杨士伟，史丹妮

(1.中国石化 国际石油勘探开发有限公司，北京　100029； 2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京　100083)



俄罗斯季曼
—伯朝拉盆地碳酸盐岩油气藏特征分析——以Trebs和Titov油气田为例

杨士伟1，史丹妮2

(1.中国石化 国际石油勘探开发有限公司，北京100029； 2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京100083)

摘要：季曼—伯朝拉盆地是俄罗斯境内的富油气盆地，属裂谷—被动陆缘前陆复合盆地；早里菲世早石炭世为裂谷—大洋被动边缘、浅海大陆架阶段，晚石炭世第四纪为乌拉尔造山和造山后的前陆演化阶段。盆地共发育3套碳酸盐岩储集层，包括下古生界、下泥盆统—上泥盆统(上弗拉斯阶—法门阶)及石炭系—下二叠统碳酸盐岩。研究表明，该区碳酸盐岩储层明显受沉积、成岩双重作用的控制，有利沉积相带及不整合面共同控制有效储层的分布；储集空间包括原生孔隙和喀斯特作用形成的溶蚀孔洞，储层物性空间横、纵向变化大，通常不整面之下30～40 m为有利储层发育的最佳地带；储层非均质性极强，盆地内部分油藏具有低孔隙度、低渗透率特性，制约了油气藏开发速度。通过分析该盆地具有较长开发历史的12个碳酸盐岩油气藏数据，证实该类油藏具有低采油速度、低采出程度特点。

关键词：低渗透；不整合面；碳酸盐岩储层；Trebs和Titov 油气田；季曼—伯朝拉盆地；俄罗斯

季曼—伯朝拉盆地油气资源丰富，是俄罗斯重要的含油气区之一[1-2]。据IHS统计，到2015年底，盆地内已发现油气田262个，其中已发现石油(包括凝析油)储量145×108桶(约占盆地内油气探明总储量的70%)，天然气储量11 700×108m3(约占盆地内油气总量的30%)。季曼—伯朝拉盆地是俄罗斯最高产的产油区之一。

盆地经历了从元古代到早中生代的漫长地质演化，形成了多套构造层，但以乌拉尔洋的形成和关闭对该盆地演化的影响最大。盆地演化大致可分为2个阶段：(1)裂谷—大洋被动边缘、浅海大陆架阶段；(2)乌拉尔造山和造山后的前陆演化阶段[1-2]。盆地内发育上奥陶统—下二叠统多套烃源岩，最重要的烃源岩是弗拉斯阶—法门阶的多马尼克相页岩和泥灰岩；在古生界—下中生界中都发现了储层，主要储层包括下古生界伊日马—奥姆拉群(Izhma-Omra)碳酸盐岩，中泥盆统(爱菲尔阶—下弗拉斯阶)碎屑岩，上泥盆统(上弗拉斯阶—法门阶)碳酸盐岩，石炭系—下二叠统碳酸盐岩，上二叠统和三叠系碎屑岩，其中碳酸盐岩储层中的油气储量占盆地总储量的68.4%[3]。

本文以Trebs和Titov油气田为例，论述季曼—伯朝拉盆地碳酸盐岩油气藏油气地质特征。

1构造及沉积特征

季曼—伯朝拉盆地可分为东部前渊区、西部地台区与中部基底隆起和凹陷发育区，Trebs和Titov油气田位于盆地东北部，处于考尔瓦隆起与索罗金—瓦兰杰伊隆起之间的负向构造——霍列伊维尔凹陷内(图1)。

盆地演化经历了早里菲纪—中寒武世大陆裂谷和伸展作用，形成了最早期的裂谷，晚寒武世—晚奥陶世再次裂谷作用导致乌拉尔洋张开，晚奥陶世，在大陆架上沉积了伊日马—奥姆拉群碳酸盐岩，为盆地内最早的一套碳酸盐岩储层。

早泥盆世乌拉尔洋闭合，盆地受到抬升，早古生代碳酸盐岩遭受剥蚀，早期的瓦兰杰伊裂谷反转。中泥盆世的大规模海侵重新确立了浅海和滨海环境，沉积了一系列的透镜状三角洲相砂岩和泥页岩，物源来自西南面刚形成的季曼岭。中弗拉斯期的短期沉降导致了广泛的浅海条件，在不对称的、向西变浅的伯朝拉盆地中沉积了碳酸盐岩。在陆架边缘和相对基底隆起上发育了障壁礁和碳酸盐岩断崖，形成盆地内第二套重要的碳酸盐岩储层；而在中间的低部位和向东侧沉积了富含有机质的“多马尼克相”页岩、泥灰岩和泥灰质石灰岩。

