热液白云岩发育模式——以扎格罗斯盆地白垩系A油田为例

张 涛,苏玉山，佘 刚，艾合买提江，张德民

(中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)

热液白云岩发育模式
——以扎格罗斯盆地白垩系A油田为例

张 涛,苏玉山，佘 刚，艾合买提江，张德民

(中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)

针对扎格罗斯盆地白垩系A油田Kometan组异常白云岩分布特征，利用岩心岩石学特征描述、裂缝统计、地震、测井资料综合解释及与其他实例对比等方法，分析了研究区热液白云岩化作用的识别标志、发育时间与范围，探讨了其成因模式及对储层的改造。热液白云化作用主要改造Kometan组和Shiranish组底部,基质灰岩被热液改造为连晶、半自形、粗晶白云石，早期张性裂缝中充填鞍形白云石和硬石膏,天青石-鞍形白云石-硬石膏为主要热液矿物组合。热液白云岩化作用主要发生在张性或扭张性断裂系统的上盘(地堑内)，具有成层性，在断裂破碎带附近的灰岩地层也被热液改造，热液活动的主要时期是生长断层活动期。热液白云岩化作用对储层的改造具有复杂性，在主断层附近由于发生过度白云岩化作用，储层质量无明显改善，而热液改造适中的层段基质孔隙度可提高。同时由于白云岩化作用提高了裂缝发育密度，进而改善了储层的渗流能力。基于对热液白云岩的这些认识，有利于研究区油藏储层建模与生产部署。

裂缝；热液白云岩；成因模式；碳酸盐岩；白垩系；扎格罗斯盆地

热液白云岩作为一种特殊的白云石成因类型及其蕴藏的巨大资源价值而备受关注。加拿大西加盆地的泥盆系和密西西比系，加拿大东部密歇根盆地和阿巴拉契亚盆地的奥陶系，美国东北部奥陶系中都有多套含油层系与热液白云岩有关，成为目前全球日益增长的勘探热点。Graham在2006年系统总结了全球范围内受构造控制热液白云岩储集体形成的区域构造背景、构造控制作用、标型矿物、地化特征、共生次序、岩石组构、定位时间及对产能的影响[1]。D.Lavoie在2010年报道在魁北克Gaspé半岛存在大范围发育热液白云岩化的实例[2]。近年来，国内学者研究了四川盆地、塔里木盆地热液白云岩的特征、控制因素及识别方法，但国内实例主要是受晚期热液活动影响，分布多局限在破碎带附近，沿断裂或裂缝带分布[3-8]，这些实例中的热液白云岩不具成层性。伊拉克北部库尔德地区A油田发现的热液成因白云岩，且具有成层性，对其识别特征、分布范围、储层改善等方面进行系统深入研究，将有利于油藏建模和储量计算的准确性。

1 地质背景

A油田位于扎格罗斯盆地叠瓦状褶皱带与简单褶皱带之间的过渡区。Taq Taq构造是一个简单的背斜，两条主要逆断层出现在褶皱东北和西南两翼，位于两逆断层之间的白垩系油藏显示为断块(图1),新生界被弯成具有外弧伸展特征的平缓褶皱[9]。A油田主要储层是白垩系Shiranish、Kometan和Qamchuqa组碳酸盐岩。Shiranish组由厚约220～350 m，浅灰色-深棕色含有孔虫瓦克灰岩和颗粒质灰岩组成，与泥灰岩和泥质灰岩互层。根据岩性、电性特征可分为七段(S1—S7)。Shiranish组在A油田为致密灰岩，孔隙度小于2%，裂缝发育。Kometan组为纯灰岩，部分为白云岩(TT-05和TT-08井)，基质孔隙度一般小于3%，局部为6%～7%。Qamchuqa组由上部褐色多孔白云岩段、中部白云岩与灰岩互层段和下部白云岩段组成，分成7个小层(图2)，Qamchuqa上段(Q1—Q3)为160 m左右的的浅棕色微晶白云岩组成，部分颗粒组分被保存,裂缝发育;中段(Q4—Q5)段灰岩泥灰岩互层段，物性较差；下段为白云岩,最上部约40 m厚的储层在TT-01井的平均孔隙度为12.75%。

