李峰峰， 郭 睿， 孫 昭， 宋世琦

(1. 中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 2. 中國(guó)石油技術(shù)開發(fā)有限公司，北京 100028； 3. 中國(guó)石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249 )

0 引言

中東地區(qū)白堊系碳酸鹽巖油藏多為厚層塊狀，儲(chǔ)層以生物碎屑灰?guī)r為主[1-4]，與中國(guó)碳酸鹽巖儲(chǔ)層成因及特征差異顯著[5-12]。中東地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)層發(fā)育于高能沉積環(huán)境和低能沉積環(huán)境[3,13-15]，儲(chǔ)層成因多樣，復(fù)雜的結(jié)構(gòu)組分和成巖改造導(dǎo)致儲(chǔ)層具有強(qiáng)非均質(zhì)性[16-17]，局部層段受構(gòu)造因素影響發(fā)育微裂縫[18-19]，儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，物性區(qū)間跨度大，且孔滲相關(guān)性低[20-21]。艾哈代布油田Khasib組巖石孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)育高孔中滲細(xì)喉型、中高孔低滲細(xì)喉型、中高孔特低滲微喉型和低孔特低滲極微喉型4種類型[22]。西古爾那油田Mishrif組儲(chǔ)集空間包括原生粒間孔、粒內(nèi)孔、次生溶蝕粒間孔、粒內(nèi)溶孔、鑄模孔、白云石晶間孔及微孔，發(fā)育少量微裂縫和壓溶縫[23]。哈法亞油田Mishrif組儲(chǔ)層孔隙度包括低孔、中孔和高孔，滲透率相差2～3個(gè)數(shù)量級(jí)，發(fā)育特低滲到高滲儲(chǔ)層[24]。復(fù)雜的儲(chǔ)層特征導(dǎo)致儲(chǔ)層評(píng)價(jià)困難，地質(zhì)作用的疊加導(dǎo)致儲(chǔ)層品質(zhì)具有不同的變化趨勢(shì)，強(qiáng)烈的成巖改造導(dǎo)致巖石性質(zhì)趨同，造成地球物理響應(yīng)差異較弱。

目前，中東碳酸鹽巖儲(chǔ)層分類側(cè)重于應(yīng)用微觀孔喉結(jié)構(gòu)、沉積相及巖相等地質(zhì)因素，儲(chǔ)層分類參數(shù)以定性為主，定量參數(shù)的疊合區(qū)間較大，且分類結(jié)果與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的結(jié)合不足[25-28]，對(duì)高孔低滲和低孔高滲類的儲(chǔ)層難以分類評(píng)價(jià)，儲(chǔ)層分類在取心井上可以實(shí)現(xiàn)，儲(chǔ)層類型與測(cè)井資料的對(duì)應(yīng)關(guān)系較差，難以推廣至非取心井。在明確儲(chǔ)層特征的基礎(chǔ)上，基于動(dòng)態(tài)資料和靜態(tài)數(shù)據(jù)，結(jié)合儲(chǔ)層儲(chǔ)集和滲流性能，筆者根據(jù)物性參數(shù)開展儲(chǔ)層分類，明確儲(chǔ)層成因，刻畫儲(chǔ)層空間展布，為油藏開發(fā)策略調(diào)整和井網(wǎng)井型優(yōu)化部署提供地質(zhì)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

