張向濤，汪旭東，張素芳 ，佘清華，艾建峰，雷 超

[1 中海石油(中國(guó))有限公司 深圳分公司研究院，廣東 廣州 510240; 2 中國(guó)地質(zhì)大學(xué)構(gòu)造與油氣資源教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北 武漢 430074]

臺(tái)內(nèi)薄層礁灘型碳酸鹽巖儲(chǔ)層定量描述及控制因素
——以珠江口盆地A地區(qū)為例

張向濤1，汪旭東1，張素芳1，佘清華1，艾建峰1，雷 超2

[1 中海石油(中國(guó))有限公司 深圳分公司研究院，廣東 廣州 510240; 2 中國(guó)地質(zhì)大學(xué)構(gòu)造與油氣資源教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北 武漢 430074]

礁灘型碳酸鹽巖儲(chǔ)層是南海周緣含油氣盆地重要的油氣聚集的儲(chǔ)層之一。珠江口盆地A地區(qū)受地震資料品質(zhì)低和有效儲(chǔ)層刻畫(huà)手段弱的限制，準(zhǔn)確表征該區(qū)礁、灘相儲(chǔ)層的分布特征研究一直較為薄弱。本次研究基于拓頻處理后的高分辨率三維地震資料，采用稀疏脈沖反演、物性反演和三維可視化組合等技術(shù)，有效預(yù)測(cè)并刻畫(huà)了該區(qū)礁灘型儲(chǔ)層的空間分布，并結(jié)合鉆井資料揭示了油水界面關(guān)系，對(duì)礁、灘體油藏的儲(chǔ)量進(jìn)行了準(zhǔn)確計(jì)算。目前基于本次研究獲得的有效儲(chǔ)層定量描述結(jié)果部署的評(píng)價(jià)井獲得了工業(yè)油流，并且儲(chǔ)層預(yù)測(cè)結(jié)果與鉆井吻合較好，證實(shí)了本次研究采用的技術(shù)方法對(duì)薄層礁灘型儲(chǔ)層預(yù)測(cè)的實(shí)用性和有效性。同時(shí)，論文還分析了沉積相帶、四級(jí)海平面下降引起的淡水淋濾溶蝕作用與礁灘型儲(chǔ)層發(fā)育具有密切的相關(guān)，而風(fēng)向是影響生物礁相儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性的另一主要控制因素。

礁、灘體；薄儲(chǔ)層；儲(chǔ)層預(yù)測(cè)；珠江口盆地

珠江口盆地中新統(tǒng)發(fā)育大規(guī)模的碳酸鹽巖沉積，面積約為50 000 km2，生物礁是其中主要的構(gòu)成部分，主要分布于東沙隆起[1]。早在20世紀(jì)80年代就發(fā)現(xiàn)迄今為止南海北部海域最大的生物礁油田，石油地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)2×108t，隨后相繼發(fā)現(xiàn)多個(gè)生物礁、灘復(fù)合體油藏(包括本文研究的A地區(qū))。

A-1井是A地區(qū)礁、灘體油藏的發(fā)現(xiàn)井，完鉆井深2 175 m，鉆遇了下珠江統(tǒng)15.2 m厚的碳酸鹽巖油層及8.5 m厚的砂巖油層。地震及鉆井取心揭示，下珠江統(tǒng)是在濱岸砂巖的基底上發(fā)育了以苔蘚蟲(chóng)泥粒灰?guī)r為主要巖石類(lèi)型的臺(tái)地相沉積，并在其上依次發(fā)育了生物碎屑灘和生物礁的沉積，根據(jù)礁、灘所處的位置，其屬于典型的臺(tái)地內(nèi)礁、灘體。由于受地震資料分辨率低和儲(chǔ)層厚度較薄的限制，對(duì)礁、灘相儲(chǔ)層的分布規(guī)律認(rèn)識(shí)不清，儲(chǔ)量計(jì)算的結(jié)果可信度低，導(dǎo)致該生物礁、灘體油藏在被發(fā)現(xiàn)后的近30年內(nèi)一直僅被視為含油構(gòu)造而未投入開(kāi)發(fā)生產(chǎn)。

