滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田石炭系层序地层与沉积演化特征*

陈烨菲 赵 伦 侯 珏 李 毅 王淑琴 李建新

中国石油勘探开发研究院，北京 100083

哈萨克斯坦滨里海盆地东缘石炭系发育碳酸盐岩储集层，中石油在该区域拥有4个开发区块（让纳若尔、北特鲁瓦、肯基亚克盐上和盐下油田）和1个勘探区块 （中区块）（李永宏和Burlin，2005；钱桂华，2005；胡杨，2014；张荻萩等，2016）。其中，北特鲁瓦油田为大型带凝析气顶弱挥发复杂碳酸盐岩油藏，主要含油层系位于中上石炭统，包括KT-Ⅰ和KT-Ⅱ2个油层组，中间为350m厚的陆源碎屑岩隔层。

对于该区层序地层、沉积方面前人已经有了部分研究，如苗钱友等 （2013）通过探井资料在研究区识别出6个不整合面、2个最大海泛面和6个岩性、岩相面，基于此将石炭系划分成5个二级层序（自下而上依次为SS1－SS5）和11个三级层序 （依次为S1－S11）；胡源等 （2013）以岩—电—震相结合的手段，通过淹没不整合面和暴露间断面等层序界面的分级识别与分析，将研究区KT-Ⅰ油层组划分为3个四级层序、9个五级层序；伊硕等（2017）则在沉积相的研究中将KT-Ⅱ油层组划分为1个半三级层序和9个四级层序。但由于取心资料的缺乏及层序划分方案混乱等因素，一定程度制约了对北特鲁瓦油田沉积期古地貌的认识。传统观点认为：滨里海盆地东缘整体为北东—南西走向的断背斜构造，在晚石炭世受到海西构造运动影响，导致KT-Ⅰ油层组顶部碳酸盐岩地层整体抬升并遭受区域性暴露剥蚀，部分井缺失A1和A2小层，研究区内KT-Ⅰ油层组被剥蚀后再沉降，也即在研究区内部也存在西高东低的沉积古地貌特征。近年来钻井、测井、地震等资料的进一步更新，发现前人认为的 “西高东低剥缺后沉降充填”的理论存在一定问题，并且目前方案对于指导北特鲁瓦地区的精细储集层表征及勘探开发等工作存在一定障碍。

作者以北特鲁瓦油田石炭系KT-Ⅰ和KT-Ⅱ油层组为研究对象，结合钻井取心、测井、地震等资料对石炭系进行系统的层序划分，建立研究区层序地层格架。同时，深入探讨研究区层序格架下的古地貌演化特征与云岩储集层分布的潜在联系，厘清古地理格局和有利相带同优质储集层的发育展布关系，以期为油田三维精细储层表征、开发技术调整及滨里海地区战略选区提供合理有效的勘探地质基础。

1 区域地质背景

滨里海盆地是晚元古代至早古生代的克拉通盆地，位于俄罗斯地台东南缘，占地面积达55×104km2，沉积厚度约25 km （钱桂华，2005）。盆地东、东南和南部为海西褶皱带，北和西为伏尔加—乌拉尔构造单元 （Ronchietal.，2010）。滨里海盆地的形成演化主要经历了早古生代的裂谷盆地、古生代的克拉通边缘拗陷盆地和晚二叠世后的弧后—前陆盆地等3个阶段 （Zonenshainetal.，1990；陈荣林等，2006；Ronchietal.，2010）。以下二叠统孔谷阶盐丘构造岩沉积为界，盆地可划分为盐下层系、含盐层系和盐上层系 （刘洛夫和朱毅秀，2002），其中盐下层系为下泥盆统—下二叠统沉积地层组合，包括巨厚的碎屑岩和碳酸盐岩沉积层序（梁爽等，2020）。

北特鲁瓦油田位于滨里海盆地东缘中部（图1－A，1－B），东侧紧邻乌拉尔褶皱带，作为主要的油气聚集带之一，目前在研究区及其邻区已发现了与盐构造密切相关的肯基亚克、让纳若尔、西涅利尼、科扎赛依和卡拉丘别等油气田 （杨孝群等，2011）。石炭系作为北特鲁瓦油田盐下巨厚含油层系，自下而上可分为KT-Ⅱ油层组 （根据实际资料掌握情况，本次KT-Ⅱ油层组的研究范围主要为Д2－Г1小层）、MKT混积岩层及KT-Ⅰ油层组，其中石炭系与泥盆系、二叠系均为不整合接触，石炭系内部存在多幕式的区域性不整合面（图1－C）。

