中期旋回内台内滩储层沉积期微地貌特征——以伊拉克M油田Mishrif组MB2油组为例

李 晨，范 虎，高 策，宋子怡，丁 毅，陈佑铭，马立辉

(1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028； 2.中石油华北油田二连分公司 地质研究所，河北 任丘 062550)

引 言

近年来，中国石油公司在伊拉克油气田的投入力度不断加大，学者对伊拉克各类型油气田的开发地质研究也投入了较大关注[1-3]。在这其中，伊拉克南部中白垩统Mishrif组碳酸盐岩储层发育机制及非均质性对油田开发的影响更是近年来的关注焦点之一[4-6]。Mishrif组储层是伊拉克乃至整个波斯湾地区较为重要的产油层，储层岩石类型以碳酸盐岩为主[7-9]。不同于受构造抬升剥蚀而形成的岩溶型碳酸盐岩储层， Mishrif组为典型的由沉积建造与海平面波动引起的间歇性暴露而形成的岩溶型礁滩相碳酸盐岩储层[10-11]。古地貌决定了古岩溶的范围和强度[12]， 开展礁滩相碳酸盐岩储层古地貌恢复对于明确储层发育机制和进行储层预测具有重要意义。常用的碳酸盐岩储层古地貌恢复方法主要包括印模法[13-14]、残余厚度法[15]、地震反射特征分析法[16]、 层序地层学法[17]和沉积期微地貌恢复法[18]。

沉积期微地貌恢复法是适用于以滩体为主的碳酸盐岩台地古地貌恢复的主要方法之一[18]，其认为碳酸盐岩台地内部微地貌高地的浅滩沉积速度一般较快，台内滩颗粒岩的厚度可以用来近似地反映微地貌的高低起伏。使用该方法的前提是建立准确的等时地层格架或等时地质体[19]。李凌等[20]选取区域上稳定发育的高能颗粒岩作为等时地质体开展沉积期微地貌恢复。谭秀成等[21]采用多旋回沉积小层精细对比方法确定等时地层对比格架，以辅助开展碳酸盐岩地层沉积期微地貌恢复。郑剑等[22]则采用高频层序对比建立等时地层格架，在高频层序内分析礁滩相储层沉积期微地貌特征。高分辨率层序地层学理论提供了一套完整的等时地层格架划分方法，其采用基准面旋回变化理论来反映沉积体的沉积过程[23-24]，以层序界面的方式限定不同级次的等时沉积体。结合高分辨率层序地层学方法中的基准面旋回理论可更好地解决碳酸盐岩沉积期微地貌恢复法中等时地质体的选取问题。但沉积期微地貌恢复法仅强调了以台内滩颗粒岩厚度变化来反映微地貌的变化情况，而对于台内滩厚度变化差异较小的区域，则需要新的参数来辅助判断，本文引入台内滩渗透率变化来辅助沉积期微地貌特征的识别。

以伊拉克M油田Mishrif组MB2油组为例，通过高频旋回内可容纳空间变化特征建立中期旋回格架。在中期旋回格架内采用沉积期微地貌恢复法分析MB2油组内沉积期微地貌特征，并引入台内滩渗透率变化辅助判断沉积期微地貌特征。

1 地质概况

M油田构造位置处于伊拉克美索不达米亚前渊带近地台侧翼[25]，在扎格罗斯褶皱冲断带和阿拉伯地盾挤压形成的水平应力影响下，M油田总体表现为北西—南东向的长轴挤压背斜构造[26]。伊拉克美索不达米亚地区白垩纪构造活动较弱，Mishrif组碳酸盐岩发育于中白垩世被动大陆边缘上，该时期气候温暖湿润，发育大量有壳类生物，导致Mishrif组地层普遍含有生物碎屑[27]。中白垩统Mishrif组与下伏的Rumaila组整合接触，与上覆的Khasib组不整合接触[28]。依据含油性差异，M油田中白垩统Mishrif组自下而上划分为6个油组，分别为MC2、MC1、MB2、MB1、MA2和MA1(图1)。其中MB2油组为该油田最重要的产油层。在MC1、MB2和MA1油组顶部均可识别出较大规模的岩溶不整合面[11]。

2 沉积特征及储层特征

2.1 沉积特征

薄片资料表明，MB2油组含有丰富的生屑颗粒，同时受生屑颗粒强烈的微晶化影响[29]，似球粒颗粒也较为常见(图2(a)—图2(c))。MB2油组岩石类型主要为生屑似球粒颗粒灰岩、生屑似球粒泥粒灰岩、生屑颗粒灰岩和粒泥灰岩，可见少量的砂屑灰岩和泥晶灰岩，生屑类型包括厚壳蛤、棘皮、双壳和有孔虫等。

