伊拉克东南部A 油田白云岩储层特征及控制因素

孙福亭

（中国海洋石油国际有限公司，北京 100028）

古近系渐新统-新近系中新统的Asmari 组是扎格罗斯盆地乃至中东地区的重要含油气层位之一，蕴藏着极其丰富的石油天然气资源[1，2]。伊拉克东南部A 油田是一个可采储量上亿吨的大型油田，Asmari 组是其主力产油层位，其中Asmari 组顶部发育一套50 m～70 m厚的白云岩储层，储量约占整个A 油田地质储量的一半，由于沉积后成岩演化复杂且受构造挤压破裂作用影响，导致该白云岩储层孔渗相关性差，储层非均质性强。优质储层形成的主控因素不清，空间展布不明，导致生产井产能差异大，见水规律复杂，严重制约了油田的正常开发生产。

鉴于此，本次研究以A 油田实际的岩心、薄片、实验数据及测井曲线资料为基础，深入研究该白云岩储层的岩石类型、储集空间类型、沉积环境、沉积模式、成岩作用等，分析总结其优质储层发育的控制因素，以期为后续该油田Asmari 组顶部白云岩储层的高效开发提供地质依据。

1 区域地质背景

A 油田位于伊拉克东南部，毗邻伊朗边界，在构造上位于扎格罗斯山前坳陷南部边缘的低角度褶皱带上，毗邻美索不达米亚盆地。在喜马拉雅运动过程中，受非拉伯板块与欧亚板块持续碰撞产生的巨大北东-南西向水平挤压应力影响，地壳快速隆升形成了现今的扎格罗斯山脉[3，4]。A 油田处于扎格罗斯山前坳陷南部边缘，受扎格罗斯山隆升产生的北东-南西向水平挤压构造应力影响，A 油田整体表现为北西-南东向的长轴背斜构造[5]。

研究表明，在Asmari 组顶部白云岩沉积时，研究区处于一个海平面短暂上升而后震荡下降的三级层序中，水体环境相对封闭，主要发育局限台地相[6]，通过岩心、薄片观察，结合沉积环境，区域海平面升降变化及古地貌恢复认为研究区主要发育泻湖和台内滩两种沉积亚相。Asmari 组A 段沉积结束之后，海平面急剧抬升，受当时干热古气候影响，局限台地逐渐演化为蒸发台地，在Asmari 组之上形成了一套区域稳定分布的Lower Fars 组巨厚膏盐岩盖层。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

对A 油田现存的3 口取心井Asmari 组顶部白云岩的岩心和薄片进行观察鉴定，统计发现Asmari 组顶部白云岩储层以颗粒白云岩和泥粉晶白云岩为主，颗粒间，晶间常见石膏斑块状分布（见图1（a）～图1（c）），颗粒主要为生物碎屑（见图1（a）），砂屑（见图1（b）），鲕粒（见图1（c）），偶见球粒。岩心上常见石膏呈斑块状分布（见图1（d）），偶见石膏薄层，石膏的发育表明在Asmari 组顶部白云岩沉积时，研究区沉积水体受限，曾处于较强的蒸发环境中，此外岩心上还可见白云岩原地溶蚀垮塌形成的角砾岩（见图1（e）），角砾间多被泥质充填，胶结严重，是喀斯特作用的标志性产物。

2.2 储集空间类型

通过铸体薄片鉴定进行孔隙类型的统计分析，发现研究区Asmari 组A 段白云岩储层的储集空间以颗粒间溶孔为主，同时发育铸模孔、生物体腔孔，晶间溶孔、微孔和裂缝。

颗粒间溶孔-通过镜下薄片观察发现研究区Asmari 组顶部白云岩的白云石晶粒普遍较小，主要为泥-粉晶级别，晶体较小表明白云石化的形成时间较早，一般为同生至准同生期的产物，而埋藏调整白云石化作用形成的白云石晶体晶粒较粗大，一般为细晶及以上。结合区域沉积背景，其沉积时处于蒸发作用较强的蒸发潮坪-局限台地的过渡环境中，认为研究区的白云石化作用主要为同生-准同生期发生的渗透回流白云石化作用[7]。颗粒间溶孔为短期海平面下降导致的台内滩暴露受喀斯特作用改造而成，溶蚀组分主要为颗粒间还未完全白云石化的高镁方解石基质和胶结物[8]（见图2（a）、2（b））。

