阿联酋西部地区白垩系森诺曼阶高孔渗灰岩储层特征及控制因素

罗贝维，尹继全，胡广成，陈 华，康敬程，肖 萌，朱秋影，段海岗

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油国际勘探开发有限公司，北京 100034）

0 引言

白垩系是中东主要的油资源富集层系，其石油储量占中东探明可采储量的53%［1-2］，相关油田主要分布在现今波斯湾周边的美索不达米亚盆地、扎格罗斯褶皱带、中阿拉伯和鲁卜哈利盆地［3］。下白垩统约70%的油气储量分布于碳酸盐岩中，如伊拉克中南部Yamama 组滩坝鲕粒灰岩、科威特Minagish组中—粗鲕粒灰岩、阿布扎比Thamama 群Kharaib组和Shuaiba 组泥粒灰岩及台缘介壳灰岩。中白垩统约95% 的油气储量富集于碳酸盐岩，主要包括Mishrif 组、Sarvak 组和Natih 组。上白垩统包含Sadi组、Khasib 组和Tanuma 组碳酸盐岩储层和海相砂岩沉积，探明原油储量约占白垩系总探明储量的14%，以低渗—特低渗储层为主［4-5］。学者们对中东地区白垩系储层进行了大量研究，朱日祥等［6］和Martin［7］认为，长期的被动大陆边缘环境为白垩系巨厚（2 000～4 000 m）浅海碳酸盐岩的沉积创造了稳定背景；乔占峰等［8］、赵丽敏等［9］和余义常等［10］认为受扎格罗斯造山影响，伊朗和伊拉克地区白垩系在扎格罗斯山前快速挤压深埋，具备良好的油气供给条件，高孔渗的优质储层和低渗隔夹层通常会影响油水分异；叶禹等［11］和卞从胜等［12］认为阿联酋和阿曼地区白垩系特别是中白垩统含油气系统生烃动力相对较弱，高孔渗储层往往优先接受油气充注。这些研究从层序格架、沉积相单元和储层构型等方面对中东地区白垩系油藏进行了分析，但缺乏对高孔渗储层地质控制因素的系统梳理。

以层序地层学为基础，通过岩心描述、薄片观察、测井和地震资料分析，对阿联酋西部地区白垩系森诺曼阶高孔渗储层开展层序格架下的等时追踪、古地貌恢复等综合评价，以期弄清控制该区森诺曼阶高孔渗储层的构造-沉积-成岩多维度机制，为优质储层的预测和精细描述提供地质依据。

1 地质概况

阿联酋位于阿拉伯板块东部边缘，鲁卜哈利次盆东北端，构造上属于古生代内克拉通、中生代被动大陆边缘和新生代前陆的叠合盆地。目前，在古生界—新生界已发现了5套含油气系统，其中，中下白垩统森诺曼阶（Cenomanian）碳酸盐岩是中国石油公司在中东地区现有油气项目的主要产层。森诺曼阶是中上白垩统最底部的一个地层单位，距今年龄为100.5～93.5 Ma，继承了侏罗纪建立起来的沉积格架，即被动大陆边缘背景下的浅海碳酸盐岩陆架沉积环境，受气候、洋流、海平面变化等全球性地质事件的综合影响，沉积充填了一套以常规碳酸盐岩为主的富含油地层。森诺曼阶下部Shilaif 组发育盆地相泥页岩和灰泥岩，是中白垩统主要的烃源岩，Shilaif 组在台内盆地（intrashelf basin）内厚度约为120 m，平均TOC值为3%，处于生油初期或早期。Shilaif 组上覆Mishrif 组的岩性主要为生物碎屑灰岩，孔隙度一般为10%～40%，分布于Shilaif 组台内盆地的西侧和东侧。森诺曼阶盖层在中东不同地区存在一定的差异，其中上白垩统科尼亚克阶Laffan 组泥岩是一套区域性盖层，在除了阿曼山前的大部分区域之外均有发育，在阿联酋西部地区上白垩统Tuwayil 组底部发育的高GR泥岩和致密碳酸盐岩直接覆盖于Mishrif 组碳酸盐岩之上作为局部盖层（图1）。

