厚壳蛤作为白垩纪重要造礁生物，其形成的生物礁及相关油藏在世界范围内占有极其重要地位^{[1, 2, 3]}，尤其中东地区，富含厚壳蛤类生物化石灰岩地层多形成储量巨大油藏^{[4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20]}。目前我国仅在西藏地区发现具该类生物化石地层^{[21, 22]}，尚未发现与之有关油气藏，对其沉积模式，储层特征等相关勘探开发经验较为缺乏。近年伴随我国石油公司向海外进军，越来越多合作项目与这类油藏有关^{[5, 6, 7, 8]}，因此对与厚壳蛤生物礁油气藏的相关研究对我国海外项目前期评价选择及后期勘探开发具有重要指导价值和现实意义。

国外学者对厚壳蛤生物礁油藏沉积模式研究取得了大量成果：Alsharhan^[8]对阿联酋和伊拉克等国以厚壳蛤生物灰岩为主要岩相油藏进行对比并建立沉积模式，强调海平面缓慢下降为厚壳蛤建隆快速生长有利时期，古地貌高点礁核区域为有利勘探区；Cabriele^[9]对欧洲地中海区域白垩纪厚壳蛤建隆生长所需环境进行研究并建立沉积模式，强调海平面升降变化对建隆生长及平面分布特征造成的影响； Dabbas^[10]对伊拉克东南部油田富含厚壳蛤碎屑灰岩的Mishrif层作为研究对象，建立沉积模式强调沉积环境变化导致的垂向岩相组合接触和演变；伊朗学者^{[11, 12, 13, 14, 15, 16]}也对该国以厚壳蛤生物灰岩为主要储层的Sarvak层从古气候，海平面变化，构造运动，区域不整合等多种影响厚壳蛤建隆生长发育因素的角度建立沉积模式。这些成果虽侧重不同方向，但均以代表有利储层发育区的厚壳蛤建隆作为核心，从生物礁生长及后期成岩控制因素出发以寻找有利勘探区为目的建立沉积模式。本文以伊朗SA油田上白垩统Sarvak层(以下简称S层)内富含厚壳蛤生物化石Sar-3层作为研究对象，以实际开发问题为导向，以储层结构为核心，运用取芯，薄片，XRD和三维地震分析资料，对岩相、沉积相进行识别划分并建立相应沉积模式，并提出相应水平井开发对策，望未来对我国海外项目中与厚壳蛤相关油气藏勘探开发提供借鉴和帮助。

伊朗SA油田为目前世界已探明储量最大的尚未开发油田^{[4, 5]}，地理位于伊朗西南部库泽斯坦省两伊交界处，构造位置位于扎格罗斯山前盆地与阿拉伯地台斜坡过渡带，Dezful坳陷西部(图 1a)。该区域主要分布两类构造，一为受新生代扎格罗斯造山运动作用形成的北西—南东向(扎格罗斯走向)挤压背斜圈闭构造；另一为分布于两伊边界基底盐系地层隆起形成的南—北向(阿拉伯走向)背斜圈闭构造^{[17, 18]}。油田整体为一大的南北向长轴背斜，属阿拉伯走向构造(图 1b)。

图 1 伊朗南A油田地理位置平面图(a)及油田Sarvak层顶面构造图(b) Fig. 1 The geographic location map(a)and structural map of Sarvak top surface of SA oilfield(b)

图选项

S层沉积形成于上白垩统森诺曼—土伦阶，顶部为受区域海退影响形成的中东地区可追踪不整合面，与下部地层为整合接触关系^{[17, 18, 19, 20]}，由下自上分出六个三级旋回，结合电性，古生物特征进一步划出12个小层，油层集中于上部SQ-4的Sar-8和SQ-5的Sar-3、4、5、6小层内，Sar-2、7小层为油田范围内分布稳定致密灰岩隔层，Sar-1为致密干层(图 2)。前期评价表明：Sar-3层上部为10~20 m厚致密泥晶/粒泥灰岩，下部为富含厚壳蛤碎屑颗粒/泥粒灰岩，含油性好，分布稳定，平均孔隙度17.7%，渗透率45.5×10^-3 μm²；Sar-4,5,6三小层岩相基本一致，均为以代表水动力中等—弱，生物化石以有孔虫类和浮游生物为主的泥粒/粒泥灰岩，垂向岩相分布无明显规律，储层非均质性强，物性相对较差，平均孔隙度10.8%，渗透率9.8×10^-3 μm²，含油性中等—差。Sar-8层由于油田具倾斜油水界面^[5]，油层分布区域有限，不为前期主力开发层系。