图1 伊拉克东南部A 油田白云岩储层岩石学特征Fig.1 Rock characteristics of dolomite reservoir in A oilfield，southeast Iraq

铸模孔-铸模孔是Asmari 组顶部白云岩储层中的另一种常见孔隙类型，主要为文石质生物壳屑发生组构选择性溶蚀而成，孔隙多保留了原生物壳屑的外部形态（见图2（c））。另外石膏沉淀形成的石膏斑块在喀斯特作用时期亦容易发生溶解，形成铸模孔。

生物体腔孔—生物体腔孔为沉积后被埋藏的生物体腔中的有机组织腐烂而形成的孔隙。研究区的生物体腔孔主要为有孔虫形成的体腔孔（见图2（d））。

晶间微孔及溶孔—白云石化作用发生时，镁离子替代钙离子，方解石晶体结构发生改变，理论上当发生等摩尔交代时，会形成大量的白云石晶间微孔，但在开放环境下，受大气淡水不断补充碳酸根离子的影响，往往会发生过白云石化作用[9]，因此只有一小部分白云石化作用形成的晶间微孔会被保存下来（见图2（e））。而晶间溶孔则是受大气淡水淋滤溶蚀所致，是基质中未完全白云石化的高镁方解石组分溶解而成（见图2（f））。

构造成因裂缝—Asmari 组A 段白云岩储层在局部区域发育裂缝，在成像测井、岩心、薄片资料上均有显示（见图2（d）、2（e）），利用成像测井资料进行裂缝参数解释，发现主要裂缝走向与断层走向一致，分析认为裂缝的形成与构造运动有关，大部分裂缝与断层形成于同一期构造运动。裂缝参数定量解释显示，裂缝对储层的平均孔隙度贡献率约0.6 %，对孔隙度的贡献较低，其主要作用为改善储层的渗流能力。研究区有部分井见水异常，含水上升速度快，分析与垂向裂缝发育有关。

2.3 沉积相及沉积模式

根据岩心和薄片观察，结合前人对区域沉积的认识，分析认为研究区在Asmari 组顶部白云岩沉积时总体上处于半干旱-干旱、炎热的沉积环境，蒸发作用强烈，水体受限，为蒸发潮坪-局限台地的过渡环境，以局限台地为主。其沉积模式属于具近岸滩坝的碳酸盐岩缓坡，研究区主要处于内缓坡，主要发育泻湖和台内滩两种沉积亚相（见图3）。

台内滩是研究区最重要的沉积亚相类型，主要发育在局限台地内水下的古地貌高点，沉积界面位于平均浪基面附近，水体能量相对较高，沉积物以碳酸盐岩颗粒为主[10]，颗粒包括生物碎屑、砂屑、鲕粒等，生物一般破碎严重，保存不完整。

泻湖亚相沉积时水体相对较深，一般位于浪基面之下，水体能量弱，沉积物以灰泥为主[11]，含少量碳酸盐岩颗粒，可见保存相对完整的生物骨架，研究区主要为有孔虫。

2.4 成岩作用于孔隙演化

Asmari 组顶部白云岩储层的成岩作用主要有准同生期胶结作用、白云石化作用、表生期喀斯特作用以及埋藏期压实作用、压溶作用、胶结作用、重结晶作用等。

准同生期的胶结作用主要发生在台内滩微相中，台内滩微相在未发生白云石化作用前为富含颗粒的石灰岩，颗粒间为饱和碳酸钙的海水，胶结物原始成分为文石和高镁方解石，后发生新生变形，形成方解石胶结物，在研究区主要表现为泥晶粒状薄环边胶结（见图4（a））。胶结物将颗粒黏结成坚硬的骨架，对后期的压实作用有一定的抑制作用，有利于原始孔隙的保存[12]。