图1 A油田构造位置a)、油藏结构b)[9]及地层综合柱状图c)

图2 A油田岩石微观特征镜下图版

2 热液白云岩存在的证据及分布模式

2.1 岩性分布差异

在A油田，Kometan组是一套灰白色-浅灰色致密、含生物潜穴与有孔虫的含颗粒泥晶灰岩，发育成层的缝合线，泥质含量少，生物扰动作用以模糊的亚平行到平行潜穴为主，常见丛藻迹和动藻迹，属中陆棚至外陆棚沉积。该组区域上分布广，厚度相对稳定[9]。有两口位于地堑内的钻井(TT-05与TT-08)在Kometan组和S7段下部钻遇白云岩，且大套地层被白云岩化。从光电吸收截面指数(PEF)曲线上看，K1到S7中下部的PEF平均值值为2.89，说明该段被白云岩化作用改造了。理论上方解石的PEF值为5.05，白云石的PEF值为3.14[10]，因此利用PEF值识别灰岩和白云岩比较准确。相邻两口井(TT-06与TT-05)的测井曲线特征相似，但岩性差异大。TT-06井Kometan组为灰岩，含浮游有孔虫(图2a)；而TT-05井Kometan组被整段白云岩化，无选择性，晶粒较粗(100～200 μm)，含有浮游有孔虫幻影(图2b)。距TT-05井最近(相距580 m)的TT-04井位于地垒上，但靠近断层，Kometan组主要是灰岩，从Pef曲线上可判断该组部分层段为白云岩。

2.2 岩石学证据

一般准同生白云岩为粉晶-细晶白云岩，如TT-06井Q1细晶-粉晶白云岩，晶体大小为2～10 μm，而经过热液改造的白云岩晶体较粗,可达100～300 μm(图2c,d)。从背散射电子成像(图2e)可以看出，浅灰色为嵌晶硬石膏充填于中间裂缝孔隙中，深灰色为马鞍状白云石晶体，阴极发光图片上白云石和硬石膏都不发光(图2f)。中-粗晶鞍形白云石被视为热液白云岩的标型矿物之一[11-15]。

条带状构造与角砾状构造是热液白云岩的典型构造[16-17],图3显示早期高角度裂缝复杂充填和多次扩大的证据，也直观展示了热液矿物的共生次序。首先是具有一定渗透性的基质发生白云岩化作用，即石灰岩溶解伴随基质白云岩化形成印模或残存原灰岩组构幻影，在含石膏层也可能形成溶解垮塌角砾岩；进而发生角砾岩化作用，主要在断层附近，呈棱角状，是由水力破裂作用造成的；最后是鞍形白云石胶结，在溶蚀的孔洞和扩大裂缝中沉淀晶粒较粗的鞍形白云石和硬石膏。该层位热液白云岩的共生次序与多数热液白云岩实例是一致的。发育基质交代型和孔-缝充填型的鞍形白云石为标型特征，在岩心及薄片上可以观察到共生次序：石灰岩主岩—基质白云岩化和交代鞍形白云石—孔(裂)隙充填鞍形白云石—硬石膏。在TT-04井S4段张性裂缝中充填鞍形白云石+天青石组合(图2g—i)，天青石晶体形成粘结状、放射状团块，显示为较低干涉色。