M油田構(gòu)造上屬于美索不達(dá)米亞盆地構(gòu)造前緣帶[29](見圖1(a))。M油田為一近南北向長(zhǎng)軸背斜，構(gòu)造簡(jiǎn)單(見圖1(b))，為巨型碳酸鹽巖油田，主力產(chǎn)層為白堊系Mishrif油藏。Mishrif組發(fā)育于白堊紀(jì)穩(wěn)定被動(dòng)大陸邊緣沉積環(huán)境[30]，地層厚度約為300 m，與下伏Rumaila組深水沉積物呈整合接觸關(guān)系，與上覆Khasib組泥巖呈不整合接觸關(guān)系[31]。中白堊紀(jì)，受構(gòu)造抬升和被動(dòng)沉降影響，在阿拉伯板塊東北緣形成Najaf次盆地，盆地與廣海之間呈半開放狀態(tài)，M油田位于Najaf次盆地的東緣，整體為淺水沉積背景[29]。Mishrif組沉積早期為開闊的緩坡環(huán)境，發(fā)育障壁灘、灘前和開闊淺海等亞環(huán)境，隨障壁灘體加積，阻礙水體的正常循環(huán)，晚期逐漸演變成局限環(huán)境，以潟湖、灘后及岸灘為主。M油田處于開發(fā)上產(chǎn)階段，油田開發(fā)過程早期采用衰竭式開發(fā)，地層壓力降低63.6%，采出程度不到1.0%；單井產(chǎn)能差異較大，不同層段產(chǎn)液貢獻(xiàn)差異明顯，邊底水錐進(jìn)速度快。

圖1 M油田構(gòu)造位置和Mishrif組頂面構(gòu)造Fig.1 Structure location of M Oilfield and top structural map of the Mishrif Formation

2 儲(chǔ)層綜合分類

2.1 儲(chǔ)層類型劃分

在M油田開發(fā)早期，基于多種測(cè)井曲線，采用復(fù)雜的數(shù)學(xué)算法將Mishrif組儲(chǔ)層分為3類。碳酸鹽巖儲(chǔ)層復(fù)雜的結(jié)構(gòu)組分和成巖改造造成巖石物理性質(zhì)趨同，測(cè)井響應(yīng)存在多解性，根據(jù)測(cè)井資料得到結(jié)果與地質(zhì)認(rèn)識(shí)、單井產(chǎn)能的匹配較差，儲(chǔ)層分類有效性較低，難以解釋油田開發(fā)過程存在產(chǎn)能差異大的問題。儲(chǔ)層分類基于地質(zhì)成因—儲(chǔ)層物性—生產(chǎn)動(dòng)態(tài)相互標(biāo)定，通過尋找3種因素最佳組合及對(duì)應(yīng)關(guān)系確定儲(chǔ)層類型和劃分標(biāo)準(zhǔn)。在取心井上，根據(jù)巖心和鑄體薄片資料，通過巖石學(xué)特征分析確定儲(chǔ)層沉積環(huán)境和成巖演化；分析不同樣品的物性特征、微觀結(jié)構(gòu)特征及對(duì)應(yīng)的沉積—成巖作用，明確儲(chǔ)層成因控制下物性變化特征；根據(jù)單井日產(chǎn)油量和生產(chǎn)測(cè)井測(cè)試(PLT)數(shù)據(jù)求得射孔層段每米日產(chǎn)油，精細(xì)標(biāo)定儲(chǔ)層物性，建立儲(chǔ)層特征與開發(fā)產(chǎn)能對(duì)應(yīng)關(guān)系。

