哈萨克斯坦的滨里海盆地东缘中—下石炭统碳酸盐岩(KT-Ⅱ层)经中国石油自主勘探不断获得油气发现，这个勘探区块(又称中区块)是中国石油在中亚—俄罗斯地区的第一个风险勘探项目，为中哈油气管线提供了能源保障。经过20年的勘探，构造圈闭已经钻探完毕，自2016年勘探开始逐渐转向岩性领域。钻井揭示KT-Ⅱ层碳酸盐岩属于开阔台地相沉积^[1]，储层分散且单层厚度小(1~5m)，储层分布规律一直认识不清，因此储层预测就成为制约研究区岩性勘探的瓶颈问题。据岩心薄片资料的深入分析认为，影响研究区优质储层发育的重要因素是沉积环境，因此恢复沉积前的古地貌，还原当时海平面的相对变化，对于预测碳酸盐岩储层分布显得非常必要^[2-3]。

苏联及哈萨克斯坦的学者对滨里海盆地东缘石炭系碳酸盐岩已有很多深入的研究，由于受盐下地震资料品质低、成像差所限，他们的研究均是偏向于沉积岩石学及储层评价方面，对储层分布的预测是比较含糊的。国内也有一些学者对滨里海盆地研究较深，他们或是偏向沉积岩石学及大尺度的全盆地研究，或是针对盐下的地震成像技术和下二叠统盐构造变形领域的深入研究，应用古地貌恢复技术预测碳酸盐岩储层分布几乎没有涉及。本文在前人研究的基础上，利用大量的薄片分析和三维地震资料解释，尝试对中—下石炭统分段进行沉积前古地貌的恢复，寻找滩体的分布规律，以期为该区勘探部署提供依据。

研究区位于中区块的南部，大地构造背景属于滨里海盆地东缘的中段，东侧紧邻乌拉尔褶皱带的南端，面积约为1500km²(图 1)。据苏联专家研究，滨里海盆地发育于早古生代三叉裂谷，东支为古乌拉尔洋，南支为南恩巴裂谷，西北支为帕查莱姆—萨拉托夫裂谷。此时东欧大陆破裂，导致许多微板块的形成^[4]。泥盆纪—石炭纪，滨里海盆地东缘属于被动大陆边缘沉积，沉积物总体向东变厚。中、晚石炭世—早二叠世，东欧板块和哈萨克斯坦板块发生碰撞，古乌拉尔洋关闭，且古乌拉尔洋板块逆冲上东欧大陆东部边缘，在其西侧形成狭窄的前陆坳陷^[5-6]。基底构造图显示滨里海盆地东缘现今呈东倾的特征，中—下石炭统碳酸盐岩底构造图显示现今盆地东缘呈西倾的特征。石炭系以上构造反转均与乌拉尔造山运动密切相关^[7]。

图 1

图 1 研究区KT-Ⅱ层顶面构造图 Fig. 1 Top structural map of KT-Ⅱ layer in the study area

区块内已被三维地震全覆盖，已完钻井18口，主要分布在研究区的中部，其中10口井在KT-Ⅱ层获得工业油气流，最高日产油逾百立方米，最低日产油2.7m³，出油层位横向连通性较差，没有统一的油水界面。有11口井在该层取心，岩心长362.64m，为古地貌恢复研究提供了资料基础。