2.3 流体包裹体证据

裂缝中充填鞍形白云石的流体包裹体均一温度分布在85～105 ℃，代表了鞍形白云石形成时的温度。K.Thamer在2014年利用petrolMod软件模拟该区TT-01井温度和镜质体反射率(Ro)随深度变化曲线，结果显示Kometan和Shiranish组经历的最高温度为60 ℃，Ro约为0.5%[18]。显然形成白云岩的流体温度高于宿主灰岩周围的温度，这是白云岩热液成因的证据之一。按照最终熔化温度计算的流体包裹体的含盐度是现代海水的3～7倍(图4)，这是鞍形白云石的另一特征。

2.4 热液白云岩的定位时间

如何解释热液定位过程、流体来源、构造背景以及储集体演化等特征是确定热液进入碳酸盐岩主体时间的关键。目前多数研究者利用埋藏史与热史曲线，结合闪锌矿、方解石、萤石放射性测年法，以及磷灰石裂变径迹的方法得出所发生的白云岩化作用的时间和埋深[1,13,19]。

图3 A油田早期高角度裂缝复杂充填和多次扩大显示热液矿物的共生次序

图4 A油田TT-05井裂缝充填鞍形白云石热液成因证据

本文通过利用3D地震解释结果推测断层活动时期来确定热液流动的大致时间范围。研究区TT-05井Shiranish组比TT-04井Shiranish组厚108 m，垒-堑结构，发育生长断层(图5)。从Q6—S1等时图上看，存在沉积厚度的差异和垒堑结构(图5a)；在K1—S4等时图上看,相同区域存在与Q6—S1等时图相似的特征(图5b)；Q1—K1等时图显示较大范围的厚度差异，说明该沉积段主要受古高地影响(图5c)。钻井解释该区S1—S4以及K1—Q1段的厚度相对稳定，依此推断生长断层活动时期应该在K1沉积后，S1沉积之前。从位于地垒的钻井(TT-04井)与位于地堑钻井(TT-05井)计算出的生长指数图上(图5d)，可以准确推测生长断层的活动时期主要集中在S6—S7沉积期。且在S7段发现无磨损、非成岩成因的斜长石晶体，解释为晶屑凝灰岩，揭示该沉积期周边存在火山活动。白垩纪中晚期，伊拉克东北部是伸展构造环境，发育被动陆缘碳酸盐岩沉积环境，与区域构造环境一致。

2.5 热液流动的优先位置及发育模式

在研究区北东-南西向地震剖面上，发现热液白云岩的上部灰岩层出现凹陷(图6)。根据前文分析，凹陷成因主要与生长断层活动有关，由于断层拉张作用导致断块塌陷和角砾岩化，在岩层顶部出现线状凹陷[1,19-20]。目前钻井揭示Kometan组白云岩主要分布在生长断层的上盘，即垒-堑结构的地堑内及断层附近。Warren J与陈代钊指出热液白云岩化作用主要发生在断裂系统的上盘，并沿孔渗性相对较好的原岩侧向推进。输导热液流动的断裂体系通常为张性或扭张性断裂，对应生长断层发育期[3,21]。因此可以推断该区热液白云岩主要发育在地堑内。

图5 A油田Shiranish组、Kometan组以及Qamchuqa组各段构造特征及断层生长指数

图6 A油田凹陷热液白云岩及Kometan组顶面瞬时频率切片

Graham R.Davies统计了世界上大量热液白云岩实例，约80%热液白云岩作用发生在早期、浅埋藏阶段，基质白云石与鞍形白云石基本上是同时期的产物。白云岩化作用的形成机理为:热液上升导致裂隙带内流体压力聚集，大于围岩孔隙流体压力，通过水力破裂作用导致断层扩展，而且断层带内的热液流体垂直上升，加之早期浅埋藏阶段Kometan组地层压实作用不强，岩石具有一定孔渗性，上升的大部分热液在顶部受阻情况下在因生长断层形成的凹陷中渗透、聚集和循环，与具有渗透性的灰岩发生白云岩化作用，因此在断层上盘(凹陷区)的白云岩化更为广泛。热液改造白云石也具有成层性，同时热液沿断裂带向上，在地垒上的kometan组部分层段(图5中TT-04井)及上部S4段的早期张性裂缝中仍观察到受到热液改造的鞍形白云石充填物(图2g)。因此可以通过凹陷分布范围的预测来估计热液白云岩发育的范围，主要利用S4-K1的等时图或等厚图预测热液白云岩的发育范围，即厚度增大的区域代表生长断层断距较大,也就是热液活动强烈的区域(图5b)。

