濱里海盆地東緣北特魯瓦油田石炭系層序地層與沉積演化特征*

陳燁菲 趙 倫 侯 玨 李 毅 王淑琴 李建新

中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083

哈薩克斯坦濱里海盆地東緣石炭系發(fā)育碳酸鹽巖儲集層，中石油在該區(qū)域擁有4個開發(fā)區(qū)塊（讓納若爾、北特魯瓦、肯基亞克鹽上和鹽下油田）和1個勘探區(qū)塊 （中區(qū)塊）（李永宏和Burlin，2005；錢桂華，2005；胡楊，2014；張荻萩等，2016）。其中，北特魯瓦油田為大型帶凝析氣頂弱揮發(fā)復雜碳酸鹽巖油藏，主要含油層系位于中上石炭統(tǒng)，包括KT-Ⅰ和KT-Ⅱ2個油層組，中間為350m厚的陸源碎屑巖隔層。

對于該區(qū)層序地層、沉積方面前人已經有了部分研究，如苗錢友等 （2013）通過探井資料在研究區(qū)識別出6個不整合面、2個最大海泛面和6個巖性、巖相面，基于此將石炭系劃分成5個二級層序（自下而上依次為SS1－SS5）和11個三級層序 （依次為S1－S11）；胡源等 （2013）以巖—電—震相結合的手段，通過淹沒不整合面和暴露間斷面等層序界面的分級識別與分析，將研究區(qū)KT-Ⅰ油層組劃分為3個四級層序、9個五級層序；伊碩等（2017）則在沉積相的研究中將KT-Ⅱ油層組劃分為1個半三級層序和9個四級層序。但由于取心資料的缺乏及層序劃分方案混亂等因素，一定程度制約了對北特魯瓦油田沉積期古地貌的認識。傳統(tǒng)觀點認為：濱里海盆地東緣整體為北東—南西走向的斷背斜構造，在晚石炭世受到海西構造運動影響，導致KT-Ⅰ油層組頂部碳酸鹽巖地層整體抬升并遭受區(qū)域性暴露剝蝕，部分井缺失A1和A2小層，研究區(qū)內KT-Ⅰ油層組被剝蝕后再沉降，也即在研究區(qū)內部也存在西高東低的沉積古地貌特征。近年來鉆井、測井、地震等資料的進一步更新，發(fā)現(xiàn)前人認為的 “西高東低剝缺后沉降充填”的理論存在一定問題，并且目前方案對于指導北特魯瓦地區(qū)的精細儲集層表征及勘探開發(fā)等工作存在一定障礙。

作者以北特魯瓦油田石炭系KT-Ⅰ和KT-Ⅱ油層組為研究對象，結合鉆井取心、測井、地震等資料對石炭系進行系統(tǒng)的層序劃分，建立研究區(qū)層序地層格架。同時，深入探討研究區(qū)層序格架下的古地貌演化特征與云巖儲集層分布的潛在聯(lián)系，厘清古地理格局和有利相帶同優(yōu)質儲集層的發(fā)育展布關系，以期為油田三維精細儲層表征、開發(fā)技術調整及濱里海地區(qū)戰(zhàn)略選區(qū)提供合理有效的勘探地質基礎。

1 區(qū)域地質背景

濱里海盆地是晚元古代至早古生代的克拉通盆地，位于俄羅斯地臺東南緣，占地面積達55×104km2，沉積厚度約25 km （錢桂華，2005）。盆地東、東南和南部為海西褶皺帶，北和西為伏爾加—烏拉爾構造單元 （Ronchietal.，2010）。濱里海盆地的形成演化主要經歷了早古生代的裂谷盆地、古生代的克拉通邊緣拗陷盆地和晚二疊世后的弧后—前陸盆地等3個階段 （Zonenshainetal.，1990；陳榮林等，2006；Ronchietal.，2010）。以下二疊統(tǒng)孔谷階鹽丘構造巖沉積為界，盆地可劃分為鹽下層系、含鹽層系和鹽上層系 （劉洛夫和朱毅秀，2002），其中鹽下層系為下泥盆統(tǒng)—下二疊統(tǒng)沉積地層組合，包括巨厚的碎屑巖和碳酸鹽巖沉積層序（梁爽等，2020）。