研究区在KT-Ⅱ层沉积时期位于滨里海盆地东缘一大型碳酸盐台地的中部^[8]，厚度主要为500~600m(图 2)，碳酸盐岩比较纯，属于开阔台地相沉积(图 3)。研究区KT-Ⅱ层下部是下石炭统维宪阶碎屑岩，上部为中石炭统莫斯科阶MKT层泥岩，彼此之间均是平行不整合接触。KT-Ⅱ层沉积过程经历了3期海侵—海退旋回，海侵期较短暂，这3期旋回由下至上分别命名为SQ1、SQ2和SQ3。SQ1和SQ2的界面对应着谢尔普霍夫阶与巴什基尔阶的界面，其间沉积了一段5~10m的泥岩，界面之下主要为开阔台地相台内滩颗粒灰岩及滩间海石灰岩和泥岩，界面之上主要为滩间海泥岩和台内滩泥晶灰岩^[9]。SQ2和SQ3的界面对应着巴什基尔阶与莫斯科阶的界面，其间普遍发育一段约10m厚的泥岩或泥灰岩。这两个界面是明显的岩性岩相转换面，在地震剖面上均易于追踪。SQ1的年龄为330.9—323.2Ma，时限约为7.7Ma; SQ2的年龄为323.2—315.2Ma，时限约为8.0Ma; SQ3的年龄为315.2—314.0Ma，时限为1.2Ma。油气在SQ1、SQ2和SQ3均有发现，但在SQ2上部和SQ1下部相对集中。

图 2

图 2 研究区KT-Ⅱ层沉积厚度图 Fig. 2 Formation thickness map of KT-Ⅱ layer in the study area

图 3

图 3 T-1井地层综合柱状图 Fig. 3 Comprehensive stratigraphic column of Well T-1

KT-Ⅱ层碳酸盐岩埋深为2000~3000m，岩石类型主要为亮晶颗粒灰岩(70%)，其次是少量的微晶颗粒灰岩(26%)，主要属于开阔台地相的生屑滩相沉积，其次是砂屑滩相、鲕粒滩相等。储集空间有粒间孔、粒间溶孔、生物体腔孔、粒内溶孔及颗粒铸模孔，发育少量裂缝。通过对研究区11口取心井的储层段样品孔渗分析认为，最大孔隙度为20.1%，最小孔隙度为0.6%，平均孔隙度为6.77%。测井解释储层单层厚度为1.8~5.5m(储层孔隙度下限为6.5%)。

通过岩心、岩矿薄片鉴定与描述及成岩作用对储层孔隙演化等方面的综合研究，认为KT-Ⅱ层碳酸盐岩发育3期溶蚀作用，即同生期及早成岩期大气淡水溶蚀作用、表生期大气淡水岩溶作用和中—晚成岩期深埋藏条件下有机酸性水的溶蚀作用。同生期及早成岩期大气淡水溶蚀作用是生屑滩相石灰岩储层、鲕粒滩及砂屑滩相石灰岩储层孔渗空间形成的主要机制。因此古地貌在控制碳酸盐岩次生储集空间的形成和展布方面也起了决定作用^[7]。

根据前人单井层序地层研究的结果，KT-Ⅱ层的SQ1、SQ2和SQ3代表了3个准层序，其顶面、底面均为等时的沉积界面。在深度域三维地震剖面上对3个层序的顶面和底面进行合成记录标定，在这4个沉积界面的控制下，通过自动追踪软件完成内部所有可以识别出的反射界面的自动地震解释，从而建立全区高频等时地层格架。在全区地震解释和地层格架模型建立的基础上，采用地震Wheeler域变换技术把深度域的地震剖面转换到相对等时的地质年代域^[10-11]。目的是识别一些沉积间断、非沉积同相轴，以及地层尖灭或缓慢沉积剖面，确定某地层单元或某单个年代地层同相轴的横向延伸长度。

研究区Wheeler域变换结果如图 4所示，由SQ1到SQ3整体是个水退的过程，碳酸盐台地范围逐渐变小且向东迁移，空白带代表此时期沉积地层遭受了一定的剥蚀而缺失。

图 4

图 4 原始地震剖面与Wheeler域变换剖面对比 Fig. 4 Comparison between original seismic profile and Wheeler domain transformation profile

