叙利亚O油田Shiranish组碳酸盐岩储层主控因素分析

付育璞，郑 强，庞 雯，夏东领

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



叙利亚O油田Shiranish组碳酸盐岩储层主控因素分析

付育璞1，郑 强2，庞 雯1，夏东领1

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

利用测井、岩心、薄片、物性分析及压汞资料，对叙利亚O油田上白垩统Shiranish组碳酸盐岩储集层特征及主控因素开展研究，明确生屑滩灰岩和粉晶云岩为研究区主要储层类型，其沉积环境、储集空间、孔渗性能及孔喉结构均不相同。生屑滩灰岩储层以组构选择性孔隙为主要储集空间，具有良好的孔喉结构，储渗性能好，其形成主要受沉积相带及多期溶蚀作用控制；粉晶云岩储集层包括选择性组构孔隙和非选择性组构孔隙2种类型，具有中高孔、高渗特征，其形成主要受大断裂和白云石化作用的影响。

储层特征；生屑滩灰岩；粉晶云岩；Shiranish组；上白垩统；O油田；叙利亚

中东地区探明可采油气储量占全球探明可采油气储量的43%，其中，碳酸盐岩油藏储量占全球碳酸盐岩油藏总储量的70%[1-2]。叙利亚O油田作为重要的石油产区，勘探开发潜力大，地质储量可达4.15×108t[3-4]，上白垩统Shiranish组碳酸盐岩是该油田的主力含油层系，储层类型以生屑灰岩为主，中孔低渗，受沉积和成岩作用影响，储层非均质性强，导致新井建产率较低。前人针对Shiranish组B段灰岩储层的成因模式及分布特征开展了一系列研究，提出同生断层控制储层的形成及分布等观点[5]，从宏观角度对储层特征进行了阐述，但是不同学者对储层发育主控因素的认识不尽相同，缺乏系统的归纳和总结，严重制约该区的勘探开发及井位部署工作。本文结合前人研究成果，利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞及测井资料，对Shiranish组碳酸盐岩储层的岩石类型、储集空间进行了描述和分析，阐明其微观孔喉结构特征及物性特征，明确了影响B段储层的主控因素，以期为寻找高产优质储层提供地质依据。

1 地质背景

图1 叙利亚O油田地理位置及Shiranish组B1亚段顶面构造

O油田位于叙利亚东北部，构造位置为新近纪—第四纪扎格罗斯褶皱带的北缘，是受断层控制的断块、断鼻圈闭油藏[6]，整体呈现北高南低、西高东低的构造特征(图1)。O油田Shiranish组为晚白垩世沉积的一套以灰岩为主的地层，与上下地层呈不整合接触，发育于碳酸盐岩台地边缘沉积环境[3]。Shiranish组自下而上划分为3个岩性段，下部C段系深水沉积的致密泥晶灰岩；上部A段厚约2～4 m，是海平面下降时受风化剥蚀作用所形成的风化壳；仅中部B段为Shiranish组储层主力油层，厚约30～170 m。根据岩性和电性特征，B段储层可细分为3个亚段，纵向上呈反旋回沉积特征，每个亚段代表一个水体向上变浅的反旋回沉积，其生屑颗粒含量及颗粒大小自下而上呈逐渐增加的趋势。自下而上依次发育以下岩性组合：B3亚段以泥晶灰岩为主，上部可见少量细小生物碎屑；B2亚段以泥晶生屑灰岩为主；B1亚段以生屑灰岩为主，下部发育薄层泥晶生屑灰岩。岩心观察发现，在B1、B2亚段的下部,可见薄层粉晶云岩夹层发育(图2)，呈局部区域分布特征。其中，B1亚段为目前开发的重点层位。

2 储层特征

2.1 储层岩石特征

研究区Shiranish组B段岩石类型多样，主要包括灰岩和白云岩2种类型。其中，灰岩类储层包括生屑灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩及泥晶灰岩4种，泥晶灰岩为非储层。生屑颗粒以有孔虫、棘皮、介壳类及藻类化石为主，可见少量砂屑、藻屑等。生屑灰岩粒径最大，介于0.2～0.4 mm之间，生物个体较为破碎，粒间可见亮晶方解石胶结物，粒径大小明显不一样，为多期胶结作用所形成，部分已被严重溶蚀，岩心观察可见交错层理发育。泥晶生屑灰岩粒径变小，介于0.1～0.2 mm之间，岩心可见保存完整的有孔虫化石，局部可见少量砂屑，粒径0.2～0.4 mm，呈次圆状—椭圆状，其成分亦为灰岩。生屑泥晶灰岩的生屑含量最少，多为生屑碎片，粒径小于0.2 mm，局部可见白云质成分，岩心可见生物扰动构造及水平层理。岩心描述及录井资料分析发现，生屑灰岩、泥晶生屑灰岩含油级别较高，为油斑、油浸；生屑泥晶灰岩含油级别为油斑。

