张良杰 王红军 蒋凌志 冷有恒 刘荣和 武重阳 张宏伟

1.中国石油勘探开发研究院 2. 中国石油（土库曼斯坦）阿姆河天然气公司3.中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质研究院 4.中国地质大学（北京）

土库曼斯坦阿姆河右岸侏罗系盐下卡洛夫—牛津阶碳酸盐岩天然气资源丰富[1]。扬恰地区位于右岸中部，目前已发现扬古伊、恰什古伊、希林古伊等气田，且已进入开发阶段。在气田发现初期，通过静态地质信息分析认为3个气田具有各自统一的气水系统。随着气田投入开发，动态资料却显示气田储层非均质性极强，气井之间相互不连通，具有多个相互分隔、独立的气水系统。气田复杂的地质特征影响了开发井的部署和开发方案的实施。

笔者通过对断裂特征、沉积微相、流体组分和压力变化等综合分析，总结了断层和沉积微相对储层和成藏的控制作用，并结合地震属性、压力资料对气水系统进行综合分析，指出天然气富集高产的主控因素。

1 地质概况

研究区位属阿姆河盆地查尔朱断阶，中下侏罗统含煤气源岩、中上侏罗统卡洛夫阶—牛津阶碳酸盐岩和上侏罗统盐膏岩构成优质的生储盖组合[2]。碳酸盐岩划分为下部卡洛夫阶和上部牛津阶，厚度可达350 m，牛津阶为主要含气层系。碳酸盐岩沉积后，区域内沉积了厚度10～40 m的泥岩层，随后沉积了巨厚的盐膏岩，自下而上可划分为下石膏、下盐、中石膏、上盐和上石膏[3]，总沉积厚度达1000 m[4]，形成了优质盖层。

研究区内气田主要形成于新近纪，气田类型有构造和构造—岩性型[5]，储层以裂缝—孔隙型和孔隙型为主，局部发育缝洞型和裂缝型。气田压力系数1.7～1.8，地温梯度为3.1℃/100 m，为正常温度系统的高压气藏。气藏井流物组成主要为CH4，平均摩尔含量90.3%，H2S含量介于0.1～0.5%，为低含硫气藏。

2 断层对储层和油气运移的影响

扬恰地区扬古伊为北东向逆冲断层控制的断背斜构造，恰什古伊则处于扬古伊以北斜坡区。在碳酸盐岩沉积后，扬恰地区保持稳定沉积，直至新近纪印度板块与欧亚板块碰撞，形成了现今的构造特征[6-8]。

研究区内主要发育NE向、NWW和NNW向断层。NE向断层为逆断层，如扬古伊逆断层，从基底断至盐膏岩盖层，垂向断层可达200 m，控制了扬古伊逆冲构造的发育。NWW和NNW向断层为走滑断层，主要分布于恰什古伊和希林古伊地区，多发育在碳酸盐岩和下盐膏层内，断距小，多小于20 m，对构造格局基本无影响（图1）。从区域构造演化分析，断层均形成于新近纪北西向挤压应力场。

图1 阿姆河右岸扬恰地区断层、礁滩体与气田范围叠合图

北东向逆冲断层控制了裂缝—孔洞型储层分布。扬古伊逆断层的活动使周边碳酸盐岩发生破裂形成高密度裂缝带，同时其带来的溶蚀流体对裂缝和孔隙进一步溶蚀改造，形成了缝洞型储层。溶蚀流体主要有2种：①沿断层从基底向上运移至碳酸盐岩的深部热液[9]；② 断层上盘碳酸盐岩与下盘硬石膏接触发生TSR还原反应生成的酸性流体[10-12]。TSR反应也导致了扬古伊气田H2S含量明显高于恰什古伊地区。北东向逆冲断层也是中下侏罗统天然气纵向运移至碳酸盐岩储层的优势通道。

