滨里海盆地Д南石炭系碳酸盐岩储层类型及分布特征

金 博，黄先雄，常广发，张胜斌，付海波，李铁柱

1.中国石油尼罗河公司，北京 120001

2.中国石油长城钻探工程公司，北京 100101

3.中油阿克纠宾油气股份公司，北京 120001

0 前言

难动用储量是一个相对概念，多指低品位储量，主要为低孔隙度、低渗透率、低丰度、低产量及油品性质差的稠油储量和一些特殊类型的石油储量，由于其开采难度大、经济效益差一般缺乏有效开发动用［1］。难动用储量评价需要以地质为核心，将地质、工艺和现场密切结合，经济有效地开发难动用储量。因此，深入开展地质研究，进行精细油藏描述，最大限度地落实油藏构造、储层和油气分布控制因素等，是提高动用程度的重要途径之一。

Д南难动用储量区位于滨里海盆地东缘R油田长轴背斜南穹窿南翼（图1），断裂不发育，纵向上分为中上石炭统上碳酸盐岩层（KT－I）和中下石炭统下碳酸盐岩层（KT－II）两套含油气层系，中间以200～400m厚的陆源层相隔。KT－II为石炭系主要的含油层系之一，细分为Г、Д两个油层组。区域上KT－II储层主要是生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩、内碎屑灰岩和团块灰岩，油藏为构造－岩性油气藏。

Д油层组以开阔台地沉积为主，其储层岩性主要为石炭系浅海开阔台地相低孔、低渗碳酸盐岩，以次生溶蚀孔隙为主，发育一定程度的微裂缝。目前生产井单井初始产能差异大，相对高产井呈现带状分布。Д南地区碳酸盐岩储层厚度较薄，横向变化大，物性较差，裂缝分布规律不清；岩心和录井资料较少；上述问题导致该地区油气发现多年，但储量一直未有效动用，同时存在已钻井结果见效较差、油井产量差别很大的矛盾。

方甲中等［2］在对R油田2口井碳酸盐岩岩心资料分析的基础上，对其储集层沉积相与类型进行了深入研究；赵中平等［3］通过对R油田中区块石炭系碳酸盐岩储层的主要成岩作用和储层控制因素的分析，指出混合白云岩化作用是研究区最主要和最普遍的白云岩成因，白云岩化作用与沉积环境密切相关，白云岩分布对沉积微相展布具有一定指示意义。但目前对于Д南地区石炭系KT－II含油层系Д油层组低孔、低渗碳酸盐岩储层研究较为薄弱，前人的研究多集中于滨里海盆地或北穹窿和南穹窿的高部位Г油层组［4－17］，对于南穹窿南翼德南地区KT－II含油层系Д油层组的储层类型认识不甚清楚甚至存在争议。因此，笔者尝试在测井储层综合评价的基础上，进行地震储层横向预测，综合地质分析，确定Д南地区石炭系KT－II含油层系Д油层组储层分布特征及控制因素，以期进一步提高该区储量动用程度和油气开发效率。

1 储层岩性

根据录井岩屑描述，目的层KT－II含油层系Д层岩性为浅灰色-灰白色灰岩，泥晶－粉晶结构，较致密；部分岩性为灰白色白云质灰岩，粉晶结构，含云质不均，局部含云质较重，性脆致密。测井中子（CNC）－密度（DEN）交会图（图2）岩性识别则显示为灰岩和白云质灰岩。岩心薄片I（图3a）显示椭圆形鲕粒，个别由于方解石重结晶形成的粒间孔，鲕粒部分菱形白云石的生长取代了铸模孔，微晶孔为方解石充填，粒间为方解石胶结，孔隙为沥青充填。岩心薄片II（图3b）显示圆形鲕粒，方解石充填，有菱形白云石和白云石交代藻类方解石，白云石内部有方解石结晶，白云石颗粒紧密包裹。岩心薄片III（图3c）含藻类鲕状白云质灰岩，岩石主要是蓝绿藻生物骨架和全部溶蚀鲕粒，鲕粒部分被菱形白云石交代，白云石粒径为0.2～0.5mm，点状接触，白云石内部有5%～7%的不规则方解石，结晶方解石胶结物填充粒间孔。通过岩心和录井标定岩性，确定测井中子－密度交会图可识别目的层Д1的储层岩性主要为鲕粒白云质灰岩。

图1 研究区位置图（Д1顶构造）Fig.1 The study area（Structure depth map on top ofД1）

2 储层沉积相分布特征

研究区石炭系KT－II含油层系Д层沉积背景为开阔台地相，综合岩心分析、录井岩屑描述和常规测井曲线特征，共识别出开阔台地1种沉积相、滩间海和浅滩2种沉积亚相及静水碳酸盐泥、滩和滩间洼地3种沉积微相。开阔台地相主要发育滩间海亚相和浅滩亚相；静水碳酸盐岩泥微相位于浪基面以下能量低、面积较大的滩间海；浅滩亚相位于浪基面以上，能量相对高；在相邻滩体之间发育滩间洼地微相。Д层各段沉积相差异明显：Д1层下段主要发育滩微相和滩间洼地微相，滩微相发育白云质灰岩沉积的白云岩化带（图4），多数井稳定发育该白云岩化带，各井白云岩化程度由于所处古构造位置的不同而有所差异，次生孔隙和裂缝较发育；Д2顶部发育静水碳酸盐岩泥，主要为致密层；Д3层下段主要发育滩微相和滩间洼地微相，但总体白云岩化程度轻微，不发育稳定存在的白云岩化带。进行地震属性优化后，提取对储层敏感的中值振幅属性，利用测井沉积相和岩心资料进行相标定并转换成沉积相，Д1层下段沉积微相图显示滩微相呈条带状分布特征（图5、图6）。

