伊拉克M油田Asmari组B段混积岩储层特征及储层非均质性对开发的影响*

何 娟 孙立春 倪军娥 王 龙 孙福亭

（中海油研究总院有限责任公司 北京 100028）

混积岩是指由陆源碎屑与碳酸盐组分经混合沉积作用而形成的岩石［1］，是一种特殊的沉积现象。郭福生等［2］认为，广义上混积岩还包括由陆源碎屑与碳酸盐组分在空间（垂向／平面）上构成交替互层或夹层的混合。国内外混积岩研究始于20世纪中期，在美国Williston盆地Bakken组、Maverick盆地Eagleford组及中国准噶尔、柴达木、四川、渤海湾等盆地均发现有混积岩储层［3-7］，分布广泛。大部分混积岩形成于特殊的过渡环境中［8-10］，混合沉积环境一般具有不同沉积相带在平面上交错、或在垂向依次重叠出现的特点［2］。

伊拉克M油田Asmari组B段发育一套厚度110～140 m混积岩储层，不同岩石组分的混合及纵向和平面的交替、叠置使得储层具有较强的非均质性。笔者通过岩心、薄片、实测孔隙度和渗透率数据、测井曲线以及实际生产数据等资料，分析了研究区Asmari组B段混积岩储层岩石和储集空间，确定了沉积环境和沉积亚相，对比了不同岩性储层物性特征，研究了储层非均质性对油田开发的影响，以期为Asmari组混积岩油藏后续开发提供指导。

1 油田地质概况

M油田位于伊拉克东南部，毗邻伊朗边界，西北距巴格达约350 km，南距巴士拉约175 km，属于中东阿拉伯台地之东的美索不达米亚盆地低角度褶皱区［11］。该油田处在一个NW-SE向的长轴背斜之上，渐新统—中新统Asmari组为重要的含油层系。

Asmari组发育于古近—新近系海陆过渡的沉积环境，其沉积主要受相对海平面升降和阿拉伯板块隆升控制。Asmari组现今埋深为2 800～3 200 m，厚度约380 m，以三角洲前缘河道砂岩、局限台地潮坪和泻湖的灰岩、白云岩及二者高度混合沉积形成的混积岩为主，与下伏Jaddala组呈不整合接触，与上覆Lower Far组呈整合接触关系［11］（图1）。

图1 伊拉克M油田Asmari组含油层段地层柱状图Fig.1 Stratigraphic column of oil interval of Asmari Formation of M oilfield in Iraq

2 储层特征

根据岩性组合特征，可将Asmari组细分为A、B、C、D等4段（图1），其中B段为本次研究的主要目的层，是混积作用的主要发育段，既有广义的陆源碎屑岩（混合度较低的三角洲前缘分流河道的砂岩）与碳酸盐岩（混合度比较低的潮坪及泻湖亚相的灰岩及白云岩）在空间（垂向／平面）上的交替发育，也可看到二者高度混合作用形成的过渡类型岩石。B段自下而上可细分为B4、B3、B2和B1共4个油组（图2），其中B4和B3油组下部储层均以白云岩和灰岩为主，上部以砂岩为主；B2油组储层以混积岩为主。各油组内部不同类型的储层成层性较好，如B1油组储层以砂岩为主，砂岩全区发育展布稳定，横向对比性好。

图2 伊拉克M油田Asmari组B段油组划分对比图Fig.2 Well correlation of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

2.1 岩石和储集空间类型

根据岩心资料，Asmari组B段砂岩可划分为3种岩石类型，即钙质、膏质或云质粗—中粒石英砂岩、长石石英砂岩及长石石英杂砂岩，颗粒以石英为主，长石和钙质岩屑次之，胶结物常见方解石、石膏和有孔虫等；碳酸盐岩可细分为生屑灰岩、泥粒灰岩、白云质灰岩、微晶—亮晶砂屑、生物屑、球粒、鲕粒云岩等（图3）；砂岩主要发育在B1、B4和B3油组上部；灰岩和白云岩主要发育于B2、B4和B3油组下部。

Asmari组B段砂岩储集空间以粒间孔为主，粒内溶孔次之；灰岩及白云岩储集空间主要包括粒间及粒内溶孔、晶间及晶内溶孔、溶蚀缝、微裂缝及杂基中的微孔等（图3）。

2.2 沉积相特征

根据岩心、薄片和地层对比分析，结合前人研究成果［12］，Asmari组B段主要为碎屑岩与碳酸盐岩的混合沉积，发育三角洲、混合台地和局限台地等沉积相和三角洲前缘、向陆、向海、潮坪和泻湖等亚相（图1）。

