普光气田飞仙关组与米桑油田群Mishrif组碳酸盐岩储层对比分析*

陈培元 杨辉廷 贾兆扬

(1.中海油研究总院有限责任公司 北京 100028； 2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 四川成都 610500；3.西南石油大学地球科学与技术学院 四川成都 610500； 4.中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518000)

近年来，中国海外油气合作勘探开发事业迅猛发展。中东地区作为世界上油气最富集区，其80%的油气产自于碳酸盐岩[1]，逐渐成为中国各大油气公司的重点发展区域。在中国，海相碳酸盐岩油气资源也十分丰富，勘探潜力巨大，是中国油气勘探战略接替区之一[2]。然而，碳酸盐岩储层发育的控制因素比较复杂，特别是中国碳酸盐岩地层发育时代比较早，目前埋藏比较深，后期构造运动改造比较复杂[3-6]，控制深层碳酸盐岩储层发育的各种因素相互叠加，导致储层成因机制十分复杂。

普光气田作为中国储量规模最大的海相碳酸盐岩气田，储层埋藏最深、成岩作用类型多样、次生孔隙尤其发育[7-8]，充分反映了中国碳酸盐岩储层的典型特征。发育于中白垩世晚森诺曼期至早土伦期的Mishrif组碳酸盐岩是中东地区最主要的储集单元之一[9-10]；与中国已发现的碳酸盐岩储层特点不同，Mishrif组碳酸盐岩储层发育于中生代，埋深相对较浅，大量保留具有原生组构特征的基质孔，整体呈层状展布，物性好。为此，本文基于普光气田3口取心井飞仙关组一段、二段2 172块样品和米桑油田群B油田16口取心井Mishrif组1 927块样品的实测物性资料，普光气田2 172块样品和米桑油田群B油田55块样品的铸体薄片和扫描电镜资料，普光气田18个样品的碳、氧同位素资料以及米桑油田群B油田26个样品的碳、氧、锶同位素资料，从控制海相碳酸盐岩储层的地质条件入手，选取普光气田飞仙关组鲕粒滩储层和伊拉克米桑油田Mishrif组生屑滩储层进行储层特征对比分析，探讨不同的控制因素所起的作用程度，以期对今后海相碳酸盐岩领域的勘探有所启示。

1 区域地质概况

普光气田位于四川盆地东北部(图1)，为构造-岩性复合型气藏[7]，含气层位以下三叠统飞仙关组及上二叠统长兴组为主[7，11]。根据钻探资料揭示，该区飞仙关组厚度一般350～700 m，自下而上分为飞一段、飞二段、飞三段和飞四段(图1)，天然气主要发现于飞一段、飞二段鲕粒白云岩储集层中。米桑油田群位于伊拉克的东南部，毗邻伊朗边界(图2)，在构造区划上位于波斯湾盆地北部美索不达米亚带与扎格罗斯山前坳陷中部，为NW—SE向的狭长背斜[12-13]，形成于新近纪扎格罗斯造山运动[13-15]。米桑油田群包括3个在生产油田A、B、F，主要钻遇了古近系Asmari油藏和白垩系Mishrif油藏，其中Mishrif油藏为B油田的主要生产层位。Mishrif油藏以碳酸盐岩为主，岩性主要为灰岩，Mishrif组自下而上可以划分为3个段、6个油组(图2)。飞一段—飞二段与Mishrif组MB2油组上部是本文研究的目的层位。

图2 米桑油田群位置及Mishrif组地层剖面Fig .2 Location of Missan oilfields and stratigraphic section of Mishrif Formation

2 储层特征对比分析

2.1 储层岩性及物性

岩心及镜下薄片观察表明，飞仙关组以白云岩储层为主。通过对飞仙关组取心井2 172个实测岩心样品孔隙度和渗透率数据的分析发现，储层总体表现为中孔低—特低渗特征，孔隙度为0.3%～28.8%(平均9.0%)，渗透率为0.000 4～2 526 mD(平均29.73 mD)；孔隙度与渗透率之间没有明显的相关性(图3a)，主要原因是储集空间类型的差异[8，16]。Mishrif组储层以颗粒灰岩为主，次为泥晶灰岩。Mishrif组1 927个实测样品的物性资料表明，储层孔隙度为0.7%～28.8%(平均15.5%)，渗透率为0.02～3 627 mD(平均45.38 mD)；以中孔中—低渗储层为主，纵向上局部受强溶蚀作用影响发育中孔高渗储层。整体上，Mishrif组储层孔隙度与渗透率之间相关性较差(图3b)，但好于飞仙关组储层，反映孔隙型储层的特征。

