伊拉克哈法亞油田白堊系Mishrif組碳酸鹽巖孔隙結構及控制因素

金值民，譚秀成 ，郭睿，趙麗敏，鐘原，陳延濤

1.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室 西南石油大學，成都 610500 2.中石油碳酸鹽巖儲層重點實驗室西南石油大學沉積研究室，成都 610500 3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083

0 引言

孔隙結構研究作為儲層地質學研究的重要組成內容[1-6]，其孔隙結構特征是儲層儲滲能力的主要控制因素，詳細的孔隙結構特征研究有利于高效開展儲層保護工作[7]，并且對其精細刻畫可以進一步解釋儲層孔滲相關性和測井響應等關鍵特征[8-10]。而碳酸鹽巖由于其孔隙結構的復雜性和非均質性，長期以來備受學者的關注。

中東地區石油產量約占全球產量的2/3，其中碳酸鹽巖約占含油層的80%[11]，而伊拉克白堊系Mishrif組碳酸鹽巖儲集層則是波斯灣盆地乃至中東地區最重要的儲集單元之一[12-14]。前人研究總體認為該套儲層孔滲差異明顯[15-16]，而孔隙結構主控因素討論主要集中在沉積作用、差異成巖作用和構造作用三方面[17-26]，對于沉積作用和構造作用方面的認識取得了共識[20-22]。但是在成巖作用方面，溶蝕作用對孔隙結構的控制存在幾種不同的觀點：1)該套儲層孔隙結構、類型的差異主要受控于沉積環境和同生期溶蝕作用[23,26]；2)儲層孔喉結構是以沉積形成的原生孔隙受同生期或準同生期溶蝕改造為基礎，并在后期表生巖溶作用下改造而成[19-22]；3)哈法亞地區Mishrif組儲層受早期強溶蝕弱膠結作用影響[27-28]。

本研究發現，伊拉克哈法亞油田Mishrif組各儲集巖類受早成巖期巖溶作用影響的特征比較明顯，其儲集空間類型主要為充填物間微孔隙，形成了一種特殊的儲集巖類—巖溶建造巖。該時期巖溶改造可能是導致儲集巖類、儲集空間類型及孔喉結構復雜多樣的重要原因。本研究旨在從孔隙結構精細刻畫的角度深化碳酸鹽巖儲集層的主控因素，以期對早成巖期巖溶影響下的碳酸鹽巖儲層有更深入的認識，為各地區同類儲層的研究提供一定的參考。

1 地質概況

哈法亞油田位于伊拉克首都巴格達東南面約400 km，米桑省南部，阿瑪拉市東南35 km處，發育一個北西—南東走向的背斜構造[29]。該區塊處于美索不達米亞前淵次盆[14](圖1)。在構造區劃上，哈法亞油田處于東部不穩定陸架區、美索不達米亞主帶、幼發拉底次帶的南部，該帶是美索不達米亞盆地埋藏最深、沉積最厚、構造相對穩定的三級構造單元[30-32]。在美索不達米亞地區，晚白堊紀還是保持淺海碳酸鹽巖臺地相環境[22]。正是由于美索不達米亞盆地在整個白堊紀時期的構造活動較弱，處于構造平緩期，為大規模生物碎屑灰巖的沉積奠定了基礎[8,33-34]。

2 材料與方法

對伊拉克哈法亞油田Mishrif組儲層研究取得的認識及成果主要基于N137井，N195井，Y115井和Y161井四口井的分析數據，取芯層段涵蓋了MC1-1至MA2小層，應用了巖芯觀察和薄片分析、掃描電鏡、物性分析和壓汞分析的方法。對儲層儲集空間類型、形貌的研究主要基于鑄體薄片和掃描電鏡進行微觀結構分析研究，其中巖石的命名劃分采用Dunham[35]和Embryetal.[36]的分類方案，而沉積相和沉積相組合的劃分主要參考Wilson[37]和Flügel[34]的沉積相解釋及沉積相組合[34，37]；重點對孔隙、喉道分類及特征，孔隙結構特征及組合分類，孔隙結構差異的主控因素及成因這三部分內容進行了系統分析。鑄體薄片分析317張，其中，N137井105張，N195井87張，Y115井80張，Y161井45張；掃描電鏡分析157張。對儲層孔隙結構分析針對不同儲層類型選取了918個樣品進行了壓汞分析和處理；物性分析采用了1 487件樣品的孔隙度、滲透率分析數據作為基礎進行該研究。本研究所用薄片均由中國石油勘探開發研究院提供，薄片觀察分析在中石油碳酸鹽巖儲層重點實驗室—沉積成藏分室完成。

