伊拉克哈法亚油田白垩系Mishrif组碳酸盐岩孔隙结构及控制因素

金值民，谭秀成 ，郭睿，赵丽敏，钟原，陈延涛

1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室 西南石油大学，成都 610500 2.中石油碳酸盐岩储层重点实验室西南石油大学沉积研究室，成都 610500 3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083

0 引言

孔隙结构研究作为储层地质学研究的重要组成内容[1-6]，其孔隙结构特征是储层储渗能力的主要控制因素，详细的孔隙结构特征研究有利于高效开展储层保护工作[7]，并且对其精细刻画可以进一步解释储层孔渗相关性和测井响应等关键特征[8-10]。而碳酸盐岩由于其孔隙结构的复杂性和非均质性，长期以来备受学者的关注。

中东地区石油产量约占全球产量的2/3，其中碳酸盐岩约占含油层的80%[11]，而伊拉克白垩系Mishrif组碳酸盐岩储集层则是波斯湾盆地乃至中东地区最重要的储集单元之一[12-14]。前人研究总体认为该套储层孔渗差异明显[15-16]，而孔隙结构主控因素讨论主要集中在沉积作用、差异成岩作用和构造作用三方面[17-26]，对于沉积作用和构造作用方面的认识取得了共识[20-22]。但是在成岩作用方面，溶蚀作用对孔隙结构的控制存在几种不同的观点：1)该套储层孔隙结构、类型的差异主要受控于沉积环境和同生期溶蚀作用[23,26]；2)储层孔喉结构是以沉积形成的原生孔隙受同生期或准同生期溶蚀改造为基础，并在后期表生岩溶作用下改造而成[19-22]；3)哈法亚地区Mishrif组储层受早期强溶蚀弱胶结作用影响[27-28]。

本研究发现，伊拉克哈法亚油田Mishrif组各储集岩类受早成岩期岩溶作用影响的特征比较明显，其储集空间类型主要为充填物间微孔隙，形成了一种特殊的储集岩类—岩溶建造岩。该时期岩溶改造可能是导致储集岩类、储集空间类型及孔喉结构复杂多样的重要原因。本研究旨在从孔隙结构精细刻画的角度深化碳酸盐岩储集层的主控因素，以期对早成岩期岩溶影响下的碳酸盐岩储层有更深入的认识，为各地区同类储层的研究提供一定的参考。

1 地质概况

哈法亚油田位于伊拉克首都巴格达东南面约400 km，米桑省南部，阿玛拉市东南35 km处，发育一个北西—南东走向的背斜构造[29]。该区块处于美索不达米亚前渊次盆[14](图1)。在构造区划上，哈法亚油田处于东部不稳定陆架区、美索不达米亚主带、幼发拉底次带的南部，该带是美索不达米亚盆地埋藏最深、沉积最厚、构造相对稳定的三级构造单元[30-32]。在美索不达米亚地区，晚白垩纪还是保持浅海碳酸盐岩台地相环境[22]。正是由于美索不达米亚盆地在整个白垩纪时期的构造活动较弱，处于构造平缓期，为大规模生物碎屑灰岩的沉积奠定了基础[8,33-34]。

2 材料与方法

对伊拉克哈法亚油田Mishrif组储层研究取得的认识及成果主要基于N137井，N195井，Y115井和Y161井四口井的分析数据，取芯层段涵盖了MC1-1至MA2小层，应用了岩芯观察和薄片分析、扫描电镜、物性分析和压汞分析的方法。对储层储集空间类型、形貌的研究主要基于铸体薄片和扫描电镜进行微观结构分析研究，其中岩石的命名划分采用Dunham[35]和Embryetal.[36]的分类方案，而沉积相和沉积相组合的划分主要参考Wilson[37]和Flügel[34]的沉积相解释及沉积相组合[34，37]；重点对孔隙、喉道分类及特征，孔隙结构特征及组合分类，孔隙结构差异的主控因素及成因这三部分内容进行了系统分析。铸体薄片分析317张，其中，N137井105张，N195井87张，Y115井80张，Y161井45张；扫描电镜分析157张。对储层孔隙结构分析针对不同储层类型选取了918个样品进行了压汞分析和处理；物性分析采用了1 487件样品的孔隙度、渗透率分析数据作为基础进行该研究。本研究所用薄片均由中国石油勘探开发研究院提供，薄片观察分析在中石油碳酸盐岩储层重点实验室—沉积成藏分室完成。

