盧家希 譚秀成 金值民 陳燁菲王淑琴 趙文琪 李長海，5

1中國石油碳酸鹽巖儲層重點實驗室西南石油大學研究分室，四川成都 610500

2西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610500

3西南石油大學天然氣地質(zhì)四川省重點實驗室，四川成都 610500

4中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083

5北京大學地球與空間科學學院，北京 100871

碳酸鹽巖是非常重要的油氣儲集層，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（白國平，2006；王大鵬等，2016），但是由于海相碳酸鹽巖儲集層成儲路徑的不同會導致儲集層特征巨大差異（黃思靜，2010；熊鷹等，2020；尚墨翰等，2021），從而嚴重制約了碳酸鹽巖儲集層綜合評價和高效開發(fā)（潘石堅等，2022；王根久等，2022）。目前，針對碳酸鹽巖儲集層早期差異成儲路徑的研究相對較少，且相關的研究也往往針對單一儲集層的成儲路徑進行分析（Fuet al.，2022；沈安江等，2022；Zhanget al.，2022），大多單純地分析不同類型儲集層的成因與主控因素，如認為濱里海盆地Karachaganak氣田和Tengiz油田的礁灘儲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（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Arab組儲集層成因機制常與原始孔隙的有效保存有關（Ehrenberget al.，2007；Knaust，2009）。之前的這些認識為儲集層預測地質(zhì)模型建立和甜點預測成功率提升起到積極的推動作用，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)動巖溶改造的灰?guī)r和云巖儲集層卻出現(xiàn)云巖較灰?guī)r巖溶現(xiàn)象更明顯、儲集層質(zhì)量更好的特征，灰?guī)r儲集層粒間孔膠結(jié)強弱變化導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儲集層的分異。深入開展碳酸鹽巖早期成儲路徑差異化以及儲集性能差異的研究，對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}巖儲集層為例，綜合40余口取心井的各項分析測試資料，在調(diào)研前人的研究成果基礎上，圍繞KT-Ⅰ云巖、KT-Ⅰ顆?；?guī)r、KT-Ⅱ顆?；?guī)r儲集層，依據(jù)巖心、薄片、掃描電鏡觀察等手段開展巖石學和儲集空間類型分析，以及采用常規(guī)物性、孔喉結(jié)構(gòu)等方法，對比碳酸鹽巖儲集巖類型、儲集空間類型以及儲集物性差異特征，在明確儲集層包括沉積相、白云石化作用、巖溶作用、差異膠結(jié)充填作用等在內(nèi)的主要控儲因素的前提下，厘清復雜碳酸鹽巖儲集層早期差異成儲路徑及其對儲集性能的影響，進一步優(yōu)化碳酸鹽巖儲集層開發(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以東，烏拉爾褶皺帶以西，可以進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個次級構(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大陸邊緣，盆地東緣此時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個油層組以及10個小層，平均厚度約150 m，主要發(fā)育顆?；?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?個油層組和11個小層，主要發(fā)育顆粒灰?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 儲集層概況

通過對N油田鉆井取心的宏、微觀觀察及物性分析，依據(jù)儲集巖性、發(fā)育層位的不同，進一步將研究區(qū)石炭系儲集層劃分為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—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型儲集巖主要為鮞粒灰?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，大小相對較均一（圖 2－F）。KT-Ⅱ顆?；?guī)r型儲集巖主要為鈣藻灰?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重（圖2－H，2－I）。

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

由于碳酸鹽巖儲集層受控于復雜的沉積、成巖疊加改造作用，因此不同層位和不同巖性的儲集層物性差別較大（表1）。例如，對于同為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?；?guī)r，但KT-Ⅱ?qū)酉档念w?；?guī)r儲集物性明顯優(yōu)于KT-Ⅰ層，整體非均質(zhì)性極強。以此為基礎，文中著重探討KT-Ⅰ云巖型、KT-Ⅰ顆粒灰?guī)r型和KT-Ⅱ顆?；?guī)r型3類儲集層早期成儲路徑的差異及其對儲集性能的影響。

表1 濱里海盆地N油田KT-Ⅰ與KT-Ⅱ?qū)酉滴镄詫崪y統(tǒng)計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路徑與特征

對研究區(qū)石炭系碳酸鹽巖儲集層進行初步劃分后，雖然各類儲集層孔滲數(shù)據(jù)有了明顯的區(qū)分，但不同儲集層成儲路徑及差異性的原因仍然不清楚。因此，在對儲集層不同巖性和不同層系劃分的基礎上，結(jié)合成儲過程中的關鍵因素，進一步把該區(qū)的儲集層分為KT-Ⅱ原生孔保存型顆粒灰?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種儲集層早期成儲路徑相關研究。