图1　俄罗斯季曼—伯朝拉盆地Trebs和Titov油气田构造位置

杜内期基底断层的剪压复活与乌拉尔洋闭合导致的挤压运动有关，导致该裂谷完全反转，形成一系列大型隆起带，包括Trebs和Titov油气田东西侧的考尔瓦隆起带和索罗金隆起带，在隆起之间为德尼索夫卡凹陷。在整个石炭纪—早二叠世，适合碳酸盐岩沉积的浅水条件占主导地位。在阿赛尔期，在西侧台地区的很多地方发育了斑礁、藻礁灰岩，成为盆地内第三套重要的碳酸盐岩储层[4]。

早二叠世晚期，盆地受东欧板块和西伯利亚板块碰撞影响，为前陆盆地的形成阶段。三叠纪，在前陆盆地发育的同时，北极发生了裂谷作用，导致了盆地北部地壳变薄且在三叠纪期间盆地倾向改变为北北西倾。早三叠世之后盆地进入轻微沉降阶段(图2)。

2油气田地质特征

Trebs和Titov油田都发现于1987年，Trebs油田C1级石油可采储量为3 865×104t，C2级可采储量为4 382×104t；Titov油田原油C1级可采储量为5 108×104t，C2级可采储量为651×104t，两油田分别于2013年和2014年开始生产。

Trebs和Titov油田储集层主要为上泥盆统(弗拉斯—法门阶)和下泥盆统碳酸盐岩，属季曼—伯朝拉盆地第二套碳酸盐岩储层。储层岩性包括层状藻类、珊瑚、叠层石礁灰岩和白云岩以及层状陆架碳酸盐岩；储集空间包括陆架碳酸盐岩和礁体碳酸盐岩的原生孔隙和喀斯特作用形成的溶蚀孔洞。

2.1构造和圈闭特征

Trebs和Titov油田位于霍列伊维尔凹陷内。该区处于基底隆起区，东西两侧为弧后裂谷地堑，早中泥盆世深地堑被碎屑沉积物充填，而两油田所在的基底隆起区则沉积了浅海相碳酸盐岩。

图2　季曼—伯朝拉盆地综合地层柱状图

图3　季曼—伯朝拉盆地过霍列伊维尔凹陷的地质剖面

随着乌拉尔洋关闭，局部构造幅度有一定程度增长，形成上泥盆统(弗拉斯—法门阶)礁体碳酸盐岩储层。由于乌拉尔造山运动，东西两侧早期的裂谷地堑反转更为强烈，形成索罗金隆起和考尔瓦隆起，其上沉积了石炭系—下二叠统礁体碳酸盐岩。而2油田所处的霍列伊维尔凹陷当时相对构造位置较低，缺少石炭系—下二叠统碳酸盐岩储集层(图3)。

基底隆起构造上的泥盆系发育多套储层，油层埋藏深度在3 600～4 100 m(图4)。晚泥盆世前，由于海退形成了区域不整合面，对下泥盆统储层的形成起了重要作用。

晚弗拉斯期—杜内期，季曼—伯朝拉盆地西部为碳酸盐台地，东部为内陆架盆地，向东以一条碳酸盐隆起与前乌拉尔洋前渊相隔，台地边缘的碳酸盐陡坡相带向东边的前乌拉尔洋深水中推进。内陆架盆地构成了沉积中心，水体循环受限，在弗拉斯期—法门期沉积了富含有机质的多马尼克相。

图4　季曼—伯朝拉盆地Trebs油气藏剖面

向西向北，多马尼克相沉积被浅水陆架、局部为礁碳酸盐岩所代替，这类陆架和礁碳酸盐岩向东和东南方向推进，沿弗拉斯期—法门期陆架边缘发育了障壁礁。构造图上局部高点的不规则性受生物建隆的生长特征控制，在晚泥盆世，生物礁碳酸盐岩中形成了构造—地层复合型圈闭。由此可见，所有圈闭的形成过程都早于烃源岩的生油高峰(三叠纪)，为油气聚集成藏提供了有利条件[5-6]。

2.2储层特征

Trebs油田包括5套储层，即上泥盆统2套及下泥盆统3套。如图4所示，下泥盆统油气藏为地层—构造复合型油气藏，储层为浅海相碳酸盐岩；上泥盆统为生物礁油气藏。Titov油田主要为下泥盆统浅海相碳酸盐岩储层，为地层—构造复合型油气藏(图5)。2油田为复杂的断块构造，发育连通性及非连通的断层，主要的储量集中在基质孔隙中(占85%)，部分储量分布在连通较好的裂隙及溶蚀洞孔型储集层中(占15%)。