中東白堊系碳酸鹽巖油藏高產(chǎn)井日產(chǎn)油在700 t以上，特高產(chǎn)井日產(chǎn)油超過1 000 t，單井日產(chǎn)油小于15 t的為低產(chǎn)井?；诿浪鞑贿_(dá)米亞盆地東南部油田高產(chǎn)井和低產(chǎn)井的日產(chǎn)油和產(chǎn)層厚度，以每米日產(chǎn)油15和3 t為界，將儲(chǔ)層劃分為3類(見圖2(a))。Ⅰ類儲(chǔ)層每米日產(chǎn)油大于15 t，Ⅱ類儲(chǔ)層每米日產(chǎn)油介于3～15 t，Ⅲ類儲(chǔ)層每米日產(chǎn)油小于3 t?？紫抖群蜐B透率對(duì)產(chǎn)能具有重要的影響，研究區(qū)儲(chǔ)層發(fā)育大量孤立孔和微孔，儲(chǔ)層普遍存在高孔低滲和低孔高滲現(xiàn)象，應(yīng)用單一參數(shù)難以有效評(píng)價(jià)儲(chǔ)層品質(zhì)。綜合孔隙度和滲透率對(duì)產(chǎn)能的影響，提出物性指數(shù)(physical parameter, 簡(jiǎn)稱P)。定義物性指數(shù)(P)為孔隙度(φ)與滲透率(K)對(duì)數(shù)的乘積，即P=φl(shuí)gK。與每米日產(chǎn)油界限3和15 t相匹配，確定物性指數(shù)P對(duì)應(yīng)的界限值為10.8和26.1。將物性指數(shù)曲線投到取心井的孔滲交會(huì)圖，Ⅰ類儲(chǔ)層物性指數(shù)大于26.1，孔隙度介于15.50%～33.85%，滲透率大于10.0×10-3μm2，儲(chǔ)層物性整體較好，以中高孔中高滲為主；Ⅱ類儲(chǔ)層物性指數(shù)介于10.8～26.1，孔隙度介于10.40%～28.10%，滲透率介于(3.1～34.0)×10-3μm2，儲(chǔ)層物性中等，孔隙度以中高孔為主，含少量低孔，滲透率主要為中低滲；Ⅲ類儲(chǔ)層物性指數(shù)小于10.8，孔隙度介于8.00%～20.50%，滲透率介于(0.6～9.8)×10-3μm2，儲(chǔ)層物性較差，孔隙度主要為中低孔，少量為高孔，滲透率主要為低滲，少量為特低滲(見圖2(b))。

圖2 基于動(dòng)態(tài)資料和物性指數(shù)曲線儲(chǔ)層類型劃分Fig.2 Reservoir classification using dynamic data and physical property parameter

新儲(chǔ)層分類方法綜合儲(chǔ)層的沉積因素和成巖因素，與地質(zhì)認(rèn)識(shí)匹配較好。對(duì)于M-46取心井，原分類中將障壁灘儲(chǔ)層解釋為Ⅱ類儲(chǔ)層，新分類解釋為Ⅰ類儲(chǔ)層。實(shí)測(cè)物性資料顯示灘體頂、底部物性存在差異，灘體頂部物性優(yōu)于底部的，原分類中未能區(qū)分，新分類中反映灘體頂部為Ⅰ類儲(chǔ)層，底部為Ⅱ類儲(chǔ)層(見圖3(a))。原分類中將潟湖解釋為Ⅱ類儲(chǔ)層，新分類解釋為Ⅲ類儲(chǔ)存，少量為Ⅱ類儲(chǔ)存。臺(tái)內(nèi)灘與潟湖相間分布，儲(chǔ)層類型與沉積相變化匹配較好(見圖3(b))。

圖3 M油田Mishrif組M-46井儲(chǔ)層類型與地質(zhì)認(rèn)識(shí)Fig.3 Comparison between classification and geologic of well M-46 in the Mishrif Formation of M Oilfield

