盧家希 譚秀成 金值民 陳燁菲王淑琴 趙文琪 李長(zhǎng)海，5

1中國(guó)石油碳酸鹽巖儲(chǔ)層重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室西南石油大學(xué)研究分室，四川成都 610500

2西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500

3西南石油大學(xué)天然氣地質(zhì)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500

4中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083

5北京大學(xué)地球與空間科學(xué)學(xué)院，北京 100871

碳酸鹽巖是非常重要的油氣儲(chǔ)集層，全球超過60%的石油產(chǎn)量和40%的天然氣產(chǎn)量產(chǎn)自碳酸鹽巖，勘探開發(fā)潛力十分巨大（白國(guó)平，2006；王大鵬等，2016），但是由于海相碳酸鹽巖儲(chǔ)集層成儲(chǔ)路徑的不同會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)集層特征巨大差異（黃思靜，2010；熊鷹等，2020；尚墨翰等，2021），從而嚴(yán)重制約了碳酸鹽巖儲(chǔ)集層綜合評(píng)價(jià)和高效開發(fā)（潘石堅(jiān)等，2022；王根久等，2022）。目前，針對(duì)碳酸鹽巖儲(chǔ)集層早期差異成儲(chǔ)路徑的研究相對(duì)較少，且相關(guān)的研究也往往針對(duì)單一儲(chǔ)集層的成儲(chǔ)路徑進(jìn)行分析（Fuet al.，2022；沈安江等，2022；Zhanget al.，2022），大多單純地分析不同類型儲(chǔ)集層的成因與主控因素，如認(rèn)為濱里海盆地Karachaganak氣田和Tengiz油田的礁灘儲(chǔ)集層是由于礁灘體頻繁出露水面而遭受淡水淋濾形成選擇性溶蝕孔（Lisovskyet al.，1992；Collinset al.，2006；McCalmontet al.，2008），鄂爾多斯盆地中奧陶統(tǒng)馬家溝組白云巖儲(chǔ)集層的形成往往與早期白云石化作用疊加多期早期巖溶作用有關(guān)（熊鷹等，2016；于洲等，2018；羅清清等，2020），中東地區(qū)二疊系Khuff組、侏羅系A(chǔ)rab組儲(chǔ)集層成因機(jī)制常與原始孔隙的有效保存有關(guān)（Ehrenberget al.，2007；Knaust，2009）。之前的這些認(rèn)識(shí)為儲(chǔ)集層預(yù)測(cè)地質(zhì)模型建立和甜點(diǎn)預(yù)測(cè)成功率提升起到積極的推動(dòng)作用，但仍存在一些難以合理解釋的問題，比如同樣經(jīng)歷高頻海平面變化驅(qū)動(dòng)巖溶改造的灰?guī)r和云巖儲(chǔ)集層卻出現(xiàn)云巖較灰?guī)r巖溶現(xiàn)象更明顯、儲(chǔ)集層質(zhì)量更好的特征，灰?guī)r儲(chǔ)集層粒間孔膠結(jié)強(qiáng)弱變化導(dǎo)致孔隙類型巨大差異、致使出現(xiàn)以粒間 （溶）孔和粒內(nèi)溶孔或鑄?？诪橹鞯幕?guī)r儲(chǔ)集層的分異。深入開展碳酸鹽巖早期成儲(chǔ)路徑差異化以及儲(chǔ)集性能差異的研究，對(duì)于油氣田的勘探開發(fā)意義重大。

本次研究以濱里海盆地東緣N油田石炭系KT-Ⅰ與KT-Ⅱ?qū)酉堤妓猁}巖儲(chǔ)集層為例，綜合40余口取心井的各項(xiàng)分析測(cè)試資料，在調(diào)研前人的研究成果基礎(chǔ)上，圍繞KT-Ⅰ云巖、KT-Ⅰ顆?；?guī)r、KT-Ⅱ顆?；?guī)r儲(chǔ)集層，依據(jù)巖心、薄片、掃描電鏡觀察等手段開展巖石學(xué)和儲(chǔ)集空間類型分析，以及采用常規(guī)物性、孔喉結(jié)構(gòu)等方法，對(duì)比碳酸鹽巖儲(chǔ)集巖類型、儲(chǔ)集空間類型以及儲(chǔ)集物性差異特征，在明確儲(chǔ)集層包括沉積相、白云石化作用、巖溶作用、差異膠結(jié)充填作用等在內(nèi)的主要控儲(chǔ)因素的前提下，厘清復(fù)雜碳酸鹽巖儲(chǔ)集層早期差異成儲(chǔ)路徑及其對(duì)儲(chǔ)集性能的影響，進(jìn)一步優(yōu)化碳酸鹽巖儲(chǔ)集層開發(fā)方式，以期為油田后續(xù)開發(fā)提供有益的地質(zhì)理論啟示。

