伊朗西南部上白堊統(tǒng)Sarvak組儲(chǔ)層特征及主控因素

杜　洋　鄭淑芬　龔　勛　陳秋實(shí)　汪　娟　辛　軍　陳　杰

(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)

?

伊朗西南部上白堊統(tǒng)Sarvak組儲(chǔ)層特征及主控因素

杜洋1,2鄭淑芬2龔勛2陳秋實(shí)2汪娟2辛軍2陳杰2

(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)

摘要運(yùn)用取芯，薄片，電鏡掃描及三維地震等資料，對(duì)位于扎格羅斯盆地盆緣當(dāng)前熱點(diǎn)開發(fā)區(qū)的伊朗A油田上白堊統(tǒng)Sarvak組儲(chǔ)層特征及主控因素進(jìn)行研究。研究表明：Sarvak組儲(chǔ)層巖性以富含厚殼蛤、有孔蟲、鈣化藻和浮游有孔蟲等生屑顆粒的灰?guī)r和白堊灰?guī)r為主。儲(chǔ)層受巖溶作用影響明顯，儲(chǔ)集空間以生屑鑄?？?，灰泥溶蝕孔群，溶孔，溶洞為主。結(jié)合壓汞，孔滲關(guān)系，巖性等因素在層內(nèi)綜合劃分出孔洞—孔隙型，裂縫—孔隙型，孔隙型和致密非儲(chǔ)層四類。最有利儲(chǔ)層為孔洞—孔隙型，巖性主要為富厚殼蛤碎屑灰?guī)r，次有利儲(chǔ)層為裂縫—孔隙型和孔隙型，巖性主要為富有孔蟲碎屑白堊灰?guī)r。儲(chǔ)層主控因素為層內(nèi)三級(jí)層序邊界，古地貌隆起和巖石破裂作用。三級(jí)層序邊界控制有利儲(chǔ)層垂向位置，古地貌隆起控制儲(chǔ)層性質(zhì)平面分布，巖石破裂作用影響儲(chǔ)層整體含油性?；谝陨险J(rèn)識(shí)提出勘探開發(fā)建議：對(duì)層內(nèi)三級(jí)界面的識(shí)別和明確原沉積期古隆起位置為確定油田垂向優(yōu)先開發(fā)層位及平面有利開發(fā)區(qū)域的關(guān)鍵。距層序界面較遠(yuǎn)，厚度較大的白堊儲(chǔ)層受巖石破裂作用影響較大，縱橫向分布發(fā)育不穩(wěn)定，儲(chǔ)量計(jì)算應(yīng)考慮對(duì)縱向不同類別儲(chǔ)層進(jìn)行分類評(píng)價(jià)。

關(guān)鍵詞伊朗扎格羅斯盆地Sarvak巖溶作用儲(chǔ)層主控因素勘探開發(fā)建議

0引言

中東扎格羅斯前陸盆地為世界油氣資源最豐富地區(qū)之一，主體位于伊朗西南部。該國早期勘探開發(fā)集中于近扎格羅斯造山帶以北西—南東向?yàn)橹鞯脑窳_斯走向背斜圈閉油田內(nèi)(圖1a)，受扎格羅斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)強(qiáng)推覆作用影響，這些油田新生代地層多發(fā)育大規(guī)模高角度裂縫，使得白堊系以上地層垂向連為一體，主力層以中新統(tǒng)Asmari裂縫灰?guī)r儲(chǔ)層為主，白堊系儲(chǔ)層為次要開發(fā)層系[1-3]。隨著勘探深入，目前開發(fā)熱點(diǎn)區(qū)逐漸西移至勘探程度低，地理位于兩伊邊界，構(gòu)造位于前陸盆地與阿拉伯地臺(tái)過渡帶內(nèi)[3]，我國當(dāng)前中東海外合作項(xiàng)目也多位于該區(qū)[1-6]。與前述扎格羅斯走向油田不同，該區(qū)存在大量南北向阿拉伯走向油田，地層受構(gòu)造活動(dòng)影響較小，古近系地層作為有效蓋層封堵油氣向上運(yùn)移，主力層以白堊系內(nèi)儲(chǔ)層為主[1-13]，其中上白堊統(tǒng)Sarvak層(以下簡(jiǎn)稱S層或S油藏)目前探明儲(chǔ)量?jī)H次于Asmari層，為伊朗第二重要含油層系[8-9]，同時(shí)其重要性隨熱點(diǎn)區(qū)轉(zhuǎn)移而愈發(fā)凸顯。

該層目前國內(nèi)報(bào)道較少，國外學(xué)者自將S層劃分為富含瓣鰓，有孔蟲，厚殼蛤高能淺海沉積及陸架盆地半深海泥晶灰?guī)r兩相組合后[10-12]，富厚殼蛤生物層及S層頂部區(qū)域構(gòu)造不整合對(duì)儲(chǔ)層的建設(shè)性成巖改造為形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的基本認(rèn)識(shí)[7-19,22-24,26-27]。近年來對(duì)S儲(chǔ)層研究成果主要以Hajikazemi[14-15]、Rahimpour和Mehrabi[16-18]等為代表，研究認(rèn)為S層層內(nèi)三級(jí)層序界面處存在同沉積巖溶儲(chǔ)層及深部發(fā)育調(diào)整混合成因白云儲(chǔ)層，地層內(nèi)部同樣具有優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育潛力。這些成果所研究對(duì)象多為伊朗西南部Dezful灣內(nèi)的扎格羅斯走向油田，對(duì)兩伊邊界區(qū)油田研究報(bào)道較少。本研究區(qū)A油田位于伊朗西南部?jī)梢吝吔?，屬南北向阿拉伯走向?gòu)造，為近年發(fā)現(xiàn)的擁有較大儲(chǔ)量的巨型油田[4]，主力層為上白堊統(tǒng)Sarvak組。本文以該層作為研究對(duì)象，利用巖芯，薄片，掃描電鏡，XRD，三維地震等資料對(duì)其儲(chǔ)層特征和主控因素進(jìn)行研究，分析與其他油田S層儲(chǔ)層特征之間差異性并提出勘探開發(fā)建議，望對(duì)未來我國該區(qū)海外合作項(xiàng)目前期選擇及后期勘探開發(fā)提供參考。

