張良杰 王紅軍 蔣凌志 冷有恒 劉榮和 武重陽 張宏偉

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2. 中國石油（土庫曼斯坦）阿姆河天然氣公司3.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院 4.中國地質(zhì)大學（北京）

土庫曼斯坦阿姆河右岸侏羅系鹽下卡洛夫—牛津階碳酸鹽巖天然氣資源豐富[1]。揚恰地區(qū)位于右岸中部，目前已發(fā)現(xiàn)揚古伊、恰什古伊、希林古伊等氣田，且已進入開發(fā)階段。在氣田發(fā)現(xiàn)初期，通過靜態(tài)地質(zhì)信息分析認為3個氣田具有各自統(tǒng)一的氣水系統(tǒng)。隨著氣田投入開發(fā)，動態(tài)資料卻顯示氣田儲層非均質(zhì)性極強，氣井之間相互不連通，具有多個相互分隔、獨立的氣水系統(tǒng)。氣田復雜的地質(zhì)特征影響了開發(fā)井的部署和開發(fā)方案的實施。

筆者通過對斷裂特征、沉積微相、流體組分和壓力變化等綜合分析，總結(jié)了斷層和沉積微相對儲層和成藏的控制作用，并結(jié)合地震屬性、壓力資料對氣水系統(tǒng)進行綜合分析，指出天然氣富集高產(chǎn)的主控因素。

1 地質(zhì)概況

研究區(qū)位屬阿姆河盆地查爾朱斷階，中下侏羅統(tǒng)含煤氣源巖、中上侏羅統(tǒng)卡洛夫階—牛津階碳酸鹽巖和上侏羅統(tǒng)鹽膏巖構(gòu)成優(yōu)質(zhì)的生儲蓋組合[2]。碳酸鹽巖劃分為下部卡洛夫階和上部牛津階，厚度可達350 m，牛津階為主要含氣層系。碳酸鹽巖沉積后，區(qū)域內(nèi)沉積了厚度10～40 m的泥巖層，隨后沉積了巨厚的鹽膏巖，自下而上可劃分為下石膏、下鹽、中石膏、上鹽和上石膏[3]，總沉積厚度達1000 m[4]，形成了優(yōu)質(zhì)蓋層。

研究區(qū)內(nèi)氣田主要形成于新近紀，氣田類型有構(gòu)造和構(gòu)造—巖性型[5]，儲層以裂縫—孔隙型和孔隙型為主，局部發(fā)育縫洞型和裂縫型。氣田壓力系數(shù)1.7～1.8，地溫梯度為3.1℃/100 m，為正常溫度系統(tǒng)的高壓氣藏。氣藏井流物組成主要為CH4，平均摩爾含量90.3%，H2S含量介于0.1～0.5%，為低含硫氣藏。

2 斷層對儲層和油氣運移的影響

揚恰地區(qū)揚古伊為北東向逆沖斷層控制的斷背斜構(gòu)造，恰什古伊則處于揚古伊以北斜坡區(qū)。在碳酸鹽巖沉積后，揚恰地區(qū)保持穩(wěn)定沉積，直至新近紀印度板塊與歐亞板塊碰撞，形成了現(xiàn)今的構(gòu)造特征[6-8]。

研究區(qū)內(nèi)主要發(fā)育NE向、NWW和NNW向斷層。NE向斷層為逆斷層，如揚古伊逆斷層，從基底斷至鹽膏巖蓋層，垂向斷層可達200 m，控制了揚古伊逆沖構(gòu)造的發(fā)育。NWW和NNW向斷層為走滑斷層，主要分布于恰什古伊和希林古伊地區(qū)，多發(fā)育在碳酸鹽巖和下鹽膏層內(nèi)，斷距小，多小于20 m，對構(gòu)造格局基本無影響（圖1）。從區(qū)域構(gòu)造演化分析，斷層均形成于新近紀北西向擠壓應力場。

圖1 阿姆河右岸揚恰地區(qū)斷層、礁灘體與氣田范圍疊合圖

北東向逆沖斷層控制了裂縫—孔洞型儲層分布。揚古伊逆斷層的活動使周邊碳酸鹽巖發(fā)生破裂形成高密度裂縫帶，同時其帶來的溶蝕流體對裂縫和孔隙進一步溶蝕改造，形成了縫洞型儲層。溶蝕流體主要有2種：①沿斷層從基底向上運移至碳酸鹽巖的深部熱液[9]；② 斷層上盤碳酸鹽巖與下盤硬石膏接觸發(fā)生TSR還原反應生成的酸性流體[10-12]。TSR反應也導致了揚古伊氣田H2S含量明顯高于恰什古伊地區(qū)。北東向逆沖斷層也是中下侏羅統(tǒng)天然氣縱向運移至碳酸鹽巖儲層的優(yōu)勢通道。

