伊朗西南部上白堊統Sarvak組儲層特征及主控因素

杜　洋　鄭淑芬　龔　勛　陳秋實　汪　娟　辛　軍　陳　杰

(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)

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伊朗西南部上白堊統Sarvak組儲層特征及主控因素

杜洋1,2鄭淑芬2龔勛2陳秋實2汪娟2辛軍2陳杰2

(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)

摘要運用取芯，薄片，電鏡掃描及三維地震等資料，對位于扎格羅斯盆地盆緣當前熱點開發區的伊朗A油田上白堊統Sarvak組儲層特征及主控因素進行研究。研究表明：Sarvak組儲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巖和白堊灰巖為主。儲層受巖溶作用影響明顯，儲集空間以生屑鑄模孔，灰泥溶蝕孔群，溶孔，溶洞為主。結合壓汞，孔滲關系，巖性等因素在層內綜合劃分出孔洞—孔隙型，裂縫—孔隙型，孔隙型和致密非儲層四類。最有利儲層為孔洞—孔隙型，巖性主要為富厚殼蛤碎屑灰巖，次有利儲層為裂縫—孔隙型和孔隙型，巖性主要為富有孔蟲碎屑白堊灰巖。儲層主控因素為層內三級層序邊界，古地貌隆起和巖石破裂作用。三級層序邊界控制有利儲層垂向位置，古地貌隆起控制儲層性質平面分布，巖石破裂作用影響儲層整體含油性。基于以上認識提出勘探開發建議：對層內三級界面的識別和明確原沉積期古隆起位置為確定油田垂向優先開發層位及平面有利開發區域的關鍵。距層序界面較遠，厚度較大的白堊儲層受巖石破裂作用影響較大，縱橫向分布發育不穩定，儲量計算應考慮對縱向不同類別儲層進行分類評價。

關鍵詞伊朗扎格羅斯盆地Sarvak巖溶作用儲層主控因素勘探開發建議

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之一，主體位于伊朗西南部。該國早期勘探開發集中于近扎格羅斯造山帶以北西—南東向為主的扎格羅斯走向背斜圈閉油田內(圖1a)，受扎格羅斯構造運動強推覆作用影響，這些油田新生代地層多發育大規模高角度裂縫，使得白堊系以上地層垂向連為一體，主力層以中新統Asmari裂縫灰巖儲層為主，白堊系儲層為次要開發層系[1-3]。隨著勘探深入，目前開發熱點區逐漸西移至勘探程度低，地理位于兩伊邊界，構造位于前陸盆地與阿拉伯地臺過渡帶內[3]，我國當前中東海外合作項目也多位于該區[1-6]。與前述扎格羅斯走向油田不同，該區存在大量南北向阿拉伯走向油田，地層受構造活動影響較小，古近系地層作為有效蓋層封堵油氣向上運移，主力層以白堊系內儲層為主[1-13]，其中上白堊統Sarvak層(以下簡稱S層或S油藏)目前探明儲量僅次于Asmari層，為伊朗第二重要含油層系[8-9]，同時其重要性隨熱點區轉移而愈發凸顯。

該層目前國內報道較少，國外學者自將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巖兩相組合后[10-12]，富厚殼蛤生物層及S層頂部區域構造不整合對儲層的建設性成巖改造為形成優質儲層的基本認識[7-19,22-24,26-27]。近年來對S儲層研究成果主要以Hajikazemi[14-15]、Rahimpour和Mehrabi[16-18]等為代表，研究認為S層層內三級層序界面處存在同沉積巖溶儲層及深部發育調整混合成因白云儲層，地層內部同樣具有優質儲層發育潛力。這些成果所研究對象多為伊朗西南部Dezful灣內的扎格羅斯走向油田，對兩伊邊界區油田研究報道較少。本研究區A油田位于伊朗西南部兩伊邊界，屬南北向阿拉伯走向構造，為近年發現的擁有較大儲量的巨型油田[4]，主力層為上白堊統Sarvak組。本文以該層作為研究對象，利用巖芯，薄片，掃描電鏡，XRD，三維地震等資料對其儲層特征和主控因素進行研究，分析與其他油田S層儲層特征之間差異性并提出勘探開發建議，望對未來我國該區海外合作項目前期選擇及后期勘探開發提供參考。