2 层序地层划分

2.1 层序划分依据

层序地层学研究的对象是等时地层格架内的1套有成因联系的地层 （姜在兴，2012；李峰峰等，2019）。不同级别的层序持续时间不同，在各层序级别的规模划分上，不同的划分方案存在明显的差别，这也是导致目前层序地层划分比较混乱的原因（赵中平等，2009；胡源等，2013；苗钱友等，2013；伊硕等，2017）。目前在国内外的碳酸盐岩层序地层学研究中常采用Vail（1977）的划分方案（Mitchumetal.，1977；Chenetal.，2011；周瑞琦等，2018），故作者以该方案对研究区层序进行相关划分。

碳酸盐岩层序界面可以利用地震资料、野外露头资料、钻测井资料，通过地震反射特征、岩性岩相转换面、特殊的成岩变化 （如大气淡水的淋滤和胶结作用、古土壤化、白云岩化等）和地层叠加样式 （进积／退积样式）的改变来识别 （Melezhiketal.，2004；Brettetal.，2009；Kohletal.，2014）。大尺度的层序识别最有效的方式是通过地震反射特征来进行 （Weberetal.，2003；Kenteretal.，2010；Collinsetal.，2013），小尺度的层序识别主要借助于野外露头和钻测井资料 （McLaughlinetal.，2004； 王媛等，2017； Beavington-Penneyetal.，2019）。已有的研究表明，在层序界面附近会出现古生物化石的明显断带、成岩作用的变化以及地球化学异常，如Zr、Cr、Co、Pb、Mn、Cu、V、Pb、Ti等示踪元素的异常 （吴峰等，2016；李峰峰等，2019）。

滨里海盆地东缘的石炭系纵向上由下到上依次为Visean阶碎屑岩段、KT-Ⅱ碳酸盐岩段、MKT砂泥岩段和KT-Ⅰ碳酸盐岩段，这4个岩性段局部存在穿时现象。通过选取区域构造演化、海平面升降、地层岩性变化等要素进行分析，对滨里海盆地东缘石炭系进行层序划分。石炭系沉积时间为297～332Ma（约35Ma）（王向东等，2019），其中，KT-Ⅰ油层组沉积时间约13Ma，KT-Ⅱ油层组沉积时间约19Ma。在层序时间规模的控制下，结合层序的岩性特征和叠置样式特征可将KT-Ⅰ油层组划分为3个半三级层序和9个四级层序，KT-Ⅱ油层组可划分出3个三级层序和8个四级层序（图2）。

图2 滨里海盆地北特鲁瓦油田石炭系层序地层、界面特征、构造演化示意图Fig.2 Schematic diagram showing the Carboniferous sequence stratigraphy，interface characteristics and structural evolution in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

2.2 典型层序界面特征

2.2.1 地震层序界面识别

根据地震地层学原理，以削蚀、顶超、上超、下超等地震反射的终端模式为依据，划分出不整合面并连接到相应的整合面以后，主要识别出7个地震层序界面T1、T2、T3、T4、T5、T6和T7（图3）。

图3 滨里海盆地北特鲁瓦油田石炭系地震层序界面特征Fig.3 Seismic sequence boundary characteristics of the Carboniferous in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

通过区内连井地震地层标定剖面分析，区内三级层序界面SB7标定为强振幅波峰，全区连续可追踪，局部为中弱振幅特征，对应地震层序界面T7；三级层序界面SB6以中—强振幅波谷为主，对应地震层序界面T6；三级层序界面SB5为中振幅波峰的上过零点，局部为弱振幅的波峰反射，对应地震层序界面T5；三级层序界面SB4为强振幅波谷反射的上过零点，全区连续可追踪，对应地震层序界面T4；三级层序界面SB3标定为强振幅波峰反射，全区可连续追踪，对应地震层序界面T3；三级层序界面SB2标定为波峰反射，全区连续可追踪，局部为弱振幅特征，对应地震层序界面T2；三级层序界面SB1为中—强波谷的上过零点，对应地震层序界面T1（图3）。

