阿联酋X油田下白垩统哈布桑组上段海相碳酸盐岩储层成因机制

陈培元

(中国海洋石油国际有限公司，北京 100028 )

0 引言

海相碳酸盐岩作为世界上重要的石油天然气产层，在全球油气勘探中占据重要的地位[1]，特别是中东、北美、俄罗斯的许多大型或特大型油气田与碳酸盐岩密切相关[2-3]。近年来，中国油企在中东地区获得越来越多的油气勘探(开发)区块，其中大多数为海相碳酸盐岩[4-7]。中东地区海相碳酸盐岩储层与中国四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地等海相碳酸盐岩储层在埋藏深度[8-9]、储层类型[10-17]等方面存在显著差异，导致中国有关碳酸盐岩储层的研究成果对中东地区碳酸盐岩储层借鉴意义不大。

下白垩统哈布桑组海相碳酸盐岩在阿联酋X油田广泛发育，沉积环境由浅水潮间带到深水陆棚盆地[18]，地层厚度约为330 m。钻井资料表明，哈布桑组储层在阿联酋X油田横向分布相对稳定，但物性变化快、单井产能差异大，对优质储层发育特征及储层差异成因机制认识较为薄弱。碳酸盐岩储层从同生成岩环境经历埋藏成岩环境，在构造作用下进入表生成岩环境经历漫长而复杂的成岩演化[19-21]，储层的微观孔隙结构发生变化，进而影响孔隙中流体的渗流特征。以阿联酋X油田为例，基于30口井取心资料，根据常规物性分析、薄片观察、毛细管压力曲线等实验分析，研究下白垩统哈布桑组上段储层特征、成岩作用及成因机制，明确沉积相及成岩作用对储层发育的控制作用，为海相碳酸盐岩储层及油田的高效开发提供地质依据。

1 地质概况

X油田位于鲁卜哈利盆地北部的波斯湾区域(见图1(a))，盆地构造演化与整个阿拉伯板块的演化密切相关[22]。自前寒武纪至现今经历前寒武纪挤压、前寒武纪晚期—晚泥盆世克拉通内背景下的拉张、晚泥盆世—中二叠世弧后构造背景、晚古生代—中生代被动大陆边缘背景下的拉张，以及中生代晚期—现今挤压活动边缘5个演化阶段[23]。其中，自晚二叠世开始，受新特提斯洋的开裂影响，形成裂谷沉积，随海底的进一步扩张，从阿拉伯板块东北区到阿曼造山带出现巨厚的稳定大陆架碳酸盐岩沉积[24]；早白垩世，波斯湾盆地演化为一个巨大的碳酸盐岩斜坡；早白垩世晚期，浅水碳酸盐岩沉积区域扩大。

图1 研究区区域构造位置及哈布桑组地层特征Fig.1 Structure location map and stratigraphic section of Habshan Formation in the study area

X油田构造整体呈东西向展布，具有东陡西缓的特征，为一完整背斜构造。三维地震资料解释显示，油田断层发育，以北西—南东向为主，其中构造东侧断层较西侧的发育。下白垩统哈布桑组为一套海相碳酸盐岩沉积[25]，分为上下两段，其中上段为研究的重点层段(见图1(b))，钻井揭示上段地层厚度为60～140 m。根据储层特征，上段自下而上划分为A、B、C三个小层(见图1(b))，各小层横向对比较好，储层分布相对稳定，但储层非均质性强。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