同时也可以采用对岩性较为敏感的地震属性来确定，如用Kometan顶部瞬时频率时间切片来圈定热液白云岩发育范围(图6b)，瞬时频率属性能够反映组成地层的岩性变化。Kometan组在本区主要为灰岩，局部发育的热液白云岩在以灰岩为背景的瞬时频率图上显示为异常区。在研究区地垒东侧的地堑内已有两口井验证热液白云岩发育，利用等厚图和瞬时频率预测在地垒西侧也存在一个地堑且断距较大的区域发育热液白云岩(图6b)，本区新钻井(TT-20)已验证Kometan组为白云岩，而在同一地堑的TT-15井的Kometan组则为灰岩。

3 热液改造对储集体的意义

对本区而言，热液白云岩化作用对储集体改造主要体现在两个方面，一是基质孔隙度是否提高，二是岩性的变化(从灰岩变为白云岩)将导致裂缝发育密度的改变。

3.1 对基质孔隙的改造

Weyl提出白云岩化作用可以提高孔隙度，理论上，文石和方解石的摩尔体积比白云石大8%和13%，白云岩化作用可以使孔隙度提高，但有两个前提，一是没有外来成分造成白云石的沉淀，二是没有发生随后的压实作用[22-23]，这在地质时期是很少发生的。

测井解释TT-04井Kometan组部分层段基质孔隙度较高，且与PEF曲线有较好的对应关系。PEF值低的层段，基质孔隙度高，即部分被热液白云岩化作用改造的层段基质孔隙度增大，该井位于地垒且紧靠主断层。考虑到该段裂缝发育，声波曲线的波动和增幅会造成孔隙度计算偏大[24-25]，但基质孔隙度依然很高，测井解释孔隙度均值为10%。而该井未被热液改造的灰岩的孔隙度为2%。TT-06井Kometan组，由于该井未受热液改造，整体为灰岩地层，深浅双侧向电阻率曲线显示为正异常，表明该组裂缝发育，但测井解释和岩心测试均表明该段孔隙度较低(孔隙度平均值为2%～3%)，基质致密。TT-05井和TT-08井的S7—K1完全被白云岩化作用改造，部分层段的孔隙度增大(图7)。TT-05井的Kometan组基质孔隙发育段厚度较薄，且层数较少；TT-08井K1—S7下段也全部被白云岩化，但基质孔隙度发育段相对于TT-05井较多，原因是TT-05井的Kometan组更靠近主生长断层，位于地堑内，热液流动活跃，被热液白云岩化作用改造强烈，基质被过度白云岩化。图2d显示白云石晶体较粗，呈嵌晶状分布，孔隙多被充填。这些现象说明热液白云岩化作用既可能改善也可能降低储层的质量，取决于主岩的性质、流体成分和相对于构造的位置。上行流体的流动速度、断层间距等因素影响热液白云岩化的程度[26]，在该区体现的较为明显。

3.2 对裂缝密度的影响

区域上Shiranish组(S1—S7)含泥灰岩，Kometan组(K1—K2)是泥质含量较低的含浮游有孔虫的纯灰岩。因此，局部Kometan组和S7是白云岩的层段均被热液白云岩化作用改造，岩心统计表明白云岩层裂缝发育频率是灰岩的4～6倍(图8)。经过热液白云岩化作用改造区域的裂缝密度高于同层灰岩的裂缝密度，图7显示TT-06井的Kometan组石灰岩的裂缝密度明显低于TT-08井Kometan组热液改造白云岩的裂缝发育密度。因此储层白云岩化作用之后由于构造变形产生的张开缝的发育程度是提高油藏产量和采收率的关键因素[1,27]，同时对裂缝建模参数选取及储量计算具有指导意义。