伊拉克南部发育的Mishrif组不具备镶边台地沉积特征，沉积环境介于带障壁的缓坡沉积环境至缓坡环境之间[30]。参考前人有关Mishrif组沉积特征的研究[31-32]，在岩石学特征分析的基础上认为M油田MB2油组沉积相为开阔台地相，按侧向沉积相序分布依次发育滩后、台内滩、滩前和滩间海等沉积亚相。台内滩岩石类型主要为生屑颗粒灰岩或生屑似球粒颗粒灰岩，滩前和滩后岩石类型主要为生屑似球粒泥粒灰岩或粒泥灰岩，而滩间海岩石类型主要为泥晶灰岩或粒泥灰岩(图2)。

自然伽马曲线值与MB2油组内的岩石类型具有较好的对应性，生屑颗粒灰岩、生屑似球粒颗粒灰岩或砂屑灰岩的自然伽马值一般小于20 API，生屑似球粒泥粒灰岩的自然伽马值一般介于20～40 API，泥晶灰岩或粒泥灰岩的自然伽马值一般大于40 API。沉积亚相的识别主要依据自然伽马特征和侧向沉积相序的变化。

2.2 储层特征

Mishrif组为典型的孔隙型碳酸盐岩储层[33-34]，以铸模孔和粒间溶孔为主要孔隙类型(图2(d)—图2(e))，明显受大气淡水溶蚀作用的影响。前人指出，Mishrif组早同生成岩阶段的溶蚀现象具有明显的相控特征，是孔隙结构差异性的主要控制因素[35-36]。铸模孔多发育于滩前或滩后沉积亚相中，而粒间溶孔则多形成于台内滩沉积亚相中。在相似的孔隙度条件下，由于粒间溶孔比铸模孔具有更好的孔隙连通性，所以台内滩的渗透率往往大于滩前或滩后沉积亚相的渗透率。同时台内滩普遍发育于沉积期的微地貌高点，也导致其在准同生期更易遭受大气淡水溶蚀作用的改造。综上所述，MB2油组内台内滩储层物性最优。

图1 研究区平面位置及油组纵向分布(引自文献[25]，有修改)Fig.1 Plane position of the study area and vertical distribution of oil members of Mishrif Formation(Regional tectonic map modified from[25])

图2 研究区Mishrif组MB2油组沉积模式、岩石类型与储层孔隙类型Fig.2 Sedimentary mode,main rock types and reservoir pore types of MB2 member of Mishrif Formation in the study area

3 高频旋回及中期旋回的识别

3.1 高频旋回的识别

由高分辨率层序地层学原理可知， 基准面变化受可容纳空间和沉积物供给速率的共同控制[37-38]。对于开阔台地而言，其海平面的变化与可容纳空间变化呈正相关，而其沉积物供给速率的变化相较于可容纳空间改变速率的变化可忽略，可容纳空间成为控制基准面变化的主要因素。开阔台地内海平面、基准面和可容纳空间三者具有正相关性，海平面可近似等价于基准面，可容纳空间的改变明显受海平面变化的影响[39]，海平面升高，可容纳空间增大，反之则减小。

沉积相序在纵向和平面的变化反映高频旋回内海平面的变化特征，海平面下降所对应的完整沉积相序为滩间海-滩前-台内滩-滩后，反之则对应海平面上升。故而可根据纵横向沉积相序特征识别高频旋回。MB2油组内自下而上可识别出7期高频旋回，分别命名为SSC1、SSC2、SSC3、SSC4、SSC5、SSC6和SSC7(图3)。

图3 MB2油组高频旋回内沉积演化特征Fig.3 Vertical and horizontal sedimentary evolution of MB2 member of Mishrif Formation

3.2 基于多期高频旋回内台内滩迁移规律的中期旋回识别

通过SSC1高频旋回内台内滩变化规律可知，当高频海平面上升时可容纳空间增加，台内滩向研究区的西北侧迁移；而当高频海平面下降时可容纳空间减小，台内滩向研究区的东南侧迁移(图3)。高频旋回内台内滩的迁移规律所反映出的可容纳空间变化可用来分析中期旋回变化特征。

自SSC1至SSC3高频旋回，台内滩不断向东南侧迁移，反映海平面不断下降并且可容纳空间不断减少的过程。SSC4高频旋回内台内滩向研究区的西北部萎缩，反映了一次海平面上升并且可容纳空间增加的过程。自SSC5至SSC6高频旋回，台内滩再次向东南侧迁移并逐渐扩展，反映了海平面下降并且可容纳空间不断减少的过程。而在SSC7高频旋回内，台内滩已广泛分布于研究区内，难以识别出台内滩迁移特征，但由纵向沉积相序的变化可识别出由滩前逐渐过渡为台内滩的变化，反映了可容纳空间经历从增大再到减小的过程。