礁灘型碳酸鹽巖儲(chǔ)層的精細(xì)描述是該類(lèi)油藏勘探中的關(guān)鍵技術(shù)，針對(duì)研究區(qū)的實(shí)際情況，儲(chǔ)層精細(xì)描述的難點(diǎn)主要體現(xiàn)在兩個(gè)方面：①受地貌、成巖等地質(zhì)因素的影響，礁、灘沉積復(fù)雜，儲(chǔ)層橫向非均質(zhì)性強(qiáng)，且研究區(qū)內(nèi)僅有一口鉆井，控制點(diǎn)少，加大了沉積相類(lèi)型與展布研究的難度；②儲(chǔ)層厚度薄，研究區(qū)地震子波頻率約為37 Hz，碳酸鹽巖速度取4 080 m/s，計(jì)算出的調(diào)諧厚度為27 m，而A-1井鉆遇的儲(chǔ)層厚度為8～14 m，小于調(diào)諧厚度，具有薄儲(chǔ)層的特點(diǎn)，因而在常規(guī)地震剖面上難以識(shí)別，薄儲(chǔ)層厚度預(yù)測(cè)已成為制約該油藏下一步勘探的核心問(wèn)題。

本文基于拓頻處理后的高分辨率三維地震資料，采用保幅寬頻高分辨率處理、稀疏脈沖反演、物性反演和三維可視化組合技術(shù)，從碳酸鹽巖儲(chǔ)層預(yù)測(cè)和儲(chǔ)量計(jì)算兩個(gè)方面對(duì)礁灘型儲(chǔ)層開(kāi)展精細(xì)描述，目前獲得了工業(yè)油流與基于本次研究獲得的有效儲(chǔ)層定量描述和儲(chǔ)層預(yù)測(cè)結(jié)果吻合較好，證實(shí)了本次研究采用的技術(shù)方法對(duì)薄層礁灘型儲(chǔ)層預(yù)測(cè)的實(shí)用性和有效性。同時(shí)，還對(duì)控制該臺(tái)內(nèi)礁灘型碳酸鹽巖儲(chǔ)層分布的影響因素進(jìn)行分析，以期揭示儲(chǔ)層的成因，對(duì)指導(dǎo)該區(qū)乃至類(lèi)似復(fù)雜儲(chǔ)集體的油氣勘探均具有重要意義。

1 儲(chǔ)層特征

層序地層學(xué)及沉積學(xué)研究表明，研究區(qū)下珠江統(tǒng)碳酸鹽巖形成于SQ1(絕對(duì)年齡為23.8～21.5 Ma)的高水位體系域(HST)時(shí)期[2](圖1)，碳酸鹽巖沉積總厚度為37.5 m。胡平忠等根據(jù)巖心觀察(主要是巖性組合及層理結(jié)構(gòu))及分析化驗(yàn)資料(主要是巖石成分、結(jié)構(gòu)及古生物)，將碳酸鹽巖的沉積相由下而上依次劃分為碳酸鹽臺(tái)地相—生物灘相—生物礁相，根據(jù)礁體內(nèi)部生物演變及巖石結(jié)構(gòu)特征的變化，將生物礁相劃分出兩個(gè)礁的亞相旋回，其中下部為雛礁，上部為發(fā)育良好的礁①胡平忠,謝衍興,陸肖容,等.珠江口盆地A-1井沉積學(xué)特征及與油氣聚集的關(guān)系.中海油深圳分公司,1986.。

生物礁相主要巖石類(lèi)型為藻粘結(jié)灰?guī)r、藻粘結(jié)有孔蟲(chóng)屑灰?guī)r，生物灘相以微晶骨屑藻屑灰?guī)r、微晶-亮晶骨屑藻屑灰?guī)r、微晶含砂骨屑藻屑灰?guī)r為主。儲(chǔ)層類(lèi)型以孔隙型為主，受裂縫影響較小。儲(chǔ)集空間以溶孔為主(圖2)，包括粒間溶孔、藻架溶孔、有孔蟲(chóng)房室和珊瑚藻等生物粒內(nèi)溶孔、基質(zhì)溶孔等，其中粒間溶孔是最主要的儲(chǔ)集空間。

圖1 A-1井高分辨率層序劃分與沉積相Fig.1 High-resolution sequence stratigraphy and sedimentaryfacies of Well A-1

