滨里海盆地大部分区域位于哈萨克斯坦西部，面积约50×10⁴ km²，盆地东缘长期处于油气运移的有利指向区。众多学者对滨里海盆地东缘的储层特征、油气主控因素及碳酸盐岩薄储层预测进行了详细研究。卢家希等^[1]通过对滨里海盆地东缘N油田KT-Ⅰ，KT-Ⅱ油层组的研究，认为高频层序控制了岩相发育序列及早成岩期岩溶作用；李宝等^[2]提出滨里海盆地东缘阿克若尔构造带的勘探方向应由构造油气藏向构造-岩性及岩性油气藏勘探转变；王云^[3]研究了滨里海盆地东缘阿克若尔构造带西侧塔尔构造的岩溶储层，认为塔尔构造储层厚度小、物性差，并利用现代体属性及地震反演分析了塔尔构造岩溶水系的分布特征；吴嘉鹏等^[4]运用敏感属性及地质统计学反演开展了KT-Ⅱ油层组滩相薄储层预测，提高了地震反演的纵向分辨率；张明等^[5]提出以“断裂破碎带相”为约束的迭代反演方法刻画非均质储层断裂带特征。研究人员对滨里海盆地东缘相控岩溶储层及碳酸盐岩薄储层的研究均取得了一定成果，但针对研究区成藏条件、油气藏类型、岩溶储层对油气成藏规律的控制等并未深入研究。根据最新的薄片、测井及试油等资料，结合基于层位-测井约束的初始模型的地震波阻抗储层反演技术对滨里海盆地东部成藏带岩性油气藏进行薄储层反演预测，并总结该区油气成藏规律，以期为下一步井位部署奠定基础。

滨里海盆地位于波罗的板块东南部，盆地东侧为乌拉尔海西期褶皱山系^[6]。泥盆纪—石炭纪—二叠纪时期，波罗的板块与哈萨克斯坦-准噶尔板块汇聚直至拼贴。泥盆纪时期，滨里海盆地东缘为弧后盆地，石炭纪时期弧后扩张，至二叠纪时期滨里海盆地东缘转化为前陆盆地^[7]。滨里海盆地东缘自西向东可分为西部成藏带、中部成藏带及东部成藏带（图 1a）。东部成藏带位于油气运移指示区，油气资源丰富，是本次研究目标区。滨里海盆地东缘石炭系沉积了一套以碳酸盐岩为主的储层（KT-Ⅱ油层组、KT-Ⅰ油层组）。KT-Ⅱ油层组包括谢尔普霍夫阶、巴什基尔阶及莫斯科阶下部；KT-Ⅰ油层组包括莫斯科阶上部、卡西莫夫阶及格舍尔阶（图 1b）。滨里海盆地东缘沉积相带呈南北向展布，自西向东依次发育台缘斜坡—台地边缘—开阔/局限台地—台地边缘—台缘斜坡相沉积，可建立“双台缘”沉积模式^[8-9]，有利沉积相主要为开阔台地相^[10-11]，岩性主要为亮晶生屑颗粒灰岩、泥晶颗粒灰岩、藻黏结灰岩、微晶—粉晶白云岩、生屑白云岩及云灰岩/灰云岩类等^[12-13]，储层孔隙度为4%~12%，渗透率通常小于1 mD，属于低—中孔、低渗储层。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 滨里海盆地东缘构造位置（a）及岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic setting(a)and stratigraphic column(b)of the eastern margin of Pre-Caspian Basin

滨里海盆地东缘盐下发育中泥盆统、上泥盆统、下石炭统、上石炭统—下二叠统等4套烃源岩^[14]，其中，中、上泥盆统及下石炭统烃源岩为主要油气贡献来源。上泥盆统法门阶—下石炭统杜内阶烃源岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主，总有机碳（TOC）含量较高，平均为4.4%，氯仿沥青“A”质量分数为420~8 440 µg/g，平均为5 120 µg/g，总烃质量分数为150~5 038 µg/g，平均为2 943 µg/g，属于中等—好生油岩^[15]，目前为成熟阶段生油期（表 1）。

