基于儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)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(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院 成都 610000;2.川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院 成都 610051)

0 引言

厚殼蛤作為白堊紀(jì)重要造礁生物，其形成的生物礁及相關(guān)油藏在世界范圍內(nèi)占有極其重要地位［1-3］，尤其中東地區(qū)，富含厚殼蛤類生物化石灰?guī)r地層多形成儲(chǔ)量巨大油藏［4-20］。目前我國(guó)僅在西藏地區(qū)發(fā)現(xiàn)具該類生物化石地層［21-22］，尚未發(fā)現(xiàn)與之有關(guān)油氣藏，對(duì)其沉積模式，儲(chǔ)層特征等相關(guān)勘探開發(fā)經(jīng)驗(yàn)較為缺乏。近年伴隨我國(guó)石油公司向海外進(jìn)軍，越來(lái)越多合作項(xiàng)目與這類油藏有關(guān)［5-8］，因此對(duì)與厚殼蛤生物礁油氣藏的相關(guān)研究對(duì)我國(guó)海外項(xiàng)目前期評(píng)價(jià)選擇及后期勘探開發(fā)具有重要指導(dǎo)價(jià)值和現(xiàn)實(shí)意義。

國(guó)外學(xué)者對(duì)厚殼蛤生物礁油藏沉積模式研究取得了大量成果:Alsharhan［8］對(duì)阿聯(lián)酋和伊拉克等國(guó)以厚殼蛤生物灰?guī)r為主要巖相油藏進(jìn)行對(duì)比并建立沉積模式，強(qiáng)調(diào)海平面緩慢下降為厚殼蛤建隆快速生長(zhǎng)有利時(shí)期，古地貌高點(diǎn)礁核區(qū)域?yàn)橛欣碧絽^(qū);Cabriele［9］對(duì)歐洲地中海區(qū)域白堊紀(jì)厚殼蛤建隆生長(zhǎng)所需環(huán)境進(jìn)行研究并建立沉積模式，強(qiáng)調(diào)海平面升降變化對(duì)建隆生長(zhǎng)及平面分布特征造成的影響;Dabbas［10］對(duì)伊拉克東南部油田富含厚殼蛤碎屑灰?guī)r的Mishrif層作為研究對(duì)象，建立沉積模式強(qiáng)調(diào)沉積環(huán)境變化導(dǎo)致的垂向巖相組合接觸和演變;伊朗學(xué)者［11-16］也對(duì)該國(guó)以厚殼蛤生物灰?guī)r為主要儲(chǔ)層的Sarvak層從古氣候，海平面變化，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，區(qū)域不整合等多種影響厚殼蛤建隆生長(zhǎng)發(fā)育因素的角度建立沉積模式。這些成果雖側(cè)重不同方向，但均以代表有利儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)的厚殼蛤建隆作為核心，從生物礁生長(zhǎng)及后期成巖控制因素出發(fā)以尋找有利勘探區(qū)為目的建立沉積模式。本文以伊朗SA油田上白堊統(tǒng)Sarvak層(以下簡(jiǎn)稱S層)內(nèi)富含厚殼蛤生物化石Sar-3層作為研究對(duì)象，以實(shí)際開發(fā)問題為導(dǎo)向，以儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)為核心，運(yùn)用取芯，薄片，XRD和三維地震分析資料，對(duì)巖相、沉積相進(jìn)行識(shí)別劃分并建立相應(yīng)沉積模式，并提出相應(yīng)水平井開發(fā)對(duì)策，望未來(lái)對(duì)我國(guó)海外項(xiàng)目中與厚殼蛤相關(guān)油氣藏勘探開發(fā)提供借鑒和幫助。