图1 阿拉伯板块白垩纪早森诺曼晚期高位体系域至K130 海泛期（97.0 Ma）沉积环境、油田范围（a）及白垩系岩性地层综合柱状图（b）Fig.1 Sedimentary environment and oilfields distribution at the late stage of Early Cenomanian to K130 MFS（a）and stratigraphic column of Cretaceous（b）of Arabian Plate

2 沉积特征

2.1 岩石学特征

基于阿联酋西部地区7口井森诺曼阶碳酸盐岩的岩心及薄片资料，按照Dunham［13］和Folk［14］的分类方法，可将该区岩性分为生屑灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩和泥灰岩。

生屑灰岩呈灰白色，矿物组成以亮晶方解石为主，反映了相对高能的水动力环境。根据颗粒成分的不同，可细分为亮晶厚壳蛤灰岩和亮晶生屑灰岩，其中亮晶厚壳蛤灰岩在中东地区白垩系广泛分布，完整的厚壳蛤骨架内为半充填的亮晶方解石，常见厚壳蛤网格骨架构成的生物体腔孔。厚壳蛤颗粒在强水动力条件下发生破碎，混杂堆积而形成亮晶生屑灰岩，生屑颗粒为粒屑级，粒径为0.5～3.0 mm，分选性中等，孔隙发育，主要孔隙类型为铸模孔和粒间溶孔（图2a—2d）。

图2 阿联酋西部白垩系森诺曼阶Mishrif 组和Shilaif 组典型岩性的岩心、薄片及电镜照片Fig.2 Photographs of cores，thin sections and SEM of typical lithologies of Mishrif Formation and Shilaif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

泥晶生屑灰岩的矿物组成以方解石为主，生屑颗粒体积分数一般大于50%，生屑类型多样，常见的有厚壳蛤碎屑、双壳、棘皮类和有孔虫等。颗粒间结晶程度低，具有泥微晶结构。其储集空间类型与生屑灰岩相同，但孔隙被胶结程度更高（图2e—2f）。

生屑泥晶灰岩的矿物组成以泥晶方解石为主，含少量生物碎屑（体积分数为20%～50%），常为分选性和磨圆度均较差的生屑、球粒和似球粒。岩石结晶程度低，具有泥微晶结构，储集空间不发育，孔隙类型以粒间溶孔为主（图2g—2h）。生屑颗粒体积分数为10%～20%时，通常命名为泥晶灰岩（图2i—2j）。

泥灰岩呈灰黑色，矿物组成以泥晶方解石为主，含极少量生物碎屑（体积分数小于10%）。岩石结晶程度低，具有泥微晶结构。储集空间不发育，且一般为孤立孔隙，主要孔隙类型为粒间溶孔和有机质孔（图2k—2m）。该类岩石常见于Shilaif 组，Shilaif 组被认为是Mishrif 组同期异相的盆地相碳酸盐岩沉积物。

2.2 沉积相与物性分析

阿联酋西部地区森诺曼阶Mishrif 组整体为一个弱镶边型的碳酸盐岩缓坡沉积［15］，共识别出内缓坡、中缓坡和外缓坡3 类沉积亚相，其中内缓坡亚相可细分为潟湖、滩间、滩后、高能滩和厚壳蛤礁5类微相，中缓坡亚相进一步分为滩前微相（表1）。

表1 阿联酋西部地区白垩系森诺曼阶碳酸盐岩缓坡沉积相划分及特征Table 1 Sedimentary facies classification and characteristics of carbonate ramp of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