岩心及铸体薄片镜下观察表明，研究区哈布桑组上段岩石类型以灰岩为主，白云岩次之。根据邓哈姆 R J对灰岩的划分方案[26]，结合储层岩石结构、沉积构造、孔隙类型及物性特征，哈布桑组上段灰岩进一步划分5种类型：(1)灰岩1类(LM1)，以颗粒灰岩为主，少见泥粒灰岩，孔隙系统由原生粒间孔和粒间溶孔组成，其次为铸模孔及裂缝，孔隙内见少量方解石胶结物(见图2(a))；(2)灰岩2类(LM2)，以泥粒灰岩及颗粒灰岩为主，少见粒泥灰岩，孔隙以铸模孔为主，少见粒间溶孔、粒内溶孔及基质微孔(见图2(b))；(3)灰岩3类(LM3)，主要为泥粒灰岩，见粒泥灰岩，孔隙以次生溶孔为主，少见基质孔隙，见大量方解石和白云石胶结物堵塞孔隙(见图2(c))；(4)灰岩4类(LM4)，主要为粒泥灰岩，见少量泥粒灰岩，孔隙以小孔为主，少见溶蚀孔及裂缝，孔隙不发育(见图2(d))；(5)灰岩5类(LM5)，主要为泥灰岩，孔隙以基质微孔为主，见方解石胶结物(见图2(e))，表现为非储层。白云岩进一步划分3种类型：(1)白云岩1类(DL1)，以泥粒白云岩为主，见少量的粒泥白云岩和未白云石化的泥粒灰岩(见图2(f))，晶间孔发育；(2)白云岩2类(DL2)，以泥粒白云岩为主，发育晶间孔隙，见方解石胶结物(见图2(g))；(3)白云岩3类(DL3)，以粒泥白云岩为主，其次为泥粒白云岩，少见孔隙，局部发育微晶白云岩，见少量晶间孔，相对致密，为非储层(见图2(h))。

图2 哈布桑组上段岩石类型镜下特征Fig.2 Microscopic characteristics of rock types in upper member of Habshan Formation

2.2 物性及孔隙类型

根据30口取心井、6 842个实测物性资料，研究区哈布桑组上段孔隙度为0.1%～37.2%，孔隙度小于15.0%的样品占80.6%，平均孔隙度为8.9%；渗透率为0.1×10-4～3.5 μm2，渗透率小于10×10-3μm2的样品占88.98%，平均渗透率为10.64×10-3μm2(见图3)。储层以中低孔中低渗为主，纵向上受强溶蚀作用影响，局部发育中孔高渗储层，具有较强的层内非均质性。储层孔隙度与渗透率之间具有一定的相关关系(见图3)，尽管孔渗交会图上存在孔隙度小于5.0%的样品，但渗透率大于10×10-3μm2的样品占比不足1.0%，表现储层以孔隙为主的特征。根据不同岩石类型储层物性统计(见图4)，LM1和LM2类储层物性明显优于其他类型储层的，LM5和DL3类储层物性相对较差，其他类型储层孔隙度差异不大，但DL1和DL2类储层渗透率好于LM3和LM4类储层的。

图3 储层孔隙度与渗透率交会及孔隙度与渗透率频率分布Fig.3 Crossplot of reservoir porosity and permeability and frequency of physical distribution range

图4 哈布桑组上段不同岩石类型储层物性特征

哈布桑组上段孔隙类型多样，镜下观察发现，90%～95%的样品发育次生孔隙，主要类型为粒间溶孔、铸模孔、晶间孔等(见图5)，占总孔隙类型的90 %(铸模孔占比约为80%)，见少量发育于砂屑灰岩中的原生粒间孔，占比不足10%，少见微孔、压溶缝及微裂缝。

图5 哈布桑组上段储集空间特征Fig.5 Reservoir space characteristics of upper member of Habshan Formation

2.3 孔隙结构特征

孔隙结构控制储层的储集和渗流能力，进而影响储层的产油气能力，是碳酸盐岩储层微观特征研究的核心内容[27]。根据研究区哈布桑组上段3口井、48个压汞分析资料，基于孔喉半径分布特征，将研究区储层孔隙结构划分为大孔喉型、中孔喉型、细孔喉型及微孔喉型4种类型(见图6)。

大孔喉型储层平均孔喉半径分布介于1.150～6.920 μm，平均为3.000 μm，样品对应的平均孔隙度为19.83%，平均渗透率为58.51×10-3μm2。该类型主要出现在泥质含量低的粒间孔或粒间溶孔发育的样品中，如颗粒灰岩，喉道类型由孔隙缩小型、管束状及网络状构成，受溶蚀作用影响，样品中喉道最为发育，对应的储层物性相对较好(见图6(a))，对应的平均排驱压力为0.11 MPa。