新儲(chǔ)層分類與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)匹配較好，揭示單井產(chǎn)能差異的原因。M油田生產(chǎn)井在Mishrif組的產(chǎn)能差異較大，單井日產(chǎn)油從十幾噸至千噸不等。油田的構(gòu)造變化比較平緩，構(gòu)造位置對(duì)單井產(chǎn)能的控制較弱，高產(chǎn)井和低產(chǎn)井在平面上的分布規(guī)律較弱。分析Mishrif組17口生產(chǎn)井的射孔長(zhǎng)度與產(chǎn)能，PLT數(shù)據(jù)顯示單井產(chǎn)能受射孔段儲(chǔ)層類型控制，高產(chǎn)井的產(chǎn)量貢獻(xiàn)層段主要在MA、MB2.1段下部或MC段上部的Ⅰ類儲(chǔ)層，隨Ⅰ類儲(chǔ)層射孔段長(zhǎng)度增大，產(chǎn)能增加。如M-19井在MA段射孔段全部為Ⅰ類儲(chǔ)層，射孔長(zhǎng)度占全井射孔長(zhǎng)度的10.5%，貢獻(xiàn)該井69.6%的產(chǎn)量(見圖4(a))；M-8井在MB2.1段射孔段主要為Ⅰ類儲(chǔ)層，少量為Ⅲ類儲(chǔ)層，射孔長(zhǎng)度占全井射孔長(zhǎng)度的47.5%，貢獻(xiàn)該井87.0%的產(chǎn)量(見圖4(b))。對(duì)于部分低產(chǎn)井，單井日產(chǎn)量甚至更低，射孔層段主要為MB1段潟湖相Ⅲ類儲(chǔ)層或非儲(chǔ)層。如M-14井在MB1段射孔段為Ⅲ類儲(chǔ)層，射孔長(zhǎng)度占全井射孔長(zhǎng)度的17.1%，貢獻(xiàn)該井2.5%的產(chǎn)量(見圖4(c))；M-8井在MB1段射孔段長(zhǎng)度占全井的30.0%，貢獻(xiàn)該井1.8%的產(chǎn)量(見圖4(d))。

圖4 M油田Mishrif組射孔層段儲(chǔ)層類型Fig.4 Reservoir types of perforation interval in the Mishrif Formation of M Oilfield

2.2 儲(chǔ)層物性特征

Ⅰ類儲(chǔ)層多為高孔高滲和高孔中滲，少量為中孔中滲。儲(chǔ)層孔隙主要為粒間孔和粒間溶孔，含少量生物體腔孔和鑄?？祝紫吨心噘|(zhì)含量較低，充填物以亮晶方解石為主，孔隙連通性較好，孔喉比例較高，面孔率大于20%，顆粒組分以厚殼蛤和雙殼類為主，含少量棘皮類和底棲有孔蟲碎屑(見圖5(a))。儲(chǔ)層孔喉具雙模態(tài)特征，分布曲線兩個(gè)峰值分別為0.1～1.0和1.0～10.0 μm，孔喉分選較差，大孔喉發(fā)育比例較高，儲(chǔ)層排驅(qū)壓力較低，通常小于80 MPa(見圖6(a))。Ⅱ類儲(chǔ)層以中孔中滲、中孔低滲和高孔低滲為主，少量為低孔中滲。儲(chǔ)層孔隙以殘余粒間孔、溶蝕孔洞和鑄?？诪橹?，殘余粒間孔儲(chǔ)層填隙物多為亮晶方解石，孔隙局部被致密充填，局部連通性較好，顆粒組分以雙殼類、厚殼蛤類及底棲有孔蟲生屑為主；其他類型儲(chǔ)層顆粒組分較少，多為泥晶填隙物，基質(zhì)微孔面孔率較低，鑄?？變?nèi)部可見離散的方解石膠結(jié)物(見圖5(b))。Ⅱ類儲(chǔ)層孔喉呈單模態(tài)中喉，分布曲線峰值介于0.1～1.0 μm，大孔喉發(fā)育比例較低，峰值分布區(qū)間較寬，孔喉分選較好，儲(chǔ)層排驅(qū)壓力較高，通常介于80～300 MPa(見圖6(b))。Ⅲ類儲(chǔ)層以中孔低滲為主，少量為低孔低滲、低孔特低滲、中孔特低滲和高孔低滲。儲(chǔ)層孔隙以基質(zhì)微孔、鑄模孔、潛穴晶間孔和晶間孔為主，少量為顆粒微孔。儲(chǔ)層泥質(zhì)含量較高，顆粒以藻屑、底棲有孔蟲、雙殼類為主(見圖5(c))。Ⅲ類儲(chǔ)層孔喉呈單模態(tài)，分布曲線峰值介于0.1～1.0 μm，幾乎不發(fā)育大孔喉，孔喉分選較好，儲(chǔ)層排驅(qū)壓力較高，通常大于100 MPa，最大可達(dá)500 MPa(見圖6(c))。