研究区Mishrif 组高孔渗储层主要发育在内缓坡厚壳蛤礁微相和高能滩微相，相控特征明显。岩心和薄片岩石学特征分析结果显示，高能滩微相中发育的储层岩性以亮晶生屑灰岩为主，颗粒支撑，孔隙度为25%～33%，渗透率为40.0～370.0 mD；厚壳蛤礁微相中发育的储层岩性为亮晶厚壳蛤灰岩，生物体腔孔和铸膜孔发育，孔隙度为20%～34%，渗透率为150.0～2 000.0 mD，均属于高孔渗灰岩。

核磁共振及微米CT 测试结果显示，高能滩微相中发育的储层孔径分布呈双峰型，孔径为0.1～10.0 μm；厚壳蛤礁微相储层孔径分布呈高弛豫单峰型，几何形态上为大孔喉，孔径为1.0～100.0 μm。压汞实验测试结果表明，高能滩微相储层的排驱压力为0.007～0.070 MPa，中值压力为0.10～0.69 MPa，铸模孔、粒间溶孔均发育；厚壳蛤礁微相储层退汞效率为100%，铸模孔发育。这2 类高孔渗储层均反映了中—高能水体持续性改造的特征（表1、图3）。

图3 阿联酋西部地区白垩系森诺曼阶Mishrif 组高孔渗灰岩核磁及压汞特征Fig.3 NMR and mercury pressure characteristics of high porosity and permeability limestones of Mishrif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

3 层序地层及沉积演化

中东地区森诺曼阶层序地层的划分多以沉积相与体系域变化为依据，一般可以划分成3～4 个三级层序［12，16-18］。根据阿联酋西部地区森诺曼阶岩心、测井与地震资料综合分析，结合区域地质背景，将Mishrif 组划分为3 个三级层序，自下而上依次为SQ1，SQ2和SQ3，并细分为7 个体系域。

3.1 层序界面特征

Mishrif 组各三级层序时空变迁在测井、地震、沉积充填等多方面均有响应［19-20］。从Shilaif 组过渡至Mishrif 组，自然伽马和电阻率均从高值变为低值，声波时差则从低值变为高值，在地震剖面上表现为地震同相轴下超特征（图4）。SQ1与SQ2 界面表现为自下而上水体深度、泥质含量均增大，自然伽马和电阻率值也均变大，在地震剖面上可见一系列同相轴上超在SQ1 顶面之上，表现出海侵特征。SQ2与SQ3界面也表现为自下而上水体深度和泥质含量均增大，地震剖面上显示地层上超特征明显。Mishrif 组顶部是一条区域不整合面，在地震剖面上为一条全区可追踪的强反射轴，在台缘附近顶超界面特征清晰，岩心样品表现出暴露侵蚀的特征。

图4 阿联酋西部白垩系森诺曼阶Mishrif 组地层格架特征及沉积迁移特征（地震剖面位置见图1，沿Shuaiba 组顶面拉平）Fig.4 Seismic section showing sequence framework and sedimentary variation of Mishrif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

综合岩性、岩相叠加模式、地震剖面特征和最大海泛面特征，可识别三级层序内不同的体系域［21-22］。在研究区Mishrif 组共识别出7 个体系域，主要是高位体系域和海侵体系域。高位体系域旋回表现为水体向上变浅，岩性在界面处发生突变，由泥灰岩、粒屑灰岩变为生屑灰岩，表明自下而上泥质含量变低、水体能量变强、岩石中颗粒含量增加、物性变好。海侵体系域则与高位体系域相反，是一个沉积水体逐渐加深，达到最大海泛面的过程，在地震剖面上可见退积特征。研究区东部地区在3 个三级层序内部都可识别出海侵体系域和高位体系域，如A-6 井共识别4 个高位体系域和3 个海侵体系域，主要为内缓坡亚相和中缓坡亚相；中、西部地区层序主要由高位体系域构成，A-4 井、A-5 井和A-2 井均可识别出6 个高位体系域，仅在SQ3沉积早期识别出1 个海侵体系域，主要发育内缓坡相与厚壳蛤礁微相。由此可见，Mishrif组沉积期的高位体系域为高孔渗储层的发育提供了有利的沉积环境（图5）。