图6 哈布桑组上段不同储层孔隙结构毛细管压力曲线及孔喉半径分布Fig.6 Capillary pressure curves and pore throat radius distribution of different reservoir pore structures in upper member of Habshan Formation

中孔喉型储层平均孔喉半径分布介于0.670～1.200 μm，平均为0.900 μm，样品对应的平均孔隙度为15.77%，平均渗透率为2.93×10-3μm2。该类型主要出现在泥质含量低的粒间溶孔、铸模孔发育的样品中，如颗粒灰岩及泥粒灰岩，喉道类型以孔隙缩小型为主，部分喉道之间连通性较差，对应的平均排驱压力为0.26 MPa，为研究区主要的储层类型(见图6(b))。

细孔喉型储层平均孔喉半径分布介于0.060～0.490 μm，平均为0.260 μm，样品对应的平均孔隙度为11.89%，平均渗透率为0.64×10-3μm2。该类型主要出现在铸模孔发育的样品中，喉道类型以孔隙缩小型为主，少见管束状喉道，喉道之间连通性较差，对应的平均排驱压力为1.36 MPa(见图6(c))。

微孔喉型储层平均孔喉半径分布介于0.003～0.435 μm，平均为0.079 μm，样品对应的平均孔隙度为3.21%，平均渗透率为0.08×10-3μm2。该类型主要出现在泥质含量较高的岩样中，喉道类型以孔隙缩小型为主，喉道类型单一(见图6(d))，由于孔喉之间连通性较差，且喉道半径较小，对应的平均排驱压力为5.65 MPa，表现为非储层的特征。

3 成岩作用

哈布桑组上段成岩演化复杂，孔隙度、渗透率与成岩作用密切相关。早期成岩作用在一定程度上与沉积作用有关，晚期成岩作用更多受裂缝与早期成岩作用组合产生的渗透率变化控制。对储层发育起重要影响的成岩作用包括胶结作用、溶蚀作用、白云岩化作用及构造破裂作用等。

3.1 胶结作用

哈布桑组上段发育三期胶结作用。第一期胶结局限于高能沉积环境下形成的颗粒支撑结构，以纤维状的晶体形式垂直颗粒边缘呈等厚环边生长(见图7(a))，胶结物的形态和分布是早期海底胶结物的典型特征[28]。第二期胶结局限于高能沉积环境下形成的颗粒支撑结构，胶结物具有均等的晶体形态(见图7(b))，在棘皮动物碎片上，以共轴次生加大的形式出现(见图7(c))，胶结物形成晚于或在孔隙的形成同期。第三期胶结物呈粗晶状，充填裂缝、晶间孔隙及铸模孔隙(见图7(d-f))，见方解石胶结与石膏胶结(见图7(g))，胶结物形成于非常晚的成岩阶段，发生在鞍状白云石形成之后(见图7(h))。

图7 哈布桑组上段储层胶结作用镜下特征Fig.7 Microscopic characteristics of cementation in upper member of Habshan Formation

3.2 溶蚀作用

镜下观察显示，研究区储层发育两期溶蚀作用。其中，储层孔隙的发育与一期不稳定矿物颗粒的溶蚀密切相关，形成大量的铸模孔(见图5(e))，具有明显的准同生期溶蚀作用特征[29]。不稳定颗粒主要由文石组成，如双壳类和腹足类、绿藻、海绵针状物(见图8(a-d))等。此外，岩心的溶蚀洞与丰富的铸模孔发育相关，溶蚀洞可能是通过溶蚀两个或几个铸模孔之间的基质而形成的(见图8(e))。

图8 哈布桑组上段储层溶蚀作用镜下特征Fig.8 Microscopic characteristics of dissolution in upper member of Habshan Formation