表 1(Table 1)

表 1 滨里海盆地东缘烃源岩条件评价 Table 1 Evaluation of source rocks in the eastern margin of Pre-Caspian Basin 地层 岩性 沉积环境 干酪根类型 生油层厚度/m TOC/% 评价 艾菲尔阶（D2）—吉维特阶（D2） 泥质碳酸盐岩、硅质页岩 潟湖相 Ⅱ型 数百 0.4~3.9（1.1） 中等 法门阶（D3）—杜内阶（C1） 泥质碳酸盐岩、钙质或硅质页岩 半深海、深海相或潟湖相 Ⅰ或Ⅱ—Ⅲ型 400 0.4~13.8（4.4） 好 维宪阶（C1）—巴什基尔阶（C2） 泥质碳酸盐岩、页岩 浅海—深海相 Ⅰ型或Ⅱ型、Ⅲ型 400 1.0~8.4（4.0） 好 格舍尔阶（C2）—亚丁斯克阶（P1） 泥质碳酸盐岩、页岩 浅海—深海相 Ⅰ型或Ⅱ型、Ⅲ型 200 0.7~6.4（2.6） 中等 注：括号内为平均值。

下载CSV 表 1 滨里海盆地东缘烃源岩条件评价 Table 1 Evaluation of source rocks in the eastern margin of Pre-Caspian Basin

滨里海盆地东缘主要发育开阔台地、局限台地、台地边缘等沉积相。选取研究区不同成藏带60余口井的岩石薄片和铸体薄片资料，对储层岩石类型、储集空间类型及不同沉积环境下的储层物性进行详细研究。

按照曾允孚等^[16]的碳酸盐岩分类方案，研究区碳酸盐岩储集岩可分为灰岩类、白云岩类、云灰岩/灰云岩类、硅化硅质岩类等。其中，灰岩类可进一步细分为微晶灰岩、微晶颗粒灰岩、亮晶颗粒灰岩、藻黏结灰岩等；白云岩类可进一步细分为微晶白云岩、粉晶白云岩、中—细晶白云岩、中—粗晶白云岩、藻黏结白云岩、颗粒白云岩等；云灰岩/灰云岩中的白云石可分为粉—微晶白云石、粉—细晶自形白云石、中—粗晶鞍形白云石及中—巨晶白云石/鞍形白云石等；硅化硅质岩类主要见于石炭系KT-Ⅰ油层组，硅化硅质岩中的石英为微晶石英及玉髓形式，或粒状亮晶石英晶体形式，可交代生物碎屑、方解石晶体、石膏及硬石膏晶体^[17-19]（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 滨里海盆地东缘主要岩石类型镜下薄片照片 （a）亮晶颗粒灰岩，T4井，2 103 m；（b）微晶灰岩，65井，2 625 m；（c）藻黏结灰岩，B1井，3 734 m；（d）粉—微晶白云岩，C63井，2 623 m；（e）云灰岩及灰质云岩，T4井，2 873 m；（f）硅化硅质灰岩，T5井，2 393 m；（g）泥晶灰岩，6井，2 274 m；（h）亮晶生屑砂砾屑灰岩，溶孔发育，T3井，2 143 m；（i）泥晶灰岩，溶蚀孔洞发育，4井，2 201 m。 Fig. 2 Thin sections of main rock types in the eastern margin of Pre-Caspian Basin

