基于儲層結構的厚殼蛤建隆沉積模式①——以伊朗SA油田Sarvak油藏為例

杜 洋 辛 軍 徐乾承 陳 杰 李宜真 汪 娟 童明勝

(1.西南石油大學地球科學與技術學院 成都 610000;2.川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院 成都 610051)

0 引言

厚殼蛤作為白堊紀重要造礁生物，其形成的生物礁及相關油藏在世界范圍內占有極其重要地位［1-3］，尤其中東地區，富含厚殼蛤類生物化石灰巖地層多形成儲量巨大油藏［4-20］。目前我國僅在西藏地區發現具該類生物化石地層［21-22］，尚未發現與之有關油氣藏，對其沉積模式，儲層特征等相關勘探開發經驗較為缺乏。近年伴隨我國石油公司向海外進軍，越來越多合作項目與這類油藏有關［5-8］，因此對與厚殼蛤生物礁油氣藏的相關研究對我國海外項目前期評價選擇及后期勘探開發具有重要指導價值和現實意義。

國外學者對厚殼蛤生物礁油藏沉積模式研究取得了大量成果:Alsharhan［8］對阿聯酋和伊拉克等國以厚殼蛤生物灰巖為主要巖相油藏進行對比并建立沉積模式，強調海平面緩慢下降為厚殼蛤建隆快速生長有利時期，古地貌高點礁核區域為有利勘探區;Cabriele［9］對歐洲地中海區域白堊紀厚殼蛤建隆生長所需環境進行研究并建立沉積模式，強調海平面升降變化對建隆生長及平面分布特征造成的影響;Dabbas［10］對伊拉克東南部油田富含厚殼蛤碎屑灰巖的Mishrif層作為研究對象，建立沉積模式強調沉積環境變化導致的垂向巖相組合接觸和演變;伊朗學者［11-16］也對該國以厚殼蛤生物灰巖為主要儲層的Sarvak層從古氣候，海平面變化，構造運動，區域不整合等多種影響厚殼蛤建隆生長發育因素的角度建立沉積模式。這些成果雖側重不同方向，但均以代表有利儲層發育區的厚殼蛤建隆作為核心，從生物礁生長及后期成巖控制因素出發以尋找有利勘探區為目的建立沉積模式。本文以伊朗SA油田上白堊統Sarvak層(以下簡稱S層)內富含厚殼蛤生物化石Sar-3層作為研究對象，以實際開發問題為導向，以儲層結構為核心，運用取芯，薄片，XRD和三維地震分析資料，對巖相、沉積相進行識別劃分并建立相應沉積模式，并提出相應水平井開發對策，望未來對我國海外項目中與厚殼蛤相關油氣藏勘探開發提供借鑒和幫助。

1 油田簡況

1.1 構造地層特征

伊朗SA油田為目前世界已探明儲量最大的尚未開發油田［4-5］，地理位于伊朗西南部庫澤斯坦省兩伊交界處，構造位置位于扎格羅斯山前盆地與阿拉伯地臺斜坡過渡帶，Dezful坳陷西部(圖1a)。該區域主要分布兩類構造，一為受新生代扎格羅斯造山運動作用形成的北西—南東向(扎格羅斯走向)擠壓背斜圈閉構造;另一為分布于兩伊邊界基底鹽系地層隆起形成的南—北向(阿拉伯走向)背斜圈閉構造［17-18］。油田整體為一大的南北向長軸背斜，屬阿拉伯走向構造(圖1b)。

S層沉積形成于上白堊統森諾曼—土倫階，頂部為受區域海退影響形成的中東地區可追蹤不整合面，與下部地層為整合接觸關系［17-20］，由下自上分出六個三級旋回，結合電性，古生物特征進一步劃出12個小層，油層集中于上部SQ-4的Sar-8和SQ-5的Sar-3、4、5、6 小層內，Sar-2、7 小層為油田范圍內分布穩定致密灰巖隔層，Sar-1為致密干層(圖2)。前期評價表明:Sar-3層上部為10～20 m厚致密泥晶/粒泥灰巖，下部為富含厚殼蛤碎屑顆粒/泥粒灰巖，含油性好，分布穩定，平均孔隙度17.7%，滲透率45.5×10-3μm2;Sar-4，5，6三小層巖相基本一致，均為以代表水動力中等—弱，生物化石以有孔蟲類和浮游生物為主的泥粒/粒泥灰巖，垂向巖相分布無明顯規律，儲層非均質性強，物性相對較差，平均孔隙度10.8%，滲透率9.8×10-3μm2，含油性中等—差。Sar-8層由于油田具傾斜油水界面［5］，油層分布區域有限，不為前期主力開發層系。