二期溶蚀作用发生在埋藏期，主要影响钙质胶结的大型铸模孔(见图8(f-h))，溶蚀铸模孔中方解石胶结物析出的方解石晶体，改善储层物性。该期溶蚀作用与溶蚀性流体的迁移有关，迁移发生在油气成熟之前或早期，通常涉及富含二氧化碳流体的迁移。镜下观察发现，发育良好的方解石晶体表面通常被沥青胶结物覆盖，而被溶蚀的晶体表面没有胶结物覆盖(见图8(f-g))；沥青胶结物与新的被溶蚀的晶体表面之间留下一个开放的孔隙空间(见图8(h))，表明溶蚀发生在沥青侵位之后。

3.3 白云岩化作用

研究区白云岩化可能经历几个阶段，但除鞍状白云岩很难区分不同的白云岩类型外，目前根据镜下观察的白云岩区别主要为晶体的大小。研究区部分白云岩分布与缝合线、断裂有关(见图9(a))，可能是富镁流体沿缝合线和断裂流动的结果[30]。缝合线通常在几百米深的埋藏后开始发育，相对灰岩，白云岩的溶解性明显低于石灰岩的，因此白云岩形成时期晚于缝合线的。鞍状白云岩是晚期成岩最有利的证据[31]，在研究区哈布桑组上段裂缝和大型溶孔中可见鞍状白云岩(见图7(h)、图9(b))。根据形成时间，鞍状白云岩早于第三期胶结物的形成。此外，研究区部分白云石显示去白云石化现象(见图9(c))，由于去白云石化过程需要获得富含钙的卤水，最有可能在第三期方解石胶结时获得。因此，去白云石化和第三期方解石胶结事件具有一定等时性。

图9 哈布桑组上段白云岩化及构造破裂作用镜下特征Fig.9 Microscopic characteristics of dolomitization and structural fracturing in upper member of Habshan Formation

3.4 构造破裂作用

岩心及镜下观察表明，哈布桑组上段发育裂缝，可见两期(见图5(h)、图9(d))。早期裂缝多为开启裂缝，裂缝中部分充填白云石(见图9(e-f))，晚期裂缝多被鞍状白云石充填。两期裂缝通常具有不同的断裂方向，见晚期裂缝切割早期裂缝的现象(见图9(d))。此外，部分裂缝中充填沥青(见图9(g-h)，黑色为沥青)，说明裂缝的形成时间要早于油气运移。

4 储层控制作用

4.1 沉积相

碳酸盐岩沉积作用一方面为优质储层的形成提供基础，控制不同储层沉积相的分布；另一方面为后期成岩改造提供条件[32]。根据研究区岩石类型、沉积构造及古生物特征，将哈布桑组上段划分为5种微相(见图10)，分别对应低能潮间带内缓坡、低能潮下带内缓坡、中能潮下带内缓坡、高能潮下带内缓坡及高能富含巴契藻中缓坡。

图10 哈布桑组上段沉积模式及不同岩相岩石类型组合特征Fig.10 Sedimentary model and the rock types of different lithofacies in the upper member of the Habshan Formation

低能潮间带内缓坡在研究区分布广泛，主要由泥灰岩和白云岩化泥灰岩组成，粒泥灰岩和泥粒灰岩占比较少，偶见颗粒灰岩，孔隙度为0.3%～21.1%，平均为4.8%；渗透率为(0.01～138.00)×10-3μm2，平均为0.11×10-3μm2。低能潮下带内缓坡以粒泥灰岩为主，少见其他岩石类型，孔隙度为0.5%～27.5%，平均为8.4%；渗透率为(0.01～170.00)×10-3μm2，平均为0.34×10-3μm2。中能潮下带内缓坡以粒泥灰岩和泥粒灰岩为主，占比超过90%，孔隙度为0.3%～30.0%，平均为11.2%；渗透率为(0.01～284.00)×10-3μm2，平均为0.84×10-3μm2。高能潮下带内缓坡以颗粒灰岩为主，其他岩石类型占比较少，孔隙度为0.2%～30.3%，平均为15.2%；渗透率为(0.01～710.00)×10-3μm2，平均为3.30×10-3μm2。高能富含巴契藻中缓坡以漂浮灰岩和砾灰岩为主，孔隙度为0.8%～31.0%，平均为16.4%；渗透率为(0.01～891.00)×10-3μm2，平均为4.90×10-3μm2。