北特魯瓦油田位于濱里海盆地東緣中部（圖1－A，1－B），東側緊鄰烏拉爾褶皺帶，作為主要的油氣聚集帶之一，目前在研究區(qū)及其鄰區(qū)已發(fā)現(xiàn)了與鹽構造密切相關的肯基亞克、讓納若爾、西涅利尼、科扎賽依和卡拉丘別等油氣田 （楊孝群等，2011）。石炭系作為北特魯瓦油田鹽下巨厚含油層系，自下而上可分為KT-Ⅱ油層組 （根據(jù)實際資料掌握情況，本次KT-Ⅱ油層組的研究范圍主要為Д2－Г1小層）、MKT混積巖層及KT-Ⅰ油層組，其中石炭系與泥盆系、二疊系均為不整合接觸，石炭系內部存在多幕式的區(qū)域性不整合面（圖1－C）。

2 層序地層劃分

2.1 層序劃分依據(jù)

層序地層學研究的對象是等時地層格架內的1套有成因聯(lián)系的地層 （姜在興，2012；李峰峰等，2019）。不同級別的層序持續(xù)時間不同，在各層序級別的規(guī)模劃分上，不同的劃分方案存在明顯的差別，這也是導致目前層序地層劃分比較混亂的原因（趙中平等，2009；胡源等，2013；苗錢友等，2013；伊碩等，2017）。目前在國內外的碳酸鹽巖層序地層學研究中常采用Vail（1977）的劃分方案（Mitchumetal.，1977；Chenetal.，2011；周瑞琦等，2018），故作者以該方案對研究區(qū)層序進行相關劃分。

碳酸鹽巖層序界面可以利用地震資料、野外露頭資料、鉆測井資料，通過地震反射特征、巖性巖相轉換面、特殊的成巖變化 （如大氣淡水的淋濾和膠結作用、古土壤化、白云巖化等）和地層疊加樣式 （進積／退積樣式）的改變來識別 （Melezhiketal.，2004；Brettetal.，2009；Kohletal.，2014）。大尺度的層序識別最有效的方式是通過地震反射特征來進行 （Weberetal.，2003；Kenteretal.，2010；Collinsetal.，2013），小尺度的層序識別主要借助于野外露頭和鉆測井資料 （McLaughlinetal.，2004； 王媛等，2017； Beavington-Penneyetal.，2019）。已有的研究表明，在層序界面附近會出現(xiàn)古生物化石的明顯斷帶、成巖作用的變化以及地球化學異常，如Zr、Cr、Co、Pb、Mn、Cu、V、Pb、Ti等示蹤元素的異常 （吳峰等，2016；李峰峰等，2019）。

濱里海盆地東緣的石炭系縱向上由下到上依次為Visean階碎屑巖段、KT-Ⅱ碳酸鹽巖段、MKT砂泥巖段和KT-Ⅰ碳酸鹽巖段，這4個巖性段局部存在穿時現(xiàn)象。通過選取區(qū)域構造演化、海平面升降、地層巖性變化等要素進行分析，對濱里海盆地東緣石炭系進行層序劃分。石炭系沉積時間為297～332Ma（約35Ma）（王向東等，2019），其中，KT-Ⅰ油層組沉積時間約13Ma，KT-Ⅱ油層組沉積時間約19Ma。在層序時間規(guī)模的控制下，結合層序的巖性特征和疊置樣式特征可將KT-Ⅰ油層組劃分為3個半三級層序和9個四級層序，KT-Ⅱ油層組可劃分出3個三級層序和8個四級層序（圖2）。

圖2 濱里海盆地北特魯瓦油田石炭系層序地層、界面特征、構造演化示意圖Fig.2 Schematic diagram showing the Carboniferous sequence stratigraphy，interface characteristics and structural evolution in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

2.2 典型層序界面特征

2.2.1 地震層序界面識別

根據(jù)地震地層學原理，以削蝕、頂超、上超、下超等地震反射的終端模式為依據(jù)，劃分出不整合面并連接到相應的整合面以后，主要識別出7個地震層序界面T1、T2、T3、T4、T5、T6和T7（圖3）。

