阿姆河右岸區塊生物礁特征與識別方法

王玲張研吳蕾馬曉宇徐明華

1.中國石油勘探開發研究院 2.中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司

阿姆河右岸區塊生物礁特征與識別方法

王玲1張研1吳蕾2馬曉宇1徐明華2

1.中國石油勘探開發研究院 2.中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司

王玲等.阿姆河右岸區塊生物礁特征與識別方法.天然氣工業,2010,30(5):30-33.

土庫曼斯坦阿姆河右岸區塊儲集層以礁灰巖為主,在該儲層之上發育著巨厚的膏鹽巖地層,使其地震勘探的難度增大。為此,依據該區塊礁灰巖的分布特點,綜合測井、地質資料建立了沉積模型、儲層模型和地震正演模型,分析了礁體的地球物理響應特征。利用常規測井資料和測試資料,從單井上識別礁體;引入“地震相”的研究思路,利用地震屬性,對礁體平面分布進行預測;根據上覆膏鹽層厚度變化、目的層碳酸鹽巖厚度的變化,采用“時差厚度”法進行礁體識別,初步探索出一套適合于該區的基于疊后地震資料的礁體識別方法。利用該方法提高了生物礁的識別精度,在該區塊相繼發現了一批可供鉆探的生物礁,鉆遇生物礁的探井成功率從中方接手前的33%提高到現今的100%。

阿姆河右岸區塊 土庫曼斯坦 生物礁 碳酸鹽巖 膏鹽層 地震勘探 識別

1 沉積背景及礁體特征

土庫曼斯坦阿姆河右岸中國石油天然氣股份有限公司合作區位于阿姆河臺向斜內阿姆河右岸查爾朱階地至東南吉薩爾山前沖斷帶,走向北西。根據現今構造特征,研究區可以劃分為6個三級構造單元,呈中間低兩端高的構造格局。自東南向北西發育一系列古隆起,對該區生物礁、灘的形成與分布起到了重要的控制作用。

中上侏羅統沉積時期,研究區沉積環境為淺水陸棚環境,發育卡洛夫—牛津階碳酸鹽巖臺地相沉積。沉積相帶與礁體的分布受古地貌和海平面升降的控制,主要發育兩個造礁期。卡洛夫—牛津階沉積時期,海平面開始震蕩式上升,發生了多期海侵事件。海平面相對變化率和造礁生物沉積速率之間的平衡,使得造礁生物位于透光區內。受海平面的不斷上升和古地貌的控制,一方面,先期形成的礁體一部分被海水淹沒消亡,一部分位于古構造較高部位的礁體隨著海平面的上升不斷向岸追捕、繼續生長;另一方面,新的礁體不斷向岸生長,因而該時期礁體具有自南東向北西退積式生長的特點。由于海平面震蕩式緩慢上升,先期的斜坡帶以及開闊臺地部分被海水淹沒,碳酸鹽巖臺地沉積相帶不斷變化,臺緣帶自南東向北西方向發生遷移。

上侏羅統啟莫里—齊頓組地層沉積時期,發生大規模的海退,氣候逐漸變得干旱,沉積環境變為潮坪—瀉湖沉積相。礁體之間與之上發育巨厚的膏巖鹽沉積,巖性為硬石膏和鹽巖層,呈“三膏二鹽”特征,厚度變化較大(750～1200m),厚度由南東向北西逐漸減薄,構成了本區良好的區域蓋層。

2 生物礁特征

2.1 點礁

也稱為環礁、生物丘、灰泥丘。通常位于斜坡相、開闊的臺地相或局限臺地。造礁生物種類較多,為藻灰巖、生物碎屑灰巖、粉晶灰巖、泥灰巖間互層。具有對稱分布的特點,沒有礁前、礁后之分,通常成群分布,是海平面緩慢上升的反映。研究區內生物礁單個礁體規模不大,在1～15km2之間或更小,如坦基庫杜克、鮑塔、揚古伊、恰什古伊等。儲集空間為孔隙、裂縫—孔隙型,發育各種粒間孔、溶蝕孔、晶間孔。孔隙度為1%～18%,平均在5%左右,滲透率為0.1×10-3～189×10-3μm2,平均在1×10-3μm2左右。

2.2 塔礁

也稱為尖柱礁和孤礁,是成礁期海底持續下降而成,多出現于深水帶。研究區塔礁主要分布在淺水大陸斜坡亞相靠近盆地一側和盆地相帶內,受阿姆河臺向斜的控制,為水下古隆起之上的孤立生物礁,如研究區南部與桑迪克雷南隆起、別希爾隆起有關的生物礁。塔礁巖性為球粒、藻團泥粒灰巖。單個礁體規模較大,在20～30km2之間。儲集空間以裂縫、裂縫—孔隙為主,發育有縫合線構造及裂縫,鑄體薄片顯示發育有溶蝕孔及晶間孔。