2.2.2 钻井层序界面识别

本次对滨里海盆地东缘石炭系进行层序划分时，主要利用了以下4种标志识别钻井层序界面：（1）岩性岩相突变面；（2）沉积间断暴露剥蚀面；（3）旋回叠加样式转换面；（4）GR值的正向漂移特征。在明确划分方案及原则的基础上，结合前人区域研究成果、岩心岩性特征、测井曲线中伽马、声波、电阻率等变化的幅度及形状等特征，开展滨里海盆地东缘北特鲁瓦油田石炭系KT-Ⅱ到KT-Ⅰ的层序界面识别，共识别出7个三级层序界面，从下向上依次为SB1，SB2，SB3，SB4，SB5，SB6，SB7（图3；图4）。

图4 滨里海盆地北特鲁瓦油田石炭系钻井层序界面特征Fig.4 Characteristics of sequence boundary of the Carboniferous drilling sequence in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

1）SB1层序界面。为石炭系莫斯科阶和巴什基尔阶地层的分界面，界面之上为KT-Ⅱ油层组中的Г层，界面之下为KT-Ⅱ油层组中的Д层。岩性主要为亮晶颗粒灰岩、泥晶颗粒灰岩和浅灰色泥晶灰岩；在测井曲线上，二者之间界面处可见GR值变大，AC变化相对不明显（图4－A）。

2）SB2层序界面。为Г4小层与Г3小层分界面，以泥岩出现及暴露面确定SB3界面 （取心井均未取到界面处，但临近界面处的取心可见大量暴露特征，如CT－4井）。在测井曲线上，二者之间界面处可见GR值变大，AC减小，泥质含量增加，电阻率升高（图4－B）。

3）SB3层序界面。为KT-Ⅱ油层组和上覆MKT层的分界面，该界面为区域性抬升形成的不整合面，具明显的岩性突变。界面之下为KT-Ⅱ油层组的浅灰色泥晶灰岩和泥晶生屑灰岩，界面之上为灰黑色泥岩、泥灰岩、泥质粉砂岩。在测井曲线上可见界面之上曲线发生明显突变，GR值、AC值、中子测井孔隙度急剧增加，为大幅度变化齿状曲线，电阻率值降低，泥质含量增加，可推断为海平面迅速上升使得大段泥岩发育，沉积环境发生改变（图4－C）。

4）SB4层序界面。以碳酸盐岩逐渐变纯且少量泥岩出现确定SB4界面。MKT碎屑岩沉积后期基准面升高的速率逐渐变慢，进入高位体系域，由于碎屑物源注入的减少，在局部地区形成间歇性的碳酸盐沉积环境。因此，在界面之下岩性呈现泥晶灰岩、颗粒灰岩和泥岩的互层，而界面之上则为稳定的大套碳酸盐岩沉积。测井曲线上总体表现为GR和AC曲线的响应逐渐减小、电阻率逐渐升高，且曲线严重锯齿化（图4－D）。

5）SB5层序界面。界面之上为上石炭统卡西莫夫阶，界面之下为中石炭统莫斯科阶，莫斯科阶与上覆卡西莫夫阶呈不整合接触关系。根据区域地质资料，KT-Ⅰ油层组上部的卡西莫夫阶Б油层组和KT-Ⅰ油层组下部的上莫斯科亚阶穆雅奇科夫层В油层组是不整合接触关系；钻井资料显示，该界面为岩—电突变界面。界面下部发育岩性相对较单一的灰岩，测井曲线值相对较小；界面之上发育白云岩、灰岩、泥灰岩等，曲线为中幅微齿，呈漏斗状形态（图4－E）。

6）SB6层序界面。为A3与A2小层分界面，以泥岩出现及暴露面确定SB6界面 （取心井均未取到界面处，但临近界面处的取心可见大量暴露特征，如CT－4井）。测井曲线上表现为低GR、低AC和高电阻特征，此外，当上覆膏岩较发育时，电阻率曲线会呈现异常高值（图4－F）。