圖3 濱里海盆地北特魯瓦油田石炭系地震層序界面特征Fig.3 Seismic sequence boundary characteristics of the Carboniferous in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

通過區(qū)內連井地震地層標定剖面分析，區(qū)內三級層序界面SB7標定為強振幅波峰，全區(qū)連續(xù)可追蹤，局部為中弱振幅特征，對應地震層序界面T7；三級層序界面SB6以中—強振幅波谷為主，對應地震層序界面T6；三級層序界面SB5為中振幅波峰的上過零點，局部為弱振幅的波峰反射，對應地震層序界面T5；三級層序界面SB4為強振幅波谷反射的上過零點，全區(qū)連續(xù)可追蹤，對應地震層序界面T4；三級層序界面SB3標定為強振幅波峰反射，全區(qū)可連續(xù)追蹤，對應地震層序界面T3；三級層序界面SB2標定為波峰反射，全區(qū)連續(xù)可追蹤，局部為弱振幅特征，對應地震層序界面T2；三級層序界面SB1為中—強波谷的上過零點，對應地震層序界面T1（圖3）。

2.2.2 鉆井層序界面識別

本次對濱里海盆地東緣石炭系進行層序劃分時，主要利用了以下4種標志識別鉆井層序界面：（1）巖性巖相突變面；（2）沉積間斷暴露剝蝕面；（3）旋回疊加樣式轉換面；（4）GR值的正向漂移特征。在明確劃分方案及原則的基礎上，結合前人區(qū)域研究成果、巖心巖性特征、測井曲線中伽馬、聲波、電阻率等變化的幅度及形狀等特征，開展濱里海盆地東緣北特魯瓦油田石炭系KT-Ⅱ到KT-Ⅰ的層序界面識別，共識別出7個三級層序界面，從下向上依次為SB1，SB2，SB3，SB4，SB5，SB6，SB7（圖3；圖4）。

圖4 濱里海盆地北特魯瓦油田石炭系鉆井層序界面特征Fig.4 Characteristics of sequence boundary of the Carboniferous drilling sequence in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

1）SB1層序界面。為石炭系莫斯科階和巴什基爾階地層的分界面，界面之上為KT-Ⅱ油層組中的Г層，界面之下為KT-Ⅱ油層組中的Д層。巖性主要為亮晶顆?；?guī)r、泥晶顆粒灰?guī)r和淺灰色泥晶灰?guī)r；在測井曲線上，二者之間界面處可見GR值變大，AC變化相對不明顯（圖4－A）。

2）SB2層序界面。為Г4小層與Г3小層分界面，以泥巖出現(xiàn)及暴露面確定SB3界面 （取心井均未取到界面處，但臨近界面處的取心可見大量暴露特征，如CT－4井）。在測井曲線上，二者之間界面處可見GR值變大，AC減小，泥質含量增加，電阻率升高（圖4－B）。

3）SB3層序界面。為KT-Ⅱ油層組和上覆MKT層的分界面，該界面為區(qū)域性抬升形成的不整合面，具明顯的巖性突變。界面之下為KT-Ⅱ油層組的淺灰色泥晶灰?guī)r和泥晶生屑灰?guī)r，界面之上為灰黑色泥巖、泥灰?guī)r、泥質粉砂巖。在測井曲線上可見界面之上曲線發(fā)生明顯突變，GR值、AC值、中子測井孔隙度急劇增加，為大幅度變化齒狀曲線，電阻率值降低，泥質含量增加，可推斷為海平面迅速上升使得大段泥巖發(fā)育，沉積環(huán)境發(fā)生改變（圖4－C）。

4）SB4層序界面。以碳酸鹽巖逐漸變純且少量泥巖出現(xiàn)確定SB4界面。MKT碎屑巖沉積后期基準面升高的速率逐漸變慢，進入高位體系域，由于碎屑物源注入的減少，在局部地區(qū)形成間歇性的碳酸鹽沉積環(huán)境。因此，在界面之下巖性呈現(xiàn)泥晶灰?guī)r、顆?；?guī)r和泥巖的互層，而界面之上則為穩(wěn)定的大套碳酸鹽巖沉積。測井曲線上總體表現(xiàn)為GR和AC曲線的響應逐漸減小、電阻率逐漸升高，且曲線嚴重鋸齒化（圖4－D）。