图5　季曼—伯朝拉盆地Titov油气藏剖面

2.2.1下泥盆统层状碳酸盐岩储层

Trebs油田储层岩相类型为灰岩或灰质白云岩，储集空间类型包括孔隙、裂缝及溶孔等。储层包括5个层序，其中第4层序为主要储层分布带，是高能沉积环境下的岩相带；第4层序内储层中子孔隙度剖面变化特征明显，孔隙度变化幅度宽，局部存在高孔隙带(图6)。

Trebs和Titov油田都发育溶孔、溶洞分布带、白云岩化储层带，即粗粒白云岩高渗透带。晚泥盆世前，由于海退形成了区域不整合面，其对下泥盆统储层的控制表现在以下2个方面：一是角砾岩化和裂缝的形成；二是可能的淡水淋滤溶蚀，形成溶孔、溶洞等。不整合面控制了古喀斯特地貌的形成，古喀斯特特征包括角砾岩及泥岩充填的裂缝、溶洞等。角砾岩的最大厚度约4 m，角砾岩层孔隙不发育，主要原因是由于泥岩充填压实。所以，不整合面对储层的影响深度至少为30～40 m，包括角砾化、溶蚀等成岩作用控制改造储层(图7)。

图7中，A层模式表明，高渗透带横向连通，在这种情况下，注水开发很容易造成水窜；B层模式表明，储层分布范围局限，不能实现注水开发；C层模式表明，低渗透储层横向分布连续，注水开发可有效驱替原油；D层模式表明，油藏规模小，正常井网无法开发[7-8]。

图6　季曼—伯朝拉盆地Trebs油田碳酸盐岩储层层序

图7　季曼—伯朝拉盆地Trebs油藏储层格架示意

2.2.2上泥盆统礁体储层

Trebs油田上泥盆统碳酸盐岩为地层圈闭。由于生物礁储层在侧向上和垂向上的复杂变化，不同储层顶面的圈闭构造形态相差很大。顶部盖层为外陆架环境沉积的上法门阶深水泥质石灰岩和泥灰岩。裂缝与弗拉斯阶碳酸盐岩中的后期断层有关，而上泥盆统碳酸盐岩储层通常经历了喀斯特化，喀斯特化的过程选择性地利用了这些裂缝(图8)。

弗拉斯阶碳酸盐岩的主要孔隙类型为粒内孔、粒间孔和与溶解作用有关的次生孔；大部分次生孔隙具有喀斯特特征，其中包括大型孔洞；在岩心中发现了3～6 cm宽的溶洞、溶蚀通道和喀斯特角砾岩。钻井过程中发生了泥浆漏失、钻具放空。溶蚀孔洞在三维空间上以裂缝相连通，并被淋滤扩大。这些裂缝呈南南东向延伸，后者与Trebs油田主断裂平行。亮晶胶结物常充填溶蚀扩大缝，或形成孔洞、溶洞的衬边。溶蚀孔隙分布具有很强的非均质性，大多局限于非叠层石碳酸盐岩地层内。弗拉斯阶礁碳酸盐岩的平均孔隙度和渗透率分别为10%和322×10-3μm2。

图8　季曼—伯朝拉盆地Trebs油田弗拉斯阶的

油田名称发现时间/年开采时间/年累产油/103t地质储量/103tABC1C2剩余可采储量/103tABC1C2孔隙度/%渗透率/10-3μm2原油密度/(g·cm-3)原油黏度/(mPa·s)采出程度/%采油速度(地质储量)/%Ardalinskoye198819941528524003 04164 011.65620.8451.3578.592.43North-Bаgаnsкоyе1986199526419984 117053089 47499.4970.8561.1646.099.81Veyakoshorskye1990199520125425 1881915 46116.023380.8402.3568.744.78East-Sotchemyu-Taliyu1988199326949570 2622872 11814.55300.8845.4648.404.22Bagnskoye(TP)19841985210411651 61504168 26999.01080.8410.7633.554.48Salyukinskoye19711993185414115 20053335 56013.02920.88517.3035.731.43Sotchemyu199019934915867 10252326 45314.16590.8876.1517.433.66South-Тaibulesкоyе197819922982938 0516 016.0760.8656.7136.613.07Verkhnevozeiskoye1986198913192110561 3247939776 110329.01410.8220.5924.910.64North-Аresskоyе198619924666650 02155 09.24330.8422.3017.780.53South-Vаgаnскоyе1985198645311448 03443 015.0740.88811.2811.630.64Vuktylskoye198119831843171 24065823 721810.2500.8400.4518.270.20