1.2 開發現狀及問題

在Sar-3層儲層物性和含油性明顯優于下部小層，且上下均有巖性或物性隔層背景下，油田早期開發主要針對S油藏Sar-3層，以水平井方式進行開發。然而在開發實施中，該小層仍顯示出較強非均質性，主要表現為:①平面上厚殼蛤灰巖儲層發育穩定但縱向厚度不均，區間從8～20 m不等，儲層分布主控因素及有利開發區不明確;②小層上部泥晶灰巖厚度同樣變化較大且夾雜差油層，如何確保水平井儲層鉆遇率最大化并盡可能在最佳儲層中鉆進;③部分區域Sar-3和Sar-4之間邊界不明顯且層內發育1～2 m薄夾層，導致鉆井過程中發生穿層進入Sar-4層或未鉆穿Sar-3全部儲層從而影響開發效果。這些問題對水平井軌跡鉆前設計，實施調整，確保最大儲層鉆遇率提出了挑戰。

2 巖相

2.1 巖相劃分

圖1 伊朗南A油田地理位置平面圖(a)及油田Sarvak層頂面構造圖(b)Fig.1 The geographic location map(a)and structural map of Sarvak top surface of SA oilfield(b)

巖芯及薄片觀察表明:S層巖性以灰巖為主，少見白云巖和陸源碎屑，生物化石豐富，以厚殼蛤類，珊瑚、底棲有孔蟲(蜂巢蟲、小粟蟲、圓笠蟲)、腹足類、藻類為主，這些生物生長環境不同對應巖相沉積環境也有所差異。目前中東學者［8-16］對白堊紀含厚殼蛤生物化石地層巖相劃分多以儲層分類為導向，對形成于同一沉積環境并具相似儲層屬性巖相大類化劃分。比如放射科厚殼蛤，珊瑚和羚角科厚殼蛤顆粒/泥粒灰巖均形成于高能水動力生物礁環境且代表優質儲層，因此將其大類化命名為厚殼蛤類生物碎屑顆粒/泥粒灰巖。然而即便某幾種巖相形成于大體相似環境內，其各自或部分生物組合環境指示意義也存在一定差異。比如同屬厚殼蛤建隆造礁生物的羚角蛤多大量出現于生物礁大規模泛殖期，并由于其基底穩固性多生長于礁核頂部，對應形成巖相代表最強水動力沉積區并對生物礁生長階段具有指示作用［3］。因此，本研究以Dumham［23］巖石分類為基礎，以指示不同沉積環境的生物化石類型和結構構造為依據對巖相進行細分。該分類方法雖然較目前主流分類法稍顯繁雜，但更有利于對沉積環境識別及建立沉積模式。

圖2 伊朗SA油田Sarvak層地層綜合柱狀圖Fig.2 The synthesized formation column of Sarvak Formation

2.2 巖相特征

根據劃分結果對Sar-3層內主要巖相統計表明:該層下部以代表高能水動力沉積環境的放射科厚殼蛤碎屑顆粒/泥粒灰巖為主，偶見羚角科厚殼蛤和珊瑚化石顆粒/泥粒灰巖;上部以代表低能暴露沉積環境的根模和泥裂構造粒泥/泥晶灰巖，窗格構造粒泥/泥晶灰巖，碳酸鹽硬地泥晶灰巖為主，具體巖相及沉積環境描述見表1、圖3。