7）SB7层序界面。为石炭系顶界与二叠系之间的区域性不整合面，该界面处岩性发生突变，层序界面下为石炭系的碳酸盐沉积，层序界面之上为二叠系的碎屑岩沉积。测井曲线界面之下GR、AC曲线为幅度变化小的低值，为平稳持续沉积的碳酸盐岩；界面之上GR曲线发生突变，GR值变大，呈正向齿状，密度降低，AC值明显增加，为海平面持续上升的深水泥岩沉积（图4－F）。

3 层序地层特征

3.1 层序内部特征

本次研究以资料较为详实的CT－4井为例，对目的层段内钻测井资料相对较全的7个三级层序进行详细分析（图5）。

图5 滨里海盆地北特鲁瓦油田CT－4井石炭系层序地层综合柱状图Fig.5 Comprehensive column chart showing the Carboniferous sequence stratigraphy of CT－4 Well in North Troyes Oilfield of Pre-Caspian Basin

1）三级层序SQ1。SQ1层序包括KT-Ⅱ油层组Д3、Д2和Д1小层，由于钻井深度差异，大部分井未钻遇Д3小层。据现有的资料，该层序未发现海侵体系域 （TST）沉积，主要为高位体系域（HST）沉积，发育亮晶颗粒灰岩、亮晶鲕粒灰岩和泥晶颗粒灰岩等，指示水体逐渐变浅，且处于水体动荡的环境。GR和AC为低幅低值，电阻率曲线变化剧烈。

2）三级层序SQ2。SQ2层序包括KT-Ⅱ油层组Г6、Г5、Г4小层，沉积类型为碳酸盐岩开阔台地颗粒滩与滩间海交互沉积，其海侵体系域（TST）发育规模较小，岩性为亮晶颗粒灰岩、溶孔灰岩和泥质灰岩，GR呈高值，电阻率曲线显示为钟型—指状复合状，海平面逐渐上升，偶见有薄层泥岩发育，测井曲线为突变特征；SQ2高位体系域 （HST）为Г6层中段到Г4小层的顶界面，岩性为亮晶颗粒灰岩，基本无泥质，GR、AC曲线变化幅度较小，电阻率为高值。

3）三级层序SQ3。SQ3层序包括KT-Ⅱ油层组Г3、Г2、Г1小层，主要发育低能滩、滩间海等微相。高位体系域 （HST）和海侵体系域 （TST）的主要岩性为亮晶生屑灰岩、藻团块灰岩夹泥岩、含泥质泥晶灰岩，仅在最大海泛面处发育泥质细晶灰岩。测井曲线在SQ3层序顶界面处有明显的突变现象，界面之上相变为混积陆棚相沉积。

4）三级层序SQ4。SQ4层序由莫斯科阶的MKT油层组和KT-Ⅰ油层组B5小层组成，底界面为KT-Ⅱ油层组Г1小层顶，顶界面为B5小层的颗粒滩沉积。海侵体系域 （TST）由陆棚相沉积组成，主要发育褐灰色灰质泥岩、岩屑砂岩等，厚约350m，在最大海泛面处发育约30m的褐灰色灰质泥岩层。高位体系域 （HST）陆源碎屑逐渐减少，碳酸盐沉积逐渐增多，并发育颗粒滩沉积，反映海平面变化逐渐趋于稳定。

5）三级层序SQ5。SQ5层序由莫斯科阶KT-Ⅰ油层组B4、B3、B2、B1这4个小层组成，主要发育颗粒滩及滩间海亚相，发育较为对称的上下半旋回沉积。海侵体系域 （TST）以低能颗粒滩沉积及滩间海沉积为主，在最大海泛面处发育泥岩沉积，高位体系域 （HST）发育于B1、B2小层，岩性变化不大，以高能颗粒滩沉积为主，声波曲线较平直，GR曲线上呈多个钟型叠加反射。