1 區(qū)域地質(zhì)及儲(chǔ)集層概況

1.1 區(qū)域地質(zhì)概況

濱里海盆地位于俄羅斯地臺(tái)以東，烏拉爾褶皺帶以西，可以進(jìn)一步劃分出北部及西北部斷階帶、中央坳陷帶、阿斯特拉罕—阿克糾賓斯克隆起帶及東南坳陷帶4個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元（圖1－A，1－B）（劉洛夫等，2003；Ronchiet al.，2010；楊孝群等，2011）。研究區(qū)N油田位于濱里海盆地東緣，處于阿斯特拉罕—阿克糾賓隆起帶的東側(cè)，扎納若爾油田的南部（Ronchiet al.，2010）。晚泥盆世至早石炭世，濱里海盆地屬于東歐克拉通的被動(dòng)大陸邊緣，盆地東緣此時(shí)為前陸古坳陷沉降區(qū)。中石炭世巴什基爾期，隨著海退的發(fā)生以及地殼抬升而水體變淺，盆地東緣形成淺海碳酸鹽巖臺(tái)地，沉積了厚層碳酸鹽巖（田園圓，2011；梁爽等，2013）。中石炭世莫斯科中期，隨著東歐克拉通與哈薩克斯坦板塊頻繁碰撞，烏拉爾洋逐步閉合，濱里海盆地東南緣開始從被動(dòng)大陸邊緣向弧后盆地邊緣轉(zhuǎn)變，沉積環(huán)境向陸棚斜坡過渡 （代寒松等，2018），發(fā)育了一套碎屑巖層。莫斯科晚期，由于缺乏碎屑物質(zhì)的注入，沉積環(huán)境由陸棚斜坡又逐漸轉(zhuǎn)化為淺海碳酸鹽巖臺(tái)地 （田園圓，2011）。晚石炭世到早二疊世，周邊板塊開始發(fā)生碰撞，盆地周圍亦開始造山，造成盆地內(nèi)部封閉成湖并快速沉降，發(fā)育厚度巨大的膏鹽層。

研究區(qū)石炭系自上而下劃分為KT-Ⅰ層系、MKT碎屑巖層和KT-Ⅱ?qū)酉担▓D1－C）。KT-Ⅰ層系可分為А、Б和В共3個(gè)油層組以及10個(gè)小層，平均厚度約150 m，主要發(fā)育顆粒灰?guī)r、泥晶灰?guī)r、晶粒云巖、膏巖和泥巖，與上覆二疊系呈角度不整合接觸 （何伶等，2014；郭凱等，2016；李偉強(qiáng)等，2020）。MKT碎屑巖層系主要以泥巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖等碎屑巖沉積為主，平均厚度約350 m。KT-Ⅱ?qū)酉悼煞譃椐?、Д?個(gè)油層組和11個(gè)小層，主要發(fā)育顆?；?guī)r、泥晶灰?guī)r、泥巖等，平均厚度約230 m。

圖1 濱里海盆地N油田區(qū)域地質(zhì)概況Fig.1 Geological survey of N Oilfield in Pre-Caspian Basin

1.2 儲(chǔ)集層概況

通過對(duì)N油田鉆井取心的宏、微觀觀察及物性分析，依據(jù)儲(chǔ)集巖性、發(fā)育層位的不同，進(jìn)一步將研究區(qū)石炭系儲(chǔ)集層劃分為KT-Ⅰ云巖型、KT-Ⅰ顆?；?guī)r型和KT-Ⅱ顆?；?guī)r型3類。KT-Ⅰ云巖型儲(chǔ)集巖主要為粉晶云巖和殘余顆粒泥晶云巖，粉晶云巖宏觀上發(fā)育大小不一的溶孔，表面可見部分油斑（圖2－A），鏡下可見粉晶云巖中白云石以自形—半自形晶為主，晶粒之間大多以線接觸為主（圖2－B），而殘余顆粒泥晶云巖中顆粒大多呈點(diǎn)—懸浮接觸，原始顆粒已被不同程度溶蝕，甚至僅保留顆粒輪廓（圖2－C）。KT-Ⅰ顆?；?guī)r型儲(chǔ)集巖主要為鮞?；?guī)r和?灰?guī)r，宏觀上巖石呈塊狀，可見部分生物碎屑（圖2－D），鏡下可見顆粒大多以懸浮接觸為主，其中?灰?guī)r中的顆粒大小較為懸殊，較大的?直徑可達(dá)1～2 mm（圖2－E），而鮞?；?guī)r受成巖作用改造后，部分鮞粒內(nèi)部被溶蝕形成空心鮞粒，大小相對(duì)較均一（圖 2－F）。KT-Ⅱ顆粒灰?guī)r型儲(chǔ)集巖主要為鈣藻灰?guī)r和?灰?guī)r，宏觀上巖石呈塊狀，油浸嚴(yán)重，局部發(fā)育針孔（圖2－G），鏡下可見鈣藻灰?guī)r和?灰?guī)r中顆粒均以線—凹凸接觸為主，分選中等，部分顆粒泥晶化較為嚴(yán)重（圖2－H，2－I）。