1 油田簡(jiǎn)況

1.1 構(gòu)造地層特征

伊朗SA油田為目前世界已探明儲(chǔ)量最大的尚未開發(fā)油田［4-5］，地理位于伊朗西南部庫(kù)澤斯坦省兩伊交界處，構(gòu)造位置位于扎格羅斯山前盆地與阿拉伯地臺(tái)斜坡過渡帶，Dezful坳陷西部(圖1a)。該區(qū)域主要分布兩類構(gòu)造，一為受新生代扎格羅斯造山運(yùn)動(dòng)作用形成的北西—南東向(扎格羅斯走向)擠壓背斜圈閉構(gòu)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(gòu)造［17-18］。油田整體為一大的南北向長(zhǎng)軸背斜，屬阿拉伯走向構(gòu)造(圖1b)。

S層沉積形成于上白堊統(tǒng)森諾曼—土倫階，頂部為受區(qū)域海退影響形成的中東地區(qū)可追蹤不整合面，與下部地層為整合接觸關(guān)系［17-20］，由下自上分出六個(gè)三級(jí)旋回，結(jié)合電性，古生物特征進(jìn)一步劃出12個(gè)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(nèi)，Sar-2、7 小層為油田范圍內(nèi)分布穩(wěn)定致密灰?guī)r隔層，Sar-1為致密干層(圖2)。前期評(píng)價(jià)表明:Sar-3層上部為10～20 m厚致密泥晶/粒泥灰?guī)r，下部為富含厚殼蛤碎屑顆粒/泥?；?guī)r，含油性好，分布穩(wěn)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(dòng)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?guī)r，垂向巖相分布無(wú)明顯規(guī)律，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，物性相對(duì)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(qū)域有限，不為前期主力開發(fā)層系。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀及問題

在Sar-3層儲(chǔ)層物性和含油性明顯優(yōu)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(fā)主要針對(duì)S油藏Sar-3層，以水平井方式進(jìn)行開發(fā)。然而在開發(fā)實(shí)施中，該小層仍顯示出較強(qiáng)非均質(zhì)性，主要表現(xiàn)為:①平面上厚殼蛤灰?guī)r儲(chǔ)層發(fā)育穩(wěn)定但縱向厚度不均，區(qū)間從8～20 m不等，儲(chǔ)層分布主控因素及有利開發(fā)區(qū)不明確;②小層上部泥晶灰?guī)r厚度同樣變化較大且夾雜差油層，如何確保水平井儲(chǔ)層鉆遇率最大化并盡可能在最佳儲(chǔ)層中鉆進(jìn);③部分區(qū)域Sar-3和Sar-4之間邊界不明顯且層內(nèi)發(fā)育1～2 m薄夾層，導(dǎo)致鉆井過程中發(fā)生穿層進(jìn)入Sar-4層或未鉆穿Sar-3全部?jī)?chǔ)層從而影響開發(fā)效果。這些問題對(duì)水平井軌跡鉆前設(shè)計(jì)，實(shí)施調(diào)整，確保最大儲(chǔ)層鉆遇率提出了挑戰(zhàn)。

