伊拉克哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段局限台地碳酸盐岩储层特征及评价

张 萌， 乔占峰， 高计县， 朱光亚， 孙文举

( 1. 中国石油集团东南亚管道有限公司，北京 100029； 2. 中国石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023； 3. 中国石油天然气集团公司碳酸盐岩储集层重点实验室，浙江 杭州 310023； 4. 中联煤层气有限责任公司，北京 100015； 5. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083 )

0 引言

中东地区石油资源丰富，是全球油气格局中重要的组成部分，石油可采储量在全球占比为42.7%，产量占比为34.5%[1-2]。不同于中国的碎屑岩及碳酸盐岩油气藏[3-5]，中东地区油田大部分为大型生物碎屑碳酸盐岩油藏，储层原始沉积组构特征和成岩作用复杂，非均质性强[6-7]，储层受沉积作用控制较强[8-10]。伊拉克哈法亚油田白垩系Mishrif组储量巨大，目前主要产层为MB2段高能生屑颗粒灰岩储层。Mishrif组MB2段发育厚壳蛤滩体，主要受大气淡水溶蚀作用影响，溶蚀最为显著，孔喉最大，是Mishrif组最优质的储集层[11]；根据岩心观察与物性分析资料，赵丽敏等将Mishrif组取心段分为富含—饱含油、油浸、油斑、油迹4种含油级别，不同含油级别具有明显的相控特征[12]；Mishrif组MB1-2亚段在局限台地背景下发育潟湖相、生屑滩相和潮道相3种沉积相类型[13]。

在哈法亚油田局限台地沉积模式[13]的基础上，根据钻井岩心、测井、岩石薄片、储层物性等资料，讨论Mishrif组MB1-2亚段碳酸盐岩储层发育的基本特征，分析储层展布主控因素及储层类型，为油田分类开发提供地质依据。

1 地质概况

哈法亚油田位于伊拉克东南部米桑省[14-15]，构造上位于美索不达米亚盆地前渊带，呈北西—南东向宽缓长轴背斜(见图1(a))，形成于新近纪扎格罗斯造山运动[16-18]，中白垩统Mishrif组为油田主力产层。

中东地区中下白垩统赛诺曼—土伦阶旋回始于海侵期的Ahmadi组泥灰岩，接续为鲁迈拉组陆棚白垩质沉积；为海退期Mishrif组碳酸盐岩沉积，顶面为中白垩统顶的区域性不整合面，上覆上白垩统Khasib组和Tanuma组的开阔台地相碳酸盐岩沉积[19-20]。Mishrif组沉积于中白垩世晚期，哈法亚油田所处台地礁滩相在伊朗和伊拉克边境，在巴士拉地区以东南走向呈条带状分布，向南与阿拉伯地盾相接，沉积厚度为350～400 m，西南方邻近次盆深水相，厚度逐渐减薄至150 m，西北向伊朗境内为特提斯洋[21-22]。

Mishrif组划分为MA、MB1、MB2和MC共4段、15个亚段(见图1(b))，构成5个三级层序，各三级层序顶面由代表海平面显著下降的潮道、下切谷或不整合面等典型相类型限定。主力产层为MB2和MB1段。MB2段以粗粒生屑灰岩为主，厚度约为30 m，物性好，产量高。MB1段厚度为100 m，分为MB1-1和MB1-2亚段，其中MB1-1亚段以致密泥晶灰岩为主，厚度为10～20 m，基本不发育储集层；MB1-2亚段进一步细分为MB1-2A、MB1-2B和MB1-2C共3个小层，由泥粒灰岩和粒泥灰岩为主的细粒碳酸盐岩组成，夹少量粗粒生屑灰岩，储量大且储集层非均质性强。

图1 伊拉克哈法亚油田构造Fig.1 Structural map of Halfaya Oilfield, Iraq

结合区域地质背景，根据260口井的单井沉积相解释结果统计，潟湖相厚度总体上占比为48.55%，为MB1-2亚段的背景沉积相，生屑滩相表现为零星点缀在潟湖相背景中，潮道相主要发育于靠近各四级层序界面处。

岩心样品采自哈法亚油田的5口钻井(见图 1)，深度为 2 870.0～2 990.0 m，层位主要为白垩系Mishrif组中MB1-2亚段。样品岩性为生屑颗粒灰岩、生屑粒泥灰岩、生屑泥粒灰岩及生屑泥质灰岩，含大量生物碎屑及有机质填充物。