图3 伊拉克M油田Asmari组B段储层岩石类型及储集空间Fig.3 Rock and pore types of reservoirs of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

三角洲河道沉积是Asmari组B段储层主力沉积体，以粗—中粒石英砂岩和长石石英砂岩为主，发育粒间孔和少量粒内溶孔（图3），河道砂体厚度4～10 m，由多期河道叠置而成，由于B1油组砂岩段岩心呈现为红棕色或浅绿色，反映出该套砂岩为浅水沉积环境。分析认为，Asmari组B段局限台地的潮坪和泻湖亚相以白云岩和灰岩为主，发育次生溶孔和分布于杂基中的微孔，而混积台地的向陆和向海亚相以云质砂岩、砂质云岩等过渡类型岩石为主。

2.3 储层物性

研究区不同类型储层物性差异较大。依据油气储层评价方法中的储层分类标准［13］，对岩心实测的孔、渗数据资料进行了分析，结果表明：研究区砂岩储层物性以中高孔、中高—特高渗为主，孔隙度10.1%～32.1%，大于15%的占93%，渗透率0.39～6 313.0 mD，大于100 mD的占74%；碳酸盐岩储层物性变化比较大，具有中低孔、低—高渗的物性特征，孔隙度8.5%～31.3%，大于15%的占47%，渗透率0.1～1 783.5 mD，大于10 mD的占57%；高度混积岩储层孔隙度8.2%～26.4%，大于15%的占58%以上，渗透率0.2～831.0 mD，大于10 mD的占58%以上，与碳酸盐岩储层物性比较接近（图4）。

Asmari组B段储层岩石类型和物性之间具有很强的相关性。岩心实测的孔、渗数据资料分析表明，砂岩储层物性明显好于碳酸盐岩和混积岩，这与储层受后期成岩作用影响不大、粒间孔发育且连通性好密切相关。

2.4 储层连通性

受物源供给、海平面升降及构造变化等的影响，不同成因的储层纵向上交替发育，相互叠置，横向上河道砂体侧向迁移摆动，与局部发育的灰岩或白云岩储层渐变过渡，相互搭接，相互连通为一体。

研究区Asmari组B段93%的探明地质储量分布于B1—B3油组，其中砂岩储层主要发育于B1和B3油组上部，碳酸盐岩储层主要发育于B2及B3油组下部，三角洲前缘亚相的河道砂岩储层无论是厚度还是平面连续性均优于局限台地相的碳酸盐岩储层（图2、表1）。

图4 伊拉克M油田Asmari组B段储层孔隙度、渗透率关系图Fig.4 Porosity and permeability of different reservoirs of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

表1 伊拉克M油田Asmari组B段主力油层段储层统计Table1 Reservoir statistics of main oil interval of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

研究区新钻井压力及油水分布资料表明，不同成因储层总体相互连通，内部存在差异。平面上，新钻井F27、F28、F33和F41井随钻测压资料表明，与原始地层压力（F6井）相比，两个主要射开的生产层位B1油组上部砂岩储层和B3油组上部砂岩储层在新井位置处均出现了明显的压力衰竭，部分井如F28井B1油组下部砂岩储层也出现了一定的压力衰竭，证明B1和B3油组储层横向连续性及连通性均比较好。

纵向上，B2和B4油组储层均未射开生产，但新钻井F33和F41井随钻测压资料表明，新井位置处两个层的地层压力均较原始地层压力出现了一定的衰竭，综合F6井的压力资料及邻井生产情况，分析认为其与上下生产层位B3和B1在纵向上相互连通，属于同一油水系统（图5）。

图5 伊拉克M油田Asmari组B段各油组地层压力Fig.5 Formation pressure of different zones of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

3 储层非均质性对开发的影响

混积岩储层岩性组成复杂多样，在剖面上常呈现大段厚层式、厚夹薄层式、频繁互层式分布［14］，非均质性非常强，而储层非均质性是影响地下流体运动及采收率的重要因素［15］。研究区Asmari组B段层内及层间非均质性均比较强，主要表现为不同成因的储层平面及纵向交替发育，且相互连通。但由于其形成的沉积环境及后期成岩作用的不同，导致其空间展布及物性又存在差异，进而使得不同储层对应的产能及开发后流体在其中的流动和分布有所不同。