A-1井物性分析數(shù)據(jù)表明，生物礁相儲(chǔ)層孔隙度最大值為23.2%，最小值為7.4%，平均值為16%，其中孔隙度大于20%的樣品占21%；滲透率最大值為27×10-3μm2，最小值為0.02×10-3μm2，主要分布于0.1×10-3～1×10-3μm2(47%)。生物灘相儲(chǔ)層孔隙度最大值為28.9%，最小值為16.4%，平均值為23.2%，其中孔隙度大于20%的樣品占66.6%；滲透率最大值為203×10-3μm2，最小值為1.1×10-3μm2，主要分布于10×10-3～100×10-3μm2(44%)。綜合儲(chǔ)層石類(lèi)型、物性、孔隙結(jié)構(gòu)、壓汞曲線特征等參數(shù)，并與珠江口盆地(東部)其他碳酸鹽巖儲(chǔ)層對(duì)比，研究區(qū)礁相儲(chǔ)層屬于Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層，灘相儲(chǔ)層為Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層②汪瑞良,劉麗華,傅恒,等.珠江口盆地(東部)碳酸鹽巖層序地層及有利儲(chǔ)層分布.中海油深圳分公司,2010.。

圖2 A-1井礁、灘型儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型Fig.2 Pore types of reef-bank reservoirs in Well A-1a.微晶含砂有孔蟲(chóng)藻屑灰?guī)r，粒間溶蝕孔發(fā)育，井深1 860.60 m；b.微晶-亮晶骨屑藻屑灰?guī)r，粒間及粒內(nèi)溶蝕孔發(fā)育，井深1 857.75 m；c.微晶藻鉆有孔蟲(chóng)屑灰?guī)r，粒間溶蝕孔發(fā)育，井深1 844.05 m；d.藻粘結(jié)灰?guī)r，粗晶方解石膠結(jié)孔隙，后被溶蝕，井深1 836.15 m；e.微晶-微亮晶藻屑有孔蟲(chóng)屑灰?guī)r。珊瑚藻架孔，井深1 844.05 m；f.藻粘結(jié)灰?guī)r，有孔蟲(chóng)體腔孔，井深1 839.05 m

2 礁灘型儲(chǔ)層精細(xì)描述

2.1 礁灘型儲(chǔ)層預(yù)測(cè)

四川盆地和塔里木盆地碳酸鹽巖油氣勘探促進(jìn)了生物礁灘油氣勘探的研究，各種儲(chǔ)層預(yù)測(cè)方法層出不窮，如層序地層和沉積相指導(dǎo)生物礁灘建模[3-4]、地震沉積學(xué)[5]、地震屬性[6-8]、時(shí)頻分析[9-10]、彈性參數(shù)[11]、波阻抗反演及三維可視化技術(shù)[12]等。這些方法在不同地區(qū)均有成功應(yīng)用的實(shí)例，但不同方法所能達(dá)到的精度不甚相同，適用性也隨不同勘探階段研究對(duì)象的差異而不盡相同。針對(duì)研究區(qū)礁灘型儲(chǔ)層厚度薄的特點(diǎn)，常規(guī)地球物理方法不能清楚地展現(xiàn)礁灘儲(chǔ)層分布和接觸關(guān)系，筆者通過(guò)地震資料提高分辨率處理和綜合解釋?zhuān)⒉捎孟∈杳}沖反演、物性反演和三維可視化組合技術(shù)，開(kāi)展了礁灘型儲(chǔ)層的預(yù)測(cè)。

2.1.1 保幅寬頻高分辨率處理

對(duì)于厚度薄且物性縱橫向變化大的碳酸鹽巖儲(chǔ)層，常規(guī)時(shí)間偏移數(shù)據(jù)體難以滿(mǎn)足構(gòu)造精細(xì)解釋、儲(chǔ)層預(yù)測(cè)和相應(yīng)的儲(chǔ)量計(jì)算的精度，為此需要進(jìn)一步拓展地震資料頻率、提高分辨率、充分挖掘資料潛力，才能對(duì)薄儲(chǔ)層做出精細(xì)預(yù)測(cè)。為保證拓頻處理后地震數(shù)據(jù)保持原有數(shù)據(jù)的信噪比、相對(duì)振幅關(guān)系和時(shí)頻特性，采用了疊后保幅寬頻高分辨率處理技術(shù)(HIRAB)。該技術(shù)是在提高地震資料信噪比和振幅相對(duì)保持的基礎(chǔ)上，提取地震資料中的有效低頻和高頻信號(hào)，對(duì)地震記錄逐個(gè)頻率點(diǎn)進(jìn)行振幅譜展寬、拉平，并保留低頻信號(hào)，使地震資料的振幅譜在有效頻帶范圍內(nèi)接近反射系數(shù)的振幅譜，從而提高分辨率[13-15]。