图3 飞仙关组及Mishrif组储层孔渗关系Fig .3 Relationship of porosity and permeability of Feixianguan and Mishrif formations

2.2 储集空间

岩心、铸体薄片及扫描电镜等资料(图4)表明，飞仙关组鲕滩储层储集空间以鲕模孔、粒内溶孔和粒间溶孔为主(图4a、b)，约占总孔隙的90%;其次为晶间溶孔和各种微裂缝(图4c、d、e)，约占4.5%，微裂缝多被充填，未被充填或半充填的裂缝较少。此外，岩心观察发现飞仙关组同时发育与准同生期岩溶作用有关的溶蚀孔洞(图4f、g)，呈半充填—全充填，充填物主要为方解石，约占总孔隙的5%。Mishrif组储集空间以粒间(溶)孔、粒内(溶)孔和铸模孔为主(图4h、i)，局部见溶洞(以半充填或全充填为主)(图4j)，发育少量微孔及微裂缝(图4k、l)。溶孔、溶洞多为非选择性溶蚀形成的孔隙，垂向上主要发育在滩体的上部颗粒灰岩中，使储层表现为中孔高渗的特征;而微孔主要发育在滩体下部泥晶生屑灰岩段，微裂缝和压溶缝仅在个别井局部层段发育。2.3 成岩作用

飞仙关组和Mishrif组储层均经历了多种类型的成岩作用[10,17],但对优质储层形成起关键性作用的成岩作用主要有溶蚀作用和白云石化作用，其中溶蚀作用在2个油气田均有反映，而白云石化作用对普光气田飞仙关组储层作用明显。

飞仙关组经历了准同生期和埋藏期岩溶作用[18]，而Mishrif组主要发育准同生期岩溶作用，少见埋藏期溶蚀作用[13]。岩心及镜下观察表明准同生期岩溶对优质储层的发育具有双重性：一方面，受岩溶作用影响，发生选择性和非选择性溶蚀，形成大小不一、形态各异的各种孔洞(图4f、g、j)，成为优质储层形成的最直接原因；另一方面，在形成大量溶蚀孔洞的同时又被方解石及渗流物质充填(图5)。渗流粉砂作为早期大陆成岩暴露环境中渗流带的产物，充填在孔隙中改变了储层的孔隙网络，在一定程度上将粒间(内)溶孔进一步分割成许多细小孔隙，从而影响了储层的渗透率。

勘探开发结果显示，飞仙关组储层中鲕粒白云岩物性条件明显好于鲕粒灰岩，反映了白云岩化作用与孔隙发育的密切关系。然而镜下观察统计表明，飞仙关组储层仅局部溶蚀作用欠发育的层段发育针孔状晶间孔，且晶间孔发育段面孔率大多小于1%，实测孔隙度最低为0.94%[18]，据此可以大致认为目的层经白云岩化后的岩石新增孔隙度约在1%左右。尽管普光气田飞仙关组白云岩化作用未能明显改善储层物性，但对储集层进一步成岩作用和孔隙的演化具有重要影响，这或许是为什么目前的含气层段岩性基本是白云岩的原因。对于Mishrif组储层而言，仅在局部层段发现有白云石晶体的发育，在整个岩石类型成分中所占的比例小于2%，对储层的贡献很小。

(a)普光气田PG102-1井，5 678.11 m，发育粒间溶孔，次见粒内溶孔；(b)普光气田PG102-1井，5 628.28 m，发育粒内溶孔，次见鲕模孔；(c)普光气田PG104-1井，5 715.15 m，粒内溶孔及微裂缝发育；(d)普光气田PG104-1井，5 679.04 m，晶间孔发育；(e)普光气田PG104-1井，图4d红框对应的扫描电镜照片；(f)普光气田PG102-1井，5 589.00 m，溶洞发育，未充填—半充填，见方解石充填物，左为顶；(g)普光气田PG104-1井，5 649.66 m，鲕粒云岩，溶孔发育，方解石充填，左为顶；(h)米桑油田B -22井，3 915.40 m，粒间(溶)孔；(i)米桑油田B -22井，3 943.11 m，铸模孔；(j)米桑油田B -22井，3 918.17 m，颗粒灰岩，溶蚀孔洞发育，孔洞中充填方解石，左为顶；(k)米桑油田B-22井，3 940.10 m，微孔；(l)米桑油田B -22井，3 965.10 m，微裂缝。

