自生自儲”或“下生上儲”，二疊系孔谷階鹽巖為優質的區域性蓋層。

（2）濱里海盆地東緣阿克若爾構造帶主要發育巖性圈閉，巖性油氣藏無統一油水界面，油層呈薄層狀分散分布，對比性和連續性均較差，受巖性控制明顯，油層、干層、水層短距離交替分布。試油數據發現大量井的油柱高度大于構造圈閉幅度，構造圈閉幅度小、面積小、儲層薄，但單井產量高，產油時間長，產量與儲層厚度并無正相關關系。

（3）濱里海盆地東緣東部成藏帶巖性油氣藏受優質儲層控制明顯，優質儲層多為高頻三級層序旋回中上部的高生長率灘體及不整合面附近的巖溶儲層，油氣多聚集在KT-Ⅱ油層組的G1 和G4 小層頂部不整合面附近。