6）三级层序SQ6。SQ6层序由KT-Ⅰ油层组Б2、Б1、A3小层组成，主要发育台坪、潟湖、颗粒滩及滩间海亚相，海侵体系域 （TST）以潟湖、低能颗粒滩及滩间海沉积为主，岩性为生屑泥晶灰岩、粉晶云岩夹少量泥岩，局部发育微孔粉晶云岩。GR曲线值增加，泥质含量较高，声波曲线较为平直，电阻率曲线呈漏斗状，水体能量较低。在最大海泛面处发育泥岩沉积；高位体系域 （HST）主要发育于A3小层，以云坪、颗粒滩相沉积为主，孔隙度、渗透率明显增加，CNL曲线值逐渐增加，呈漏斗型，电阻值逐渐降低，为海平面上升的水退过程，水体明显变浅。其中A3内部的颗粒滩由于回流渗透白云岩化作用 （王向东等，2019），云化为大量颗粒云岩沉积及残余颗粒云岩沉积。

7）三级层序SQ7。SQ7层序包括KT-Ⅰ油层组A2小层，原始划分的A1小层由于在研究区普遍存在相变和缺失，难以从二叠系初始海侵沉积中区别出来，因此将A1归属于二叠系。SQ7层序岩性相对于SQ6发生变化，除颗粒灰岩外，还沉积硬石膏岩、泥质膏岩和泥岩 （CT－4井以低能颗粒岩沉积为主）。其海侵体系域 （TST）以高GR的泥晶灰岩、泥岩沉积为主，高位体系域 （HST）则以颗粒灰岩、膏岩、云岩沉积为主，测井曲线上表现出低伽马、高密度、高电阻的膏岩层与高伽马、低电阻泥岩互层，泥质含量逐渐减少。

3.2 层序纵向演化

通过对CT－4井等典型井层序地层发育特征进行研究（图5），认为本区石炭系在纵向上经历了以下沉积演化过程：三级层序SQ1、SQ2、SQ3沉积期，研究区以开阔台地的颗粒滩与滩间海交互沉积为主，生屑颗粒多为藻类、有孔虫、棘皮等，水体循环通畅、能量相对较高。到了三级层序SQ5沉积期，经历了MKT期的混积陆棚沉积期后，研究区海平面逐渐趋于稳定并开始下降，在三级层序SQ5的高位体系域中泥质含量逐渐减少并发育较纯的碳酸盐岩，沉积环境以开阔台地相为主。三级层序SQ6与三级层序SQ7则主要以发育局限台地相及蒸发台地相沉积为特征，发育大套的云岩、膏盐岩沉积，反映水体逐渐趋于蒸发环境，三级层序SQ7厚度较三级层序SQ6明显有所减薄，云岩含量少于三级层序SQ6，但膏岩含量较三级层序SQ6明显增多。

3.3 层序横向分布特征

3.3.1 东西向等时地层格架

以东西向连井剖面KUN－4井—CT－62井—CT－4井—CT－52井为例（图6），在KT-Ⅰ油层组内三级层序厚度SQ5＞SQ6＞SQ7，三级层序SQ7、SQ6、SQ5地层厚度向西逐渐减薄，在研究区西南方向存在明显的古地貌低地。三级层序SQ6以灰岩沉积为主，旋回顶部发育大量云岩沉积 （主要见于四级层序SQ62和SQ63中），包括晶粒云岩、颗粒云岩等，云岩厚值区主要位于研究区NW 方向，且厚度自西向东逐渐减薄。在KT-Ⅱ油层组内，各层序厚度差异不大，但有部分井未钻穿目的层位 （三级层序SQ1不完整）。剖面内三级层序厚度表现为SQ1＞SQ2＞SQ3，以较单一的台地相碳酸盐颗粒滩沉积为主。研究区西北方向SQ1层序存在明显地层超覆不整合特征，KT-Ⅰ地层缺失实为继承性沉积充填所致，其在西北方向存在相变。

3.3.2 南北向等时地层格架

以A－7井—CT－4井—CT－25井—CT－54井对比剖面为例（图7），在KT-Ⅰ油层组内三级层序厚度SQ5＞SQ6＞SQ7。研究区层序地层厚度分布较为平稳，三级层序SQ7厚度呈中间厚、南北薄的特征，向南北两侧三级层序SQ5相对增厚。研究区外侧以北三级层序SQ5逐渐变厚，研究区外侧以南三级层序SQ5、SQ6、SQ7地层逐渐减薄。KT-Ⅱ油层组包括三级层序SQ1、SQ2、SQ3，其中SQ2与SQ3厚度差别不大，而SQ1相对较薄。三级层序SQ1主要在GAB－1井和B－1井钻遇，2口井GR曲线以漏斗型、指状为主，整体泥质含量较高，孔渗较差，储集层不发育。三级层序SQ2基本均钻遇，部分井 （W－1井、AL－2井）仅钻遇四级层序SQ22，缺少四级层序SQ21。

