Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 6: 1031 - 1043

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.12.005

Eogenetic karst characteristics and diagenetic facies types of Carboniferous KT-I layer in B Oilfield， eastern margin of Pre-Caspian Basin

  • Bin LÜ , 1, 2 ,
  • Ling LI , 1, 2 ,
  • Jiaxi LU 1, 2 ,
  • Shuqin WANG 3 ,
  • Yefei CHEN 3 ,
  • Xiucheng TAN 1, 2
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China
  • 2. CNPC Key Laboratory of Carbonate Reservoirs Southwest Petroleum University Division，Chengdu 610500，China
  • 3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China

Received date: 2023-07-24

  Revised date: 2023-12-06

  Online published: 2023-12-13

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The Fourteenth Five-Year Plan Forward-looking Basic Science and Technology Project of CNPC(2022DJ3209)

Fold

Abstract

In order to clarify the karst characteristics and diagenetic facies distribution law of the Carboniferous KT-I layer in B Oilfield， east margin of Pre-Caspian Basin， the following conclusions are drawn from the comprehensive application of drilling core， thin section， conventional physical property analysis and logging data： （1） In the study area， the KT-I layer was obviously reformed by the karst in the early diagenzoic stage， and the karst cycle was closely related to the sedimentary cycle， which controlled the distribution of reservoirs. The high-quality reservoirs mainly developed in the grain beach and dolomite flat in the middle and upper part of the karst cycle. （2） The diagenetic facies of the KT-I layer in the study area can be divided into seven types， which are： eogenetic strong dissolution facies， eogenetic medium dissolution facies， eogenetic weak dissolution facies， eogenetic dolomitization strong dissolution facies， eogenetic dolomitization medium dissolution facies， cementation facies and compaction facies， among which， except the cementation phase and compaction phase are destructive diagenetic phases， the rest are constructive diagenetic phases. （3） The particle beach and dolomite flat of A2 and A3 small layers in the middle and northeast of the study area are the areas where constructive diagenetic facies zone develops， and are the preferred areas for exploration and development of KT-I layer. These understandings have certain theoretical and practical significance for the study of reservoir development mechanism and the later exploration and development of B Oilfield.

Key words： Eogenetic karst; Diagenetic facies; KT-I layer; B Oilfield; Pre-Caspian Basin

Cite this article

Bin LÜ , Ling LI , Jiaxi LU , Shuqin WANG , Yefei CHEN , Xiucheng TAN . Eogenetic karst characteristics and diagenetic facies types of Carboniferous KT-I layer in B Oilfield， eastern margin of Pre-Caspian Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(6) : 1031 -1043 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.12.005

0 引言

早成岩期岩溶，亦称“早期喀斯特”，是指处于早期成岩阶段的弱成岩碳酸盐岩或未成岩碳酸盐沉积物中发生的一切岩溶现象［1］。近年来我国学者所提出的同生岩溶、准同生岩溶均属于早成岩期岩溶的范畴［2-3］。有别于埋藏岩溶和因构造抬升至近地表而经历大气淡水溶蚀改造的风化壳岩溶，早成岩期岩溶的形成通常和高频（四级、五级旋回）海平面升降变化密切相关［4-5］。相比于晚成岩期岩溶，早成岩期岩溶发生时间较早，此时矿物及岩石尚未成熟，岩溶水初期以粒间弥散状流动，发生组构选择性溶蚀，并随着岩溶强度的增加，岩溶水逐渐形成流动的优势通道［6］，进而形成溶沟、溶缝和溶洞，这些早成岩期岩溶改造形成的储集空间，是这类优质储层形成的关键［7-8］。目前在美国得克萨斯州耶茨油田［9］、伊拉克哈法亚油田［10］以及中国鄂尔多斯盆地苏里格气田［11］等油气田内均发现了大量早成岩期岩溶储层的发育。与晚成岩期风化壳岩溶型储层发育主要受岩溶古地貌控制不同的是，早成岩期岩溶受岩性、岩相控制明显，具有“相控岩溶”的特征，对于不同类型岩溶储层的识别也势必影响到后续的储层预测思路和方法［7，11-12］。
滨里海盆地具有极其丰富的油气资源，油气主要分布于盆地东南部盐下［13］，且盆地东缘长期处于油气运移的有利指向区［14］，因此对其进行研究十分必要。在对盆地东缘B油田石炭系KT-I层储层特征的前期研究中也发现高产井与早成岩期岩溶的发育具有密切关系［15-17］，但目前没有重点针对早成岩期岩溶作用特征及有利成岩相划分、分布进行系统分析。本文在综合运用区内数十口钻井的岩心、岩石薄片、常规物性资料及测井曲线资料的基础上，明确了KT-I层早成岩期岩溶识别标志，进一步探讨了早成岩期岩溶旋回特征，结合成岩相的分析对区内重点层进行了成岩相带的平面分布预测，确定了有利成岩相带的分布区域，以期为后期勘探开发提供可靠的依据。