北西西和北北西向走滑斷層在成藏期是天然氣橫向運移的重要通道。揚恰地區(qū)3個氣田受礁灘間低滲帶的分隔，流體組分中H2S的含量從揚古伊地區(qū)向希林古伊地區(qū)逐漸降低，距揚古伊越遠，H2S含量越低（圖2）。揚古伊與恰什古伊氣田之間由北西西向恰什古伊Ⅰ號走滑斷層相連，恰什古伊相對揚古伊的H2S含量平均減少一半，但臨近走滑斷層的C5井的H2S含量與揚古伊相當，反映在成藏期H2S從揚古伊地區(qū)沿北西西走滑斷層向恰什古伊運移的特征。走滑斷層對碳酸鹽巖儲層裂縫發(fā)育也具有一定作用，緊鄰希林古伊II號走滑斷層的S4井裂縫發(fā)育明顯強于S1和S2井。

圖2 阿姆河右岸揚恰地區(qū)單井H2S含量直方圖

3 沉積微相對儲層的控制作用

研究區(qū)在卡洛夫—牛津期處于臺地邊緣上斜坡帶，發(fā)育多個北西條帶狀礁灘體，可以劃分為障積礁、低能黏結(jié)丘、高能生屑灘、低能生屑灘、低能砂屑灘、礁（灘）間、斜坡泥等微相[13]，局部障積礁、黏結(jié)丘與灘體頻繁交互沉積形成丘灘復合體[14]。丘灘復合體、生屑灘和砂屑灘是構(gòu)成高孔隙儲層的主要微相，沉積微相也控制著儲層類型。通過對揚恰地區(qū)巖芯薄片觀察統(tǒng)計：① 研究區(qū)以裂縫—孔隙型和孔隙型儲層為主，孔隙型儲層多發(fā)育于生屑灘微相，裂縫—孔隙型儲層則在生屑灘、砂屑灘和丘灘復合體均有分布；② 生屑灘易形成孔隙型儲層，砂屑灘和丘灘復合體易形成裂縫—孔隙型儲層；③ 單純裂縫型儲層發(fā)育少，主要分布于低能生物丘及丘（灘）間微相，巖性致密（圖3）。

圖3 阿姆河右岸揚恰地區(qū)沉積微相與儲層類型直方圖

圖4 阿姆河右岸揚恰地區(qū)單井壓力變化圖

沉積微相變化導致了研究區(qū)儲層橫向非均質(zhì)性強，開發(fā)期間單井的壓力變化明顯不同（圖4）。通過區(qū)域地震相特征分析，研究區(qū)內(nèi)礁灘相在地震剖面上呈弱振幅反射特征，隨著振幅越強，沉積環(huán)境變差；礁（灘）間呈強振幅、平行反射特征[15]；礁（丘）相地震反射較為雜亂，灘相地震軸則較為平直。例如希林古伊S2井為弱振幅、雜亂反射,巖心顯示以障積礁和低能黏結(jié)丘為主；S4井區(qū)為中等振幅、平行反射，以低能砂屑灘微相為主；恰什古伊C1井區(qū)為弱振幅、雜亂反射為主，巖心以障積礁微相為主，夾生屑灘、砂屑灘等微相。通過牛津階均方根振幅屬性，編制了牛津階沉積微相平面圖，受地震資料分辨率影響，平面上只能識別出高能丘灘（障積礁和生屑灘相）、低能丘灘（黏結(jié)丘、低能生屑灘和砂屑灘相）以及丘（灘）間微相。低能丘灘和丘（灘）間沉積微相可以形成致密低滲帶，導致儲層橫向連通性差。希林古伊氣田為一個北西向礁灘控制的構(gòu)造—巖性氣藏，主要發(fā)育高能丘灘和低能丘灘2種微相（圖5）,其中S3井處于高能丘灘帶，S4井處于低能丘灘帶，兩口井相隔僅500 m、但儲層不連通。例如S4井在生產(chǎn)近20個月后壓力下降了10 MPa時，未投產(chǎn)的S3井區(qū)仍保持原始地層壓力。恰什古伊氣田內(nèi)丘（灘）間微相相比希林古伊更發(fā)育，儲層橫向連通性更差，僅處于同一高能丘灘體內(nèi)的C1、C2和C3井壓力變化特征相似，可能具有較好連通性。

4 天然氣富集高產(chǎn)因素

古近紀中下侏羅統(tǒng)烴源巖進入生烴高峰期[16]，但由于缺乏油氣規(guī)模運移通道，僅部分礁灘圈閉內(nèi)充注少量天然氣。新近紀隨著斷層發(fā)育，逆沖構(gòu)造形成，天然氣開始大規(guī)模運移、聚集。天然氣優(yōu)先在NE向逆斷層附近聚集成藏，并逐漸沿NWW和NNW向走滑斷層向斜坡帶礁灘圈閉運聚成藏。