2.3 儲(chǔ)層展布特征

基于取心井儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)，在研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙度和滲透率模型基礎(chǔ)上，采用物性指數(shù)(P)轉(zhuǎn)換, 以P=10.8和P=26.1為閾值，實(shí)現(xiàn)模型儲(chǔ)層分類。為滿足油藏早期開發(fā)需要，根據(jù)測(cè)井曲線特征將Mishrif組分為M Cap、MA、MB1、MB2.1、MB2.2和MC 6個(gè)層段(見圖7)。目前，油田處于開發(fā)初期，補(bǔ)孔設(shè)計(jì)主要對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，Ⅰ類儲(chǔ)層物性較好，單井產(chǎn)量高，壓力傳播遠(yuǎn)，穩(wěn)產(chǎn)期長(zhǎng)，是油氣開發(fā)上產(chǎn)的首要目標(biāo)。

圖6 M油田Mishrif組各類儲(chǔ)層孔喉特征Fig.6 Pore throat characteristics of the Mishrif Formation in M Oilfield

圖7 M油田Mishrif組Ⅰ類儲(chǔ)層剖面Fig.7 Type Ⅰ of reservoir section of the Mishrif Formation in M Oilfield

在Mishrif組中，Ⅰ類儲(chǔ)層主要發(fā)育于MC段上部、MB2.1段底部和中部、MB1段北部及MA段上部，局部有小規(guī)模的Ⅰ類儲(chǔ)層發(fā)育(見圖7)。M Cap段Ⅰ類儲(chǔ)層發(fā)育程度較低，單層厚度介于1.0～8.0 m，儲(chǔ)層累計(jì)厚度最大可達(dá)12.0 m，平均為2.0 m，儲(chǔ)層主要發(fā)育于M油田西北部，中部和南部不發(fā)育(見圖8(a))。MA段Ⅰ類儲(chǔ)層較為發(fā)育，單層厚度介于0.5～20.0 m，儲(chǔ)層展布范圍較小，疊置程度較高，儲(chǔ)層累計(jì)發(fā)育厚度最大為38.0 m，平均為19.0 m；M油田北部?jī)?chǔ)層發(fā)育程度最高，累計(jì)厚度多大于30.0 m，南部累計(jì)儲(chǔ)層發(fā)育厚度多介于8.0～18.0 m，中西部?jī)?chǔ)層發(fā)育程度較低，累計(jì)厚度多小于6.0 m，儲(chǔ)層累計(jì)厚度平面變化比較平緩(見圖8(b))。MB1段Ⅰ類儲(chǔ)層單層厚度介于1.5～33.0 m，儲(chǔ)層展布范圍較小，疊置程度較低，局部疊置程度較高，累計(jì)發(fā)育厚度最大可達(dá)63.0 m，儲(chǔ)層主要發(fā)育于M油田北部，累計(jì)厚度多大于20.0 m，中部和南部不發(fā)育，儲(chǔ)層累計(jì)厚度平面變化比較快(見圖8(c))。MB2.1段Ⅰ類儲(chǔ)層發(fā)育程度較高，單層厚度介于1.0～15.0 m，儲(chǔ)層分布比較穩(wěn)定，疊置程度較高，累計(jì)厚度介于8.0～57.0 m；M油田北部?jī)?chǔ)層發(fā)育程度最高，累計(jì)厚度大于45.0 m，中東部和東南部?jī)?chǔ)層累計(jì)厚度介于24.0～36.0 m，中西部?jī)?chǔ)層累計(jì)厚度多小于12.0 m，儲(chǔ)層厚度變化較大，平面非均質(zhì)性強(qiáng)(見圖8(d))。MB2.2段Ⅰ類儲(chǔ)層發(fā)育程度較低，累計(jì)發(fā)育厚度最大為6.0 m，平均為1.0 m，儲(chǔ)層主要發(fā)育于M油田北部(見圖8(e))。MC段Ⅰ類儲(chǔ)層單層厚度介于1.5～8.0 m，儲(chǔ)層分布比較穩(wěn)定，疊置程度較高，累計(jì)厚度介于3.0～24.0 m；M油田北部?jī)?chǔ)層累計(jì)厚度多大于16.0 m，中部和南部發(fā)育程度較低，儲(chǔ)層厚度平面變化比較平緩，平面非均質(zhì)性較低(見圖8(f))。