SQ1下伏的维宪阶为砂泥岩沉积，此转换界面在地震剖面上为一能量强的波谷，连续性好，易于追踪对比。基于层序边界属性，利用Paleoscan软件功能快速提取维宪阶顶面以下5个易于追踪的反射界面，如图 5中A到E层位，E层沉积后的古地貌大致可以代表SQ1沉积前古地貌。然后，选择维宪阶顶面为基准面，应用地震层位拉平技术，拉平维宪阶顶面对应的同相轴，即将维宪阶顶面视为古沉积时期的海平面^[12]，得到E层的古地貌图，即SQ1沉积前古地貌图(图 6)。图 6中蓝色指示古地貌低势区，红色、绿色分别指示古地貌高势区和斜坡区，低势区呈S形向南延伸且越来越狭窄。研究区东南部是两块三维地震数据的拼接，因此东南部的红色存在系统的色差，绝对高程不准确，相对高程准确。

图 5

图 5 研究区地震剖面 Fig. 5 Seismic profile in the study area

图 6

图 6 SQ1沉积前古地貌图 Fig. 6 Paleogeomorphologic map before the deposition of SQ1 sequence

地层残余厚度法的基本原理是假设目的层剥蚀之前的原始沉积厚度变化不大。具体做法是在目的层之下选取一等时基准面，并将其拉平，然后编制该基准面与上覆目的层之间的残余厚度图，以此反映古地貌形态。残余厚度大的地方通常指示古地貌低势区，残余厚度小的地方指示古地貌高势区^[13-14]。

针对SQ2沉积前的古地貌研究，选择维宪阶的顶面作为基准面，将其与SQ1顶面的深度相减，就得到SQ1的残余厚度，如图 7a所示。红色代表残余厚度大的区域，残余厚度超过300m，按照地层残余厚度法原理红色指示古地貌低势区; 蓝色代表残余厚度小的区域，残余厚度小于7.5m，指示古地貌相对高势区; 黄色和绿色指示从低势区向高势区过渡的斜坡带。值得一提的是，碳酸盐岩滩体的沉积不同于碎屑岩的沉积。碎屑岩沉积需要一定可容空间，而碳酸盐岩滩体的沉积需要相对高能环境的正向地貌，可以原地生长、垂向加积，因此图 7a中的红色区域不是凹陷区，如图 7b、c所示地震剖面特征。研究区内总体上东西两侧古地貌地势高且西部高于东部，中部古地貌相对低，就南北而言，北部古地貌地势低于南部。

图 7

图 7 SQ2沉积前古地貌图(a)及地震剖面图(b、c) Fig. 7 Paleogeomorphologic map before the deposition of SQ2 sequence (a) and seismic profiles (b, c)

印模法的基本原理是基于沉积补偿原理^[15]。具体做法是在目的层之上选取一等时界面作为基准面，并将其拉平，然后用目的层与基准面之间的印模厚度来镜像反映古地貌的形态。印模厚度小的区域代表古地貌高势区，剥蚀程度相对大; 相反印模厚度大的区域代表古地貌低势区，剥蚀程度相对小^[16-17]。

由于SQ2顶面距离KT-Ⅱ层顶面更近，并且KT-Ⅱ层也是全区稳定分布，在地震剖面上表现为一个强波峰，地震同相轴较连续，易于追踪，因此选择印模法恢复SQ3沉积前的古地貌。具体做法：选择KT-Ⅱ层顶面作为基准面，用KT-Ⅱ层顶面的深度减去SQ2顶面的深度就得到SQ3的印模厚度，如图 8a所示，该图反映了SQ3沉积前的古地貌特征。图 8中东部红色区域平均印模厚度超过200m，沉积最厚，指示古地貌相对低势区; 西部蓝色区域平均印模厚度为0~7.5m，指示古地貌相对高势区。从地震剖面(图 8b、c)上也看到由SQ1生长上来的丘滩体的西侧在西部高势区发生过剥蚀。

图 8

图 8 SQ3沉积前古地貌图(a)及地震剖面图(b、c) Fig. 8 Paleogeomorphologic map before the deposition of SQ3 sequence (a) and seismic profiles (b, c)