4 结论

1) 通过区域地质背景认识、岩石学特征、热液矿物组合、地震、测井资料解释及与国外相关实例对比,可以甄别和预测热液白云岩作用形成时间及发育范围。

2) 热液白云岩化作用由两个主要事件组成，初始交代作用和次生充填作用。斑马状、角砾状结构较为常见，这些特征表现为毫米级交代白云石层、充填层的重复叠置、局部孔洞发育及后期方解石充填。大量粗晶、晶面弯曲、鞍形白云石是标型矿物。

图8 白云岩和灰岩段裂缝密度分布特征

3) 热液改造事件多发生在构造拉张期，正断层发育，如被改造层段处于在早成岩、浅埋藏期，热液改造白云岩体具有成层性，同时也沿断裂带分布；如果热液活动发生在成岩晚期，热液白云岩多呈不规则状沿断裂带分布。

4) 热液白云岩化作用既可改善也可降低储层的质量，取决于主岩的性质、流体成分和相对构造位置，上行流体的流动速度、断层间距等因素影响热液白云岩化的程度。适度热液改造可提高基质储层的孔渗性，过度白云岩化作用则破坏储集体。

致谢：本文资料来源于中国石化国际石油勘探开发有限公司，感谢李卫忠和Chris Garland给予的指导和帮助！

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(编辑 董 立)

A study on the genetic model of hydrothermal dolomitization in Taq Taq oilfield,Kurdistan region,Iraq—taking oilfield A in the Cretaceous in Zagros Basin as an example

Zhang Tao,Su Yushan,She Gang,Ahemaitijiang,Zhang Demin

(Exploration&ProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing10083)

Based on core petrographic description,fracture statistics,comprehensive interpretation of seismic and logging data,analogues with other confirmed examples,this paper analyzed the identification marks,development timing,genetic model and distribution of the hydrothermal dolomitization and its alteration on the reservoir quality,so as to analyze the abnormal distribution of dolomite in the Kometan Formation of the Cretaceous oilfield A in Zagros Basin.The most part of Kometan Formation and the lower part of the Shiranish Formation in two wells were altered by hydrothermal dolomitization.The matrix limestone there was replaced by hydrothermal flow with the crystal intergrowth,half automorphic,and coarse grain dolomite.Early extensional fractures were filled with saddle dolomite and anhydrite.Celestine-saddle dolomite-anhydrite is the main hydrothermal mineral assemblage and can be used to identify the hydrothermal origin.The hydrothermal dolomitization preferentially flow upwards along the extensional and transtensional fault systems,where dolomitization mainly occurs on the hanging walls(graben)and extends laterally in the porous and permeable layers.In this case,the geometry of altered rocks was with stratification,the limestone strata near the fractured zone were also altered by hydrothermal dolomitization which display great irregularity. The alteration of hydrothermal dolomitization on reservoir is complicated.The dolostone formed along the main fault has lower matrix porosity than dolomite a little far from main faults,because over-dolomitization usually happened in the position with more active hydrothermal fluid flow.Local reservoir quality is obviously improved with matrix porosity of about 6%.The dolomite is generally more fractured than the limestone,so dolomitization has greatly increased the fracture density and improve the flow capacity of the reservoir.This study is significant for reservoir modeling and production strategies.

fracture,hydrothermal dolomitization,genetic model,carbonate,Cretaceous,Zagros Basin

2014-12-24;

2015-05-04。

张涛(1973—)，男，高级工程师，碳酸盐岩沉积。E-mail:zhangtao1973.syky@sinopec.com。

国家科技重大专项(2011ZX05031-002)。

0253-9985(2015)03-0393-09

10.11743/ogg20150307

TE122.1

A