1地質背景

1.1沉積構造背景

S層沉積于上白堊統森諾曼至土倫階[10-12]，該時期油田所處的阿拉伯地臺位于赤道附近，古氣候炎熱潮濕多雨，具豐富大氣降水[20-21]，整體構造格局為陸架緩斜坡。上白堊統森諾曼階發生的阿爾卑斯構造運動使得阿拉伯板塊向亞歐板塊發生東北向俯沖，并導致新特提斯洋收縮，板塊由被動大陸邊緣演變為活動大陸邊緣時期[22]，此時區域活躍擠壓構造背景引發前寒武系霍爾姆茲巖鹽地層活動上拱隆起[7,11,22-24]，伊拉克東南，伊朗西南及Dezful海灣區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造隆升差異性影響形成Najaf和Balambo-Garau兩個陸架盆地[8,12,14,17,24-25]。研究區位于靠近伊朗Balambo-Garau盆地的陸架邊緣巖隆發育區，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境(圖1b)。

1.2層序界面識別劃分

本區S層垂向下部和阿爾濱階Kazhidumi致密灰巖層整合相接，頂部與Lafan組平行不整合相接[11-12,26-27]，層內下部為深海致密泥灰巖沉積，上部為富含各類生物碎屑灰巖，儲層集中于上部。根據巖相分布，測井，地震等資料，結合油田區域地質背景及國內沉積相劃分原則，將S層劃分為6個三級旋回和三類沉積亞相，以SQ-5為例，由下至上經歷陸內盆地，開闊臺地，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，水動力增強的沉積環境變化過程，SQ-6為不完整旋回，頂部為構造活動引起的區域不整合面，此外另識別出兩個具不整合特征三級層序邊界，分別作為SQ-4和SQ-5的劃分依據(圖2)。

SQ-6頂部界面為S層與Lafan組分界面，為上白堊統土倫階中期構造活動引起的中東地區地震可追蹤區域不整合面[11-12,26-27]，命名為M-T邊界(中土倫階不整合)。界面之下為S層陸內次盆泥晶灰巖，界面之上為Lafan組泥頁巖。測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定、連續性好、波形穩定。Sar-1層巖芯可見溶縫溶溝，角礫垮塌等喀斯特巖溶現象(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局部不整合面，區域在位于古地貌較高區域油田可見，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巖(圖3e)，上部為障壁島風成搬運沉積和古土壤層[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)，窗格構造(圖3e)等指示暴露環境成巖現象。SQ-4頂部也為海平面下降所形成的三級層序邊界，伊朗西南部大部分油田可追蹤對比，命名為M-C邊界[14-18](中森諾曼邊界)，識別依據：測井見類似C-T邊界伽馬刀鋒狀突起，聲波降低，井徑擴大，鉆井鉆速加快及井壁垮塌等疑似不整合面現象特征，薄片見厚殼蛤生物碎屑表明沉積環境已相對較淺，同時見與大氣水溶蝕有關的組構選擇和非組構選擇性溶蝕孔(圖4b)。

1.3層序內地層特征

根據開發需要進一步將S層劃分為12個小層，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層巖性以石灰巖為主，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。膠結物以方解石為主，以包殼狀、纖狀等厚微晶方解石環邊，孔隙內等粒晶簇鑲嵌早期膠結和粒狀粗晶晚期膠結為主，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巖為主，Sar-8層以富有孔蟲和厚殼蛤碎屑灰巖為主，該兩層含油性好，含油級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內生屑灘有孔蟲類白堊灰巖和代表臺內灘間海浮游生物類白堊灰巖兩類，兩者交替出現，無明顯分布規律，儲層非均質性強，表明該沉積期沉積環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，同時層內差異性也較大，可劃分為白色“陶瓷”狀不含油致密白堊灰巖和“碎蛋殼”狀含油白堊灰巖，含油級別為油漬，油斑和不同程度油侵。Sar-1,2及Sar-7為相對沉積環境較深的陸架開闊海/陸內次盆沉積，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，見有機質結核及方解石膠結暈，形成于炎熱暴露環境；c. Sar-3底部，示頂底構造，下部細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.窗格構造泥晶灰巖，窗格孔見示頂底構造，表明早期受滲濾砂充填，指示暴露環境；f. Sar-1，巖芯照片，溶蝕角礫垮塌現象，巖芯破碎，見大量溶縫溶溝被后期充填現象。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，組構選擇性溶蝕生屑鑄?？祝籦. Sar-8，薄片照片，非組構選擇性溶孔；c. Sar-4，電鏡掃描，灰泥基質溶蝕孔；d. Sar-5，薄片照片，大規模灰泥基質溶蝕微孔網絡；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儲層特征及分類