根据不同沉积微相物性，水体能量相对较弱的中、低能潮间—潮下环境，沉积物以泥质含量较高的粒泥灰岩和泥灰岩为主，储层物性比水体能量较强的潮下带内缓坡和富含巴契藻中缓坡带差。不同的沉积环境决定不同的沉积相带，不同的沉积相带发育不同的岩性，不同的岩性决定储层的差异，因此原始沉积作用对优质储层的发育起重要作用。

4.2 成岩作用

研究区发育多种类型的成岩作用，其中溶蚀作用、白云岩化作用和构造破裂作用对改善储层物性起建设性作用，胶结作用起破坏储层孔隙结构的作用。根据研究区成岩现象及矿物相互之间的关系，建立哈布桑组上段成岩序列及其孔隙演化规律(见图11)。

图11 哈布桑组上段成岩序列及孔隙演化特征Fig.11 Diagenetic sequence and pore evolution characteristics of the Habshan Formation

溶蚀作用作为改善储层的关键成岩作用，在研究区广泛发育，其中准同生期的溶蚀作用为研究区优质储层的发育奠定基础。研究区储集空间以发育次生孔隙为主，其中粒间溶孔、铸模孔占比较高。对于发育粒间溶孔的储层，溶蚀作用通过溶蚀扩大孔隙半径、改善喉道，提高孔喉之间的连通程度，对孔隙结构具有明显的优化作用；对于大量发育铸模孔的储层，尽管溶蚀作用在一定程度上提高储层的孔隙度，但是铸模孔之间孔喉配位数低，孔隙之间连通性较差，表现低渗的特征(见图12)。

图12 不同孔隙类型储层孔隙大小及孔喉特征Fig.12 Pore size and pore throat characteristics of different pore types reservoir

白云岩化作用是研究区重要的成岩作用，通常能使储层形成独特的集合形态和孔隙分布模式，影响储层孔隙结构[33]，进而影响优质储层的发育。对于孔隙型白云岩储层，张天付等[34]进行高分辨率微纳米CT技术分析，认为晶间孔孔隙细小，喉道较多，连通性较好，其渗流能力次于粒间溶孔但优于铸模孔(见图4)。POWERS R W[35]进行研究区上侏罗统白云岩研究发现，白云石质量分数超过75%时，白云岩晶体网格足以形成有效的晶间孔隙，并在白云石质量分数为80%时达到最大；白云石质量分数小于75%和超过80%并逐渐增加时，孔隙度和渗透率降低。统计研究区632个白云岩样品，哈布桑组上段白云石质量分数为60%～95%(平均为82%)，在一定程度上对改善储层物性起建设性的作用。此外，与石灰岩相比，白云岩在类似条件下比灰岩具有较大的极限强度和较小的韧性[36]。因此，白云岩化作用对已有孔隙的保存具有积极的作用。

相对于岩溶作用和白云岩化作用，胶结作用在一定程度上对优质储层的形成起破坏性作用。研究区发育三期胶结作用，第一期胶结物形成在铸模孔形成之前，对储层的渗透率有很强的破坏作用，由于胶结物呈等厚分布，对储层的孔喉起堵塞的作用。早期的海底胶结物倾向于胶结颗粒接触，形成刚性的颗粒骨架，在一定程度上可以有效降低后期的压实程度，进而保留原生孔隙。与第一期胶结物不同，第二期胶结物不能堵塞孔喉，在相同的胶结程度下，第二期胶结物的渗透性破坏作用通常小于第一期胶结物的。第三期胶结作用对储层有严重的破坏作用。镜下观察表明，第三期胶结物受储层渗透性控制，高渗透层段受影响最大(见图7(g-h))，熊鹰等[37]将这种现象解释为“孔隙尺寸控制沉淀”现象，表现为储集层孔隙的胶结非均质性及其最终形成的“大孔充填而小孔保存”的特征，在不同尺度孔隙共生的情况下，较大孔隙更倾向于被胶结充填，小孔隙更易于被保存。