3 结果

3.1 沉积环境与储集岩类划分

本文利用岩性和古生物特征对Mishrif组取芯段的沉积微相进行了系统研究，共识别出了11种沉积微相类型(MF)(表1)。根据微相组合划分出局限台地、开阔台地及台地边缘沉积。但因反映局限台地的样品点仅有一个，并且其沉积特征也有可能在开阔台地的潟湖环境中出现，因此将其归为开阔台地环境。而根据标准岩石微相类型所识别出的台地边缘环境，因其在横向连续性、横向展布、发育规模等方面，与普遍认识上的台地边缘存在不相符之处，因而该台地边缘环境实际上可能为发育于台地内部较高地貌的高能环境中，并非台地边缘。因此，以岩石微相划分及组合特征为指导，并结合研究区的实际资料情况，认为哈法亚油田Mishrif组主要发育开阔台地相，包括台内滩、滩间海、开阔海三种亚相。进一步识别出高能生屑滩、高能砂屑生屑滩、低能生屑滩、低能砂屑生屑滩、低能介壳滩等微相。

图1 哈法亚油田所处构造及地理位置图(据AQRAWI et al.，2010，修改)Fig.1 Tectonic and location map of Halfaya oilfield (modified from AQRAWI et al., 2010)

岩石类型微相编号标准微相储集岩类微相亚相沉积相泥晶灰岩MF1泥晶灰岩开阔海开阔台地生物粒泥灰岩MF2SMF8生屑粒泥灰岩滩间海较破碎的生屑粒泥灰岩MF3SMF9具磨蚀的生屑粒泥灰岩MF4SMF10介壳类漂浮岩MF11SMF12介壳类漂浮岩低能介壳滩台内滩鲕粒生屑泥粒灰岩MF5SMF15-M生屑泥粒灰岩低能生屑滩生屑泥粒灰岩MF6SMF10亮晶胶结的生屑泥粒灰岩MF8SMF10砂屑生屑泥粒灰岩MF7SMF10砂屑生屑泥粒灰岩低能砂屑生屑滩亮晶生屑颗粒灰岩MF9SMF11生屑颗粒灰岩高能生屑滩亮晶砂屑生屑颗粒灰岩MF10SMF11砂屑生屑颗粒灰岩高能砂屑生屑滩岩溶建造岩岩溶建造岩

碳酸盐岩储层岩石结构、沉积构造及成岩作用改造异常复杂，因此碳酸盐岩储层往往具有岩性变化大、孔隙类型多、物性参数无规律等特点。哈法亚油田Mishrif组沉积相对较新[12,38]，本次研究共识别出了12种岩石类型和8种储集岩类型(表1)。通过观察发现目的层段受早成岩期岩溶作用影响较为强烈，因此定义了一种新的储集岩类型—岩溶建造岩。与侯方浩等[39]所定义的岩溶建造岩不同，本文基于前人的研究成果[40-44]认为：未成熟、较为疏松的岩石，容易受到早成岩期岩溶作用的影响而形成溶洞、溶沟，但同时原岩也容易在岩溶作用下发生离解，因此松散的原岩组构和碳酸盐砂又快速将溶洞、溶沟充填，从而形成一种特殊的岩性，即为本文所指的岩溶建造岩。上述8种储集岩类的识别特征如下(图2)。

泥晶灰岩：宏观上整体较致密，镜下可见整体为泥级碳酸盐基质所组成，粒级小于0.01 mm；视域内观察到生物或碎屑含量极少。生屑粒泥灰岩：镜下观察可见灰泥基质占绝大多数，颗粒主要为生物碎屑，大多数生物碎屑具磨蚀特征，且可见生物潜穴发育，类型主要为底栖有孔虫、腹足类、腕足、棘皮类等。介壳类漂浮岩：宏观上以大量砾级的介壳类生物碎片富集为特征，碎片之间为细粒碎屑及灰泥填充，大片碎屑在基质间呈漂浮状；介壳主要为双壳类、腕足类等，此外还包括底栖有孔虫、棘皮类，生物总含量50%左右。生屑泥粒灰岩：镜下观察可见以生物碎屑为主，颗粒普遍具有磨蚀特征，粒径0.1～2 mm不等，类型主要为棘皮类、双壳类、底栖有孔虫等。砂屑生屑泥粒灰岩：镜下观察可见颗粒占绝大多数，包括骨骼颗粒及非骨骼颗粒，普遍具有磨蚀及包壳，颗粒粒径0.2 mm至数毫米不等。骨骼颗粒有棘皮类、底栖有孔虫、腕足、双壳类等，含量大于50%；非骨骼颗粒为砂级内碎屑，含量约20%左右。生屑颗粒灰岩：镜下观察可见以颗粒为主，均为骨骼颗粒，含量大于70%，主要类型为棘皮类、底栖有孔虫、双壳类等；颗粒间主要以亮晶胶结物为主，含量20%～30%。砂屑生屑颗粒灰岩：镜下观察可见以骨骼颗粒为主，含量大于50%，主要类型为棘皮类、底栖有孔虫、双壳类等；非骨骼颗粒为砂级内碎屑，含量10%～20%。颗粒间主要以亮晶胶结物为主，含量20%～30%，灰泥10%左右。岩溶建造岩：溶洞(沟)中充填松散的碎屑及碳酸盐泥沙，发育大量充填物间(微)孔隙。

