中东M油田白垩系Mishrif组碳酸盐岩储层特征及主控因素

李峰峰，郭 睿，宋世琦

(1.中国石油勘探开发研究院,北京 100083；2.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249 )

国内油气消费需求量的快速增长，促使中国的石油公司积极开拓海外油气市场，开展国际油气业务合作[1]。中东地区是中国石油公司快速提高海外油气产量，实现规模发展的首选[2]。中东白垩系碳酸盐岩油藏储量巨大，构造作用影响较弱，储层主要受沉积-成岩作用综合控制[3]。碳酸盐岩储集层在不同时空尺度上具有显著的差异性，单一成因储集层发育较少，规模有效储集层是多种建设性成岩作用的结果，不同类型储集层孔隙发育的物质基础，孔隙调整和保存机制及环境存在显著差异[4-5]。中东M油田为巨型碳酸盐岩油田，主力油藏呈厚层块状，多存在边底水，油藏内部结构复杂，储层非均质性强。油藏主要采用衰竭式开采，开发过程中产液不均衡，油藏压力下降幅度大，边底水锥进速度快。转为注水开发后油藏受效较慢，水窜现象普遍，无水采油期较短，油气采出程度低。目前，油田正处于开发上产阶段，油藏地质研究程度低，储层非均质性认识成为了制约油田高效开发的瓶颈。笔者开展储层特征及主控因素研究，以期为油藏开发策略调整和井网井位优化提供地质依据。

1 油藏概况

M油田构造上位于美索不达米亚盆地构造前缘带(图1(a))，油田为一南北向长轴背斜(图1(b))，主力油藏为白垩系Mishrif油藏。Mishrif组地层发育于白垩纪稳定的被动大陆边缘沉积环境[6]，与下伏的Rumaila组呈整合接触关系，与上覆Khasib组呈不整合接触关系[7]。基于岩心资料(244.6 m)、铸体薄片(787块)、物性分析(787块)、压汞实验(512块)及测井资料(57口)，从储层物性、微观结构及结构组分等方面着手，明确M油田Mishrif油藏储集层特征，深化碳酸盐岩储层非均质性认识。

图1 中东M油田构造地理位置示意图和Mishrif组顶面构造Fig.1 Structure location of M Oilfield in the Middle East and contour map of Mishrif Formation

中白垩纪森诺曼阶-土仑阶，阿拉伯板块东北缘形成Najaf次盆地，M油田位于Najaf次盆地的东缘，整体为浅水沉积背景[7]。M油田Mishrif组为缓坡环境[8]，发育斜坡、滩前、障壁滩、滩后、潟湖、台内滩、岸滩、潮道和潟湖边缘坪等亚环境。Mishrif组早期为开阔水体环境，主要发育障壁滩、滩前和斜坡，在MB2.1段下部，随着障壁滩的不断加积，影响了水体的正常循环交换，在MB2.1段上部，研究区发育大面积的潟湖，障壁滩仅局部残留，潟湖中构造隆起处发育台内滩。至MB1段，研究区演变为局限沉积环境，以潟湖和岸滩为主，局部发育潟湖边缘坪和潮道。Mishrif组地层厚度近300 m，早期研究根据测井曲线特征垂向上划分为M Cap、MA、MB1、MB2.1、MB2.2、MC 共6个段(图2)，在Mishrif组中识别出3个三级层序(层序Ⅰ～Ⅲ)[9]和6个四级层序(SQ1～SQ6)[10]。

图2 M油田Mishrif组综合柱状图Fig.2 Comprehensive chart of Mishrif Formation in M Oilfield

2 储集层特征

2.1 储层物性和微观结构

M油田Mishrif组不同沉积相储层物性差异显著，相同沉积相储层物性区间跨度大，储层孔、渗相关性低，包括高孔高渗、高孔中渗、高孔低渗、中孔中渗、中孔低渗、中孔特低渗、低孔低渗和低孔特低渗8大类(图3)。高孔中高渗储层主要发育于岸滩、障壁滩、滩前和台内滩等高能沉积环境；斜坡、潟湖、滩后和潟湖边缘坪等储层主要为低渗和特低渗。相同沉积相储层物性级差较大：障壁滩和岸滩等储层渗透率相差3～4个数量级，潟湖相储层渗透率相差1～2个数量级，孔隙度从低孔到高孔均有发育。复杂的孔渗关系制约了渗透率场的有效模拟。