其他成岩作用对储层孔隙结构有影响，如构造破裂作用产生的裂缝可在一定程度上改善储层的渗流能力，但在研究区哈布桑组上段占比较小(见图4(a))，对研究区储层孔隙结构的控制相对较弱，在毛细管压力曲线上得到体现。

4.3 碳酸盐岩储层低渗成因机制

由图3可以看出，研究区大量的样品孔隙度虽然为中—高孔，但渗透率表现为低渗的特征。首先，白垩纪，中东地区处于温暖潮湿的低纬度[38]，适合生物的大量繁殖，从而为沉积提供物质基础，研究区镜下资料可以证明(见图8(a-d))。准同生期岩溶作用形成的铸模孔是哈布桑组上段主要的储集空间，铸模孔之间连通性较差，导致储层尽管有较高的孔隙度，但渗流能力较差(见图12(b))。其次，在整个沉积环境方面(见图10)，哈布桑组上段沉积水动力条件较弱，尤其是在研究区分布广泛的潮间带内缓坡、潮下带内缓坡以中—低能为主，岩石类型以泥质含量较高的泥质灰岩、白云石化泥质灰岩及粒泥灰岩为主；岩性较细，基质含量高，以细喉道为主。通常喉道的几何形态和连通性对储层的渗透率影响最大，喉道越粗、孔隙连通越多，渗透率越高[39]，哈布桑组上段是大孔喉型，其平均孔喉半径仅为3.000 μm(见图6(a))，从而导致储层的渗透率较低。此外，由不同岩石类型和不同微相的孔渗分布(见图4、图10)可以看出，尽管沉积环境之间存在差异，但不同沉积环境中岩石类型存在交互的现象，导致不同岩石类型的物性差异并不明显。以颗粒灰岩为主的储层仅在高能潮下带内缓坡发育，研究区分布比例相对较少，虽然颗粒灰岩保留大量的原生粒间孔，以及受后期受溶蚀作用影响而形成一些粒间溶孔，但哈布桑组上段铸模孔占比为80%，再结合“孔隙尺寸控制沉淀”的现象，对渗透性贡献较大的孔隙很难体现实际渗透能力。因此，哈布桑组上段整体表现为低渗特征。

5 结论

(1)阿联酋X油田下白垩统哈布桑组上段岩石类型主要为灰岩和白云岩，灰岩划分为5种类型(LM1、LM2、LM3、LM4、LM5)，白云岩划分为3种类型(DL1、DL2、DL3)。储集空间以次生孔隙为主，少见原生粒间孔及微裂缝。储层表现为中低孔中低渗特征，受沉积及成岩作用影响，研究区储层孔隙结构可分为大孔喉型、中孔喉型、细孔喉型及微孔喉型4种类型。

(2)哈布桑组上段优质储层发育受沉积环境及成岩作用的共同控制。高能沉积区储层物性明显优于中—低能沉积区的，不同的沉积相带内岩性的差异决定储层质量的好坏。溶蚀作用和白云岩化作用对改善储层物性起积极的作用；胶结作用导致储层孔喉变小，破坏孔隙的连通性，影响储层孔隙结构和物性。

(3)哈布桑组上段沉积时期水动力条件较弱，岩性较细，基质含量高，导致储层喉道较细；沉积期发育的生物受准同生期溶蚀作用影响，形成大量的铸模孔，在整个孔隙中占比较高；在高能相带内发育的颗粒灰岩尽管发育原生粒间孔和粒间溶孔，受孔隙占比及“孔隙尺寸控制沉淀”现象的影响，对渗透率的贡献很低，导致哈布桑组上段整体表现为低渗特征。