3.2 孔隙、喉道类型及特征

3.2.1 孔隙空间类型及特征

根据研究层储层段317件铸体薄片和157件扫描电镜分析，储层孔隙类型多样，组合形式复杂；其中原生孔隙主要包括格架孔和生物体腔孔，次生孔隙主要包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔及充填物间微孔隙。裂缝主要为溶蚀缝和构造缝，并可见少量残余溶洞(表2)。

体腔孔、格架孔(图3A，B) 为生物内部原生孔隙，未被后期方解石或灰泥充填，主要发育于有孔虫、厚壳蛤等生物类型中，是较为有利的储集空间。该类孔隙空间的孔径大小不一，一般小于0.1 mm。

图2 哈法亚油田Mishrif组储集岩类微观特征A. N137井，3 062.02 m，泥晶灰岩；B. N195井，3 052.51 m，生屑粒泥灰岩；C. Y115井，3 062.7 m，介壳类漂浮岩；D. Y161井，3 011.34 m，生屑泥粒灰岩；E. N137井，3 107.01 m，砂屑生屑泥粒灰岩；F. Y161井，3 006.3 m，生屑颗粒灰岩；G. N137井，3 071.01 m，砂屑生屑颗粒灰岩；H. N137井，3 043.13 m，岩溶建造岩；I. Y115井，3 059.71 m，岩溶建造岩Fig.2 Microscope microcharacteristics of reservoirs of Mishrif Formation in HF oilfield

储集空间类型主要储集岩石类型发育频率孔隙原生孔隙体腔孔、格架孔生屑颗粒灰岩、生屑粒泥灰岩、生屑泥粒灰岩高次生孔隙粒内溶孔生屑粒泥灰岩、生屑泥粒灰岩,生屑颗粒灰岩高粒间溶孔砂屑生屑颗粒灰岩、生屑颗粒灰岩中充填物间微孔岩溶建造岩高溶洞残余溶洞生屑颗粒灰岩、生屑泥粒灰岩、生屑粒泥灰岩低裂缝溶蚀缝生屑泥粒灰岩、生屑粒泥灰岩、泥晶灰岩中构造缝生屑泥粒灰岩、生屑粒泥灰岩、泥晶灰岩低

粒内溶孔 为生物颗粒在同沉积期大气淡水选择性溶蚀所留下的孔隙(图3C)，主要发育在生屑粒泥灰岩、生屑泥粒灰岩等内部，后期可能被充填或叠加改造，其形态不规则、大小不一，孔径一般为0.1～0.2 mm，该类型的孔隙一般连通性较差。

粒间孔 由于酸性流体或大气淡水淋滤的影响，成岩流体沿先期的残余粒间孔扩溶，可部分溶蚀颗粒间胶结物或基质形成溶扩粒间孔(图3D)，其形态不规则，分布不均，且往往能与其他类型孔隙溶通从而形成连通性极好的网络状孔隙空间，孔径大小一般为0.1～0.2 mm。