圖5 阿姆河右岸揚恰地區(qū)礁灘體地震剖面與沉積微相（剖面位置見圖6）

結(jié)合研究區(qū)斷層與礁灘體分布、鉆孔動態(tài)資料，對氣田的氣水系統(tǒng)和富集因素進行了分析?？偟膩砜矗?、灘微相為天然氣聚集提供了空間，裂縫是天然氣富集高產(chǎn)的重要因素，鄰近大規(guī)模斷層的裂縫—孔隙（洞）體系是天然氣富集區(qū)，是開發(fā)井部署有利目標，大角度斜井有利于提高單井天然氣產(chǎn)量。

例如揚古伊氣田內(nèi)多個礁灘體由北東向逆沖斷層溝通，形成“多礁一藏”、具有統(tǒng)一氣水界面的塊狀氣藏。鄰近主控斷層區(qū)處于構(gòu)造高部位，且受破裂作用和溶蝕作用發(fā)育縫洞型儲層，鉆獲多口日產(chǎn)百萬方級高產(chǎn)氣井。遠離主控斷層則處于構(gòu)造翼部，儲層以裂縫—孔隙型為主，測試氣產(chǎn)量低、含水量高。

而恰什古伊和希林古伊氣田受大型丘灘體內(nèi)沉積的眾多低能丘灘和丘（灘）間洼地分隔形成了“一礁多藏”，氣水系統(tǒng)復雜，單井裂縫越發(fā)育，測試產(chǎn)量越高。恰什古伊氣田內(nèi)C1、C2和C3井處于同一高能丘灘內(nèi)，動態(tài)資料顯示3口井相互連通。其余井之間受丘（灘）間低滲帶分隔，均處于獨立氣水系統(tǒng)。恰什古伊氣田單井均鉆遇礁灘體，斜井軌跡也提高了裂縫鉆遇率，成像測井顯示裂縫發(fā)育，測試均獲得了高產(chǎn)。希林古伊氣田已完鉆4口井，產(chǎn)層海拔相近，沉積微相顯示S1和S4井處于低能丘灘發(fā)育區(qū)，S2和S4井處于高能丘灘發(fā)育區(qū)（圖6）。低能丘灘帶形成致密低滲帶，將各井分隔，均形成獨立氣水系統(tǒng)。該氣田單井測試產(chǎn)量受沉積微相影響較小。例如S1井鉆遇低能丘灘體，儲層孔隙不發(fā)育，且遠離斷層、裂縫均不發(fā)育，測試為干層；S2井鉆遇高能丘灘，孔隙度達到10%，但成像測井顯示裂縫不發(fā)育，動態(tài)試井資料顯示儲層滲透性極差，測試產(chǎn)量低、且含水，分析為成藏期形成的局部封存水；S4井鉆遇低能丘灘復合體，孔隙發(fā)育相對較差，但緊鄰走滑斷層，形成了裂縫—孔隙型儲層，酸前測試產(chǎn)量低，酸后溝通走滑斷層，獲得了高產(chǎn)。因此恰什古伊氣田內(nèi)單井高產(chǎn)主要受裂縫控制，緊鄰走滑斷層的S4和斜井S3均獲得高產(chǎn)，遠離走滑斷層則為低產(chǎn)井或干井。

5 結(jié)論

1）研究區(qū)內(nèi)臨近北東向逆沖斷層，碳酸鹽巖在破裂作用和深部熱液、TSR反應形成酸性流體的溶蝕作用下形成裂縫—孔洞型儲層；遠離北東向逆斷層則以孔隙型和裂縫—孔隙型儲層為主。

圖6 恰什古伊與希林古伊沉積微相平面圖

2）丘灘復合體、生屑灘和砂屑灘是形成高孔隙度儲層的主要沉積微相，生屑灘體更易形成孔隙型儲層，生物丘更易形成裂縫—孔隙型儲層，低能丘灘帶和丘（灘）間洼地沉積導致了儲層橫向連通性差，從而使得大型礁灘體內(nèi)形成了多套氣水系統(tǒng)。

3）丘、灘微相為天然氣聚集提供了空間，裂縫是天然氣富集高產(chǎn)的重要因素；受沉積微相和斷層控制，鄰近北東向逆斷層形成“多礁一藏”、具有統(tǒng)一氣水系統(tǒng)的縫洞型氣藏，遠離逆斷層形成“一礁多藏”、具有多套氣水系統(tǒng)的裂縫—孔隙型氣田；在成藏期，北東向逆斷層是油氣縱向運移的通道，北西西和北北西向走滑斷層是橫向運移通道，鄰近斷層的裂縫—孔隙（洞）體系是天然氣富集區(qū)，是開發(fā)井部署有利目標，大角度斜井有利于提高單井天然氣產(chǎn)量。