巖相觀察表明主體造礁生物(放射科厚殼蛤)基本均以破碎生物碎屑為主，少見指示厚殼蛤生物礁大規模泛殖發育的珊瑚和羚角蛤，未見原地堆積具完整

造礁生物化石巨厚黏結及障積灰巖，富含造礁生物化石儲層連續厚度多不超過25 m。這些特征表明本油田區域生物礁建隆沒有進入大規模泛殖期并受較為強烈的水動力破壞。該特征與阿聯酋及伊拉克部分油田下白堊統Shuaiba組及中白堊統Mishrif組巨厚厚殼蛤生物礁灰巖油藏有明顯差異［8，10］，這類油田富含厚殼蛤生物化石儲層厚度分布為60～150 m，取芯薄片可見大量珊瑚類生物黏結灰巖和完整厚殼蛤生物化石，表明其形成于有利于礁體建隆快速堆積生長穩定沉積環境［1，3］。

表1 伊朗SA油田Sarvak層Sar-3小層主要巖相特征及沉積環境Table 1 The lithology characteristics and depositional environment of Sar-3 zone

圖3 伊朗SA油田Sarvak層Sar-3小層巖相薄片圖A.厚殼蛤顆粒灰巖，可見相對完整厚殼蛤生物化石，內含原生和次生粒間微孔;B.厚殼蛤泥粒灰巖，厚殼蛤碎屑可見原生殼壁結構，上部為結構保持較好的原生低鎂方解石殼壁層，下部為文石層殼壁被溶蝕后被亮晶方解石膠結充填;C.珊瑚碎屑顆粒/泥粒灰巖，內含珊瑚碎屑;D.厚殼蛤泥粒灰巖，厚殼蛤，雙殼類生物碎屑形成鑄模后期被膠結充填;E.珊瑚碎屑顆粒/泥粒灰巖，富含泥球粒和生屑，生屑以破碎珊瑚和厚殼蛤為主;F.厚殼蛤泥粒灰巖，見較大厚殼蛤碎屑，另含雙殼，棘皮生屑，見壓實縫合線;G.生物碎屑泥晶/粒泥灰巖，上方可見黃綠色陸源泥。H.根模構造(根管石)，見有機質植物根結核及方解石膠結環邊，形成于暴露水上環境;I.窗格構造泥晶灰巖，見示頂底構造，白色云泥位于窗格構造低部位，上覆于碳酸鹽膠結物。Fig.3 The thin section figures of Sar-3 zone

3 沉積相及模式

3.1 沉積背景

S層沉積期油田所處阿拉伯板塊位于赤道附近，古氣候炎熱潮濕并具豐富大氣降水［24-26］。沉積環境為開闊陸表海臺地緩斜坡，古海岸線位于南部科威特，陸架邊緣坡折帶位于東北伊朗境內，油田處于陸架邊緣生物礁建隆/巖隆分布區［17-18］(圖4)，水深較淺，多介于5～30 m，海平面震蕩頻繁，缺乏深海遠洋沉積和陸源碎屑侵入。區域構造背景方面，起始于晚白堊世阿爾卑斯構造運動使得油田所處阿拉伯板塊具區域活躍構造擠壓沉積背景［17-19］，導致早期古生代Najid斷層“再活化”引發上覆鹽層拱起使得兩伊邊界形成大量南北向古隆起(包括SA油田區域)。隆起發育起始于晚白堊世，貫穿S層沉積期［17-18］。Sar-3層內巖芯和薄片可見大量指示水上暴露環境的角礫垮塌，喀斯特，大氣水淋濾和示頂底構造特征(圖5)，Sar-2層內泥巖XRD分析其黏土礦物成分以結晶高嶺石為主，次為伊蒙混層，含少量綠泥石，為陸源泥，連同前述可見指示發生過成土作用和植被化過程的根模(根管石)構造(圖3h)，表明Sar-3頂部發生過風成搬運沉積和淡水淋濾土壤化作用。說明SA油田S層除頂部區域不整合外，層內同時形成過受地層隆起和海平面下降控制，具障壁島特征的局部暴露水上環境及短期沉積間斷。同樣現象在油田東部和伊拉克境內部分油田也有證實和發現［27-29］。