在SQ1沉积前古地貌图上，北部凹陷属于台地内局部凹陷，向南变得狭窄，凹陷东侧存在两个坡折带(凹陷西侧不是此次研究范围)，古地貌向东地势平缓，东南部古地貌地势最高，地层的剥蚀程度理应严重。众所周知，滩一般在相对高古地貌的地区发育演化，在高能带的台地边缘地区发育台缘滩，也可以在台地内的浅水高地发育台内滩^[18-20]。坡折带形态上类似于台缘带，有利于高能颗粒礁滩的沉积，坡折线(虚线所示)左右是该期滩体发育区。根据地震相分析，SQ1滩体外形的地震反射特征呈丘形，内部为低频的杂乱反射，顶部局部见被剥蚀的现象，周边见地层上超现象。由于受到西北凹陷向南收敛的影响，凹陷两侧的滩体向南合并到一起，另外两个坡折线距离较近，后期滩体合并在一起，如图 9地震剖面所示。应用储层反演软件预测SQ1滩体的展布规律(图 9a)，与古地貌的坡折带相吻合，东部可见一些零星分布的小凸起，推测是规模较小丘滩体，厚度约为50m。

图 9

图 9 地震预测SQ1滩体厚度图(a)及地震剖面图(b、c) Fig. 9 Thickness map of SQ1 beach body predicted by seismic data (a) and seismic profiles (b, c)

坡折带上南北各有一口井(GAB-1井和B-1井)，但均没有取心。据岩屑观察，B-1井SQ1岩性主要为灰褐色、浅褐灰色石灰岩，底部为灰白色石灰岩，泥晶结构，部分为粉晶结构，此岩性反映了一个低能环境，这与古地貌相吻合。另一口井GAB-1井钻井证实了坡折带上滩体厚度超过310m，岩屑薄片鉴定岩性为亮晶有孔虫灰岩、亮晶生屑灰岩、泥晶生屑灰岩及不等晶—细晶云质灰岩。骨屑含量为60.7%，以有孔虫、棘皮、生屑为主，个别层段含大量球粒，粒间泥晶、亮晶填隙(图 10)，孔隙以晶间溶孔、壳壁孔为主，其次是体腔孔、晶间孔和粒内孔。这两口井的实钻分析认为，在古地貌低势区即便有相对高能的环境发生了滩体的沉积，但储层物性可能不好，勘探部署应慎重。斜坡带的T-5井在SQ1的2978.80~2978.83m层段见到强烈溶蚀作用改造的岩溶角砾灰岩，角砾间溶孔发育，说明该区古地貌较高，与古地貌恢复的结果一致。T-5井SQ1测井解释有储层发育，但均是水层。

图 10

图 10 GAB-1井岩屑铸体薄片照片 Fig. 10 Thin section photos of cuttings in Well GAB-1 (a)3614m，亮晶有孔虫灰岩; (b)3688m，泥晶腕屑苔藓虫灰岩; (c)3752m，泥晶生屑珊瑚灰岩

SQ1残余厚度法指示的是剥蚀后的SQ1厚度，虽不能完全代表其古地貌，但具有参考意义。图 7a中东部红色虚线圈定的地层残余厚度最薄的范围，指示该区剥蚀程度最大。高势区与低势区之间的黄绿色范围，即斜坡区，推测是滩体发育的有利区域，因为地势平缓，可能连片发育。

根据地震解释结果，用SQ2顶面深度减去SQ1顶面深度，编制了SQ2残余厚度图，如图 11所示，研究区中部存在一个北东—南西向展布的厚度大的区域。在层位的约束下进行储层反演，滩体的分布规律更加清晰。中央滩体平均厚度超过100m，最厚处接近200m(图 12中红色所示)。东南部原古地貌高的区域不仅地层沉积薄，且滩体不发育。K-1井岩心薄片观察发现滩体岩性为亮晶颗粒灰岩，生物种类多，颗粒含量约为56%，其中生物组分占43%，藻类含量丰富，约占14%，亮晶和泥晶填隙物占35%(24%、11%)，灰泥支撑成分占8%。但是受近地表埋藏胶结影响强烈^[21]，孔隙不发育，仅见微量的粒间(溶)孔。据T-1井岩屑薄片观察SQ2岩性主要为亮晶砂屑有孔虫灰岩，颗粒含量占70%，亮晶充填物占30%，单井分析属于开阔台地相的台内滩微相。地层残余厚度及滩体预测结果(图 12)均与古地貌相吻合。