3 結果

3.1 沉積環境與儲集巖類劃分

本文利用巖性和古生物特征對Mishrif組取芯段的沉積微相進行了系統研究，共識別出了11種沉積微相類型(MF)(表1)。根據微相組合劃分出局限臺地、開闊臺地及臺地邊緣沉積。但因反映局限臺地的樣品點僅有一個，并且其沉積特征也有可能在開闊臺地的潟湖環境中出現，因此將其歸為開闊臺地環境。而根據標準巖石微相類型所識別出的臺地邊緣環境，因其在橫向連續性、橫向展布、發育規模等方面，與普遍認識上的臺地邊緣存在不相符之處，因而該臺地邊緣環境實際上可能為發育于臺地內部較高地貌的高能環境中，并非臺地邊緣。因此，以巖石微相劃分及組合特征為指導，并結合研究區的實際資料情況，認為哈法亞油田Mishrif組主要發育開闊臺地相，包括臺內灘、灘間海、開闊海三種亞相。進一步識別出高能生屑灘、高能砂屑生屑灘、低能生屑灘、低能砂屑生屑灘、低能介殼灘等微相。

圖1 哈法亞油田所處構造及地理位置圖(據AQRAWI et al.，2010，修改)Fig.1 Tectonic and location map of Halfaya oilfield (modified from AQRAWI et al., 2010)

巖石類型微相編號標準微相儲集巖類微相亞相沉積相泥晶灰巖MF1泥晶灰巖開闊海開闊臺地生物粒泥灰巖MF2SMF8生屑粒泥灰巖灘間海較破碎的生屑粒泥灰巖MF3SMF9具磨蝕的生屑粒泥灰巖MF4SMF10介殼類漂浮巖MF11SMF12介殼類漂浮巖低能介殼灘臺內灘鮞粒生屑泥粒灰巖MF5SMF15-M生屑泥粒灰巖低能生屑灘生屑泥粒灰巖MF6SMF10亮晶膠結的生屑泥粒灰巖MF8SMF10砂屑生屑泥粒灰巖MF7SMF10砂屑生屑泥粒灰巖低能砂屑生屑灘亮晶生屑顆粒灰巖MF9SMF11生屑顆粒灰巖高能生屑灘亮晶砂屑生屑顆粒灰巖MF10SMF11砂屑生屑顆粒灰巖高能砂屑生屑灘巖溶建造巖巖溶建造巖

碳酸鹽巖儲層巖石結構、沉積構造及成巖作用改造異常復雜，因此碳酸鹽巖儲層往往具有巖性變化大、孔隙類型多、物性參數無規律等特點。哈法亞油田Mishrif組沉積相對較新[12,38]，本次研究共識別出了12種巖石類型和8種儲集巖類型(表1)。通過觀察發現目的層段受早成巖期巖溶作用影響較為強烈，因此定義了一種新的儲集巖類型—巖溶建造巖。與侯方浩等[39]所定義的巖溶建造巖不同，本文基于前人的研究成果[40-44]認為：未成熟、較為疏松的巖石，容易受到早成巖期巖溶作用的影響而形成溶洞、溶溝，但同時原巖也容易在巖溶作用下發生離解，因此松散的原巖組構和碳酸鹽砂又快速將溶洞、溶溝充填，從而形成一種特殊的巖性，即為本文所指的巖溶建造巖。上述8種儲集巖類的識別特征如下(圖2)。

泥晶灰巖：宏觀上整體較致密，鏡下可見整體為泥級碳酸鹽基質所組成，粒級小于0.01 mm；視域內觀察到生物或碎屑含量極少。生屑粒泥灰巖：鏡下觀察可見灰泥基質占絕大多數，顆粒主要為生物碎屑，大多數生物碎屑具磨蝕特征，且可見生物潛穴發育，類型主要為底棲有孔蟲、腹足類、腕足、棘皮類等。介殼類漂浮巖：宏觀上以大量礫級的介殼類生物碎片富集為特征，碎片之間為細粒碎屑及灰泥填充，大片碎屑在基質間呈漂浮狀；介殼主要為雙殼類、腕足類等，此外還包括底棲有孔蟲、棘皮類，生物總含量50%左右。生屑泥粒灰巖：鏡下觀察可見以生物碎屑為主，顆粒普遍具有磨蝕特征，粒徑0.1～2 mm不等，類型主要為棘皮類、雙殼類、底棲有孔蟲等。砂屑生屑泥粒灰巖：鏡下觀察可見顆粒占絕大多數，包括骨骼顆粒及非骨骼顆粒，普遍具有磨蝕及包殼，顆粒粒徑0.2 mm至數毫米不等。骨骼顆粒有棘皮類、底棲有孔蟲、腕足、雙殼類等，含量大于50%；非骨骼顆粒為砂級內碎屑，含量約20%左右。生屑顆粒灰巖：鏡下觀察可見以顆粒為主，均為骨骼顆粒，含量大于70%，主要類型為棘皮類、底棲有孔蟲、雙殼類等；顆粒間主要以亮晶膠結物為主，含量20%～30%。砂屑生屑顆粒灰巖：鏡下觀察可見以骨骼顆粒為主，含量大于50%，主要類型為棘皮類、底棲有孔蟲、雙殼類等；非骨骼顆粒為砂級內碎屑，含量10%～20%。顆粒間主要以亮晶膠結物為主，含量20%～30%，灰泥10%左右。巖溶建造巖：溶洞(溝)中充填松散的碎屑及碳酸鹽泥沙，發育大量充填物間(微)孔隙。