1 区域地质背景

滨里海盆地是中国石油海外勘探的重点区域之一，具有“沉积速率快、沉积厚度大”的特征，其始于早古生代三叉裂谷，经历了裂谷、被动大陆边缘和裂谷聚敛3个演化阶段［18］，划分为北部断阶带、中部坳陷带、阿斯特拉罕—阿克纠宾斯克隆起带和东南坳陷带4个次级构造单元［18］，而研究区B油田位于盆地东部阿斯特拉罕—阿克纠宾斯克隆起带的东部［图1（a）］。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［19］。泥盆纪—石炭纪—二叠纪，波罗的板块与哈萨克斯坦—准噶尔板块汇聚直至拼贴［13］。泥盆纪，滨里海盆地东缘为弧后盆地。石炭纪开始弧后扩张，中石炭世莫斯科中期，随着东欧克拉通与哈萨克斯坦板块频繁碰撞，乌拉尔洋逐步闭合，滨里海盆地东南缘开始从被动大陆边缘向弧后盆地边缘转变，沉积环境向陆棚斜坡过渡，发育了一套碎屑岩层。莫斯科晚期，陆源物质注入减少，沉积环境开始逐步转化为浅海碳酸盐岩台地［17］。在晚石炭世受到海西构造运动影响，导致KT-I层顶部碳酸盐岩地层整体抬升并遭受区域性暴露剥蚀［图1（b）］。
图1 滨里海盆地区域构造图及研究区石炭系地层柱状图

（a）滨里海盆地内部构造图（据文献［17］修改）；（b）滨里海盆地东缘油气成藏图（据文献［14］修改）；

（c）研究区石炭系KT-I油层组地层柱状图；（d）研究区井位分布图

Fig.1 Tectonic map of Pre-Caspian Basin area and column map of Carboniferous strata in the study area

研究区石炭系KT-I油层组发育一套碳酸盐岩层系，属于浅海台地相沉积，沉积相以发育局限台地和开阔台地相为主，自上向下可分为А1—A3、Б1—Б2、В1—B5共10个小层，部分区域由于暴露剥蚀缺失A1和A2小层，岩性主要由颗粒灰岩、泥晶灰岩、白云岩和泥岩等构成［20-21］［图1（c）］。勘探表明，A2及A3小层为B油田KT-I油层组的主力产油层位。

2 早成岩期岩溶特征

2.1　早成岩期岩溶识别标志

基于岩心和岩石薄片分析，KT-I层发育多个垂向叠置米级岩溶旋回，早成岩期岩溶标志为：①组构选择性溶蚀；②花斑状溶蚀；③大气淡水、混合水胶结物；④渗流粉砂与示顶底构造；⑤暴露面高频叠置。

2.1.1　组构选择性溶蚀

研究区KT-I层的溶蚀作用具有明显的组构选择性，选择性组构溶蚀主要发育于亮晶颗粒灰岩，其次为颗粒云岩及泥粉晶云岩中。成岩早期由于不稳定矿物构成的鲕粒、生屑颗粒及白云石晶粒被溶蚀，形成粒内溶孔、铸模孔及晶间溶孔等储集空间［图2（c），图2（d），图2（f），图2（g）］。研究区KT-I层的选择性溶蚀普遍，表明其岩溶作用发育较早，为早成岩期岩溶［22］。
图2 研究区KT-I层早成岩期岩溶宏微观识别标志