2.1孔隙特征

本區儲層受巖溶作用影響明顯，有效孔隙類型以與溶蝕作用有關孔隙為主，如生屑鑄?？?，非組構選擇性溶孔溶洞，灰泥基質溶孔等，另見晶間孔，粒內孔及微裂縫。本區微裂縫對儲層性質及含油性影響較大，在后文儲層主控因素內詳述。

2.1.1溶蝕類孔隙

鑄?？字饕植加陬w粒支撐巖相內，由易溶生物骨屑如厚殼蛤等受大氣水溶蝕而成，孔隙內多伴隨海底方解石膠結環邊，連通性相對較差(圖4a)。溶孔和溶洞均為非組構選擇性溶蝕孔隙，由地層經淺埋藏巖石固結成巖后再次受巖溶作用對顆粒邊緣、膠結物和灰泥雜基進行溶解形成，形狀呈不規則分布，孔徑大小不一，多出現于層序邊界附近顆粒支撐巖相內(圖3d、圖4b)。本區富灰泥白堊層內可見灰泥基質被溶蝕所形成的大量不規則幾何形態溶蝕微孔網絡(強白堊作用)[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次生溶蝕孔(圖4c，d)，對本區白堊類儲層儲集性能提升具重要影響。

2.1.2晶間孔

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

2.1.3粒內孔

粒內孔分布普遍，原生粒內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充填及大氣水溶蝕，相對難以保存及識別(圖4f)。

2.2物性及孔隙結構

本區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—高孔低滲儲層。孔滲關系較差，無明顯線性關系，寬線性分布表示儲層受巖溶作用影響，發育多類孔徑不一性質不同基質孔隙，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較為規則、圓滑，反映以基質孔隙為主要儲集空間，部分曲線雙孔介質響應特征明顯，反映局部層段孔隙類型包括微裂縫與基質孔隙兩類(圖5b,c)。

2.3儲層分類

綜合曲線典型形態，孔滲關系，巖性及含油性特征將儲層大致劃分為四類(圖5、圖6a,b)，儲層井間對比也基于以下分類進行：

a類：毛管曲線排驅壓力極低，無平臺，表明微裂縫發育。孔隙以基質溶蝕孔，粒內孔和晶間孔為主。喉道分布呈典型雙峰兩相介質特征，具納米—微喉(0.5～1 μm)和細喉(2～10 μm)兩類，基質孔隙以微喉為主，細喉為微裂縫，儲集空間以基質溶蝕類+晶間孔為主，高滲透率主要受微裂縫影響?？诐B關系差，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。多出現以灰泥支撐的灘間海浮游生物白堊灰巖內，垂向發育于Sar-4,5,6層，為裂縫—孔隙型，含油程度多為受裂縫影響的網狀油漬，油斑。

圖5　伊朗A油田Sarvak層孔滲關系圖(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：毛管曲線形態偏粗態，無平臺，排驅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—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，為本區最好儲層類型，多出現于顆粒支撐，灰泥含量較少的淺水高能沉積內，垂向分布于距層序邊界較近的Sar-3和Sar-8層內，為孔洞孔隙型儲層，含油程度為富含油—飽含油。c類：毛管曲線偏細態，具較明顯平臺，排驅壓力和中值壓力相對較高，孔隙類型相對單一，以鑄?？?，灰泥溶蝕孔為主。喉道分布單峰，以微—細喉為主(2～10 μm)。孔滲關系較好，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。多出現于以顆粒支撐為主，無微裂縫發育的有孔蟲泥粒/粒泥灰巖內，垂向位于Sar-4,5,6層內，部分高孔層段與強白堊化作用有關，為孔隙型儲層，含油性為油斑或不同程度油侵。

d類：毛管曲線具明顯平臺，排驅壓力和中值壓力極高，多出現于以灰泥支撐，缺少生屑骨架支撐的粒泥/泥晶灰巖內。孔隙類型單一，以原生基質孔為主，喉道分布為單峰，以納米級(0.01～0.1 μm)為主，偶有微裂縫發育。孔隙度分布介于0.1%～5%，平均3.8%，滲透率介于0.002×10-3～5 ×10-3μm2，平均0.1×10-3μm2，垂向主要出現于Sar-3上部潮坪致密粒泥/泥晶灰巖及Sar-7陸架開闊海/盆地粒泥/泥晶灰巖內，基本不含油，為致密層，不含油。