白云岩类储层以粉晶白云岩为主，矿物成分为铁白云石。镜下观察发现，白云岩晶体细小，晶粒介于0.03～0.05 mm之间，自形程度较高，重结晶作用形成晶间孔，后发生溶蚀作用形成晶间溶孔[6]。取心资料表明，该岩石类型呈薄层状局部区域分布，厚约2～5 m，岩心可见裂缝发育。

2.2 储集空间类型

B段碳酸盐岩储层储集空间比较复杂，依照张学丰等[7]的分类，将储层孔隙划分为两类：(1)受矿物组分等内部因素控制的组构选择性孔隙；(2)受构造破裂等外部因素制约的非组构选择性孔隙。

图2 叙利亚O油田Shiranish组综合柱状图

研究区组构选择性孔隙包括以下类型：①有孔虫体腔孔(图3a)，孔隙形态较为规则，呈圆形—次圆形，孔径20～100 μm，部分被方解石、有机质等充填—半充填。该类孔隙多发育于泥晶生屑灰岩，连通性较差；②粒内溶孔(图3b)，形态不规则，孔径25～100 μm，局部被有机质充填，连通性好；③残余粒间孔(图3c)，颗粒间经溶蚀、胶结或充填后残留的孔隙空间，孔隙边界呈港湾或弯曲状，孔径20～80 μm；④铸模孔(图3d),主要为生物铸模孔，其形态和大小与颗粒相似，局部可见部分颗粒被溶蚀形成的孔隙，孔径30～100 μm；⑤晶间孔与晶间溶孔(图3e),由白云石晶间孔溶蚀扩大形成，连通性好，晶间孔孔径通常为20～60 μm，溶蚀后可达到30～80 μm。荧光分析表明，晶间孔多被沥青充填或浸染。

非组构选择性孔隙以构造溶蚀缝(图3f)为主，发育数量较多，边缘弯曲，对储层的渗透性起到改善作用。荧光分析表明，该类溶蚀缝多被沥青充填或浸染。

灰岩类储层的有效储集空间为组构选择性孔隙，其中，粒内溶孔、残余粒间溶孔是主要储集空间，约占总孔隙的70%；铸模孔、有孔虫体腔孔次之。粉晶白云岩储层则包括组构和非组构2种储集类型，其中，晶间孔与晶间溶孔是主要储集空间，发育构造溶蚀缝。

图3 叙利亚O油田Shiranish组B段碳酸盐岩储层主要储集空间类型

图4 叙利亚O油田Shiranish组B段孔隙结构的主要类型

2.3 孔隙结构特征

孔隙结构特征是指储层岩石孔隙的喉道大小、分布和连通性等，是衡量储层渗透性好坏的主要标准之一。根据研究区3口井15块岩心样品的恒速压汞实验结果，B段储层孔隙结构可以分为以下3类，即大孔—中喉型(Ⅰ类)、中孔—中细喉型(Ⅱ类)和中小孔—细喉型(Ⅲ类)(图4)。

Ⅰ类大孔—中喉型：排驱压力0.1～0.2 MPa，主要喉道半径0.9～3.0 μm，主要孔隙半径120～140 μm，生屑灰岩及粉晶白云岩中较为常见；Ⅱ类中孔—中细喉型：排驱压力0.2～0.6 MPa，主要喉道半径0.7～2.0 μm，主要孔隙半径80～120 μm，泥晶生屑灰岩中较为常见；Ⅲ类中小孔—细喉型：排驱压力0.6～1 MPa，主要喉道半径0.3～0.6 μm，主要孔隙半径60～100 μm，生屑泥晶灰岩较为常见。

2.4 物性特征及孔渗关系

统计研究区B段储层的岩心实测孔隙度和渗透率，发现储层孔隙度值主要集中在6%～28%之间，渗透率分布区间较大，介于(0.1～172)×10-3μm2之间，不同岩石类型的孔隙度和渗透率具有较大的差异。生屑灰岩类储层中，生屑灰岩孔渗性最好，孔隙度一般介于19%～25%之间，平均孔隙度为22.7%，渗透率介于(7～46)×10-3μm2之间，平均15.7×10-3μm2；泥晶生屑灰岩次之，孔隙度一般在13%～20%，平均为16.5%，渗透率介于(2～10)×10-3μm2之间，平均6×10-3μm2；生屑泥晶灰岩较差，孔隙度一般介于6%～16%之间，平均为9.2%，渗透率介于(0.8～6.7)×10-3μm2之间，平均为2.2×10-3μm2。粉晶云岩类储层孔隙度一般介于10%～26%之间，平均为16.27%，渗透率值变化范围较大，介于(9.9～172)×10-3μm2之间，平均渗透率为55.31×10-3μm2。