圖2 濱里海盆地N油田石炭系主要儲(chǔ)集巖的宏微觀特征Fig.2 Macro and micro characteristics of the Carboniferous reservoir rocks in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

由于碳酸鹽巖儲(chǔ)集層受控于復(fù)雜的沉積、成巖疊加改造作用，因此不同層位和不同巖性的儲(chǔ)集層物性差別較大（表1）。例如，對(duì)于同為KT-Ⅰ層系的顆?；?guī)r和云巖，兩者孔滲相差甚大，而KT-Ⅰ層系與KT-Ⅱ?qū)酉惦m均發(fā)育顆粒灰?guī)r，但KT-Ⅱ?qū)酉档念w?；?guī)r儲(chǔ)集物性明顯優(yōu)于KT-Ⅰ層，整體非均質(zhì)性極強(qiáng)。以此為基礎(chǔ)，文中著重探討KT-Ⅰ云巖型、KT-Ⅰ顆?；?guī)r型和KT-Ⅱ顆?；?guī)r型3類儲(chǔ)集層早期成儲(chǔ)路徑的差異及其對(duì)儲(chǔ)集性能的影響。

表1 濱里海盆地N油田KT-Ⅰ與KT-Ⅱ?qū)酉滴镄詫?shí)測(cè)統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of physical properties of KT-Ⅰand KT-Ⅱlayers in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

2 碳酸鹽巖早期差異成儲(chǔ)路徑與特征

對(duì)研究區(qū)石炭系碳酸鹽巖儲(chǔ)集層進(jìn)行初步劃分后，雖然各類儲(chǔ)集層孔滲數(shù)據(jù)有了明顯的區(qū)分，但不同儲(chǔ)集層成儲(chǔ)路徑及差異性的原因仍然不清楚。因此，在對(duì)儲(chǔ)集層不同巖性和不同層系劃分的基礎(chǔ)上，結(jié)合成儲(chǔ)過程中的關(guān)鍵因素，進(jìn)一步把該區(qū)的儲(chǔ)集層分為KT-Ⅱ原生孔保存型顆?；?guī)r、KT-Ⅰ早期巖溶型云巖以及KT-Ⅰ早期巖溶型顆?；?guī)r3種類型，并開展3種儲(chǔ)集層早期成儲(chǔ)路徑相關(guān)研究。

2.1 KT-Ⅰ早期巖溶型云巖成儲(chǔ)路徑與特征

晚石炭世KT-Ⅰ層系沉積期，受濱里海盆地東部烏拉爾造山運(yùn)動(dòng)的影響，研究區(qū)水體相對(duì)變淺，氣候逐漸變得干旱 （劉洛夫等，2003；田園圓，2011；梁爽等，2013），沉積環(huán)境逐漸由開闊臺(tái)地向局限—蒸發(fā)臺(tái)地過渡，蒸發(fā)作用形成的高鹽度鹵水回流滲透發(fā)生白云石化作用 （郭凱等，2016）。由于水動(dòng)力及波浪作用相對(duì)較弱，浪基面影響深度較淺，因此單旋回厚度往往較薄。對(duì)巖石學(xué)特征及儲(chǔ)集層垂向分布特征（圖3）分析發(fā)現(xiàn)，云巖儲(chǔ)集層均發(fā)育于單個(gè)向上變淺序列的中上部，主要分為臺(tái)坪相粉晶云巖類（圖4－A）和云化灘相殘余顆粒泥晶云巖類（圖4－B），兩者在物性上均表現(xiàn)為高孔—高滲的特征（表1）。進(jìn)一步研究發(fā)現(xiàn)，這種高孔—高滲型云巖儲(chǔ)集層在成巖早期主要經(jīng)歷了3個(gè)階段（圖5）。

圖4 濱里海盆地N油田KT-Ⅰ和KT-Ⅱ?qū)酉档湫拖蛏献儨\沉積序列Fig.4 Typical shallowing-upward sequences of KT-Ⅰand KT-Ⅱlayers in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

1）準(zhǔn)同生期白云石化作用及礦物相的轉(zhuǎn)變（圖5－A，5－B，5－D，5－E）。前人大多認(rèn)為沉積巖中的大量白云石往往是由方解石或文石經(jīng)交代作用形成的 （Warren，2000；蔡勛育等，2006；張杰等，2014），這種交代轉(zhuǎn)化過程為：最初沉淀的不穩(wěn)定狀態(tài)的高鎂方解石受到富Mg2+流體的影響改造而轉(zhuǎn)化為高鈣白云石；隨著長(zhǎng)時(shí)間與流體作用，高鈣白云石進(jìn)一步接受Mg2+而最終成為穩(wěn)定的低鈣白云 石 （Gregget al.，2015；Kaczmarek and Thornton，2017）。當(dāng)白云石轉(zhuǎn)化不完全時(shí)，就會(huì)以中間產(chǎn)物高鈣白云石的形態(tài)存在，而白云巖中鈣含量高會(huì)使得白云石更不穩(wěn)定，在后期溶蝕流體進(jìn)入后更易形成白云石晶間溶孔（圖6－C，6－D，6－E）（Joneset al.，2001；張學(xué)豐等，2010；張杰等，2014）。