北西西和北北西向走滑断层在成藏期是天然气横向运移的重要通道。扬恰地区3个气田受礁滩间低渗带的分隔，流体组分中H2S的含量从扬古伊地区向希林古伊地区逐渐降低，距扬古伊越远，H2S含量越低（图2）。扬古伊与恰什古伊气田之间由北西西向恰什古伊Ⅰ号走滑断层相连，恰什古伊相对扬古伊的H2S含量平均减少一半，但临近走滑断层的C5井的H2S含量与扬古伊相当，反映在成藏期H2S从扬古伊地区沿北西西走滑断层向恰什古伊运移的特征。走滑断层对碳酸盐岩储层裂缝发育也具有一定作用，紧邻希林古伊II号走滑断层的S4井裂缝发育明显强于S1和S2井。

图2 阿姆河右岸扬恰地区单井H2S含量直方图

3 沉积微相对储层的控制作用

研究区在卡洛夫—牛津期处于台地边缘上斜坡带，发育多个北西条带状礁滩体，可以划分为障积礁、低能黏结丘、高能生屑滩、低能生屑滩、低能砂屑滩、礁（滩）间、斜坡泥等微相[13]，局部障积礁、黏结丘与滩体频繁交互沉积形成丘滩复合体[14]。丘滩复合体、生屑滩和砂屑滩是构成高孔隙储层的主要微相，沉积微相也控制着储层类型。通过对扬恰地区岩芯薄片观察统计：① 研究区以裂缝—孔隙型和孔隙型储层为主，孔隙型储层多发育于生屑滩微相，裂缝—孔隙型储层则在生屑滩、砂屑滩和丘滩复合体均有分布；② 生屑滩易形成孔隙型储层，砂屑滩和丘滩复合体易形成裂缝—孔隙型储层；③ 单纯裂缝型储层发育少，主要分布于低能生物丘及丘（滩）间微相，岩性致密（图3）。

图3 阿姆河右岸扬恰地区沉积微相与储层类型直方图

图4 阿姆河右岸扬恰地区单井压力变化图

沉积微相变化导致了研究区储层横向非均质性强，开发期间单井的压力变化明显不同（图4）。通过区域地震相特征分析，研究区内礁滩相在地震剖面上呈弱振幅反射特征，随着振幅越强，沉积环境变差；礁（滩）间呈强振幅、平行反射特征[15]；礁（丘）相地震反射较为杂乱，滩相地震轴则较为平直。例如希林古伊S2井为弱振幅、杂乱反射,岩心显示以障积礁和低能黏结丘为主；S4井区为中等振幅、平行反射，以低能砂屑滩微相为主；恰什古伊C1井区为弱振幅、杂乱反射为主，岩心以障积礁微相为主，夹生屑滩、砂屑滩等微相。通过牛津阶均方根振幅属性，编制了牛津阶沉积微相平面图，受地震资料分辨率影响，平面上只能识别出高能丘滩（障积礁和生屑滩相）、低能丘滩（黏结丘、低能生屑滩和砂屑滩相）以及丘（滩）间微相。低能丘滩和丘（滩）间沉积微相可以形成致密低渗带，导致储层横向连通性差。希林古伊气田为一个北西向礁滩控制的构造—岩性气藏，主要发育高能丘滩和低能丘滩2种微相（图5）,其中S3井处于高能丘滩带，S4井处于低能丘滩带，两口井相隔仅500 m、但储层不连通。例如S4井在生产近20个月后压力下降了10 MPa时，未投产的S3井区仍保持原始地层压力。恰什古伊气田内丘（滩）间微相相比希林古伊更发育，储层横向连通性更差，仅处于同一高能丘滩体内的C1、C2和C3井压力变化特征相似，可能具有较好连通性。

4 天然气富集高产因素

古近纪中下侏罗统烃源岩进入生烃高峰期[16]，但由于缺乏油气规模运移通道，仅部分礁滩圈闭内充注少量天然气。新近纪随着断层发育，逆冲构造形成，天然气开始大规模运移、聚集。天然气优先在NE向逆断层附近聚集成藏，并逐渐沿NWW和NNW向走滑断层向斜坡带礁滩圈闭运聚成藏。