图3 M油田Mishrif组岩石物性特征Fig.3 Characteristics of reservoir physical property in Mishrif Formation of M Oilfield

M油田储层发育复杂的孔喉结构，孔喉分布呈单模态、双模态和多模态，其中单模态可根据主峰细分为2类，双模态根据主峰、次峰分布区间细分为8类，多模态可根据主峰、次峰数量、分布曲线及顺序和区间细分为6类。

障壁滩储层中喉和大喉发育比例较大，单模态发育比例占60.8%(图4(a)①和③)；双模态发育比例占27.5%(图4(b)②和⑦)；多模态孔喉分布曲线见图4(c)②。岸滩储层中喉发育比例较大，以单模态为主，峰值分布于0.1～1 μm(图4(a)①)；双模态发育比例和孔喉特征与障壁滩相似；多模态发育比例仅占0.8%(图4(c)①)。滩前相储层孔喉具有单模态和双模态特征，单模态发育比例高达92.9%，主要为中喉单模态和大喉单模态(图4(a)①和③)，两者峰值分布较近，大喉单模态的曲线离散程度较大；双模态分布曲线见图4(b)⑥。斜坡储层孔喉具有3种模态特征，单模态孔喉特征与滩相储层类型。双模态发育比例为21.1%，分布曲线见图4(b)④；多模态主峰发育比例15.7%(图4(c)⑥)，单模态孔喉峰值大于双模态和多模态孔喉峰值。潟湖相储层表现为喉道半径较小和模态多样性，以中喉单模态为主(图4(a)①)，双模态发育比例为18.9%(图4(b)③、⑥和⑧)；多模态发育比例为10.7%(图4(c)③和⑤)。滩后相储层孔喉结构简单，以单模态为主，双模态发育比例仅为3.8%，不发育多模态孔喉。单模态分布曲线见图4(a)①和②，双模态分布曲线为图4(b)①。台内滩储层孔喉模态简单且大、中喉发育比例较高，孔喉分布为单模态和双模态，两者发育比例相近；单模态分布曲线为图4(a)①；双模态为图4(b)⑥和⑧。潟湖边缘坪孔喉结构简单，分布曲线为图4(a)①，曲线聚合程度较高。

图4 M油田Mishrif组储层孔喉结构Fig.4 Characteristics of reservoir pore throat in Mishrif Formation of M Oilfield

2.2 储层结构组分

M油田Mishrif组碳酸盐岩储层岩石类型较多，储层结构主要包括以下几种：①颗粒支撑结构,颗粒洁净，粒间孔发育，优质储层多具有该结构，根据生屑类型和粒径可分为粗粒碎屑支撑和细粒碎屑支撑(图5(a)和(b));②泥粒结构,发育环境较广，颗粒多被溶蚀后又被胶结，生屑类型难以识别,岩石粒间孔隙中灰泥含量较高，储层物性通常较差(图5(c));③粒泥结构和漂浮结构,岩石灰泥含量较高，生屑可被溶蚀形成铸模孔，粒泥结构中生屑粒径较小且分选较好，漂浮结构中生屑粒径较大，分选较差(图5(d)和(e));④泥晶结构，岩石以泥晶为主，颗粒组分含量较低，岩石原始物性通常较低，具泥晶结构的储层通常伴随生物扰动构造，生物扰动和溶蚀作用耦合有效改善了岩石物性(图5(f));⑤细晶结构和含泥细晶结构，岩石为白云岩类，白云石含自形程度较好，可发育晶间孔和晶间溶孔，白云石晶体间可见交代残余的生屑(图5(g)和(h))。