图5 叙利亚O油田Shiranish 组B段不同类型储集层孔渗关系

不同岩性的孔隙度和渗透率具有较大的差异，其孔渗关系也截然不同(图5)。灰岩储层样品的渗透率随孔隙度增大而增大的关系较明显，平均拟合直线的斜率较高，显示该类储层具有良好的孔渗性能，与该类岩性孔喉配置关系好，孔隙间连通性强的实验结果相吻合；粉晶白云岩储层样品的孔隙度值集中在10%～26%之间，孔渗相关性较灰岩储层明显降低，但其渗透率明显好于灰岩储层。

综合运用测井曲线、岩心物性分析数据及测井解释成果，发现Shiranish组各亚段储层物性随深度变浅逐渐变好，且各亚段上部物性明显好于下部。其中，B1亚段物性最好，B2亚段次之，B3亚段最差(图2)。同时，多年的勘探开发实践可以证明，该油田的水平井大多分布于距B1亚段顶部15～25 m以内的部位。

3 优质储层主控因素

3.1 有利的沉积相带是形成灰岩优质储层的基础

B段灰岩储层为典型的相控型储集层，沉积微相控制岩相空间分布特征，对储集性能影响明显[8]。B段地层系继承性发育碳酸盐岩台地边缘—浅海陆棚过渡的沉积环境，自西向东依次发育台地边缘、浅海陆棚2种相带。受同生断层影响，台地边缘内部存在微地貌起伏变化，不同的构造位置发育不同的沉积微相[6]。根据岩性组合和微地貌变化，将台地边缘亚相进一步细分为潟湖、台缘生屑滩、滩间、台缘斜坡等微相(图6)。其中，台缘生屑滩微相位于构造高部位，属于强水动力条件的高能环境。该类储层不易形成抗浪格架，岩性以生屑灰岩为主，颗粒间以亮晶方解石胶结物为主，岩心可见交错层理，储层质量高，储集性能好，是形成优质储层的主要微相类型。滩间亚相位于正常浪基面以上的遮蔽环境，水动力能量有所降低，岩性以泥晶生屑灰岩为主，底部发育少量生屑泥晶灰岩，颗粒间以泥晶方解石胶结物为主，储层储集性能中等。潟湖微相位于西侧地堑，水动力条件较弱，岩性以生屑泥晶灰岩、泥晶灰岩为主。台缘斜坡微相位于平均浪基面以下，为水动力条件较弱的低能环境，岩心生物扰动构造明显，岩性为生屑泥晶灰岩、泥晶灰岩，储层储集性能较差。浅海陆棚亚相位于风暴浪基面以下，岩性以泥晶灰岩为主，储集性能最差。

3.2 多期溶蚀作用是优质灰岩储层定型的关键

3.3 白云石化作用控制高渗云岩储层的形成

研究发现，该区部分井B1、B2亚段下部发育一段厚约2～5 m的灰白色白云岩，且该段白云岩溶蚀孔洞发育，顶底多与泥晶灰岩或生屑泥晶灰岩相接触，电性特征明显，具有电阻率曲线突然降低，声波时差和中子曲线相应增大的现象，且光电吸收截面曲线(PEF)值约为3，是白云岩的典型特征。但由于研究区属于海外作业区块，存在取心井少且取样困难的问题，本次研究共搜集4口直井12块样品数据，样品深度分布于1 532.2～1 628.9 m。白云岩主要由粉晶白云石组成，粒径介于0.03～0.05 mm之间，呈砂糖状，自形程度较高(图7a)，部分样品中生物碎屑结构保持完好。阴极发光显示，白云石晶体内部光性具单环带结构，晶体为暗橘色光，边缘为橘红色光，孔隙部分不发光(图7b)。物性分析表明，该段粉晶白云岩具有较高的孔隙度和渗透率，储集性能明显好于上下围岩。