2.3 堤礁

也稱為障壁礁,分布在臺地邊緣的一種生物建隆構造,為海綿、藻類和珊瑚等生黏結灰巖、多種骨架粒狀灰巖,呈塊狀分布。儲層屬高孔隙一溶洞型,物性好,孔隙度在20%～28%之間,滲透率為120×10-3～5300×10-3μm2。礁體規模較大,面積450～550km2。本區主要發育兩期造礁期,第一期堤礁主要分布在別列克特構造帶上,礁體面積為450km2;第二期堤礁主要發育在麥捷讓地區、薩曼杰佩地區,面積近550km2。

3 礁體識別方法

根據本區地質特點,從正演模型入手,建立不同礁體類型的正演模型,分析礁體與圍巖之間的關系。同時,根據上覆膏巖鹽層厚度變化、目的層碳酸鹽巖的變化以及古地貌恢復等手段,系統建立礁體識別方法[1-3]。

3.1 正演模型法

根據本區中上侏羅統沉積地層與儲層特征,結合鉆井揭示的地層速度特征,建立了適合于本區特點的初始速度模型。白堊系以上地層取平均速度4000m/s,頂石膏地層速度為5200m/s,上鹽巖層速度為4500m/s,中石膏層速度為6000m/s,下鹽巖速度為4800m/s,下石膏巖和泥灰巖互層速度為5500m/s,膏鹽底部泥巖與石灰巖互層速度給定5000m/s,目的層碳酸鹽巖的速度為5500m/s,下部地層取6000m/s,本區生物礁灰巖的速度為5200～5400m/s,設計6個大小不同的生物礁灰巖,觀察上覆膏鹽巖與礁體發育部位地震響應特征。

從正演結果來看,上覆膏巖的形變與膏鹽巖厚度的變化與鹽下礁體的發育程度密切相關,膏鹽巖厚度減薄、膏鹽形變劇烈,對應生物礁發育。礁體地震反射具有丘狀的外形,頂底部振幅較強,內部振幅較弱,頂部具有明顯的披覆構造,翼部地層超覆于礁體頂界面。礁體發育區由于速度低于圍巖速度,還可以引起下伏地層構造下拉現象。通過正演模型的建立,可以分析礁體的響應特征,指導礁體識別。

3.2 “測井響應特征”判別法

根據阿姆河右岸中油合作區塊三維區30余口井巖心和測井曲線分析,發現自然伽馬、電阻率、自然電位、微電極、成像測井、聲波時差曲線對礁體的反映較為敏感[4]。礁體發育區自然伽馬值很低,普遍小于15API,礁體發育部位自然伽馬曲線明顯低于圍巖,呈箱型,呈“中間低,頂底高”特征。電阻率曲線與自然伽馬曲線一樣具有“中間低、頂底高”的特點,礁體發育區電阻率明顯低于圍巖、為塊狀高阻背景下的中低電阻,在礁體發育部位,深、淺側向電阻率出現正幅度差,反映裂縫較為發育。聲波時差曲線反映儲層孔隙度的變化,在某種程度上,也能反映礁體的發育程度,鉆井證實,聲波時差曲線高速背景下的低速區是礁體發育的反映。成像測井方法能夠較好的反映礁體生物骨架結構,通常,非礁體發育部位通常為致密的碳酸鹽巖,孔隙度極低,電阻率高,在成像測井曲線上呈“高亮”特征;礁體發育部位,儲層物性越好、裂縫、裂縫—孔隙越發育,則電阻率降低,成像測井上顏色也越深。

3.3 根據“地震相面法”進行礁體識別

3.3.1 根據礁體的地震反射特征

生物礁形成與古地貌高地、特殊的沉積環境和成巖作用有密切關系,因此具有獨特的地貌、結構、構造和巖石學特征。這些特征決定了生物礁在地震反射剖面上具有不同的反射特征。根據礁體的外部幾何形態、內部反射結構以及與圍巖的接觸關系可以識別礁體[5]。

點礁——外形為丘狀、透鏡狀或不規則形狀。內部反射能量較弱,局部為雜亂或空白反射,底部呈現微幅度下凹現象。從與圍巖接觸關系來看,圍巖超覆于礁體的翼部。在臺緣斜坡帶,點礁通常成群分布。

