濱里海盆地Д南石炭系碳酸鹽巖儲(chǔ)層類型及分布特征

金 博，黃先雄，常廣發(fā)，張勝斌，付海波，李鐵柱

1.中國石油尼羅河公司，北京 120001

2.中國石油長城鉆探工程公司，北京 100101

3.中油阿克糾賓油氣股份公司，北京 120001

0 前言

難動(dòng)用儲(chǔ)量是一個(gè)相對(duì)概念，多指低品位儲(chǔ)量，主要為低孔隙度、低滲透率、低豐度、低產(chǎn)量及油品性質(zhì)差的稠油儲(chǔ)量和一些特殊類型的石油儲(chǔ)量，由于其開采難度大、經(jīng)濟(jì)效益差一般缺乏有效開發(fā)動(dòng)用［1］。難動(dòng)用儲(chǔ)量評(píng)價(jià)需要以地質(zhì)為核心，將地質(zhì)、工藝和現(xiàn)場密切結(jié)合，經(jīng)濟(jì)有效地開發(fā)難動(dòng)用儲(chǔ)量。因此，深入開展地質(zhì)研究，進(jìn)行精細(xì)油藏描述，最大限度地落實(shí)油藏構(gòu)造、儲(chǔ)層和油氣分布控制因素等，是提高動(dòng)用程度的重要途徑之一。

Д南難動(dòng)用儲(chǔ)量區(qū)位于濱里海盆地東緣R油田長軸背斜南穹窿南翼（圖1），斷裂不發(fā)育，縱向上分為中上石炭統(tǒng)上碳酸鹽巖層（KT－I）和中下石炭統(tǒng)下碳酸鹽巖層（KT－II）兩套含油氣層系，中間以200～400m厚的陸源層相隔。KT－II為石炭系主要的含油層系之一，細(xì)分為Г、Д兩個(gè)油層組。區(qū)域上KT－II儲(chǔ)層主要是生物碎屑灰?guī)r、鮞?；?guī)r、內(nèi)碎屑灰?guī)r和團(tuán)塊灰?guī)r，油藏為構(gòu)造－巖性油氣藏。

Д油層組以開闊臺(tái)地沉積為主，其儲(chǔ)層巖性主要為石炭系淺海開闊臺(tái)地相低孔、低滲碳酸鹽巖，以次生溶蝕孔隙為主，發(fā)育一定程度的微裂縫。目前生產(chǎn)井單井初始產(chǎn)能差異大，相對(duì)高產(chǎn)井呈現(xiàn)帶狀分布。Д南地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)層厚度較薄，橫向變化大，物性較差，裂縫分布規(guī)律不清；巖心和錄井資料較少；上述問題導(dǎo)致該地區(qū)油氣發(fā)現(xiàn)多年，但儲(chǔ)量一直未有效動(dòng)用，同時(shí)存在已鉆井結(jié)果見效較差、油井產(chǎn)量差別很大的矛盾。

方甲中等［2］在對(duì)R油田2口井碳酸鹽巖巖心資料分析的基礎(chǔ)上，對(duì)其儲(chǔ)集層沉積相與類型進(jìn)行了深入研究；趙中平等［3］通過對(duì)R油田中區(qū)塊石炭系碳酸鹽巖儲(chǔ)層的主要成巖作用和儲(chǔ)層控制因素的分析，指出混合白云巖化作用是研究區(qū)最主要和最普遍的白云巖成因，白云巖化作用與沉積環(huán)境密切相關(guān)，白云巖分布對(duì)沉積微相展布具有一定指示意義。但目前對(duì)于Д南地區(qū)石炭系KT－II含油層系Д油層組低孔、低滲碳酸鹽巖儲(chǔ)層研究較為薄弱，前人的研究多集中于濱里海盆地或北穹窿和南穹窿的高部位Г油層組［4－17］，對(duì)于南穹窿南翼德南地區(qū)KT－II含油層系Д油層組的儲(chǔ)層類型認(rèn)識(shí)不甚清楚甚至存在爭議。因此，筆者嘗試在測井儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，進(jìn)行地震儲(chǔ)層橫向預(yù)測，綜合地質(zhì)分析，確定Д南地區(qū)石炭系KT－II含油層系Д油層組儲(chǔ)層分布特征及控制因素，以期進(jìn)一步提高該區(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度和油氣開發(fā)效率。