弗拉斯阶—法门阶碳酸盐岩的储层性质强烈依赖于是否存在喀斯特作用及其强度：喀斯特最发育的岩石，孔隙度和渗透率也最高。与喀斯特作用相关的孔隙体积增加不大(孔隙体积仅增加1%～3%)，但局部渗透率明显增大。喀斯特网络有2个主要组成部分：(1)水平喀斯特带，主溶蚀通道呈北西西向，其中发育了溶蚀孔洞，具有较高的孔隙度，渗透率无穷大，周围为喀斯特化程度较低的、宽300～2 500 m地区；(2)垂向洞穴通道，在空间上可能与断层相关并沟通了上下地层，改善了互层间的垂向连通性(图8)。水平喀斯特带的走向与法门期—弗拉斯期礁的走向平行，并可能与主要礁体的溶蚀作用相关。

3季曼—伯朝拉盆地油田开发特点

季曼—伯朝拉盆地已投入开发的碳酸盐岩油气藏12个(表1)，其中12个油田开发年限超过或接近20年；采出程度大于60%的油田3个，占总开发油田的25%；可采储量采出程度小于50%的油田10个，占总油田数的83.3%。

如上所述，低采油速度、低采出程度是季曼—伯朝拉盆地碳酸盐岩油藏开采的特点。碳酸盐岩油藏储层非均质性极强，部分油藏具有低孔隙度、低渗透率特性，此特点制约了油气藏开发速度。

4结论

(1)季曼—伯朝拉盆地碳酸盐岩储层明显受沉积、成岩双重作用的控制，有利沉积相带及不整合面共同控制有效储层的分布，储集空间包括原生孔隙和喀斯特作用形成的溶蚀孔洞。

(2)上泥盆统地层沉积前形成的喀斯特特征与识别具有参考意义。不整合面控制了喀斯特的形成。区域不整合面对裂缝和溶蚀孔、洞等的形成起到了至关重要的作用。不整合面对储层的影响深度至少为30～40 m，发育角砾化、溶蚀等成岩作用等控制改造优质储层。

(3)碳酸盐岩储层非均质性强，地质模型的建立要充分考虑孔隙度、渗透率参数的横向稳定性，高渗透带的横向分布范围和不整合面影响和控制的范围。

(4)季曼—伯朝拉盆地碳酸盐岩油藏储层非均质性极强，盆地内部分油藏具有低孔隙度、低渗透率特性，制约了油气藏开发速度，油气藏总体具有低采油速度、低采出程度的特点。

参考文献:

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[7]Kharyaga field reservoir evaluation report[R].Timan-Pechora Basin,C&C Reservoirs,2004.

[8]Vuktyl field reservoir evaluation report[R].Timan-Pechora Basin,C&C Reservoirs,2004.

(编辑徐文明)

Characteristics of carbonate reservoirs in the Timan-Pechora Basin in Russia:The Trebs and Titov oil fields as examples

Yang Shiwei1, Shi Danni2

(1.InternationalPetroleumExplorationandProductionCorporation,SINOPEC,Beijing100083,China;2.SINOPECPetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,Beijing100083,China)

Abstract:The Timan-Pechora Basin is a petroliferous basin in Russia. It is a composite basin of rift, passive margin, and foreland. From the Early Riphing to Early Carboniferous, a rift, passive margin, and shallow continental shelf developed in the basin. From the Late Carboniferous to Quaternary, the Ural orogeny and post-orogeny foreland developed. Three sets of carbonate reservoirs were formed in the basin, including the Lower Paleozoic, Lower-Upper Devonian (Frasnian-Famennian), and Carboniferous-Lower Permian. They were controlled by both sedimentary and diagenetic effects. Favorable sedimentary facies and unconformities controlled the distribution of effective reservoirs. Reservoir porosity includes primary pores and dissolution vugs formed by karst. Reservoir physical properties vary both horizontally and vertically. Generally, the formation 30-40 m below an unconformity is the most favorable reservoir position. The reservoirs have a strong heterogeneity, and are featured by low porosity and low permeability, which restricts hydrocarbon exploitation. Data from 12 carbonate reservoirs with a long development history in the study area were analyzed, confirming low recovery rates and low recovery levels.

Keywords:low permeability; unconformity; carbonate reservoir; Trebs and Titov oil fields; Timan-Pechora Basin; Russia

文章编号：1001-6112(2016)03-0354-06

doi：10.11781/sysydz201603354

收稿日期：2016-03-17；

修订日期：2016-04-21。

作者简介：杨士伟(1969—)，男，工程师，从事油气田开发研究工作。E-mail：swyang.sipc@sinopec.com。

中图分类号：TE122.33

文献标识码：A