对研究区KT-Ⅰ和KT-Ⅱ油层组薄片进行镜下观察，发现粒间孔及粒间溶孔最为发育，体积分数为32.04%；其次是粒内溶孔及颗粒铸模孔，体积分数为18.92%；再次是生物体腔孔，体积分数为15.82%；溶蚀孔/膏模孔、膏溶孔洞体积分数分别为10.94%，10.17%；晶间孔/晶间溶孔、溶蚀孔洞发育较少，体积分数分别为5.95% 和5.39%；裂缝发育状况最差，体积分数仅为0.76%。研究区储层受溶蚀作用影响明显，岩心上可观察到较多的溶蚀孔洞，孔洞直径最大约10 mm，通常为0.5~4.8 mm（图 3）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 滨里海盆地东缘主要储集空间类型镜下薄片照片 （a）粒间孔及粒间溶孔，C65井，2 621 m；（b）粒内溶孔及颗粒铸模孔，T3井，2 978 m；（c）生物体腔孔，C4井，3 088 m；（d）溶蚀孔，A7井，2 670 m；（e）膏模孔/膏溶孔洞，C63井，2 617 m；（f）晶间孔/晶间溶孔，G1井，3 580 m。 Fig. 3 Thin sections showing main reservoir sapces in the eastern margin of Pre-Caspian Basin

KT-Ⅱ油层组储层孔隙度为0.30%~20.10%，平均为6.71%，渗透率为0.061~2 100.000 mD，平均为20.270 mD，以中孔、低渗—特低渗孔洞-孔隙型储层为主。KT-Ⅰ油层组储层孔隙度为0.30%~40.00%，平均为3.81%，渗透率为0.000 1~2 170.000 0 mD，平均为0.800 0 mD，整体属于低—中孔、特低渗孔洞-孔隙型储层。

由图 4可看出，研究区石炭系鲕粒滩及砂砾屑滩相灰岩储层、生屑滩相灰岩储层、粉—微晶云岩储层的孔渗相关性差异较大。鲕粒滩及砂砾屑滩相灰岩储层显示出低孔、低渗储层特征，孔渗相关性较差；粉—微晶云岩储层显示出高孔、高渗储层特征，孔渗相关性较好；生屑滩相灰岩储层显示出特低孔、特低渗-中孔、中渗储层特征，孔渗相关性较好。由此表明，生屑滩相亮晶颗粒灰岩为研究区内最有利的储集岩性。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 滨里海盆地东缘石炭系不同类型储层的孔渗关系 Fig. 4 Relationship between permeability and porosity of different types of Carboniferous reservoirs in the eastern margin of Pre-Caspian Basin

滨里海盆地东缘盐下层系发育上石炭统MKT泥岩、下二叠统泥岩及下二叠统孔谷阶盐岩3套区域盖层。其中，下二叠统孔谷阶盐层对盐下油气藏具有良好的区域封盖效果，但盐层厚度分布不均且大多不是石炭系碳酸盐岩油气藏的直接盖层。KT-Ⅱ油层组的直接盖层是上石炭统MKT泥岩，KT-Ⅰ油层组的直接盖层是下二叠统深灰色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩等。

滨里海盆地东缘盐下石炭系主要发育2套生储盖组合^[20-23]：一是下石炭统维宪阶及杜内阶泥岩（生）-KT-Ⅱ油层组灰岩/白云岩（储）-MKT泥岩（盖）；二是中上泥盆统泥岩（生）-KT-Ⅰ油层组灰岩/白云岩（储）-下二叠统泥岩（盖）。滨里海盆地东缘油气资源充足，发育低—中孔、低渗—特低渗储层，生屑滩相亮晶颗粒灰岩为有利储集岩性。

滨里海盆地东缘烃源岩目前处于大量生油阶段，油气来源充足，KT-Ⅰ，KT-Ⅱ油层组中油气来源主要为中上泥盆统及下石炭统维宪阶与杜内阶烃源岩。研究区圈闭类型以背斜、断背斜构造圈闭及岩性上倾尖灭圈闭为主。KT-Ⅰ油层组发育2个构造圈闭，面积约22 km²，5个岩性圈闭，面积约550 km²，该油层组预测石油资源量160×10⁴ t；KT-Ⅱ油层组发育8个构造圈闭，面积约46 km²，11个岩性圈闭，面积约350 km²，该油层组预测石油资源量约1×10¹² t。通过对KT-Ⅱ油层组原油密度分析，发现阿克若尔构造带北部的N油田原油密度为0.79~0.85 g/cm³，阿克若尔构造带南部已发现的含油构造带原油密度为0.82~0.89 g/cm³，推测其原因可能是N油田聚集成藏后，经历白垩纪构造反转，油气向南二次运移至阿克若尔构造带成藏。