5）SB5層序界面。界面之上為上石炭統(tǒng)卡西莫夫階，界面之下為中石炭統(tǒng)莫斯科階，莫斯科階與上覆卡西莫夫階呈不整合接觸關系。根據(jù)區(qū)域地質資料，KT-Ⅰ油層組上部的卡西莫夫階Б油層組和KT-Ⅰ油層組下部的上莫斯科亞階穆雅奇科夫層В油層組是不整合接觸關系；鉆井資料顯示，該界面為巖—電突變界面。界面下部發(fā)育巖性相對較單一的灰?guī)r，測井曲線值相對較?。唤缑嬷习l(fā)育白云巖、灰?guī)r、泥灰?guī)r等，曲線為中幅微齒，呈漏斗狀形態(tài)（圖4－E）。

6）SB6層序界面。為A3與A2小層分界面，以泥巖出現(xiàn)及暴露面確定SB6界面 （取心井均未取到界面處，但臨近界面處的取心可見大量暴露特征，如CT－4井）。測井曲線上表現(xiàn)為低GR、低AC和高電阻特征，此外，當上覆膏巖較發(fā)育時，電阻率曲線會呈現(xiàn)異常高值（圖4－F）。

7）SB7層序界面。為石炭系頂界與二疊系之間的區(qū)域性不整合面，該界面處巖性發(fā)生突變，層序界面下為石炭系的碳酸鹽沉積，層序界面之上為二疊系的碎屑巖沉積。測井曲線界面之下GR、AC曲線為幅度變化小的低值，為平穩(wěn)持續(xù)沉積的碳酸鹽巖；界面之上GR曲線發(fā)生突變，GR值變大，呈正向齒狀，密度降低，AC值明顯增加，為海平面持續(xù)上升的深水泥巖沉積（圖4－F）。

3 層序地層特征

3.1 層序內部特征

本次研究以資料較為詳實的CT－4井為例，對目的層段內鉆測井資料相對較全的7個三級層序進行詳細分析（圖5）。

圖5 濱里海盆地北特魯瓦油田CT－4井石炭系層序地層綜合柱狀圖Fig.5 Comprehensive column chart showing the Carboniferous sequence stratigraphy of CT－4 Well in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

1）三級層序SQ1。SQ1層序包括KT-Ⅱ油層組Д3、Д2和Д1小層，由于鉆井深度差異，大部分井未鉆遇Д3小層。據(jù)現(xiàn)有的資料，該層序未發(fā)現(xiàn)海侵體系域 （TST）沉積，主要為高位體系域（HST）沉積，發(fā)育亮晶顆粒灰?guī)r、亮晶鮞?；?guī)r和泥晶顆?；?guī)r等，指示水體逐漸變淺，且處于水體動蕩的環(huán)境。GR和AC為低幅低值，電阻率曲線變化劇烈。

2）三級層序SQ2。SQ2層序包括KT-Ⅱ油層組Г6、Г5、Г4小層，沉積類型為碳酸鹽巖開闊臺地顆粒灘與灘間海交互沉積，其海侵體系域（TST）發(fā)育規(guī)模較小，巖性為亮晶顆?；?guī)r、溶孔灰?guī)r和泥質灰?guī)r，GR呈高值，電阻率曲線顯示為鐘型—指狀復合狀，海平面逐漸上升，偶見有薄層泥巖發(fā)育，測井曲線為突變特征；SQ2高位體系域 （HST）為Г6層中段到Г4小層的頂界面，巖性為亮晶顆粒灰?guī)r，基本無泥質，GR、AC曲線變化幅度較小，電阻率為高值。

3）三級層序SQ3。SQ3層序包括KT-Ⅱ油層組Г3、Г2、Г1小層，主要發(fā)育低能灘、灘間海等微相。高位體系域 （HST）和海侵體系域 （TST）的主要巖性為亮晶生屑灰?guī)r、藻團塊灰?guī)r夾泥巖、含泥質泥晶灰?guī)r，僅在最大海泛面處發(fā)育泥質細晶灰?guī)r。測井曲線在SQ3層序頂界面處有明顯的突變現(xiàn)象，界面之上相變?yōu)榛旆e陸棚相沉積。

