古地貌对伊拉克米桑油田群Mishrif组储层质量的影响*

陈培元

(中国海洋石油国际有限公司 北京 100028)

白垩系Mishrif组是伊拉克乃至整个中东地区最重要的碳酸盐岩储集单元之一[1]，统计的32个独立构造中，包含了超过30%的伊拉克石油总储量[2]。自20世纪90年代，国外大量的石油公司和研究人员针对中东地区不同油田Mishrif组及其等同层位的沉积环境、成岩作用及储层成因等开展了研究[3-10]，形成的认识有效指导了目标油田早期的勘探与开发。近年来，随着中国油企参与到伊拉克艾哈代布油田、鲁迈拉油田、哈法亚油田及米桑油田等大中型油田项目的建设中，国内学者开始针对Mishrif组开展针对性研究[11-16]，综合研究认为伊拉克白垩系Mishrif组为颗粒滩储层，其中沉积作用对储集层的影响最大，而后期成岩和构造作用对储层的改造较弱。针对颗粒滩储层，国内在塔里木盆地奥陶系[17]、鄂尔多斯盆地寒武系[18]、四川盆地雷口坡组[19]、龙王庙组[20]和栖霞组[21]等均有发现，普遍认为这些地层的颗粒滩主要发育在碳酸盐台地上，且陆表海台地上的古地貌高地是颗粒滩储层的主要发育场所，尤其是台地边缘和台地内的微地貌高地[17,22]。

米桑油田群位于伊拉克东南部，包括A、B和F 3个油田。已钻井资料揭示，三个油田均钻遇了白垩系Mishrif组颗粒滩储层，但主力生产层在3个油田储层厚度和物性方面存在显著差异：其中B油田储层厚度最大，物性及连续性也最好；F油田南高点储层厚度与B油田相似，但物性差异大，且呈现由南向北储层厚度变薄、物性变差的特征；A油田发育储层厚度最薄、物性也较差、平面上展布范围有限。从前期研究来看，米桑油田群Mishrif组沉积期主体以开阔台地为主，3个油田沉积特征存在相似性，且3个油田Mishrif组储层岩性一致，均为灰岩，但镜下薄片观察显示储层孔隙结构存在较大差异。尽管在前期研究中取得了以上的认识，但是对于影响3个油田Mishrif组储层质量差异的主控因素从未开展过研究。鉴于此，本文以伊拉克东南部米桑油田群Mishrif组颗粒滩相碳酸盐岩储层为研究对象，结合测井、岩心及相关分析化验资料，较为全面地揭示了Mishrif组颗粒滩的沉积规律及主控因素，以期为米桑油田群Mishrif组的进一步油气勘探开发提供更加充实的基础资料和科学依据。

1 地质概况

米桑油田群位于伊拉克东南部美索不达米亚盆地，毗邻两伊边境(图1a)，在构造区划上位于波斯湾盆地北部美索不达米亚带与扎格罗斯山前坳陷中部，受新近纪扎格斯造山运动影响形成北西—南东向的前陆背斜[23]。油田群包括3个在生产油田A、B、F，与伊朗D、Y和P三个油田相接壤(图1b)，主要钻遇了古近系—新近系As油藏和白垩系Mishrif油藏。As油藏发育白云岩、膏岩、灰岩、碎屑岩及其混合岩石类型；Mishrif油藏以碳酸盐岩为主，岩性主要为灰岩，地层厚度约400 m，在伊拉克东南部地区沉积厚度最大[24]，Mishrif组自下而上根据层序特征划分为3段及对应的6个油组，其中MB2油组根据储层物性特征分为上、下两段(图1c)，MB2油组上段为主要研究层位。三维地震资料显示，A油田和F油田离扎格罗斯褶皱冲断带近，Mishrif油藏内发育走滑断层和层间正断层[25]，走滑断层延伸长度7.5～30.0 km，断距5～50 m，而B油田Mishrif组无断层发育。