图7 北特鲁瓦油田南北向石炭系等时地层格架Fig.7 Isochronous stratigraphic framework of the Carboniferous in north-south direction in North Troyes Oilfield

4 地质意义

4.1 三级层序格架下的古地貌—沉积演化特征

本次研究结合地震、钻井、层序、取心井等研究资料，利用层序时间厚度图、地层厚度等值线图及沉积相单因素图等，对研究区古地貌—沉积演化特征进行了研究，其古地理格局总体具有 “东台西槽、北高南低”特征，进一步可将研究区古地貌—沉积演化划分为3个阶段：台地初始隆坳分异期、差异抬升与沉积分异定型期以及台地隆坳格局继承发育期（图8）。

图8 北特鲁瓦油田石炭纪台地隆坳初始分异阶段层序厚度等值线图和古地貌恢复图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 台地初始隆坳分异期

三级层序SQ2、SQ3是北特鲁瓦油田重要的台地初始隆坳分异期（图8），该时期盆地处于宾夕法尼亚亚系巴什基尔阶—莫斯科阶早期，研究区地处乌拉尔海槽西侧，伴随着乌拉尔洋的消减及乌拉尔海槽的形成，研究区所处的滨里海盆地东缘隆起带的初始隆坳分异格局开始形成。SQ2层序整体呈现出西北部和东南部较厚而中间较薄的厚度分异趋势，厚值区沿研究区中心呈发散状向四周增厚，呈带状展布，反映当时的古地貌开始出现高低起伏和隆坳相间的格局。沉积环境整体以开阔台地相为主，水体流通性较好，进一步可划分为高能滩、高能滩—低能滩、滩间海沉积，整体颗粒岩含量高，暗示沉积时水体能量较强。颗粒岩含量与地层厚度呈正相关，基本继承正地貌发育颗粒滩、负地貌发育滩间海沉积，颗粒滩大致沿南北向似带状断续展布（图9－A）。至SQ3层序沉积期，层序厚度自东部和西部向中间减薄，继续呈现出隆坳分异的古地貌格局，但仍以开阔台地沉积为主，水体并未局限，受海平面相对升降的影响，高能滩规模相对SQ2层序有所增加，整体呈片状分布，仅在西北部和东南部发育部分滩间海沉积（图9－B）。

图9 北特鲁瓦油田石炭系三级层序格架下沉积相平面分布图Fig.9 Planar distribution of sedimentary facies under the Carboniferous third sequence framework in North Troyes Oilfield

4.1.2 差异抬升与沉积分异定型期

三级层序SQ4为研究区差异抬升与沉积分异的定型期，处于宾夕法尼亚亚系莫斯科阶中期（主要为MKT沉积阶段）。该时期研究区仍处于海侵沉积背景，大量海水倒灌使得盆地水位变深，并沉积了大量混积陆棚相的陆源碎屑砂岩、泥岩及少量碳酸盐岩薄层，但沉积格局并未发生明显改变。

4.1.3 台地隆坳格局继承发育期

根据研究区古地貌—沉积演化特征，认为三级层序SQ5、SQ6、SQ7是隆坳格局分异的继承发育期（图10），该时期处于宾夕法尼亚系莫斯科阶晚期—二叠纪早期，盆地东缘遭受强烈的造山运动影响，研究区自北向南开始发生明显海退作用。SQ5层序主要形成于海退背景，但海退程度相对较弱，仍以开阔台地沉积为主。研究区北部、东南部以及东部为古地貌高地，研究区西部及西南方向存在相变，地层厚度急剧减薄，发育斜坡—盆地相沉积，滩体沿斜坡呈近似弧状展布（图9－C）。随着乌拉尔洋的逐渐关闭，海盆不断受限，研究区发育了局限台地和蒸发台地相的沉积。SQ6层序古地貌整体呈现出东高西低的变化趋势，滩体继承性呈带状沿斜坡相展布。研究区西北侧、西侧为半局限—蒸发环境，东侧受东部岛链所提供的陆源碎屑影响以及自身障壁体系发育泥灰质潟湖沉积，地层厚度相对较大。高产区则主要位于研究区东缘隆坳分异所形成的 “两滩夹一坪”体系中（图9－D）。三级层序SQ7层序古地貌高地主要分布在东南部一带，东侧仍继承性发育泥灰质潟湖沉积，高能滩主要分布在中部，呈片状分布，西北部仍以局限环境为主，发育膏 （云）质潟湖沉积（图9－E）。