铸模孔 为棘皮、双壳、苔藓虫等生物碎屑或砂屑颗粒被全部溶蚀后所形成的孔隙，保留原始颗粒的外部形态，内部偶见方解石充填，为相对孤立的孔隙类型(图3E)。

充填物间微孔隙 为岩溶改造后充填的碳酸盐泥砂之间的微孔隙，主要发育网络状喉道类型，是岩溶建造岩类中主要的孔隙类型(图3F)。

本区Mishrif组洞穴类型主要为残余溶洞(图3G)，为岩溶改造后形成的溶洞被充填物充填之后残余的空间，一般直径大于2 mm。

图3 哈法亚油田Mishrif组碳酸盐岩储层孔隙及喉道镜下微观特征A. Y115井，3 114.4 m，Mishrif组，蓝色铸体薄片，介壳类漂浮岩，镜下可见较大规模的生物格架孔发育，为介壳类漂浮岩的典型特征，孔隙间连通性较差，大部分孔隙为孤立孔隙；B. N137井，3 093.01 m，Mishrif组，蓝色铸体薄片，岩溶建造岩，镜下可见有孔虫体腔孔发育；C. Y161井，3 001.3 m，Mishrif组，蓝色铸体薄片，生屑粒泥灰岩，可见粒内溶孔发育；D. N137井，3 107.01 m，Mishrif组，蓝色铸体薄片，砂屑生屑泥粒灰岩，粒间溶孔呈不规则的三角形；E. N137井，3 099.01 m，Mishrif组,蓝色铸体薄片，生屑粒泥灰岩，大量铸模孔发育；F. Y115井，3 058.72 m，Mishrif组，蓝色铸体薄片，生屑泥粒灰岩，充填物间微孔发育；G. Y161井，2 948.03 m，Mishrif组，蓝色铸体薄片，生屑泥粒灰岩，镜下可见发育残余空洞；H. N137井，3 055.11 m，Mishrif组，蓝色铸体薄片，岩溶建造岩，镜下可见两条微裂缝发育；I. Y115井，3 061.7 m，Mishrif组，蓝色铸体薄片，生屑泥粒灰岩，孔隙间喉道为孔隙缩小型喉道(T1)，孔隙连通性较好；J. N137井，3 028.78 m，Mishrif组,蓝色铸体薄片，生物粒泥灰岩，镜下可见生物壳体被亮晶方解石充填，喉道为片状喉道(T2)，颗粒主要为有孔虫和棘屑，孔隙类型较单一；K. N137井，3 030.72 m Mishrif组,蓝色铸体薄片，生屑粒泥灰岩，孔隙间主要通过管束状喉道(T3)连通，孔隙类型较单一；L. N137井，3 043.13 m，Mishrif组,蓝色铸体薄片，岩溶建造岩，孔隙以粒间孔和充填物间微孔隙为主，孔隙间喉道为网络状喉道，孔隙连通性较好；M. N137井，3 094.01 m，Mishrif组,扫描电镜照片，亮晶生屑颗粒灰岩，可见体腔孔和铸模孔发育；N. N137井，3 093.01 m，Mishrif组,扫描电镜照片，亮晶生屑颗粒灰岩，镜下见生物体腔孔及晶内微孔形貌，体腔孔之间由孔隙缩小型喉道(T1)连通；O. N137井，3 083.01 m，Mishrif组，扫描电镜照片，亮晶生屑颗粒灰岩，可见粒内溶孔Fig.3 Microscopic characteristics of reservoir pores and throats in Mishrif Formation in HF oilfield

本区裂缝类型主要包括构造缝、溶蚀缝，构造缝发育受构造部位和断层控制。真正对储层贡献较大的是溶蚀缝。但本区内裂缝对整体储集空间的贡献不大，仅提高局部渗透率，故本文仅针对孔隙做系统研究(图3H)。

3.2.2 喉道类型及特征

根据317件铸体薄片的特征进行鉴定和统计，伊拉克哈法亚油田白垩系Mishrif组碳酸盐岩储层中主要存在四类喉道类型，分别是孔隙缩小型喉道、片状喉道、管束状喉道、网络状喉道(图3I，L，N)。孔隙缩小型喉道主要出现在铸模孔、粒间孔中(图3I，N)，由于孔隙内晶体的生长及其他充填物充填作用，使得原有孔隙空间缩小而形成。片状喉道主要指的是矿物晶体间狭窄的缝隙空间，喉道半径通常较小，主要出现在云质灰岩的晶间孔和裂缝的晶体充填物当中(图3J)。管束状喉道一般为颗粒之间未完全接触而形成，多见于原生剩余粒间孔和粒间溶孔中(图3K)。网络状喉道是该地区较为常见且特殊的一种喉道类型，其主要受溶蚀作用影响，形成于充填物间微孔隙中，其连通性较好，不同于管束状喉道，网络状喉道短而粗，喉道配位数高，对该地区岩石渗透率的提高起着非常积极的作用(图3L)。