2 储层特征

2.1 岩石学

碳酸盐岩岩石类型的划分方法较多。哈法亚油田Mishrif组生物碎屑灰岩具有发育时代较新、成岩改造相对较弱的特征，岩石类型主要受沉积过程控制。将碳酸盐岩划分为颗粒主导的岩石组构和灰泥主导的岩石组构，其中颗粒主导的岩石组构包括颗粒灰岩和泥粒灰岩；灰泥主导的岩石组构包括泥粒灰岩、粒泥灰岩和泥晶灰岩。根据物性统计结果，岩石灰泥含量与岩石物性关系密切，灰泥含量越高，渗透率越低。根据灰泥含量，将泥粒灰岩划分为颗粒主导的泥粒灰岩和灰泥主导的泥粒灰岩(见表1)[22]。

表1 碳酸盐岩分类方案

颗粒灰岩为颗粒体积分数高于75%的灰岩，主要为棘皮动物、厚壳蛤碎屑和砂屑(主要是被波浪强烈改造并具一定磨圆度的生物碎屑，其中含较完整的棘皮类化石)。此外，还存在少量似球粒(大量生物碎片被破碎至难以识别，呈球粒状)和海绵动物碎屑，形成于水动力条件强的沉积环境，主要发育于潮道环境，水体搅动强度大，孔隙主要为残余粒间孔和粒间溶孔，储集性能好(见图2(a))。

图2 哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段岩石类型Fig.2 Rock types of MB1-2 Sub-Member of Mishrif Formation in Halfaya Oilfield

泥粒灰岩为颗粒体积分数为50%～75%的灰岩，可分为灰泥主导的泥粒灰岩与颗粒主导的泥粒灰岩。主要是非固着类双壳和棘皮动物碎屑，含有少量苔藓动物和藻类，形成于水动力条件中等—较强的沉积环境，主要发育于溶蚀潟湖及生屑滩环境，水体有较大程度的搅动，孔隙主要为粒内孔和铸模孔，孔隙度较高，渗透率较低(见图2(b-c))。

粒泥灰岩为泥晶支撑的灰岩，颗粒体积分数为10%～50%，主要是底栖有孔虫和非固着类双壳碎屑，形成于水动力较弱的环境，分布广，在溶蚀潟湖及生屑滩—滩翼等中低能环境发育，水体有一定搅动，孔隙主要为晶间孔和粒内孔，储集性能较差(见图2(d))。

泥晶灰岩颗粒体积分数低于10%，颗粒主要以较完整的底栖有孔虫为主，含有数量较少的小型生物碎片，形成于水动力条件弱的沉积环境，主要发育在潟湖及废弃潮道中，水体搅动较弱，颗粒输入量少，孔隙主要为泥晶微孔和晶间孔，储集性能差(见图2(e))。

Mishrif组是一套以灰岩为主的岩类，白云石化程度不高，未见较纯的白云岩，存在一些过渡岩类，包括云质灰岩和灰质云岩。此外，也存在部分角砾岩，其中既有同生期形成的滑动角砾岩，也包括表生期的风化角砾岩(见图2(f))。

2.2 储集空间

根据铸体薄片分析，研究区储层是典型的孔隙型储层，主要储集空间为各类孔隙，微裂缝占比较小，包括体腔孔、生物格架孔、粒间孔、微孔等原生孔隙，以及粒间溶孔、溶蚀孔洞、粒内溶孔、铸模孔、晶间孔等次生孔隙[23]。

(1)体腔孔和生物格架孔。体腔孔指底栖有孔虫和苔藓动物等生物死亡后，软体组织腐烂分解，同时未被充填或部分充填而留存下来的空间，孔隙连通性差。生物格架孔指厚壳蛤形成的固体格架中间的孔隙，是研究区较为特殊的一类孔隙，呈网格形态，孔隙连通性较好(见图3(a))。

(2)粒间孔。粒间孔指生物碎屑之间未被充填的原始孔隙，当储层中颗粒含量较高形成颗粒支撑时，粒间孔才能作为主要的储集空间。该类孔隙后期常受压实作用和弱胶结作用影响，形成残余粒间孔，连通性较好，是研究区有效孔隙类型之一(见图3(b-c))。

图3 哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段储集空间类型Fig.3 Reservoir types of MB1-2 Sub-Member of Mishrif Formation in Halfaya Oilfield