圖8 M油田Mishrif組Ⅰ類儲(chǔ)層平面分布Fig.8 TypeⅠof reservoir distribution of the Mishrif Formation in M Oilfield

3 儲(chǔ)層主控因素

研究區(qū)儲(chǔ)層主要受沉積作用和成巖作用控制，沉積作用決定巖石的結(jié)構(gòu)組分和原始物性，成巖作用決定后期巖石物性的變化趨勢(shì)，沉積環(huán)境對(duì)成巖演化具有一定的控制作用，不同沉積環(huán)境具有不同的成巖作用類型。

3.1 沉積作用

研究區(qū)為障壁的緩坡環(huán)境[32]，主要發(fā)育岸灘、潟湖邊緣坪、潟湖、臺(tái)內(nèi)灘、灘后、障壁灘、灘前和開闊淺海，不同儲(chǔ)層類型發(fā)育的主體環(huán)境存在顯著差異。Ⅰ類儲(chǔ)層主要發(fā)育于高能沉積環(huán)境，其中障壁灘相儲(chǔ)層發(fā)育比例為60.3%，其次為岸灘和灘前相，發(fā)育比例分別為21.6%和12.9%，臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層發(fā)育比例為5.2%，低能沉積環(huán)境幾乎不發(fā)育。Ⅱ類儲(chǔ)層發(fā)育于高能環(huán)境和低能環(huán)境，高能環(huán)境以岸灘和障壁灘為主，發(fā)育比例分別為21.2%和19.7%，其次發(fā)育于灘前和臺(tái)內(nèi)灘，發(fā)育比例分別為7.6%和5.3%；低能環(huán)境以潟湖相為主，發(fā)育比例為36.4%，開闊淺海和灘后等發(fā)育比例為9.8%。Ⅲ類儲(chǔ)層主要發(fā)育于低能沉積環(huán)境，其中潟湖相儲(chǔ)層發(fā)育比例為49.6%，其次為潟湖邊緣坪，發(fā)育比例為12.6%，灘后和開闊前海發(fā)育比例為11.2%，岸灘、障壁灘、臺(tái)內(nèi)灘和灘前等高能沉積環(huán)境發(fā)育比例較小，為26.6%(見圖9)。

障壁灘、岸灘、臺(tái)內(nèi)灘和灘前等環(huán)境水體能量較高，水體強(qiáng)烈的沖刷造成巖石泥質(zhì)組分較低，顆粒組分較高，以厚殼蛤、雙殼類和棘皮類等固著類生屑為主(見圖9)，巖石多呈顆粒支撐結(jié)構(gòu)，粒間孔隙發(fā)育，孔隙連通性較好，巖石原始物性較高。研究區(qū)Mishrif組MC段上部和MB2.1段下部的Ⅰ類儲(chǔ)層主要發(fā)育于障壁灘和灘前環(huán)境，MB2.1段中部Ⅰ類儲(chǔ)層主要發(fā)育于臺(tái)內(nèi)灘，而MB1和MA段Ⅰ類儲(chǔ)層主要發(fā)育于岸灘環(huán)境。低能沉積環(huán)境沉積物泥質(zhì)含量較高，原生孔隙主要為基質(zhì)微孔，潟湖相沉積水動(dòng)力較低，巖石多為泥粒結(jié)構(gòu)和粒泥結(jié)構(gòu)，生屑類型較多[13]，包括底棲有孔蟲、藻類、腹足類、雙殼類、介形蟲及海綿骨針等(見圖9)，微孔肉眼通常不可見，喉道半徑較小，排驅(qū)壓力較大，非外力作用下流體難以自由流動(dòng)，沉積物原始物性較差。