阿克若尔构造带位于滨里海盆地东缘的东部成藏带，呈NE向狭长状，东西宽6~12 km，南北长126 km，面积约1 100 km²，地层起伏小，构造平缓。阿克若尔构造带储层纵横向非均质性强，以薄层为主，无统一油水界面，油层多为薄层，在横向上呈分散分布，纵向上呈多层叠置分布，对比性和连续性均较差。阿克若尔构造带油藏受岩性控制明显，油层、干层、水层短距离交替分布，如2井与13井距离仅为2.19 km，但这2口井可见多处薄油层向北尖灭，至13井变为干层；6井与1井距离为4.22 km，6井KT-Ⅱ油层组底部为厚层状水层，而向北至1井，变为薄层状干层或水层（图 5）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 阿克若尔构造带KT-Ⅱ油层组油气藏连井剖面 Fig. 5 Well-tie profile of KT-Ⅱ reservoir group in Aknol structural belt

分析阿克若尔构造带试油测试数据发现：①大量井的油柱高度大于构造圈闭幅度，如5井，其油层的油柱高度较构造圈闭幅度高26 m，3井油层的油柱高度较构造圈闭幅度高12 m，7井油层的油柱高度较构造圈闭幅度高26 m。②阿克若尔构造带的构造圈闭幅度小、面积小、储层薄，但试油结果却显示单井产量高、产油时间长，故发育构造圈闭的可能性小。如5井KT-Ⅱ油层组G3小层，测井解释油层厚度约3 m，日产油量大于70 m³，试油时间约50 d，累产油量超2 800 m³。③产量与储层厚度并无正相关关系，如5井KT-Ⅱ油层组G3小层测井解释油层厚度约3 m，日产油量大于70 m³，试油时间约50 d，累产油量大于2 800 m³；3井KT-Ⅱ油层组G3小层测井解释油层厚度大于10 m，日产油量大于80 m³，试油时间约80 d，累产油量却不足2 000 m³。④在同一构造圈闭中，高部位试油出水，如1井和6井位于同一构造圈闭，高部位的6井试油出水。根据以上试油数据可知，目前已钻井的圈闭应为岩性圈闭，而非构造圈闭。结合基于层位-测井约束的初始模型的地震波阻抗储层反演技术，可明显看到岩性圈闭的上倾尖灭，进一步证明了岩性圈闭的存在。

滨里海盆地东缘东部成藏带油气最为富集，已发现阿克若尔构造带、T油田、N油田等多个含油气区域[^24-26]。研究区岩性油气藏受优质储层控制明显，优质储层多为高频三级层序旋回中上部的高生长率滩体及不整合面附近的岩溶储层（图 6）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 滨里海盆地东缘油气成藏模式 Fig. 6 Hydrocarbon accumulation model of the eastern margin of Pre-Caspian Basin

阿克若尔构造带储层受沉积相带（滩相）控制，优质储层主要为生物礁滩[²⁷]，多发育于三级旋回中上部。根据岩石薄片及铸体薄片观察，生屑滩相灰岩储层中颗粒灰岩不仅灰泥缺乏[²⁸]，而且海底胶结物环边很薄，或海底胶结物较缺乏，由此指示了阿克若尔构造带发育的滩体属于碳酸盐高生长率滩体，高生长率滩体与滩相灰岩储层的形成关系密切，说明滩相灰岩储层为阿克若尔构造带的有利储层。

各级层序不整合面控制形成的溶蚀孔、洞、缝，不仅构成了油气运移的横向输导体系，也控制了油气藏的分布[²⁹]。KT-Ⅱ油层组的G1和G4小层顶面附近可识别出不整合面，且不整合面附近岩溶储层较为发育，油气多聚集于此。