（a）灰岩，见暴露面，K-22井，2 300.07~2 300.27 m，岩心；（b）云岩，花斑状溶蚀发育，K-4井，2 342.58 m，岩心；（c）颗粒云岩，粒间孔、粒内溶孔发育，K-65井，2 680.42 m，铸体薄片，单偏光；（d）粉晶云岩，晶间孔、晶间溶孔发育，K-22井，2 371.06 m，铸体薄片，单偏光；（e）泥粉晶云岩，见混合水白云石胶结，K-10井，2 398.12 m，铸体薄片，单偏光；（f）亮晶鲕粒灰岩，铸模孔发育，鲕粒间见等轴粒状方解石胶结，B-2井，2 887.88 m，铸体薄片，单偏光；（g）亮晶生屑灰岩，粒内溶孔发育，K-22井，2 299.76 m，铸体薄片，单偏光；（h）亮晶生屑灰岩，局部硅化，具示顶底构造，K-10井，2 346.49 m，铸体薄片，单偏光

Fig.2 Macroscopic and microscopic identification indicators of eogenetic karst in KT-I layer of the study area

2.1.2　花斑状溶蚀

花斑状溶蚀是早成岩期岩溶的典型特征［23-24］，其形成主要是由于大气淡水在颗粒、晶粒间弥散流动并形成优势通道，部分颗粒和晶粒被完全溶解，以形成不规则状溶斑为特征［图2（e）］。岩心上表现为岩溶花斑和原岩具有明显的颜色差异和储集性差异，溶斑内部孔隙相对富集［图2（b）］，在溶斑内可见与大气淡水或混合水有关的胶结物［图2（e）］。

2.1.3　大气淡水、混合水胶结物

研究区KT-I层颗粒灰岩中可见大量等轴粒状方解石胶结物出现，这类胶结物晶粒较小，以粉晶—细晶为主，充填于颗粒之间的孔隙中，属于大气淡水潜流带产物［图2（f）］。同时，在晶粒云岩中可见少量白云石胶结物出现，这类白云石呈菱面体、较自形，晶粒细小且明亮［图2（e）］，形成于大气淡水与海水的混合带中［25］。

2.1.4　渗流粉砂与示顶底构造

在部分粒模孔下部可见暗色钙质、泥质渗流粉砂疏松填充，并与上部亮晶方解石充填部分构成示顶底构造［图2（h）］。

2.1.5　暴露面高频叠置

受构造活动、古气候变化、不同级次海平面升降变化影响，碳酸盐岩易于发生暴露被大气淡水淋滤，形成不同级次的暴露面［26-27］。作为与早成岩期岩溶作用有关的暴露面，其发育通常与向上变浅的沉积序列密切相关［28］。受控于高频海平面升降变化，暴露面在研究区KT-I层普遍发育，处于米级旋回顶部，暴露面之下具明显溶蚀改造特征，以颗粒内部的溶蚀为主，少见小型溶缝；远离暴露面的旋回中下部，溶蚀程度减弱。暴露面之上多发育潟湖或滩间海，岩性以泥晶灰岩为主，未见溶蚀改造作用，属于下一期海侵阶段的低能环境产物［图2（a）］。