3.2 层序格架及沉积演化

综合岩心、测井曲线和地震同相轴的变化特征，对研究区Mishrif 组的三级层序和内部体系域界面进行识别，并建立层序地层格架。

SQ1 沉积期，地层厚度自西向东呈先增大再减小的趋势，西部、中部和东部地区地层厚度分别为120 m，170 m 和60～90 m（图5），依次发育内缓坡亚相—中缓坡亚相—外缓坡亚相/盆地相。中、西部地区该层序由3 个向东进积的高位体系域构成，主要发育潟湖微相和厚壳蛤礁微相（图6a），在地震剖面上表现为多组向东迁移的丘型反射波组特征（参见图4），因地势较高，海水深度较浅或者短期暴露，海侵特征不明显，仅在东部地区中缓坡沉积外侧见海侵体系域。该时期礁体生长形成的相对高部位影响后期滩体的展布，使之主要沿碳酸盐岩台地边缘发育，并随海平面的升降而向台内和盆地方向迁移。

图6 阿联酋西部白垩系森诺曼阶Mishrif 组三级层序沉积特征Fig.6 Sedimentary characteristics of the third-order sequence of Mishrif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

SQ2 沉积期，层序结构与SQ1 相似，但中缓坡沉积具有向东移动的趋势，礁滩建造缓慢向中部地区迁移，在地震剖面上表现为大型丘型加积波组反射特征（参见图4）。受礁滩东迁的影响，地层厚度自西向东先增大后减小，西部、中部和东部地区地层厚度分别为90～120 m，150 m以及小于90 m（图5）。该时期中、西部地区海侵特征不明显，层序主要由2 期高位体系域构成，以发育内缓坡沉积为主。中部地区主要发育高能滩微相、滩间/滩后微相，另有滩前微相零星分布，西部地区仍以发育潟湖微相为主（图6b）。东部地区层序由2 期高位体系域和1 期海侵体系域构成，主要发育呈北东—南西向条带状展布的中缓坡沉积。

SQ3 沉积期，研究区整体为缓慢海退环境，主要表现为早期海侵体系域和后期高位体系域，碳酸盐岩的弱镶边特征逐渐消失并演化为碳酸盐岩缓坡。中、西部地区仍以内缓坡沉积为主，高能滩微相发育；东部地区则主要发育内缓坡和中缓坡沉积（图6c），内缓坡亚相地层厚度约为90 m，中缓坡亚相地层厚度为30～60 m（参见图5）。该时期水体总体较深，如A-7 井SQ3 层序岩心显示为透镜状生屑泥晶灰岩和泥晶灰岩；在高位体系域上部（Mishrif 组沉积末期），海平面整体下降，地层整体抬升暴露，遭受短期侵蚀，如A-2 等井区发育高能滩或礁滩复合体，成为区内重要的含油气储层（图6）。

3.3 古地貌与高孔渗储层分布

研究区Mishrif 组碳酸盐岩台地（内缓坡亚相）的古地貌相对较高，且海水能量较强，易于颗粒的淘洗和筛选，有利于高能滩微相发育，从而形成了多个油气聚集的高孔渗储集单元。基于储层物性判断，高能滩微相、厚壳蛤礁微相及礁滩复合体为Mishrif 组最有利的沉积相带。

基于高频层序追踪结果，优选残余厚度法恢复研究区古地貌［23-24］（图7）：①厚层台缘礁体主要分布于SQ1 和SQ2 层序，形成了储集物性好的岩性圈闭；②SQ3 层序继承性发育的高能礁滩相碳酸盐岩因长期处于古地貌高点，受高能水体的影响，沉积了一套高孔渗灰岩储层，且构造高部位储层物性更好。如长期处于古构造高部位的A-3井Mishrif 组顶部为厚壳蛤礁微相亮晶厚壳蛤（生屑）灰岩，岩心显示铸模孔、粒间溶孔均发育，测试孔隙度为19%～34%，渗透率为33～2 050 mD，是一套高孔渗灰岩储层；位于构造低部位的A-5 井Mishrif 组顶部以滩后/滩间微相泥晶生屑灰岩沉积为主，粒间溶孔发育，孔隙度为15%～29%，渗透率仅为2～17 mD。