图6 叙利亚O油田Shiranish组B段碳酸盐岩储层沉积模式

图7 叙利亚O油田Shiranish组B段白云石的显微结构

不同的学者对白云岩成因提出了不同的成因机制和模式[14-17]，笔者认为该地区的白云石主要形成于浅埋藏期，由地层中富Mg+流体交代早期灰岩所形成，主要的依据如下：(1)研究区为海相沉积，地层较为稳定，经历的成岩作用相对较为简单[18]；(2)包裹体测温资料显示，白云石包裹体的温度主要集中在72～84 ℃，如果按照平均地温梯度3 ℃/hm计算，地表温度取20 ℃，则白云石交代作用发生在1 800～2 000 m左右；(3)X射线衍射分析表明，白云岩的有序度I015/I110变化介于0.5～0.7，明显低于深埋藏和热液成因的白云岩有序度(0.74～0.89)[19]；(4)分析碳氧同位素数据可知，δ13C值为0.5‰～3.5‰，平均值为2.8‰，δ18O值为-4.5‰～2.4‰，平均值为-3.1‰，二者与同期海水值相比，均位于同一时期海水背景值范围内[20]，推测白云石化流体可能与受过蒸发改造的同时期海水有关；(5)宏观来看，白云岩多发育在形成于高能环境的颗粒碳酸盐岩中，泥晶灰岩中较为少见(图2)，且无蒸发岩伴生，多距断裂距离较近，仅在局部区域发育，表明其并非于近地表环境形成，且形成规模受断裂限制，较为局限。

综上所述，认为早期的灰岩储层形成后进入浅埋藏阶段，在海平面下降期间，正常海水发生浓缩，水体盐度升高，这些经蒸发浓缩的海水沿先期成岩孔隙、溶蚀孔隙、构造裂缝等通道下渗，交代早期形成的生屑颗粒灰岩，发生选择性白云石化作用，而泥晶灰岩因岩性较为致密不利于白云石化作用的发生，仅在裂缝发育处形成白云岩。由此可见，该地区的白云石化作用受富镁流体来源的制约，是不均匀的，也是不彻底的。研究区内粉晶白云岩储层是在已经形成的储层基础上叠加改造而成，再加上裂缝相对较为发育，储集性能得到极大改善，是相对有利的储层。须指出的是，尽管研究区当前的主力开发层系仍为灰岩层段，但这一薄层白云石的形成模式及机理等问题仍值得进一步探索，亦需开展更为深入的研究。

4 结论

(1)叙利亚O油田Shiranish组B段碳酸盐岩储层发育2种不同岩性的碳酸盐岩储层：生屑滩灰岩储层和粉晶云岩储层，其沉积环境、储集空间、孔喉结构及孔渗性能存在明显不同。

(2)生屑滩灰岩储层是以选择性组构孔隙为主要储集空间的孔隙型储层，包括有孔虫体腔孔、粒内溶孔、残余粒间孔及铸模孔等，具有良好的孔喉结构及孔喉配置关系，孔渗性能好。该储层为典型的相控型储层，后经多期溶解作用叠加改造，为本区优质有效储层，也是油田开发的有利目标。

(3)粉晶云岩储集层的储集空间类型包括选择性组构孔隙(晶间孔、晶间溶孔)和非选择性组构孔隙(构造溶蚀缝)2种，具有中高孔高渗特征。该段储层的形成与断裂及白云石化作用有关，是本区的优质储层，值得进一步探索。

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(编辑 黄 娟)

Carbonate reservoir controls in the Shiranish Formation of O oil field, Syria

Fu Yupu1, Zheng Qiang2, Pang Wen1, Xia Dongling1

(1.SINOPECPetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,Beijing100038,China; 2.SINOPECInternationalPetroleumExplorationandProductionCoporation,Beijing100029,China)

The reservoir characteristics and controlling factors of the Cretaceous Shiranish Formation in O oil field in Syria were studied using petrophysical logs, core samples, thin sections, physical properties and mercury penetration data. Two types of reservoir rocks were identified: limestone reservoir developed in bioclastic shoal microfacies and silt-sized crystalline dolomite. They are different in depositional environment, reservoir type, storage space, physical properties and pore structure. Limestone reservoirs with selective texture pores have good pore structure and physical properties controlled by sedimentary facies and multi-phase dissolution. Silt-sized crystalline dolomite with both selective and non-selective pore textures is of medium-high porosity and high permeability controlled by large fault systems and dolomitization.

reservoir characteristics; limestone in bioclastic shoal microfacies; silt-sized crystalline dolomite; Shiranish Formation; Upper Cretaceous; O oil field; Syria

1001-6112(2017)03-0355-07

10.11781/sysydz201703355

2016-12-06；

2017-04-04。

付育璞(1984—)，女，硕士，工程师，从事储层沉积学研究。E-mail: fuyp.syky@sinopec.com。

国家科技重大专项(2011ZX05031-002)资助。

TE122.2

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