阿姆河右岸区块生物礁特征与识别方法

王玲张研吴蕾马晓宇徐明华

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司

阿姆河右岸区块生物礁特征与识别方法

王玲1张研1吴蕾2马晓宇1徐明华2

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司

王玲等.阿姆河右岸区块生物礁特征与识别方法.天然气工业,2010,30(5):30-33.

土库曼斯坦阿姆河右岸区块储集层以礁灰岩为主,在该储层之上发育着巨厚的膏盐岩地层,使其地震勘探的难度增大。为此,依据该区块礁灰岩的分布特点,综合测井、地质资料建立了沉积模型、储层模型和地震正演模型,分析了礁体的地球物理响应特征。利用常规测井资料和测试资料,从单井上识别礁体;引入“地震相”的研究思路,利用地震属性,对礁体平面分布进行预测;根据上覆膏盐层厚度变化、目的层碳酸盐岩厚度的变化,采用“时差厚度”法进行礁体识别,初步探索出一套适合于该区的基于叠后地震资料的礁体识别方法。利用该方法提高了生物礁的识别精度,在该区块相继发现了一批可供钻探的生物礁,钻遇生物礁的探井成功率从中方接手前的33%提高到现今的100%。

阿姆河右岸区块 土库曼斯坦 生物礁 碳酸盐岩 膏盐层 地震勘探 识别

1 沉积背景及礁体特征

土库曼斯坦阿姆河右岸中国石油天然气股份有限公司合作区位于阿姆河台向斜内阿姆河右岸查尔朱阶地至东南吉萨尔山前冲断带,走向北西。根据现今构造特征,研究区可以划分为6个三级构造单元,呈中间低两端高的构造格局。自东南向北西发育一系列古隆起,对该区生物礁、滩的形成与分布起到了重要的控制作用。

中上侏罗统沉积时期,研究区沉积环境为浅水陆棚环境,发育卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩台地相沉积。沉积相带与礁体的分布受古地貌和海平面升降的控制,主要发育两个造礁期。卡洛夫—牛津阶沉积时期,海平面开始震荡式上升,发生了多期海侵事件。海平面相对变化率和造礁生物沉积速率之间的平衡,使得造礁生物位于透光区内。受海平面的不断上升和古地貌的控制,一方面,先期形成的礁体一部分被海水淹没消亡,一部分位于古构造较高部位的礁体随着海平面的上升不断向岸追捕、继续生长;另一方面,新的礁体不断向岸生长,因而该时期礁体具有自南东向北西退积式生长的特点。由于海平面震荡式缓慢上升,先期的斜坡带以及开阔台地部分被海水淹没,碳酸盐岩台地沉积相带不断变化,台缘带自南东向北西方向发生迁移。

上侏罗统启莫里—齐顿组地层沉积时期,发生大规模的海退,气候逐渐变得干旱,沉积环境变为潮坪—泻湖沉积相。礁体之间与之上发育巨厚的膏岩盐沉积,岩性为硬石膏和盐岩层,呈“三膏二盐”特征,厚度变化较大(750～1200m),厚度由南东向北西逐渐减薄,构成了本区良好的区域盖层。

2 生物礁特征

2.1 点礁

也称为环礁、生物丘、灰泥丘。通常位于斜坡相、开阔的台地相或局限台地。造礁生物种类较多,为藻灰岩、生物碎屑灰岩、粉晶灰岩、泥灰岩间互层。具有对称分布的特点,没有礁前、礁后之分,通常成群分布,是海平面缓慢上升的反映。研究区内生物礁单个礁体规模不大,在1～15km2之间或更小,如坦基库杜克、鲍塔、扬古伊、恰什古伊等。储集空间为孔隙、裂缝—孔隙型,发育各种粒间孔、溶蚀孔、晶间孔。孔隙度为1%～18%,平均在5%左右,渗透率为0.1×10-3～189×10-3μm2,平均在1×10-3μm2左右。

2.2 塔礁

也称为尖柱礁和孤礁,是成礁期海底持续下降而成,多出现于深水带。研究区塔礁主要分布在浅水大陆斜坡亚相靠近盆地一侧和盆地相带内,受阿姆河台向斜的控制,为水下古隆起之上的孤立生物礁,如研究区南部与桑迪克雷南隆起、别希尔隆起有关的生物礁。塔礁岩性为球粒、藻团泥粒灰岩。单个礁体规模较大,在20～30km2之间。储集空间以裂缝、裂缝—孔隙为主,发育有缝合线构造及裂缝,铸体薄片显示发育有溶蚀孔及晶间孔。