图1 研究区构造位置图、Mishrif组地层柱状图及古生代阿拉伯板块古地理位置Fig .1 Tectonic location of study area,stratigraphic section of Mishrif Formation and Paleolatitude positions of the Arabian Plate

区域构造演化表明，在中生代的大部分时间里，现在的伊拉克东南部位于非洲-阿拉伯板块东北缘的赤道位置[26](图1d)。到白垩纪晚期，伊拉克南部位于古赤道以北约5°处，气候较为湿润[27]。虽然在三叠纪期间，构造运动的幅度相对有限，但晚侏罗世和白垩纪的地壳规模扭曲增加，导致伊拉克西部的抬升和东部的下沉，形成了Gotnia和原美索不达米亚盆地[28]，盆地内充满了细粒的富含有机质的沉积物，四周被浅海碳酸盐岩沉积物所包围，紧邻盆地边缘沉积了多孔的碳酸盐岩沉积物。晚白垩世和第三纪的持续构造作用导致伊拉克南部形成了一系列的挤压构造[1]。前人针对该区域层序及沉积环境研究发现[29-30]，伊拉克东南部Mishrif组受区域构造演化及海平面持续下降的影响，发育1个长期旋回及对应的3个中期旋回，Mishrif组整体属于缓坡碳酸盐岩台地沉积，由下伏的Ru组斜坡相逐渐过渡到Mishrif组下部的开阔台地相，直至Mishrif组上部的局限台地相，本文研究的主力生产层段MB2油组上段属于开阔台地相(图1c)。

2 储层特征

2.1 岩石类型及储集空间

根据米桑油田群3个油田岩心资料和薄片观察，基于Dunham(1962)分类方案[31]，将Mishrif组岩石类型划分为颗粒灰岩、泥粒灰岩、粒泥灰岩及泥灰岩等4种类型(图2a—d)，其中泥灰岩表现为非储层。颗粒灰岩可进一步划分为砂屑灰岩和生屑灰岩，Mishrif组生屑种类较多，包括双壳(主要为厚壳蛤)、棘皮、腕足及有孔虫等。

岩心和铸体薄片可识别出Mishrif组碳酸盐岩储层发育粒间(溶)孔、粒内溶孔、泥晶间微孔、白云石晶间孔、微裂缝和溶蚀缝等5种类型的储集空间。粒间(溶)孔主要发育在生屑含量较高的颗粒灰岩和泥粒灰岩中，孔隙之间连通性好，渗透性优越，是最优质的储集空间类型(图2a)，局部受强溶蚀作用影响发育溶孔(洞)(图2b)。粒内溶孔主要是生物壳体碎屑溶蚀后形成的溶蚀孔或生物壳体包裹的体腔孔(图2c)，多表现为孤立的储集空间，孔隙度高，但渗透性差。泥晶间微孔主要表现为细粒沉积物之间的孔隙，连通相对较好(图2e)，前人研究认为该类储集空间的成因与波斯湾盆地白垩纪的沉积环境有关[10]，波斯湾盆地白垩纪沉积环境主要是浅海环境，海水成分有利于稳定的低镁方解石沉积，低镁方解石矿物相对比较稳定，沉积时矿物晶粒多小于4 μm。此外，研究区Mishrif组储层中发育大量的泥晶方解石，呈晶粒状，晶间孔发育，对储层具有一定的改造作用(图2f)。微裂缝和溶蚀缝是后期构造改造和溶蚀作用沿构造缝作用下形成的储集空间(图2g)，微裂缝在3个油田发育程度不等，其发育对改善局部储层的孔渗性具有一定的意义。镜下观察发现，Mishrif组碳酸盐岩储层缝合线也比较发育，缝合线呈锯齿状，多被油气充填，可见沥青(图2c、h)，显示了良好的油气运移通道。