3儲層主控因素

3.1層序邊界控制有利儲層垂向分布

本區含油性較好層系(Sar-3，8層)儲層孔隙類型以鑄?？?，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巖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模溶蝕孔隙[4,8-21]，為最有利儲層類型。因此有利巖相和巖溶作用兩者共同控制本區最有利儲層，而這兩者均與層序邊界有關，位于層序邊界附近(圖6a,b)，原因為：①厚殼蛤作為造礁生物，其生物礁建隆生長繁殖需強水動力，充足陽光等淺水環境，主體發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境在炎熱潮濕古氣候條件下進一步對先期沉積地層進行溶蝕改造，提高儲層性質，兩者缺一不可。層序內地層中也識別出部分富含厚殼蛤生屑灰巖，在缺乏建設性巖溶作用改造情況下，與臺地類沉積儲層性質并無明顯差異(圖6c)。

本區C-T邊界下地層見角礫垮塌，古土壤，滲流砂，非組構選擇溶孔，溶洞，溶溝等相對成熟喀斯特巖溶特征，與鄰油田該界面下儲層顯示的同沉積巖溶微喀斯特特征具有差異。分析認為C-T邊界處發生受礁灘體沉積時高頻層序旋回向上變淺以及礁灘體沉積后三級層序暴露淋濾有關的同生—準同生連續復合巖溶[29]。

本區C-T邊界下厚殼蛤礁發育期(Sar-3下)形成厚殼蛤碎屑礁灘體[4](圖7a)，此時礁灘體地層巖體尚未完全固結，受大氣水或混合水影響發生組構選擇性溶蝕形成大量厚殼蛤類生屑鑄?？?。此時巖溶作用伴隨上部潮坪沉積同期進行(Sar-3上)，為同沉積巖溶(圖7b)。薄片可見大量鑄?？變却嬖凇皻埲薄睖\埋藏早期棱柱狀早期膠結物和膠結環邊(圖4a)[4]，表明鑄模孔形成后經歷過短暫淺埋藏。本區位于陸架邊緣巖隆區，生物礁垂向加積堆砌連同構造地層緩慢隆起共同作用導致區域內古地貌高差加大，潮坪成因灰巖短暫沉積后隨海平面下降地層抬升出水面，形成類似淺海內長期出露海平面上的島狀大氣成巖透鏡體的準同生(局部)巖溶。此時富厚殼蛤碎屑礁灘體巖塊呈半固結—固結狀態，溶蝕作用伴隨地表剝蝕共同進行。層序邊界處地層受剝蝕風化形成古土壤，上部潮坪灰巖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再次發生非組構選擇性溶蝕作用經歷二次建設性成巖改造，形成具溶孔溶洞高孔層(圖7c)。

本區S層頂部M-T邊界下地層為非儲層，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]。由于本區位于臺緣古地貌高部位，SQ-6地層沉積后構造抬升轉化為不整合面高部位，在M-T邊界受長期層間風化殼巖溶影響發生 “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層巖相為陸內次盆致密灰巖沉積(圖2)，與鄰區Abteymour油田該層序內地層底部巖相可較好對比[18]。該巖相灰泥含量高，生屑顆粒少，巖溶基礎差，表生巖溶滲流帶形成的溶洞，溶溝等空間發生垮塌充填等機械成巖作用(圖3f)，形成“過成熟喀斯特地層[17]”，儲集性大幅下降，未能形成有效儲層。

3.2古地貌隆起控制有利儲層平面展布

圖6　伊朗A油田Sarvak層垂向層間物性分布(a)和不同分類孔滲關系交會圖(b,c,d,e)b.距C-T不整合面30 m內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.不同區域井Sar-3層孔滲分布圖；e.不同區域井Sar-4,5,6層孔滲分布圖，圖中取芯井a，b位于古地貌高點，c，d位于古地貌低點，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儲層演化示意圖Fig.7　The schematic diagram of the Sarvak reservoir evolution from Cenomanian to Turonian in A oilfield, Iran