塔礁——頂部近似為錐形、塔形或半圓形,振幅中—強,底部具有與頂部相似的外形。內部反射能量較弱,成層性好于點礁。塔礁與圍巖呈超覆接觸。塔礁通常成孤立狀分布,與深水古隆起有關。

堤礁——外形近似為穹隆狀反射結構,頂、底部反射振幅較強。內部反射為層狀或平行狀,礁體規模較大,物性發育程度有所差異。

3.3.2 古地貌與地震屬性相結合預測礁體平面分布

古地貌是控制一個盆地后期構造與沉積特征的主要因素,對沉積體系內的儲層發育與分布以及油氣藏的富集具有一定的控制作用。通過古地貌恢復技術與三維可視化技術相結合,可以從空間角度分析古地貌對鹽下礁體的控制作用。由于本區上覆膏巖、鹽巖與碳酸鹽巖速度的差異,極易形成強的巖性界面。另一方面,礁體發育區特別是含氣后,速度降低,波阻抗差減小,振幅也會降低;而礁間帶致密石灰巖儲層,連續性好、振幅強,而因利用振幅屬性能較好的預測礁體發育區。相干屬性對地層的不連續性特別敏感,可以識別斷裂、裂縫的分布范圍。將古地貌與相干振幅屬性相結合,可以更好的預測礁體的平面分布。圖1-a是研究區B區塊楊古伊—恰什古伊氣田碳酸鹽巖沉積時的古地貌,鉆井證實,生物礁發育于古地貌較高部位。從圖1-b的相干振幅平面分布圖可以看出,生物礁發育部位相干性差、振幅為中低振幅,裂縫較為發育,儲層物性較好,與古地貌隆起區的分布一致。利用古地貌與相干振幅屬性相結合,在斜坡相帶已發現了楊古伊氣田和恰什古伊氣田。鉆井證實,斜坡帶的點礁群是擴大B區塊探明儲量的有利地區。

3.4 根據“時差厚度法”進行礁體識別

本區碳酸鹽巖之上發育巨厚的膏鹽巖地層,呈“三膏兩鹽”分布特征。由于鹽巖的密度小,一般為2.15～2.20g/cm3,具有抗壓強度較弱、彈性模量小、容易流動等特點,在外力作用下極易發生流動。當遇到遮擋物如生物礁發育的隆起構造,鹽的流動受到抑制。而膏巖速度高、密度大、脆性較強,受到外力后極易發生塑性形變。生物礁發育部位由于構造隆起,上覆膏巖地層極易變形,因而利用上覆膏巖鹽時差厚度可以識別生物礁發育區。

圖1 B區塊中上侏羅統古地貌形態、碳酸鹽巖頂相干振幅平面分布圖

圖2 碳酸鹽巖儲層與上覆地層地震響應特征圖

圖2為B區塊三維區內斜坡帶生物礁儲層與上覆地層的地震響應特征。上部變形較為嚴重的強反射界面為中石膏,黃層和紅層之間為碳酸鹽巖地層的頂、底界面。中石膏與黃層間的弱反射為鹽地層。對圖2中不同構造部位碳酸鹽巖地層與上覆膏鹽巖厚度分布情況進行統計。表明碳酸鹽沉積地層的厚度與膏鹽巖地層厚度的分布呈反比關系,碳酸鹽巖沉積厚度大對應上覆膏巖鹽厚度較薄;上部膏巖鹽地層較厚,對應下部碳酸鹽巖沉積相對減薄。圖中構造位置④膏巖鹽時差厚度為43ms,下伏碳酸鹽巖時差厚度為123ms;構造位置⑤上覆碳酸鹽巖地層時差厚度為204ms,下伏碳酸鹽巖時差厚度為63ms。碳酸鹽巖時差厚度大的地區為生物礁發育區,時差厚度薄區域為礁間致密石灰巖沉積,頂部地層連續性和成層性較好、振幅較強。

3.5 利用“地震反演方法”預測礁體分布

針對本區生物礁儲層與上覆膏鹽巖的分布特點,采用等時格架約束的稀疏脈沖反演方法來預測礁體的分布。其優點是:①測井約束模型的低頻和高頻成分,地震提供模型的中頻成分,控制垂向分辨率;②地震層序格架約束地層橫向變化,進而控制橫向分辨率,可以解決上覆膏鹽巖地層塑性形變對礁體的影響[6]。