(a)x907.00 m，B-52井，亮晶颗粒灰岩，颗粒主要为砂屑，发育少量有孔虫、棘皮、双壳碎屑，主要为原生粒间孔和次生溶孔；(b)x919.22 m，B-22井，泥粒灰岩，含大量双壳类碎片，见白云石晶体，发育粒间溶孔及铸模孔；(c)x948.08 m，B-22井，粒泥灰岩，发育次生溶蚀孔、微孔及缝合线，见白云石晶体；(d)x912.10 m，B-22井，泥灰岩，孔隙不发育，非储层；(e)x973.09 m，B-22井，泥粒灰岩，发育与基质有关的次生溶孔及泥晶间微孔；(f)x076.80 m，F-28井，颗粒灰岩，方解石充填粒间孔，泥晶方解石晶体之间发育晶间孔，孔径及喉道较小；(g)①x032.94 m，②x071.85 m，F-28井，颗粒灰岩，发育裂缝，裂缝沿颗粒发育或切割颗粒；(h)x972.04 m，B-22井，粒泥灰岩，发育次生溶蚀孔、微孔及缝合线，见白云石晶体图2 米桑油田群Mishrif组岩石类型及孔隙类型岩心镜下特征Fig .2 Core and Mishrifcroscopic characteristics of rock types and pore types in the Mishrif Formation of Missan oilfields

2.2 储层物性

对米桑油田群3个油田主力生产层21口取心井3 084个实测有效孔渗样品点进行统计分析，结果表明MB2油组上段碳酸盐岩储层孔渗相关性较差(图3)，但整体上呈现正相关性。就3个油田而言，B油田储层物性最好，其次为F油田南区，而F油田北区及A油田物性相对较差，大部分样品的渗透率集中在0.1～1.0 mD。米桑油田孔隙度与渗透率之间相关性表明了储层受到了成岩及构造作用的改造，这种现象与国内普光气田飞仙关组鲕滩储层的孔渗特征具有相似性[32]，体现了碳酸盐岩储层的微观非均质性。

图3 米桑油田群Mishrif组MB2油组上段孔隙度与渗透率交会图Fig .3 Crossplot of porosity and permeability in MB2 zone of Mishrif Formation of Missan oilfields

2.3 成岩作用

镜下及阴极发光资料表明，研究区MB2油组上段成岩作用类型多样，包括海底泥晶化作用、溶蚀作用、胶结作用、白云岩化作用、构造破裂作用、压实作用及压溶作用，其中B油田以溶蚀作用和胶结作用为主，F和A油田在溶蚀和胶结作用的基础上，构造破裂作用相对发育。

大量针对伊拉克东南部Mishrif组储层成岩作用的研究，证实了Mishrif组受准同生期岩溶作用的影响[10-11,13,33-35]，其最典型的标志为选择性溶蚀形成的孔(洞)(图4a、b)，尽管形态、大小各异，但成为了研究区优质储层形成的最直接原因。胶结作用在研究整个Mishrif组储层普遍发育，主要表现为1～2期的特征(图4c—e)，第1期胶结物形成在海底环境中，呈纤维状垂直颗粒或粒缘等厚环边栉壳状生长，主要表现为充填粒间孔，第2期胶结物形成在大气淡水环境和浅埋藏环境，呈粒状充填于第1期胶结后的残余原生粒间孔中，阴极发光下胶结物多不发光，或零星见晶体边缘发橘红色光(图4e)。胶结物导致Mishrif组碳酸盐岩储层孔径缩小，渗透性变差。

图4 米桑油田群及邻区Mishrif组MB2油组上段典型成岩作用特征Fig .4 Typical diagenesis characteristics of MB21 subzone of Mishrif Formation of Missan oilfields and its adjacent areas

