中东地区油气资源丰富，石油产量约占全球石油产量的2/3^[1]，碳酸盐岩储层中油藏储量占全球碳酸盐岩油藏总储量的70%，气藏储量占全球碳酸盐岩气藏总储量的90%^[2]。中东地区上白垩统Shuaiba组和Natih组储层以高孔高渗的生物碎屑灰岩为主^[3-6]，油气储量巨大。阿曼盆地A区（阿曼A区）Shuaiba组和Natih组油气资源主要分布在该区西部和中部的高部位，东部仅有零星油气资源分布。受后期前陆盆地形成和断层发育的影响，阿曼盆地的油气多聚集于构造圈闭中^[7]，斜坡带缺少油气资源和远景目标，因此寻找新的圈闭类型作为战略后备接替区是亟待解决的问题。

阿曼A区斜坡带完钻的B01井在Natih组顶面见良好油气显示，解释油层6.25 m，投产后自喷生产，该井的成功促使了对阿曼A区油气成藏的重新思考。结合钻井结果和地震响应特征，认为该区发育一弯曲的碳酸盐岩溶蚀沟谷。以往研究人员对于溶蚀沟谷的识别、形成机制及其对油气勘探的影响已有一定研究，倪祥龙等^[8]利用模型正演、古地貌分析和相干能量梯度属性，落实了一大型溶蚀沟谷体系，认为溶蚀沟谷带周缘岩溶储层发育，油气产量高。目前对溶蚀沟谷的展布、成藏过程及特征认识不足，且相似的勘探实例较少。为解决这一问题，拟开展地震正演模拟，确定溶蚀沟谷的地震反射特征，并在此基础上，优选欧拉曲率属性进一步刻画溶蚀沟谷的展布特征，以期为优选有利勘探区及下一步勘探提供一定理论依据。

阿曼盆地位于阿拉伯板块东南部，其主体位于阿曼境内，向北延伸至伊朗海上，向南延伸至也门，盆地呈新月形展布，面积约15.3×10⁴ km²。阿曼盆地可分为Fahud盐盆、Ghaba盐盆和南阿曼盐盆3个次级盆地^[9]。阿曼盆地经历了多期复杂的构造运动，前寒武纪为裂谷阶段，古生代为内陆凹陷阶段，中生代为由印度板块-阿拉伯板块裂解形成的被动大陆边缘阶段，晚白垩世—新近纪为由于阿曼山仰冲-推覆作用形成的前陆盆地阶段。其中，被动大陆边缘阶段沉积了宽广稳定的碳酸盐岩台地，形成了多套完整的生储盖组合。

阿曼A区位于阿曼盆地Fahud盐盆西北部（图 1a），面积约1 000 km²，地质储量约1.9×10⁸ t，剩余资源量约1.34×10⁸ t，勘探潜力巨大。下白垩统Shuaiba组和上白垩统Natih组岩性主要为白云岩、灰岩及粒状灰岩（图 1b），富含生物碎屑^[10]，油气储量分别占盆地总储量的21.3% 和10.7%。Natih组自上而下分为A—G共7段，由富有机质泥灰岩向上过渡为生物碎屑灰岩，总有机碳（TOC）平均值为5%，主要由生物碎屑灰岩、球粒灰岩组成，沉积于浅海-潮间环境，孔隙度为17%~36%，渗透率为1~1 000 mD，该套储层是阿曼盆地北部的主要储层，在盆地分布广泛。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 阿曼盆地A区构造地质图（a）及白垩系—新近系地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic location(a)and stratigraphic column of Cretaceous-Neogene(b)of block A in Oman Basin

阿曼盆地经历了多次海侵、海退沉积旋回，浅海碳酸盐岩、深海页岩和泥灰岩交替发育，碳酸盐岩溶蚀沟谷随水流多次摆动。不同的岩性及其厚度致使溶蚀沟谷具有不同的地震反射特征，且溶蚀作用的强弱对溶蚀沟谷的深度和宽度具有直接影响。随着溶蚀作用的强弱变化，地震反射特征也会发生变化，因此需通过正演模拟来识别溶蚀沟谷在地震上的响应特征^[11-12]。本文拟针对研究区溶蚀沟谷较为发育的Natih组顶部的碳酸盐岩储层进行正演模拟，通过建立不同宽度和深度的溶蚀沟谷地质模型来进行溶蚀沟谷的识别。