2）早成巖期巖溶作用對(duì)儲(chǔ)集層的優(yōu)化改造。通過觀察研究區(qū)KT-I儲(chǔ)集層分布及儲(chǔ)集巖宏、微觀特征發(fā)現(xiàn)，該儲(chǔ)集層往往發(fā)育于向上變淺序列的中上部（圖3），儲(chǔ)集空間常為不穩(wěn)定的礦物組分文石、高鎂方解石發(fā)生溶解形成的大量粒內(nèi)溶孔、鑄?？椎龋▓D2－E，2－F），符合早成巖期巖溶作用的特征。研究區(qū)白云石化后的顆粒灘及云坪相沉積常位于原始古地貌高地，海平面發(fā)生周期性升降變化時(shí)更易頻繁出露海面，遭受早期大氣淡水的淋濾作用 （黃擎宇等，2015；蘆飛凡等，2021），使得上一階段白云石化不徹底時(shí)所殘留的部分灰質(zhì)以及不穩(wěn)定的高鈣白云石發(fā)生強(qiáng)烈溶蝕，形成大量晶間溶孔以及小型溶洞（圖5－C，5－F；圖6－B，6－C，6－D），使儲(chǔ)集性能優(yōu)化。

圖3 濱里海盆地N油田KT-Ⅰ與KT-Ⅱ?qū)酉档湫痛瓜蛐蛄薪M合及儲(chǔ)集層分布 （以CT－4井為例）Fig.3 Fine interpretation of typical vertical sequence combination and reservoir strata of KT-Ⅰand KT-Ⅱlayers from Well CT－4 in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

圖5 濱里海盆地N油田KT-Ⅰ巖溶型云巖儲(chǔ)集層早期成儲(chǔ)路徑示意圖Fig.5 Scheme showing earlier reservoir-formation path of KT-Ⅰkarst－type dolomite reservoirs in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

3）抗壓溶骨架使得儲(chǔ)集層能有效保存?；诜浇馐桶自剖旧砭w性質(zhì)的差異，灰?guī)r與云巖的壓溶機(jī)制和抗壓溶的能力均不同，通常表現(xiàn)為云巖抗壓溶能力遠(yuǎn)遠(yuǎn)強(qiáng)于灰?guī)r （Sun，1995；Heydari，2003；Ehrenberget al.，2006）。也 正 是 由 于云巖抗壓性較好，抵消了埋藏孔隙的減小效應(yīng)（即物理、化學(xué)壓實(shí)及膠結(jié)作用），所以隨著埋藏深度增大，云巖孔隙度降低比灰?guī)r慢，使得先期形成的孔隙能夠有效保存。

綜上所述，KT-Ⅰ早期巖溶型云巖的早期成儲(chǔ)路徑可以簡(jiǎn)單地歸納為：準(zhǔn)同生期云化+礦物相穩(wěn)定轉(zhuǎn)變控溶→早成巖期巖溶控儲(chǔ)→抗壓溶云巖骨架控保，由此奠定了研究區(qū)儲(chǔ)集層的基本框架，屬于早期成儲(chǔ)類型。經(jīng)歷以上3個(gè)成儲(chǔ)階段形成的儲(chǔ)集層往往具有高孔—高滲的特征，其中平均孔隙度為14.77%，最大值為26.54%，最小值為3.62%，而平均滲透率約為47.79×10－3μm2。受早成巖期巖溶作用的影響，大量溶蝕孔洞發(fā)育（圖6－A，6－B），儲(chǔ)集空間類型以晶間溶孔、晶間孔以及小型溶洞為主（圖6－C，6－D，6－E）?？梢姴糠挚紫侗皇喑涮睿m然這對(duì)孔隙有一定的破壞作用，但由于石膏整體發(fā)育規(guī)模較小，發(fā)育層位較為局限，故對(duì)整體儲(chǔ)集性能的影響相對(duì)較小。根據(jù)孔滲散點(diǎn)圖可進(jìn)一步將樣品點(diǎn)大致分為2類（圖7－C）：第1類發(fā)育頻率相對(duì)較低，孔滲呈明顯的正相關(guān)性，屬于孔隙型儲(chǔ)集層；第2類具有高孔高滲的特征，孔滲具一定的正相關(guān)性，屬于孔洞型儲(chǔ)集層，整體發(fā)育頻率較高。由于白云石化作用之后疊加了早期巖溶作用，形成了以網(wǎng)絡(luò)狀喉道為主的有利孔喉結(jié)構(gòu)，喉道分布范圍較寬（圖7－A），具有2個(gè)分散的優(yōu)勢(shì)峰值，主峰和次主峰分別對(duì)應(yīng)3μm 和10μm，平均為5.03μm，加之毛管壓力曲線顯示其排驅(qū)壓力及飽和中值壓力較低（圖7－B），孔喉配置關(guān)系較好，因此KT-Ⅰ早期巖溶型云巖為該區(qū)最為優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集層。