3.2 孔隙、喉道類型及特征

3.2.1 孔隙空間類型及特征

根據研究層儲層段317件鑄體薄片和157件掃描電鏡分析，儲層孔隙類型多樣，組合形式復雜；其中原生孔隙主要包括格架孔和生物體腔孔，次生孔隙主要包括粒間溶孔、粒內溶孔、鑄模孔及充填物間微孔隙。裂縫主要為溶蝕縫和構造縫，并可見少量殘余溶洞(表2)。

體腔孔、格架孔(圖3A，B) 為生物內部原生孔隙，未被后期方解石或灰泥充填，主要發育于有孔蟲、厚殼蛤等生物類型中，是較為有利的儲集空間。該類孔隙空間的孔徑大小不一，一般小于0.1 mm。

圖2 哈法亞油田Mishrif組儲集巖類微觀特征A. N137井，3 062.02 m，泥晶灰巖；B. N195井，3 052.51 m，生屑粒泥灰巖；C. Y115井，3 062.7 m，介殼類漂浮巖；D. Y161井，3 011.34 m，生屑泥粒灰巖；E. N137井，3 107.01 m，砂屑生屑泥粒灰巖；F. Y161井，3 006.3 m，生屑顆粒灰巖；G. N137井，3 071.01 m，砂屑生屑顆粒灰巖；H. N137井，3 043.13 m，巖溶建造巖；I. Y115井，3 059.71 m，巖溶建造巖Fig.2 Microscope microcharacteristics of reservoirs of Mishrif Formation in HF oilfield

儲集空間類型主要儲集巖石類型發育頻率孔隙原生孔隙體腔孔、格架孔生屑顆粒灰巖、生屑粒泥灰巖、生屑泥粒灰巖高次生孔隙粒內溶孔生屑粒泥灰巖、生屑泥粒灰巖,生屑顆粒灰巖高粒間溶孔砂屑生屑顆粒灰巖、生屑顆粒灰巖中充填物間微孔巖溶建造巖高溶洞殘余溶洞生屑顆粒灰巖、生屑泥粒灰巖、生屑粒泥灰巖低裂縫溶蝕縫生屑泥粒灰巖、生屑粒泥灰巖、泥晶灰巖中構造縫生屑泥粒灰巖、生屑粒泥灰巖、泥晶灰巖低

粒內溶孔 為生物顆粒在同沉積期大氣淡水選擇性溶蝕所留下的孔隙(圖3C)，主要發育在生屑粒泥灰巖、生屑泥粒灰巖等內部，后期可能被充填或疊加改造，其形態不規則、大小不一，孔徑一般為0.1～0.2 mm，該類型的孔隙一般連通性較差。

粒間孔 由于酸性流體或大氣淡水淋濾的影響，成巖流體沿先期的殘余粒間孔擴溶，可部分溶蝕顆粒間膠結物或基質形成溶擴粒間孔(圖3D)，其形態不規則，分布不均，且往往能與其他類型孔隙溶通從而形成連通性極好的網絡狀孔隙空間，孔徑大小一般為0.1～0.2 mm。