2.2　早成岩期岩溶旋回特征及发育模式

2.2.1　早成岩期岩溶旋回特征

根据研究区KT-I层沉积背景，并结合岩心和镜下岩石学证据可以判断，KT-I层具有潟湖/滩间海—颗粒滩、潟湖—云坪以及滩间海—颗粒滩—云坪等3类沉积旋回，而岩溶旋回与这些沉积旋回密切相关，单个沉积旋回对应于高频暴露的岩溶旋回。单个沉积及岩溶旋回厚度较小，在米级之间，面孔率的大小随着远离暴露面而降低（图3—图5）。研究区内高频叠置的岩溶旋回，表明沉积期水体较浅，微古地貌较高，易于随着颗粒滩、云坪建造生长而频繁出露水面，遭受大气淡水的淋溶改造。但单期溶蚀规模相对较小，大多进行到组构选择性溶蚀或花斑状溶蚀阶段，说明单个岩溶旋回经历的岩溶暴露改造时间整体较短［6］。
图3 研究区K-10井潟湖/滩间海—颗粒滩岩溶旋回示意

Fig.3 Schematic diagram of the karst cycle of lagoon/intertidal marine-granular beach of Well K-10 in the study area

图4 研究区K-22井潟湖—云坪岩溶旋回示意

Fig.4 Schematic diagram of lagoon-dolomite flat karst cycle of Well K-22 in the study area

图5 研究区K-10井滩间海—颗粒滩—云坪岩溶旋回示意

Fig.5 Schematic diagram of intertidal marine-granular beach-dolomite flat karst cycle of Well K-10 in the study area

2.2.1.1　岩溶旋回1：潟湖/滩间海—颗粒滩旋回

该旋回顶、底以颗粒滩与海进时期形成的潟湖或滩间海为分隔，根据岩性组合，自下而上可以划分为潟湖或滩间海、颗粒滩（图3）。其中位于旋回顶部的颗粒滩因为处于暴露面附近，大气淡水对其改造较为明显，可见大量粒内溶孔出现，而位于旋回下部的潟湖或滩间海则因压实明显，未见孔隙出现。该旋回整体规模较小，岩溶作用主要集中于旋回中、上部颗粒滩中，大气淡水对其优化改造作用明显。

2.2.1.2　岩溶旋回2：潟湖—云坪旋回

该旋回顶、底以云坪与海进时期形成的潟湖为分隔，根据岩性组合，自下而上可以划分为潟湖、云坪（图4）。其中位于旋回顶部的云坪由于暴露，受到了强烈的大气淡水溶蚀影响，可见大量晶间孔、晶间溶孔，而位于旋回下部的潟湖则以云质灰岩为主，整体致密，未见孔隙出现。该旋回整体规模较小，岩溶作用主要集中于旋回中上部云坪中，大气淡水对其优化改造作用明显。

2.2.1.3　岩溶旋回3：滩间海—颗粒滩—云坪旋回

该旋回顶、底以颗粒滩—云坪与海进时期形成的滩间海为分隔，根据岩性组合，自下而上可以划分为滩间海、颗粒滩—云坪（图5）。其中位于旋回顶部的云坪由于暴露，受到了强烈的大气淡水溶蚀影响，可见大量晶间孔、晶间溶孔，并可见大气淡水白云石充填，位于云坪下部的颗粒滩整体遭受大气淡水改造较为微弱，仅见少量粒内溶孔出现，而位于旋回下部的滩间海，整体致密，未见孔隙出现。该旋回整体规模较小，岩溶作用主要集中于旋回中上部云坪中，大气淡水对其优化改造作用明显。
综合以上分析可知，KT-I层储层均发育于岩溶旋回的中、上部，结合物性统计，位于旋回中上部的颗粒滩平均孔隙度为8.07%，平均渗透率为22.29×10-3 μm2，云坪平均孔隙度为16.08%，平均渗透率为54.96×10-3 μm2，而位于旋回底部的滩间海或潟湖，平均孔隙度最低，仅为1.42%，渗透率也很低，为0.5×10-3 μm2（图6）。因此，岩溶旋回与储层分布密切相关，岩溶旋回中上部可见大量优质储层发育，而岩溶旋回底部则储层物性整体较差。
图6 研究区不同沉积环境中储层平均孔渗直方图

Fig.6 Average porosity and permeability histogram of reservoirs in different sedimentary environments in the study area