3.2 成巖作用

障壁灘、岸灘、臺(tái)內(nèi)灘和灘前等高能環(huán)境以非選擇性溶蝕作用和膠結(jié)作用為主(見圖9)。灘體不同位置成巖作用不同，巖石物性變化趨勢(shì)各異，形成不同類型的儲(chǔ)層。灘體上部古地貌較高，海平面下降更容易遭受淋濾溶蝕，形成大量的粒間溶孔、殼體溶孔和鑄?？譡6]，成巖作用造成灘體上部物性大幅提高，形成Ⅰ類儲(chǔ)層(見圖10)。灘體下部構(gòu)造位置較低，成巖作用受海平面下降幅度和灘體沉積厚度決定，海平面下降幅度較小且灘體厚度較大，灘體下部不能處于大氣淡水淋濾環(huán)境，溶蝕作用較弱，巖石物性不能進(jìn)一步提高。灘體上部溶蝕淋濾形成的飽和流體受重力作用下移，同時(shí)潛流帶的CO2溢出，造成灘體下部發(fā)生強(qiáng)烈膠結(jié)[33]，使灘相下部巖石物性降低，主要形成Ⅱ類儲(chǔ)層(見圖10)。

圖9 M油田Mishrif組沉積相對(duì)生屑組分和成巖作用的控制Fig.9 Controlling on bioclastic and diagenesis of facies of the Mishrif Formation in M Oilfield

圖10 M油田Mishrif組灘體差異成巖示意Fig.10 Different diagenesis of shoal of the Mishrif Formation in M Oilfield

潟湖相儲(chǔ)層發(fā)育受生物擾動(dòng)和成巖作用控制。潟湖相巖石原始物性差，成巖改造決定最終物性，改造程度較大，巖石物性顯著提高，潟湖相巖石形成Ⅱ類儲(chǔ)層；改造程度較小，巖石物性未明顯提高，發(fā)育Ⅲ類儲(chǔ)層。潟湖相生物擾動(dòng)主要形成潛穴，將致密巖石改造成“千瘡百孔”狀，為成巖流體的滲入提供通道，提高潟湖相巖石成儲(chǔ)能力。生物在某段時(shí)期對(duì)沉積物的擾動(dòng)深度有限，沉積速率低的環(huán)境比沉積速率高的環(huán)境擾動(dòng)充分，厚層的頂部幾厘米被廣泛改造，在巖層底部稍被改動(dòng)[34]。潟湖相沉積速率較低，生物擾動(dòng)作用比較充分[35]，潛穴發(fā)育密度大且全段均勻。

