引言

伊朗SA油田位于伊朗西南部Abdan平原，紧邻两伊边界，为目前世界上尚未开发的储量 最大油田^[1-2](图 1)。油田自上而下共发育中-上白垩统4套含油层系，分别为Sarvak(S)、Kazhdumi(K)，Gadvan(G)、Fahliyan(F)，S、F层为碳酸盐岩(灰岩)油藏，K、G层为砂岩油藏。目前，K/G两层计算储量占总储量相对较少，但从前期评价结果看，油藏储层物性和原油性质好、测试产量高、生产情况稳定，正确评价及有效开发，对油田产量迅速上产稳产、快速收回海外投资具有重要意义^[2-3]。

区域上，油田构造为一大的南北向(阿拉伯走向)长轴背斜，具有南、北两个构造相对高点，南部高点又分为主高点和次高点，之间以鞍部相接，南部较北部要高。K油藏为海陆过渡环境发育的前三角洲沉积砂岩油藏^[4-7]，前期评价显示，油藏具有油水关系复杂，无明显油水边界的特点，如图 2所示，南部构造主高点钻探井均为水井，而次高点含油；北部高点构造边部评价井均为油井，而高部位却存在油水井(油层，水层共存井)；鞍部低构造区域水井，油水井间互分布。

前期认为该油藏为陆相沉积，可能为多个孤立岩性油藏组成，无统一油水界面。出于风险考虑，前期方案仅在北部高点部署少量直井开发。本研究以北部高点新钻井资料为基础，结合最新地震研究成果，对油藏特征进行重新认识，并提出勘探开发建议，希望对未来中东地区类似油田合作提供依据和参考。

1 基本地质特征 1.1 地层特征

Kazhdumi地层纵向上可划分为两个层组，上部为1套灰岩、泥灰岩海相碳酸盐地 层(Kazh-du-mi-1)；下部为1套砂泥岩地层(Kazh-du-mi-2)，简称K2-sand，为早白垩世晚期形成的Burgan三角洲的一部分，这套砂岩主要沉积于伊拉克、科威特、沙特等国境内，近海前缘位于伊朗。在伊拉克境内厚度达200.0 m，至伊朗境内迅速变薄^[5-9]。研究区内地层厚度分布特征为北薄南厚，为32.5~67.0 m。

依据高分辨率层序学将K2层划分为4个旋回，旋回Ⅰ(K2-c)、Ⅱ(K2-bl)和Ⅲ(K2-bu)为正旋回，砂体发育在旋回底部；旋回Ⅳ为一个下泥上砂反旋回。从旋回叠合关系看，K2-sand期，水体深度不断发生变化，沉积相变化为前三角洲→三角洲前缘→前三角洲，呈现海进→海退→海进的趋势特征。砂体主要集中发育在中部旋回Ⅱ和旋回Ⅲ中。

1.2 储层特征

地层岩性主要为石英砂岩钙质砂岩、泥质砂岩、沥青盖砂岩和泥岩。储层岩性主要为石英砂岩，钙质砂岩和泥质砂岩内孔隙多被灰质及泥质胶结物所充填，多为致密干层。颗粒粒度为中-细砂岩，分选极好。孔隙度为6.0~26.4%，平均20.1%；渗透率为6~3 405 mD，平均530 mD，为高孔高渗储层。孔渗正相关性好，以基质孔隙为主，为孔隙型储层。

1.3 砂体特征

油田开发及前人研究成果表明，前三角洲演变为三角洲前缘的持续海退过程中，分流河道、河口坝、远砂坝等沉积微相砂体互相叠置搭接，可形成稳定的席、毯状砂层^[10]。中部K2-bu和K2-bl两旋回为海退的三角洲前缘沉积，砂体厚度大，发育稳定，砂地比分别为70.1%和81.2%，砂体井间可对比性好，另外试井资料也显示其砂体连通性较好。K2-c和K2-a为前三角洲相沉积，砂体发育零散，相变快，井间对比差，砂地比分别为29.3%和15.4%，多为透镜状砂体。垂向上，K2-c和K2-a和K2-b之间多具有3.0~8.0 m的泥质夹层，K2-b两小层之间隔层较薄，多为0.5~2.0 m(图 3)。整体上，砂体厚度分布趋势和地层厚度一样，呈南厚北薄的特征。