1地質(zhì)背景

1.1沉積構(gòu)造背景

S層沉積于上白堊統(tǒng)森諾曼至土倫階[10-12]，該時(shí)期油田所處的阿拉伯地臺(tái)位于赤道附近，古氣候炎熱潮濕多雨，具豐富大氣降水[20-21]，整體構(gòu)造格局為陸架緩斜坡。上白堊統(tǒng)森諾曼階發(fā)生的阿爾卑斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)使得阿拉伯板塊向亞歐板塊發(fā)生東北向俯沖，并導(dǎo)致新特提斯洋收縮，板塊由被動(dòng)大陸邊緣演變?yōu)榛顒?dòng)大陸邊緣時(shí)期[22]，此時(shí)區(qū)域活躍擠壓構(gòu)造背景引發(fā)前寒武系霍爾姆茲巖鹽地層活動(dòng)上拱隆起[7,11,22-24]，伊拉克東南，伊朗西南及Dezful海灣區(qū)域開始形成古地貌隆起，并最終演化為南北向(阿拉伯走向)背斜圈閉。同期伊拉克西南和伊朗西部受構(gòu)造隆升差異性影響形成Najaf和Balambo-Garau兩個(gè)陸架盆地[8,12,14,17,24-25]。研究區(qū)位于靠近伊朗Balambo-Garau盆地的陸架邊緣巖隆發(fā)育區(qū)，東部為向深水盆地過渡的開闊陸架，西部為半局限潟湖沉積環(huán)境(圖1b)。

1.2層序界面識(shí)別劃分

本區(qū)S層垂向下部和阿爾濱階Kazhidumi致密灰?guī)r層整合相接，頂部與Lafan組平行不整合相接[11-12,26-27]，層內(nèi)下部為深海致密泥灰?guī)r沉積，上部為富含各類生物碎屑灰?guī)r，儲(chǔ)層集中于上部。根據(jù)巖相分布，測(cè)井，地震等資料，結(jié)合油田區(qū)域地質(zhì)背景及國內(nèi)沉積相劃分原則，將S層劃分為6個(gè)三級(jí)旋回和三類沉積亞相，以SQ-5為例，由下至上經(jīng)歷陸內(nèi)盆地，開闊臺(tái)地，厚殼蛤礁演化過程，表征為快速海侵后海平面緩慢下降，水深變淺，水動(dòng)力增強(qiáng)的沉積環(huán)境變化過程，SQ-6為不完整旋回，頂部為構(gòu)造活動(dòng)引起的區(qū)域不整合面，此外另識(shí)別出兩個(gè)具不整合特征三級(jí)層序邊界，分別作為SQ-4和SQ-5的劃分依據(jù)(圖2)。

SQ-6頂部界面為S層與Lafan組分界面，為上白堊統(tǒng)土倫階中期構(gòu)造活動(dòng)引起的中東地區(qū)地震可追蹤區(qū)域不整合面[11-12,26-27]，命名為M-T邊界(中土倫階不整合)。界面之下為S層陸內(nèi)次盆泥晶灰?guī)r，界面之上為L(zhǎng)afan組泥頁巖。測(cè)井曲線界面特征為自然伽馬值呈刀鋒狀突起，低聲波，低電阻。地震剖面界面反射能量穩(wěn)定、連續(xù)性好、波形穩(wěn)定。Sar-1層巖芯可見溶縫溶溝，角礫垮塌等喀斯特巖溶現(xiàn)象(圖3f)。

圖2　伊朗Azadegan油田Sarvak層上部含油層系地層綜合柱狀示意圖Fig.2　The synthesized formation histogram of Sarvak Formation of the Azadegan oilfield in Iran

SQ-5頂部為海平面下降所引起的三級(jí)局部不整合面，區(qū)域在位于古地貌較高區(qū)域油田可見，命名為C-T邊界(森諾曼至土倫階不整合)。Hajikazem[14]和Mehrabi[16]在油田東部如Abteymur油田識(shí)別出該界面，而Ahwaz油田則沒有(油田位置見圖1)。本油田該界面電性為伽馬刀鋒狀突起，聲波降低，井徑擴(kuò)大，鉆井見鉆速加快和井壁垮塌，巖芯松散且收獲率低(圖3a)。不整合面下部巖相為潮坪致密泥晶灰?guī)r(圖3e)，上部為障壁島風(fēng)成搬運(yùn)沉積和古土壤層[4]。不整合面之下Sar-3層巖芯見喀斯特巖溶孔洞(圖3d)，溶溝，角礫垮塌，薄片見鈣化根(圖3b)，滲濾砂(圖3c)，窗格構(gòu)造(圖3e)等指示暴露環(huán)境成巖現(xiàn)象。SQ-4頂部也為海平面下降所形成的三級(jí)層序邊界，伊朗西南部大部分油田可追蹤對(duì)比，命名為M-C邊界[14-18](中森諾曼邊界)，識(shí)別依據(jù)：測(cè)井見類似C-T邊界伽馬刀鋒狀突起，聲波降低，井徑擴(kuò)大，鉆井鉆速加快及井壁垮塌等疑似不整合面現(xiàn)象特征，薄片見厚殼蛤生物碎屑表明沉積環(huán)境已相對(duì)較淺，同時(shí)見與大氣水溶蝕有關(guān)的組構(gòu)選擇和非組構(gòu)選擇性溶蝕孔(圖4b)。

1.3層序內(nèi)地層特征

根據(jù)開發(fā)需要進(jìn)一步將S層劃分為12個(gè)小層，含油層主要為SQ-4中Sar-8層和SQ-5中Sar-3,4,5,6層。垂向各小層巖性，物性及含油性差異較大。巖芯薄片及XRD分析表明S層巖性以石灰?guī)r為主，含少量白云巖和陸源碎屑。巖石骨架顆粒以各類生屑為主，包括厚殼蛤，珊瑚，底棲有孔蟲(圓笠蟲、粟孔蟲、蜂巢蟲)、腹足、棘皮、鈣化藻和浮游有孔蟲。膠結(jié)物以方解石為主，以包殼狀、纖狀等厚微晶方解石環(huán)邊，孔隙內(nèi)等粒晶簇鑲嵌早期膠結(jié)和粒狀粗晶晚期膠結(jié)為主，見少量白云石及黃鐵礦。

就縱向各層而言：Sar-3層巖性以富厚殼蛤碎屑灰?guī)r為主，Sar-8層以富有孔蟲和厚殼蛤碎屑灰?guī)r為主，該兩層含油性好，含油級(jí)別為飽含油和富含油；Sar-4,5,6三小層可整體大類化表征為代表臺(tái)內(nèi)生屑灘有孔蟲類白堊灰?guī)r和代表臺(tái)內(nèi)灘間海浮游生物類白堊灰?guī)r兩類，兩者交替出現(xiàn)，無明顯分布規(guī)律，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，表明該沉積期沉積環(huán)境海平面上下震蕩頻繁。巖芯含油性明顯較Sar-3,8兩層要差，同時(shí)層內(nèi)差異性也較大，可劃分為白色“陶瓷”狀不含油致密白堊灰?guī)r和“碎蛋殼”狀含油白堊灰?guī)r，含油級(jí)別為油漬，油斑和不同程度油侵。Sar-1,2及Sar-7為相對(duì)沉積環(huán)境較深的陸架開闊海/陸內(nèi)次盆沉積，巖性致密，巖芯見泥紋層，多不含油或含油性較差，為非儲(chǔ)層(圖2)。