在不同的成岩环境中，白云石化的机理也各不相同[13]。镜下薄片观察表明，研究区的白云石晶体主要集中在泥-粉晶级别，结合水体受限，强蒸发的沉积环境，判断白云石化作用也主要发生在准同生期，其中泻湖和台内滩微相主要为渗透回流白云石化作用，而萨布哈微相则主要为毛细管浓缩白云石化作用，相对开放的沉积环境造成储层中流体的CO32-供应充足，发生了过白云石化作用，因此难以判断白云石化作用对储层孔隙是否具有改善作用。

古老的碳酸盐岩在经历沉积后的压实、胶结、重结晶后，原生孔隙所剩无几，而溶蚀作用产生次生孔隙则成为碳酸盐岩的重要储集空间[14]。研究表明，研究区的溶蚀作用主要发生在表生成岩环境，埋藏后的碳酸盐岩由于区域构造抬升或海平面下降而暴露地表后，偏酸性的大气淡水，对亚稳定文石和高镁方解石质的生物碎屑、颗粒、胶结物、基质产生了选择性溶蚀，从而形成粒间溶孔、铸模孔、晶间溶孔等（见图4（b）），硬石膏晶体和小结核亦可被溶蚀形成溶孔或铸模孔，溶蚀作用使孔隙度增加，储层连通性变好。

图3 伊拉克东南部A 油田白云岩储层沉积模式Fig.3 Depositional mode of dolomite reservoir in A oilfield，southeast Iraq

图4 伊拉克东南部A 油田白云岩储层成岩作用类型Fig.4 Diagenetic types of dolomite reservoir in A oilfield，southeast Iraq

机械压实作用使沉积层厚度减薄，孔隙度降低，根据实验，在100 m 厚沉积物覆盖下，灰泥沉积物可被压实掉原始厚度的二分之一以上和原始孔隙度的50 %～60 %，富含颗粒的沉积物的压实率要小一些[15]。

压溶作用是使研究区白云岩储层孔隙度降低的另一重要成岩作用，主要形成颗粒间的微缝合线接触和起伏规模不大的缝合线（见图4（c））。

研究区的埋藏期胶结作用主要有白云石胶结和硬石膏胶结，白云石多呈粉晶粒状环边胶结，粒间和晶间孔隙、裂缝均可被胶结充填（见图4（d）），硬石膏胶结物呈分散的板状、斑块状、条带状分布于颗粒与白云石晶体间（见图4（e）），硬石膏作为胶结物的同时还常交代颗粒（见图4（f））、胶结物或泥晶基质组分等，埋藏期的胶结作用是导致研究区孔隙度降低的主要因素。

2.5 有效储层及储层物性

A 油田Asmari 组顶部白云岩储层整体物性较差，有效储层下限研究表明，研究区Asmari 组顶部白云岩的有效储层占比不到50 %，白云岩中存在大量的物性夹层，夹层分布极不稳定，横向对比性差，物性夹层一般孔隙度较低，通常小于3 %，但岩心实测的物性数据表明，部分物性夹层具有一定的渗透能力，可能与裂缝发育有关。岩心实验测试的孔、渗数据资料分析表明，Asmari 组顶部的白云岩储层孔隙度分布范围为：0.1 %～21.3 %，渗透率分布范围为：0.012 mD～454 mD，孔渗相关性差（见图5），储层非均质性强。

图5 伊拉克东南部A 油田白云岩储层孔渗关系图Fig.5 Relationship between porosity and permeability of dolomite reservoir in A oilfield，southeast Iraq

3 优质储层主控因素

一般对于常规碎屑岩油藏来说，由于成岩作用在碎屑岩储层中相对微弱，沉积相带对储层物性起主要控制作用，而对碳酸盐岩储层来说，其成岩作用强烈，是控制有效储层形成的另一关键因素。此外，受扎格罗斯造山运动影响，A 油田Asmari 顶部白云岩断层发育，同时在局部区域发育构造挤压破裂作用产生的裂缝，生产测试表明，裂缝能大幅改善局部储层的渗流能力，提高油井产能。