测井解释结果显示，阿曼A区Natih组顶部碳酸盐岩储层具有低声波时差、低自然伽马、低—中等密度的特征，碳酸盐岩储层厚度较大，B01井、S01井和B08井储层厚度分别为13 m，27 m和35 m（图 2）。根据钻井和测井资料统计结果，设定上覆泥岩和溶蚀沟谷充填泥岩的纵波速度为2 600 m/s，密度为2.24 g/cm³；上部储层碳酸盐岩纵波速度为3 400 m/s，密度为2.21 g/cm³，储层厚度为13~35 m；下部非储层碳酸盐岩纵波速度为4 100 m/s，密度为2.43 g/cm³；地震子波采用主频为40Hz的Ricker子波。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 阿曼盆地A区B01井、S01井、B08井测井曲线 Fig. 2 Logging curves of wells B01, S01 and B08 in block A, Oman Basin

阿曼A区过B01井地震剖面显示，地震同相轴出现下凹、间断、弱振幅反射特征（图 3）。通过正演模拟可判断该反射特征是否为溶蚀沟谷的地震响应。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 阿曼盆地A区过B01井溶蚀沟谷地震反射剖面（剖面位置见图 1） 注：图中黄色箭头指示同相轴下凹、间断处。 Fig. 3 Seismic reflection section of dissolution valleys across well B01 in block A, Oman Basin

根据溶蚀沟谷不同的宽度、深度、储层厚度，建立了2种正演模型。模型一为溶蚀沟谷宽度不变，深度和储层厚度改变，假设溶蚀沟谷宽度为200 m，深度为1~10 m，碳酸盐岩储层厚度分别为10 m，20 m，30 m，40 m。从模型一的正演结果来看，当碳酸盐岩储层厚度为10 m时，地震分辨率较低，无法识别储层，溶蚀沟谷同相轴表现为下拉强振幅反射特征；当碳酸盐岩储层厚度为20 m时，随着溶蚀沟谷深度的增大，振幅强度增大；当碳酸盐岩储层厚度为30 m时，模拟结果可识别储层，溶蚀沟谷表现为下拉弱振幅反射特征；当碳酸岩盐储层厚度为40 m时，储层底界影响较小，溶蚀沟谷表现为下拉的反射特征，且随着溶蚀沟谷深度的增大，振幅强度减弱（图 4）。结合B01井、S01井和B08井的储层厚度，当碳酸盐岩储层厚度为30 m时，正演剖面中地震同相轴的反射特征与实际地震资料情况更为接近。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 地震正演模型一及其偏移剖面 Fig. 4 Forward model and time migration sections of model 1

模型二为溶蚀沟谷深度一定，宽度改变。设定溶蚀沟谷深度为5 m，宽度为10~400 m。当溶蚀沟谷宽度为10 m时，同相轴反射特征不明显，宽度大于10 m的溶蚀沟谷表现为同相轴下凹、间断、弱振幅反射特征（图 5）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 地震正演模型二及其偏移剖面 Fig. 5 Forward model and time migration sections of model 2

根据上述正演模拟结果可知，溶蚀沟谷在地震上表现为同相轴下凹、间断、弱振幅反射特征，且目前地震资料可识别深度大于3 m、宽度大于10 m的溶蚀沟谷。因此，现有地震数据和储层厚度可满足溶蚀沟谷识别的要求。根据溶蚀沟谷的地震反射特征，优选合适的物探技术手段，即可刻画溶蚀沟谷在平面上的分布特征。

根据以往研究成果，碳酸盐岩溶蚀孔沟谷的识别方法主要有2类：一类是以叠后几何地震属性为主，如相干、曲率等；另一类是利用叠后地震反演或叠前反演预测，由于储层非均质性强，该类识别方法精度不高，难度大，且需要的井较多^[13-14]。根据阿曼A区实际情况和溶蚀沟谷的地震反射特征，认为叠后几何地震属性对同相轴下凹、间断有较好的表征，因此本次研究选取叠后几何地震属性开展溶蚀沟谷的识别。

相干属性是利用波形之间的相似性来反映地层的不连续性，主要用来检测断层和裂缝及刻画地质体边界^[15-17]。研究区Natih组顶面相干属性平面图（图 6a）显示，该区明显发育一系列北西—南东向断层，而溶蚀沟谷发育较局限，仅在B01井东部显示“M”型溶蚀沟谷，长度约10 km，分布较局限且不连续，不符合溶蚀沟谷的沉积规律。同时局部地震剖面上出现同相轴下凹形态（图 6b），反映为溶蚀沟谷发育位置，但其未在相干平面属性上显示，因此常规的单一属性不能有效刻画出溶蚀沟谷的分布。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 阿曼盆地A区Natih组顶面相干属性平面图（a）及地震-曲率属性体融合剖面（b） 注：红圈处为溶蚀沟谷同相轴下凹特征，但相干属性未识别出 Fig. 6 Coherence(a)and attribute scale fuse section of seismic data and coherence volume(b)of the top surface of Natih Formation in block A, Oman Basin