鑄模孔 為棘皮、雙殼、苔蘚蟲等生物碎屑或砂屑顆粒被全部溶蝕后所形成的孔隙，保留原始顆粒的外部形態，內部偶見方解石充填，為相對孤立的孔隙類型(圖3E)。

充填物間微孔隙 為巖溶改造后充填的碳酸鹽泥砂之間的微孔隙，主要發育網絡狀喉道類型，是巖溶建造巖類中主要的孔隙類型(圖3F)。

本區Mishrif組洞穴類型主要為殘余溶洞(圖3G)，為巖溶改造后形成的溶洞被充填物充填之后殘余的空間，一般直徑大于2 mm。

圖3 哈法亞油田Mishrif組碳酸鹽巖儲層孔隙及喉道鏡下微觀特征A. Y115井，3 114.4 m，Mishrif組，藍色鑄體薄片，介殼類漂浮巖，鏡下可見較大規模的生物格架孔發育，為介殼類漂浮巖的典型特征，孔隙間連通性較差，大部分孔隙為孤立孔隙；B. N137井，3 093.01 m，Mishrif組，藍色鑄體薄片，巖溶建造巖，鏡下可見有孔蟲體腔孔發育；C. Y161井，3 001.3 m，Mishrif組，藍色鑄體薄片，生屑粒泥灰巖，可見粒內溶孔發育；D. N137井，3 107.01 m，Mishrif組，藍色鑄體薄片，砂屑生屑泥粒灰巖，粒間溶孔呈不規則的三角形；E. N137井，3 099.01 m，Mishrif組,藍色鑄體薄片，生屑粒泥灰巖，大量鑄模孔發育；F. Y115井，3 058.72 m，Mishrif組，藍色鑄體薄片，生屑泥粒灰巖，充填物間微孔發育；G. Y161井，2 948.03 m，Mishrif組，藍色鑄體薄片，生屑泥粒灰巖，鏡下可見發育殘余空洞；H. N137井，3 055.11 m，Mishrif組，藍色鑄體薄片，巖溶建造巖，鏡下可見兩條微裂縫發育；I. Y115井，3 061.7 m，Mishrif組，藍色鑄體薄片，生屑泥粒灰巖，孔隙間喉道為孔隙縮小型喉道(T1)，孔隙連通性較好；J. N137井，3 028.78 m，Mishrif組,藍色鑄體薄片，生物粒泥灰巖，鏡下可見生物殼體被亮晶方解石充填，喉道為片狀喉道(T2)，顆粒主要為有孔蟲和棘屑，孔隙類型較單一；K. N137井，3 030.72 m Mishrif組,藍色鑄體薄片，生屑粒泥灰巖，孔隙間主要通過管束狀喉道(T3)連通，孔隙類型較單一；L. N137井，3 043.13 m，Mishrif組,藍色鑄體薄片，巖溶建造巖，孔隙以粒間孔和充填物間微孔隙為主，孔隙間喉道為網絡狀喉道，孔隙連通性較好；M. N137井，3 094.01 m，Mishrif組,掃描電鏡照片，亮晶生屑顆粒灰巖，可見體腔孔和鑄模孔發育；N. N137井，3 093.01 m，Mishrif組,掃描電鏡照片，亮晶生屑顆粒灰巖，鏡下見生物體腔孔及晶內微孔形貌，體腔孔之間由孔隙縮小型喉道(T1)連通；O. N137井，3 083.01 m，Mishrif組，掃描電鏡照片，亮晶生屑顆粒灰巖，可見粒內溶孔Fig.3 Microscopic characteristics of reservoir pores and throats in Mishrif Formation in HF oilfield

本區裂縫類型主要包括構造縫、溶蝕縫，構造縫發育受構造部位和斷層控制。真正對儲層貢獻較大的是溶蝕縫。但本區內裂縫對整體儲集空間的貢獻不大，僅提高局部滲透率，故本文僅針對孔隙做系統研究(圖3H)。

3.2.2 喉道類型及特征

根據317件鑄體薄片的特征進行鑒定和統計，伊拉克哈法亞油田白堊系Mishrif組碳酸鹽巖儲層中主要存在四類喉道類型，分別是孔隙縮小型喉道、片狀喉道、管束狀喉道、網絡狀喉道(圖3I，L，N)。孔隙縮小型喉道主要出現在鑄模孔、粒間孔中(圖3I，N)，由于孔隙內晶體的生長及其他充填物充填作用，使得原有孔隙空間縮小而形成。片狀喉道主要指的是礦物晶體間狹窄的縫隙空間，喉道半徑通常較小，主要出現在云質灰巖的晶間孔和裂縫的晶體充填物當中(圖3J)。管束狀喉道一般為顆粒之間未完全接觸而形成，多見于原生剩余粒間孔和粒間溶孔中(圖3K)。網絡狀喉道是該地區較為常見且特殊的一種喉道類型，其主要受溶蝕作用影響，形成于充填物間微孔隙中，其連通性較好，不同于管束狀喉道，網絡狀喉道短而粗，喉道配位數高，對該地區巖石滲透率的提高起著非常積極的作用(圖3L)。