3.2 沉積相

綜合巖相成因，組合及沉積背景，根據Tucker［30］建立的具障壁島系統碳酸鹽緩斜坡臺地沉積模式分析認為S層SQ-5末期為障壁島—灘沉積亞相(圖6a)，并進一步將其劃分為厚殼蛤丘，淺灘，伴生潮坪三類微相(圖6b)。需要說明的是，潮坪相在完整沉積模式中指代近陸邊緣水深較淺長期受潮汐控制影響的陸緣潮坪，但在淺海臺地沉積環境中的地貌高點和生物礁建隆周圍淺水環境隨海平面波動升降也可周期性間歇發育［14-16］，本研究將其命名為伴生潮坪作為一類微相納入障壁島—灘沉積亞相內以區別陸緣潮坪。Sar-3層位于旋回SQ-5頂部，處于層序內海平面相對最淺時期，主體微相為伴生潮坪和厚殼蛤丘。

圖4 伊朗SA油田Sarvak沉積期區域巖相古地理圖(據文獻［18］，有修改)Fig.4 The paleogeographic map of the Middle East of the Cenomanian-Turonian of Upper Cretaceous

3.2.1 伴生潮坪

潮坪多表征為間歇暴露的碳酸鹽硬地沉積環境，不利于底棲生物生長，可見生物化石種類較少。巖相多為代表低能沉積環境的泥晶/粒泥灰巖，主要包括具窗格構造泥晶灰巖、具根模和泥裂構造泥晶/粒泥灰巖和具暴露/根模構造泥晶/粒泥灰巖等;代表構造有:根模，窗格孔，藻紋層，泥紋層，核形石;電性特征為高伽馬，低聲波時差，低中子，高密度，低孔隙度(圖 7)。

3.2.2 厚殼蛤丘

厚殼蛤丘形成于受波浪作用控制的淺水高能帶，構造形態類似多個孤立島嶼或淺灘組成島鏈，區域上形成障壁島將臺地分隔成局限臺地和開闊臺地。主體造礁生物為放射狀厚殼蛤，羚角蛤和珊瑚。巖相主要由富含厚殼蛤，珊瑚類生物碎屑顆粒/泥粒/粒泥灰巖組成，生物碎屑和碳酸鹽軟泥受水動力震蕩作用影響，越靠近礁頂，水動力越強，泥質含量越低，顆粒灰巖出現頻率越高，反之亦然，可見形成于礁間過渡帶的小粟蟲，蜂巢蟲等有孔蟲類顆粒/泥粒灰巖。電性特征為低伽馬，高聲波時差，高中子，低密度，高孔隙度(圖7)。

圖5 伊朗SA油田Sarvak層Sar-3小層頂部巖芯及薄片圖A.Sar-3頂，巖芯照片，大氣淡水沖刷淋濾作用形成的喀斯特巖溶現象;B.Sar-3層，巖芯薄片，受大氣水淋濾溶蝕形成的組構選擇性鑄模孔及非組構選擇性溶孔;C.Sar-3層，示頂底構造，厚殼蛤碎屑鑄模孔下部被大氣水沖刷物充填，上部為方解石膠結。Fig.5 The coring and thin section figures of Sar-3 zone in SA oilfield

圖6 具有障壁島系統的碳酸鹽緩坡沉積模式示意圖(a)和SA油田Sar-3小層沉積模型(b)Fig.6 The sedimentary model of carbonate ramp within barrier islands(a)and regional sedimentary model of Sar-3 zone of SA oilfield(b)

3.3 沉積模式

基于S層沉積時期古地理環境，構造演化，古生物，巖相組合及沉積特征建立針對Sar-3層建立沉積模型。模型為障壁島沉積系統，表明此時由阿爾卑斯構造運動導致形成的地層隆起在斜坡已形成，區域分布多個隆起形成島鏈，體現淺水碳酸鹽沉積從緩坡向臺地轉化趨勢(圖6b、圖8a)。由于隆起區水深變淺，陽光和養分充足，厚殼蛤生物礁首先在該區生長發育，因此古隆起既代表生物礁建隆有利發育區，同時也代表一背斜構造。受隆起抬升和旋回向上海平面下降雙重因素控制，在生物礁建隆在礁體規模較小早期統殖期即接觸浪基面停止向上生長，同時受強水流拍打，破壞，搬運，再沉積形成厚度較薄，以生物礁碎屑，粗粒沉積物，碳酸鹽軟泥混合而成的緩丘狀礁灘混合異地沉積地層體(圖8b)［31］。旋回后期區域內形成潮坪環境，沉積物以致密泥晶灰巖為主，古隆起邊部可隨海平面震蕩波動發育多期潮坪疊置沉積(圖8c)。末期隆起高部位逐漸出露水面，形成了水上暴露環境(類似淺海出露水面的島嶼，圖6b)，在潮濕炎熱古氣候背景下，大氣淡水造成的淋濾沖刷溶蝕作用為改善儲層結構，影響儲層性質重要因素。古地理位置越高，暴露時間越長，作用強度越大(圖8c)。