常规的曲率体属性是描述曲线上任意一点的弯曲程度，其计算公式表示为该点正切曲线所形成的圆半径的倒数，曲率大小可反映弧形的弯曲程度，弧形越弯曲，则曲率越大。曲率属性用于刻画地质体的几何变化，对具有挠曲以及线性特征的地质构造具有较好的响应^[18-20]。常用曲率包括高斯曲率、平均曲率、最正曲率及最负曲率等。根据溶蚀沟谷的地震反射特征，选取最负曲率刻画溶蚀沟谷下切时的弧形最大弯曲度，最正曲率刻画溶蚀沟谷两侧隆起部位的弧形最大弯曲度。

属性平面分析结果显示，曲率属性对溶蚀沟谷的刻画优于相干属性，可基本反映溶蚀沟谷的分布。由图 7可看出，溶蚀沟谷分为东、西2支，西支较东支更为清晰，在“M”型溶蚀沟谷附近相连，延伸方向为北东—南西向，且与断层呈直角相交，长度为70 km。最正曲率属性平面图（图 8）中的2条平行线即溶蚀沟谷的宽度，为350~450 m。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 阿曼盆地A区Natih顶面最负曲率属性平面图及局部放大图 Fig. 7 Maximum negative curvature map and local zooming of the top surface of Natih Formation in block A, Oman Basin

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 阿曼盆地A区Natih顶面最正曲率属性平面图及局部放大图 Fig. 8 Maximum positive curvature map and local zooming of the top surface of Natih Formation in block A, Oman Basin

由于溶蚀沟谷的展布方向与断层走向垂直，断层对溶蚀沟谷的识别具有一定影响，导致最正曲率和最负曲率属性显示的溶蚀沟谷展布不连续，且在密集断层发育带附近很难判断溶蚀沟谷的走向，因此如何压制北西—南东向断层效应是有效识别溶蚀沟谷的关键。

欧拉曲率是用纯数学的方式给出空间曲线曲率的计算公式^[21]，可以看作给定了方位角的视曲率，通常对于断裂、裂缝和褶皱具有较连续的刻画^[22-23]。在曲面上取一点E，曲面在E点的法线为Z轴，过Z轴可以有无限多个剖切平面，每个剖切平面与曲面相交，其交线为一条平面曲线，每条平面曲线在E点有一个曲率。不同剖切平面上的平面曲线在E点的曲率不等。把最大曲率和最小曲率称为主曲率，分别记作k₁与k₂，这2个曲率半径所在的方向，数学上可以证明是相互垂直的。（k₁，φ₁）和（k₂，φ₂）分别表示最大曲率和最小曲率的大小与走向，那么E点处以方位角φ的欧拉曲率表达式为

式中：k₁，k₂分别为E点处最大曲率和最小曲率；φ为方位角，（°）；φ₂为E点处最小曲率所对应的方位角，（°）。

经过欧拉曲率计算，得出相同时间、不同方位角的6个欧拉曲率图（图 9）。方位角为30°和60°时的欧拉曲率图中溶蚀沟谷显示更加清晰，且对北西—南东向断层的压制效果相对较好。为进一步验证这一计算结果，把方位角间隔缩小为15°，将45°方位角的欧拉曲率图与30°和60°方位角的欧拉曲率图相比，溶蚀沟谷刻画效果相似，且对北西—南东向断层的压制效果最好（图 10），因此阿曼A区溶蚀沟谷刻画选取45°方位角的欧拉曲率。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 相同时间不同方位角的欧拉曲率属性切片 Fig. 9 Euler curvature time slice of different azimuths at the same time point

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 方位角为30°，45°，60°时的欧拉曲率属性切片 Fig. 10 Euler curvature time slice at the azimuths of 30°, 45° and 60°

与最负曲率相比，欧拉曲率刻画的溶蚀沟谷更加连续、清晰（图 11），延伸长度更大，约为110 km。图 11中黄圈处欧拉曲率对于潮道的细节显示优于最负曲率，尤其是东侧一支沟谷局部特征更为清晰（黄圈处），且通过对北西—南东向断层的压制，进一步突显了溶蚀沟谷的延展。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 阿曼盆地A区Natih顶面45°方位角欧拉曲率属性图与最负曲率对比图 注：黄圈内为欧拉曲率效果优于最负曲率之处。 Fig. 11 Euler curvature map and maximum negative map of the top surface of Natih Formation in block A, Oman Basin