2.2.2　早成岩期岩溶储层发育模式

根据前文分析，并结合岩心、岩石薄片等资料可以得知，研究区KT-I层主要以颗粒滩和云坪储层为主，两者均受到了早成岩期岩溶作用的控制。由于KT-I层颗粒滩及云坪整体位于地貌高地，在早成岩期未受到强烈的压实改造，因此其具有良好的孔渗性，在岩溶流体进入后整体呈漫流溶蚀［7］。在大气淡水进入泥—粉晶云岩、颗粒云岩及颗粒灰岩后，由未稳定矿物组成的高钙白云石、鲕粒、生屑颗粒等发生组构选择性溶蚀［17，23-24］，形成大量晶间溶孔、粒内溶孔、铸模孔等，从而形成早成岩期岩溶储层（图7）。
图7 研究区KT-I层早成岩期岩溶储层发育模式

Fig.7 Development pattern of karst reservoirs in the early diagenetic period of the KT-I layer in the study area

除此之外，在KT-I层颗粒滩和云坪储层在进入成岩后期后，可产生一系列裂缝、溶缝不断优化储集空间，提升优质储层的渗透能力［21］，这对于研究区早成岩期岩溶储层的发育同样具有不可忽视的作用。

3 成岩相类型

成岩相是成岩作用对储层改造结果的最直接和最宏观的体现，是决定储集层性能和油气富集的核心要素［29-30］。早成岩期岩溶作用对研究区内储层改造作用最为强烈，对储层的物性影响最大，其主要作用于沉积旋回中上部的颗粒滩或云坪中；而在沉积旋回下部的颗粒滩、潟湖及滩间海中，溶蚀作用不发育，此时胶结作用和压实作用占据主导地位。因此本文在充分考虑成岩作用对储层的影响后，并结合储层物性特征，以优势成岩作用为命名原则，按照孔隙度作为参考，将研究区内KT-I层成岩相划分为以下7类，分别为：早期强溶蚀相、早期中等溶蚀相、早期弱溶蚀相、早期云化强溶蚀相、早期云化中等溶蚀相、胶结相及压实相（表1）。其中除胶结相和压实相外其余都为建设性成岩相。
表1 研究区KT-I层碳酸盐岩成岩相划分

Table 1 Diagenetic facies division of carbonate rock of KT-I layer in the study area

成岩相类型 成岩作用参数 主要储集空间类型 物 性 沉积环境
孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2）
早期强溶蚀相

溶蚀孔≥10%

胶结物<20%

 粒内溶孔、铸模孔、体腔孔 ≥12 >0.1 颗粒滩
早期中等溶蚀相

溶蚀孔5%~10%

胶结物<25%

 粒内（溶）孔、体腔孔 6~12 >0.01 颗粒滩
早期弱溶蚀相

溶蚀孔2%~5%

胶结物<30%

 粒内溶孔 3~6 >0.01 颗粒滩
早期云化强溶蚀相

溶蚀孔≥10%

胶结物<10%

 晶间孔、晶间溶孔、体腔孔 ≥12 >0.1 台坪、颗粒滩
早期云化中等溶蚀相

溶蚀孔5%~10%

胶结物<10%

 晶间孔、晶间溶孔 6~12 >0.01 台坪、颗粒滩
胶结相

溶蚀孔孔<3%

胶结物>10%

 致密 <3 <0.1 颗粒滩
压实相

溶蚀孔<2%

胶结物<5%

 致密 <3 <0.1 潟湖、颗粒滩、滩间海

3.1　早期强溶蚀相

此类成岩相主要发育于颗粒滩顶部［图8（a）］。储层的储集空间以铸模孔、粒内溶孔为主，并见少量体腔孔，由于该成岩相位于颗粒滩顶部，因此极易受到大气淡水溶蚀影响，早成岩期岩溶作用强烈，储层物性极好，所发育储层孔隙度大于12%，渗透率大于0.1×10-3 μm2（图9）。
图8 研究区石炭系KT-I层成岩相示意