此外，岩心及镜下资料发现，研究区Mishrif组在生屑颗粒或基质中均发育微裂缝。其中，B油田的裂缝多发育在生屑颗粒或泥晶基质中，呈微裂缝形态[25]，开度较小。而在F油田的薄片资料中可看到较大的裂缝，裂缝切割了生屑和泥晶基质，开度较大(图2g)。A油田Mishrif组受主要生产层位(主力生产层位As油藏)影响，在Mishrif组没有薄片资料，但与之接壤的D油田(图1a)露头及取心资料显示裂缝较为发育[36-37](图4f)，且A油田Mishrif组断层也非常发育，综合显示了A油田Mishrif组储层受构造挤压应力作用的影响较大，裂缝比B和F油田发育。

2.4 储层展布特征

已钻井资料解释，米桑油田群3个油田均钻遇了Mishrif组储层，主力生产层MB2油组上段储层厚度在横向上呈现由B油田向F油田及A油田逐渐减薄、隔夹层发育程度逐渐增强的趋势(图5)。

图5 米桑油田群Mishrif组主力生产层MB21储层横向对比图(剖面位置见图1b)Fig .5 Reservoir correlation diagram of the main production interval of MB21 subzone of Mishrif Formation of Missan oilfields(see Fig.1b for location)

从隔夹层发育情况来看，B油田夹层主要发育在MB2油组上段的下部，且厚度较薄，随着向A油田方向，隔夹层逐渐由MB2油组上段的下部向上发育，发育厚度逐渐变厚，但在MB2油组顶部均发育储层。隔夹层在伊拉克东南部不同油田MB2油藏发育的差异性前人有过报道[38]，其岩性主要表现为弱水动力相带下泥质含量较高的泥灰岩，为水体较深的静水环境沉积物，由于其物性小于储层下限，成为致密干层，也作为隔夹层。

3 古地貌对沉积-成岩的影响

3.1 古地貌特征恢复

前人通过对伊拉克东南部其它油田Mishrif组储层研究发现，白垩系Mishrif组优质储层的发育与古地貌之间密切相关，一方面沉积期海底古地貌高地控制了高能相带的形成与展布，另一方面古地貌控制了后期高能相带与大气淡水的溶蚀程度，进而控制碳酸盐岩次生储集空间的形成和展布[10-11]。因此，开展Mishrif组沉积期古地貌研究对于明确优质储层控制因素及发育规律具有重要意义。

常用的古地貌恢复方法较多，其中对于相对高差较大的地貌单元恢复方法有回剥法[39]、沉积学分析法[40]、层序地层学方法[41]等。波斯湾盆地白垩纪时构造位置处于新特提斯洋南缘被动大陆边缘[26]，为稳定被动大陆边缘碳酸盐岩缓坡沉积环境[10]，研究区Mishrif组地层平缓，平面上不同区域内沉积的地层差异较小(多为几米)，采用上述提到的方法难以刻画这种地貌之间的微差异。谭秀成 等[22]针对这种微地貌起伏差异较小碳酸盐岩台地，提出了利用等时地质体内的颗粒岩累计厚度来恢复古地貌，但该方法要求同生期暴露浅滩为中短期暴露，暴露时间小于50 000 a，发育选择性的粒内溶蚀和早期淡水胶结物为特征[42]。

米桑油田群Mishrif组MB2油组在3个油田为近乎等时的地质体[30]，且整体以颗粒滩沉积为主。在钻井过程中从未发生过漏失现象，即便是在钻遇溶蚀孔相对发育的MB2油组顶部地层。此外，镜下见到大量选择性溶蚀形成的铸模孔(图2c、e)及大气水成岩环境形成的方解石胶结物(图4c—e)，据此判断研究区Mishrif组暴露时间不长，可以采用等时地质体内颗粒岩累计厚度来恢复古地貌。

基于以上认识，根据取心井颗粒岩镜下建立的测井响应标准(GR≤12 API)，完成了米桑油田群Mishrif组MB2油组已钻井颗粒岩划分，并用颗粒岩厚度法恢复了米桑油田群Mishrif组MB2油组沉积期古地貌(图6)。整体来看，B油田颗粒岩厚度最大，其次为F油田，而A油田颗粒岩厚度最薄。谭秀成 等[22]认为对于中短期及非暴露浅滩区，古地貌高地的颗粒滩始终较其它区域沉积速率快，即颗粒岩厚度大的区域对应着沉积期古地貌的高地。故研究区平面上MB2油组颗粒滩沉积期，B油田和F油田古地貌相对较高，而A油田古地貌较低，F油田古地貌比B油田低，F油田的古地貌高地可能位于伊朗境内P油田。