3.3 孔隙结构特征及分类

3.3.1 喉道分布特征

依据储层段的压汞资料的分析，储层的喉道分布曲线可以分为五种类型，即偏细单峰型、偏粗单峰型、偏细双峰型、偏粗双峰型和多峰型(图4)。其中：1)偏细单峰型的喉道峰值分布于0.026 4～0.698 μm，平均为0.297 μm，样品所对应分析的孔隙度平均值为14.04%，渗透率平均值为1.91×10-3μm2；结合薄片、扫描电镜资料，该类线型主要出现在泥含量较高的岩类样品中，如生屑粒泥及生屑泥粒灰岩，喉道类型以孔隙缩小型喉道、管束状喉道为主，喉道类型单一(图4A)。2)偏粗单峰型喉道峰值分布于0.82～4.71 μm，平均为2.35 μm，样品所对应的孔隙度平均为25.24%，渗透率平均为69.632×10-3μm2；结合薄片、扫描电镜资料，该类线型主要出现在岩溶建造岩中，喉道为孔隙缩小型喉道、管束状喉道及网络状喉道构成，由于岩溶作用的改造，该类样品中网络状喉道最为发育，因而该类型喉道所对应的物性也相对较好(图4B)。3)偏细双峰型的喉道峰值主要分布于0.08～0.53 μm，平均为0.32 μm，样品所对应的孔隙度平均为15.26%，渗透率平均为2.14×10-3μm2；结合薄片、扫描电镜资料，该类线型所对应的岩性样品主要以孔隙缩小型喉道、管束状喉道构成，且喉道类型单一(图4C)。4)偏粗双峰型喉道峰值分布于0.425～3.42 μm，平均为1.062 μm，样品所对应的孔隙度平均为21.72%，渗透率平均为15.46×10-3μm2；结合薄片、扫描电镜资料，该类线型所对应的样品主要出现在岩溶建造岩和生屑泥粒灰岩中，喉道主要为孔隙缩小型喉道、管束状喉道及网络状喉道构成；其中岩溶建造岩中的喉道类型较为多样，三种主要的喉道类型都普遍存在(图4D)。5)多峰型喉道的峰值一般为3到4个，峰值分布于0.18～3.74 μm，平均为1.33 μm，样品所对应的孔隙度平均为19.09%，渗透率平均为49.28×10-3μm2；结合薄片、扫描电镜资料，该类样品主要以孔隙缩小型喉道、片状喉道构成，喉道类型多样，偏细喉道所占比例居多(图4E)。

从上述对研究区白垩系Mishrif组碳酸盐岩储层喉道分布的特征总结来看，储层孔隙结构类型多样，且对储层储渗影响明显，就喉道分布曲线的特征而言，具备偏粗单峰型、偏粗双峰型和多峰型喉道分布曲线的岩类具有相对较好的物性特征；而因含泥量较多，喉道分布曲线呈偏细单峰型、偏细双峰型的储层段物性相对较差。

3.3.2 孔隙结构类型

哈法亚油田白垩系Mishrif组碳酸盐岩储层时代较新，储层孔隙结构主要受沉积环境、岩石组构以及在准同生、表生、埋藏成岩期的改造作用共同控制[12,40]，造成储层孔隙类型多样，组合方式复杂、孔渗关系较差、压汞曲线类型混杂等特点；因而很难将储层孔隙结构的差异性通过物性参数或者孔隙结构参数中的单一参数进行划分。

通过对储层孔隙空间1 487件物性数据和918件压汞资料的分析，将储层的孔隙结构类型划分为六类，即中低孔超低渗细喉型、中低孔低渗细喉型、中高孔中低渗中细喉型、高孔中低渗细喉型、中高孔中低渗细喉型、中高孔中低渗中喉型(表3)。毛管压力曲线的形态可以反映储集层的孔喉结构特征，因此将Mishrif组的毛管压力曲线形态划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ五类(图5)(曲线形态反映孔隙结构，由Ⅰ类到Ⅴ类逐渐变差)以便精细化定量的表达各储层孔隙结构的差异性。

泥晶灰岩，为中低孔超低渗细喉型储层，样品数32个，孔隙度主要集中在5%～15%区间内，占样品数的93.55%，孔隙度均值为10.7%；渗透率主要集中在(0.01～1)×10-3μm2区间内，占样品数的93.33%，渗透率均值为0.27×10-3μm2；孔隙结构参数中的中值喉道半径均值为0.144 μm，排驱压力均值2.22 MPa；毛管压力曲线以Ⅳ类曲线为主(图6)，Ⅱ类曲线和Ⅴ类曲线也有发育，占总数据的13.79%；压汞曲线上表现为曲线中间的过渡段较平缓，孔喉分选性较好，喉道微细，基本为无效喉道，渗流能力低下；薄片照片也显示泥晶灰岩孔隙结构较差。

图4 哈法亚油田Mishrif组碳酸盐岩储层喉道半径分布图(据918个压汞数据)Fig.4 The profile of reservoir throat radius of Mishrif Formation in HF oilfield (according to 918 pressure mercury data)

储层岩类孔隙度/%渗透率/10-3 μm2样本数量/个孔隙结构类型储集性频率泥晶灰岩10.70.2732中低孔超低渗细喉型差低生屑粒泥灰岩12.83.9414中低孔低渗细喉型差高生屑泥粒灰岩19.418277中高孔中低渗中细喉型好高砂屑生屑泥粒灰岩23.7739高孔低渗细喉型好低生屑颗粒灰岩18.933.893中高孔中低渗中细喉型好低砂屑生屑颗粒灰岩18.317.110中高孔中低渗细喉型好低介壳类漂浮岩13.8575.331中高孔中低渗细喉型中等低岩溶建造岩22.328.3591中高孔中低渗中喉型好高