（a）亮晶鲕粒灰岩，早期强溶蚀相，面孔率17.5%（K-1井，2 544 m，铸体薄片，单偏光）；（b）亮晶生屑灰岩，早期中等溶蚀相，面孔率8.7%（K-62井，2 591.88 m，铸体薄片，单偏光）；（c）亮晶生屑灰岩，早期弱溶蚀相，面孔率5.6%（K-63井，2 548.82 m，铸体薄片，单偏光）；（d）颗粒云岩，早期云化强溶蚀相，面孔率14.8%（K-62井，2 656.52 m，铸体薄片，单偏光）；（e）颗粒云岩，早期云化中等溶蚀相，面孔率7.3%（K-65井，2 680.42 m，铸体薄片，单偏光）；（f）亮晶生屑灰岩，胶结相，面孔率0.23%（K-10井，2 344.88 m，铸体薄片，单偏光）；（g）泥晶生屑灰岩，压实相，面孔率0.1%（K-46井，2 420.04 m，铸体薄片，单偏光）；（h）泥晶灰岩，压实相，面孔率0.5%（K-10井，2 346.97m，铸体薄片，单偏光）

Fig.8 Diagenetic facies diagram of the Carboniferous KT-I layer in the study area

图9 研究区KT-I层成岩相孔渗关系散点图

Fig.9 Scatter plot of diagenetic facies pore and permea-bility relationship in the KT-I layer of the study area

3.2　早期中等溶蚀相

此类成岩相主要发育于颗粒滩中上部［图8（b）］。储层的储集空间以粒内溶孔为主，并见少量体腔孔，该成岩相中早成岩期岩溶作用较强，储层物性较好，发育储层孔隙度介于6%~12%之间，渗透率普遍大于0.01×10-3 μm2（图9）。

3.3　早期弱溶蚀相

此类成岩相主要发育于遭受较弱早成岩期岩溶影响的颗粒滩中［图8（c）］，储层的储集空间以少量粒内溶孔为主，储层物性较差，所发育储层孔隙度介于3%~6%之间，渗透率大于0.01×10-3 μm2 （图9）。

3.4　早期云化强溶蚀相

此类成岩相主要发育于云坪或云化滩顶部［图8（d）］。储集空间以晶间孔、晶间溶孔为主，由于该成岩相位于沉积旋回顶部，因此极易受到大气淡水溶蚀。早成岩期岩溶作用强烈，储层物性极好，所发育储层孔隙度普遍大于12%，渗透率大于0.1×10-3 μm2（图9）。

3.5　早期云化中等溶蚀相

此类成岩相主要发育于云坪或云化滩中部［图8（e）］。储集空间以晶间孔、晶间溶孔为主，该成岩相中早成岩期岩溶作用较强，储层物性较好，所发育储层孔隙度介于6%~12%之间，渗透率大于0.01×10-3 μm2（图9）。

3.6　胶结相

此类成岩相主要发育于未受到大气淡水溶蚀影响的颗粒滩中［图8（f）］。由于其距离暴露面较远或者难以露出海水，大气淡水对其的溶蚀改造极其有限，因此溶蚀作用不发育，胶结作用占据主导地位，使得该类成岩相储集性能差，偶见微溶孔，物性特征差，岩石整体致密，不发育储层（图9）。

3.7　压实相

此类成岩相主要发育于潟湖、滩间海中［图8（g），图8（h）］，在颗粒滩底部也可见少量分布。该成岩相中颗粒或胶结物极少，因此其抗压实能力极弱，随着储层埋藏的加深，压实程度增强，不利于储层发育，使得储层整体致密（图9）。

4 成岩相分布

4.1　单井成岩相分布

对研究区内KT-I层单井成岩相进行划分，并以K-4井为例对单井成岩相进行分析。从图10可以得知，K-4井的A2、A3小层中上部岩性主要以颗粒灰岩及白云岩为主，且由于其位于KT-I层顶部，易遭受早成岩期岩溶改造，从而形成了溶蚀孔洞缝、孔隙发育的储层段。因此，A2、A3小层整体建设性成岩相较为发育，其中A2小层主要发育早期强溶蚀相、A3小层主要发育早期云化强溶蚀相。而B5—Б1小层中上部虽可见颗粒灰岩分布，但由于其受到早成岩期岩溶作用的影响较小，因此颗粒滩内主要发育早期弱溶蚀及胶结相。此外，在各个小层底部沉积泥晶灰岩及泥岩，其主要发育压实相。
图10 研究区K-4井KT-I层成岩相综合柱状图