圖3　伊朗A油田Sarvak層層序界面示意巖芯薄片圖a. Sar-2，巖芯照片，暴露古土壤層，巖芯破碎，收獲率低，見黃綠色黏土礦物，部分見鋁土礦；b. Sar-3上，薄片，鈣化根，見有機(jī)質(zhì)結(jié)核及方解石膠結(jié)暈，形成于炎熱暴露環(huán)境；c. Sar-3底部，示頂?shù)讟?gòu)造，下部細(xì)粒方解石晶體由早期充填孔隙滲流砂新生變形而成，上部后期膠結(jié)粗晶方解石顆粒，表明滲流砂隨大氣水滲流充填溶蝕孔洞，一定程度指示潛水面；d. Sar-3下，巖芯照片，喀斯特巖溶溶洞；e.窗格構(gòu)造泥晶灰?guī)r，窗格孔見示頂?shù)讟?gòu)造，表明早期受滲濾砂充填，指示暴露環(huán)境；f. Sar-1，巖芯照片，溶蝕角礫垮塌現(xiàn)象，巖芯破碎，見大量溶縫溶溝被后期充填現(xiàn)象。Fig.3　The coring and section pics indicate the squence boundary of Sarvak in A oilfield, Iran

圖4　伊朗A油田Sarvak層孔隙特征薄片示意圖a. Sar-3，薄片照片，組構(gòu)選擇性溶蝕生屑鑄?？?；b. Sar-8，薄片照片，非組構(gòu)選擇性溶孔；c. Sar-4，電鏡掃描，灰泥基質(zhì)溶蝕孔；d. Sar-5，薄片照片，大規(guī)?；夷嗷|(zhì)溶蝕微孔網(wǎng)絡(luò)；e. Sar-6，電鏡掃描照片，白云石晶粒晶間孔；f. Sar-5，掃描電鏡，生物體腔孔。Fig.4　The pore characteristics of the Sarvak in A oilfield, Iran

2儲(chǔ)層特征及分類

2.1孔隙特征

本區(qū)儲(chǔ)層受巖溶作用影響明顯，有效孔隙類型以與溶蝕作用有關(guān)孔隙為主，如生屑鑄模孔，非組構(gòu)選擇性溶孔溶洞，灰泥基質(zhì)溶孔等，另見晶間孔，粒內(nèi)孔及微裂縫。本區(qū)微裂縫對(duì)儲(chǔ)層性質(zhì)及含油性影響較大，在后文儲(chǔ)層主控因素內(nèi)詳述。

2.1.1溶蝕類孔隙

鑄?？字饕植加陬w粒支撐巖相內(nèi)，由易溶生物骨屑如厚殼蛤等受大氣水溶蝕而成，孔隙內(nèi)多伴隨海底方解石膠結(jié)環(huán)邊，連通性相對(duì)較差(圖4a)。溶孔和溶洞均為非組構(gòu)選擇性溶蝕孔隙，由地層經(jīng)淺埋藏巖石固結(jié)成巖后再次受巖溶作用對(duì)顆粒邊緣、膠結(jié)物和灰泥雜基進(jìn)行溶解形成，形狀呈不規(guī)則分布，孔徑大小不一，多出現(xiàn)于層序邊界附近顆粒支撐巖相內(nèi)(圖3d、圖4b)。本區(qū)富灰泥白堊層內(nèi)可見灰泥基質(zhì)被溶蝕所形成的大量不規(guī)則幾何形態(tài)溶蝕微孔網(wǎng)絡(luò)(強(qiáng)白堊作用)[6,28]，這些孔隙既包括沉積物中高鎂方解石新生變形中形成的晶間孔，也有早期與大氣水有關(guān)次生溶蝕孔(圖4c，d)，對(duì)本區(qū)白堊類儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能提升具重要影響。

2.1.2晶間孔

晶間孔出現(xiàn)于白云化儲(chǔ)層中，由顆粒云化過程中收縮而成，出現(xiàn)于S層下部以灰泥支撐巖相儲(chǔ)層內(nèi)，本區(qū)白云巖儲(chǔ)層較少，多為厚度1米左右的薄層，具巖溶特征儲(chǔ)層不發(fā)育該類孔隙(圖4e)。

2.1.3粒內(nèi)孔

粒內(nèi)孔分布普遍，原生粒內(nèi)孔主要為生屑骨架搭置形成的殘余孔隙以及各類生物體腔孔，由于這類孔隙易被后期膠結(jié)充填及大氣水溶蝕，相對(duì)難以保存及識(shí)別(圖4f)。

2.2物性及孔隙結(jié)構(gòu)

本區(qū)S層孔隙度分布介于0.9%～40.1%，平均12.5%，滲透率分布介于0.001×10-3～432×10×10-3μm2，平均為13.5×10-3μm2，為中—高孔低滲儲(chǔ)層?？诐B關(guān)系較差，無明顯線性關(guān)系，寬線性分布表示儲(chǔ)層受巖溶作用影響，發(fā)育多類孔徑不一性質(zhì)不同基質(zhì)孔隙，部分樣品低孔高滲特征表明受微裂縫影響(圖5a)。壓汞曲線大部分表現(xiàn)較為規(guī)則、圓滑，反映以基質(zhì)孔隙為主要儲(chǔ)集空間，部分曲線雙孔介質(zhì)響應(yīng)特征明顯，反映局部層段孔隙類型包括微裂縫與基質(zhì)孔隙兩類(圖5b,c)。

2.3儲(chǔ)層分類

綜合曲線典型形態(tài)，孔滲關(guān)系，巖性及含油性特征將儲(chǔ)層大致劃分為四類(圖5、圖6a,b)，儲(chǔ)層井間對(duì)比也基于以下分類進(jìn)行：

a類：毛管曲線排驅(qū)壓力極低，無平臺(tái)，表明微裂縫發(fā)育?？紫兑曰|(zhì)溶蝕孔，粒內(nèi)孔和晶間孔為主。喉道分布呈典型雙峰兩相介質(zhì)特征，具納米—微喉(0.5～1 μm)和細(xì)喉(2～10 μm)兩類，基質(zhì)孔隙以微喉為主，細(xì)喉為微裂縫，儲(chǔ)集空間以基質(zhì)溶蝕類+晶間孔為主，高滲透率主要受微裂縫影響?？诐B關(guān)系差，孔隙度分布介于5%～15%，平均9.1%，滲透率介于2.3×10-3～102×10-3μm2。多出現(xiàn)以灰泥支撐的灘間海浮游生物白堊灰?guī)r內(nèi)，垂向發(fā)育于Sar-4,5,6層，為裂縫—孔隙型，含油程度多為受裂縫影響的網(wǎng)狀油漬，油斑。