滨里海盆地二叠系孔谷阶发育一套巨厚盐层且地震传播速度较快，同时存在多类速度异常体，导致地震解释结果不准确，从而形成“假背斜”的地质现象，严重影响了盐下构造解释的准确度^[30-32]。滨里海盆地东缘碳酸盐岩储层薄，单层厚度仅1~15 m，常规地震反演往往只能识别厚储层，对于研究区的薄储层难以识别。基于此，拟采用基于层位-测井约束的初始模型的地震波阻抗储层反演技术，精细研究盐下薄储层的空间展布特征，以期为下一步井位部署奠定基础。

基于层位-测井约束的初始模型的地震波阻抗储层反演技术，在原理上仍是基于岩石物理测井约束[³³]。该技术首先通过对地层的地震波阻抗模型进行正演模拟，获得合成地震记录；然后将合成地震记录与实际地震记录进行比对，并根据比对结果，对地震波阻抗模型进行修改；在建模时考虑多种沉积模式（超覆、退覆、剥蚀和尖灭等）的约束，使用分形和波形相似内插的方法构建复杂初始模型，模型保留了储层构造、沉积和地层在横向上的变化特征；最后通过反复比对修改，使合成地震记录和实际地震记录达到最为匹配，从而获得较为准确的地震波阻抗模型。该技术将地震和测井信息有机结合，运用全局迭代寻优反演算法，充分利用测井高频信息，提高了地震反演的精度和分辨率。运用该技术对阿克若尔构造带KT-Ⅱ油层组G1—G4小层进行储层反演，地震反演结果符合地下构造、沉积和地层特征（图 7）。由图 7可看出，G1，G2小层储层形态较地震剖面更清晰，能更好地反映储层横向连续性，岩性圈闭上倾尖灭形态明显。横向上，6井储层较为连续，向南至2井连续性减弱，储层厚度逐渐减薄。纵向上，6井附近的储层主要分布在KT-Ⅱ油层组顶部，即集中在G1和G2小层。G3，G4小层储层整体发育程度较G1，G2小层差，G3小层6井附近储层较为发育，至南部的2井逐渐减薄直至尖灭，而G4小层在南部13井附近较为发育，向北物性逐渐变差或尖灭。结合层序地层学分析，认为有利储层主要发育在三级旋回的顶部，即KT-Ⅱ油层组顶部的G1，G4小层。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 阿克若尔构造带KT-Ⅱ油层组G1-G4小层地震剖面（a）与储层反演（b）对比 Fig. 7 Comparison between seismic section(a)and reservoir inversion(b)of G1-G4 sublayers of KT-Ⅱ reservoir group in Aknol structural belt

（1）滨里海盆地东缘成藏条件优越，盐下油源充足，中、上泥盆统及下石炭统烃源岩为主力烃源岩。研究区内滩相亮晶颗粒灰岩为优质储层，主要储集空间为粒间孔及粒间溶孔。盐下石炭系主要发育2套生-储-盖组合，油气多为“自生自储”或“下生上储”，二叠系孔谷阶盐岩为优质的区域性盖层。

（2）滨里海盆地东缘阿克若尔构造带主要发育岩性圈闭，岩性油气藏无统一油水界面，油层呈薄层状分散分布，对比性和连续性均较差，受岩性控制明显，油层、干层、水层短距离交替分布。试油数据发现大量井的油柱高度大于构造圈闭幅度，构造圈闭幅度小、面积小、储层薄，但单井产量高，产油时间长，产量与储层厚度并无正相关关系。

（3）滨里海盆地东缘东部成藏带岩性油气藏受优质储层控制明显，优质储层多为高频三级层序旋回中上部的高生长率滩体及不整合面附近的岩溶储层，油气多聚集在KT-Ⅱ油层组的G1和G4小层顶部不整合面附近。