3.3 孔隙結構特征及分類

3.3.1 喉道分布特征

依據儲層段的壓汞資料的分析，儲層的喉道分布曲線可以分為五種類型，即偏細單峰型、偏粗單峰型、偏細雙峰型、偏粗雙峰型和多峰型(圖4)。其中：1)偏細單峰型的喉道峰值分布于0.026 4～0.698 μm，平均為0.297 μm，樣品所對應分析的孔隙度平均值為14.04%，滲透率平均值為1.91×10-3μm2；結合薄片、掃描電鏡資料，該類線型主要出現在泥含量較高的巖類樣品中，如生屑粒泥及生屑泥粒灰巖，喉道類型以孔隙縮小型喉道、管束狀喉道為主，喉道類型單一(圖4A)。2)偏粗單峰型喉道峰值分布于0.82～4.71 μm，平均為2.35 μm，樣品所對應的孔隙度平均為25.24%，滲透率平均為69.632×10-3μm2；結合薄片、掃描電鏡資料，該類線型主要出現在巖溶建造巖中，喉道為孔隙縮小型喉道、管束狀喉道及網絡狀喉道構成，由于巖溶作用的改造，該類樣品中網絡狀喉道最為發育，因而該類型喉道所對應的物性也相對較好(圖4B)。3)偏細雙峰型的喉道峰值主要分布于0.08～0.53 μm，平均為0.32 μm，樣品所對應的孔隙度平均為15.26%，滲透率平均為2.14×10-3μm2；結合薄片、掃描電鏡資料，該類線型所對應的巖性樣品主要以孔隙縮小型喉道、管束狀喉道構成，且喉道類型單一(圖4C)。4)偏粗雙峰型喉道峰值分布于0.425～3.42 μm，平均為1.062 μm，樣品所對應的孔隙度平均為21.72%，滲透率平均為15.46×10-3μm2；結合薄片、掃描電鏡資料，該類線型所對應的樣品主要出現在巖溶建造巖和生屑泥粒灰巖中，喉道主要為孔隙縮小型喉道、管束狀喉道及網絡狀喉道構成；其中巖溶建造巖中的喉道類型較為多樣，三種主要的喉道類型都普遍存在(圖4D)。5)多峰型喉道的峰值一般為3到4個，峰值分布于0.18～3.74 μm，平均為1.33 μm，樣品所對應的孔隙度平均為19.09%，滲透率平均為49.28×10-3μm2；結合薄片、掃描電鏡資料，該類樣品主要以孔隙縮小型喉道、片狀喉道構成，喉道類型多樣，偏細喉道所占比例居多(圖4E)。

從上述對研究區白堊系Mishrif組碳酸鹽巖儲層喉道分布的特征總結來看，儲層孔隙結構類型多樣，且對儲層儲滲影響明顯，就喉道分布曲線的特征而言，具備偏粗單峰型、偏粗雙峰型和多峰型喉道分布曲線的巖類具有相對較好的物性特征；而因含泥量較多，喉道分布曲線呈偏細單峰型、偏細雙峰型的儲層段物性相對較差。

3.3.2 孔隙結構類型

哈法亞油田白堊系Mishrif組碳酸鹽巖儲層時代較新，儲層孔隙結構主要受沉積環境、巖石組構以及在準同生、表生、埋藏成巖期的改造作用共同控制[12,40]，造成儲層孔隙類型多樣，組合方式復雜、孔滲關系較差、壓汞曲線類型混雜等特點；因而很難將儲層孔隙結構的差異性通過物性參數或者孔隙結構參數中的單一參數進行劃分。

通過對儲層孔隙空間1 487件物性數據和918件壓汞資料的分析，將儲層的孔隙結構類型劃分為六類，即中低孔超低滲細喉型、中低孔低滲細喉型、中高孔中低滲中細喉型、高孔中低滲細喉型、中高孔中低滲細喉型、中高孔中低滲中喉型(表3)。毛管壓力曲線的形態可以反映儲集層的孔喉結構特征，因此將Mishrif組的毛管壓力曲線形態劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ五類(圖5)(曲線形態反映孔隙結構，由Ⅰ類到Ⅴ類逐漸變差)以便精細化定量的表達各儲層孔隙結構的差異性。

泥晶灰巖，為中低孔超低滲細喉型儲層，樣品數32個，孔隙度主要集中在5%～15%區間內，占樣品數的93.55%，孔隙度均值為10.7%；滲透率主要集中在(0.01～1)×10-3μm2區間內，占樣品數的93.33%，滲透率均值為0.27×10-3μm2；孔隙結構參數中的中值喉道半徑均值為0.144 μm，排驅壓力均值2.22 MPa；毛管壓力曲線以Ⅳ類曲線為主(圖6)，Ⅱ類曲線和Ⅴ類曲線也有發育，占總數據的13.79%；壓汞曲線上表現為曲線中間的過渡段較平緩，孔喉分選性較好，喉道微細，基本為無效喉道，滲流能力低下；薄片照片也顯示泥晶灰巖孔隙結構較差。

圖4 哈法亞油田Mishrif組碳酸鹽巖儲層喉道半徑分布圖(據918個壓汞數據)Fig.4 The profile of reservoir throat radius of Mishrif Formation in HF oilfield (according to 918 pressure mercury data)

儲層巖類孔隙度/%滲透率/10-3 μm2樣本數量/個孔隙結構類型儲集性頻率泥晶灰巖10.70.2732中低孔超低滲細喉型差低生屑粒泥灰巖12.83.9414中低孔低滲細喉型差高生屑泥粒灰巖19.418277中高孔中低滲中細喉型好高砂屑生屑泥粒灰巖23.7739高孔低滲細喉型好低生屑顆粒灰巖18.933.893中高孔中低滲中細喉型好低砂屑生屑顆粒灰巖18.317.110中高孔中低滲細喉型好低介殼類漂浮巖13.8575.331中高孔中低滲細喉型中等低巖溶建造巖22.328.3591中高孔中低滲中喉型好高