1 儲(chǔ)層巖性

根據(jù)錄井巖屑描述，目的層KT－II含油層系Д層巖性為淺灰色-灰白色灰?guī)r，泥晶－粉晶結(jié)構(gòu)，較致密；部分巖性為灰白色白云質(zhì)灰?guī)r，粉晶結(jié)構(gòu)，含云質(zhì)不均，局部含云質(zhì)較重，性脆致密。測井中子（CNC）－密度（DEN）交會(huì)圖（圖2）巖性識(shí)別則顯示為灰?guī)r和白云質(zhì)灰?guī)r。巖心薄片I（圖3a）顯示橢圓形鮞粒，個(gè)別由于方解石重結(jié)晶形成的粒間孔，鮞粒部分菱形白云石的生長取代了鑄?？?，微晶孔為方解石充填，粒間為方解石膠結(jié)，孔隙為瀝青充填。巖心薄片II（圖3b）顯示圓形鮞粒，方解石充填，有菱形白云石和白云石交代藻類方解石，白云石內(nèi)部有方解石結(jié)晶，白云石顆粒緊密包裹。巖心薄片III（圖3c）含藻類鮞狀白云質(zhì)灰?guī)r，巖石主要是藍(lán)綠藻生物骨架和全部溶蝕鮞粒，鮞粒部分被菱形白云石交代，白云石粒徑為0.2～0.5mm，點(diǎn)狀接觸，白云石內(nèi)部有5%～7%的不規(guī)則方解石，結(jié)晶方解石膠結(jié)物填充粒間孔。通過巖心和錄井標(biāo)定巖性，確定測井中子－密度交會(huì)圖可識(shí)別目的層Д1的儲(chǔ)層巖性主要為鮞粒白云質(zhì)灰?guī)r。

圖1 研究區(qū)位置圖（Д1頂構(gòu)造）Fig.1 The study area（Structure depth map on top ofД1）

2 儲(chǔ)層沉積相分布特征

研究區(qū)石炭系KT－II含油層系Д層沉積背景為開闊臺(tái)地相，綜合巖心分析、錄井巖屑描述和常規(guī)測井曲線特征，共識(shí)別出開闊臺(tái)地1種沉積相、灘間海和淺灘2種沉積亞相及靜水碳酸鹽泥、灘和灘間洼地3種沉積微相。開闊臺(tái)地相主要發(fā)育灘間海亞相和淺灘亞相；靜水碳酸鹽巖泥微相位于浪基面以下能量低、面積較大的灘間海；淺灘亞相位于浪基面以上，能量相對(duì)高；在相鄰灘體之間發(fā)育灘間洼地微相。Д層各段沉積相差異明顯：Д1層下段主要發(fā)育灘微相和灘間洼地微相，灘微相發(fā)育白云質(zhì)灰?guī)r沉積的白云巖化帶（圖4），多數(shù)井穩(wěn)定發(fā)育該白云巖化帶，各井白云巖化程度由于所處古構(gòu)造位置的不同而有所差異，次生孔隙和裂縫較發(fā)育；Д2頂部發(fā)育靜水碳酸鹽巖泥，主要為致密層；Д3層下段主要發(fā)育灘微相和灘間洼地微相，但總體白云巖化程度輕微，不發(fā)育穩(wěn)定存在的白云巖化帶。進(jìn)行地震屬性優(yōu)化后，提取對(duì)儲(chǔ)層敏感的中值振幅屬性，利用測井沉積相和巖心資料進(jìn)行相標(biāo)定并轉(zhuǎn)換成沉積相，Д1層下段沉積微相圖顯示灘微相呈條帶狀分布特征（圖5、圖6）。