圖7 SA油田Sar-3小層沉積微相剖面示意圖(巖相及薄片描述見圖3、表1)Fig.7 The sedimentary microfacies section of Sar-3 zone in SA oilfield

圖8 SA油田Sar-3小層沉積模式垂向演化圖Fig.8 The vertical depositional pattern evolution figure of Sar-3 zone

4 沉積模式與儲層結構關系

富含厚殼蛤類生物碎屑灰巖因其生物骨架易保持原生孔，后期成巖中骨架不穩定文石成分易受淡水淋濾作用影響形成次生溶孔(圖5b，d)，為最有利儲層類型［8-20，26-29］，潮坪沉積形成致密泥晶灰巖則為非儲層隔夾層。由于厚殼蛤生物礁受強動力水流破壞改造并再沉積，儲層平面分布特征為以建隆脊部區(古地貌高點)為中心，向外厚度逐漸變薄，分布穩定，面積較廣，連續性好，剖面呈緩丘狀儲集體(圖8c)。垂向上Sar-3層呈典型二元結構，下部為厚殼蛤碎屑顆粒/泥粒灰巖，上部為潮坪成因致密泥晶灰巖，由于其對應的厚殼蛤丘和伴生潮坪微相受古地貌控制，因此兩類巖性地層厚度隨古地貌起伏呈此消彼長關系，即古地貌越高，越靠近建隆核部，厚殼蛤類顆粒/泥粒灰巖沉積厚度越大，上部潮坪環境持續時間越短，泥晶灰巖厚度越薄，反之亦然。實鉆井資料也證實了上述特征(圖9)。

另一方面，由于旋回末期古隆起出露水面形成短暫暴露環境，在具豐富大氣降水背景下發生以組構選擇性溶蝕為主要特征的同生或準同生巖溶。該巖溶特征不同于傳統構造運動所引起古風化殼巖溶，由于其作用時間短，流體滲流特征以垂向溶蝕為主，缺乏明顯水平潛流溶蝕作用帶，溶蝕強度主要受控古地貌。本油田Sar-3儲層巖相以富含厚殼蛤生物化石碎屑顆粒/泥粒/粒泥灰巖為主，有效孔隙以粒內/粒間溶孔為主，多由同沉積巖溶過程中不穩定易溶文石礦物成分構成的厚殼蛤生物殼壁等發生溶蝕演化而成(圖5b，d)。在此背景下，巖石內厚殼蛤碎屑含量不但決定了儲層孔隙總量，同時其形成的溶蝕孔也作為流體滲濾通道決定垂向溶蝕作用影響深度。此前已述越靠近礁丘頂部(古地貌高部位)，水動力越強，泥質含量越少，沉積物顆粒成分以厚殼蛤碎屑為主，反之低部位泥質含量高，同時可見由斜坡低部位沖刷搬運而至形成的以有孔蟲碎屑支撐為主的泥粒/粒泥灰巖薄層(差油層)，一定程度阻止了流體向下滲濾運動。因此，沉積期古地貌高部位水上暴露時間長，巖石內厚殼蛤碎屑含量高，在雙重有利因素控制下形成較長垂向溶蝕帶，影響深度最大可達40 m，使得該區域內Sar-3和Sar-4層之間巖性邊界在隨鉆LWD曲線上表現并不明顯。低點區域暴露時間短，巖石泥質含量高，同時受薄隔層阻擋淋濾作用強度弱，垂向溶蝕作用影響程度有限，Sar-4層具高泥質含量的有孔蟲類灰巖與上覆厚殼蛤類灰巖電性差別較大。