4）三級層序SQ4。SQ4層序由莫斯科階的MKT油層組和KT-Ⅰ油層組B5小層組成，底界面為KT-Ⅱ油層組Г1小層頂，頂界面為B5小層的顆粒灘沉積。海侵體系域 （TST）由陸棚相沉積組成，主要發(fā)育褐灰色灰質泥巖、巖屑砂巖等，厚約350m，在最大海泛面處發(fā)育約30m的褐灰色灰質泥巖層。高位體系域 （HST）陸源碎屑逐漸減少，碳酸鹽沉積逐漸增多，并發(fā)育顆粒灘沉積，反映海平面變化逐漸趨于穩(wěn)定。

5）三級層序SQ5。SQ5層序由莫斯科階KT-Ⅰ油層組B4、B3、B2、B1這4個小層組成，主要發(fā)育顆粒灘及灘間海亞相，發(fā)育較為對稱的上下半旋回沉積。海侵體系域 （TST）以低能顆粒灘沉積及灘間海沉積為主，在最大海泛面處發(fā)育泥巖沉積，高位體系域 （HST）發(fā)育于B1、B2小層，巖性變化不大，以高能顆粒灘沉積為主，聲波曲線較平直，GR曲線上呈多個鐘型疊加反射。

6）三級層序SQ6。SQ6層序由KT-Ⅰ油層組Б2、Б1、A3小層組成，主要發(fā)育臺坪、潟湖、顆粒灘及灘間海亞相，海侵體系域 （TST）以潟湖、低能顆粒灘及灘間海沉積為主，巖性為生屑泥晶灰?guī)r、粉晶云巖夾少量泥巖，局部發(fā)育微孔粉晶云巖。GR曲線值增加，泥質含量較高，聲波曲線較為平直，電阻率曲線呈漏斗狀，水體能量較低。在最大海泛面處發(fā)育泥巖沉積；高位體系域 （HST）主要發(fā)育于A3小層，以云坪、顆粒灘相沉積為主，孔隙度、滲透率明顯增加，CNL曲線值逐漸增加，呈漏斗型，電阻值逐漸降低，為海平面上升的水退過程，水體明顯變淺。其中A3內部的顆粒灘由于回流滲透白云巖化作用 （王向東等，2019），云化為大量顆粒云巖沉積及殘余顆粒云巖沉積。

7）三級層序SQ7。SQ7層序包括KT-Ⅰ油層組A2小層，原始劃分的A1小層由于在研究區(qū)普遍存在相變和缺失，難以從二疊系初始海侵沉積中區(qū)別出來，因此將A1歸屬于二疊系。SQ7層序巖性相對于SQ6發(fā)生變化，除顆?；?guī)r外，還沉積硬石膏巖、泥質膏巖和泥巖 （CT－4井以低能顆粒巖沉積為主）。其海侵體系域 （TST）以高GR的泥晶灰?guī)r、泥巖沉積為主，高位體系域 （HST）則以顆?；?guī)r、膏巖、云巖沉積為主，測井曲線上表現(xiàn)出低伽馬、高密度、高電阻的膏巖層與高伽馬、低電阻泥巖互層，泥質含量逐漸減少。

3.2 層序縱向演化

通過對CT－4井等典型井層序地層發(fā)育特征進行研究（圖5），認為本區(qū)石炭系在縱向上經歷了以下沉積演化過程：三級層序SQ1、SQ2、SQ3沉積期，研究區(qū)以開闊臺地的顆粒灘與灘間海交互沉積為主，生屑顆粒多為藻類、有孔蟲、棘皮等，水體循環(huán)通暢、能量相對較高。到了三級層序SQ5沉積期，經歷了MKT期的混積陸棚沉積期后，研究區(qū)海平面逐漸趨于穩(wěn)定并開始下降，在三級層序SQ5的高位體系域中泥質含量逐漸減少并發(fā)育較純的碳酸鹽巖，沉積環(huán)境以開闊臺地相為主。三級層序SQ6與三級層序SQ7則主要以發(fā)育局限臺地相及蒸發(fā)臺地相沉積為特征，發(fā)育大套的云巖、膏鹽巖沉積，反映水體逐漸趨于蒸發(fā)環(huán)境，三級層序SQ7厚度較三級層序SQ6明顯有所減薄，云巖含量少于三級層序SQ6，但膏巖含量較三級層序SQ6明顯增多。