圖2 49井Д1層中子－密度交會(huì)圖Fig.2 Crossplot on DENvs.CNCofД1in well 49

3 儲(chǔ)層分布特征

3.1 儲(chǔ)層類型

圖3 Д1層巖心薄片F(xiàn)ig.3 Core wafer of carbonate rock onД1

圖4 Д層測井沉積相圖（49井）Fig.4 Sedimentary facies on logging data ofД（well49）

圖5 Д層沉積相剖面圖Fig.5 Sedimentary facies section ofД

綜合常規(guī)測井解釋結(jié)果、成像資料和巖心等資料進(jìn)行儲(chǔ)層測井綜合評(píng)價(jià)，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)石炭系KTII含油層系Д1油層組下段白云巖化帶主要發(fā)育兩類有利儲(chǔ)層：孔洞縫復(fù)合型儲(chǔ)層（圖7）和孔隙－裂縫型儲(chǔ)層（圖8）。

1）孔洞縫復(fù)合型儲(chǔ)層：巖性主要為鮞粒白云質(zhì)灰?guī)r，儲(chǔ)集空間為孔隙、裂縫和溶蝕孔洞?？紫抖葹?%～13%，主要發(fā)育在Д1油層組底部，為研究區(qū)主力油層。油井初期產(chǎn)能高，遞減速度快，后期產(chǎn)量低、遞減平緩，表明其為多重介質(zhì)特征。

2）孔隙－裂縫型儲(chǔ)層：巖性主要為白云質(zhì)灰?guī)r或灰?guī)r，儲(chǔ)集空間為孔隙和裂縫，孔隙度為4%～10%，主要發(fā)育在Д1油層組上段。油井初期產(chǎn)能較高，遞減速度快，后期產(chǎn)量低遞減平緩，反映其雙重介質(zhì)特征。

圖6 Д1層下段沉積微相平面分布圖Fig.6 Sedimentary miscrofacies of lowerД1

3.2 儲(chǔ)層平面分布特征

以不同類型儲(chǔ)層的測井識(shí)別為基礎(chǔ)，結(jié)合沉積微相，采用疊前彈性反演和疊后統(tǒng)計(jì)學(xué)反演，確定Д油層組不同類類型儲(chǔ)層的空間分布規(guī)律。通過基于疊前彈性阻抗的地質(zhì)統(tǒng)計(jì)反演，得到了高分辨率的橫波阻抗、密度及縱橫波速度比數(shù)據(jù)體。其中縱橫波速度比對(duì)流體響應(yīng)最為敏感，縱橫波速度比為1.5～3.2，小于2的一般為較好的烴類指示。Д1油層下段儲(chǔ)層平面非均性很強(qiáng)，白云質(zhì)灰?guī)r儲(chǔ)層厚度、孔隙度、裂縫發(fā)育密度和縱橫波速度比分布特征圖（圖9）顯示，研究區(qū)發(fā)育沿 H61－71－89－49－96呈現(xiàn)NE-SW向帶狀分布，該帶狀分布區(qū)儲(chǔ)層主要為孔洞縫復(fù)合型和孔隙－裂縫型儲(chǔ)層，為研究區(qū)有利儲(chǔ)層分布區(qū)（圖10），現(xiàn)有鉆井證實(shí)產(chǎn)能較高，動(dòng)用效果較好；其余地區(qū)為孔隙型儲(chǔ)層，產(chǎn)能較低動(dòng)用效果差。

4 儲(chǔ)層控制和影響因素

圖7 孔洞縫復(fù)合型儲(chǔ)層Fig.7 Pore－vug－fracture composite type of reservoir of lowerД1

圖8 孔隙－裂縫型儲(chǔ)層Fig.8 Pore－fracture type of reservoir of upperД1

圖9 Д1層下段白云質(zhì)灰?guī)r儲(chǔ)層平面分布特征Fig.9 Distribution on dolomitic limestone reservoir of lowerД1

圖10 Д1層下段白云質(zhì)灰?guī)r有利儲(chǔ)層分布圖Fig.10 Favorable carbonate rock reservoir distribution of lowerД1