中期旋回具有较好的等时意义，可作为良好的等时地层对比单元[40-41]。对于碳酸盐岩台地而言，一期中期旋回为可容纳空间迅速增加后又不断减少过程中形成的一套沉积复合体。根据高频旋回所反映出的可容纳空间变化特征，可在MB2油组内识别出2组可容纳空间明显由降转升的中期旋回界面，据此将MB2油组划分为三期中期旋回，分别为MSC1、MSC2和MSC3(图4)。三期中期旋回均经历了海平面迅速上升后震荡下降的过程。

图4 MB2油组中期旋回格架(M-5井)Fig.4 Mid-term cycle framework of MB2 member of Mishrif Formation in well M-5

4 中期旋回内沉积期微地貌发育特征

由于礁滩多形成于高频旋回内的沉积期微地貌高点处[22]，故而可利用礁滩相沉积来表征高频旋回内的沉积期微地貌变化。同时在礁滩沉积之后，其压实率远低于其他低能相沉积物，故而在古地貌恢复时可不考虑压实校正。某一时间段内形成的台内滩厚度可用于近似恢复其形成时的沉积期微地貌起伏[18]，台内滩厚度越大表明高频旋回内的沉积期微地貌越高。

自SSC1至SSC3高频旋回台内滩分布较为孤立，台内滩逐渐由研究区的西北侧向东南侧孤立地迁移，表明台内滩储层的沉积期微地貌高点也逐渐由研究区的西北侧迁移至东南侧。SSC4高频旋回台内滩逐渐萎缩至研究区的西北侧，表明此时台内滩储层的沉积期微地貌高点逐渐迁移回研究区的西北侧。自SSC5至SSC7高频旋回，台内滩分布面积增大，台内滩由研究区的西北侧逐渐扩展至东南侧，并逐渐扩展至整个研究区，台内滩厚度差异不大，需结合其他方法进行台内滩储层内沉积期微地貌高点的识别。

在MB2油组的同一中期旋回内，由于沉积作用和成岩作用的共同制约，存在着渗透率差异，礁滩相碳酸盐岩储层多发育渗透率远高于储层平均渗透率的薄层，导致在开采过程中油藏见水过早，产量下降快[42]。将同一中期旋回内的渗透率相对较高的区域称之为相对高渗带，而渗透率相对较低的区域则称为相对低渗带。相对高渗带的发育不仅控制着有利储层的展布，同时也影响油田注水开发效果。纵向上，研究区内的台内滩一般是相对高渗带的有利发育位置，平面上，台内滩内部渗透率的变化主要受沉积期微地貌制约。在相同的沉积亚相条件下，沉积期微地貌越高，台内滩可接受更长时间的大气淡水淋滤作用，渗透率往往越高。故而当台内滩厚度差异不大时，可利用渗透率的变化来预测台内滩储层内部沉积期微地貌特征。

纵向上MB2油组主要发育3层相对高渗带，均位于台内滩中，分别位于MSC2中期旋回顶部的2套台内滩和MSC3中期旋回顶部的台内滩中，对应为Ⅰ号高渗层、Ⅱ号高渗层和Ⅲ号高渗层(图5)。由于MB2油组顶部发育大规模岩溶不整合面，界面之下常出现溶缝或溶洞等现象[11]，造成部分井渗透率异常高。在研究台内滩储层内部渗透率分布与沉积期微地貌特征的关系前，需剔除这部分信息，如MSC3中期旋回内渗透率明显过高的井，以保证求取的渗透率平均值能够更好地反映区域储层渗透率的变化。在此基础上分别对研究区不同区域井的Ⅰ号高渗层、Ⅱ号高渗层和Ⅲ号高渗层的平均渗透率进行对比。

图5 M油田MB2油组相对高渗带纵向分布(M-2)Fig.5 Vertical distribution of relative high-permeability layers of MB2 member in well M-2

Ⅲ号高渗层发育于MSC2中期旋回中期，此时台内滩也已逐渐扩展至研究区的中部，研究区的西北侧至中部均发育台内滩，通过对比研究区西北部、中部和东南部Ⅲ号高渗层的平均渗透率可知，中部的平均渗透率相对较高(图6)，反映此时台内滩沉积期微地貌高点位于研究区的中部。而Ⅱ号高渗层发育于MSC2中期旋回晚期，此时台内滩已扩展至研究区的东南部，而东南部的平均渗透率也相对较高，反映沉积期微地貌高点位于研究区的东南部。而Ⅰ号高渗层发育于MSC3中期旋回晚期，台内滩再次扩展至研究区的东南部，东南部的平均渗透率相对较高，反映此时沉积期微地貌高点位于研究区的东南部。