3.3 層序橫向分布特征

3.3.1 東西向等時地層格架

以東西向連井剖面KUN－4井—CT－62井—CT－4井—CT－52井為例（圖6），在KT-Ⅰ油層組內三級層序厚度SQ5＞SQ6＞SQ7，三級層序SQ7、SQ6、SQ5地層厚度向西逐漸減薄，在研究區(qū)西南方向存在明顯的古地貌低地。三級層序SQ6以灰?guī)r沉積為主，旋回頂部發(fā)育大量云巖沉積 （主要見于四級層序SQ62和SQ63中），包括晶粒云巖、顆粒云巖等，云巖厚值區(qū)主要位于研究區(qū)NW 方向，且厚度自西向東逐漸減薄。在KT-Ⅱ油層組內，各層序厚度差異不大，但有部分井未鉆穿目的層位 （三級層序SQ1不完整）。剖面內三級層序厚度表現(xiàn)為SQ1＞SQ2＞SQ3，以較單一的臺地相碳酸鹽顆粒灘沉積為主。研究區(qū)西北方向SQ1層序存在明顯地層超覆不整合特征，KT-Ⅰ地層缺失實為繼承性沉積充填所致，其在西北方向存在相變。

3.3.2 南北向等時地層格架

以A－7井—CT－4井—CT－25井—CT－54井對比剖面為例（圖7），在KT-Ⅰ油層組內三級層序厚度SQ5＞SQ6＞SQ7。研究區(qū)層序地層厚度分布較為平穩(wěn)，三級層序SQ7厚度呈中間厚、南北薄的特征，向南北兩側三級層序SQ5相對增厚。研究區(qū)外側以北三級層序SQ5逐漸變厚，研究區(qū)外側以南三級層序SQ5、SQ6、SQ7地層逐漸減薄。KT-Ⅱ油層組包括三級層序SQ1、SQ2、SQ3，其中SQ2與SQ3厚度差別不大，而SQ1相對較薄。三級層序SQ1主要在GAB－1井和B－1井鉆遇，2口井GR曲線以漏斗型、指狀為主，整體泥質含量較高，孔滲較差，儲集層不發(fā)育。三級層序SQ2基本均鉆遇，部分井 （W－1井、AL－2井）僅鉆遇四級層序SQ22，缺少四級層序SQ21。

圖7 北特魯瓦油田南北向石炭系等時地層格架Fig.7 Isochronous stratigraphic framework of the Carboniferous in north-south direction in North Troyes Oilfield

4 地質意義

4.1 三級層序格架下的古地貌—沉積演化特征

本次研究結合地震、鉆井、層序、取心井等研究資料，利用層序時間厚度圖、地層厚度等值線圖及沉積相單因素圖等，對研究區(qū)古地貌—沉積演化特征進行了研究，其古地理格局總體具有 “東臺西槽、北高南低”特征，進一步可將研究區(qū)古地貌—沉積演化劃分為3個階段：臺地初始隆坳分異期、差異抬升與沉積分異定型期以及臺地隆坳格局繼承發(fā)育期（圖8）。

圖8 北特魯瓦油田石炭紀臺地隆坳初始分異階段層序厚度等值線圖和古地貌恢復圖Fig.8 Isopach and restored palaeogeomorphologicalmaps of different sequences at stage of initial differentiation by uplift and depression of the Carboniferous carbonate platform in North Troyes Oilfield