M油田Mishrif组碳酸盐岩颗粒组分以生物介壳碎屑为主，生屑包括棘皮类、腹足类、苔藓类、圆笠虫、双壳类、藻类、厚壳蛤、珊瑚类、底栖有孔虫类、海绵骨针及似球粒等(图5(i)～(p))。不同生屑的抗溶蚀能力和抗压实强度差异显著，通常情况下，腹足类、底栖有孔虫、介形虫和藻类等生屑抗溶蚀能力较弱，海水成岩环境中即可发生降解溶蚀；双壳类、厚壳蛤类等生屑以低镁方解石为主，抗溶蚀能力较强，通常是在大气淡水环境下发生溶蚀；棘皮类化学性质最稳定，生屑难以被溶蚀。生物碎屑多样性为差异成岩演化和复杂孔隙类型奠定了物质基础。

图5 M油田Mishrif组储层结构和生屑多样性Fig.5 Reservoir structure and biological diversity in Mishrif Formation of M Oilfield

2.3 隔夹层和高渗层

M油田Mishrif组油藏中发育潟湖环境沉积型、深水环境沉积型、暴露风化胶结型、暴露淋滤胶结型和潟湖暴露炭化型等5种成因的隔夹层[11](图6)。深水环境沉积型发育于斜坡环境，斜坡通常位于风暴浪基面之下，水体较深，岩石泥质含量较高。岩石孔喉半径较小，渗透率较低，形成岩性隔挡。该类隔夹层厚度较大，分布稳定，主要在层序SQ2海侵体系域和高位体系域早期发育，对底水具有重要的隔挡作用(图6)。潟湖环境沉积型发育于潟湖，潟湖位于正常浪基面之下，水体能量较低，岩石泥晶含量较高。该类隔夹层在Mishrif组上部发育频率较高，隔夹层厚度和分布范围跨度较大，呈“千层饼状”和“迷宫状”(图6)，“千层饼状”隔夹层厚度较大、分布稳定，有利于油藏分层系开发，而“迷宫状”隔夹层厚度较小、分布不稳定，叠置程度低。暴露风化胶结型属于物性隔夹层，发育在Mishrif组顶部，厚度较大，分布稳定，将Mishrif组油藏和Khasib组油藏分割成不同的开发层系(图6)。海平面大幅度下降，地层长时间暴露，湿润和干旱气候交替。干旱气候条件下，风化作用造成岩石结构松散，裂缝发育；潮湿气候条件下，溶蚀性流体易沿缝隙渗透，地层上部发生溶蚀作用，流体在向下运移的过程中逐渐达到饱和，因此溶蚀带下部通常可形成胶结带。干旱气候条件下，顶部溶蚀带通常被剥蚀殆尽，仅残留底部胶结带。Mishrif组以残留的致密胶结角砾岩为主。浅滩淋滤胶结型主要发育在障壁滩和岸滩环境，台内滩和滩前环境中也可发育，属于物性隔夹层，通常发育于滩体下部。滩体上部淋滤形成Ca2+向滩体下部运移，在潜流带达到过饱和，同时潜流带中CO2的脱气作用也促使碳酸钙发生沉淀[12]，形成致密胶结带。隔夹层发育厚度较小，分布不稳定(图6)。潟湖暴露炭化型为有机隔夹层，岩石类型为炭质泥岩。海平面大幅度下降，潮湿气候条件下降水丰富，潟湖长期暴露且植被发育。植被死亡后被快速埋藏，还原环境下，有机物被保存下来，具备陆相泥沼环境特征，发育淤化带。随着地层沉降，适宜的温度和压力使埋藏环境具备成煤条件，有机质逐渐演化为炭质泥岩[13]，该类隔夹层发育在层序SQ3顶部，厚度较小，但分布比较稳定(图6)。

图6 M油田Mishrif组隔夹层特征Fig.6 Interlayers characteristics in Mishrif Formation of M Oilfield