结合欧拉曲率属性和溶蚀沟谷-泥岩充填遮挡的成藏模式，本次研究识别出与溶蚀沟谷相关的复合圈闭27个，面积共计80.66 km²，最大圈闭面积约11 km²，圈闭幅度为20~75 ms，圈闭高点双程旅行时为880~1 100 ms（图 12）。新圈闭的识别填补了研究区构造圈闭的空白区，有效扩大了有利区域面积，综合评价认为阿曼A区具有较大的勘探潜力。在新圈闭类型的勘探目标指导下，完成D01井钻探。该井位于阿曼A区西部，地震剖面显示该井的上倾方向发育泥岩充填的溶蚀沟谷（图 13a），形成了泥岩遮挡的复合圈闭。钻探结果解释D01井在Natih组顶部钻遇了25 m的碳酸盐岩储层，平均孔隙度为28%，油气显示较好（图 13b）。D01井钻探结果验证了溶蚀沟谷-泥岩充填遮挡圈闭的可靠性。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 阿曼盆地A区溶蚀沟谷-泥岩充填型圈闭分布 Fig. 12 Distribution of mudstones-filled dissolution valley traps in block A, Oman Basin

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 阿曼盆地A区过D01井地震剖面（a）和D01井测井曲线（b）（剖面位置见图 12） 注：图中黄色箭头指示同相轴下凹、间断处。 Fig. 13 Seismic section across well D01(a)and logging curves of well D01(b)in block A, Oman Basin

受晚白垩世Ⅰ期阿尔卑斯构造运动的影响，阿曼盆地北部地层逐渐向西抬升，导致白垩系上部地层遭受剥蚀。Ⅰ期阿尔卑斯构造运动结束后，Fiqa组泥岩接受沉积并向东逐渐增厚，因此阿曼A区Natih组与上覆Fiqa组形成不整合接触。从成藏条件来看，上白垩统Natih组烃源岩有机质丰度高，在晚白垩世进入生油窗，生烃持续至今，生烃潜力大，烃源岩呈条带状分布于Fahud盐盆北部，碳酸盐岩储层物性好，埋藏适中，上覆Fiqa组泥岩为区域盖层，生储盖配置良好。阿曼A区紧邻烃源灶，处于油气自东向西运移的路径中，易于形成油气藏。

根据地质背景以及对溶蚀沟谷的认识和钻探结果，在阿曼A区总结出溶蚀沟谷-泥岩充填的成藏模式。受强烈大气淡水淋滤作用影响，Natih组顶部碳酸盐岩遭受强烈侵蚀，局部形成丘状隆起并广泛呈现下切特征^[24]，因此在地震剖面上出现同相轴下凹、间断和弱振幅反射响应。根据被动大陆边缘旋回特征，三叠纪—晚白垩世发育3期特提斯海侵，期间形成3个碳酸盐岩沉积旋回，其中Natih组为第三期碳酸盐岩沉积，当海侵扩大到最大范围时，形成了重要的区域性泥岩盖层^[25]。受溶蚀作用影响，Fiqa组泥岩发生垮塌，使得Natih组顶部的溶蚀沟谷被泥岩充填，在上倾方向形成侧向遮挡，油气聚集于此并形成泥岩充填型油气藏（图 14）。

图 14

Fig. 14

下载原图 图 14 阿曼盆地A区溶蚀沟谷-泥岩充填型成藏模式示意图 Fig. 14 Hydrocarbon accumulation model of mudstone-filled dissolution valleys in block A, Oman Basin

（1）阿曼A区溶蚀沟谷表现为下凹、间断、弱振幅反射的地震反射特征，现有地震资料能够识别深度大于3 m、宽度大于10 m的溶蚀沟谷，为溶蚀沟谷的识别起到了指导作用。

（2）与相干属性、最正曲率和最负曲率相比，欧拉曲率属性对研究区北西—南东向断层起到了压制作用，且进一步突显了溶蚀沟谷的延展，该属性刻画的溶蚀沟谷更加清晰、连续性更好、识别度更高。

（3）在识别溶蚀沟谷体系的基础上，阿曼A区识别出27个复合圈闭，面积共计80.66 km²，有效扩大了有利勘探目标的区域，同时新的钻井揭示了较好的油气显示，验证了溶蚀沟谷-泥岩充填型成藏模式的可靠性。