图2 49井Д1层中子－密度交会图Fig.2 Crossplot on DENvs.CNCofД1in well 49

3 储层分布特征

3.1 储层类型

图3 Д1层岩心薄片Fig.3 Core wafer of carbonate rock onД1

图4 Д层测井沉积相图（49井）Fig.4 Sedimentary facies on logging data ofД（well49）

图5 Д层沉积相剖面图Fig.5 Sedimentary facies section ofД

综合常规测井解释结果、成像资料和岩心等资料进行储层测井综合评价，发现研究区石炭系KTII含油层系Д1油层组下段白云岩化带主要发育两类有利储层：孔洞缝复合型储层（图7）和孔隙－裂缝型储层（图8）。

1）孔洞缝复合型储层：岩性主要为鲕粒白云质灰岩，储集空间为孔隙、裂缝和溶蚀孔洞。孔隙度为4%～13%，主要发育在Д1油层组底部，为研究区主力油层。油井初期产能高，递减速度快，后期产量低、递减平缓，表明其为多重介质特征。

2）孔隙－裂缝型储层：岩性主要为白云质灰岩或灰岩，储集空间为孔隙和裂缝，孔隙度为4%～10%，主要发育在Д1油层组上段。油井初期产能较高，递减速度快，后期产量低递减平缓，反映其双重介质特征。

图6 Д1层下段沉积微相平面分布图Fig.6 Sedimentary miscrofacies of lowerД1

3.2 储层平面分布特征

以不同类型储层的测井识别为基础，结合沉积微相，采用叠前弹性反演和叠后统计学反演，确定Д油层组不同类类型储层的空间分布规律。通过基于叠前弹性阻抗的地质统计反演，得到了高分辨率的横波阻抗、密度及纵横波速度比数据体。其中纵横波速度比对流体响应最为敏感，纵横波速度比为1.5～3.2，小于2的一般为较好的烃类指示。Д1油层下段储层平面非均性很强，白云质灰岩储层厚度、孔隙度、裂缝发育密度和纵横波速度比分布特征图（图9）显示，研究区发育沿 H61－71－89－49－96呈现NE-SW向带状分布，该带状分布区储层主要为孔洞缝复合型和孔隙－裂缝型储层，为研究区有利储层分布区（图10），现有钻井证实产能较高，动用效果较好；其余地区为孔隙型储层，产能较低动用效果差。

4 储层控制和影响因素

图7 孔洞缝复合型储层Fig.7 Pore－vug－fracture composite type of reservoir of lowerД1

图8 孔隙－裂缝型储层Fig.8 Pore－fracture type of reservoir of upperД1

图9 Д1层下段白云质灰岩储层平面分布特征Fig.9 Distribution on dolomitic limestone reservoir of lowerД1

图10 Д1层下段白云质灰岩有利储层分布图Fig.10 Favorable carbonate rock reservoir distribution of lowerД1

虽然大多数白云岩比同等条件下灰岩的储集性能更好，白云岩化作用也是很多碳酸盐岩储层发育的先决条件，但由不同白云岩化作用形成的白云岩，其储集性能不同。白云岩化作用本身产生的孔隙可能有限，也并非所有的白云岩都能成为良好的储层。沉积环境和微相因素可能是白云岩储层发育的控制因素，而白云岩化作用和断裂、裂缝及各种溶蚀等成岩作用的改造，是白云岩储层发育的关键因素［18－20］。白云岩化作用成因一般有蒸发作用模式、渗流回流模式、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。白云岩化作用对渗透率具有极大的提高作用：白云岩化之后的选择性溶蚀，白云岩比灰岩抗压实压溶、易于发育断裂，从而导致渗透率得到极大提高［18］。白云岩化强烈程度很大程度上影响储层的物性，过白云岩化作用由于对孔隙起破坏作用而可能导致物性变差。本研究区的白云岩化作用推测应为混合白云岩化作用，造成低孔、低渗的碳酸盐储层物性在一定程度上有所改善。

研究区各井Д1油层组储层分布特征明显受白云岩化作用控制，普遍发育白云岩化带。而白云岩化带明显受古构造和古地貌控制，反映出Д1油层组底部白云岩化带应为混合白云岩化作用成因。白云岩化带储层裂缝和溶蚀孔洞发育，储层物性明显改善，产能较高（71和96井）；而白云岩化程度很低及纯灰岩储层段裂缝和溶蚀孔洞不发育，储层物性较差，较低产能甚至无产能（94井）。研究区沉积微相（沉积环境）和白云岩化作用共同控制和影响了石炭系KT－II含油层系Д1油层组有利储层分布特征。

5 结论

1）Д南难动用储量区Д油层组复杂碳酸盐岩储层的优势发育段主要为Д1底部开阔台地相浅滩亚相滩微相鲕粒白云质灰岩。储层主要为孔洞缝复合型和孔隙－裂缝型。

2）Д油层组主要发育开阔台地滩和滩间沉积，Д1主要发育浅滩和滩间沉积；Д2顶部发育一套稳定的薄层静水碳酸盐岩泥沉积。沉积微相（原始沉积环境）和白云岩化作用控制着Д南难动用储量区Д1有利储层的发育和分布。

3）研究区Д层主力油层为Д1底部白云质灰岩，发育低角度裂缝和溶蚀孔洞，应为混合白云石化作用形成。白云岩化作用对储层物性的改善有积极的作用，同时造成碳酸盐储层垂向和平面上较强的非均质性。

4）在有利相带约束下，从储层厚度、孔隙度、裂缝发育程度及含烃指示等因素综合评价，预测Д南难动用储量区Д1层复杂碳酸盐岩有利储层发育区为NE-SW向带状分布。

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