圖5　伊朗A油田Sarvak層孔滲關(guān)系圖(a)，毛管壓力曲線特征(b)和孔喉半徑分布特征(c)Fig.5　The por-per relationship cross-plot (a), the typical capillary pressure curve (b) and the radius of the pore-throat distribution character (c) of the Sarvak in A oilfield, Iran

b類：毛管曲線形態(tài)偏粗態(tài)，無平臺(tái)，排驅(qū)壓力和中值壓力較低，表明孔隙以大孔為主但分選不均，類型多樣，以溶洞，溶孔，生屑鑄?？诪橹?。喉道分布為單峰，以細(xì)—中喉為主(10～100 μm)?？紫抖确植冀橛?8%～37%，平均27.5%，滲透率介于8×10-3～475×10-3μm2，平均116×10-3μm2，為本區(qū)最好儲(chǔ)層類型，多出現(xiàn)于顆粒支撐，灰泥含量較少的淺水高能沉積內(nèi)，垂向分布于距層序邊界較近的Sar-3和Sar-8層內(nèi)，為孔洞孔隙型儲(chǔ)層，含油程度為富含油—飽含油。c類：毛管曲線偏細(xì)態(tài)，具較明顯平臺(tái)，排驅(qū)壓力和中值壓力相對(duì)較高，孔隙類型相對(duì)單一，以鑄?？?，灰泥溶蝕孔為主。喉道分布單峰，以微—細(xì)喉為主(2～10 μm)?？诐B關(guān)系較好，孔隙度分布介于12%～28%，平均17.3%，滲透率介于1×10-3～103×10-3μm2，平均17×10-3μm2。多出現(xiàn)于以顆粒支撐為主，無微裂縫發(fā)育的有孔蟲泥粒/粒泥灰?guī)r內(nèi)，垂向位于Sar-4,5,6層內(nèi)，部分高孔層段與強(qiáng)白堊化作用有關(guān)，為孔隙型儲(chǔ)層，含油性為油斑或不同程度油侵。

d類：毛管曲線具明顯平臺(tái)，排驅(qū)壓力和中值壓力極高，多出現(xiàn)于以灰泥支撐，缺少生屑骨架支撐的粒泥/泥晶灰?guī)r內(nèi)。孔隙類型單一，以原生基質(zhì)孔為主，喉道分布為單峰，以納米級(jí)(0.01～0.1 μm)為主，偶有微裂縫發(fā)育?？紫抖确植冀橛?.1%～5%，平均3.8%，滲透率介于0.002×10-3～5 ×10-3μm2，平均0.1×10-3μm2，垂向主要出現(xiàn)于Sar-3上部潮坪致密粒泥/泥晶灰?guī)r及Sar-7陸架開闊海/盆地粒泥/泥晶灰?guī)r內(nèi)，基本不含油，為致密層，不含油。

3儲(chǔ)層主控因素

3.1層序邊界控制有利儲(chǔ)層垂向分布

本區(qū)含油性較好層系(Sar-3，8層)儲(chǔ)層孔隙類型以鑄模孔，溶孔和溶洞為主，受巖溶作用控制明顯，而富含厚殼蛤生屑類灰?guī)r由于其生物骨架由文石組成，受多期巖溶作用影響可形成大規(guī)模溶蝕孔隙[4,8-21]，為最有利儲(chǔ)層類型。因此有利巖相和巖溶作用兩者共同控制本區(qū)最有利儲(chǔ)層，而這兩者均與層序邊界有關(guān)，位于層序邊界附近(圖6a,b)，原因?yàn)椋孩俸駳じ蜃鳛樵旖干铮渖锝附∩L(zhǎng)繁殖需強(qiáng)水動(dòng)力，充足陽光等淺水環(huán)境，主體發(fā)育期位于海退旋回上部[19,22-24]；②層序邊界形成不整合暴露環(huán)境在炎熱潮濕古氣候條件下進(jìn)一步對(duì)先期沉積地層進(jìn)行溶蝕改造，提高儲(chǔ)層性質(zhì)，兩者缺一不可。層序內(nèi)地層中也識(shí)別出部分富含厚殼蛤生屑灰?guī)r，在缺乏建設(shè)性巖溶作用改造情況下，與臺(tái)地類沉積儲(chǔ)層性質(zhì)并無明顯差異(圖6c)。

本區(qū)C-T邊界下地層見角礫垮塌，古土壤，滲流砂，非組構(gòu)選擇溶孔，溶洞，溶溝等相對(duì)成熟喀斯特巖溶特征，與鄰油田該界面下儲(chǔ)層顯示的同沉積巖溶微喀斯特特征具有差異。分析認(rèn)為C-T邊界處發(fā)生受礁灘體沉積時(shí)高頻層序旋回向上變淺以及礁灘體沉積后三級(jí)層序暴露淋濾有關(guān)的同生—準(zhǔn)同生連續(xù)復(fù)合巖溶[29]。

本區(qū)C-T邊界下厚殼蛤礁發(fā)育期(Sar-3下)形成厚殼蛤碎屑礁灘體[4](圖7a)，此時(shí)礁灘體地層巖體尚未完全固結(jié)，受大氣水或混合水影響發(fā)生組構(gòu)選擇性溶蝕形成大量厚殼蛤類生屑鑄?？?。此時(shí)巖溶作用伴隨上部潮坪沉積同期進(jìn)行(Sar-3上)，為同沉積巖溶(圖7b)。薄片可見大量鑄?？變?nèi)存在“殘缺”淺埋藏早期棱柱狀早期膠結(jié)物和膠結(jié)環(huán)邊(圖4a)[4]，表明鑄?？仔纬珊蠼?jīng)歷過短暫淺埋藏。本區(qū)位于陸架邊緣巖隆區(qū)，生物礁垂向加積堆砌連同構(gòu)造地層緩慢隆起共同作用導(dǎo)致區(qū)域內(nèi)古地貌高差加大，潮坪成因灰?guī)r短暫沉積后隨海平面下降地層抬升出水面，形成類似淺海內(nèi)長(zhǎng)期出露海平面上的島狀大氣成巖透鏡體的準(zhǔn)同生(局部)巖溶。此時(shí)富厚殼蛤碎屑礁灘體巖塊呈半固結(jié)—固結(jié)狀態(tài)，溶蝕作用伴隨地表剝蝕共同進(jìn)行。層序邊界處地層受剝蝕風(fēng)化形成古土壤，上部潮坪灰?guī)r滲濾帶形成溶溝溶縫，下部徑流巖溶帶以原同生巖溶形成高孔層為基礎(chǔ)再次發(fā)生非組構(gòu)選擇性溶蝕作用經(jīng)歷二次建設(shè)性成巖改造，形成具溶孔溶洞高孔層(圖7c)。

本區(qū)S層頂部M-T邊界下地層為非儲(chǔ)層，平均厚度僅20余米，與鄰油田平均60～100 m地層厚度相差較大[14,16-18,28]。由于本區(qū)位于臺(tái)緣古地貌高部位，SQ-6地層沉積后構(gòu)造抬升轉(zhuǎn)化為不整合面高部位，在M-T邊界受長(zhǎng)期層間風(fēng)化殼巖溶影響發(fā)生 “侵蝕夷平”，上部淺水高能沉積被剝蝕殆盡，僅殘留下部陸內(nèi)開闊海/次盆半深水沉積(圖7d)。薄片分析M-T邊界下Sar-1層巖相為陸內(nèi)次盆致密灰?guī)r沉積(圖2)，與鄰區(qū)Abteymour油田該層序內(nèi)地層底部巖相可較好對(duì)比[18]。該巖相灰泥含量高，生屑顆粒少，巖溶基礎(chǔ)差，表生巖溶滲流帶形成的溶洞，溶溝等空間發(fā)生垮塌充填等機(jī)械成巖作用(圖3f)，形成“過成熟喀斯特地層[17]”，儲(chǔ)集性大幅下降，未能形成有效儲(chǔ)層。