生屑粒泥灰岩，为中低孔低渗细喉型储层，样品数414 个，孔隙度分布范围较广，最大可达30%以上；渗透率主要集中在(1～10)×10-3μm2区间内，占样品数的76.33%；孔隙度均值为12.8%，渗透率均值为3.9×10-3μm2；孔隙结构参数中的中值喉道半径均值为0.32 μm，排驱压力均值1.83 MPa。毛管压力曲线以Ⅱ、Ⅳ、Ⅴ类曲线为主(图6)，其中Ⅱ类曲线占25.99%，Ⅳ类曲线、Ⅴ类曲线共占60.2%；可见生屑粒泥灰岩发育大量铸模孔时，呈现优势的Ⅱ类曲线；当孔隙分选性较好，孔喉结构变差，渗流能力低下时，呈现较差的Ⅳ类曲线。

生屑泥粒灰岩和生屑颗粒灰岩都属于中高孔中低渗中细喉型储层，样品数370 个，孔隙度分布主要集中在10%～30%区间，占样品总数的85.8%，孔隙度均值为19.27%；渗透率主要集中在(1～100)×10-3μm2区间内，占样品数的71.64%，渗透率均值为21.97×10-3μm2；孔隙结构参数中的中值喉道半径均值分别为0.7 μm和1.4 μm，排驱压力均值0.26 MPa；多种类型的孔隙和喉道组合常见，充填物间微孔隙为该储层的优势孔隙类型；生屑泥粒灰岩以Ⅱ类曲线、Ⅲ类曲线为主(图6)，镜下可见其孔隙以充填物间微孔隙为主；薄片孔隙分选较好时呈现Ⅱ类曲线。生屑颗粒灰岩以Ⅰ类曲线为主(图6)；对比曲线特征和物性参数可知生屑颗粒灰岩的物性相对较好，渗透率明显较高。

图5 Mishrif组典型毛管压力曲线类型Fig.5 The typical capillary pressure curve types of Mishrif Formation

图6 各岩类对应毛管压力曲线类型分布饼状图Fig.6 The pie chart of different pressure curves for rocks

砂屑生屑泥粒灰岩，为高孔中低渗细喉型储层，样品数39 个，孔隙度分布主要集中在20%～30%区间，占样品总数的89.29%，孔隙度均值为23.7%；渗透率主要集中在(1～100)×10-3μm2区间内，占样品数的96.43%，渗透率均值为7×10-3μm2；孔隙结构参数中孔喉半径均值为0.36 μm，排驱压力均值0.31 MPa；毛管压力曲线以Ⅱ、Ⅲ类曲线为主(图6)，孔隙主要发育充填物间微孔隙和少量铸模孔；孔喉分选的变好，表现为由Ⅲ型向Ⅱ型转变；随着分选的变好，孔喉半径分布范围变宽，孔喉结构越不均一，大喉道占据的比例就越大，渗透率也相应增大。

砂屑生屑颗粒灰岩和介壳类漂浮岩同属于中高孔中低渗细喉型储层，样品数41个，孔隙度分布集中在15%～25%区间，占总数的88.89%，孔隙度均值为15.9%；渗透率主要集中在(1～100)×10-3μm2区间内，占样品数的77.78%，渗透率均值为46.2×10-3μm2；孔隙结构参数中的中值喉道半径均值分别为0.8 μm和0.64 μm，排驱压力均值0.37 MPa；砂屑生屑颗粒灰岩以Ⅲ类曲线为主(图5)，介壳类漂浮岩以Ⅱ类曲线为主(图6)，由镜下薄片可知，由于介壳类漂浮岩发育裂缝，曲线呈现Ⅱ类曲线；孔隙结构较Ⅲ类曲线的砂屑生屑颗粒灰岩好，因而物性也相对较好。

岩溶建造岩，为中高孔中低渗中喉型储层，样品数591 个，孔隙度主要集中在15%～30%，占总数的92.49%，孔隙度均值为22.3%；渗透率主要集中在(1～100)×10-3μm2区间内，占样品数的88.6%，渗透率均值为28.3×10-3μm2；孔隙结构参数中的中值喉道半径均值为1.06 μm，排驱压力均值0.27 MPa；毛细管压力的五类线型都存在，但以Ⅱ类曲线、Ⅲ类曲线为主(图6)，占样品总数的67.47%；常见多种类型的孔隙和喉道组合，孔喉类型多样且以网状型孔喉为主，充填物间微孔隙是这类储层特有且为优势的孔隙类型，是决定该储层物性的主要因素。