圖6 濱里海盆地N油田KT-Ⅰ巖溶型云巖儲(chǔ)集層宏微觀特征Fig.6 Macro and micro characteristics of KT-Ⅰkarst-type dolomite reservoir in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

圖7 濱里海盆地N油田KT-Ⅰ早期巖溶型云巖儲(chǔ)集層孔喉半徑分布特征 （A）、毛管壓力曲線特征 （B）及孔滲分布特征 （C）Fig.7 Pore throat radius distribution（A），capillary pressure curves（B），and pore vs permeability relation（C）of KT-Ⅰeogenetic karst-type dolomite reservoir in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

2.2 KT-Ⅰ早期巖溶型顆?；?guī)r成儲(chǔ)路徑與特征

通過分析KT-I顆?；?guī)r儲(chǔ)集層垂向分布規(guī)律（圖3）發(fā)現(xiàn)，該類儲(chǔ)集層往往發(fā)育于單個(gè)向上變淺序列 （潟湖—顆粒灘或?yàn)╅g海—顆粒灘）的中上部（圖4－C，4－D），儲(chǔ)集層的形成經(jīng)歷了早成巖期巖溶優(yōu)儲(chǔ)、初期壓實(shí)控膠和粒間孔與粒內(nèi)孔差異膠結(jié)控保共3個(gè)階段。

KT-I層系沉積時(shí)期，臺(tái)地內(nèi)波浪擾動(dòng)深度小，單灘體可供生長(zhǎng)的空間小于2 m，往往形成薄灘體。隨著顆粒灘的持續(xù)建造，沉積能量逐漸增強(qiáng)，顆粒間灰泥淘洗干凈，顆粒大多以懸浮接觸為主，原始粒間孔發(fā)育。之后進(jìn)入海底成巖環(huán)境，部分顆粒出現(xiàn)泥晶化以及纖維狀、馬牙狀膠結(jié)物（圖8－A，8－D）。受高頻海平面升降變化的影響，位于地貌高地的顆粒灘往往周期性地暴露出水面，遭受早期大氣淡水巖溶作用，不穩(wěn)定的礦物顆粒成分（鮞粒、生屑、生物骨殼等）優(yōu)先發(fā)生選擇性溶蝕（李凌等，2008；譚秀成等，2015；金值民等，2021），形成大量鑄?？?、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔等（圖8－B，8－E）（陳景山等，2007；肖笛，2017；謝康等，2020）。但由于研究區(qū)灘體厚度小，早期壓實(shí)作用較弱，顆粒仍以懸浮接觸為主，孔隙較為開放，故往往具有大孔、大喉的特征，良好的運(yùn)移通道使得碳酸鈣過飽和流體能夠順利進(jìn)入，原始孔隙內(nèi)流體流動(dòng)活躍，發(fā)生強(qiáng)烈的膠結(jié)作用，造成粒間孔被大量破壞，以孤立的鑄?？诪橹鳎瑑H發(fā)育少量的粒間 （溶）孔，孔隙連通性極差（圖8－B，8－E）。加之灰?guī)r沒有云巖的抗壓骨架，在后期埋藏階段粒間孔進(jìn)一步膠結(jié)致密（圖8－C，8－F），從而形成早期巖溶型顆?；?guī)r儲(chǔ)集層。

圖8 濱里海盆地N油田KT-I早期巖溶型顆?；?guī)r儲(chǔ)集層早期成儲(chǔ)路徑示意圖Fig.8 Scheme showing earlier reservoir-formation path of KT-Ⅰeogenetic karst-type grainstone reservoir in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

由于受到膠結(jié)充填作用的影響，早期巖溶型顆?；?guī)r雖然平均孔隙度可達(dá)8.28%，但其平均滲透率僅為1.20×10－3μm2（表1）。宏觀上可見大量針孔（圖9－A，9－B），鏡下可見儲(chǔ)集空間大多為孤立的鑄?？谆蛄?nèi)溶孔（圖9－C，9－D，9－E）。膠結(jié)物對(duì)原始粒間孔隙的破壞，使得喉道類型大多為管束狀喉道、孔隙縮小型喉道，喉道半徑分布范圍較集中，為0.1～1μm，呈單峰型（圖10－A），初始排驅(qū)壓力和中值壓力偏大，細(xì)—中歪度，分選中等（圖10－B），整體孔喉結(jié)構(gòu)相對(duì)較差。通過孔滲散點(diǎn)圖（圖10－C）可以看出，滲透率大多小于1×10－3μm2，孔隙度與滲透率為正相關(guān)關(guān)系，整體呈中孔—低滲的特征。