高渗层又称为“贼层”，指渗流性明显高于围岩，开发过程中造成产液不均衡的层段。贼层地质成因包括构造裂缝、沉积作用或后期成岩改造等。M油田Mishrif组贼层为沉积成因，取芯井上，该段岩心近1.5 m，沉积环境为台内滩，岩石为圆笠虫生屑灰岩，粒间孔隙发育，储层物性较好。围岩多为潟湖沉积，岩石以泥晶灰岩和含生屑泥晶灰岩为主，薄片上肉眼难以见到孔隙，岩石物性较差。两种岩石渗透率相差2～3个数量级。该段贼层厚度远大于测井的垂向分辨率，但在岩心和测井精细标定归位后，发现贼层与围岩之间并无明显特征，自然伽马(GR)曲线、电阻率(RT)曲线、密度(DEN)曲线和声波时差(AC)曲线均变化平缓(图7)。开发过程中，高渗层产液较高，造成储量动用不均衡，证实该段为“贼层”。综合分析认为：贼层在测井上的难以识别是由贼层和围岩的岩石学特征造成的。该段“贼层”虽然颗粒组分含量高，但生屑泥晶化程度较高，导致生屑颗粒与泥晶基质的性质趋同，造成自然伽马测井曲线响应较弱；而且，围岩岩心上具有良好的油气显示，与贼层段的含油性差异较小，导致电阻率曲线响应特征趋同；此外，围岩与“贼层”虽然渗透率差异较大，但孔隙度差异较小，围岩中基质微孔和次生溶孔对孔隙度的贡献较大，孔隙度以中高孔为主，导致密度曲线和声波曲线在“贼层”段的响应较弱。“贼层”在测井资料上隐蔽性较高，非取芯井难以有效识别，制约了油藏的高效开发。

图7 M油田Mishrif组“贼层”特征Fig.7 Thief zone characteristics in Mishrif Formation of M Oilfield

3 主控因素

3.1 层序地层旋回

中东白垩系碳酸盐岩油藏主力产层多为厚层块状，巨厚地层内部发育多期高频层序旋回，海平面升降控制了沉积环境演化，并对早期成岩环境具有重要的影响，沉积-成岩耦合作用造成不同成因的储层相互叠置，侧向上储层与非储层交替。M油田Mishrif组发育6个四级层序，不同层序的沉积序列、层序界面、有利储层及隔夹层发育位置等差异显著。SQ1、SQ2和SQ4层序界面为淋滤溶蚀面，层序早期为厚层的斜坡沉积，晚期为滩前和障壁滩互层(图8(a))。层序顶部障壁滩发生淋滤溶蚀，储层物性得到有效改善。该类层序中，优质储层主要发育在高位体系域晚期和低位体系域，储层厚度较大，分布稳定，物性较高，滩体内部可发育由胶结作用形成的物性隔夹层。SQ3层序顶界面与三级层序顶界面相同，界面处发育薄层炭质泥岩，层序旋回整体处于局限环境，发育多套台内滩和潟湖互层(图8(b))。层序内部优质储层发育程度较低，以差储层为主，高位体系域早期岩石中铸模孔发育程度较高，储层物性较好且分布稳定。高位体系域晚期，薄层的台内滩以粒间孔隙为主，泥质含量较低，可形成优质储层。层序晚期海平面大幅度下降，发育低位体系域，潟湖相地层经历暴露淋滤后比较致密，发育稳定分布的隔夹层。SQ5层序沉积环境为潟湖和岸滩互层，岸滩厚度不断增大，层序顶部沉积环境为潟湖边缘坪。海平面下降造成潟湖边缘暴露发生白云石化作用，形成白云岩，层序界面为岩性转换面(图8(c))。优质储层主要发育在高位体系域晚期岸滩环境，而高位体系早期岸滩胶结作用较强，物性较差，可形成物性遮挡。潟湖环境成岩改造程度较低，形成隔夹层或差储层，层序界面处白云岩泥质含量较高，储层物性较差。SQ6层序沉积环境为潟湖和岸滩互层(图8(d))，高位体系域滩体胶结作用较强，储层物性较差。低位体系域层序顶部发育大段的角砾岩带，岩石遭受多期交替淋滤作用和风化作用，形成致密胶结带，发育稳定的物性隔夹层。

图8 M油田Mishrif组储层结构Fig.8 Reservoir architecture in Mishrif Formation of M Oilfield