图6 米桑油田群Mishrif组MB2油组沉积古地貌Fig .6 Sedimentary palaeogeomorphologic of MB2 zone of Mishrif Formation of Missan oilfields

3.2 古地貌对沉积差异的控制

前文已述，Mishrif组沉积期整个米桑油田群属于缓坡碳酸盐岩台地沉积，纵向上受海退的影响，由MC2到Mishrif组沉积末期沉积环境逐渐由斜坡环境向开阔台地和局限台地过渡。3个油田纵向上沉积相的变化具有一致性，这点与伊拉克东南部其它油田相同层位纵向沉积相演化同样具有一致性[10-15]，但油田间储层厚度却差异明显(图5)。

MB2油组上段沉积期，B油田古地貌相对其它两个油田较高。伊拉克东南部Mishrif组沉积期海平面变化特征整体表现为快速海侵-缓慢海退[10-11,30]，在缓慢海退时期，古地貌高地易处于浪基面附近，从而为颗粒滩发育提供优越的条件，使得古地貌的高部位常常是滩体优先生长发育的最有利位置。同时，滩体的发育在古地貌上又会形成一个相对高的隆起，在下次海侵时便于为下一期滩体发育提供条件，最终形成多期次的滩体垂向叠置现象，表现为古地貌高地颗粒滩厚度大的现象(图6)。

此外，缓坡碳酸盐岩台地坡度较缓，多小于0.1°[43]，受相对海平面变化影响，相带易发生侧向迁移，从而造成生屑滩颗粒灰岩段与滩间海粒泥灰岩和浅开阔海泥粒灰岩叠置发育[18]。以B油田南区MB2油组为例，自下而上可以细分为3个短期旋回SSC1、SSC2和SSC3，其中SSC2和SSC3发育在MB2油组上段内[30]，沉积相变化与三期短期旋回的关系表现为生屑滩主要发育于各短期旋回的顶部，在SSC1短期旋回内，旋回顶部发育的生屑滩仅发育在局部微构造高点，平面上较为孤立；在SSC2和SSC3短期旋回内，随着海平面的下降，相带侧向迁移，生屑滩分布面积逐渐增大，平面上逐渐连片(图7)。单个油田的纵向相带演化在整个米桑油田群Mishrif组内具有相似的特征，而造成这种相带差异的古地貌是导致平面上A、B、F油田间颗粒滩储层厚度变化的主要原因。

图7 B油田MB2油组短期旋回格架内生屑滩分布(剖面位置见图1b)Fig .7 Distribution of grain bank in short-term cycle sequence framework of MB2 zone in B oilfield(see Fig.1b for location)

3.3 古地貌对成岩作用的控制

从图7可以看出，在SSC3短期旋回末期，整个油田群都发育以生屑滩为主的储层(自然伽马曲线形态一致，可作为颗粒滩识别标准[44])。从图3可以看出，尽管油田群MB2油组上段沉积相具有一致性，但B油田MB2油组上段孔渗明显要优于F和A油田。根据米桑油田及邻区取心井镜下薄片观察发现，古地貌不仅对优质储层发育基础的沉积相起到控制作用，同样在一定程度上控制着后期成岩作用。