4.1.1 臺地初始隆坳分異期

三級層序SQ2、SQ3是北特魯瓦油田重要的臺地初始隆坳分異期（圖8），該時期盆地處于賓夕法尼亞亞系巴什基爾階—莫斯科階早期，研究區(qū)地處烏拉爾海槽西側，伴隨著烏拉爾洋的消減及烏拉爾海槽的形成，研究區(qū)所處的濱里海盆地東緣隆起帶的初始隆坳分異格局開始形成。SQ2層序整體呈現(xiàn)出西北部和東南部較厚而中間較薄的厚度分異趨勢，厚值區(qū)沿研究區(qū)中心呈發(fā)散狀向四周增厚，呈帶狀展布，反映當時的古地貌開始出現(xiàn)高低起伏和隆坳相間的格局。沉積環(huán)境整體以開闊臺地相為主，水體流通性較好，進一步可劃分為高能灘、高能灘—低能灘、灘間海沉積，整體顆粒巖含量高，暗示沉積時水體能量較強。顆粒巖含量與地層厚度呈正相關，基本繼承正地貌發(fā)育顆粒灘、負地貌發(fā)育灘間海沉積，顆粒灘大致沿南北向似帶狀斷續(xù)展布（圖9－A）。至SQ3層序沉積期，層序厚度自東部和西部向中間減薄，繼續(xù)呈現(xiàn)出隆坳分異的古地貌格局，但仍以開闊臺地沉積為主，水體并未局限，受海平面相對升降的影響，高能灘規(guī)模相對SQ2層序有所增加，整體呈片狀分布，僅在西北部和東南部發(fā)育部分灘間海沉積（圖9－B）。

圖9 北特魯瓦油田石炭系三級層序格架下沉積相平面分布圖Fig.9 Planar distribution of sedimentary facies under the Carboniferous third sequence framework in North Troyes Oilfield

4.1.2 差異抬升與沉積分異定型期

三級層序SQ4為研究區(qū)差異抬升與沉積分異的定型期，處于賓夕法尼亞亞系莫斯科階中期（主要為MKT沉積階段）。該時期研究區(qū)仍處于海侵沉積背景，大量海水倒灌使得盆地水位變深，并沉積了大量混積陸棚相的陸源碎屑砂巖、泥巖及少量碳酸鹽巖薄層，但沉積格局并未發(fā)生明顯改變。

4.1.3 臺地隆坳格局繼承發(fā)育期

根據(jù)研究區(qū)古地貌—沉積演化特征，認為三級層序SQ5、SQ6、SQ7是隆坳格局分異的繼承發(fā)育期（圖10），該時期處于賓夕法尼亞系莫斯科階晚期—二疊紀早期，盆地東緣遭受強烈的造山運動影響，研究區(qū)自北向南開始發(fā)生明顯海退作用。SQ5層序主要形成于海退背景，但海退程度相對較弱，仍以開闊臺地沉積為主。研究區(qū)北部、東南部以及東部為古地貌高地，研究區(qū)西部及西南方向存在相變，地層厚度急劇減薄，發(fā)育斜坡—盆地相沉積，灘體沿斜坡呈近似弧狀展布（圖9－C）。隨著烏拉爾洋的逐漸關閉，海盆不斷受限，研究區(qū)發(fā)育了局限臺地和蒸發(fā)臺地相的沉積。SQ6層序古地貌整體呈現(xiàn)出東高西低的變化趨勢，灘體繼承性呈帶狀沿斜坡相展布。研究區(qū)西北側、西側為半局限—蒸發(fā)環(huán)境，東側受東部島鏈所提供的陸源碎屑影響以及自身障壁體系發(fā)育泥灰質潟湖沉積，地層厚度相對較大。高產區(qū)則主要位于研究區(qū)東緣隆坳分異所形成的 “兩灘夾一坪”體系中（圖9－D）。三級層序SQ7層序古地貌高地主要分布在東南部一帶，東側仍繼承性發(fā)育泥灰質潟湖沉積，高能灘主要分布在中部，呈片狀分布，西北部仍以局限環(huán)境為主，發(fā)育膏 （云）質潟湖沉積（圖9－E）。

圖10 北特魯瓦油田石炭紀臺地隆坳格局繼承發(fā)育階段層序厚度等值線圖和古地貌恢復圖Fig.10 Isopach and restored palaeogeomorphologicalmaps of different sequences at stage of inherited development of uplift and depression pattern of the Carboniferous carbonate platform in North Troyes Oilfield