古地貌隆起對本區儲層性質平面展布具有控制作用，體現在兩方面，一為控制沉積環境(水深)及厚殼蛤生物礁分布；二為控制區域不整合暴露區域及時間，即巖溶作用影響范圍和強度。目前中東兩伊邊界區厚殼蛤建隆受古隆起控制發育已成基本共識[13,19,22-24]，礁體在生長過程中受海平面快速下降影響，在浪基面附近受強水流破壞再沉積形成分布廣，厚度薄，以古巖隆構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地層[19,22]。本區富厚殼蛤碎屑Sar-3層也符合該特征，儲層形態沿古隆起中心至邊部，由北至南，由高至低，分布穩定但呈緩慢減薄狀(圖8)，同時巖相也由高部位低灰泥含量顆?；規r逐漸演變為邊部高灰泥含量泥粒/粒泥灰巖[4]。前已述該類儲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，儲層性質越好，位于古地貌不同區域井Sar-3層儲層性質對比也證實該觀點(圖6d)。而對于灰泥含量高，以有孔蟲顆粒/泥粒白堊灰巖為主要儲層的Sar-4,5,6層而言，一方面沉積環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，泥質含量越低，反之亦然；另一方面古地貌高部位(古隆起)也同時可表征為早期地層形變區，易發育微裂縫。儲層井間對比表明：原古地貌高部位北部儲層性質明顯較南部低部位區域要好，往南儲層整體泥質含量增加，物性變差，深水沉積致密灰巖厚度增加(圖8)。3.3巖石破裂作用控制白堊儲層性質及含油性

本區層序內地層雖層間含油級別差異較大，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，層序內上部油層下部致密層間互分布，具多個油水界面的層狀油藏有所不同[14,16,18,28]。前人認為盆緣區相對遠離造山帶，地層受扎格羅斯運動影響弱，層內雖發育一定微裂縫，但延伸短，間距大，張開程度低，較少密集成帶，難以對儲層性質造成較大影響[18,28]。本區為阿拉伯走向油田，受控早期阿爾卑斯構造運動產生的強構造壓力場自上白堊統起開始形成寬緩背斜(古地貌隆起，圖8b)，在此后較長地質歷史時期內受擠壓應力作用發生變形，從寬緩背斜壓縮演變為狹長長軸背斜(圖8c)。晚期受扎格羅斯構造運動影響，油田圈閉發生構造反轉，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)。因此本區受構造應力影響所導致的巖石破裂作用對儲層的改造為一漫長地質歷史過程，微裂縫的形成具多期性。這些微裂縫對Sar-4,5,6層白堊儲層物性及含油性影響較大，并導致本區S油藏性質和其他油田不同。

巖芯觀察微裂縫發育層段垂向集中于灰泥含量高，巖性相對致密的Sar-4,5,6層內，以受壓實壓溶作用產生水平縫合線及構造作用產生的垂直及近垂直微裂縫為主，組合形成微裂縫網絡(圖2)。部分被膠結充填(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，見切割方解石膠結物及滲流砂，指示其形成時期較晚(圖9b，c)。部分微裂縫受溶蝕作用影響形成溶擴縫，被膠結物全充填或部分充填(圖9c，e)，裂縫內方解石膠結物染色顯示為無鐵或弱鐵[4]，指示為淺埋藏早期膠結物，表明這類裂縫形成時期早并受溶蝕改造，形成于同生或準同生期。

圖8　伊朗A油田Sarvak層南北向儲層對比圖(a)，Sarvak沉積期古地貌，約96 Ma之前(b)，Sarvak新近系中新世時古構造形態，約6 Ma之前(c)；Sarvak層現今構造(d，圖中小寫字母為圖7取芯井平面分布位置)，Sarvak層現今構造平面圖(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，油斑區取樣，垂向距C-T邊界70 m，見與大氣水有關的生屑鑄模孔；e. Sar-5，半充填早期溶蝕擴大縫。Fig.9　The micro-fracture characteristics of the Sarvak in A oilfield, Iran