5 水平井開發對策

受新生代扎格羅斯造山運動影響，油田圈閉形態在上新世末期發生變化［6］，由北高南低寬緩背斜演變為現今南高北低狹長背斜。平面上富含厚殼蛤碎屑儲層分布穩定但厚度受古地貌控制。古地貌高點(現今油田北高點中、西區及南高點中部局部區域)先期沉積較厚厚殼蛤類生物碎屑灰巖，后期長時間處于水上暴露環境接受有利成巖改造，就儲層角度而言，為油田有利開發區(圖10中)。這類區域儲層厚度分布為15～20 m，水平井鉆井難點在于與下部Sar-4之間隔層發育不明顯，僅通過LWD曲線(包括GR和RT曲線)和錄井烴類顯示難以在鉆井實施過程中第一時間確定是否穿層(圖10左)。因此，在鉆井實施過程中見好的烴類顯示，隨鉆曲線RT增加，GR下降表示進入有利儲層后，繼續以低角度下探5米調整軌跡以平行地層傾角為標準鉆進，確保鉆頭始終處于油層的中部位置。

古地貌低點儲層較薄，厚度多為8～10 m，且內部可夾1～2 m致密夾層，上部致密泥晶灰巖內也可夾一層或多層2～4 m差油層。這類區域鉆井難點在于如何確保井軌跡鉆穿有利儲層并保持在內鉆進。地層對比表明Sar-3潮坪泥晶/粒泥灰巖與Sar-4有孔蟲生物碎屑粒泥灰巖電性特征具明顯差異，以此為依據制定鉆井策略(圖10右)。鉆井實施過程中見好的烴類顯示，隨鉆曲線RT增高，GR降低(表示進入有利儲層)，即調整鉆頭以88°～89°微傾角下穿油層。如果烴類顯示變差進入致密層后但隨鉆曲線仍保持相對穩定則表示仍在Sar-3層內，增加軌跡角度加速下探，再次進入油層后繼續以微傾角鉆進。一旦出現烴類顯示變差，GR增高，RT降低，則表明即將進入Sar-4層，此時根據實際地層傾角調整軌跡以90°水平或91°略微上抬鉆進，力爭水平段前段縱向鉆穿儲層，后段確保處于底部儲層內。

圖9 SA油田Sar-3層儲層對比圖(南北向)(以Sar-3頂，Sar-2底指示暴露環境沉積間斷泥巖作為標志層拉平)Fig.9 The reservoir correlation of Sar-3 zone(N—S)，SA oilfield of Iran

圖10 SA油田不同古構造區域井垂向儲層結構差異示意圖Fig.10 The discrepancy of vertical reservoir configuration in different position of the paleogeomorphic trap

6 結論

伊朗SA油田Sar-3層沉積期受阿爾卑斯構造運動影響形成古地層隆起并發育生長厚殼蛤建隆，建隆尚未進入大規模泛殖期受海平面下降和地層隆起抬升影響，被強水動力流破壞搬運再沉積形成緩丘狀礁灘混合沉積地層體。旋回后期區域內廣泛發育潮坪環境沉積致密泥晶灰巖。末期局部區域出露水面形成水上暴露環境，由此發生的大氣淡水淋濾作用為影響儲層結構重要因素。整體Sar-3層呈典型二元結構，下部為富含厚殼蛤碎屑顆粒/泥粒灰巖儲層，上部為潮坪成因致密泥晶灰巖隔層，兩者厚度受古地貌控制呈此消彼長關系，古地貌高部位為有利儲層發育區。在針對Sar-3層水平井開發中，可結合儲層結構差異及巖相電性差異制定鉆井對策，古地貌高部位力爭保持在油層中部鉆進，低部位前段以微傾角縱向鉆穿儲層，后段保持在儲層底部穿行。

致謝 感謝中油國際伊朗分公司油藏部總經理徐中軍，南阿扎德甘項目總工程師黃賀雄對本文思路提供熱心幫助和悉心指導，感謝南阿扎德甘項目油藏部南小振，王延峰，N.Abdi，B.henderi，A.derisi對文章的建議和參考資料提供。同時本研究是在中國石油勘探開發研究院中東所同仁編制的南阿扎德甘開發方案基礎上進行，對他們取得的成果及對本文幫助在此一并致謝。

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