图 2 伊朗SA油田Sarvak层地层综合柱状图Fig. 2 The synthesized formation column of Sarvak Formation

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在Sar-3层储层物性和含油性明显优于下部小层，且上下均有岩性或物性隔层背景下，油田早期开发主要针对S油藏Sar-3层，以水平井方式进行开发。然而在开发实施中，该小层仍显示出较强非均质性，主要表现为：①平面上厚壳蛤灰岩储层发育稳定但纵向厚度不均，区间从8~20 m不等，储层分布主控因素及有利开发区不明确；②小层上部泥晶灰岩厚度同样变化较大且夹杂差油层，如何确保水平井储层钻遇率最大化并尽可能在最佳储层中钻进；③部分区域Sar-3和Sar-4之间边界不明显且层内发育1~2 m薄夹层，导致钻井过程中发生穿层进入Sar-4层或未钻穿Sar-3全部储层从而影响开发效果。这些问题对水平井轨迹钻前设计，实施调整，确保最大储层钻遇率提出了挑战。

岩芯及薄片观察表明：S层岩性以灰岩为主，少见白云岩和陆源碎屑，生物化石丰富，以厚壳蛤类，珊瑚、底栖有孔虫(蜂巢虫、小粟虫、圆笠虫)、腹足类、藻类为主，这些生物生长环境不同对应岩相沉积环境也有所差异。目前中东学者^{[8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16]}对白垩纪含厚壳蛤生物化石地层岩相划分多以储层分类为导向，对形成于同一沉积环境并具相似储层属性岩相大类化划分。比如放射科厚壳蛤，珊瑚和羚角科厚壳蛤颗粒/泥粒灰岩均形成于高能水动力生物礁环境且代表优质储层，因此将其大类化命名为厚壳蛤类生物碎屑颗粒/泥粒灰岩。然而即便某几种岩相形成于大体相似环境内，其各自或部分生物组合环境指示意义也存在一定差异。比如同属厚壳蛤建隆造礁生物的羚角蛤多大量出现于生物礁大规模泛殖期，并由于其基底稳固性多生长于礁核顶部，对应形成岩相代表最强水动力沉积区并对生物礁生长阶段具有指示作用^[3]。因此，本研究以Dumham^[23]岩石分类为基础，以指示不同沉积环境的生物化石类型和结构构造为依据对岩相进行细分。该分类方法虽然较目前主流分类法稍显繁杂，但更有利于对沉积环境识别及建立沉积模式。

根据划分结果对Sar-3层内主要岩相统计表明：该层下部以代表高能水动力沉积环境的放射科厚壳蛤碎屑颗粒/泥粒灰岩为主，偶见羚角科厚壳蛤和珊瑚化石颗粒/泥粒灰岩；上部以代表低能暴露沉积环境的根模和泥裂构造粒泥/泥晶灰岩，窗格构造粒泥/泥晶灰岩，碳酸盐硬地泥晶灰岩为主，具体岩相及沉积环境描述见表 1、图 3。