3.2 沉积作用

M油田在白垩系构造影响较弱，沉积作用和成岩作用对储层品质具有重要的影响。不同沉积环境中岩石特征、生屑类型及结构构造等差异显著(图9)。障壁滩以厚壳蛤生屑灰岩和生屑颗粒灰岩为主，生屑主要为厚壳蛤、固着类双壳和棘皮类，分选磨圆较差，岩石结构成熟度较低。岸滩以生屑颗粒灰岩和泥晶生屑灰岩为主，生屑主要为双壳类、棘皮类和底栖有孔虫，生屑分选较好。台内滩形成于潟湖中的构造隆起，岩石泥质含量较高，以泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩和圆笠虫生屑灰岩为主。滩前发育在障壁滩向海一侧，水体开阔，沉积水动力较强，岩石包括泥晶棘屑灰岩、似球粒生屑灰岩和亮晶有孔虫灰岩，颗粒分选和磨圆较好，岩石结构成熟度较高。滩后形成于障壁滩向陆一侧，沉积水动力较弱，以生屑漂浮岩为主，分选较差，岩石结构成熟度较低。潟湖位于障壁滩向陆一侧的构造洼地，主体位于正常浪基面以下，水体能量较低，岩石泥质含量较高，包括含掘穴泥灰岩、绿藻泥晶灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩等，主要为广盐性生物碎屑，以底栖有孔虫、腹足类和藻类为主，含少量的双壳类和介形虫。潟湖边缘坪以白云岩类为主，白云石晶体间可见残余双壳类生屑。斜坡位于风暴浪基面之下，水体安静，以泥灰岩为主，生屑主要为海绵骨针、介形虫及栗孔虫等深水生物碎屑。

沉积作用不但控制了岩石的原始组构和物性，还对后期成岩演化具有重要的影响。障壁滩、岸滩、台内滩和滩前等高能沉积环境，水体冲刷筛选能力较强，岩石原始物性较高，成岩流体容易渗入。在海侵体系域或高位体系域早期，水体深度较大，滩体通常处于海水成岩环境。海水提供了充足的溶质，且波浪或潮汐可推动海水穿过相当大厚度的沉积层，发生强烈的海水胶结[14]。高能沉积通常处于古地貌隆起，在高位体系域晚期或低位体系域，地层容易处于大气淡水环境。滩体顶部溶蚀形成大量粒间溶孔和生物体腔孔，有效改善岩石的物性。若滩体厚度较大，滩体底部则处于潜流带，流体的饱和度较高，以胶结作用为主，形成方解石充填孔隙，降低储层物性。潟湖、滩后、斜坡等低能沉积环境，岩石泥质组分含量高，以基质微孔为主，排驱压力较大，岩石的原始渗透率较低，成岩流体不易渗入，成岩作用较弱。而且，低能沉积环境地势低洼，若海平面下降幅度较小，地层依旧处于海水成岩环境，成岩作用依旧较弱。只有当海平面大幅度下降时，岩石才能有机会遭受溶蚀。

图9 M油田Mishrif组沉积相对储层特征的控制作用Fig.9 Reservoir characteristics controlled by facies in Mishrif Formation of M Oilfield

3.3 成岩作用复杂

M油田Mishrif组储层的储集空间中次生孔隙占据了较大的比例，包括粒间溶孔、壳体溶孔、生物体腔孔、铸模孔、颗粒微孔、粒内孔、晶间孔及晶间溶孔等。多样的孔隙归因于复杂的成岩改造，M油田Mishrif组成岩作用类型主要为包括溶蚀作用、胶结作用、白云石化作用，作用对象包括生屑颗粒、泥晶基质和生物潜穴中的充填物。

(1)溶蚀作用。溶蚀作用是重要的建设性成岩作用，可分为非选择性溶蚀和选择性溶蚀。非选择性溶蚀不但溶解粒间的亮晶胶结物，还可以溶解低镁方解石质的生屑颗粒或泥晶基质，如厚壳蛤类、双壳类等生屑。非选择性溶蚀主要作用于浅滩环境，在滩后和潟湖中也可发育。大气淡水环境下，流体的溶蚀性较强，滩体发生淋滤溶蚀，岩石原始结构遭到破坏，行成大量的粒间孔、粒间溶孔和溶蚀孔洞(图10(a)～(c))。泥晶基质或亮晶胶结物通常为低镁方解石，化学性质稳定，流体对生屑不饱和而对填隙物饱和，生屑颗粒被选择性溶蚀，形成大量的铸模孔、生物体腔孔和粒内孔(图10(d)～(i))。M油田Mishrif组选择性溶蚀作用比较普遍，在高能滩体和低能潟湖中均有发育。