圖9 濱里海盆地N油田KT-Ⅰ早期巖溶型顆?；?guī)r儲(chǔ)集層宏微觀特征Fig.9 Macro and micro characteristics of KT-Ⅰeogenetic karst-type grainstone reservoir in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

圖10 濱里海盆地N油田KT-Ⅰ早期巖溶型顆?；?guī)r儲(chǔ)集層孔喉半徑分布特征 （A）、毛管壓力曲線特征 （B）及孔滲分布特征 （C）Fig.10 Pore throat radius distribution（A），capillary pressure curves（B），and pore vs permeability relation（C）of KT-Ⅰeogenetic karst-type grainstone reservoir in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

2.3 KT-Ⅱ原生孔保存型顆粒灰?guī)r成儲(chǔ)路徑與特征

通過分析KT-Ⅱ?qū)酉悼紫兜男胤植迹▓D11）發(fā)現(xiàn)，該類型儲(chǔ)集層往往發(fā)育于單個(gè)旋回的中上部，顆粒灘頂?shù)壮０l(fā)育薄的膠結(jié)致密層。鏡下可見膠結(jié)致密層與單灘體中部的多孔層段巖性基本一致，區(qū)別是前者顆粒間通常被亮晶膠結(jié)物充填封堵，孔隙度較低，而后者膠結(jié)作用相對(duì)較弱，孔隙大量發(fā)育，連通性較好。

從沉積演化角度而言，中石炭世KT-Ⅱ?qū)酉党练e時(shí)期，由于晚巴什基爾期的海退以及地殼抬升導(dǎo)致水體相對(duì)變淺，研究區(qū)整體為開闊臺(tái)地沉積，發(fā)育大規(guī)模臺(tái)內(nèi)淺灘沉積 （田園圓，2011；梁爽等，2013），構(gòu)成淺灘的生物類型較為多樣，鈣藻、?和有孔蟲最為常見。而晚石炭世KT-Ⅰ層系沉積時(shí)期，受烏拉爾造山運(yùn)動(dòng)影響，水體較淺，氣候較為干旱 （劉洛夫等，2003），沉積環(huán)境由開闊臺(tái)地向局限—蒸發(fā)臺(tái)地過渡。正是由于這種沉積環(huán)境的差異，KT-Ⅱ?qū)酉禍\灘環(huán)境的水動(dòng)力相對(duì)較高，浪基面影響深度相對(duì)較大，沉積物淘洗較干凈，顆粒含量較高，泥質(zhì)含量較少，原始粒間孔較為發(fā)育。該時(shí)期灘體高頻疊置，并以快速垂向加積為主要特征，發(fā)育幾米到十幾米厚的顆粒灘層段（圖4－E），但因長(zhǎng)期位于海平面以下，缺乏明顯的暴露特征，所以多為非暴露型淺灘沉積。

相較于KT-Ⅰ層系，KT-Ⅱ顆粒灘的單灘體厚度和累積厚度均較大，受大氣成巖作用影響較小，顆粒大多以點(diǎn)—懸浮接觸為主，原生粒間孔在沉積初期保存較好。進(jìn)入海底成巖環(huán)境后，纖狀方解石圍繞顆粒邊緣生長(zhǎng)，形成櫛殼狀環(huán)邊膠結(jié)物（圖12－A，12－E）。進(jìn)入淺埋藏階段后，較厚的灘體使得地層初期壓實(shí)作用較強(qiáng)，導(dǎo)致顆粒從點(diǎn)—懸浮接觸逐漸轉(zhuǎn)化為線—凹凸接觸（圖12－B，12－F）（KT-Ⅰ顆粒灘單灘體較薄，壓實(shí)作用影響相對(duì)較小，仍以點(diǎn)—懸浮接觸為主），同時(shí)較強(qiáng)的壓實(shí)作用使得過飽和流體從灘體周緣細(xì)粒碳酸鹽巖沉積物中排出并進(jìn)入灘核發(fā)生膠結(jié)。由于KT-Ⅱ單灘體厚度較大，這種膠結(jié)流體往往先作用于灘核周緣，導(dǎo)致灘核周緣大量的原生孔隙被破壞 （譚秀成等，2011；丁熊等，2013），形成致密的膠結(jié)層（圖12－C，12－G），而灘核主體部分由于顆粒多已呈線—凹凸接觸，且早期櫛殼狀環(huán)邊膠結(jié)物進(jìn)一步破壞了流體通道和原始孔隙結(jié)構(gòu)，使得膠結(jié)流體在儲(chǔ)集層內(nèi)運(yùn)移紊亂且物質(zhì)交換不暢，同時(shí)由于單灘體厚度較大，膠結(jié)流體進(jìn)入灘核的過程中膠結(jié)物質(zhì)損耗使得流體膠結(jié)能力減弱，故膠結(jié)流體對(duì)灘核內(nèi)部?jī)?chǔ)集層的影響程度有限，使得灘核內(nèi)部原始孔隙得以保存（圖12－D，12－H）。