图 3 伊朗SA油田Sarvak层Sar-3小层岩相薄片图 A.厚壳蛤颗粒灰岩，可见相对完整厚壳蛤生物化石，内含原生和次生粒间微孔；B.厚壳蛤泥粒灰岩，厚壳蛤碎屑可见原生壳壁结构，上部为结构保持较好的原生低镁方解石壳壁层，下部为文石层壳壁被溶蚀后被亮晶方解石胶结充填；C.珊瑚碎屑颗粒/泥粒灰岩，内含珊瑚碎屑；D.厚壳蛤泥粒灰岩，厚壳蛤，双壳类生物碎屑形成铸模后期被胶结充填；E.珊瑚碎屑颗粒/泥粒灰岩，富含泥球粒和生屑，生屑以破碎珊瑚和厚壳蛤为主；F.厚壳蛤泥粒灰岩，见较大厚壳蛤碎屑，另含双壳，棘皮生屑，见压实缝合线；G.生物碎屑泥晶/粒泥灰岩，上方可见黄绿色陆源泥。H.根模构造(根管石)，见有机质植物根结核及方解石胶结环边，形成于暴露水上环境；I.窗格构造泥晶灰岩，见示顶底构造，白色云泥位于窗格构造低部位，上覆于碳酸盐胶结物。Fig. 3 The thin section figures of Sar-3 zone

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岩相观察表明主体造礁生物(放射科厚壳蛤)基本均以破碎生物碎屑为主，少见指示厚壳蛤生物礁大规模泛殖发育的珊瑚和羚角蛤，未见原地堆积具完整造礁生物化石巨厚黏结及障积灰岩，富含造礁生物化石储层连续厚度多不超过25 m。这些特征表明本油田区域生物礁建隆没有进入大规模泛殖期并受较为强烈的水动力破坏。该特征与阿联酋及伊拉克部分油田下白垩统Shuaiba组及中白垩统Mishrif组巨厚厚壳蛤生物礁灰岩油藏有明显差异^{[8, 10]}，这类油田富含厚壳蛤生物化石储层厚度分布为60~150 m，取芯薄片可见大量珊瑚类生物黏结灰岩和完整厚壳蛤生物化石，表明其形成于有利于礁体建隆快速堆积生长稳定沉积环境^{[1, 3]}。

S层沉积期油田所处阿拉伯板块位于赤道附近，古气候炎热潮湿并具丰富大气降水^{[24, 25, 26]}。沉积环境为开阔陆表海台地缓斜坡，古海岸线位于南部科威特，陆架边缘坡折带位于东北伊朗境内，油田处于陆架边缘生物礁建隆/岩隆分布区^{[17, 18]}(图 4)，水深较浅，多介于5~30 m，海平面震荡频繁，缺乏深海远洋沉积和陆源碎屑侵入。区域构造背景方面，起始于晚白垩世阿尔卑斯构造运动使得油田所处阿拉伯板块具区域活跃构造挤压沉积背景^{[17, 18, 19]}，导致早期古生代Najid断层“再活化”引发上覆盐层拱起使得两伊边界形成大量南北向古隆起(包括SA油田区域)。隆起发育起始于晚白垩世，贯穿S层沉积期^{[17, 18]}。Sar-3层内岩芯和薄片可见大量指示水上暴露环境的角砾垮塌，喀斯特，大气水淋滤和示顶底构造特征(图 5)，Sar-2层内泥岩XRD分析其黏土矿物成分以结晶高岭石为主，次为伊蒙混层，含少量绿泥石，为陆源泥，连同前述可见指示发生过成土作用和植被化过程的根模(根管石)构造(图 3h)，表明Sar-3顶部发生过风成搬运沉积和淡水淋滤土壤化作用。说明SA油田S层除顶部区域不整合外，层内同时形成过受地层隆起和海平面下降控制，具障壁岛特征的局部暴露水上环境及短期沉积间断。同样现象在油田东部和伊拉克境内部分油田也有证实和发现^{[27, 28, 29]}。

图 4 伊朗SA油田Sarvak沉积期区域岩相古地理图 (据文献[18]，有修改)Fig. 4 The paleogeographic map of the Middle East of the Cenomanian-Turonian of Upper Cretaceous