1.4 油藏特征

从目前钻井相对较多的北部高点油藏剖面可见(图 4)：构造边部西翼井和部分构造高点均没有钻遇水层。构造高点的AZN-1井和东翼AZN-21井钻遇水层，海拔高度高于构造边部的部分井油层高度。K-2油藏源岩为下部下白垩统Garau泥页岩地层^{[5-7, 11-12]}，油气自下而上进入储层充注，为典型下生上储式组合。什么原因导致了这类“上水下油”现象，是确定含油面积及下步勘探开发部署的关 键问题。

2 油藏调整

局域地质研究表明，发生于新近纪的扎格罗斯造山运动使造山带山前盆地内形成了大批北西-南东向(扎格罗斯走向，图 1蓝色圈闭)背斜圈闭，由于强烈的构造挤压作用，使得新生代的页岩、泥灰岩地层(Gurpi，Pebdeh层)发育大量次生裂缝，沟通白垩统(Bangestan群)-中新统(Asmari)储层，形成统一储集体。中白垩统烃源岩(Kazhidumi)在新生代(1~10 Ma)进入生烃窗之后，伴随着构造运动进行，油气发生自上而下垂向运移，对储层进行充注成藏^[13-18]。

不同的是，研究区为基底盐系地层流动拱起而形成的南北向背斜(阿拉伯走向，图 1红色圈闭)，离碰撞造山带距离相对较远。虽然扎格罗斯造山运动使圈闭形态发生变化，但新生界未产生大规模次生裂缝，仍然充当了盖层的角色阻止了白垩系油藏烃类流体的垂向运移和散失^{[5-9, 11-12]}；另一方面，K-2油藏源岩为早白垩世Garau地层。研究表明，在新生代古新世(65.0 Ma之前)时，该地层即进入生烃窗，对上部圈闭开始进行油气充注，形成古油藏^[5-8]。圈闭条件的变化很可能打破了古油藏静态平衡，并发生层内二次调整，在K/G层中观察到大量沥青垫砂岩也从侧面证实这个观点^[19-23]。

本次研究通过地震层拉平技术对扎格罗斯造山运动前K-2油藏古构造进行恢复，重现圈闭形态演化过程，运用沥青盖砂岩在平面上的分布特征，对油气运移及油藏演化进行分析。

2.1 构造演化

从古构造恢复结果可以看出，在扎格罗斯造山运动(约5.3 Ma)之前，研究区为一个北高南低的单一大背斜圈闭，构造高点位于现今构造北部高点西翼区域。随后，受构造运动挤压作用的影响，原古背斜圈闭发生褶皱变形，面积大幅减小，构造高点向东部转移。中-南部区域地层像“翘翘板”一样迅速向上抬升，超过北部构造高点，形成新的构造高点，演变为具有两个构造高点的现今构造形态(图 5)。

2.2 油藏二次调整

同时，在K/G碎屑岩地层的岩屑和取芯中发现了大量的沥青盖(tar-mat)砂岩，这类含沥青盖的砂岩多由油水界面之间的油水氧化作用形成，由于其高黏度，低流动性，在油藏调整之后保存于原地层中，对古油水界面恢复和研究油气二次运移具有重要意义^[24-26]。

K层下部Gadwan(G)层为早白垩系沉积的Zubir三角洲一部分^[4-9]，沉积相为三角洲前缘及滨岸相，砂体连续性好，平均孔隙度19.8%，平均渗透率67 mD，为高孔高渗储层，油藏油水界面清晰。目前K层取芯资料有限，鉴于K和G层油藏构造继承性好，圈闭变化趋势一致，油藏性质相似的特点，运用资料较为翔实的G油藏沥青盖砂岩分布特征对油气二次运移进行证实和研究。

从资料观察看，含沥青盖砂岩在水层和油层中均有发现，以位于北部构造高点，具有连续取芯资料的AZN-5井和AZN-1井为例(位置见图 5)。以沥青盖砂岩出现深度作为古油水界面，结合构造演化研究其油气运移。由图 6可见，构造运动前，AZN-5井位于背斜构造的中部高点区域，AZN-1井位于构造高点偏东部区域，此时两井均为油水井，具有油水界面。随着构造变化，圈闭面积缩小，高点逐渐向东部转移，至今，AZN-5井已处于构造边部，而AZN-1井位于构造高点。此时，AZN-5井储层内的油全部向东部运移，变为了纯水井，而AZN-1井下部水层被油所驱替，变为了纯油井。

因此，在研究区北部高点原古背斜所在区域内，随着其圈闭面积缩小，构造高点向东转移，油气发生了自西向东的二次运移调整，形成了“缩小版”的滞留油藏。同时，随着南部地层隆起形成新的构造圈闭，部分油气发生自北向南的运移，形成新的次生油藏。