Fig.10 Comprehensive histogram of diagenetic facies in KT-I layer of Well K-4 in the study area

4.2　成岩相连井分布

在研究区单井成岩相划分的基础上，开展了成岩相横向展布特征研究，从图11中可以看出，在KT-I层顶部Б1—А2小层，早期强溶蚀相、早期中等溶蚀相、早期云化强溶蚀相、早期云化中等溶蚀相及早期弱溶蚀相等有利成岩相比较发育，且横向连续性较好，主要发育于四级旋回的顶部；而在KT-I层中下部В5—Б2小层，多发育连片的胶结相、压实相等破坏性成岩相。因此，研究区KT-I层顶部受到了强烈的大气淡水溶蚀作用，以建设性成岩相为主，而在KT-I层中下部，大气淡水对其影响极其微弱，建设性成岩相不发育，主要以破坏性成岩相为主。
图11 研究区K-38井—K-21井—K-9井—K-53井—K-50井KT-I层成岩相连井剖面（剖面位置见图1）

Fig.11 Profile of diagenetic connected wells in the KT-I layer of Wells K-38-K-21-K-9-K-53-K-50 in the study area（see Fig.1 for the section location）

4.3　成岩相平面展布

有利沉积相可以为建设性成岩相发育提供物质基础，对成岩相的发育起到至关重要的作用［31］。结合前文分析，研究区内建设性成岩相主要发育于遭受强烈大气淡水溶蚀影响的颗粒滩滩核及云坪中，而破坏性成岩相主要发育于颗粒滩边缘以及潟湖、滩间海等区域中。在进行成岩相平面划分时，以单井、连井成岩相划分为基础，结合测试产能资料，首先确定有利成岩相，然后在有利成岩相的基础上选取其中的优势成岩相进行确定，编绘了KT-I层的重点勘探产层A2、А3小层的成岩相平面图，其展布规律如图12所示。
图12 研究区KT-I层A2—A3小层成岩相平面展布

（a） A2小层；（b） A3小层

Fig.12 Diagenetic phase plane layout plan of small layers A2-A3 of KT⁃I layer in the study area

平面上A2小层的建设性成岩相带主要为早期弱—中等—强溶蚀相，整体呈片状发育于研究区中部和北东部的颗粒滩中，而压实相和胶结相主要分布于研究区的中部及边缘位置；A3小层的建设性成岩相带为早期弱—中等—强溶蚀相和早期云化中等—强溶蚀相，整体呈岛状或片状发育于研究区中部和北东部的颗粒滩和云坪中，而压实相和胶结相主要分布于研究区的边缘位置（图12）。
综上所述，A2及A3小层中建设性成岩相以早期弱—中等—强溶蚀相和早期云化中等—强溶蚀相为主，主要分布于研究区中部和北东部的颗粒滩和云坪中，面积较大，可作为后期勘探的重点区域。

5 结论

（1）滨里海盆地东缘B油田石炭系KT-I层受到了早成岩期岩溶改造，岩溶旋回与沉积旋回密切相关，并控制储层的分布，优质储层主要发育于岩溶旋回中上部的颗粒滩和云坪中。
（2）研究区KT-I层的成岩相可划分为7种，分别为早期强溶蚀相、早期中等溶蚀相、早期弱溶蚀相、早期云化强溶蚀相、早期云化中等溶蚀相、胶结相和压实相。其中除胶结相和压实相为破坏性成岩相，其余都为建设性成岩相。
（3）综合单井、连井成岩相特征，并结合单井测试产能对研究区成岩相的平面展布特征进行分析，研究区中部和北东部A2与A3小层的颗粒滩和云坪是有利成岩相带发育的区域，是KT-I层勘探开发的首选区域。

References

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