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(gòu)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?guī)r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(zhǎng)環(huán)境不同對(duì)應(yīng)巖相沉積環(huán)境也有所差異。目前中東學(xué)者［8-16］對(duì)白堊紀(jì)含厚殼蛤生物化石地層巖相劃分多以儲(chǔ)層分類為導(dǎo)向，對(duì)形成于同一沉積環(huán)境并具相似儲(chǔ)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?；?guī)r均形成于高能水動(dòng)力生物礁環(huán)境且代表優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，因此將其大類化命名為厚殼蛤類生物碎屑顆粒/泥?；?guī)r。然而即便某幾種巖相形成于大體相似環(huán)境內(nèi)，其各自或部分生物組合環(huán)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(xiàn)于生物礁大規(guī)模泛殖期，并由于其基底穩(wěn)固性多生長(zhǎng)于礁核頂部，對(duì)應(yīng)形成巖相代表最強(qiáng)水動(dòng)力沉積區(qū)并對(duì)生物礁生長(zhǎng)階段具有指示作用［3］。因此，本研究以Dumham［23］巖石分類為基礎(chǔ)，以指示不同沉積環(huán)境的生物化石類型和結(jié)構(gòu)構(gòu)造為依據(jù)對(duì)巖相進(jìn)行細(xì)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(duì)沉積環(huán)境識(shí)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(jù)劃分結(jié)果對(duì)Sar-3層內(nèi)主要巖相統(tǒng)計(jì)表明:該層下部以代表高能水動(dòng)力沉積環(huán)境的放射科厚殼蛤碎屑顆粒/泥?；?guī)r為主，偶見羚角科厚殼蛤和珊瑚化石顆粒/泥粒灰?guī)r;上部以代表低能暴露沉積環(huán)境的根模和泥裂構(gòu)造粒泥/泥晶灰?guī)r，窗格構(gòu)造粒泥/泥晶灰?guī)r，碳酸鹽硬地泥晶灰?guī)r為主，具體巖相及沉積環(huán)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(guī)模泛殖發(fā)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(jié)及障積灰?guī)r，富含造礁生物化石儲(chǔ)層連續(xù)厚度多不超過25 m。這些特征表明本油田區(qū)域生物礁建隆沒有進(jìn)入大規(guī)模泛殖期并受較為強(qiáng)烈的水動(dòng)力破壞。該特征與阿聯(lián)酋及伊拉克部分油田下白堊統(tǒng)Shuaiba組及中白堊統(tǒng)Mishrif組巨厚厚殼蛤生物礁灰?guī)r油藏有明顯差異［8，10］，這類油田富含厚殼蛤生物化石儲(chǔ)層厚度分布為60～150 m，取芯薄片可見大量珊瑚類生物黏結(jié)灰?guī)r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(zhǎng)穩(wěn)定沉積環(huán)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(huán)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?；?guī)r，可見相對(duì)完整厚殼蛤生物化石，內(nèi)含原生和次生粒間微孔;B.厚殼蛤泥?；?guī)r，厚殼蛤碎屑可見原生殼壁結(jié)構(gòu)，上部為結(jié)構(gòu)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(jié)充填;C.珊瑚碎屑顆粒/泥?；?guī)r，內(nèi)含珊瑚碎屑;D.厚殼蛤泥?；?guī)r，厚殼蛤，雙殼類生物碎屑形成鑄模后期被膠結(jié)充填;E.珊瑚碎屑顆粒/泥粒灰?guī)r，富含泥球粒和生屑，生屑以破碎珊瑚和厚殼蛤?yàn)橹?F.厚殼蛤泥?；?guī)r，見較大厚殼蛤碎屑，另含雙殼，棘皮生屑，見壓實(shí)縫合線;G.生物碎屑泥晶/粒泥灰?guī)r，上方可見黃綠色陸源泥。H.根模構(gòu)造(根管石)，見有機(jī)質(zhì)植物根結(jié)核及方解石膠結(jié)環(huán)邊，形成于暴露水上環(huán)境;I.窗格構(gòu)造泥晶灰?guī)r，見示頂?shù)讟?gòu)造，白色云泥位于窗格構(gòu)造低部位，上覆于碳酸鹽膠結(jié)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(huán)境為開闊陸表海臺(tái)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(nèi)，油田處于陸架邊緣生物礁建隆/巖隆分布區(qū)［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(yuǎn)洋沉積和陸源碎屑侵入。區(qū)域構(gòu)造背景方面，起始于晚白堊世阿爾卑斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)使得油田所處阿拉伯板塊具區(qū)域活躍構(gòu)造擠壓沉積背景［17-19］，導(dǎo)致早期古生代Najid斷層“再活化”引發(fā)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(qū)域)。隆起發(fā)育起始于晚白堊世，貫穿S層沉積期［17-18］。Sar-3層內(nèi)巖芯和薄片可見大量指示水上暴露環(huán)境的角礫垮塌，喀斯特，大氣水淋濾和示頂?shù)讟?gòu)造特征(圖5)，Sar-2層內(nèi)泥巖XRD分析其黏土礦物成分以結(jié)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(fā)生過成土作用和植被化過程的根模(根管石)構(gòu)造(圖3h)，表明Sar-3頂部發(fā)生過風(fēng)成搬運(yùn)沉積和淡水淋濾土壤化作用。說(shuō)明SA油田S層除頂部區(qū)域不整合外，層內(nèi)同時(shí)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(huán)境及短期沉積間斷。同樣現(xiàn)象在油田東部和伊拉克境內(nèi)部分油田也有證實(shí)和發(fā)現(xiàn)［27-29］。