(3)粒间溶孔和溶蚀孔洞。粒间溶孔指颗粒间的泥晶基质、胶结物和部分颗粒发生溶蚀而形成的孔隙，多为非选择性溶蚀的结果。孔隙边界不规则，多呈港湾状，大小也不均一，与剩余原生粒间孔密切共生。随溶蚀作用的进行，粒间溶孔进一步发育，形成直径大于1 mm的溶蚀孔洞。该类孔隙连通性好，是研究区重要的孔隙类型(见图3(d))。

(4)粒内溶孔和铸模孔。粒内溶孔指非固着类双壳和藻类藻体等文石质颗粒内部发生溶蚀而形成的孔隙，多是选择性溶蚀的结果。孔隙形态不规则，随溶蚀作用的进行，粒内溶孔进一步形成铸模孔。该类孔隙连通性较差，如无粒间溶孔或微裂缝等与之沟通，则多具有高孔中低渗的特征(见图3(e))。

(5)微孔和晶间孔。微孔指泥晶基质中发育的分散状微孔隙，在铸体薄片中难以观察到，需要借助扫描电镜进行分析，孔隙连通性差。晶间孔指组成碳酸盐岩的矿物晶粒之间的孔隙，主要发育于白云石和方解石胶结物的晶粒间，孔隙连通性较好，对输导流体起积极作用。由于研究区白云石化程度相对有限，缺少白云岩储层，晶间孔对于储层孔渗的贡献较小(见图3(f))。

2.3 储集性

岩石的物性是决定储集能力的主要参数，一般孔隙度与渗透率越好，储集性也越好。总结Mishrif组上段MB1-2亚段不同类型的岩石样品物性参数和储集性(见表2)，颗粒灰岩与颗粒主导的泥粒灰岩物性最好，是MB1-2亚段的主要储层，泥晶灰岩的储集性最差。

表2 哈法亚油田MB1-2亚段不同岩性储集性

3 储集性控制因素

3.1 孔隙类型

LUCIA F J[22]认为碳酸盐岩孔隙可划分为粒间孔隙和孔洞孔隙，其中孔洞孔隙包括孤立孔洞和接触孔洞。粒间孔隙发育的岩石具有较高的渗透率，孔隙度和渗透率相关关系较好。孤立孔洞主要对应于Choquette孔隙分类中的铸模孔、粒内溶孔、晶模孔、遮蔽孔和体腔孔等，该类孔隙具有较高的孔隙度，但是渗透率偏低[23]。接触孔洞主要包括裂缝、溶缝等，该类孔隙发育越多，对渗透率的提升效果越明显(见图4)。

图4 哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段主要孔隙类型Fig.4 Main pore type of MB1-2 Sub-Member of Mishrif Formation in Halfaya Oilfield

根据109块薄片统计结果，MB1-2亚段各类孔隙发育，不同类型孔隙发育于特定的岩石类型，与岩石类型一起对渗透率起重要的控制作用。特别是泥粒灰岩，孤立孔洞占比较高，虽然孔隙度较高，但是实际渗透率偏低，是造成厚层储层内部渗流差异的重要原因之一。

此外，孔隙类型差异造成渗透率差异的根本是孔喉大小差异的结果，粒间孔隙由颗粒间喉道连通，孤立孔洞由基质中发育的微孔连通，喉道异常小导致渗透率低。颗粒灰岩粒间孔隙中的喉道大小也在一定程度上影响渗透率。

3.2 成岩作用

除原始沉积组构组成的岩石类型和孔隙类型差异造成渗透率差异外，碳酸盐岩的成岩作用也造成渗透率差异，胶结作用降低渗透率，溶蚀作用改善渗透率。

3.2.1 胶结作用

胶结作用导致岩石中孔隙空间被充填，造成渗透率降低。在绝大多数碳酸盐岩后生成岩改造中较为普遍。哈法亚油田MB1-2亚段灰岩总体上胶结作用不强烈，大量的泥晶灰岩或粒泥灰岩含有大量的微孔，胶结作用导致的渗透率较低主要表现为潟湖背景中大量发育的硬底构造。岩心观察显示，潟湖段中发育大量厚度约为0.5 m的胶结致密的硬底构造，薄片有孔虫体腔孔和生物钻孔中见底构造发育(见图5)。

3.2.2 溶蚀作用

溶蚀作用通过提高孔隙或孔洞连通性而形成溶缝改善基质渗透率。压汞分析结果与薄片联合分析显示，在岩石结构相同的情况下，溶缝和溶蚀扩大孔发育的泥粒灰岩具有明显更低的进汞压力，揭示更高的孔隙连通性和渗透性(见图6)。

图5 MB1-2亚段硬底段岩心及铸体薄片照片Fig.5 Core and section pictures of hardground of MB1-2 Sub-Member