3.2古地貌隆起控制有利儲(chǔ)層平面展布

圖6　伊朗A油田Sarvak層垂向?qū)娱g物性分布(a)和不同分類孔滲關(guān)系交會(huì)圖(b,c,d,e)b.距C-T不整合面30 m內(nèi)不同巖相孔滲分布圖；c.距C-T不整合面30 m外不同巖相孔滲分布圖；d.不同區(qū)域井Sar-3層孔滲分布圖；e.不同區(qū)域井Sar-4,5,6層孔滲分布圖，圖中取芯井a(chǎn)，b位于古地貌高點(diǎn)，c，d位于古地貌低點(diǎn)，平面位置見圖8b，d。Fig.6　The vertical petro-property distribution (a) and por-per relationship cross-plot in different classification (b,c,d,e) of the Sarvak in A oilfield, Iran

圖7　伊朗A油田Sarvak層森諾曼至土倫階層序內(nèi)儲(chǔ)層演化示意圖Fig.7　The schematic diagram of the Sarvak reservoir evolution from Cenomanian to Turonian in A oilfield, Iran

古地貌隆起對(duì)本區(qū)儲(chǔ)層性質(zhì)平面展布具有控制作用，體現(xiàn)在兩方面，一為控制沉積環(huán)境(水深)及厚殼蛤生物礁分布；二為控制區(qū)域不整合暴露區(qū)域及時(shí)間，即巖溶作用影響范圍和強(qiáng)度。目前中東兩伊邊界區(qū)厚殼蛤建隆受古隆起控制發(fā)育已成基本共識(shí)[13,19,22-24]，礁體在生長(zhǎng)過程中受海平面快速下降影響，在浪基面附近受強(qiáng)水流破壞再沉積形成分布廣，厚度薄，以古巖隆構(gòu)造脊為中心向邊部低部位厚度緩慢變薄的楔狀富厚殼蛤碎屑連續(xù)地層[19,22]。本區(qū)富厚殼蛤碎屑Sar-3層也符合該特征，儲(chǔ)層形態(tài)沿古隆起中心至邊部，由北至南，由高至低，分布穩(wěn)定但呈緩慢減薄狀(圖8)，同時(shí)巖相也由高部位低灰泥含量顆?；?guī)r逐漸演變?yōu)檫叢扛呋夷嗪磕嗔?粒泥灰?guī)r[4]。前已述該類儲(chǔ)層受巖相和巖溶作用共同控制，古地貌越高，厚殼蛤碎屑含量越高，巖溶作用越強(qiáng)，儲(chǔ)層性質(zhì)越好，位于古地貌不同區(qū)域井Sar-3層儲(chǔ)層性質(zhì)對(duì)比也證實(shí)該觀點(diǎn)(圖6d)。而對(duì)于灰泥含量高，以有孔蟲顆粒/泥粒白堊灰?guī)r為主要儲(chǔ)層的Sar-4,5,6層而言，一方面沉積環(huán)境控制生屑顆粒和灰泥組分之間比例，水深越淺，生屑顆粒含量越多，泥質(zhì)含量越低，反之亦然；另一方面古地貌高部位(古隆起)也同時(shí)可表征為早期地層形變區(qū)，易發(fā)育微裂縫。儲(chǔ)層井間對(duì)比表明：原古地貌高部位北部?jī)?chǔ)層性質(zhì)明顯較南部低部位區(qū)域要好，往南儲(chǔ)層整體泥質(zhì)含量增加，物性變差，深水沉積致密灰?guī)r厚度增加(圖8)。3.3巖石破裂作用控制白堊儲(chǔ)層性質(zhì)及含油性

本區(qū)層序內(nèi)地層雖層間含油級(jí)別差異較大，但仍為一整體塊狀油藏[1,4](圖2)，與鄰油田尤其東部扎格羅斯走向油田S層含油層垂向分布受控層序邊界，層序內(nèi)上部油層下部致密層間互分布，具多個(gè)油水界面的層狀油藏有所不同[14,16,18,28]。前人認(rèn)為盆緣區(qū)相對(duì)遠(yuǎn)離造山帶，地層受扎格羅斯運(yùn)動(dòng)影響弱，層內(nèi)雖發(fā)育一定微裂縫，但延伸短，間距大，張開程度低，較少密集成帶，難以對(duì)儲(chǔ)層性質(zhì)造成較大影響[18,28]。本區(qū)為阿拉伯走向油田，受控早期阿爾卑斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)產(chǎn)生的強(qiáng)構(gòu)造壓力場(chǎng)自上白堊統(tǒng)起開始形成寬緩背斜(古地貌隆起，圖8b)，在此后較長(zhǎng)地質(zhì)歷史時(shí)期內(nèi)受擠壓應(yīng)力作用發(fā)生變形，從寬緩背斜壓縮演變?yōu)楠M長(zhǎng)長(zhǎng)軸背斜(圖8c)。晚期受扎格羅斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，油田圈閉發(fā)生構(gòu)造反轉(zhuǎn)，早期古圈閉急劇縮小，南部大幅抬升形成新次生圈閉[1](圖8d)。因此本區(qū)受構(gòu)造應(yīng)力影響所導(dǎo)致的巖石破裂作用對(duì)儲(chǔ)層的改造為一漫長(zhǎng)地質(zhì)歷史過程，微裂縫的形成具多期性。這些微裂縫對(duì)Sar-4,5,6層白堊儲(chǔ)層物性及含油性影響較大，并導(dǎo)致本區(qū)S油藏性質(zhì)和其他油田不同。

巖芯觀察微裂縫發(fā)育層段垂向集中于灰泥含量高，巖性相對(duì)致密的Sar-4,5,6層內(nèi)，以受壓實(shí)壓溶作用產(chǎn)生水平縫合線及構(gòu)造作用產(chǎn)生的垂直及近垂直微裂縫為主，組合形成微裂縫網(wǎng)絡(luò)(圖2)。部分被膠結(jié)充填(圖9a,c,e)，充填物主要為黏土和方解石。部分開啟或半開啟，開啟縫縫面光滑，見切割方解石膠結(jié)物及滲流砂，指示其形成時(shí)期較晚(圖9b，c)。部分微裂縫受溶蝕作用影響形成溶擴(kuò)縫，被膠結(jié)物全充填或部分充填(圖9c，e)，裂縫內(nèi)方解石膠結(jié)物染色顯示為無鐵或弱鐵[4]，指示為淺埋藏早期膠結(jié)物，表明這類裂縫形成時(shí)期早并受溶蝕改造，形成于同生或準(zhǔn)同生期。