3.1 不同类型储层产能差异大

受矿物组成、孔隙结构及后期成岩等多种因素的影响，不同成因储层物性差别较大。如图4所示，砂岩储层物性明显好于碳酸盐岩（灰岩、白云岩）及二者的过渡类型储层，研究区生产井的实际生产及测试数据也证明了这一现象。从A1井Asmari组B段PLT数据可以看出，在多层合采的情况下，砂岩储层射开厚度占总射开储层厚度的40%，产量贡献达到了88%（表2）；另一口井A12砂岩储层射开厚度仅占总射开储层厚度的10%，而产量贡献达到了97%（表3）。

表2 伊拉克M油田A1井Asmari组B段PLT测试结果Table2 PLT results of B Member of Asmari Formation，Well A1 of M oilfield in Iraq

表3 伊拉克M油田A12井Asmari组B段PLT测试结果Table3 PLT results of B Member of Asmari Formation，Well A12 of M oilfield in Iraq

研究区B1及B3油组上部砂岩储量占比大，同时由于砂岩储层较好的平面连续性及较高的产能，所以上述两个层段为主力生产层段之一。因此，搞清楚砂岩优质储层的展布规律很有必要；同时由于储层成层性好，可尝试部署水平井开发砂岩层。

3.2 不同类型储层水淹规律不同

M油田Asmari组B段为边底水油藏，天然能量充足，水体倍数高达60～75倍，一直利用天然能量开采。随着生产的进行，油田发生水淹，含水率逐渐升高。根据目前新井压力测试与水淹层解释，结合老井早期生产层位及产出量，认为受储层非均质性的影响，边水更易于先沿着横向连续性及物性比较好的砂岩突进，然后再在纵向上向与其相邻的推进。此外，研究区位于扎格罗斯造山带和阿拉伯台地东部边缘的过渡带——扎格罗斯构造低角度褶皱带，因此断层较为发育，存在少量微裂缝，由于微裂缝纵向沟通底水，个别生产井含水上升快。

新井水淹层解释及见水时间先后顺序进一步证明了不同类型储层水淹规律不同。研究区B3油组上部砂岩整体发生不同程度的水淹，在研究区大部分新井（如F47和F30井）解释出水淹层，同时老井F1和F21井生产B3油组含水较高（图6），且位于构造低部位的井见水时间和含水率要早于位于高部位的井。未射开生产的B2油组在构造低部位新井F47、F46、F30井及F34等处也出现了局部的水淹（图6），表明纵向上B2油组与下部相邻射开生产的B3油组是连通的。

此外，在边水推进的过程中，薄夹层对水淹起到隔挡作用［13］。如研究区F47井和F30井B1油组上部油层已水淹，而其下部油层未水淹，说明二者间的夹层起到了一定的隔挡作用。

由此可见，油田的水淹规律研究对油田新井井位部署、射孔方案、措施选取具有一定指导意义。在未下泵生产的情况下，新井井位尽量往构造高部位部署，同时与断层保持一定距离，可延缓自喷井见水时间；在制定射孔方案时，可参考新井水淹层解释和水淹范围制定射孔层位和深度规避出水风险；在生产井措施选取时，对于未水淹或水淹程度低的层，可选择性进行补孔。另外，针对含水异常的井，如高部位出水井，应复查井筒、固井质量、是否有裂缝发育等，寻找原因并采取合适的方法进行卡堵水。

图6 伊拉克M油田Asmari组B段水淹状况Fig.6 Waterflooding status of B Member of Asmari Formation of M oilfield in Iraq

4 结论及建议

1）M油田Asmari组B段储层以混合沉积作用形成的砂岩、灰岩、白云岩及二者的过渡类型岩石为主，砂岩储集空间主要为粒间溶孔，碳酸盐岩及高度混积岩的主要储集空间为粒间和粒内溶孔。混积岩储层整体连通性较好，纵向上砂岩与碳酸盐岩储层交替发育、相互叠置，横向上二者渐变过渡、相互搭接。

2）混积岩储层非均质性强，产能差异悬殊。砂岩储层厚度、物性、连续性、连通性好，对产能贡献大，为M油田Asmari组B段的优质储层，因此搞清楚砂岩储层分布是提高油田单井产能的关键。该储层出水模式主要为边水沿高渗砂岩层突进，再横向和纵向侵入，根据这一水淹规律可指导油田新井井位部署、射孔方案、措施选取等。