图6 M油田不同区域Ⅰ号层、Ⅱ号层和Ⅲ号层平均渗透率对比Fig.6 Comparison of average permeability of layerⅠ,layerⅡand layer Ⅲ in different areas of M oilfield

以上现象表明，尽管在MSC2和MSC3中期旋回内沉积亚相逐渐趋于一致，台内滩大面积连续分布且厚度差异不大，但沉积期微地貌高点的迁移仍然存在，正如MSC1中期旋回内台内滩孤立迁移特征一样，随着中期基准面的下降，沉积期微地貌高点逐渐由西北侧向东南侧迁移，至中期旋回晚期，沉积期微地貌高点多迁移至研究区的东南部，与此同时，相对高渗带也随之向东南侧迁移。

综上所述，建立了中期旋回格架内MB2油组内沉积期微地貌发育模式。在MSC1中期旋回早期，海平面的迅速上升导致台内滩分布面积迅速萎缩，在研究区的北部保留了少量的台内滩，而其他区域主要以滩间海为主，研究区沉积期微地貌呈现北高南低的斜坡形态。在大致相近的海平面高度下，随着沉积物的不断充填，可容纳空间逐渐减少，导致MSC1中期旋回内的基准面呈现不断下降的趋势。随着基准面的不断下降，之前纵向上距离浪基面较远的区域也逐渐靠近浪基面，形成台内滩沉积，沉积期微地貌高点不断向东南方向发生迁移。由于此时斜坡的角度较大，导致台内滩对浪基面产生较为明显的遮挡作用，台内滩之后的水体难以接受浪基面的改造，在台内滩的后方形成滩后沉积，导致在纵向上和平面上MSC1中期旋回内的台内滩呈现孤立分布的特征(图7(a))。在MSC1中期旋回晚期，研究区沉积期微地貌的斜坡角度明显减小。在MSC1中期旋回内，储层主要形成于孤立的台内滩中，随着中期基准面的下降，相对高渗带逐渐向东南侧迁移，由于缺乏不整合面的配合，导致台内滩储层渗透率普遍偏低。

在MSC2中期旋回和MSC3中期旋回内，在大致相近的海平面高度下，随着沉积物的不断充填，可容纳空间逐渐减少，导致MSC2中期旋回和MSC3中期旋回内的基准面呈现不断下降的趋势。随着基准面的不断下降，沉积表面也逐渐靠近浪基面，形成台内滩沉积，沉积期微地貌高点再次向东南部迁移。由于此时沉积期微地貌差异明显减弱，形成的台内滩难以对浪基面产生明显的遮挡作用，故而随着基准面的下降，台内滩的分布面积逐渐扩大，这导致MSC2中期旋回内的台内滩呈现逐渐连片的特征(图7(b))，台内滩内部的沉积期微地貌高点仍存在迁移，随着中期基准面的下降，沉积期台内滩内部的微地貌高点逐渐迁移至研究区的东南部，MSC2和MSC3中期旋回晚期，研究区大面积被台内滩覆盖，呈现南高北低的沉积期微地貌形态。MSC2中期旋回和MSC3中期旋回内，台内滩储层分布面积逐渐扩大，同时台内滩内部相对高渗带不断向东南部迁移。直至MSC3中期旋回沉积之后，海平面迅速下降，在区域性不整合面和沉积期微地貌的共同控制下，MSC3中期旋回内的沉积物遭受的大气淡水溶蚀强度最强，中期旋回顶部发育的台内滩储层渗透率最高，约是其他中期旋回内的台内滩储层渗透率的15-20倍，而MSC3中期旋回东南侧的台内滩储层更是相对高渗带的集中发育区(图7(c))。

5 结 论

(1)伊拉克M油田Mishrif组MB2油组沉积相为开阔台地相，沉积亚相主要包括滩后、台内滩、滩前和滩间海。基于纵横向沉积相序特征，将MB2油组划分为7期高频旋回。基于高频旋回内台内滩的迁移规律所反映出的可容纳空间变化特征将MB2油组划分为三期中期旋回，分别为MSC1、MSC2和MSC3。

(2)基于沉积期微地貌恢复法和台内滩渗透率变化特征建立了MB2油组中期旋回内沉积期微地貌发育模式。各中期旋回内沉积期微地貌高点均表现为由研究区西北侧向东南侧逐渐迁移，同时相对高渗带也随之向东南侧迁移。在区域性不整合面和沉积期微地貌的共同控制下，位于研究区东南部的MSC3中期旋回台内滩储层渗透率最高，为相对高渗带的集中发育区。

图7 中期旋回格架内MB2油组内沉积演化模式及沉积期微地貌特征Fig.7 Sedimentary evolution mode and migration characteristics of relative high-permeability zone in the mid-term framework of MB2 member of Mishrif Formation