圖8　伊朗A油田Sarvak層南北向儲(chǔ)層對(duì)比圖(a)，Sarvak沉積期古地貌，約96 Ma之前(b)，Sarvak新近系中新世時(shí)古構(gòu)造形態(tài)，約6 Ma之前(c)；Sarvak層現(xiàn)今構(gòu)造(d，圖中小寫字母為圖7取芯井平面分布位置)，Sarvak層現(xiàn)今構(gòu)造平面圖(e)Fig.8　 The reservoir correlation of Sarvak along north to south in A oilfield, Iran (a), The Sarvak palaeogeomorphology map of the Cenomanian of upper Cretaceous, before 96 Ma (b); The Sarvak palaeogeomorphology map of the Miocene, before 6 Ma (c); The Sarvak current structure map (d, e)

圖9　伊朗A油田Sarvak層微裂縫特征巖芯薄片示意圖a. Sar-5，巖芯照片，含油性呈油斑狀，與被泥質(zhì)充填早期裂縫及晚期開啟性裂縫相連；b. Sar-6，含油呈油斑狀，油漬狀相連成帶，見開啟晚期微裂縫，縫面光滑；c：Sar-4，薄片照片，多期次形成微裂縫；d. Sar-5，薄片照片，油斑區(qū)取樣，垂向距C-T邊界70 m，見與大氣水有關(guān)的生屑鑄?？?；e. Sar-5，半充填早期溶蝕擴(kuò)大縫。Fig.9　The micro-fracture characteristics of the Sarvak in A oilfield, Iran

前述Sar-4,5,6層儲(chǔ)層主體有效孔隙類型為灰泥溶孔群，生屑鑄?？椎?。對(duì)遠(yuǎn)離層序邊界儲(chǔ)層巖芯含油性較好油斑區(qū)取樣薄片分析同樣可見大量與大氣水溶蝕相關(guān)的生屑鑄?？?圖9d)。由于本油田古圈閉形成地層形變和S層沉積同期發(fā)生，同時(shí)層序邊界發(fā)生過溶蝕強(qiáng)度較強(qiáng)的準(zhǔn)同生巖溶，早期形成微裂縫可作為流體垂向運(yùn)移通道誘導(dǎo)大氣水進(jìn)入地層深部并沿縫及圍巖進(jìn)行溶蝕，形成溶縫及灰泥溶蝕孔，如果圍巖富含可溶性生屑則能溶蝕為鑄?？兹?，形成局部高孔區(qū)大幅提升儲(chǔ)層儲(chǔ)集能力。后期埋藏成巖過程中部分溶縫和孔隙被膠結(jié)充填，晚期圈閉二次大幅調(diào)整導(dǎo)致巖石破裂作用再次增強(qiáng)并形成微裂縫，這些晚期開啟裂縫雖不提升儲(chǔ)層儲(chǔ)集性，但可增加巖體滲透性，目前本區(qū)低孔高滲儲(chǔ)層多受這些裂縫所影響。由于S層成藏和圈閉二次調(diào)整時(shí)間耦合關(guān)系較好[7]，這些晚期微裂縫網(wǎng)絡(luò)同時(shí)作為油氣疏導(dǎo)通道誘導(dǎo)烴類流體進(jìn)入儲(chǔ)層早期形成孔隙內(nèi)，形成致密灰?guī)r巖體內(nèi)受裂縫控制的零星，斑狀或連片網(wǎng)狀分布含油特征，巖芯則表現(xiàn)為不同級(jí)別油侵，油斑，油漬，巖石“破碎”程度越高，含油性越好現(xiàn)象(圖2、圖9a，b)。就力學(xué)角度而言，早期古圈閉脊部，后期構(gòu)造變形轉(zhuǎn)折端等應(yīng)力集中區(qū)為易發(fā)生巖石破裂區(qū)域。平面上位于原古隆起(地層形變區(qū))a，b井儲(chǔ)層性質(zhì)受微裂縫影響明顯較非這類區(qū)域的c，d井更大(圖7e)。從早期探井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)來看，位于構(gòu)造應(yīng)力相對(duì)集中區(qū)域，生產(chǎn)層位為Sar-4,5,6層的單井生產(chǎn)能力也明顯優(yōu)于其他區(qū)域井。

4結(jié)論及建議

4.1結(jié)論

本區(qū)Sarvak組儲(chǔ)層巖性以富含厚殼蛤、有孔蟲、鈣化藻和浮游有孔蟲等生屑的顆?；?guī)r和白堊灰?guī)r為主，整體受多期巖溶作用影響明顯，儲(chǔ)集空間以鑄模孔，溶孔，溶洞，基質(zhì)灰泥溶孔和微裂縫為主。根據(jù)孔滲關(guān)系及孔隙結(jié)構(gòu)特征可劃分出孔洞孔隙型，裂縫孔隙型，孔隙型和致密非儲(chǔ)層四類，最有利儲(chǔ)層為孔洞—孔隙型，巖性主要為富厚殼蛤碎屑顆粒灰?guī)r，次要儲(chǔ)層為裂縫—孔隙型和孔隙型，巖性主要為富有孔蟲碎屑白堊灰?guī)r。儲(chǔ)層主控因素為層內(nèi)三級(jí)層序界面，古地貌隆起和巖石破裂作用。層內(nèi)層序界面控制最有利儲(chǔ)層垂向位置，古地貌隆起控制儲(chǔ)層性質(zhì)平面分布，巖石破裂作用則控制層序內(nèi)的厚度較大的白堊類儲(chǔ)層整體性質(zhì)及含油性。

4.2建議

根據(jù)本區(qū)與鄰油田S層之間差異性，結(jié)合目前儲(chǔ)層特征及主控因素認(rèn)識(shí)提出勘探開發(fā)建議：

(1) 由于陸架邊緣巖隆帶位于古地貌高點(diǎn)，S層頂部層序地層剝蝕嚴(yán)重，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層不位于層頂部中東區(qū)域不整合面之下，而主要受控于層內(nèi)三級(jí)層序界面，垂向最有利儲(chǔ)層為層序頂部的富厚殼蛤碎屑灰?guī)r層。對(duì)開發(fā)而言，對(duì)這些邊界識(shí)別對(duì)垂向優(yōu)先開發(fā)層位選擇具有重要意義。