图4 飞仙关组及Mishrif组储集空间特征

Fig .4 Characteristics of reservoir space of Feixianguan and Mishrif formations

图5 飞仙关组及Mishrif组溶蚀特征Fig .5 Characteristics of dissolution of Feixianguan and Mishrif formations

3 储层差异性主控因素对比分析

3.1 沉积环境是优质储层形成的基础

通过对飞仙关组和Mishrif组沉积环境研究发现：普光气田长兴组—飞仙关组沉积时期属于碳酸盐岩台地的一部分[19]，其中飞一段—飞二段沉积期发育台地边缘相，水体能量高，有利于鲕粒的形成和堆积，故滩体厚度大，累计钻遇厚度从几十至几百米不等。由于白云岩化的影响，岩石类型以厚层块状浅灰色、灰白色亮晶颗粒云岩为主，颗粒分选、磨圆度均好，早期沉积的鲕粒灰岩受后期成岩作用的影响逐渐演化为优质储集岩。米桑油田群Mishrif组沉积时期属于缓坡碳酸盐岩台地，且MB2油组上部以开阔台地相沉积为主[13]，其沉积演化主要受相对海平面升降和阿拉伯板块隆升控制。由于碳酸盐岩缓坡坡度较缓[12]，受相对海平面的影响，相带易发生侧向迁移，从而造成生屑滩灰岩与滩间海泥晶灰岩相互叠置发育的特征，导致储层层间非均质性严重。

相对台地边缘而言，开阔台地位于其后，对应的水体能量相对较弱，颗粒分选和磨圆度要差于台地边缘沉积物，但Mishrif组储层物性明显要优于飞仙关组储层，这说明沉积环境虽然为储层的发育提供了基础条件，但并非是导致两者储层差异的根本原因。然而，沉积相带不仅控制着沉积物的结构、组分和原生孔隙的发育程度，还影响着沉积后的成岩作用[20]。

3.2 成岩作用是储层差异的主控因素

成岩作用对储层的影响分建设性作用和破坏性作用。前文已述，飞仙关组和Mishrif组储层均经历了准同生期的大气淡水淋滤溶蚀，且该期溶蚀作用是2个油气田优质储层形成的最直接原因。然而，就2个地区的储层而言，在整个成岩过程中经历的破坏性成岩作用差异较大。

首先，普光气田飞仙关组储层中部埋深大于4 980 m，而米桑油田群Mishrif组碳酸盐岩储层中部埋深为3 850 m，深度的差异导致两者所经历的成岩作用不相同。根据埋藏史分析，飞仙关组在白垩纪末期埋深可达8 000 m，直至晚燕山期回返抬升[21]，埋藏深度的逐渐加大导致成岩过程中压实作用对储层的孔隙产生了较大的影响。Mishrif组碳酸盐岩在白垩系沉积后(距今约90 Ma)至中新世之前(距今约23 Ma)相当长的时间内处于浅埋藏阶段，埋深约1 000 m。直到古近纪末期，受扎格罗斯造山运动的影响，美索不达米亚盆地才开始大幅度沉降[12]。长时间的浅埋藏环境导致压实作用对储层孔隙的影响较小，孔隙损失量有限，从而形成了现今镜下观察到的孔隙发育、颗粒堆积疏松的储集岩面貌。

此外，研究发现飞仙关组储层在镜下可见到孔隙中发育3期胶结物(图6a、b)，受胶结作用的影响，经历了整个成岩期后的残留孔隙度总计约为2%，相对于原始粒间孔隙的35%相差甚远。而Mishrif组储层镜下表明，储层以发育1～2期胶结物为主(图6c、d)，胶结物对储层孔隙的破坏程度远远小于飞仙关组储层，孔隙之间大量的残余空间为优质储层的发育提供了基础。