HIRAB處理中一個(gè)重要的環(huán)節(jié)是拓頻處理參數(shù)試驗(yàn)[13]。通過(guò)CRP道集和疊后偏移剖面的頻率掃描以及高分辨率處理實(shí)驗(yàn)，選擇90Hz作為HIRAB道集頻帶的有效高頻，為提高信噪比，在對(duì)該CRP道集進(jìn)行寬頻處理之前，還進(jìn)行了保幅去噪(CRA)。寬頻處理后的HIRAB剖面及其對(duì)應(yīng)的振幅譜如圖3所示，通過(guò)與常規(guī)偏移剖面的對(duì)比，HIRAB剖面展示了更為豐富的地質(zhì)信息，具體效果主要體現(xiàn)在以下3個(gè)方面。

1) 主頻提高，頻帶拓寬常規(guī)偏移剖面頻帶為10～64 Hz，頻帶寬度為54 Hz，主頻是37 Hz，而HIRAB剖面頻帶為8～90 Hz，頻帶寬度為82 Hz，主頻是49 Hz，相比于常規(guī)偏移剖面的高頻拓展26 Hz，頻帶展寬28 Hz，主頻提高了12 Hz，反映的地震信息更加豐富。

2) HIRAB剖面總體分辨率提高，波組關(guān)系清楚，分辨薄儲(chǔ)層的能力增強(qiáng)，識(shí)別分辨能力能達(dá)到10 m。

3) HIRAB剖面與合成記錄吻合更好，同相軸的連續(xù)性變好、地質(zhì)含義更加明確。如A-1井鉆揭的灘灰?guī)r在HIRAB剖面上顯示更清晰，反應(yīng)灰?guī)r下附砂巖的同相軸連續(xù)性也變好。

結(jié)合A-1井合成記錄，在HIRAB剖面上可連續(xù)追蹤出礁灰?guī)r頂面、灘灰?guī)r頂面、灰?guī)r底面及下附砂巖頂面共4個(gè)控制層面，由于同相軸橫向連續(xù)性較好，解釋結(jié)果精細(xì)可靠，為后續(xù)波阻抗反演過(guò)程中初始地震地質(zhì)模型的合理建立提供了精細(xì)的層位數(shù)據(jù)。

2.1.2 波阻抗反演

礁灘型儲(chǔ)層與致密?chē)鷰r速度差異明顯，利用波阻抗反演能很好地識(shí)別出低速異常帶，從而進(jìn)行礁灘型儲(chǔ)層預(yù)測(cè)。波阻抗反演作為聯(lián)系地震、測(cè)井及地質(zhì)信息的紐帶，是儲(chǔ)層地震預(yù)測(cè)的核心技術(shù)，現(xiàn)已發(fā)展了多種反演算法[16-18]，基于工區(qū)井少的特點(diǎn)，選用測(cè)井約束稀疏脈沖反演技術(shù)定量預(yù)測(cè)礁灘型儲(chǔ)集層的空間分布特征。該技術(shù)是以測(cè)井資料豐富的高頻信息和完整的低頻成份補(bǔ)充地震有限帶寬的不足，用已知地質(zhì)信息和鉆井、測(cè)井資料作為約束條件，直接反演巖石的波阻抗，具有地震記錄和反演結(jié)果可靠性高的優(yōu)點(diǎn)[12]。

過(guò)A-1井波阻抗反演剖面顯示(圖4)，礁灘儲(chǔ)層具有低波阻抗(7 500～10 000 g·cm-3·m·s-1)的特點(diǎn)，而致密灰?guī)r波阻抗最高達(dá)14 600 g·cm-3·m·s-1，可有效分辨儲(chǔ)集層段和非儲(chǔ)集層段，且與井吻合較好；此外，反演波阻抗剖面不同層系之間阻抗關(guān)系縱橫延伸情況清晰，礁、灘體儲(chǔ)層的展布及非均質(zhì)性得到良好的展現(xiàn)，為物性反演打下了良好的基礎(chǔ)。同時(shí)，在反演波阻抗剖面中可清晰地看出礁相儲(chǔ)層與灘相儲(chǔ)層相互連通，二者為同一油藏。