在反演過程中,門檻值的確定至關重要,可以大致確定有利儲層的分布,進而預測生物礁的分布。門檻值的確定通常以測井解釋成果為基礎、測試結論為衡量標準,將能反映礁體物性特征的測井曲線進行交匯。根據B區塊楊古伊—恰什古伊氣田6口井的3種測井曲線與測試資料進行交匯的結果,初步確定該氣田密度上限值為2.68g/cm3,大于該值為礁間致密石灰巖;聲波時差的下限值為52μs/ft,小于該值為致密石灰巖;自然伽馬的上限值為12API,大于該值則泥質含量較多。初步判別生物礁儲層具有中低密度、中高聲波時差、中低自然伽馬的特征。

圖3為桑迪克雷—楊古伊—恰什古伊三維區自南西—北東向分布的反演波阻抗剖面。紅色低阻抗儲層,主要分布在碳酸鹽巖地層的上部,波阻抗值大約在15000g/(cm2·s);藍色為致密儲層發育段,具有低聲波時差、高密度的特征,與前述分析結果較為吻合。從反演結果可以看出,西南部桑迪克雷、楊古伊氣田波阻抗值相對較小,礁體較為發育,而東北部恰什古伊氣田波阻抗值相對較大,礁體發育程度較南部略顯致密。

圖3 桑迪克雷—楊古伊—恰什古伊氣田地震反演剖面圖

4 結論

通過對阿姆河盆地中油合作區塊沉積背景、儲層分布特征與上覆地層的變化,立足于疊后疊前時間偏移資料,初步探索出一套適合于本區的礁體識別與描述方法:①根據已鉆井的測井響應特征與測試資料,單井上識別礁體發育段;②提出利用模型指導礁體識別的研究思路,即針對已鉆遇礁體的沉積相帶、大小、含油氣性,分別建立沉積模型、儲層模型、地震正演模型,分析礁體地震響應特征,指導礁體識別;③引入地震相的研究思路,對礁體特征進行分類,利用古地貌與相干振幅屬性,預測礁體的平面分布;④探索出基于時差厚度的礁體識別方法,即根據上覆膏鹽巖與下伏碳酸鹽巖厚度的變化;⑤采用基于等時地層格架下的確定性反演,消除膏鹽巖的影響,能準確地預測礁體分布。

[1]劉振武,撒利民,張研,等.天然氣勘探開發現狀及物探技術需求[J].天然氣工業,2009,29(1):1-7.

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DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.007

Wang Ling,born in1970,holds a Ph.D degree.She is mainly engaged in geological and geophysical research of petroliferous basins.

Add:Mail Box910,No.20,Xueyuan Rd.,Haidian District,Beijing100083,P.R.China

Tel:+86-10-83597907 E-mail:kty_wl@petrochina.com.cn

Characteristics and identification of bioherms in the Amu Darya Right Bank Block,Turkmenistan

Wang Ling1,Zhang Yan1,Wu Lei2,Ma Xiaoyu1,Xu Minghua2
(1.Research Institute of Petroleum Ex ploration and Development,PetroChina,Beijing100083,China;2.CN PC(Turkmenistan)A mu Darya River Gas Company,Beijing100101,China)

The reservoirs in the Amu Darya Right Bank Block,Turkmenistan,are dominated by reef limestone,which are overlain by a very thick salt layer,increasing the complexity of seismic exploration.According to the features of reef limestone distribution in the study area and in combination with the log and geologic data,sedimentary models,reservoir models and seismic forward models are built,and the geophysical responses of the reefs are analyzed.The conventional log data and test data are used to identify reefs in a single well.Seismic attributes are used to predict the areal distribution of the reefs.According to the variations of the overlying salt layer thickness and the pay zone of carbonates,the"interval transit time thickness"method is used to identify reefs.Based on these studies,we develop a set of methods to identify reefs in the study area by using post-stack seismic data.These methods significantlyenhance the accuracy of reef identification.Several bioherms are successively identified as drilling targets.The success rate of exploratory wells that penetrate bioherms is increased from previous33%to current100%.

Amu Darya Right Bank,Turkmenistan,bioherm,carbonates,salt layer,seismic exploration,identification

book=30,ebook=498

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.007

2010-02-25 編輯 韓曉渝)

中國石油科學研究與技術開發項目(編號:2008E-1601);國家重點基礎研究發展計劃(973計劃)(編號:2008A-1800)。

王玲,女,1970年生,博士,在站博士后;主要從事含油氣盆地的地質、地球物理綜合研究工作。地址:(100083)北京市海淀區學院路20號910信箱石油物探技術研究所。電話:(010)83597907。E-mail:kty_wl@petrochina.com.cn

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE5,pp.30-33,5/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)