對(duì)于此類經(jīng)歷了沉積控儲(chǔ)和壓實(shí)與膠結(jié)作用控保的儲(chǔ)集層而言，宏觀上溶蝕特征較不發(fā)育，僅見少量針孔（圖13－A），鏡下可見儲(chǔ)集空間往往以殘余粒間孔為主，其次為粒間溶孔和生物體腔孔（圖13－B至13－E）。由于膠結(jié)物發(fā)育程度不同，故喉道類型較為多樣，網(wǎng)絡(luò)狀喉道、管束狀喉道以及孔隙縮小型喉道都普遍存在，孔喉分布范圍較寬，具有2個(gè)峰值（圖14－A）。整體初始排驅(qū)壓力和中值壓力偏小，毛管壓力曲線有明顯的左凹、粗歪度（圖14－B），平均孔隙度11.68%，平均滲透率38.99×10－3μm2。通過小巖樣孔滲散點(diǎn)圖（圖14－C）也可看出，雖然KT-Ⅱ?qū)优cKT-Ⅰ層均發(fā)育顆粒灰?guī)r，但由于兩者成儲(chǔ)路徑完全不同，導(dǎo)致KT-Ⅱ顆?；?guī)r孔滲明顯比KT-Ⅰ顆?；?guī)r高，表現(xiàn)為中—高孔、高滲的特征。

圖14 濱里海盆地N油田KT-Ⅱ原生孔保存型顆?；?guī)r儲(chǔ)集層孔喉半徑分布特征 （A）、毛管壓力曲線特征 （B）及孔滲分布特征 （C）Fig.14 Pore throat radius distribution（A），capillary pressure curves（B），and pore vs permeability relation（C）of KT-Ⅱprimary pore preserved grainstone reservoir in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

2.4 KT-Ⅰ與KT-Ⅱ?qū)酉挡町惓蓛?chǔ)模式

基于上述的分析與論述，N油田石炭系碳酸鹽巖儲(chǔ)集層儲(chǔ)集性能表現(xiàn)為：KT-Ⅰ云巖儲(chǔ)集層＞KT-Ⅱ顆?；?guī)r儲(chǔ)集層＞KT-Ⅰ顆?；?guī)r儲(chǔ)集層。

進(jìn)一步研究發(fā)現(xiàn)，該區(qū)石炭系KT-Ⅰ和KT-Ⅱ?qū)酉祪?chǔ)集性能的差異與其早期成儲(chǔ)路徑有關(guān)。KT-Ⅰ云巖與顆?；?guī)r儲(chǔ)集層皆受高頻海平面升降變化驅(qū)動(dòng)的早成巖期巖溶的控制（圖4），單旋回規(guī)模較小的向上變淺序列同時(shí)也控制了準(zhǔn)同生期回流滲透白云石化。其中，云巖儲(chǔ)集層在準(zhǔn)同生期白云石礦物相轉(zhuǎn)變過程中形成的中間產(chǎn)物高鈣白云石較方解石更不穩(wěn)定，使得其受早成巖期巖溶成儲(chǔ)優(yōu)化改造作用更強(qiáng)，在接受早成巖期巖溶作用后孔滲大大提高，喉道類型多樣，孔喉結(jié)構(gòu)更優(yōu)（圖15－A），同時(shí)云巖的抗壓溶骨架使得儲(chǔ)集層更有利于保存，最終形成該區(qū)最為優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集層。而對(duì)于同為KT-Ⅰ層系的顆粒灰?guī)r儲(chǔ)集層而言，雖然早成巖期巖溶作用也對(duì)其儲(chǔ)集層進(jìn)行優(yōu)化，形成灰?guī)r選擇性巖溶儲(chǔ)集層，但由于單旋回灘體厚度較小，初期壓實(shí)作用不足、孔隙較為開放，導(dǎo)致膠結(jié)流體能順利進(jìn)入而改造儲(chǔ)集層，造成粒間孔隙被膠結(jié)物充填、孔隙連通性較差，形成粒內(nèi)溶孔、鑄?？椎容^為孤立的孔隙，后期膠結(jié)流體進(jìn)入使得粒間進(jìn)一步膠結(jié)致密化。KT-Ⅱ儲(chǔ)集層巖性也以顆粒灰?guī)r為主，但沉積期以及成巖演化的差異導(dǎo)致其與KT-Ⅰ儲(chǔ)集性能有較大差異，表現(xiàn)在KT-Ⅱ顆?；?guī)r儲(chǔ)集層沉積期水動(dòng)力作用較強(qiáng)，淘洗較為充分，原始粒間孔較為發(fā)育，且更厚的單旋回指示沉積速率更大，顆粒灘能夠快速垂向加積，沒有暴露出水面；這種較厚的單灘體使得初期壓實(shí)作用較強(qiáng)，顆粒大多呈線—凹凸接觸，壓實(shí)流體膠結(jié)使灘體周緣進(jìn)一步致密化，粒間孔內(nèi)有限的淺埋藏膠結(jié)物導(dǎo)致喉道更加堵塞，成巖流體達(dá)到膠結(jié)平衡后膠結(jié)作用停止，使得灘體內(nèi)部孔隙得以保存，最終形成孔隙發(fā)育層，而后期溶蝕流體再進(jìn)一步調(diào)整、優(yōu)化改造先期孔隙層（圖15－B）。