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图 5 伊朗SA油田Sarvak层Sar-3小层顶部岩芯及薄片图 A.Sar-3顶，岩芯照片，大气淡水冲刷淋滤作用形成的喀斯特岩溶现象；B.Sar-3层，岩芯薄片，受大气水淋滤溶蚀形成的组构选择性铸模孔及非组构选择性溶孔；C.Sar-3层，示顶底构造，厚壳蛤碎屑铸模孔下部被大气水冲刷物充填，上部为方解石胶结。 Fig. 5 The coring and thin section figures of Sar-3 zone in SA oilfield

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建立的具障壁岛系统碳酸盐缓斜坡台地沉积模式分析认为S层SQ-5末期为障壁岛—滩沉积亚相(图 6a)，并进一步将其划分为厚壳蛤丘，浅滩，伴生潮坪三类微相(图 6b)。需要说明的是，潮坪相在完整沉积模式中指代近陆边缘水深较浅长期受潮汐控制影响的陆缘潮坪，但在浅海台地沉积环境中的地貌高点和生物礁建隆周围浅水环境随海平面波动升降也可周期性间歇发育^{[14, 15, 16]}，本研究将其命名为伴生潮坪作为一类微相纳入障壁岛—滩沉积亚相内以区别陆缘潮坪。Sar-3层位于旋回SQ-5顶部，处于层序内海平面相对最浅时期，主体微相为伴生潮坪和厚壳蛤丘。

图 6 具有障壁岛系统的碳酸盐缓坡沉积模式示意图(a)和SA油田Sar-3小层沉积模型(b)Fig. 6 The sedimentary model of carbonate ramp within barrier islands (a) and regional sedimentary model of Sar-3 zone of SA oilfield (b)

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潮坪多表征为间歇暴露的碳酸盐硬地沉积环境，不利于底栖生物生长，可见生物化石种类较少。岩相多为代表低能沉积环境的泥晶/粒泥灰岩，主要包括具窗格构造泥晶灰岩、具根模和泥裂构造泥晶/粒泥灰岩和具暴露/根模构造泥晶/粒泥灰岩等；代表构造有：根模，窗格孔，藻纹层，泥纹层，核形石；电性特征为高伽马，低声波时差，低中子，高密度，低孔隙度(图 7)。

图 7 SA油田Sar-3小层沉积微相剖面示意图(岩相及薄片描述见图 3、表 1) Fig. 7 The sedimentary microfacies section of Sar-3 zone in SA oilfield

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厚壳蛤丘形成于受波浪作用控制的浅水高能带，构造形态类似多个孤立岛屿或浅滩组成岛链，区域上形成障壁岛将台地分隔成局限台地和开阔台地。主体造礁生物为放射状厚壳蛤，羚角蛤和珊瑚。岩相主要由富含厚壳蛤，珊瑚类生物碎屑颗粒/泥粒/粒泥灰岩组成，生物碎屑和碳酸盐软泥受水动力震荡作用影响，越靠近礁顶，水动力越强，泥质含量越低，颗粒灰岩出现频率越高，反之亦然，可见形成于礁间过渡带的小粟虫，蜂巢虫等有孔虫类颗粒/泥粒灰岩。电性特征为低伽马，高声波时差，高中子，低密度，高孔隙度(图 7)。

基于S层沉积时期古地理环境，构造演化，古生物，岩相组合及沉积特征建立针对Sar-3层建立沉积模型。模型为障壁岛沉积系统，表明此时由阿尔卑斯构造运动导致形成的地层隆起在斜坡已形成，区域分布多个隆起形成岛链，体现浅水碳酸盐沉积从缓坡向台地转化趋势(图 6b、图 8a)。由于隆起区水深变浅，阳光和养分充足，厚壳蛤生物礁首先在该区生长发育，因此古隆起既代表生物礁建隆有利发育区，同时也代表一背斜构造。受隆起抬升和旋回向上海平面下降双重因素控制，在生物礁建隆在礁体规模较小早期统殖期即接触浪基面停止向上生长，同时受强水流拍打，破坏，搬运，再沉积形成厚度较薄，以生物礁碎屑，粗粒沉积物，碳酸盐软泥混合而成的缓丘状礁滩混合异地沉积地层体(图 8b)^[31]。旋回后期区域内形成潮坪环境，沉积物以致密泥晶灰岩为主，古隆起边部可随海平面震荡波动发育多期潮坪叠置沉积(图 8c)。末期隆起高部位逐渐出露水面，形成了水上暴露环境(类似浅海出露水面的岛屿，图 6b)，在潮湿炎热古气候背景下，大气淡水造成的淋滤冲刷溶蚀作用为改善储层结构，影响储层性质重要因素。古地理位置越高，暴露时间越长，作用强度越大(图 8c)。