成巖作用主要以選擇性溶蝕和白云化作用為主。海平面大幅下降，潟湖相巖石中的生屑發(fā)生選擇性溶蝕，形成大量的鑄?？?，流體溶蝕性較強(qiáng)，可形成溶蝕孔洞。白云化作用分為兩種：一種是在海平面下降時(shí)期，潟湖邊緣暴露發(fā)生準(zhǔn)同生白云化[36-38]，形成厚層的白云巖坪；另一種是埋藏白云化，主要發(fā)生于生物潛穴。沉積期潛穴中充填生物排泄或分泌的有機(jī)質(zhì)，有利于形成堿性環(huán)境和提高M(jìn)g2+的含量，促進(jìn)白云化作用發(fā)生[39-43]。在埋藏成巖環(huán)境下，適宜的溫壓條件和潛穴中發(fā)生埋藏白云化作用，形成大量的細(xì)晶白云石顆粒，發(fā)育大量的晶間孔，有效提高潛穴物性(見圖11(a-c))[13]。沉積期潛穴中充填粗粒碎屑，潛穴物性高于基底的(見圖11(d))，成巖流體容易滲入。若滲入溶蝕性流體，潛穴中的生屑被強(qiáng)烈溶蝕，則形成粒間孔、生物體腔孔或鑄模孔(見圖11(e))，潛穴物性大幅提高；飽和流體滲入，潛穴中發(fā)生強(qiáng)烈的膠結(jié)作用，孔隙被致密方解石充填，降低潛穴物性(見圖11(f))。潛穴中充填細(xì)晶白云石和粗粒碎屑，與基底具有雙重物性，潛穴滲透率可高于基底1～2個(gè)數(shù)量級(jí)[44]。潟湖相儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性強(qiáng)，基質(zhì)微孔和次生溶孔等對(duì)孔隙度的影響貢獻(xiàn)較大，對(duì)滲透率的影響較小，造成儲(chǔ)層孔滲變化不同步。

圖11 生物潛穴中充填物特征Fig.11 Characteristics of fillings in biological burrows

Ⅰ類儲(chǔ)層物性主要受沉積作用控制，成巖作用以建設(shè)性成巖作用為主，灘體上部發(fā)生強(qiáng)溶蝕、弱膠結(jié)。Ⅱ類儲(chǔ)層主要受沉積作用和成巖作用雙重控制，高能沉積環(huán)境原始物性較好，后期破壞性成巖作用降低儲(chǔ)層品質(zhì)，灘體下部發(fā)生弱溶蝕、強(qiáng)膠結(jié)；低能沉積環(huán)境原始物性較差，后期的建設(shè)性成巖作用改善儲(chǔ)層品質(zhì)。Ⅱ類儲(chǔ)層復(fù)雜的孔隙類型造成孔滲變化不同步，使Ⅱ類儲(chǔ)層孔隙度分布范圍較寬，從低孔到高孔有分布，儲(chǔ)層滲透率主要為中低孔。Ⅲ類儲(chǔ)層主要受生物擾動(dòng)作用和建設(shè)性成巖作用控制，巖石物性改造程度較弱，儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性強(qiáng)。Mishrif組地層劃分為3個(gè)三級(jí)層序[45]和6個(gè)四級(jí)層序[46]。多期層序旋回使沉積—成巖環(huán)境不斷演化，垂向上不同類型的儲(chǔ)層交替分布，造成Mishrif組儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)。

4 結(jié)論

(1)中東M油田Mishrif組劃分3類儲(chǔ)層。Ⅰ類儲(chǔ)層物性較好，多為高孔高滲和高孔中滲儲(chǔ)層，油氣產(chǎn)量高，是油氣上產(chǎn)的主要開發(fā)對(duì)象。Ⅱ類儲(chǔ)層以中孔中滲、中孔低滲和高孔低滲為主，是油氣開發(fā)上產(chǎn)的重要接替對(duì)象。Ⅲ類儲(chǔ)層以中孔低滲為主，發(fā)育厚度較大，是油田開發(fā)后期保證油氣穩(wěn)產(chǎn)的重要資源。

(2)研究區(qū)儲(chǔ)層物性主要受沉積作用和成巖作用控制，高能沉積疊加建設(shè)性成巖作用主要形成Ⅰ類儲(chǔ)層；高能沉積疊加破壞性成巖作用或弱成巖作用形成Ⅱ類儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性受溶蝕—膠結(jié)強(qiáng)度綜合影響。低能沉積疊加強(qiáng)烈的建設(shè)性成巖作用形成Ⅱ類儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性主要受成巖改造強(qiáng)度控制。低能沉積環(huán)境疊加強(qiáng)烈的弱建設(shè)性成巖作用形成Ⅲ類儲(chǔ)層，儲(chǔ)層物性整體較低，但發(fā)育規(guī)模較大。