图5 阿姆河右岸扬恰地区礁滩体地震剖面与沉积微相（剖面位置见图6）

结合研究区断层与礁滩体分布、钻孔动态资料，对气田的气水系统和富集因素进行了分析。总的来看，丘、滩微相为天然气聚集提供了空间，裂缝是天然气富集高产的重要因素，邻近大规模断层的裂缝—孔隙（洞）体系是天然气富集区，是开发井部署有利目标，大角度斜井有利于提高单井天然气产量。

例如扬古伊气田内多个礁滩体由北东向逆冲断层沟通，形成“多礁一藏”、具有统一气水界面的块状气藏。邻近主控断层区处于构造高部位，且受破裂作用和溶蚀作用发育缝洞型储层，钻获多口日产百万方级高产气井。远离主控断层则处于构造翼部，储层以裂缝—孔隙型为主，测试气产量低、含水量高。

而恰什古伊和希林古伊气田受大型丘滩体内沉积的众多低能丘滩和丘（滩）间洼地分隔形成了“一礁多藏”，气水系统复杂，单井裂缝越发育，测试产量越高。恰什古伊气田内C1、C2和C3井处于同一高能丘滩内，动态资料显示3口井相互连通。其余井之间受丘（滩）间低渗带分隔，均处于独立气水系统。恰什古伊气田单井均钻遇礁滩体，斜井轨迹也提高了裂缝钻遇率，成像测井显示裂缝发育，测试均获得了高产。希林古伊气田已完钻4口井，产层海拔相近，沉积微相显示S1和S4井处于低能丘滩发育区，S2和S4井处于高能丘滩发育区（图6）。低能丘滩带形成致密低渗带，将各井分隔，均形成独立气水系统。该气田单井测试产量受沉积微相影响较小。例如S1井钻遇低能丘滩体，储层孔隙不发育，且远离断层、裂缝均不发育，测试为干层；S2井钻遇高能丘滩，孔隙度达到10%，但成像测井显示裂缝不发育，动态试井资料显示储层渗透性极差，测试产量低、且含水，分析为成藏期形成的局部封存水；S4井钻遇低能丘滩复合体，孔隙发育相对较差，但紧邻走滑断层，形成了裂缝—孔隙型储层，酸前测试产量低，酸后沟通走滑断层，获得了高产。因此恰什古伊气田内单井高产主要受裂缝控制，紧邻走滑断层的S4和斜井S3均获得高产，远离走滑断层则为低产井或干井。

5 结论

1）研究区内临近北东向逆冲断层，碳酸盐岩在破裂作用和深部热液、TSR反应形成酸性流体的溶蚀作用下形成裂缝—孔洞型储层；远离北东向逆断层则以孔隙型和裂缝—孔隙型储层为主。

图6 恰什古伊与希林古伊沉积微相平面图

2）丘滩复合体、生屑滩和砂屑滩是形成高孔隙度储层的主要沉积微相，生屑滩体更易形成孔隙型储层，生物丘更易形成裂缝—孔隙型储层，低能丘滩带和丘（滩）间洼地沉积导致了储层横向连通性差，从而使得大型礁滩体内形成了多套气水系统。

3）丘、滩微相为天然气聚集提供了空间，裂缝是天然气富集高产的重要因素；受沉积微相和断层控制，邻近北东向逆断层形成“多礁一藏”、具有统一气水系统的缝洞型气藏，远离逆断层形成“一礁多藏”、具有多套气水系统的裂缝—孔隙型气田；在成藏期，北东向逆断层是油气纵向运移的通道，北西西和北北西向走滑断层是横向运移通道，邻近断层的裂缝—孔隙（洞）体系是天然气富集区，是开发井部署有利目标，大角度斜井有利于提高单井天然气产量。