图6 溶蚀改造泥粒灰岩与未经溶蚀改造泥粒灰岩压汞曲线特征Fig.6 Characteristics of mercury injection curves of dissolution and undissolved mudstone

4 储层成因类型

哈法亚油田MB1-2段碳酸盐岩储层可分为局限台地背景下的生屑滩相、潮道相及潟湖相，且储层主要受沉积相控制[13]。

4.1 生屑滩型

生屑滩型储层主要由生屑滩沉积组成，以生屑灰岩和泥粒灰岩为主，少量为粒泥灰岩。孔隙类型以生屑粒内溶孔为主，也发育粒间(溶)孔和体腔孔，受岩石颗粒分选较差影响，孔隙大小分布不均，以多模态为主。孔隙发育具有组构选择性，属于原生孔和准同生期溶蚀基质孔，反映储层的相控性。

4.2 潮道型

潮道型储层主要由潮道沉积组成，以生屑灰岩和泥粒灰岩为主，相比生屑滩储层，颗粒分选更好。孔隙类型以粒间孔为主，生屑铸模孔大量发育，泥粒灰岩中以生屑铸模孔为主，灰泥基质微孔发育。孔隙类型以原生孔和组构选择性溶孔为主，储层以相控为主。

4.3 潟湖型

潟湖型储层的储集岩以粒泥灰岩为主，少量为泥粒灰岩。该类储层孔隙类型复杂，既有组构选择性溶孔，如有孔虫体腔孔、生屑铸模孔和基质微孔，也发育非组构选择性溶孔，如溶蚀孔洞和微裂缝等。在储层形成过程中，溶蚀改造作用发挥重要作用。在层序演化末期潮道发育期，潟湖相带暴露后接受大气水溶蚀改造，局部溶蚀改造较强区域导致溶蚀孔洞形成，部分原本渗透率较低的孔隙被溶蚀改造而提高渗透率，从而形成有效储层。

5 储层评价

5.1 物性分类

据1 222块样品实测数据统计，MB1-2亚段储层物性较好，孔隙度为0.7% ～ 36.7%，主要集中于10%～20%区间，平均为15.2%；渗透率为(0.01～960.50)×10-3μm2，主要集中于(1～10)×10-3μm2区间，平均为11.20×10-3μm2。哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段储层分类评价见表3。

表3 哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段储层分类评价

5.2 物性特征

Ⅰ类储层孔隙度下限为15%，渗透率为10×10-3μm2，平均孔隙度为24.0%，平均渗透率为51.50×10-3μm2，孔隙度、渗透率同步提升；对应高能沉积，原始粒间孔发育，连通性较好，成岩过程中经历长时间的非选择性溶蚀作用，颗粒边界被溶蚀，导致喉道半径扩大。

Ⅱ类储层孔隙度下限为15%，渗透率为(1～10)×10-3μm2，平均孔隙度为19.7%，平均渗透率为4.50×10-3μm2，孔隙度增加时渗透率增幅不大；对应中能沉积，原始粒间孔发育程度中等，连通性一般，成岩过程中经历选择性溶蚀作用，导致喉道半径少量增加。

Ⅲ类储层孔隙度为8%～15%，渗透率大于1×10-3μm2，平均孔隙度为12.1%，平均渗透率为4.10×10-3μm2；对应中低能沉积，原始粒间孔发育程度低，连通性较差，成岩过程经历中等胶结、中等压实和中弱白云石化作用，喉道半径较小。

Ⅳ类储层孔隙度不大于8%，渗透率不大于1×10-3μm2，平均孔隙度为6.0%，平均渗透率为0.80×10-3μm2；对应低能沉积，原始粒间孔不发育，经历强胶结、强压实和中等白云石化作用，导致喉道半径很小。一般认为该类储层属于隔挡层(见图7)。

图7 哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段孔渗交会Fig.7 Relationship between porosity and permeability of MB1-2 Sub-Member of Mishrif Formation in Halfaya Oilfield

5.3 微观孔喉特征

哈法亚油田Mishrif组孔隙类型的多样性决定孔隙系统的强非均质性和微观孔喉结构的复杂性，导致孔隙度与渗透率的相关关系变差。储层渗透率不仅受控于孔隙度，还与孔隙结构有关。研究区压汞曲线数据丰富且为高压压汞测试数据，最高进汞压力为235.43 MPa，可以分析孔喉的大小和分布，有效表征储层微观孔喉结构。