3.1 沉积作用

对研究区不同沉积相带样品的孔-渗分析发现，高能环境的台内滩微相样品点的平均孔隙度、渗透率要明显高于泻湖微相样本点。通过镜下薄片观察发现，溶蚀孔隙最发育的层段通常是颗粒含量高的台内滩微相沉积，这说明原生的粒间孔隙为后期的喀斯特改造作用提供了通道，溶蚀作用更容易发生原生粒间孔隙发育岩石中，从而改善岩石的储集渗流能力，形成优质储层，而原生粒间孔隙不发育的泻湖微相中，即使经历了喀斯特改造作用，由于喀斯特水没有足够的有效渗流循环通道，溶蚀孔隙并不发育，这表明，对于研究区的白云岩储层来说，有利的沉积相带依然是优质储层发育的基础条件。

沉积相带是控制储层发育的基础和先决条件，而对于研究区来说，沉积相带分布则主要受控于古地貌和海平面升降两大因素。研究表明，在Asmari 组顶部白云岩沉积时，研究区处于一个海平面短期上升而后震荡下降的三级层序中，海平面的短期升降和古地貌高低共同控制了沉积相带的侧向迁移，当海平面下降时，水体变浅，水下的古地貌高点逐渐处于浪基面附近，水体能量增强，形成了高能的台内滩相沉积，颗粒发育，储层物性好；而当海平面上升时，水体加深，水下的古地貌高点逐渐过渡到浪基面之下，水体能量减弱，形成了低能的泻湖相沉积，储层物性变差。

3.2 成岩作用

相比碎屑岩，碳酸盐岩的成岩作用更为强烈，尤其是差异性溶蚀、胶结作用对沉积后的碳酸盐岩储层孔隙改造明显，是储层内部非均质性产生的另一重要因素。研究表明，Asmari 组A 段白云岩储层溶蚀孔隙发育，溶蚀孔隙形成与表生期的喀斯特作用有关，是在海平面下降期，沉积物暴露之后，受大气淡水淋滤溶蚀改造的结果，当海平面上升，暴露地层之上再度接受沉积后，之前大气淡水淋滤溶蚀形成的大量溶蚀孔易被保存下来，形成物性较好的优质储层。而胶结作用，则会充填原有的粒间、晶间孔隙，使储层物性变差。

3.3 构造改造作用

构造改造作用，是研究区白云岩储层裂缝发育的主要因素。裂缝对储层的孔隙空间贡献不大，但却可以形成优势渗流通道，大大提高储层的渗流能力。研究表明，裂缝多在断层发育带或构造转换带等构造应力强的局部区域发育。

4 结语

伊拉克东南部A 油田Asmari 组顶部白云岩储层的主要岩石类型为颗粒白云岩和泥粉晶白云岩。储集空间类型主要为颗粒间溶孔，同时发育铸模孔、生物体腔孔、晶间溶孔、微孔和裂缝。沉积时水体受限，蒸发作用强烈，主要为局限台地相沉积，局限台地内部的相对高能相带-台内滩为优势沉积相带，主要沉积颗粒白云岩。

A 油田Asmari 组顶部白云岩储层受成岩改造作用影响强烈，其主要经历的成岩作用有准同生期胶结作用、白云石化作用、表生期喀斯特作用以及埋藏期压实作用、压溶作用、胶结作用和重结晶作用，其中表生期喀斯特作用对储层孔隙的改造至关重要。

受沉积、成岩、构造改造多重因素影响，Asmari 组A 段白云岩储层非均质性强。在今后的开发方案制定及井网部署过程中，应充分考虑储层的非均质性，加强储层分类、隔夹层分布及裂缝分布研究，并根据研究结果实时优化井网，以提高该层的最终采收率。