雖然大多數(shù)白云巖比同等條件下灰?guī)r的儲(chǔ)集性能更好，白云巖化作用也是很多碳酸鹽巖儲(chǔ)層發(fā)育的先決條件，但由不同白云巖化作用形成的白云巖，其儲(chǔ)集性能不同。白云巖化作用本身產(chǎn)生的孔隙可能有限，也并非所有的白云巖都能成為良好的儲(chǔ)層。沉積環(huán)境和微相因素可能是白云巖儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素，而白云巖化作用和斷裂、裂縫及各種溶蝕等成巖作用的改造，是白云巖儲(chǔ)層發(fā)育的關(guān)鍵因素［18－20］。白云巖化作用成因一般有蒸發(fā)作用模式、滲流回流模式、混合白云石化模式、埋藏白云石化模式及海水白云石化模式等。白云巖化作用對(duì)滲透率具有極大的提高作用：白云巖化之后的選擇性溶蝕，白云巖比灰?guī)r抗壓實(shí)壓溶、易于發(fā)育斷裂，從而導(dǎo)致滲透率得到極大提高［18］。白云巖化強(qiáng)烈程度很大程度上影響儲(chǔ)層的物性，過白云巖化作用由于對(duì)孔隙起破壞作用而可能導(dǎo)致物性變差。本研究區(qū)的白云巖化作用推測應(yīng)為混合白云巖化作用，造成低孔、低滲的碳酸鹽儲(chǔ)層物性在一定程度上有所改善。

研究區(qū)各井Д1油層組儲(chǔ)層分布特征明顯受白云巖化作用控制，普遍發(fā)育白云巖化帶。而白云巖化帶明顯受古構(gòu)造和古地貌控制，反映出Д1油層組底部白云巖化帶應(yīng)為混合白云巖化作用成因。白云巖化帶儲(chǔ)層裂縫和溶蝕孔洞發(fā)育，儲(chǔ)層物性明顯改善，產(chǎn)能較高（71和96井）；而白云巖化程度很低及純灰?guī)r儲(chǔ)層段裂縫和溶蝕孔洞不發(fā)育，儲(chǔ)層物性較差，較低產(chǎn)能甚至無產(chǎn)能（94井）。研究區(qū)沉積微相（沉積環(huán)境）和白云巖化作用共同控制和影響了石炭系KT－II含油層系Д1油層組有利儲(chǔ)層分布特征。

5 結(jié)論

1）Д南難動(dòng)用儲(chǔ)量區(qū)Д油層組復(fù)雜碳酸鹽巖儲(chǔ)層的優(yōu)勢發(fā)育段主要為Д1底部開闊臺(tái)地相淺灘亞相灘微相鮞粒白云質(zhì)灰?guī)r。儲(chǔ)層主要為孔洞縫復(fù)合型和孔隙－裂縫型。

2）Д油層組主要發(fā)育開闊臺(tái)地灘和灘間沉積，Д1主要發(fā)育淺灘和灘間沉積；Д2頂部發(fā)育一套穩(wěn)定的薄層靜水碳酸鹽巖泥沉積。沉積微相（原始沉積環(huán)境）和白云巖化作用控制著Д南難動(dòng)用儲(chǔ)量區(qū)Д1有利儲(chǔ)層的發(fā)育和分布。

3）研究區(qū)Д層主力油層為Д1底部白云質(zhì)灰?guī)r，發(fā)育低角度裂縫和溶蝕孔洞，應(yīng)為混合白云石化作用形成。白云巖化作用對(duì)儲(chǔ)層物性的改善有積極的作用，同時(shí)造成碳酸鹽儲(chǔ)層垂向和平面上較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

4）在有利相帶約束下，從儲(chǔ)層厚度、孔隙度、裂縫發(fā)育程度及含烴指示等因素綜合評(píng)價(jià)，預(yù)測Д南難動(dòng)用儲(chǔ)量區(qū)Д1層復(fù)雜碳酸鹽巖有利儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)為NE-SW向帶狀分布。

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