图7 阿联酋西部地区白垩系森诺曼阶Mishrif 组古地貌特征Fig.7 Paleogeomorphic features of Mishrif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

4 成岩作用分析

4.1 建设性成岩作用

中白垩世，波斯湾盆地为稳定被动大陆边缘碳酸盐岩缓坡沉积环境，礁滩相生屑灰岩广泛发育，为优质储层的发育提供了有利条件；白垩纪波斯湾盆地主要为浅海沉积环境，海水成分有利于稳定的低镁方解石沉积，从而形成以低镁方解石为主的Mishrif 组碳酸盐岩，该类碳酸盐岩发育大量基质孔，构成储集空间的同时，也有利于成岩流体对储层进行改造［25］。

岩心薄片和铸体薄片观察发现，阿联酋西部地区Mishrif 组储层孔隙发育受多期成岩作用叠合改造，其中建设性成岩作用以同生期大气淡水溶蚀为主，促进次生粒间溶孔、晶间溶孔和铸模孔的发育［11，26-28］（图8a—8d）。同生期大气淡水溶蚀作用，受古地貌和海平面变化控制，发育顺层或垂直层理溶孔、溶洞。

图8 阿联酋西部地区白垩系Mishrif 组受大气水溶蚀和烃类成岩作用影响的岩心薄片特征Fig.8 Thin sections affacted by the diagenesis associated with atmospheric water dissolution and hydrocarbon effection of Mishrif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

4.2 保持性成岩作用

低镁方解石矿物相对比较稳定，沉积时矿物晶粒的粒径一般小于4.0 μm，以自形菱形晶体结构为主，其构成的岩石组构特征优越，发育大量原生孔隙。中埋藏期烃类充注过程中，具有该结构特征的岩石抗压实能力强，有利于原生基质孔隙结构的保存［29］。烃类充注造成孔隙水中的无机离子浓度降低，使成岩环境发生较大变化，而适时的烃类充注是深埋碳酸盐岩优质储层得以保持的重要因素之一，早期油气充注可以抑制成岩作用的进行，在一定程度上有效抑制了胶结作用、交代作用的发生，保护了储层的有效储集空间（图8e—8h）。

5 结论

（1）阿联酋西部地区白垩系森诺曼阶高孔渗灰岩储层主要分布在Mishrif 组，岩性主要为亮晶厚壳蛤灰岩、亮晶生屑灰岩和泥晶生屑灰岩；主要储集空间为体腔孔、铸模孔和粒间溶孔；Mishrif 组整体为缓坡沉积，可识别内缓坡、中缓坡和外缓坡3类沉积亚相；其中内缓坡发育潟湖、滩间、滩后、高能滩和厚壳蛤礁等5 个微相单元，中缓坡发育滩前微相。

（2）研究区高孔渗灰岩储层的发育受沉积相、等时层序格架变迁下的沉积单元、古地貌格局以及成岩作用等多因素控制，在内缓坡亚相厚壳蛤礁微相和高能滩微相中储层物性最好。沉积早期，三级层序内部旋回控制了沉积微相分布与演化以及纵横向迁移与叠加样式，沉积早—中期（SQ1—SQ2），多期高位体系域旋回形成了厚壳蛤生物礁体和高能滩的规模发育；沉积晚期（SQ3），继承性发育缓坡沉积，古地貌构造高部位有利于高能滩的生长，形成多个有利于油气聚集的岩性单元。埋藏成岩阶段，受海水、大气淡水及烃类等多类型流体影响，建设性和改造性成岩作用双重作用下，高能礁滩相储层的物性进一步得到改进，为森诺曼阶碳酸盐岩勘探开发的重点关注目标。