图10 北特鲁瓦油田石炭纪台地隆坳格局继承发育阶段层序厚度等值线图和古地貌恢复图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 隆坳格局与白云岩储集层分布

A2、A3、Г3及Г4油层是北特鲁瓦油田的主力储集层，其中A3储集层的孔渗物性最好，单层储集层厚度大，分布较为集中 （胡源等，2013；王向东等，2019）。对比研究区不同储集岩类物性数据发现，白云岩类储集层的物性明显优于颗粒灰岩类储集层（表1），而在白云岩类储集层中，残余颗粒泥晶白云岩具有更好的物性特征，是研究区最主要的储集岩。A3油层位于三级层序SQ6的高位体系域，是研究区白云岩发育的主要层位。根据绘制的SQ6层序地层厚度等值线图显示（图10－B），地层整体呈东厚西薄特征，高颗粒岩含量区域呈带状展布，形成围限式的隆坳格局分异，其中中部发育带状的颗粒滩沉积，滩体之间发育云坪、灰云质潟湖及膏云质潟湖沉积（图9－D）。受隆坳格局控制，研究区内发育3种白云岩组合，即晶粒白云岩—颗粒白云岩组合、灰岩—白云岩组合及膏岩—白云岩组合。

表1 北特鲁瓦油田不同储集岩物性统计Table 1 Statistics of physical properties of different reservoir rocks in Norte Troyes Oilfield

研究表明，云坪相以粉晶白云岩为主，孔隙度平均13.80%，渗透率平均20.20×10－3μm2；与云坪相相邻处发育大量云化颗粒滩沉积，通过岩心观察，发现部分残余颗粒泥晶白云岩储集层平均孔隙度高达15.11%，平均渗透率为57.40×10－3μm2，镜下可见晶间溶孔、体腔 （溶）孔，孔径较大，储集性能极佳。灰云质潟湖沉积以灰岩与白云岩的薄互层产状为特征，岩性较为致密，以泥晶白云岩为主，储集层物性较差。膏云质潟湖沉积则以膏岩、白云岩互层或二者共生的形式产出，平面上主要分布于研究区西北侧，随着蒸发作用愈加强烈，海水盐度增大，膏质沉积陆续出现，往往会封堵云岩的原始孔隙，储集层物性受膏岩发育程度影响较大。

5 结论

1）在北特鲁瓦油田石炭系共识别出7个地震层序界面及7个钻井层序界面，并将KT-Ⅰ油层组划分为3个半三级层序，KT-Ⅱ油层组划分为3个三级层序，纵向上层序格架内沉积环境由开阔台地、局限台地至蒸发台地演化。

2）北特鲁瓦油田石炭系古地貌—沉积演化可划分为3个阶段，SQ2－SQ3层序为台地初始隆坳分异期，SQ4层序为台地差异抬升与沉积分异定型期，SQ5－SQ7层序为台地隆坳格局继承发育期。层序格架控制下的隆坳格局分异控制了白云岩亚类在平面上的分布，低部位以泥晶白云岩—膏盐岩组合和泥晶白云岩—泥晶灰岩组合为主，主要为潟湖相沉积，而高部位则以泥粉晶云岩、细粉晶白云岩和残余颗粒泥晶白云岩为主，发育云坪相及云化颗粒滩相沉积。

3）北特鲁瓦油田KT-Ⅰ沉积期古地理格局总体具有 “东台西槽、北高南低”的特征，为继承性差异沉降的结果，而并非剥蚀后沉降充填的产物。这不仅有助于理解和预测滨里海盆地东部及东南部盐下古生界油气田发育规律，后续还对滨里海地区油气勘探开发战略选区具有重要的指导意义。