2.3 堤礁

也称为障壁礁,分布在台地边缘的一种生物建隆构造,为海绵、藻类和珊瑚等生黏结灰岩、多种骨架粒状灰岩,呈块状分布。储层属高孔隙一溶洞型,物性好,孔隙度在20%～28%之间,渗透率为120×10-3～5300×10-3μm2。礁体规模较大,面积450～550km2。本区主要发育两期造礁期,第一期堤礁主要分布在别列克特构造带上,礁体面积为450km2;第二期堤礁主要发育在麦捷让地区、萨曼杰佩地区,面积近550km2。

3 礁体识别方法

根据本区地质特点,从正演模型入手,建立不同礁体类型的正演模型,分析礁体与围岩之间的关系。同时,根据上覆膏岩盐层厚度变化、目的层碳酸盐岩的变化以及古地貌恢复等手段,系统建立礁体识别方法[1-3]。

3.1 正演模型法

根据本区中上侏罗统沉积地层与储层特征,结合钻井揭示的地层速度特征,建立了适合于本区特点的初始速度模型。白垩系以上地层取平均速度4000m/s,顶石膏地层速度为5200m/s,上盐岩层速度为4500m/s,中石膏层速度为6000m/s,下盐岩速度为4800m/s,下石膏岩和泥灰岩互层速度为5500m/s,膏盐底部泥岩与石灰岩互层速度给定5000m/s,目的层碳酸盐岩的速度为5500m/s,下部地层取6000m/s,本区生物礁灰岩的速度为5200～5400m/s,设计6个大小不同的生物礁灰岩,观察上覆膏盐岩与礁体发育部位地震响应特征。

从正演结果来看,上覆膏岩的形变与膏盐岩厚度的变化与盐下礁体的发育程度密切相关,膏盐岩厚度减薄、膏盐形变剧烈,对应生物礁发育。礁体地震反射具有丘状的外形,顶底部振幅较强,内部振幅较弱,顶部具有明显的披覆构造,翼部地层超覆于礁体顶界面。礁体发育区由于速度低于围岩速度,还可以引起下伏地层构造下拉现象。通过正演模型的建立,可以分析礁体的响应特征,指导礁体识别。

3.2 “测井响应特征”判别法

根据阿姆河右岸中油合作区块三维区30余口井岩心和测井曲线分析,发现自然伽马、电阻率、自然电位、微电极、成像测井、声波时差曲线对礁体的反映较为敏感[4]。礁体发育区自然伽马值很低,普遍小于15API,礁体发育部位自然伽马曲线明显低于围岩,呈箱型,呈“中间低,顶底高”特征。电阻率曲线与自然伽马曲线一样具有“中间低、顶底高”的特点,礁体发育区电阻率明显低于围岩、为块状高阻背景下的中低电阻,在礁体发育部位,深、浅侧向电阻率出现正幅度差,反映裂缝较为发育。声波时差曲线反映储层孔隙度的变化,在某种程度上,也能反映礁体的发育程度,钻井证实,声波时差曲线高速背景下的低速区是礁体发育的反映。成像测井方法能够较好的反映礁体生物骨架结构,通常,非礁体发育部位通常为致密的碳酸盐岩,孔隙度极低,电阻率高,在成像测井曲线上呈“高亮”特征;礁体发育部位,储层物性越好、裂缝、裂缝—孔隙越发育,则电阻率降低,成像测井上颜色也越深。

3.3 根据“地震相面法”进行礁体识别

3.3.1 根据礁体的地震反射特征

生物礁形成与古地貌高地、特殊的沉积环境和成岩作用有密切关系,因此具有独特的地貌、结构、构造和岩石学特征。这些特征决定了生物礁在地震反射剖面上具有不同的反射特征。根据礁体的外部几何形态、内部反射结构以及与围岩的接触关系可以识别礁体[5]。

点礁——外形为丘状、透镜状或不规则形状。内部反射能量较弱,局部为杂乱或空白反射,底部呈现微幅度下凹现象。从与围岩接触关系来看,围岩超覆于礁体的翼部。在台缘斜坡带,点礁通常成群分布。

塔礁——顶部近似为锥形、塔形或半圆形,振幅中—强,底部具有与顶部相似的外形。内部反射能量较弱,成层性好于点礁。塔礁与围岩呈超覆接触。塔礁通常成孤立状分布,与深水古隆起有关。