圖15 濱里海盆地N油田KT-Ⅰ （A）、KT-Ⅱ （B）儲(chǔ)集層成因模式Fig.15 Genetic model diagram of KT-Ⅰ （A）and KT-Ⅱ （B）reservoirs in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

3 碳酸鹽巖早成巖期巖溶成儲(chǔ)意義與啟示

早成巖期巖溶作用廣泛存在于現(xiàn)今的深層—超深層儲(chǔ)集層中，對(duì)儲(chǔ)集層的改善和后期儲(chǔ)集層的建設(shè)往往具有重要作用 （李明隆等，2020；蘆飛凡等，2020；謝康等，2020），如四川盆地?zé)粲敖M、棲霞組、雷口坡組以及塔里木盆地內(nèi)幕區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)集層 （丁熊等，2013；金民東等，2014；金值民等，2021）均受大氣淡水影響，發(fā)育大量的早成巖期巖溶，形成較為優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集層。此外，對(duì)于不同類型的巖石，巖溶作用亦有不同，如灰?guī)r與白云巖的暴露巖溶發(fā)育強(qiáng)度具有明顯差異，前人通過對(duì)相同水文條件下溶蝕速率的對(duì)比，發(fā)現(xiàn)灰?guī)r溶解度要高于白云巖，被溶蝕能力更強(qiáng) （劉再華，2000；孟繁賀等，2015）。然而，本次研究發(fā)現(xiàn)，KT-Ⅰ云巖儲(chǔ)集層受早成巖期巖溶作用更強(qiáng)，發(fā)育大量溶蝕孔洞，溶蝕程度遠(yuǎn)大于同期的顆?；?guī)r儲(chǔ)集層，表明單單通過溶解度來(lái)判斷巖溶發(fā)育程度存在一定的問題，應(yīng)從多方面考慮溶蝕作用的強(qiáng)弱，如在方解石轉(zhuǎn)化成白云石的過程中，不穩(wěn)定中間產(chǎn)物產(chǎn)生，更易導(dǎo)致白云石發(fā)生溶解，形成一定規(guī)模的云巖儲(chǔ)集層。該結(jié)論也說(shuō)明白云巖比灰?guī)r更易發(fā)生早期溶蝕，這對(duì)白云巖型巖溶控儲(chǔ)機(jī)理的深化研究提供了新思路，同時(shí)為具有類似特征的碳酸鹽巖儲(chǔ)集層成因分析提供了參考。

4 結(jié)論

1）濱里海盆地N油田石炭系KT-Ⅰ層系發(fā)育的云巖類儲(chǔ)集層，以晶間 （溶）孔和小型溶洞為主，整體孔滲性相對(duì)較好，屬于高孔—高滲孔洞型儲(chǔ)集層；KT-Ⅰ層系顆粒灰?guī)r儲(chǔ)集層以粒內(nèi)溶孔和鑄?？诪橹鳎w孔滲連通性相對(duì)較差，屬于中孔—低滲孔隙型儲(chǔ)集層；KT-Ⅱ?qū)酉抵饕l(fā)育顆?；?guī)r儲(chǔ)集層，以粒間 （溶）孔、生物體腔孔為主，整體孔滲性中等，屬于中—高孔、高滲孔隙型儲(chǔ)集層。

2）儲(chǔ)集路徑的不同導(dǎo)致形成3種不同類型的儲(chǔ)集層：KT-Ⅰ云巖類儲(chǔ)集層經(jīng)歷準(zhǔn)同生期云化+礦物相穩(wěn)定轉(zhuǎn)變控溶→早成巖期巖溶控儲(chǔ)→抗壓溶巖石骨架控保3個(gè)階段；KT-Ⅰ顆?；?guī)r儲(chǔ)集層經(jīng)歷早成巖期巖溶優(yōu)儲(chǔ)→初期壓實(shí)控膠→粒間孔與粒內(nèi)孔差異膠結(jié)控保3個(gè)階段；KT-Ⅱ顆粒灘未受早成巖期巖溶影響，主要成儲(chǔ)路徑為沉積控儲(chǔ)→初期壓實(shí)與早期膠結(jié)控保。

3）通過對(duì)比同一地區(qū)的灰?guī)r和白云巖巖溶發(fā)育特征，發(fā)現(xiàn)白云巖更易遭受早成巖期巖溶作用的影響，早期溶蝕流體的進(jìn)入對(duì)不穩(wěn)定的高鈣白云石進(jìn)行溶蝕，從而形成優(yōu)質(zhì)白云巖型巖溶儲(chǔ)集層。