图 8 SA油田Sar-3小层沉积模式垂向演化图Fig. 8 The vertical depositional pattern evolution figure of Sar-3 zone

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富含厚壳蛤类生物碎屑灰岩因其生物骨架易保持原生孔，后期成岩中骨架不稳定文石成分易受淡水淋滤作用影响形成次生溶孔(图 5b,d)，为最有利储层类型^{[8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 26, 27, 28, 29]}，潮坪沉积形成致密泥晶灰岩则为非储层隔夹层。由于厚壳蛤生物礁受强动力水流破坏改造并再沉积，储层平面分布特征为以建隆脊部区(古地貌高点)为中心，向外厚度逐渐变薄，分布稳定，面积较广，连续性好，剖面呈缓丘状储集体(图 8c)。垂向上Sar-3层呈典型二元结构，下部为厚壳蛤碎屑颗粒/泥粒灰岩，上部为潮坪成因致密泥晶灰岩，由于其对应的厚壳蛤丘和伴生潮坪微相受古地貌控制，因此两类岩性地层厚度随古地貌起伏呈此消彼长关系，即古地貌越高，越靠近建隆核部，厚壳蛤类颗粒/泥粒灰岩沉积厚度越大，上部潮坪环境持续时间越短，泥晶灰岩厚度越薄，反之亦然。实钻井资料也证实了上述特征(图 9)。

图 9 SA油田Sar-3层储层对比图(南北向)(以Sar-3顶，Sar-2底指示暴露环境沉积间断泥岩作为标志层拉平) Fig. 9 The reservoir correlation of Sar-3 zone (N—S)，SA oilfield of Iran

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另一方面，由于旋回末期古隆起出露水面形成短暂暴露环境，在具丰富大气降水背景下发生以组构选择性溶蚀为主要特征的同生或准同生岩溶。该岩溶特征不同于传统构造运动所引起古风化壳岩溶，由于其作用时间短，流体渗流特征以垂向溶蚀为主，缺乏明显水平潜流溶蚀作用带，溶蚀强度主要受控古地貌。本油田Sar-3储层岩相以富含厚壳蛤生物化石碎屑颗粒/泥粒/粒泥灰岩为主，有效孔隙以粒内/粒间溶孔为主，多由同沉积岩溶过程中不稳定易溶文石矿物成分构成的厚壳蛤生物壳壁等发生溶蚀演化而成(图 5b,d)。在此背景下，岩石内厚壳蛤碎屑含量不但决定了储层孔隙总量，同时其形成的溶蚀孔也作为流体渗滤通道决定垂向溶蚀作用影响深度。此前已述越靠近礁丘顶部(古地貌高部位)，水动力越强，泥质含量越少，沉积物颗粒成分以厚壳蛤碎屑为主，反之低部位泥质含量高，同时可见由斜坡低部位冲刷搬运而至形成的以有孔虫碎屑支撑为主的泥粒/粒泥灰岩薄层(差油层)，一定程度阻止了流体向下渗滤运动。因此，沉积期古地貌高部位水上暴露时间长，岩石内厚壳蛤碎屑含量高，在双重有利因素控制下形成较长垂向溶蚀带，影响深度最大可达40 m，使得该区域内Sar-3和Sar-4层之间岩性边界在随钻LWD曲线上表现并不明显。低点区域暴露时间短，岩石泥质含量高，同时受薄隔层阻挡淋滤作用强度弱，垂向溶蚀作用影响程度有限，Sar-4层具高泥质含量的有孔虫类灰岩与上覆厚壳蛤类灰岩电性差别较大。