堤礁——外形近似为穹隆状反射结构,顶、底部反射振幅较强。内部反射为层状或平行状,礁体规模较大,物性发育程度有所差异。

3.3.2 古地貌与地震属性相结合预测礁体平面分布

古地貌是控制一个盆地后期构造与沉积特征的主要因素,对沉积体系内的储层发育与分布以及油气藏的富集具有一定的控制作用。通过古地貌恢复技术与三维可视化技术相结合,可以从空间角度分析古地貌对盐下礁体的控制作用。由于本区上覆膏岩、盐岩与碳酸盐岩速度的差异,极易形成强的岩性界面。另一方面,礁体发育区特别是含气后,速度降低,波阻抗差减小,振幅也会降低;而礁间带致密石灰岩储层,连续性好、振幅强,而因利用振幅属性能较好的预测礁体发育区。相干属性对地层的不连续性特别敏感,可以识别断裂、裂缝的分布范围。将古地貌与相干振幅属性相结合,可以更好的预测礁体的平面分布。图1-a是研究区B区块杨古伊—恰什古伊气田碳酸盐岩沉积时的古地貌,钻井证实,生物礁发育于古地貌较高部位。从图1-b的相干振幅平面分布图可以看出,生物礁发育部位相干性差、振幅为中低振幅,裂缝较为发育,储层物性较好,与古地貌隆起区的分布一致。利用古地貌与相干振幅属性相结合,在斜坡相带已发现了杨古伊气田和恰什古伊气田。钻井证实,斜坡带的点礁群是扩大B区块探明储量的有利地区。

3.4 根据“时差厚度法”进行礁体识别

本区碳酸盐岩之上发育巨厚的膏盐岩地层,呈“三膏两盐”分布特征。由于盐岩的密度小,一般为2.15～2.20g/cm3,具有抗压强度较弱、弹性模量小、容易流动等特点,在外力作用下极易发生流动。当遇到遮挡物如生物礁发育的隆起构造,盐的流动受到抑制。而膏岩速度高、密度大、脆性较强,受到外力后极易发生塑性形变。生物礁发育部位由于构造隆起,上覆膏岩地层极易变形,因而利用上覆膏岩盐时差厚度可以识别生物礁发育区。

图1 B区块中上侏罗统古地貌形态、碳酸盐岩顶相干振幅平面分布图

图2 碳酸盐岩储层与上覆地层地震响应特征图

图2为B区块三维区内斜坡带生物礁储层与上覆地层的地震响应特征。上部变形较为严重的强反射界面为中石膏,黄层和红层之间为碳酸盐岩地层的顶、底界面。中石膏与黄层间的弱反射为盐地层。对图2中不同构造部位碳酸盐岩地层与上覆膏盐岩厚度分布情况进行统计。表明碳酸盐沉积地层的厚度与膏盐岩地层厚度的分布呈反比关系,碳酸盐岩沉积厚度大对应上覆膏岩盐厚度较薄;上部膏岩盐地层较厚,对应下部碳酸盐岩沉积相对减薄。图中构造位置④膏岩盐时差厚度为43ms,下伏碳酸盐岩时差厚度为123ms;构造位置⑤上覆碳酸盐岩地层时差厚度为204ms,下伏碳酸盐岩时差厚度为63ms。碳酸盐岩时差厚度大的地区为生物礁发育区,时差厚度薄区域为礁间致密石灰岩沉积,顶部地层连续性和成层性较好、振幅较强。

3.5 利用“地震反演方法”预测礁体分布

针对本区生物礁储层与上覆膏盐岩的分布特点,采用等时格架约束的稀疏脉冲反演方法来预测礁体的分布。其优点是:①测井约束模型的低频和高频成分,地震提供模型的中频成分,控制垂向分辨率;②地震层序格架约束地层横向变化,进而控制横向分辨率,可以解决上覆膏盐岩地层塑性形变对礁体的影响[6]。

在反演过程中,门槛值的确定至关重要,可以大致确定有利储层的分布,进而预测生物礁的分布。门槛值的确定通常以测井解释成果为基础、测试结论为衡量标准,将能反映礁体物性特征的测井曲线进行交汇。根据B区块杨古伊—恰什古伊气田6口井的3种测井曲线与测试资料进行交汇的结果,初步确定该气田密度上限值为2.68g/cm3,大于该值为礁间致密石灰岩;声波时差的下限值为52μs/ft,小于该值为致密石灰岩;自然伽马的上限值为12API,大于该值则泥质含量较多。初步判别生物礁储层具有中低密度、中高声波时差、中低自然伽马的特征。