图10 M油田Mishrif组储层成岩作用类型和孔隙特征Fig.10 Diagenesis and pore characteristics in Mishrif Formation of M Oilfield

(2)胶结作用。胶结作用是与溶蚀作用相伴生的成岩类型。方解石胶结物，充填储层孔隙和喉道，降低储层物性。胶结作用主要影响浅滩相储层物性，潟湖相储层也受胶结作用影响。根据胶结物含量，将M油田Mishrif组胶结作用分为弱胶结、中等胶结和致密胶结：致密胶结将沉积物的孔隙和喉道完全充填，肉眼难以见到孔隙，岩石渗流性质差，通常形成物性隔夹层。弱胶结指方解石零星分布于储层粒间孔或粒间溶孔中，对储层物性影响较小。中等胶结指部分孔隙和喉道被胶结物充填堵塞，形成残余铸模孔或残余粒间孔(图10(j))。滩体不同部位经受的溶蚀-胶结作用不同，导致储层物性分异较大。强溶蚀、弱胶结提高储层物性，弱溶蚀、强胶结降低储层物性。

(3)白云石化作用。白云石化作用主要发生在潟湖边缘坪、潟湖和斜坡中。海平面下降阶段，潟湖边缘发生暴露，发生准同生白云石化作用，形成大量的晶间孔隙(图10(k))。潟湖边缘坪的发育受水介质条件和气候控制，仅在MA层下部发育。岩石泥晶含量较高，可见白云石化后的残余双壳和棘皮生屑。若发生溶蚀作用，形成大量的晶间溶孔，可有效改善储层物性(图10(l))。

(4)M油田Mishrif组潟湖环境中生物扰动现象比较普遍[15]，潜穴与基底具有不同的结构组分和化学成分。当潜穴中充填了粗粒碎屑，则潜穴物性高于基底，连通的潜穴可为成岩流体提供渗流通道，若有溶蚀性流体渗入，潜穴中可发生溶蚀作用，形成粒间溶孔和铸模孔(图10(m))，有效改善潜穴物性，若有饱和流体渗入，潜穴中发生强烈的胶结作用，降低潜穴物性(图10(n))。当潜穴中充填了生物新陈代谢形成的粪便和黏滞物等有机质，埋藏成岩环境下，有利于发生白云石化作用[16-17]，白云石与方解石发生等摩尔交代后，形成大量的晶间孔隙[18](图10(o))。若后期有溶蚀性流体渗入，白云石晶体间孔隙体积进一步扩大，形成晶间溶孔。生物扰动作用主要发生在潟湖环境中，生物扰动比较充分，潜穴发育密度大，潟湖相岩石改造程度高。潟湖中普遍发育微裂缝(图10(p))，是造成储层低孔高渗的主要原因。

4 结 论

(1)Mishrif组发育6个四级层序，海平面升降旋回造成沉积环境变迁，海水成岩环境和大气淡水环境不断转换。沉积-成岩耦合作用控制着岩石的物性，形成有利储层、差储层、贼层及不同成因的隔夹层等。多期层序旋回造成不同储层和隔夹层交替变化，导致储层垂向具有较强的非均质性。

(2)M油田Mishrif组为具障壁的缓坡环境，沉积相类型较多，不同沉积相由于结构组分和成岩改造差异，储层物性差异较大，相同沉积相不同部位成岩作用类型和强度不同，导致储层物性级差较大。成岩作用主要为非选择性溶蚀作用、选择性溶蚀作用、胶结作用及白云石化作用，复杂的成岩演化造成Mishrif组储层次生孔隙类型多样、孔喉结构复杂。