受新生代扎格罗斯造山运动影响，油田圈闭形态在上新世末期发生变化^[6]，由北高南低宽缓背斜演变为现今南高北低狭长背斜。平面上富含厚壳蛤碎屑储层分布稳定但厚度受古地貌控制。古地貌高点(现今油田北高点中、西区及南高点中部局部区域)先期沉积较厚厚壳蛤类生物碎屑灰岩，后期长时间处于水上暴露环境接受有利成岩改造，就储层角度而言，为油田有利开发区(图 10中)。这类区域储层厚度分布为15~20 m，水平井钻井难点在于与下部Sar-4之间隔层发育不明显，仅通过LWD曲线(包括GR和RT曲线)和录井烃类显示难以在钻井实施过程中第一时间确定是否穿层(图 10左)。因此，在钻井实施过程中见好的烃类显示，随钻曲线RT增加，GR下降表示进入有利储层后，继续以低角度下探5米调整轨迹以平行地层倾角为标准钻进，确保钻头始终处于油层的中部位置。

图 10 SA油田不同古构造区域井垂向储层结构差异示意图Fig. 10 The discrepancy of vertical reservoir configuration in different position of the paleogeomorphic trap

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古地貌低点储层较薄，厚度多为8~10 m，且内部可夹1~2 m致密夹层，上部致密泥晶灰岩内也可夹一层或多层2~4 m差油层。这类区域钻井难点在于如何确保井轨迹钻穿有利储层并保持在内钻进。地层对比表明Sar-3潮坪泥晶/粒泥灰岩与Sar-4有孔虫生物碎屑粒泥灰岩电性特征具明显差异，以此为依据制定钻井策略(图 10右)。钻井实施过程中见好的烃类显示，随钻曲线RT增高，GR降低(表示进入有利储层)，即调整钻头以88°~89°微倾角下穿油层。如果烃类显示变差进入致密层后但随钻曲线仍保持相对稳定则表示仍在Sar-3层内，增加轨迹角度加速下探，再次进入油层后继续以微倾角钻进。一旦出现烃类显示变差，GR增高，RT降低，则表明即将进入Sar-4层，此时根据实际地层倾角调整轨迹以90°水平或91°略微上抬钻进，力争水平段前段纵向钻穿储层，后段确保处于底部储层内。

伊朗SA油田Sar-3层沉积期受阿尔卑斯构造运动影响形成古地层隆起并发育生长厚壳蛤建隆，建隆尚未进入大规模泛殖期受海平面下降和地层隆起抬升影响，被强水动力流破坏搬运再沉积形成缓丘状礁滩混合沉积地层体。旋回后期区域内广泛发育潮坪环境沉积致密泥晶灰岩。末期局部区域出露水面形成水上暴露环境，由此发生的大气淡水淋滤作用为影响储层结构重要因素。整体Sar-3层呈典型二元结构，下部为富含厚壳蛤碎屑颗粒/泥粒灰岩储层，上部为潮坪成因致密泥晶灰岩隔层，两者厚度受古地貌控制呈此消彼长关系，古地貌高部位为有利储层发育区。在针对Sar-3层水平井开发中，可结合储层结构差异及岩相电性差异制定钻井对策，古地貌高部位力争保持在油层中部钻进，低部位前段以微倾角纵向钻穿储层，后段保持在储层底部穿行。

致谢 感谢中油国际伊朗分公司油藏部总经理徐中军，南阿扎德甘项目总工程师黄贺雄对本文思路提供热心帮助和悉心指导，感谢南阿扎德甘项目油藏部南小振，王延峰，N.Abdi，B.henderi，A.derisi对文章的建议和参考资料提供。同时本研究是在中国石油勘探开发研究院中东所同仁编制的南阿扎德甘开发方案基础上进行，对他们取得的成果及对本文帮助在此一并致谢。