4 讨论

4.1 早成岩期岩溶是孔隙结构差异的主控因素

4.1.1 早成岩期岩溶具有相控特征

哈法亚油田Mishrif组碳酸盐岩储集层在沉积之后至埋藏期经历了多种成岩作用，包括胶结作用、溶蚀作用、新生变形作用、白云石化作用、压溶作用等[13,32,45]，其以溶蚀作用最为发育，是哈法亚油田储集层最为关键的建设性成岩作用。之前学者对于该区溶蚀作用的讨论主要包括同生期溶蚀、准同生期溶蚀和表生期溶蚀作用。通过岩芯和薄片观察，本次研究发现岩溶作用在具较高孔渗性的岩类中十分发育，而在致密的泥晶灰岩、粒泥灰岩中则欠发育，与此同时，宏观上溶蚀管道周缘均发育极具特征的“易碎晕”结构[46]，以及类似海绵状溶蚀体，溶洞(沟)内可见塑性角砾；微观上岩石受压实作用强度较弱，组构松散，大量原生孔隙及粒内(间)溶孔发育，溶洞(沟)内可见充填疏松的碳酸盐泥沙、碎屑等。这些宏微观特征极好的满足了早成岩期岩溶的定义[44,47]，因而本文认为该区主要受早成岩期岩溶作用影响。

本次研究还发现研究区早成岩期岩溶具有明显的相控特征(图7)。滩相沉积原岩组构较为疏松，溶蚀改造强，其中，高能生屑滩中发育大量溶洞(沟)，内部充填碳酸盐岩泥、沙(图7A)，基岩部分可见大量海绵状溶蚀(图7B)；低能生屑滩中同样可见大量溶洞(沟)发育，内部充填碳酸盐岩泥砂及塑性角砾，且部分角砾长轴方向与溶沟方向平行(图7C)，基岩部分同样发育大量海绵状溶蚀(图7D)；滩间海与开阔海中岩石整体较致密，其中滩间海发育大量生物潜穴(图7E)，开阔海中亦可见低角度溶沟发育(图7F)。

上述现象是因为该区沉积微相控制了岩相的分布，位于台内滩的沉积，由于其所处地貌风浪作用及海水淘洗作用较强，具备形成粗结构、多孔碳酸盐岩的成岩环境，易于形成大量的粒间孔隙；又因其所处地貌相对较高，随着海平面下降容易遭受暴露，从而受到溶蚀形成铸模孔、粒内溶孔等，发育了较多的孔隙类型；宏观上呈现出海绵状溶蚀形态特征，同时溶沟(洞)大量发育，并充填碳酸盐岩泥砂、碎屑等；而在滩间海、开阔海这类相对静水的沉积环境，生物体腔孔发育，孔隙连通性极低；基岩相比滩相沉积较致密，易伴生裂缝及由沉积期活跃的生物扰动所形成的生物潜穴，这些渗流通道叠加浅埋藏期的早成岩期岩溶作用，从而也能形成少量的溶沟(洞)等。通过统计不同沉积微相中溶洞(沟)的发育频率(图8)，也可以清楚的看出早成岩期岩溶作用具有明显的相控型特征，在滩相沉积中岩溶发育频率较高，而在滩间海、开阔海等低能沉积相带中，岩溶发育频率显著降低。

4.1.2 早成岩期岩溶作用对孔隙改造的影响

结合前面的认识，有目的地对受岩溶作用改造的岩石的孔渗、排驱压力和中值喉道半径进行对比，以此来分析早成岩期岩溶作用对哈法亚白垩系Mishrif组储层孔隙改造的影响。随着岩溶作用强度的增加，原岩被逐渐改造，岩石的孔隙度、渗透率呈现逐渐变优的趋势(图9A，B)。通过对排驱压力和中值喉道半径的参数进行统计，其中，中值喉道半径与岩溶作用程度具有一定的正相关关系(图9C)，而排驱压力与岩溶作用程度具有一定的负相关关系(图9D)，表明了岩溶作用越强，排驱压力越小，中值喉道半径越大，孔隙结构越好的关系。

图7 不同微相中早成岩期岩溶发育宏观特征A. N137井，3 066～3 066.4 m，Mishrif组，高能生屑滩，生屑颗粒灰岩，发育大量的溶孔及溶洞，油浸现象明显；B. N137井，3 071.75～3 072.12 m，Mishrif组，高能生屑滩，生屑颗粒灰岩，典型的早期海绵状溶蚀现象，发育大量的溶孔及溶洞，油浸现象明显，与基岩致密区形成明显对比；C. N137井，3 032.1～3 032.4 m，Mishrif组，低能生屑滩，生屑泥粒灰岩，见到大量溶洞(沟)充填塑性角砾的现象，且部分角砾与溶沟方向平行D. N137井，3 116.85～3 117.28 m，Mishrif组，低能生屑滩，生屑泥粒灰岩，典型的早期海绵状溶蚀现象，与基岩致密区形成明显对比；E. N195井，3 049.9～3 050.27 m，Mishrif组，滩间海，生屑粒泥灰岩，整体较为致密，发育众多高角度生物潜穴构造，潜穴内为碳酸盐泥沙充填；F. N137井，3 062.3～3 062.4 m，Mishrif组，开阔海，泥晶灰岩，发育高角度溶沟，整体非常致密Fig.7 The macroscopic features of eogenetic karstification in different microfacies