图6 飞仙关组与Mishrif组胶结物镜下特征Fig .6 Photomicrographs showing cement of the Feixianguan and Mishrif formations

3.3 埋藏演化是造成成岩差异的主要原因

川东北宣汉-达县地区NE向构造发育在白垩纪，最终定型在燕山期，但进入喜山期之后，随着来自南东雪峰-武陵和北西米仓山-龙门山的挤压作用的停止，代之而起的是从北东的大巴山向南西盆内的新一轮挤压作用，构造发生了大的转换，构造的强烈叠加改造形成了现今的构造格局[22-23]。研究表明，普光气田二叠系烃源岩在早三叠世进入生烃门限，早侏罗世进入生油高峰，中侏罗世进入高成熟期，晚侏罗世晚期进入过成熟[7]。圈闭形成与烃源岩生气之间配置关系好，有利于天然气聚集成藏。此外，喜山晚期的构造运动使地层发生强烈的褶皱挤压进而产生断裂，为油气的运移和聚集提供了通道和动力，形成了一个相对开放的系统。此外，溶蚀孔隙中胶结物碳、氧同位素与围岩相比明显偏负(图7)，具有明显的淡水作用特点，说明整个成岩过程为一个开放的体系，开放的成岩体系内强烈的水-岩反应能够产生大量的胶结物充填孔隙，进而影响储层的孔渗特征。

直到古近纪末期，受扎格罗斯造山运动的影响，美索不达米亚盆地才开始大幅度沉降[12，14]。快速深埋导致侏罗系Chia Gara组烃源岩进入生烃门限，有机酸和烃类物质开始通过断层、不整合面等逐渐进入储集岩[14]，快速埋藏与烃类充注之间良好的匹配关系对储层孔隙的保存起到了积极的作用。随着烃类的不断充注，储层孔隙中的地层水被烃类取代，从而影响成岩环境的变化，进而使碳酸盐岩矿物溶蚀或沉淀以及胶结作用受到抑制，对储层孔隙起到保护作用。此外，米桑油田群为构造圈闭，形成于晚白垩世，定形于新近纪，圈闭的发育与油气的充注也存在良好的匹配关系。三维构造解释显示Mishrif组油藏未发育断层，良好的圈闭系统导致油气充注之后一直保存在孔隙中，同样有利于对储层的保护。另外，碳、氧、锶同位素分析表明(表1)，Mishrif组碳酸盐岩储层溶蚀孔隙内的充填物具有海水与淡水混合作用的特点，外来流体特征表现不明显，显示成岩系统是封闭的，成岩过程中水-岩作用较弱。镜下观察发现储层孔隙中充填物主要为方解石和白云石，流体为碱性，无其它酸性矿物充填，显示了储层孔隙中流体性质单一。分析认为，弱的水-岩作用与较单一的流体性质能够减少矿物对孔隙的充填破坏，进而有利于储层孔隙的保存。

图7 飞仙关组溶蚀孔隙内胶结物与围岩碳氧同位素特征Fig .7 Carbon and oxygen isotope characteristics of cements and surrounding rocks of Feixianguan Formation

表1 Mishrif组碳酸盐岩碳、氧、锶同位素特征Table 1 Carbon,oxygen and strontium isotope values of Mishrif Formation carbonates

4 结论

1) 普光气田飞仙关组白云岩储层为中孔低—特低渗，米桑油田群B油田Mishrif组灰岩储层为中孔中—低渗，储集空间均以粒间溶孔、粒内溶孔和铸模孔为主，准同生期溶蚀作用是飞仙关组和Mishrif组储层储集空间形成的主要原因。

2) 受控不同相带的影响，沉积环境为普光气田飞仙关组和米桑油田群B油田Mishrif组储层形成提供了基础物质条件，但并非是导致两者储层差异的根本原因；成岩作用中的差异压实和胶结作用的不同才是两者储层差异的主控因素。

3) 相对米桑油田群B油田Mishrif组储层而言，普光地区飞仙关组储层在埋藏演化过程构造运动更加活跃、断裂系统发育,构造运动产生的断裂导致储层成岩过程为一个相对开放的系统，胶结充填物及碳氧同位素显示飞仙关组储层具有明显的淡水作用特点，开放的成岩体系加上强烈的水-岩反应为大量胶结物的充填提供了基础，从而影响了储层的物性。

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