2.1.3 礁、灘體有效儲(chǔ)層雕刻

波阻抗體反應(yīng)的是巖性信息，而在儲(chǔ)層預(yù)測(cè)研究中，儲(chǔ)層物性及空間展布無(wú)疑是人們更關(guān)注的內(nèi)容。在反演波阻抗剖面上，較厚的儲(chǔ)層比較容易識(shí)別，而較薄的儲(chǔ)層則相對(duì)難于識(shí)別，但其所反映的儲(chǔ)層空間變化(橫向變化)是可靠的，因而可以利用波阻抗數(shù)據(jù)對(duì)儲(chǔ)層物性及其空間展布進(jìn)行定量描述[19]。

圖3 常規(guī)偏移剖面(a)和HIRAB剖面(c)及其對(duì)應(yīng)的頻譜(b,d)Fig.3 Conventional migrated section(a)and HIRAB section(c)and their corresponding spectrum(b,d)

圖4 過(guò)A-1井波阻抗剖面Fig.4 Wave impedance profile tied to Well A-1

通過(guò)擬合A-1井有效孔隙度與測(cè)井波阻抗之間的關(guān)系，建立了二者之間的數(shù)學(xué)關(guān)系式：

P=-4.656 28e-08X+0.644 284

(1)

式中:P為孔隙度,%；X為波阻抗，g·cm-3·m·s-1。

利用式(1)對(duì)碳酸鹽巖巖層段的波阻抗數(shù)據(jù)體進(jìn)行轉(zhuǎn)換，得到孔隙度數(shù)據(jù)體。由A-1井灰?guī)r儲(chǔ)層段的波阻抗與井點(diǎn)處反演孔隙度數(shù)據(jù)的分析，分別確定了礁相有效儲(chǔ)層和灘相有效儲(chǔ)層的孔隙度門(mén)檻值分別為16%和20%。利用三維數(shù)據(jù)體識(shí)別和追蹤儲(chǔ)層段,并用解釋結(jié)果作為約束條件進(jìn)行儲(chǔ)層的雕刻,可在三維空間內(nèi)清晰地展示礁灘體儲(chǔ)層的規(guī)模、方位以及其他各種空間展布特征。從礁灘有效儲(chǔ)層三維雕刻圖中可以看出(圖5)，二者均分布在構(gòu)造相對(duì)高部位，具有較強(qiáng)的平面非均質(zhì)性；礁、灘相有效儲(chǔ)層的平面分布并不重合，相比較而言，礁相有效儲(chǔ)層趨向于東西向展布，而灘相有效儲(chǔ)層趨向南北向展布，礁相有效儲(chǔ)層的分布范圍大于灘相。

2.2 礁灘體油藏儲(chǔ)量計(jì)算

前已述及，限制研究區(qū)礁、灘體油藏有效開(kāi)發(fā)的一個(gè)主要原因是儲(chǔ)量不落實(shí)。從反演的波阻抗剖面可以看出(圖4)，灰?guī)r段的層內(nèi)和平面非均質(zhì)性強(qiáng)，若將其視為層狀介質(zhì)進(jìn)行儲(chǔ)量計(jì)算，其結(jié)果顯然是不可信的。本研究克服了以往僅有二維或常規(guī)三維地震資料的限制，在提高地震資料分辨率處理和測(cè)井約束稀疏脈沖反演技術(shù)基礎(chǔ)上，利用物性反演和三維可視化組合技術(shù)刻畫(huà)了礁、灘相有效儲(chǔ)層的空間展布特征，再根據(jù)A-1井鉆探的油水界面結(jié)果，計(jì)算了含油邊界以?xún)?nèi)的含烴面積和油層有效厚度，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行了儲(chǔ)量計(jì)算。主要工作流程如下：

1) 從礁、灘相有效儲(chǔ)層的三維雕刻圖中，得到有效儲(chǔ)層在時(shí)間域的頂、底時(shí)間。再在A-1井揭示的油水界面范圍內(nèi)，從有效儲(chǔ)層時(shí)間域的厚度圖上統(tǒng)計(jì)了含油面積和時(shí)間域的含油體積(圖6)。