2.1 KT-Ⅰ早期巖溶型云巖成儲路徑與特征

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動的影響，研究區(qū)水體相對變淺，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)境逐漸由開闊臺地向局限—蒸發(fā)臺地過渡，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）。由于水動力及波浪作用相對較弱，浪基面影響深度較淺，因此單旋回厚度往往較薄。對巖石學特征及儲集層垂向分布特征（圖3）分析發(fā)現(xiàn)，云巖儲集層均發(fā)育于單個向上變淺序列的中上部，主要分為臺坪相粉晶云巖類（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）。進一步研究發(fā)現(xiàn)，這種高孔—高滲型云巖儲集層在成巖早期主要經(jīng)歷了3個階段（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；隨著長時間與流體作用，高鈣白云石進一步接受Mg2+而最終成為穩(wěn)定的低鈣白云 石 （Gregget al.，2015；Kaczmarek and Thornton，2017）。當白云石轉(zhuǎn)化不完全時，就會以中間產(chǎn)物高鈣白云石的形態(tài)存在，而白云巖中鈣含量高會使得白云石更不穩(wěn)定，在后期溶蝕流體進入后更易形成白云石晶間溶孔（圖6－C，6－D，6－E）（Joneset al.，2001；張學豐等，2010；張杰等，2014）。

2）早成巖期巖溶作用對儲集層的優(yōu)化改造。通過觀察研究區(qū)KT-I儲集層分布及儲集巖宏、微觀特征發(fā)現(xiàn)，該儲集層往往發(fā)育于向上變淺序列的中上部（圖3），儲集空間常為不穩(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巖溶型云巖儲集層早期成儲路徑示意圖Fig.5 Scheme showing earlier reservoir-formation path of KT-Ⅰkarst－type dolomite reservoirs in N Oilfield，Pre-Caspian Basin

3）抗壓溶骨架使得儲集層能有效保存。基于方解石和白云石本身晶體性質(zhì)的差異，灰?guī)r與云巖的壓溶機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遠強于灰?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（即物理、化學壓實及膠結(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路徑可以簡單地歸納為：準同生期云化+礦物相穩(wěn)定轉(zhuǎn)變控溶→早成巖期巖溶控儲→抗壓溶云巖骨架控保，由此奠定了研究區(qū)儲集層的基本框架，屬于早期成儲類型。經(jīng)歷以上3個成儲階段形成的儲集層往往具有高孔—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，故對整體儲集性能的影響相對較小。根據(jù)孔滲散點圖可進一步將樣品點大致分為2類（圖7－C）：第1類發(fā)育頻率相對較低，孔滲呈明顯的正相關性，屬于孔隙型儲集層；第2類具有高孔高滲的特征，孔滲具一定的正相關性，屬于孔洞型儲集層，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個分散的優(yōu)勢峰值，主峰和次主峰分別對應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)的儲集層。

圖6 濱里海盆地N油田KT-Ⅰ巖溶型云巖儲集層宏微觀特征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成儲路徑與特征

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

KT-I層系沉積時期，臺地內(nèi)波浪擾動深度小，單灘體可供生長的空間小于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，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?？住⒘?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，良好的運移通道使得碳酸鈣過飽和流體能夠順利進入，原始孔隙內(nèi)流體流動活躍，發(fā)生強烈的膠結(jié)作用，造成粒間孔被大量破壞，以孤立的鑄模孔為主，僅發(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儲集層。

圖8 濱里海盆地N油田KT-I早期巖溶型顆粒灰?guī)r儲集層早期成儲路徑示意圖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—中歪度，分選中等（圖10－B），整體孔喉結(jié)構(gòu)相對較差。通過孔滲散點圖（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關系，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)，該類型儲集層往往發(fā)育于單個旋回的中上部，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時期，由于晚巴什基爾期的海退以及地殼抬升導致水體相對變淺，研究區(qū)整體為開闊臺地沉積，發(fā)育大規(guī)模臺內(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層系沉積時期，受烏拉爾造山運動影響，水體較淺，氣候較為干旱 （劉洛夫等，2003），沉積環(huán)境由開闊臺地向局限—蒸發(fā)臺地過渡。正是由于這種沉積環(huán)境的差異，KT-Ⅱ?qū)酉禍\灘環(huán)境的水動力相對較高，浪基面影響深度相對較大，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—懸浮接觸為主，原生粒間孔在沉積初期保存較好。進入海底成巖環(huán)境后，纖狀方解石圍繞顆粒邊緣生長，形成櫛殼狀環(huán)邊膠結(jié)物（圖12－A，12－E）。進入淺埋藏階段后，較厚的灘體使得地層初期壓實作用較強，導致顆粒從點—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，壓實作用影響相對較小，仍以點—懸浮接觸為主），同時較強的壓實作用使得過飽和流體從灘體周緣細粒碳酸鹽巖沉積物中排出并進入灘核發(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)流體在儲集層內(nèi)運移紊亂且物質(zhì)交換不暢，同時由于單灘體厚度較大，膠結(jié)流體進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)流體對灘核內(nèi)部儲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）。