3.2 沉積相

綜合巖相成因，組合及沉積背景，根據(jù)Tucker［30］建立的具障壁島系統(tǒng)碳酸鹽緩斜坡臺(tái)地沉積模式分析認(rèn)為S層SQ-5末期為障壁島—灘沉積亞相(圖6a)，并進(jìn)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(shuō)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(zhǎng)期受潮汐控制影響的陸緣潮坪，但在淺海臺(tái)地沉積環(huán)境中的地貌高點(diǎn)和生物礁建隆周圍淺水環(huán)境隨海平面波動(dòng)升降也可周期性間歇發(fā)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(nèi)以區(qū)別陸緣潮坪。Sar-3層位于旋回SQ-5頂部，處于層序內(nèi)海平面相對(duì)最淺時(shí)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(qū)域巖相古地理圖(據(jù)文獻(xiàn)［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(huán)境，不利于底棲生物生長(zhǎng)，可見生物化石種類較少。巖相多為代表低能沉積環(huán)境的泥晶/粒泥灰?guī)r，主要包括具窗格構(gòu)造泥晶灰?guī)r、具根模和泥裂構(gòu)造泥晶/粒泥灰?guī)r和具暴露/根模構(gòu)造泥晶/粒泥灰?guī)r等;代表構(gòu)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(shí)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(gòu)造形態(tài)類似多個(gè)孤立島嶼或淺灘組成島鏈，區(qū)域上形成障壁島將臺(tái)地分隔成局限臺(tái)地和開闊臺(tái)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?guī)r組成，生物碎屑和碳酸鹽軟泥受水動(dòng)力震蕩作用影響，越靠近礁頂，水動(dòng)力越強(qiáng)，泥質(zhì)含量越低，顆粒灰?guī)r出現(xiàn)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?guī)r。電性特征為低伽馬，高聲波時(shí)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(xiàn)象;B.Sar-3層，巖芯薄片，受大氣水淋濾溶蝕形成的組構(gòu)選擇性鑄?？准胺墙M構(gòu)選擇性溶孔;C.Sar-3層，示頂?shù)讟?gòu)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(jié)。Fig.5 The coring and thin section figures of Sar-3 zone in SA oilfield

圖6 具有障壁島系統(tǒng)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(shí)期古地理環(huán)境，構(gòu)造演化，古生物，巖相組合及沉積特征建立針對(duì)Sar-3層建立沉積模型。模型為障壁島沉積系統(tǒng)，表明此時(shí)由阿爾卑斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致形成的地層隆起在斜坡已形成，區(qū)域分布多個(gè)隆起形成島鏈，體現(xiàn)淺水碳酸鹽沉積從緩坡向臺(tái)地轉(zhuǎn)化趨勢(shì)(圖6b、圖8a)。由于隆起區(qū)水深變淺，陽(yáng)光和養(yǎng)分充足，厚殼蛤生物礁首先在該區(qū)生長(zhǎng)發(fā)育，因此古隆起既代表生物礁建隆有利發(fā)育區(qū)，同時(shí)也代表一背斜構(gòu)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(guī)模較小早期統(tǒng)殖期即接觸浪基面停止向上生長(zhǎng)，同時(shí)受強(qiáng)水流拍打，破壞，搬運(yùn)，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(qū)域內(nèi)形成潮坪環(huán)境，沉積物以致密泥晶灰?guī)r為主，古隆起邊部可隨海平面震蕩波動(dòng)發(fā)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(huán)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(chǔ)層結(jié)構(gòu)，影響儲(chǔ)層性質(zhì)重要因素。古地理位置越高，暴露時(shí)間越長(zhǎng)，作用強(qiáng)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(chǔ)層結(jié)構(gòu)關(guān)系