Ⅰ类储层进汞曲线呈斜线状，排驱压力为0.01～0.94 MPa，平均为0.13 MPa，孔喉分布不规则，分布范围为0.1～50.0 μm，以大于1.0 μm的粗喉道为主，存在一个强峰，其余峰较弱。孔隙类型包括晶间孔、粒内溶孔、铸模孔、粒间孔、粒间溶孔及部分溶蚀孔洞(见图8(a)、9(a))。

Ⅱ类储层进汞曲线呈微斜线状，排驱压力为0.04～1.62 MPa，平均为0.38 MPa，孔喉半径介于0.1～1.0 μm。孔隙主要是铸模孔和粒内溶孔，含有部分粒间孔和粒间溶孔(见图8(b)、9(b))。

Ⅲ类储层进汞曲线出现一个平台，排驱压力为0.06～1.62 MPa，平均为0.57 MPa，孔喉分布较为集中，以小于0.5 μm细微喉为主。孔隙主要是晶间孔和体腔孔(见图8(c)、9(c))。

Ⅳ类储层进汞曲线出现一个明显的平台，排驱压力为0.25～27.58 MPa，平均为3.40 MPa，孔喉分布不均，以小于0.1 μm的微喉为主。孔隙主要是微孔和晶间孔(见图8(d)、9(d))。

5.4 岩性特征及类型

储层类型与岩石类型、沉积相关系密切。Ⅰ类储层岩石类型主要为颗粒灰岩及颗粒主导的泥粒灰岩。储层物性最好，是Mishrif组上段最优质的储层，储层整体为颗粒主导的潮道及生屑滩滩核沉积，水动力强。

Ⅱ类储层岩石类型主要为粒泥灰岩及泥晶主导的泥粒灰岩。储层后期受成岩作用改造，在大气大水环境下溶蚀，孔喉增大，孤立孔喉之间建立沟通通道，泥质含量较Ⅰ类储层有所增加，储层沉积相为生屑滩滩翼。

Ⅲ类储层受泥晶结构为主体的泥质灰岩及粒泥灰岩控制。储层孔渗关系较差，多数大孔喉半径孔喉间被泥晶基质充填，成为孤立孔喉，彼此不连通，储层受溶蚀作用改造程度不高，沉积相主要为溶蚀潟湖及废弃潮道。

图8 MB1-2亚段不同类型储层压汞曲线Fig.8 Mercury pressure curves of different types of reservoirs of MB1-2 Sub-Member

图9 MB1-2亚段不同类型储层孔喉半径分布Fig.9 Distribution of pore throat radius in different types of reservoirs of MB1-2 Sub-Member

Ⅳ类储层构成Mishrif组上段的隔夹层，岩石类型主要是泥晶灰岩及部分致密的粒泥灰岩，成岩作用以胶结作用为主，孔隙不发育，以晶间孔为主，沉积相以潟湖和废弃潮道为主(见图10)。

图10 哈法亚油田不同沉积微相孔渗交汇Fig.10 Relationship between porosity and permeability of different types of microfacies in Halfaya Oilfield

6 结论

(1)根据伊拉克哈法亚油田Mishrif组沉积与岩石学特征，将Mishrif组分为颗粒灰岩、泥粒灰岩、粒泥灰岩与泥晶灰岩，其中泥粒灰岩可分为颗粒主导与灰泥主导两种；储集空间主要分为微孔和晶间孔、粒内溶孔和铸模孔、粒间溶孔和溶蚀孔洞、粒间孔、体腔孔和生物格架孔。颗粒灰岩储集性最好，泥晶灰岩储集性最差，储集性主要受孔隙类型与成岩作用类型控制。

(2)Mishrif组MB1-2亚段储层主要受相控影响，可分为生屑滩相储层、潮道相储层及潟湖相储层。生屑滩相储层的分布基本与生屑滩分布重叠，生屑滩在沉积过程中受海平面变化和沉积微地貌控制。潮道相储层总体上主要发育于四级层序上部，为海平面下降到沉积底面附近、受潮汐作用改造而暴露于地表形成。潟湖相储层主要为潟湖相沉积受溶蚀作用改造而形成，发育主要受层序界面控制，主要发育于四级层序界面之下，呈层状、片状发育。

(3)MB1-2亚段储层整体物性较好，孔隙度为0.7%～36.7%，主要集中在10%～20%区间，平均为15.2%；渗透率为(0.01～960.50)×10-3μm2，主要集中在(1～10)×10-3μm2区间，平均为11.2×10-3μm2；基于物性资料及沉积研究，将储层分为Ⅰ～Ⅳ类。