2) 依據(jù)礁相儲(chǔ)層和灘相儲(chǔ)層的地層速度(分別為 4 175 m/s和3 810 m/s)，將時(shí)間域的含油體積轉(zhuǎn)換到深度域含油體積，并由此得到科學(xué)合理的儲(chǔ)量評(píng)價(jià)結(jié)果，最終評(píng)價(jià)礁相儲(chǔ)層達(dá)到海上油氣田評(píng)價(jià)開(kāi)發(fā)的經(jīng)濟(jì)門(mén)檻。

圖5 礁(a)、灘(b)相有效儲(chǔ)層雕刻Fig.5 Map showing description of the effective reservoirs of reef-bank facies

圖6 礁(a)、灘(b)體有效儲(chǔ)層厚度平面分布Fig.6 Isopach map of effective reservoirs of the reef-bank facies

2.3 應(yīng)用效果分析

從礁、灘體油層厚度平面分布圖(圖6)可以看出，礁相和灘有效儲(chǔ)層最為發(fā)育的區(qū)域位于構(gòu)造的東北部，而非構(gòu)造高部位?；谶@一認(rèn)識(shí)，并綜合考慮要落實(shí)灰?guī)r下伏砂巖儲(chǔ)層油水界面的需求，部署了A-2評(píng)價(jià)井(圖6)，獲得了127.3 m3/d的高產(chǎn)油流。實(shí)際鉆探揭示A-2井有效儲(chǔ)層厚度為27.5 m，其中礁相有效儲(chǔ)層20.5 m，灘相有效儲(chǔ)層7.0 m，與預(yù)測(cè)結(jié)果基本吻合，證實(shí)了本次研究對(duì)該礁、灘體油藏的新認(rèn)識(shí)，同時(shí)也說(shuō)明了文中介紹的方法對(duì)臺(tái)內(nèi)薄層礁、灘體復(fù)雜油藏精細(xì)描述的可行性。

3 礁、灘體有效儲(chǔ)層控制因素

綜合礁、灘體有效儲(chǔ)層的空間分布(圖6)及兩口井的實(shí)鉆結(jié)果，認(rèn)為研究區(qū)碳酸鹽巖發(fā)育主要受三級(jí)海平面升降控制，有效儲(chǔ)層的形成主要受四級(jí)海退半旋回控制。四級(jí)海平面升降一方面控制了碳酸鹽巖礁、灘的形成發(fā)育，另一方面海退造成礁、灘體暴露使其受到淡水的淋濾作用而使孔滲性變好。此外，礁、灘體儲(chǔ)集層最為發(fā)育的區(qū)域位于構(gòu)造的東北部(A-2井區(qū))，而非構(gòu)造高部位主要與風(fēng)向有關(guān)。

3.1 高能相沉積是有效儲(chǔ)層形成的基礎(chǔ)

儲(chǔ)層特征分析表明，沉積相對(duì)儲(chǔ)層控制作用明顯。研究區(qū)儲(chǔ)層主要分布生物礁相及生物碎屑灘相帶中，主要是源于這兩個(gè)相帶有利于亮晶膠結(jié)的顆?；?guī)r及生物骨架的形成[20]。臺(tái)內(nèi)生物碎屑灘和生物礁發(fā)育于相對(duì)高地貌區(qū)，位于浪基面附近，強(qiáng)的水動(dòng)力能將灰泥基質(zhì)帶走，剩下的物質(zhì)為生屑等顆?；蛏锕羌埽w粒及骨架間主要被亮晶所膠結(jié)，巖石結(jié)構(gòu)相對(duì)疏松，礁、灘體暴露海平面后，淡水容易向其內(nèi)部很大的深度段內(nèi)滲透而發(fā)生溶蝕作用，形成有效儲(chǔ)層。相比較而言，碳酸鹽臺(tái)地區(qū)沉積環(huán)境安靜，以沉積泥晶灰?guī)r為主，泥晶顆粒非常細(xì)小，相互黏結(jié)緊密，巖石結(jié)構(gòu)相當(dāng)致密，流體很難向其內(nèi)部滲透，溶蝕作用很難進(jìn)行。