富含厚殼蛤類生物碎屑灰?guī)r因其生物骨架易保持原生孔，后期成巖中骨架不穩(wěn)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(chǔ)層類型［8-20，26-29］，潮坪沉積形成致密泥晶灰?guī)r則為非儲(chǔ)層隔夾層。由于厚殼蛤生物礁受強(qiáng)動(dòng)力水流破壞改造并再沉積，儲(chǔ)層平面分布特征為以建隆脊部區(qū)(古地貌高點(diǎn))為中心，向外厚度逐漸變薄，分布穩(wěn)定，面積較廣，連續(xù)性好，剖面呈緩丘狀儲(chǔ)集體(圖8c)。垂向上Sar-3層呈典型二元結(jié)構(gòu)，下部為厚殼蛤碎屑顆粒/泥?；?guī)r，上部為潮坪成因致密泥晶灰?guī)r，由于其對(duì)應(yīng)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(zhǎng)關(guān)系，即古地貌越高，越靠近建隆核部，厚殼蛤類顆粒/泥?；?guī)r沉積厚度越大，上部潮坪環(huán)境持續(xù)時(shí)間越短，泥晶灰?guī)r厚度越薄，反之亦然。實(shí)鉆井資料也證實(shí)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(huán)境，在具豐富大氣降水背景下發(fā)生以組構(gòu)選擇性溶蝕為主要特征的同生或準(zhǔn)同生巖溶。該巖溶特征不同于傳統(tǒng)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)所引起古風(fēng)化殼巖溶，由于其作用時(shí)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(qiáng)度主要受控古地貌。本油田Sar-3儲(chǔ)層巖相以富含厚殼蛤生物化石碎屑顆粒/泥粒/粒泥灰?guī)r為主，有效孔隙以粒內(nèi)/粒間溶孔為主，多由同沉積巖溶過程中不穩(wěn)定易溶文石礦物成分構(gòu)成的厚殼蛤生物殼壁等發(fā)生溶蝕演化而成(圖5b，d)。在此背景下，巖石內(nèi)厚殼蛤碎屑含量不但決定了儲(chǔ)層孔隙總量，同時(shí)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(dòng)力越強(qiáng)，泥質(zhì)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(zhì)含量高，同時(shí)可見由斜坡低部位沖刷搬運(yùn)而至形成的以有孔蟲碎屑支撐為主的泥粒/粒泥灰?guī)r薄層(差油層)，一定程度阻止了流體向下滲濾運(yùn)動(dòng)。因此，沉積期古地貌高部位水上暴露時(shí)間長(zhǎng)，巖石內(nèi)厚殼蛤碎屑含量高，在雙重有利因素控制下形成較長(zhǎng)垂向溶蝕帶，影響深度最大可達(dá)40 m，使得該區(qū)域內(nèi)Sar-3和Sar-4層之間巖性邊界在隨鉆LWD曲線上表現(xiàn)并不明顯。低點(diǎn)區(qū)域暴露時(shí)間短，巖石泥質(zhì)含量高，同時(shí)受薄隔層阻擋淋濾作用強(qiáng)度弱，垂向溶蝕作用影響程度有限，Sar-4層具高泥質(zhì)含量的有孔蟲類灰?guī)r與上覆厚殼蛤類灰?guī)r電性差別較大。