生屑粒泥灰巖，為中低孔低滲細喉型儲層，樣品數414 個，孔隙度分布范圍較廣，最大可達30%以上；滲透率主要集中在(1～10)×10-3μm2區間內，占樣品數的76.33%；孔隙度均值為12.8%，滲透率均值為3.9×10-3μm2；孔隙結構參數中的中值喉道半徑均值為0.32 μm，排驅壓力均值1.83 MPa。毛管壓力曲線以Ⅱ、Ⅳ、Ⅴ類曲線為主(圖6)，其中Ⅱ類曲線占25.99%，Ⅳ類曲線、Ⅴ類曲線共占60.2%；可見生屑粒泥灰巖發育大量鑄模孔時，呈現優勢的Ⅱ類曲線；當孔隙分選性較好，孔喉結構變差，滲流能力低下時，呈現較差的Ⅳ類曲線。

生屑泥粒灰巖和生屑顆粒灰巖都屬于中高孔中低滲中細喉型儲層，樣品數370 個，孔隙度分布主要集中在10%～30%區間，占樣品總數的85.8%，孔隙度均值為19.27%；滲透率主要集中在(1～100)×10-3μm2區間內，占樣品數的71.64%，滲透率均值為21.97×10-3μm2；孔隙結構參數中的中值喉道半徑均值分別為0.7 μm和1.4 μm，排驅壓力均值0.26 MPa；多種類型的孔隙和喉道組合常見，充填物間微孔隙為該儲層的優勢孔隙類型；生屑泥粒灰巖以Ⅱ類曲線、Ⅲ類曲線為主(圖6)，鏡下可見其孔隙以充填物間微孔隙為主；薄片孔隙分選較好時呈現Ⅱ類曲線。生屑顆粒灰巖以Ⅰ類曲線為主(圖6)；對比曲線特征和物性參數可知生屑顆粒灰巖的物性相對較好，滲透率明顯較高。

圖5 Mishrif組典型毛管壓力曲線類型Fig.5 The typical capillary pressure curve types of Mishrif Formation

圖6 各巖類對應毛管壓力曲線類型分布餅狀圖Fig.6 The pie chart of different pressure curves for rocks

砂屑生屑泥粒灰巖，為高孔中低滲細喉型儲層，樣品數39 個，孔隙度分布主要集中在20%～30%區間，占樣品總數的89.29%，孔隙度均值為23.7%；滲透率主要集中在(1～100)×10-3μm2區間內，占樣品數的96.43%，滲透率均值為7×10-3μm2；孔隙結構參數中孔喉半徑均值為0.36 μm，排驅壓力均值0.31 MPa；毛管壓力曲線以Ⅱ、Ⅲ類曲線為主(圖6)，孔隙主要發育充填物間微孔隙和少量鑄模孔；孔喉分選的變好，表現為由Ⅲ型向Ⅱ型轉變；隨著分選的變好，孔喉半徑分布范圍變寬，孔喉結構越不均一，大喉道占據的比例就越大，滲透率也相應增大。

砂屑生屑顆粒灰巖和介殼類漂浮巖同屬于中高孔中低滲細喉型儲層，樣品數41個，孔隙度分布集中在15%～25%區間，占總數的88.89%，孔隙度均值為15.9%；滲透率主要集中在(1～100)×10-3μm2區間內，占樣品數的77.78%，滲透率均值為46.2×10-3μm2；孔隙結構參數中的中值喉道半徑均值分別為0.8 μm和0.64 μm，排驅壓力均值0.37 MPa；砂屑生屑顆粒灰巖以Ⅲ類曲線為主(圖5)，介殼類漂浮巖以Ⅱ類曲線為主(圖6)，由鏡下薄片可知，由于介殼類漂浮巖發育裂縫，曲線呈現Ⅱ類曲線；孔隙結構較Ⅲ類曲線的砂屑生屑顆粒灰巖好，因而物性也相對較好。

巖溶建造巖，為中高孔中低滲中喉型儲層，樣品數591 個，孔隙度主要集中在15%～30%，占總數的92.49%，孔隙度均值為22.3%；滲透率主要集中在(1～100)×10-3μm2區間內，占樣品數的88.6%，滲透率均值為28.3×10-3μm2；孔隙結構參數中的中值喉道半徑均值為1.06 μm，排驅壓力均值0.27 MPa；毛細管壓力的五類線型都存在，但以Ⅱ類曲線、Ⅲ類曲線為主(圖6)，占樣品總數的67.47%；常見多種類型的孔隙和喉道組合，孔喉類型多樣且以網狀型孔喉為主，充填物間微孔隙是這類儲層特有且為優勢的孔隙類型，是決定該儲層物性的主要因素。