生物灘相儲(chǔ)層物性之所以好于生物礁相，原因主要是生物礁相儲(chǔ)層的巖石類(lèi)型主要為藻粘結(jié)灰?guī)r，藻粘結(jié)結(jié)構(gòu)十分發(fā)育，顆粒排列緊密，原生粒間孔的大小和連通性均受到較大的影響，后期溶蝕作用的進(jìn)行盡管可以形成較多的溶蝕孔，但對(duì)于孔隙連通性的改善效果甚微。相比之下，組成生物灘相的微晶-微亮晶藻屑骨屑灰?guī)r，經(jīng)過(guò)海浪的反復(fù)拍打淘洗，泥晶基質(zhì)全部被帶走，剩下的顆粒結(jié)構(gòu)成熟度較高，顆粒間的堆積排列方式與砂巖相似，原生粒間孔隙的大小和連通性均較好，盡管這些孔隙后期會(huì)被亮晶所膠結(jié)，但經(jīng)過(guò)淡水淋濾溶蝕作用后仍能形成連通性較好的溶蝕粒間孔隙(圖2a)。

3.2 四級(jí)海平面下降是形成高孔段的關(guān)鍵

研究區(qū)礁、灘體有效儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間主要是粒間溶孔，溶蝕作用對(duì)有效儲(chǔ)層的形成至關(guān)重要。由于臺(tái)緣環(huán)境的遮擋，臺(tái)內(nèi)環(huán)境的浪基面影響深度一般為2～5 m，發(fā)育于局部高地的礁、灘體暴露幾率大，大氣淡水可影響單旋回礁、灘體的中上部[21-22]。隨著海平面周期性下降，碳酸鹽臺(tái)地開(kāi)始周期性暴露并周期性形成淡水成巖環(huán)境，這一過(guò)程隨著海平面次一級(jí)(四級(jí))升降在高位體系域反復(fù)進(jìn)行，是形成多個(gè)高孔段的主要原因。根據(jù)鏡下觀察到的滲流粘土、褐鐵礦染及淡水白云石的期次膠結(jié)等暴露標(biāo)志(圖7)，可推測(cè)研究區(qū)至少經(jīng)歷3期暴露，對(duì)應(yīng)3個(gè)四級(jí)層序。最早的一期是生物灘沉積后，第二期是雛礁亞相發(fā)育的末期，第三期是第二旋回礁發(fā)育之后，每期暴露都伴隨著淡水淋濾作用而產(chǎn)生次生溶孔。A-1井四級(jí)層序的位置與油層段對(duì)應(yīng)關(guān)系較好，充分證明研究區(qū)四級(jí)海平面下降是形成高孔段的關(guān)鍵。

圖7 A-1井礁、灘型儲(chǔ)層暴露標(biāo)志Fig.7 Exposure marks of reef-bank reservoirs in Well A-1a.微晶含砂骨屑灰?guī)r，海綠石褐鐵礦染，井深1 832.08 m(反光薄片)；b.藻粘結(jié)灰?guī)r，滲流粘土，井深1 832.65 m(鑄體薄片)；c.藻粘結(jié)灰?guī)r，褐鐵礦染，井深1 846.2 m(反光薄片)；d.微晶藻屑骨屑灰?guī)r，淡水方解石，井深1 857.10 m(偏光薄片)

3.3 風(fēng)向與生物礁相儲(chǔ)層物性橫向變化密切相關(guān)

礁體生長(zhǎng)與水動(dòng)力有密切關(guān)系，而水動(dòng)力與風(fēng)向有關(guān)，故礁體生長(zhǎng)速度和規(guī)模與風(fēng)向有關(guān)；碳酸鹽巖生物碎屑灘為高能環(huán)境下的碳酸鹽巖顆粒沉積，其顆粒大小受水動(dòng)力強(qiáng)弱控制，沉積分布與也與潮流和風(fēng)向有關(guān)[23]。

對(duì)比A-1和A-2井所處的礁、灘體有效儲(chǔ)層的厚度圖(圖6)，不難發(fā)現(xiàn)二者灘相有效儲(chǔ)層的厚度基本相同，但礁相有效儲(chǔ)層的厚度差異較大(已被鉆井所證實(shí))。造成礁體有效儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性的原因主要與礁體沉積時(shí)的水動(dòng)力亦即風(fēng)向有關(guān)。研究區(qū)礁體沉積演化過(guò)程中，海槽一直位于東北方向，從海槽向臺(tái)地為潮流的主流方向。強(qiáng)的水動(dòng)力能將灰泥基質(zhì)和死去的藻類(lèi)帶走，剩下的物質(zhì)以顆粒和生物骨架為主。一般情況下生物體腔和亮晶膠結(jié)物最易被溶蝕，其次是生物骨架，最難溶蝕的是泥質(zhì)。從鑄體薄片中也可以看出，藻粘結(jié)結(jié)構(gòu)發(fā)育及灰泥基質(zhì)含量較高的樣品，面孔率低且連通性差(圖2)。再結(jié)合A-1和A-2井所處的位置，不難發(fā)現(xiàn)A-2井更靠近潮流主流方向，其礁體在沉積過(guò)程中，顆粒的類(lèi)型及排列方式更易于后期溶蝕作用的發(fā)生，因而孔滲性?xún)?yōu)于A-1井。