图8 不同微相中岩溶建造岩的发育频率Fig.8 The development frequency of karstic rocks in different microfacies

通过四项参数所表现出的不同岩性孔隙结构变化，从而揭示了在沉积基础上，早成岩期岩溶作用对孔隙结构改造的影响。泥晶灰岩因其属于较深水环境(图10A，B)，本身较为致密，原生孔隙极不发育，因而早成岩期岩溶对其孔隙的改造程度相对有限；生屑粒泥灰岩属于滩间海环境，主要发育一些生物体腔孔，因遭受淡水淋滤，不稳定的矿物组分文石、高镁方解石易被溶解，呈现出孔隙结构逐渐变好的特点(图10C)；生屑泥粒灰岩、砂屑生屑泥粒灰岩属地势相对较高的低能生屑滩环境(图10A，B)，原生孔隙发育，包括体腔孔、粒间孔和格架孔等，由于受早成岩期期岩溶作用的改造，原始孔隙遭受溶蚀并形成大量次生溶孔，整体呈现出孔隙结构变好的趋势(图10C)；生屑颗粒灰岩、砂屑生屑颗粒灰岩、介壳类漂浮岩属于地势最高的滩相沉积(图10A，B)，原生孔隙大量发育，且这类沉积在研究区内均受到了早成岩期岩溶作用的影响，其在原生孔隙发育的基础上，进一步溶蚀扩大，形成大量铸模孔、粒内(间)溶孔和充填物间微孔隙等(图10C)，在图表中反映出孔隙度增大，渗透率增高，排驱压力变小，中值喉道半径变大的特点(图9)。综合上述分析认为溶蚀作用对储集层物性具有极大的改善作用，可明显提高储集层渗透率。

图9 不同岩类受岩溶作用改造前后物性及孔喉参数特征Fig.9 Petrophysical and pore-throat parameters before and after karstification

图10 沉积微相、早成岩期岩溶作用及其孔隙演化模式图Fig.10 Microfacies, eogenetic karstification and model of pore evolution

5 结论

(1) 哈法亚地区整体处于近地表的成岩环境，早成岩期溶蚀作用对储集层改善作用最大，形成了绝大多数的有效孔隙，其孔隙类型主要由生物体腔孔、格架孔、粒内溶孔、粒间溶孔、充填物间微孔隙组成，其中充填物间微孔隙是该储层中较特殊的一类孔隙类型；喉道主要包括孔隙缩小型喉道、片状喉道、管束状喉道、网络状喉道四类，其中网络状喉道是该地区Mishrif组较为常见且特殊的一种喉道类型，其主要受溶蚀作用影响，形成于充填物间微孔隙中，对该地区岩石渗透率的提高起着非常积极的作用。

(2) 孔隙结构差异主要由喉道类型分布特征的多样化造成，根据薄片及压汞分析资料，将喉道的分布分为偏细单峰型、偏粗单峰型、偏细双峰型、偏粗双峰型和多峰型五类。具备偏粗单峰型喉道分布曲线的岩溶建造岩具有相对较好的物性特征；喉道分布曲线呈偏细单峰型、偏细双峰型的储层段物性相对较差；偏粗双峰型喉道和多峰型喉道物性也较好，其中多峰型喉道分选较差，喉道粗细不一，分布呈多峰状特征，偏细喉道占主导。

(3) 储层的孔隙结构类型可以通过组合孔隙的物性参数及孔隙结构参数中的孔喉半径均值、压汞数据将其划分为中低孔超低渗细喉型、中低孔低渗细喉型、中高孔中低渗中细喉型、高孔中低渗细喉型、中高孔中低渗细喉型、中高孔中低渗中喉型六类，其中，中低孔低渗细喉型、中高孔中低渗细喉型和中高孔中低渗中喉型的储层物性相对较好。将Mishrif组的毛管压力曲线形态划分为I、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ五类，根据其优势线型的分布频率判断其孔隙结构好坏，依次为生屑颗粒灰岩、岩溶建造岩、介壳类漂浮岩、砂屑生屑泥粒灰岩、生屑泥粒灰岩、砂屑生屑颗粒灰岩、粒泥灰岩、泥晶灰岩。

(4) 造成储层孔隙结构差异性的主要成岩作用为早成岩期溶蚀作用，其他成岩作用影响相对较弱；该区早成岩期岩溶具明显的相控特征，对孔隙结构的改造起非常积极的作用。