研究区A油田Mishrif组并无薄片资料，但邻近的伊朗D油田和Y油田的Sarvak组(与伊拉克的Mishrif组等时发育)薄片资料可供参考。伊朗D油田位于A油田西北方向(图1b)，在白垩纪Sarvak沉积期处于碳酸盐岩台地厚壳蛤建隆的边部[45]，SSC3短期旋回末期岩心上见溶蚀孔发育(图8a—b)，但溶蚀孔尺度较B和F油田小(图4a、b，图8c、d)，且薄片资料显示D油田的Sarvak组颗粒岩中泥质含量较高，尽管发育的孔隙类型以铸模孔和粒间溶孔为主，但均被大量胶结物充填(图8e、f)。此外，与A油田相邻的Y油田，同样表现为储层中泥质含量高、储集空间被大量胶结物充填的现象(图8g、h)。由此，可推知A油田储集空间发育可能较差，与D油田和Y油田具有相似的特征。而从F-28井MB2油组上段的岩心资料来看，尽管溶蚀孔洞内被方解石胶结物充填，但仍保留了一定的储集空间，使得其物性要相对稍优于A油田。此外，B-22井MB2油组上段的岩心和薄片资料显示(图4a、b)，MB2油组上段内每个短期旋回末期均发育不同程度的溶孔(洞)，且胶结作用较弱。分析认为，古地貌的差异是导致上述3个油田间成岩差异的主要原因。

此外，结合前文对储层物性的认识，F油田和A油田储层物性差异不大，但与B油田相比却差异明显，综合三个油田古地貌特征，整体表现为古地貌高部位储层物性好，而低部位物性较差。因为高部位易于颗粒滩的发育，受滩体纵向叠置的影响，可容空间逐渐减小，颗粒滩极易出露水体接受大气淡水的溶蚀，发育溶蚀孔[20,22,46]。而古地貌低部位溶蚀强度弱，同时沉淀了一些高部位被溶蚀的物质，进而充填储集空间，导致储层物性变差。

(a)x376.8 m，D-x井，厚壳蛤漂浮灰岩，发育溶蚀孔；(b)x372.7 m，D-x井，厚壳蛤砾灰岩，发育溶蚀孔；(c)x102.5 m，F-28井，泥粒灰岩，发育溶蚀孔洞，孔洞内充填方解石胶结物；(d)x101.8 m，F-28井，泥粒灰岩，发育溶蚀孔洞，孔洞被方解石胶结物充填；(e)x985.0 m，D-y井，粒状灰岩，胶结物充填粒间孔；(f)x180.0 m，D-z井，生物碎屑泥粒灰岩，发育粒间(溶)孔及铸模孔，部分孔隙被胶结物充填；(g)x017.1 m，Y-x井，厚壳蛤颗粒灰岩，发育泥晶套，颗粒间孔隙被胶结物完全充填；(h)x038.2 m，Y-x井，厚壳蛤粒泥灰岩，含厚壳蛤及生物碎屑，泥质含量高图8 研究区及邻区Mishrif组储层岩心及镜下特征(邻区资料据文献[8,44])Fig .8 Core and Mishrifcroscopic characteristics of the Mishrif Formation in the study area and its adjacent area(adjacent regions data from references 8 and 44)

4 结论

1) 研究区Mishrif组以颗粒滩的发育为特征，垂向上颗粒滩发育在短期旋回末期，横向上3个油田储层厚度及物性有差异，其中B油田储层厚度大，且储层物性最好，其次为F油田南区，而F油田北区及A油田储层厚度变薄、物性相对较差。

2) 利用等时地质体内的颗粒岩累计厚度恢复了研究区MB2油组沉积期古地貌，整体表现为B油田颗粒岩厚度最大，对应的沉积期古地貌高，其次为F油田，而A油田颗粒岩厚度最薄，对应的古地貌较低。

3) MB2油组上段在缓慢海退时期，古地貌高地为颗粒滩发育提供了优越的生产条件，多期次滩体的垂向叠置，导致古地貌高地颗粒滩厚度大，这是3个油田间储层厚度差异的主要原因；而沉积期古地貌，控制了后期成岩作用，进而影响储层的物性，古地貌高地储层的溶蚀程度强于古地貌低部位，使得B油田储层物性优于F油田和A油田。