4 結(jié)論

針對(duì)臺(tái)內(nèi)礁灘型碳酸鹽巖儲(chǔ)層厚度薄的特點(diǎn)，以拓頻處理后的高分辨率三維地震資料為基礎(chǔ)，采用稀疏脈沖反演、物性反演和三維可視化等技術(shù)，詳細(xì)描述了臺(tái)內(nèi)儲(chǔ)層的分布特征，以該成果為基礎(chǔ)在珠江口盆地A地區(qū)部署的評(píng)價(jià)井鉆探顯示與預(yù)測(cè)吻合較好。同時(shí)，充分考慮了礁、灘體儲(chǔ)層的非均質(zhì)性特點(diǎn)，在反演有效孔隙度體基礎(chǔ)上，根據(jù)鉆井揭示的油水界面關(guān)系，計(jì)算含油邊界以?xún)?nèi)的含烴面積和油層有效厚度和儲(chǔ)量計(jì)算，保證了儲(chǔ)量計(jì)算的科學(xué)性和可靠性，為油藏的下一步開(kāi)發(fā)奠定了良好的基礎(chǔ)。另外，研究發(fā)現(xiàn)本區(qū)碳酸鹽巖發(fā)育主要受三級(jí)海平面升降控制，而優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成主要受四級(jí)海退半旋回控制，四級(jí)海平面下降使礁、灘體暴露而遭受淡水淋濾作用是形成高孔隙段的關(guān)鍵，此外，生物礁相有效儲(chǔ)層的平面分布與其沉積時(shí)的潮流方向(風(fēng)向)密切相關(guān)。

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(編輯 張亞雄)

Quantitative description of intra-platform thin carbonate reservoirs of reef-bank facies and their controlling factors:a case from the A Region of Pearl River Mouth Basin

Zhang Xiangtao1,Wang Xudong1,Zhang Sufang1,She Qinghua1,Ai Jianfeng1,Lei Chao2

(1.ShengzhenBranchofChinaNationalOffshoreOilCorporation,Guangzhou,Guangdong510240,China;2.KeyLaboratoryofTectonicsandPetroleumResourcesofMinistryofEducation,ChinaUniversityofGeosciences,Wuhan,Hubei430074,China)

Reef-bank carbonate reservoirs is one of the important reservoir types in the petroliferous basins around South China Sea.Proved hydrocarbon reservoirs in A region of the Pearl River Mouth Basin are of reef-bank carbonate type.For a long time,the restriction of the low-resolution of seismic data and poor description of the effective reservoirs have seriously influenced the understanding of the distribution of the reef-bank reservoirs.The integration of various techniques such as frequency-expanding processing,sparse-spike inversion,physical property inversion and the 3D visualization made us successfully reveal the spatial distribution of the reef-bank reservoirs,delineate oil-water contact in combination with drilling data,and calculate the recoverable reserves of the reef-bank reservoirs.The appraisal wells emplaced based on the quantitative description results of the effective reservoirs flowed commercial oil and the drilling results coincide well with the reservoir description,confirming the practicability and effectiveness of the methods.Meanwhile,sedimentary faices belt and fresh water leaching dissolution caused by drops of 4th-order sea level are also closed related with the development of reef-bank reservoirs.In addition,the direction of wind is another major controlling factor on the heterogeneity of reef-bank reservoirs.

reef-bank,thin reservoir,reservoir prediction,Pearl River Mouth Basin

2013-11-12;

2014-03-20。

張向濤(1969—)，男，高級(jí)工程師，油氣資源勘探與評(píng)價(jià)。E-mail:zhangxt1@cnooc.com.cn。

0253-9985(2014)03-0417-08

10.11743/ogg201417

TE122.2

A