(2) 前人研究認(rèn)為中東兩伊地區(qū)阿拉伯走向油田由于其古隆起(早期圈閉)形成與儲(chǔ)層沉積為同一地質(zhì)時(shí)期。S層內(nèi)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層富厚殼蛤生物層等厚線分布與油田構(gòu)造形態(tài)一致，構(gòu)造高部位脊部區(qū)為儲(chǔ)層有利發(fā)育區(qū)，該認(rèn)識(shí)在本研究區(qū)西部的Rumaila和Zubair油田獲得證實(shí)[19,30]。前述本區(qū)圈閉受阿爾卑斯和扎格羅斯兩期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，經(jīng)歷了早期隆起，緩慢擠壓成型，晚期二次調(diào)整構(gòu)造反轉(zhuǎn)變化過程，原古地貌高部位(古圈閉位置)和現(xiàn)今構(gòu)造已完全不匹配，為經(jīng)過“改造”的阿拉伯走向油田。因此，本區(qū)有利儲(chǔ)層平面分布不受現(xiàn)今構(gòu)造控制，而主要位于現(xiàn)今北構(gòu)造高點(diǎn)中西部區(qū)域原古地貌高部位區(qū)域內(nèi)(圖9e)。Sepehr[25]曾分析認(rèn)為扎格羅斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)所引起的板塊推覆應(yīng)力目前傳遞至油田所處的盆緣區(qū)并持續(xù)向西南向進(jìn)行當(dāng)中，部分該區(qū)內(nèi)早期圈閉受此影響發(fā)生二次調(diào)整變形。對(duì)盆緣區(qū)油田而言，明確油田是否發(fā)生過構(gòu)造二次變形及明確原古地貌特征為確定平面有利優(yōu)先勘探開發(fā)區(qū)的關(guān)鍵。

(3) 巨厚油層和寬廣含油面區(qū)為中東地區(qū)油田儲(chǔ)量巨大原因之一。本區(qū)Sar-4,5,6地層厚度介于80～110 m之間，計(jì)算儲(chǔ)量占油田總儲(chǔ)量比例較大。而對(duì)這類白堊儲(chǔ)層而言，巖石破裂作用強(qiáng)弱對(duì)其油層厚度，孔隙度，含油飽和度等具有較大影響。而巖石破裂作用受多種因素控制影響，微裂縫分布范圍，強(qiáng)弱程度在區(qū)域內(nèi)具有較大不確定性，這類儲(chǔ)層的平面分布穩(wěn)定性，含油性與緊鄰層序邊界的Sar-3和Sar-8層不能相提并論，在鉆井較少的油田評(píng)價(jià)早期難以對(duì)其十分精確的評(píng)價(jià)。因此，前期對(duì)縱向不同層系儲(chǔ)量進(jìn)行分類評(píng)價(jià)和風(fēng)險(xiǎn)預(yù)估對(duì)項(xiàng)目評(píng)價(jià)選擇，開發(fā)指標(biāo)設(shè)定具有重要的意義。

參考文獻(xiàn)(References)

1杜洋，衣英杰，辛軍，等. 伊朗SA油田Sarvak油藏大幅度傾斜油水界面成因探討[J]. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2015，37(2)：187-193.[Du Yang, Yi Yingjie, Xin Jun, et al. Genesis of large-amplitude tilting oil-water contact in Sarvak Formation in South Azadegan Oilfield, Iran[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2015, 37(2): 187-193. ]

2張震，李浩武，段宏臻，等. 扎格羅斯盆地新生界Asmari-Gachsaran成藏組合地質(zhì)特征及成藏模式[J]. 石油與天然氣地質(zhì)，2012，33(2)：190-199.[Zhang Zhen, Li Haowu, Duan Hongzhen, et al. Geological characteristics and hydrocarbon accumulation model of the Cenozoic Asmari-Gachsaran play, Zagros Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2012, 33(2): 190-199. ]

3段海崗，周長(zhǎng)遷，張慶春，等. 中東油氣富集區(qū)成藏組合特征及其勘探領(lǐng)域[J]. 地學(xué)前緣，2014，21(3)：118-126.[Duan Haigang, Zhou Changqian, Zhang Qingchun, et al. The plays character of the abundant hydrocarbon area in the Middle East and their exploration potential[J]. Earth Science Frontiers, 2014, 21(3): 118-216. ]

4杜洋，辛軍，陳杰，等. 基于儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)的厚殼蛤建隆沉積模式——以伊朗SA油田為例[J]. 沉積學(xué)報(bào)，2015，33(6)：[Du Yang, Xin Jun, Chen Jie, et al. The Rudist-buildup depositional model based on reservoir architecture—example from the Sarvak reservoir of the SA oil field, Iran[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2015, 33(6):]

5劉輝，郭睿，董俊昌，等. 伊朗南阿扎德甘油田Sarvak 油藏產(chǎn)能評(píng)價(jià)及影響因素[J]. 石油勘探與開發(fā)，2013，40(5)：585-590.[Liu Hui, Guo Rui, Dong Junchang, et al. Productivity evaluation and influential factor analysis for Sarvak reservoir in South Azadegan oil field, Iran[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(5): 585-590. ]

6徐德軍，張文才，杜秀娟，等. 伊朗扎格羅斯盆地白堊質(zhì)灰?guī)r儲(chǔ)層特征及開發(fā)建議[J]. 石油實(shí)驗(yàn)地質(zhì)，2010，32(1)：15-18.[Xu Dejun, Zhang Wencai, Du Xiujuan, et al. Reservoir characteristics and development suggestion of chalky limestone in the Zagros Basin, Iran[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2010, 32(1): 15-18. ]

7Bordenave M L, Hegre J A. The influence of tectonics on the entrapment of oil in the Dezful embayment, Zagros foldbelt, Iran[J]. Journal of Petroleum Geology, 2005, 28(4): 339-368.

8Beiranvand B, Ahmadi A, Sharafodin M. Mapping and classifying flow units in the upper part of the mid-Cretaceous Sarvak formation (Western Dezful Embayment, SW Iran) based on a detemination of reservoir types[J]. Journal of Petroleum Geology, 2007, 30(4): 357-373.

9Ghabeishavi A, Vaziri-Moghaddam H, Taheri A, et al. Microfacies and depositional environment of the Cenomanian of the Bangestan anticline, SW Iran[J]. Journal of Asian Earth Sciences, 2010, 37(3): 275-285.

10James G A, Wynd J G. Stratigraphic nomenclature of Iranian Oil Consortium Agreement Area[J]. AAPG Bulletin, 1965, 49(12): 2182-2245.

11Murris R J. Middle East: Stratigraphic evolution and oil habitat[J]. AAPG Bulletin, 1980, 64(5): 597-618.

12Motiei H. Geology of Iran: Stratigraphy of Zagros[M]. Tehran: Geological Survey of Iran Publication (in Farsi), 1994.

13Alsharhan A S. Facies variations, diagenesis, and exploration potential of the Cretaceous rudist-bearing carbonates of the Arabian Gulf[J]. AAPG Bulletin, 1995, 79(4): 531-550.

14Hajikazemi E, Al-Aasm I S, Coniglio M. Subaerial exposure and meteoric diagenesis of the Cenomanian- Turonian upper Sarvak formation, southwestern Iran[J]. Geological Society, London, Special Publications, 2010, 330(1): 253-272.