4.2 隆坳格局與白云巖儲集層分布

A2、A3、Г3及Г4油層是北特魯瓦油田的主力儲集層，其中A3儲集層的孔滲物性最好，單層儲集層厚度大，分布較為集中 （胡源等，2013；王向東等，2019）。對比研究區(qū)不同儲集巖類物性數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，白云巖類儲集層的物性明顯優(yōu)于顆?；?guī)r類儲集層（表1），而在白云巖類儲集層中，殘余顆粒泥晶白云巖具有更好的物性特征，是研究區(qū)最主要的儲集巖。A3油層位于三級層序SQ6的高位體系域，是研究區(qū)白云巖發(fā)育的主要層位。根據(jù)繪制的SQ6層序地層厚度等值線圖顯示（圖10－B），地層整體呈東厚西薄特征，高顆粒巖含量區(qū)域呈帶狀展布，形成圍限式的隆坳格局分異，其中中部發(fā)育帶狀的顆粒灘沉積，灘體之間發(fā)育云坪、灰云質潟湖及膏云質潟湖沉積（圖9－D）。受隆坳格局控制，研究區(qū)內發(fā)育3種白云巖組合，即晶粒白云巖—顆粒白云巖組合、灰?guī)r—白云巖組合及膏巖—白云巖組合。

表1 北特魯瓦油田不同儲集巖物性統(tǒng)計Table 1 Statistics of physical properties of different reservoir rocks in Norte Troyes Oilfield

研究表明，云坪相以粉晶白云巖為主，孔隙度平均13.80%，滲透率平均20.20×10－3μm2；與云坪相相鄰處發(fā)育大量云化顆粒灘沉積，通過巖心觀察，發(fā)現(xiàn)部分殘余顆粒泥晶白云巖儲集層平均孔隙度高達15.11%，平均滲透率為57.40×10－3μm2，鏡下可見晶間溶孔、體腔 （溶）孔，孔徑較大，儲集性能極佳?；以瀑|潟湖沉積以灰?guī)r與白云巖的薄互層產狀為特征，巖性較為致密，以泥晶白云巖為主，儲集層物性較差。膏云質潟湖沉積則以膏巖、白云巖互層或二者共生的形式產出，平面上主要分布于研究區(qū)西北側，隨著蒸發(fā)作用愈加強烈，海水鹽度增大，膏質沉積陸續(xù)出現(xiàn)，往往會封堵云巖的原始孔隙，儲集層物性受膏巖發(fā)育程度影響較大。

5 結論

1）在北特魯瓦油田石炭系共識別出7個地震層序界面及7個鉆井層序界面，并將KT-Ⅰ油層組劃分為3個半三級層序，KT-Ⅱ油層組劃分為3個三級層序，縱向上層序格架內沉積環(huán)境由開闊臺地、局限臺地至蒸發(fā)臺地演化。

2）北特魯瓦油田石炭系古地貌—沉積演化可劃分為3個階段，SQ2－SQ3層序為臺地初始隆坳分異期，SQ4層序為臺地差異抬升與沉積分異定型期，SQ5－SQ7層序為臺地隆坳格局繼承發(fā)育期。層序格架控制下的隆坳格局分異控制了白云巖亞類在平面上的分布，低部位以泥晶白云巖—膏鹽巖組合和泥晶白云巖—泥晶灰?guī)r組合為主，主要為潟湖相沉積，而高部位則以泥粉晶云巖、細粉晶白云巖和殘余顆粒泥晶白云巖為主，發(fā)育云坪相及云化顆粒灘相沉積。

3）北特魯瓦油田KT-Ⅰ沉積期古地理格局總體具有 “東臺西槽、北高南低”的特征，為繼承性差異沉降的結果，而并非剝蝕后沉降充填的產物。這不僅有助于理解和預測濱里海盆地東部及東南部鹽下古生界油氣田發(fā)育規(guī)律，后續(xù)還對濱里海地區(qū)油氣勘探開發(fā)戰(zhàn)略選區(qū)具有重要的指導意義。