图3为桑迪克雷—杨古伊—恰什古伊三维区自南西—北东向分布的反演波阻抗剖面。红色低阻抗储层,主要分布在碳酸盐岩地层的上部,波阻抗值大约在15000g/(cm2·s);蓝色为致密储层发育段,具有低声波时差、高密度的特征,与前述分析结果较为吻合。从反演结果可以看出,西南部桑迪克雷、杨古伊气田波阻抗值相对较小,礁体较为发育,而东北部恰什古伊气田波阻抗值相对较大,礁体发育程度较南部略显致密。

图3 桑迪克雷—杨古伊—恰什古伊气田地震反演剖面图

4 结论

通过对阿姆河盆地中油合作区块沉积背景、储层分布特征与上覆地层的变化,立足于叠后叠前时间偏移资料,初步探索出一套适合于本区的礁体识别与描述方法:①根据已钻井的测井响应特征与测试资料,单井上识别礁体发育段;②提出利用模型指导礁体识别的研究思路,即针对已钻遇礁体的沉积相带、大小、含油气性,分别建立沉积模型、储层模型、地震正演模型,分析礁体地震响应特征,指导礁体识别;③引入地震相的研究思路,对礁体特征进行分类,利用古地貌与相干振幅属性,预测礁体的平面分布;④探索出基于时差厚度的礁体识别方法,即根据上覆膏盐岩与下伏碳酸盐岩厚度的变化;⑤采用基于等时地层格架下的确定性反演,消除膏盐岩的影响,能准确地预测礁体分布。

[1]刘振武,撒利民,张研,等.天然气勘探开发现状及物探技术需求[J].天然气工业,2009,29(1):1-7.

[2]刘延莉,樊太亮,薛艳梅,等.塔里木盆地塔中地区中、上奥陶统生物礁滩特征及储集体预测[J].石油勘探与开发,2006,33(5):562-565.

[3]殷积峰,李军,谢芬,等.川东二叠系生物礁油气藏的地震勘探技术[J].石油地球物理勘探,2007,42(1):70-75.

[4]任兴国,姚声贤,罗利,等.川东生物礁测井响应及判别模式[J].测井技术,1999,23(3):190-193.

[5]邬光辉,黄广建,王振宇,等.塔中奥陶系生物礁地震识别与预测[J].天然气工业,2007,27(4):40-42.

[6]周仲礼,张艳芳,冯赵剑,等.地震反演技术在 (滩)储层预测中的应用[J].天然气工业,2008,28(12):34-36.

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.007

Wang Ling,born in1970,holds a Ph.D degree.She is mainly engaged in geological and geophysical research of petroliferous basins.

Add:Mail Box910,No.20,Xueyuan Rd.,Haidian District,Beijing100083,P.R.China

Tel:+86-10-83597907 E-mail:kty_wl@petrochina.com.cn

Characteristics and identification of bioherms in the Amu Darya Right Bank Block,Turkmenistan

Wang Ling1,Zhang Yan1,Wu Lei2,Ma Xiaoyu1,Xu Minghua2
(1.Research Institute of Petroleum Ex ploration and Development,PetroChina,Beijing100083,China;2.CN PC(Turkmenistan)A mu Darya River Gas Company,Beijing100101,China)

The reservoirs in the Amu Darya Right Bank Block,Turkmenistan,are dominated by reef limestone,which are overlain by a very thick salt layer,increasing the complexity of seismic exploration.According to the features of reef limestone distribution in the study area and in combination with the log and geologic data,sedimentary models,reservoir models and seismic forward models are built,and the geophysical responses of the reefs are analyzed.The conventional log data and test data are used to identify reefs in a single well.Seismic attributes are used to predict the areal distribution of the reefs.According to the variations of the overlying salt layer thickness and the pay zone of carbonates,the"interval transit time thickness"method is used to identify reefs.Based on these studies,we develop a set of methods to identify reefs in the study area by using post-stack seismic data.These methods significantlyenhance the accuracy of reef identification.Several bioherms are successively identified as drilling targets.The success rate of exploratory wells that penetrate bioherms is increased from previous33%to current100%.

Amu Darya Right Bank,Turkmenistan,bioherm,carbonates,salt layer,seismic exploration,identification

book=30,ebook=498

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.007

2010-02-25 编辑 韩晓渝)

中国石油科学研究与技术开发项目(编号:2008E-1601);国家重点基础研究发展计划(973计划)(编号:2008A-1800)。

王玲,女,1970年生,博士,在站博士后;主要从事含油气盆地的地质、地球物理综合研究工作。地址:(100083)北京市海淀区学院路20号910信箱石油物探技术研究所。电话:(010)83597907。E-mail:kty_wl@petrochina.com.cn

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE5,pp.30-33,5/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)