4 討論

4.1 早成巖期巖溶是孔隙結構差異的主控因素

4.1.1 早成巖期巖溶具有相控特征

哈法亞油田Mishrif組碳酸鹽巖儲集層在沉積之后至埋藏期經歷了多種成巖作用，包括膠結作用、溶蝕作用、新生變形作用、白云石化作用、壓溶作用等[13,32,45]，其以溶蝕作用最為發育，是哈法亞油田儲集層最為關鍵的建設性成巖作用。之前學者對于該區溶蝕作用的討論主要包括同生期溶蝕、準同生期溶蝕和表生期溶蝕作用。通過巖芯和薄片觀察，本次研究發現巖溶作用在具較高孔滲性的巖類中十分發育，而在致密的泥晶灰巖、粒泥灰巖中則欠發育，與此同時，宏觀上溶蝕管道周緣均發育極具特征的“易碎暈”結構[46]，以及類似海綿狀溶蝕體，溶洞(溝)內可見塑性角礫；微觀上巖石受壓實作用強度較弱，組構松散，大量原生孔隙及粒內(間)溶孔發育，溶洞(溝)內可見充填疏松的碳酸鹽泥沙、碎屑等。這些宏微觀特征極好的滿足了早成巖期巖溶的定義[44,47]，因而本文認為該區主要受早成巖期巖溶作用影響。

本次研究還發現研究區早成巖期巖溶具有明顯的相控特征(圖7)。灘相沉積原巖組構較為疏松，溶蝕改造強，其中，高能生屑灘中發育大量溶洞(溝)，內部充填碳酸鹽巖泥、沙(圖7A)，基巖部分可見大量海綿狀溶蝕(圖7B)；低能生屑灘中同樣可見大量溶洞(溝)發育，內部充填碳酸鹽巖泥砂及塑性角礫，且部分角礫長軸方向與溶溝方向平行(圖7C)，基巖部分同樣發育大量海綿狀溶蝕(圖7D)；灘間海與開闊海中巖石整體較致密，其中灘間海發育大量生物潛穴(圖7E)，開闊海中亦可見低角度溶溝發育(圖7F)。

上述現象是因為該區沉積微相控制了巖相的分布，位于臺內灘的沉積，由于其所處地貌風浪作用及海水淘洗作用較強，具備形成粗結構、多孔碳酸鹽巖的成巖環境，易于形成大量的粒間孔隙；又因其所處地貌相對較高，隨著海平面下降容易遭受暴露，從而受到溶蝕形成鑄模孔、粒內溶孔等，發育了較多的孔隙類型；宏觀上呈現出海綿狀溶蝕形態特征，同時溶溝(洞)大量發育，并充填碳酸鹽巖泥砂、碎屑等；而在灘間海、開闊海這類相對靜水的沉積環境，生物體腔孔發育，孔隙連通性極低；基巖相比灘相沉積較致密，易伴生裂縫及由沉積期活躍的生物擾動所形成的生物潛穴，這些滲流通道疊加淺埋藏期的早成巖期巖溶作用，從而也能形成少量的溶溝(洞)等。通過統計不同沉積微相中溶洞(溝)的發育頻率(圖8)，也可以清楚的看出早成巖期巖溶作用具有明顯的相控型特征，在灘相沉積中巖溶發育頻率較高，而在灘間海、開闊海等低能沉積相帶中，巖溶發育頻率顯著降低。

4.1.2 早成巖期巖溶作用對孔隙改造的影響

結合前面的認識，有目的地對受巖溶作用改造的巖石的孔滲、排驅壓力和中值喉道半徑進行對比，以此來分析早成巖期巖溶作用對哈法亞白堊系Mishrif組儲層孔隙改造的影響。隨著巖溶作用強度的增加，原巖被逐漸改造，巖石的孔隙度、滲透率呈現逐漸變優的趨勢(圖9A，B)。通過對排驅壓力和中值喉道半徑的參數進行統計，其中，中值喉道半徑與巖溶作用程度具有一定的正相關關系(圖9C)，而排驅壓力與巖溶作用程度具有一定的負相關關系(圖9D)，表明了巖溶作用越強，排驅壓力越小，中值喉道半徑越大，孔隙結構越好的關系。

圖7 不同微相中早成巖期巖溶發育宏觀特征A. N137井，3 066～3 066.4 m，Mishrif組，高能生屑灘，生屑顆粒灰巖，發育大量的溶孔及溶洞，油浸現象明顯；B. N137井，3 071.75～3 072.12 m，Mishrif組，高能生屑灘，生屑顆粒灰巖，典型的早期海綿狀溶蝕現象，發育大量的溶孔及溶洞，油浸現象明顯，與基巖致密區形成明顯對比；C. N137井，3 032.1～3 032.4 m，Mishrif組，低能生屑灘，生屑泥粒灰巖，見到大量溶洞(溝)充填塑性角礫的現象，且部分角礫與溶溝方向平行D. N137井，3 116.85～3 117.28 m，Mishrif組，低能生屑灘，生屑泥粒灰巖，典型的早期海綿狀溶蝕現象，與基巖致密區形成明顯對比；E. N195井，3 049.9～3 050.27 m，Mishrif組，灘間海，生屑粒泥灰巖，整體較為致密，發育眾多高角度生物潛穴構造，潛穴內為碳酸鹽泥沙充填；F. N137井，3 062.3～3 062.4 m，Mishrif組，開闊海，泥晶灰巖，發育高角度溶溝，整體非常致密Fig.7 The macroscopic features of eogenetic karstification in different microfacies