對于此類經(jīng)歷了沉積控儲和壓實與膠結(jié)作用控保的儲集層而言，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圖（圖14－C）也可看出，雖然KT-Ⅱ?qū)优cKT-Ⅰ層均發(fā)育顆?；?guī)r，但由于兩者成儲路徑完全不同，導致KT-Ⅱ顆?；?guī)r孔滲明顯比KT-Ⅰ顆粒灰?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原生孔保存型顆粒灰?guī)r儲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δＪ?/h3>

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

進一步研究發(fā)現(xiàn)，該區(qū)石炭系KT-Ⅰ和KT-Ⅱ?qū)酉祪阅艿牟町惻c其早期成儲路徑有關。KT-Ⅰ云巖與顆?；?guī)r儲集層皆受高頻海平面升降變化驅(qū)動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也控制了準同生期回流滲透白云石化。其中，云巖儲集層在準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優(yōu)化改造作用更強，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），同時云巖的抗壓溶骨架使得儲集層更有利于保存，最終形成該區(qū)最為優(yōu)質(zhì)的儲集層。而對于同為KT-Ⅰ層系的顆?；?guī)r儲集層而言，雖然早成巖期巖溶作用也對其儲集層進行優(yōu)化，形成灰?guī)r選擇性巖溶儲集層，但由于單旋回灘體厚度較小，初期壓實作用不足、孔隙較為開放，導致膠結(jié)流體能順利進入而改造儲集層，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)流體進入使得粒間進一步膠結(jié)致密化。KT-Ⅱ儲集層巖性也以顆?；?guī)r為主，但沉積期以及成巖演化的差異導致其與KT-Ⅰ儲集性能有較大差異，表現(xiàn)在KT-Ⅱ顆粒灰?guī)r儲集層沉積期水動力作用較強，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作用較強，顆粒大多呈線—凹凸接觸，壓實流體膠結(jié)使灘體周緣進一步致密化，粒間孔內(nèi)有限的淺埋藏膠結(jié)物導致喉道更加堵塞，成巖流體達到膠結(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—超深層儲集層中，對儲集層的改善和后期儲集層的建設往往具有重要作用 （李明隆等，2020；蘆飛凡等，2020；謝康等，2020），如四川盆地燈影組、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)的儲集層。此外，對于不同類型的巖石，巖溶作用亦有不同，如灰?guī)r與白云巖的暴露巖溶發(fā)育強度具有明顯差異，前人通過對相同水文條件下溶蝕速率的對比，發(fā)現(xiàn)灰?guī)r溶解度要高于白云巖，被溶蝕能力更強 （劉再華，2000；孟繁賀等，2015）。然而，本次研究發(fā)現(xiàn)，KT-Ⅰ云巖儲集層受早成巖期巖溶作用更強，發(fā)育大量溶蝕孔洞，溶蝕程度遠大于同期的顆?；?guī)r儲集層，表明單單通過溶解度來判斷巖溶發(fā)育程度存在一定的問題，應從多方面考慮溶蝕作用的強弱，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，更易導致白云石發(fā)生溶解，形成一定規(guī)模的云巖儲集層。該結(jié)論也說明白云巖比灰?guī)r更易發(fā)生早期溶蝕，這對白云巖型巖溶控儲機理的深化研究提供了新思路，同時為具有類似特征的碳酸鹽巖儲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)育的云巖類儲集層，以晶間 （溶）孔和小型溶洞為主，整體孔滲性相對較好，屬于高孔—高滲孔洞型儲集層；KT-Ⅰ層系顆?；?guī)r儲集層以粒內(nèi)溶孔和鑄模孔為主，整體孔滲連通性相對較差，屬于中孔—低滲孔隙型儲集層；KT-Ⅱ?qū)酉抵饕l(fā)育顆?；?guī)r儲集層，以粒間 （溶）孔、生物體腔孔為主，整體孔滲性中等，屬于中—高孔、高滲孔隙型儲集層。

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

3）通過對比同一地區(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，早期溶蝕流體的進入對不穩(wěn)定的高鈣白云石進行溶蝕，從而形成優(yōu)質(zhì)白云巖型巖溶儲集層。