5 水平井開發(fā)對(duì)策

受新生代扎格羅斯造山運(yùn)動(dòng)影響，油田圈閉形態(tài)在上新世末期發(fā)生變化［6］，由北高南低寬緩背斜演變?yōu)楝F(xiàn)今南高北低狹長(zhǎng)背斜。平面上富含厚殼蛤碎屑儲(chǔ)層分布穩(wěn)定但厚度受古地貌控制。古地貌高點(diǎn)(現(xiàn)今油田北高點(diǎn)中、西區(qū)及南高點(diǎn)中部局部區(qū)域)先期沉積較厚厚殼蛤類生物碎屑灰?guī)r，后期長(zhǎng)時(shí)間處于水上暴露環(huán)境接受有利成巖改造，就儲(chǔ)層角度而言，為油田有利開發(fā)區(qū)(圖10中)。這類區(qū)域儲(chǔ)層厚度分布為15～20 m，水平井鉆井難點(diǎn)在于與下部Sar-4之間隔層發(fā)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(shí)施過程中第一時(shí)間確定是否穿層(圖10左)。因此，在鉆井實(shí)施過程中見好的烴類顯示，隨鉆曲線RT增加，GR下降表示進(jìn)入有利儲(chǔ)層后，繼續(xù)以低角度下探5米調(diào)整軌跡以平行地層傾角為標(biāo)準(zhǔn)鉆進(jìn)，確保鉆頭始終處于油層的中部位置。

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

圖9 SA油田Sar-3層儲(chǔ)層對(duì)比圖(南北向)(以Sar-3頂，Sar-2底指示暴露環(huán)境沉積間斷泥巖作為標(biāo)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(gòu)造區(qū)域井垂向儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)差異示意圖Fig.10 The discrepancy of vertical reservoir configuration in different position of the paleogeomorphic trap

6 結(jié)論

伊朗SA油田Sar-3層沉積期受阿爾卑斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響形成古地層隆起并發(fā)育生長(zhǎng)厚殼蛤建隆，建隆尚未進(jìn)入大規(guī)模泛殖期受海平面下降和地層隆起抬升影響，被強(qiáng)水動(dòng)力流破壞搬運(yùn)再沉積形成緩丘狀礁灘混合沉積地層體。旋回后期區(qū)域內(nèi)廣泛發(fā)育潮坪環(huán)境沉積致密泥晶灰?guī)r。末期局部區(qū)域出露水面形成水上暴露環(huán)境，由此發(fā)生的大氣淡水淋濾作用為影響儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)重要因素。整體Sar-3層呈典型二元結(jié)構(gòu)，下部為富含厚殼蛤碎屑顆粒/泥?；?guī)r儲(chǔ)層，上部為潮坪成因致密泥晶灰?guī)r隔層，兩者厚度受古地貌控制呈此消彼長(zhǎng)關(guān)系，古地貌高部位為有利儲(chǔ)層發(fā)育區(qū)。在針對(duì)Sar-3層水平井開發(fā)中，可結(jié)合儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)差異及巖相電性差異制定鉆井對(duì)策，古地貌高部位力爭(zhēng)保持在油層中部鉆進(jìn)，低部位前段以微傾角縱向鉆穿儲(chǔ)層，后段保持在儲(chǔ)層底部穿行。

致謝 感謝中油國(guó)際伊朗分公司油藏部總經(jīng)理徐中軍，南阿扎德甘項(xiàng)目總工程師黃賀雄對(duì)本文思路提供熱心幫助和悉心指導(dǎo)，感謝南阿扎德甘項(xiàng)目油藏部南小振，王延峰，N.Abdi，B.henderi，A.derisi對(duì)文章的建議和參考資料提供。同時(shí)本研究是在中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院中東所同仁編制的南阿扎德甘開發(fā)方案基礎(chǔ)上進(jìn)行，對(duì)他們?nèi)〉玫某晒皩?duì)本文幫助在此一并致謝。

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