圖8 不同微相中巖溶建造巖的發育頻率Fig.8 The development frequency of karstic rocks in different microfacies

通過四項參數所表現出的不同巖性孔隙結構變化，從而揭示了在沉積基礎上，早成巖期巖溶作用對孔隙結構改造的影響。泥晶灰巖因其屬于較深水環境(圖10A，B)，本身較為致密，原生孔隙極不發育，因而早成巖期巖溶對其孔隙的改造程度相對有限；生屑粒泥灰巖屬于灘間海環境，主要發育一些生物體腔孔，因遭受淡水淋濾，不穩定的礦物組分文石、高鎂方解石易被溶解，呈現出孔隙結構逐漸變好的特點(圖10C)；生屑泥粒灰巖、砂屑生屑泥粒灰巖屬地勢相對較高的低能生屑灘環境(圖10A，B)，原生孔隙發育，包括體腔孔、粒間孔和格架孔等，由于受早成巖期期巖溶作用的改造，原始孔隙遭受溶蝕并形成大量次生溶孔，整體呈現出孔隙結構變好的趨勢(圖10C)；生屑顆粒灰巖、砂屑生屑顆粒灰巖、介殼類漂浮巖屬于地勢最高的灘相沉積(圖10A，B)，原生孔隙大量發育，且這類沉積在研究區內均受到了早成巖期巖溶作用的影響，其在原生孔隙發育的基礎上，進一步溶蝕擴大，形成大量鑄模孔、粒內(間)溶孔和充填物間微孔隙等(圖10C)，在圖表中反映出孔隙度增大，滲透率增高，排驅壓力變小，中值喉道半徑變大的特點(圖9)。綜合上述分析認為溶蝕作用對儲集層物性具有極大的改善作用，可明顯提高儲集層滲透率。

圖9 不同巖類受巖溶作用改造前后物性及孔喉參數特征Fig.9 Petrophysical and pore-throat parameters before and after karstification

圖10 沉積微相、早成巖期巖溶作用及其孔隙演化模式圖Fig.10 Microfacies, eogenetic karstification and model of pore evolution

5 結論

(1) 哈法亞地區整體處于近地表的成巖環境，早成巖期溶蝕作用對儲集層改善作用最大，形成了絕大多數的有效孔隙，其孔隙類型主要由生物體腔孔、格架孔、粒內溶孔、粒間溶孔、充填物間微孔隙組成，其中充填物間微孔隙是該儲層中較特殊的一類孔隙類型；喉道主要包括孔隙縮小型喉道、片狀喉道、管束狀喉道、網絡狀喉道四類，其中網絡狀喉道是該地區Mishrif組較為常見且特殊的一種喉道類型，其主要受溶蝕作用影響，形成于充填物間微孔隙中，對該地區巖石滲透率的提高起著非常積極的作用。

(2) 孔隙結構差異主要由喉道類型分布特征的多樣化造成，根據薄片及壓汞分析資料，將喉道的分布分為偏細單峰型、偏粗單峰型、偏細雙峰型、偏粗雙峰型和多峰型五類。具備偏粗單峰型喉道分布曲線的巖溶建造巖具有相對較好的物性特征；喉道分布曲線呈偏細單峰型、偏細雙峰型的儲層段物性相對較差；偏粗雙峰型喉道和多峰型喉道物性也較好，其中多峰型喉道分選較差，喉道粗細不一，分布呈多峰狀特征，偏細喉道占主導。

(3) 儲層的孔隙結構類型可以通過組合孔隙的物性參數及孔隙結構參數中的孔喉半徑均值、壓汞數據將其劃分為中低孔超低滲細喉型、中低孔低滲細喉型、中高孔中低滲中細喉型、高孔中低滲細喉型、中高孔中低滲細喉型、中高孔中低滲中喉型六類，其中，中低孔低滲細喉型、中高孔中低滲細喉型和中高孔中低滲中喉型的儲層物性相對較好。將Mishrif組的毛管壓力曲線形態劃分為I、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ五類，根據其優勢線型的分布頻率判斷其孔隙結構好壞，依次為生屑顆粒灰巖、巖溶建造巖、介殼類漂浮巖、砂屑生屑泥粒灰巖、生屑泥粒灰巖、砂屑生屑顆粒灰巖、粒泥灰巖、泥晶灰巖。

(4) 造成儲層孔隙結構差異性的主要成巖作用為早成巖期溶蝕作用，其他成巖作用影響相對較弱；該區早成巖期巖溶具明顯的相控特征，對孔隙結構的改造起非常積極的作用。