15Hajikazemi E, Al-Aasm I S, Coniglio M. Chemostratigraphy of Cenomanian- Turonian carbonates of the Sarvak Formation, Southern Iran[J]. Journal of Petroleum Geology, 2012, 35(2): 187-206.

16Mehrabi H, Rahimpour-Bonab H. Paleoclimate and tectonic controls on the depositional and digenetic history of the Cenomanian-early Turonian carbonate reservoirs, Dezful Embayment, SW Iran[J]. Facies, 2014, 60(1): 147-167.

17Rahimpour-Bonab H, Mehrabi H, Enayati-Bidgoli A H, et al. Coupled imprints of tropical climate and recurring emersions on reservoir evolution of a mid-Cretaceous carbonate ramp, Zagros Basin, southwest Iran[J]. Cretaceous Research, 2012, 37: 15-34.

18Rahimpour-Bonab H, Mehrabi H, Navidtalab A, et al. Flow unit distribution and reservoir modelling in Cretaceous carbonates of the Sarvak Formation,Abteymouroilfield, Dezful Embayment, SW Iran[J]. Journal of Petroleum Geology, 2012, 35(3): 213-236.

19Sadooni F N. The nature and origin of Upper Cretaceous basin-margin rudist buildups of the Mesopotamian Basin, southern Iraq, with consideration of possible hydrocarbon stratigraphic entrapment[J]. Cretaceous Research, 2005, 26(2): 213-224.

20Hay W W. Evolving ideas about the Cretaceous climate and ocean circulation[J]. Cretaceous Research, 2008, 29(5/6): 725-753.

21Heydari E. Tectonics versus eustatic control on supersequences of the Zagros Mountains of Iran[J]. Tectonophysics, 2008, 451(1/2/3/4): 56-70.

22Aqrawi A A M, Thehni G A, Sherwani G H, et al. Mid-Cretaceous rudist-bearing carbonates of the Mishrif Formation: an important reservoir Sequence in the Mesopotamian basin, Iraq[J]. Journal of Petroleum Geology, 1998, 21(1): 57-82.

23Al-Dabbas M, Al-Jassim J, Al-Jumaily S. Depositional environments and porosity distribution in regressive limestone reservoirs of the Mishrif Formation, Southern Iraq[J]. Arabian Journal of Geosciences, 2010, 3(1): 67-78.

24Alsharhan A S, Nairn A E M. Carbonate platform models of Arabian Cretaceous reservoirs[M].// Simo J A T, Scott R W, Masse J P. Cretaceous Carbonate Platforms. American Association of Petroleum , 1993: 173-184.

25Sepehr M, Cosgrove J W. Structural framework of the Zagros Fold- Thrust Belt, Iran[J]. Marine and Petroleum Geology, 2004, 21(7): 829-843.

26Setudehnia A. The Mesozoic succession in S. W. Iran and adjacent areas[J]. Journal of Petroleum Geology, 1978, 1(1): 3-42.

27Taghavi A A, M?rk A, Emadi M A. Squence stratigraphically controlled diagenesis governs reservoir quality in the carbonate Dehluran Field, southwest Iran[J]. Petroleum Geoscience, 2006, 12(2): 115-126.

28吳熙純，王權(quán)鋒，Sun Shaoqing. 碳酸鹽巖白堊狀結(jié)構(gòu)成巖環(huán)境及成因[J]. 古地理學(xué)報(bào)，2010，12(1)：1-16.[Wu Xichun, Wang Quanfeng, Sun Shaoqing. Chalky texture diagenetic environments and genesis of carbonate rocks[J]. Journal of Palaeogeography, 2010, 12(1): 1-16. ]

29張寶民，劉靜江. 中國巖溶儲(chǔ)集層分類與特征及相關(guān)的理論問題[J]. 石油勘探與開發(fā)，2009，36(1)：12-29.[Zhang Baomin, Liu Jingjiang. Classification and characteristics of karst reservoirs in China and related theories[J]. Petroleum Exploration and Development, 2009, 36(1): 12-29. ]

30Gaddo J Z H. The Mishrif formation palaeoenvironment in the Rumaila/Tuba/Zubair region of S. Iraq[J]. Journal of the Geological Society of Iraq, 1971, 4: 1-12.

Characteristics and Main Controlling Factor of the Upper Cretaceous Sarvak Reservoir, SouthWest Iran

DU Yang1,2ZHENG ShuFen2GONG Xun2CHEN QiuShi2WANG Juan2XIN Jun2CHEN Jie2

(1. Southwest Petroleum Universtiy, Chengdu 610000, China;2. Geology and Exploration Research Institute of CCDC, CNPC, Chengdu 610051, China)

Abstract:This paper studys on the characteristics and main controlling factors of the upper Cretaceous Sarvak reservoir by the coring, section, SEM, well logging and 3D seismic data. The study area is the Azadegan oilfield of the SouthWest, Iran and which situated in the “hot zone” of the Zagros foreland basin nowadays. The main lithology of the Sarvak is the limestone and chalk limestone which is abundant of the rudist, foraminifer debris. The reservoir is influenced by the multi-stage of the karstification effect and the effect reservoir space is the moldic pore, cavern, vug, and mud matrix dissolved pore. According to the MISC, por-per relationship and lithology, we divided the reservoir into four types that are vug-pore, fracture-pore, matrix pore and non-reservoir. The optimum is the vug-pore and the mainly is the rudist bearing reservoir, and the secondary reservoir is the fracture-pore and the matrix pore reservoir, and mainly is the foraminifer bearing chalk limestone. The reservoir main controlling factor are the 3rd Squence boundary, palaeogeomorphology of the depositional time and rock fracturing by the multi-stage tectonic activities. The Squence boundary control the vertical position of optimum reservoir, the palaeogeomorphology control the lateral reservoir quality distribution, and the rock fracturing control the oiliness property of the chalky limestone. According to these findings, we propose the development suggestions as below: Clearing the 3rdsequence boundary of inner formation and the paleo-high of depositional time is the critical factors to select the favorable vertical develop zone and lateral develop area. The reservoir quality and oiliness of the thick chalk limestone is influenced by the rock fracturing, and is more unstable compare with the reservoir zone near the sequence boundary. So, at the early stage of the field development, we should consider the grading evaluation criteria in the reserves calculation.

Key words:Iran; Zagros Basin; Sarvak; Karsitfication; reservoir controlling factor; development suggestion

中圖分類號(hào)P618.13

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼A

作者簡(jiǎn)介第一杜洋男博士工程師中東地區(qū)碳酸鹽儲(chǔ)層地質(zhì)及油氣成藏研究E-mail:157762166@qq.com

基金項(xiàng)目:中國石油天然氣集團(tuán)公司重大科技專項(xiàng)(11.2011E-2501.X.01)[Foundation: Key Science and Technology Programs of China National Petroleum Company, No.11.2011E-2501.X.01]

收稿日期：2015-04-07； 收修改稿日期： 2015-05-20

doi:10.14027/j.cnki.cjxb.2016.01.013

文章編號(hào)：1000-0550(2016)01-0137-12