目前已钻井资料显示，南部次高点两口井(位置见图 1)油水界面相同(-3 441 m)，和构造溢出点匹配较好(-3 440 m)。这说明了两个问题：(1) 南部次高点油藏为构造控制，以K2-b两小层为主力油层的层状油藏；(2) 油气充注完南部次高点之后继续向南部高点运移，应形成南部高点油藏。而实际上，目前南部高点所钻井全部为水井，仅在两高点过渡带鞍部区域存在一口油水井，目前对此现象解释尚没有定论。由于南部高点为次生构造，构造转折端鞍部区域为应力集中区域，多发育次生裂缝带和走滑断层，对此主要有两种解释：一为南部构造转折端存在次生裂缝发育带，沟通了储层和上部地层，即所谓的“天窗”^[27]，油气在此处发生了垂向运移和散失，导致南部高点未获得充注，理由为该区域井，普遍在钻井过程中发生了泥浆漏失和失返现象(漏失层位包括K2油藏上部的K1 致密灰岩层)；另一解释就是此处发育微断层，切割砂体，形成断层封堵滞留油藏，理由为中部鞍部区域解释出可疑微断层，同时存在低部位鞍部油井^[21-23]。是否为该两种或别的原因，还需进一步研究落实。

3 油藏再认识

结合K油藏内各小层储层发育特征及构造演化对其影响，对其进行重新认识：K2-b两小层砂体发育稳定，连续性好，K2-c和K2-a小层砂体零散，多为透镜状砂体，垂向上与K2-b小层之间具有泥质隔夹层(图 7)。构造运动之前，在现今北部构造高点中西部区域，已经形成了北高南低的古背斜油藏(图 7a)。随着构造演化进行，北部原古油藏随圈闭形态和构造高点变化，发生了自西向东的二次调整。原油主要集中于连续性较好K2-b两小层内进行调整，K2-c和K2-a小层由于其砂体不连续性和垂向隔夹层封隔，保留了原古油藏状态，形成现今构造高部位透镜状滞留水层和构造低部位透镜状滞留油层(图 7b)。南部由于次生构造圈闭形成，部分油气自北向南运移，形成次生油藏。

K油藏性质为构造-岩性控制，具有统一油水界面(K2-b两小层内)的边水层状油藏，主要含油层系为K2-bl和K2-bu两个小层。K2-c小层透镜状岩性油藏仅存在于现今北部构造高点西翼区域(原古构造高点区域)，K2-a小层储层发育差，主要为干层和水层。

4 勘探开发建议

(1) 整体上研究区砂体分布为南厚北薄的趋势，南部储层发育较北部要好。但北部构造高点为原古油藏的所在区域，保留了大部分原生油气，为更有利开发区域。目前该区域内尚未有井在K2-b两小层内钻遇水层，表明并未探到油水边界。因此，构造两侧边部区域，尤其是西翼原古油藏高部位区域，还有很大潜力，具有部署扩边开发井的空间。

(2) 主力油层为K2-b两小层，下部K2-bl层砂体分布稳定，砂地比高，物性及连通性好，厚度8~15 m，为典型薄层砂岩油藏。为节约成本，增加单井产量，提高油藏采收率，可考虑采取水平井方式进行开发。

(3) 南部构造高点为次生油藏，油通过连续性较好的K2-b两小层运移，为构造所控制的常规背斜油藏，K2-a和K2-c储层因连通性较差，未能获得油的充注，为干层和水层，无开发潜力。

(4) 构造演化过程中，构造转折变化端为地应力集中区域，多发生微型断裂(微断层)，这类断层断距小(10~20 m)，常规地震剖面难以识别，对薄层层状砂岩油藏影响较大。目前研究区南部高点为水及鞍部低部位含油的现象，有可能为这类断层封堵所造成，应加强对其的识别，在中部及南部构造转折端鞍部区域，还有发现这类滞留油藏的可能。

结论

(1) 伊朗SA油田Kazhidumi油藏为受构造控制为主，岩性控制为辅，具有边水的层状砂岩油藏。现今油藏出现的“上水下油”的现象为构造演化导致圈闭形态变化，从而引发油气二次运移的结果。高点水层和低点油层为油藏调整完毕之后的局部透镜状滞留油、水层。

(2) 北部构造高点为有利勘探区域，具有扩边开发的潜力；K2-b两小层为有利开发层系并适合运用水平井进行开采；在中、南部鞍部构造转折端区域，具有发现断层封堵滞留油藏的可能。