前述Sar-4,5,6層儲層主體有效孔隙類型為灰泥溶孔群，生屑鑄模孔等。對遠離層序邊界儲層巖芯含油性較好油斑區取樣薄片分析同樣可見大量與大氣水溶蝕相關的生屑鑄?？?圖9d)。由于本油田古圈閉形成地層形變和S層沉積同期發生，同時層序邊界發生過溶蝕強度較強的準同生巖溶，早期形成微裂縫可作為流體垂向運移通道誘導大氣水進入地層深部并沿縫及圍巖進行溶蝕，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模孔群，形成局部高孔區大幅提升儲層儲集能力。后期埋藏成巖過程中部分溶縫和孔隙被膠結充填，晚期圈閉二次大幅調整導致巖石破裂作用再次增強并形成微裂縫，這些晚期開啟裂縫雖不提升儲層儲集性，但可增加巖體滲透性，目前本區低孔高滲儲層多受這些裂縫所影響。由于S層成藏和圈閉二次調整時間耦合關系較好[7]，這些晚期微裂縫網絡同時作為油氣疏導通道誘導烴類流體進入儲層早期形成孔隙內，形成致密灰巖巖體內受裂縫控制的零星，斑狀或連片網狀分布含油特征，巖芯則表現為不同級別油侵，油斑，油漬，巖石“破碎”程度越高，含油性越好現象(圖2、圖9a，b)。就力學角度而言，早期古圈閉脊部，后期構造變形轉折端等應力集中區為易發生巖石破裂區域。平面上位于原古隆起(地層形變區)a，b井儲層性質受微裂縫影響明顯較非這類區域的c，d井更大(圖7e)。從早期探井生產動態來看，位于構造應力相對集中區域，生產層位為Sar-4,5,6層的單井生產能力也明顯優于其他區域井。

4結論及建議

4.1結論

本區Sarvak組儲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?；規r和白堊灰巖為主，整體受多期巖溶作用影響明顯，儲集空間以鑄?？?，溶孔，溶洞，基質灰泥溶孔和微裂縫為主。根據孔滲關系及孔隙結構特征可劃分出孔洞孔隙型，裂縫孔隙型，孔隙型和致密非儲層四類，最有利儲層為孔洞—孔隙型，巖性主要為富厚殼蛤碎屑顆?；規r，次要儲層為裂縫—孔隙型和孔隙型，巖性主要為富有孔蟲碎屑白堊灰巖。儲層主控因素為層內三級層序界面，古地貌隆起和巖石破裂作用。層內層序界面控制最有利儲層垂向位置，古地貌隆起控制儲層性質平面分布，巖石破裂作用則控制層序內的厚度較大的白堊類儲層整體性質及含油性。

4.2建議

根據本區與鄰油田S層之間差異性，結合目前儲層特征及主控因素認識提出勘探開發建議：

(1) 由于陸架邊緣巖隆帶位于古地貌高點，S層頂部層序地層剝蝕嚴重，優質儲層不位于層頂部中東區域不整合面之下，而主要受控于層內三級層序界面，垂向最有利儲層為層序頂部的富厚殼蛤碎屑灰巖層。對開發而言，對這些邊界識別對垂向優先開發層位選擇具有重要意義。

(2) 前人研究認為中東兩伊地區阿拉伯走向油田由于其古隆起(早期圈閉)形成與儲層沉積為同一地質時期。S層內優質儲層富厚殼蛤生物層等厚線分布與油田構造形態一致，構造高部位脊部區為儲層有利發育區，該認識在本研究區西部的Rumaila和Zubair油田獲得證實[19,30]。前述本區圈閉受阿爾卑斯和扎格羅斯兩期構造運動影響，經歷了早期隆起，緩慢擠壓成型，晚期二次調整構造反轉變化過程，原古地貌高部位(古圈閉位置)和現今構造已完全不匹配，為經過“改造”的阿拉伯走向油田。因此，本區有利儲層平面分布不受現今構造控制，而主要位于現今北構造高點中西部區域原古地貌高部位區域內(圖9e)。Sepehr[25]曾分析認為扎格羅斯構造運動所引起的板塊推覆應力目前傳遞至油田所處的盆緣區并持續向西南向進行當中，部分該區內早期圈閉受此影響發生二次調整變形。對盆緣區油田而言，明確油田是否發生過構造二次變形及明確原古地貌特征為確定平面有利優先勘探開發區的關鍵。

(3) 巨厚油層和寬廣含油面區為中東地區油田儲量巨大原因之一。本區Sar-4,5,6地層厚度介于80～110 m之間，計算儲量占油田總儲量比例較大。而對這類白堊儲層而言，巖石破裂作用強弱對其油層厚度，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，強弱程度在區域內具有較大不確定性，這類儲層的平面分布穩定性，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價早期難以對其十分精確的評價。因此，前期對縱向不同層系儲量進行分類評價和風險預估對項目評價選擇，開發指標設定具有重要的意義。

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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P618.13

文獻標識碼A

作者簡介第一杜洋男博士工程師中東地區碳酸鹽儲層地質及油氣成藏研究E-mail:157762166@qq.com

基金項目:中國石油天然氣集團公司重大科技專項(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：1000-0550(2016)01-0137-12