图 11

图 11 SQ2残余厚度图 Fig. 11 Residual formation thickness map of SQ2 sequence

图 12

图 12 地震预测SQ2滩体厚度图 Fig. 12 Thickness map of SQ2 beach body predicted by seismic data

通过印模法恢复SQ3沉积前的古地貌，发现SQ2沉积后的古地貌特征与之前相比发生了转变，原本东部的古地貌高势区变成了相对低势区。究其原因与海西早期运动有关，此时东部哈萨克斯坦板块逐渐俯冲到东欧板块之上，古乌拉尔洋开始逐渐消失，研究区出现沉降，因此地势发生反转。SQ2的顶面相当于中石炭统巴什基尔阶和莫斯科阶的分界面，是一区域性的不整合面^[22]。地震剖面上可见SQ3发育两条延伸较长的走滑断层，地震剖面中断距较小，较直立，两侧地层产状变化不大(图 13)。

图 13

图 13 Inline 2580地震剖面 Fig. 13 Seismic profile of Inline 2580

在图 8上红色虚线勾勒出古地貌高势区，用蓝色虚线勾勒出古地貌相对低势区，绿色和黄色指示由高势区到低势区的斜坡带。结合古地貌特征，推测两条断层之间的斜坡带可能是该期滩体发育区，古地貌特别是古沟槽或断层对于油气及储层的分布起着关键作用^[23]。在层位界面控制下进行储层反演(图 14)，图 14中红色区域代表滩体发育区，白色的区域指示无滩体发育，黄色和绿色指示滩体发育较薄的区域。两条断层之间的滩体平均厚度超过100m。北部滩体厚度最大约为200m，中间T-5—AK-2井区滩体平均厚度为150m左右。与SQ1、SQ2滩体分布不同的是，SQ3在研究区东南部也零星发育滩体，但没有连片。AK-2井薄片鉴定显示SQ3滩体的石灰岩以亮晶生屑灰岩和砂屑灰岩为主，生物以棘皮类、腕足类、类等为主，生物分选较好、略显定向性，粒间见亮晶方解石胶结，粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔，孔隙连通性好，岩心局部面孔率达15%~20%。AK-2井、T-5井、T-1井测试均获得工业油流。在研究区的东南部目前没有钻井，只要封盖条件好，也是下一步勘探的目标。

图 14

图 14 地震预测SQ3滩体厚度图 Fig. 14 Thickness map of SQ3 beach body predicted by seismic data

根据SQ1、SQ2、SQ3地层分布特点和纵向上的位置，应用地震软件自动追踪的结果，对SQ1—SQ3分别采用了地震层位拉平法、地层残余厚度法和印模法进行古地貌恢复，克服了人为因素，极大地服从地震反射特征，结果比较准确，而且古地貌的细节比较清晰。据此划分出凹陷区、坡折带、斜坡带、走滑断裂带4个重要的地貌单元。

SQ1、SQ2和SQ3滩体随着东部古地貌由高势区变为低势区而逐渐东迁，不同古地貌背景下沉积的滩体厚度差异较大。坡折带附近的滩体沉积厚度最大，但分布局限，位于低势区与高势区之间的斜坡带，滩体最发育，连片分布，钻井印证了斜坡带滩体的储集性能相对变好。研究成果中SQ2和SQ3滩体厚度图的叠合范围可作为下一步勘探的重点目标区。