伊拉克HF油田上白堊統碳酸鹽緩坡相儲層發育特征

黃茜，伏美燕，趙麗敏,2，周文，王昱翔

1.成都理工大學能源學院，成都 610059 2.中國石油勘探開發研究院，北京 100083

0 引言

Ahr[1]于1973年首次提出了碳酸鹽緩坡模式，之后Wright[2]又對該模式進行了完善和改進。目前普遍認為碳酸鹽緩坡屬于碳酸鹽陸棚環境，為一發育小角度傾斜海底上的沉積作用面[2-4]，是一個由淺水高能帶逐漸過渡到深水低能帶乃至盆地的相對平緩的斜坡。Burchetteetal.[5]將碳酸鹽緩坡環境細分為內緩坡、中緩坡、外緩坡和盆地。由于碳酸鹽緩坡不發育淺水斜坡相，因此缺乏連續分布的生物礁相、灰泥丘或生物丘相[1,6]。在我國塔中隆起順西地區良里塔格組、塔里木盆地西部蓬萊組、龍門山甘溪剖面土橋子組、川西地區中二疊統棲霞—茅口組、鄂西—湘西北地區棲霞組均發育碳酸鹽緩坡相沉積[4,7-10]。中東美索不達米亞盆地侏羅紀—白堊紀也發育較多碳酸鹽緩坡沉積，如伊拉克中部地區[11-12]和伊朗地區[13]。

本文以伊拉克HF油田上白堊統為例，以巖芯和地震資料為基礎，結合薄片觀察和物性資料，研究了上白堊統Hartha組的儲層巖石學、沉積相和儲層發育主控的因素，以加深對碳酸鹽緩坡儲層發育特征和分布規律的認識。

1 地質背景

HF油田位于美索不達米亞盆地南部前淵帶內，是一個北西—南東向的背斜構造，是以生物碎屑碳酸鹽巖為主的巨型油田[14-16]。HF油田位于伊拉克東南部，美索不達米亞盆地南部(圖1)。美索不達米亞盆地可分為祖拜爾亞帶、幼發拉底亞帶和底格里斯亞帶[17]。HF油田在構造上屬于美索不達米亞盆地的幼發拉底亞帶。至晚白堊世，阿爾卑斯運動所產生的褶皺作用已開始波及伊拉克東部的不穩定陸架區域。二疊紀末期以來，美索不達米亞盆地接受了較厚的以碳酸鹽巖為主的臺地相沉積[18]。這種淺海碳酸鹽臺地相環境存在碳酸鹽緩坡與碳酸鹽臺地交互發育的特征，一直保持到晚白堊世[19]。上白堊統Hartha組的沉積開始于狹窄、蒸發的盆地，在晚白堊世隨著盆地緩慢下沉而接受了主體沉積物，直到盆地變為深水環境開始沉積Shiranish組而結束。

Hartha組是伊拉克地區上坎帕階—麥斯里希特階的主要地層。Hartha組底部與下伏Sadi組為平行不整合接觸，而頂部與上覆Shiranish組整合接觸(圖2)。Hartha組由兩個三級層序組成，發育兩個向上變淺旋回(圖3)[18]。晚白堊世拉拉米運動導致Shiran-ish組的頂界發育區域性不整合面。伊拉克南部Hartha組沉積在碳酸鹽緩坡，其中內緩坡相以較厚的碳酸鹽巖加積為主，橫向上過渡為外緩坡和盆地相[20-21]。Hartha組由含有機碎屑和海綠石的灰巖組成，夾多層灰色至綠色泥灰巖，并且普遍存在不同程度的白云石化[21]。伊拉克HF油田Hartha組僅發育一個三級層序，上部發育內緩坡的碳酸鹽灘相顆粒灰巖和泥粒灰巖，下部發育外緩坡泥灰巖—含鈣球粒泥灰巖。由此，Hartha組可分Hartha A和Hartha B兩個小層，其中Hartha A層是HF油田的主要產油層位之一，厚度約15 m。

圖1 HF油田地理位置圖Fig.1 Location of HF oilfield

圖2 中東地區上白堊統等時地層單元[20]Fig.2 Upper Cretaceous isochronous stratigraphic units in the Middle East[20]

圖3 伊拉克中部地區Hartha組沉積序列圖(據Aqrawi et al.[18]，有修改)Fig.3 Sedimentary sequence of Hartha Formation in Central Iraq (modified from Aqrawi et al.[18])

2 巖石學特征

中東地區時代較新的碳酸鹽巖主要受沉積過程控制，Dunham[22]的分類方法具有明顯優勢，因此本研究主要依據Dunham的碳酸鹽巖分類方案。通過薄片觀察，Hartha組灰巖中含大量骨屑顆粒，其中包括局限環境生物組合，包括底棲有孔蟲(圓笠蟲、小粟蟲為主)、綠藻類、雙殼類和腹足類等，以及正常海相生物組合，包括厚殼蛤、苔蘚蟲、層孔蟲和棘皮類。

HF油田Hartha A層以泥粒灰巖和粒泥灰巖為主，局部發育顆粒灰巖。泥粒灰巖和粒泥灰巖中所含的生物碎屑以底棲有孔蟲為主(圓笠蟲、小粟蟲)，含棘皮類、綠藻類和雙殼類，以及少量浮游有孔蟲(圖4)，表明其沉積環境較為局限，鹽度比正常海水稍高。粒泥灰巖的巖石主要成分為泥晶，含少量生屑、介殼或內碎屑等顆粒，顆粒含量較少，占巖石總體積10%～50%。顆粒來自局限環境的生物碎片或完整生物，生物多樣性較高，其非骨屑顆粒主要為糞球粒。粒泥灰巖沉積于較深水的低能環境。泥粒灰巖為顆粒支撐，顆粒占巖石總體積50%～75%，主要顆粒包括生物碎屑、砂屑、鮞粒和球粒。粒間被灰泥充填，不含或僅含少量亮晶方解石。泥粒灰巖是該層的主要儲集巖之一，沉積水動力中等。顆粒灰巖由生物碎屑和砂屑，以及少量灰泥構成，顆粒含量占巖石總體積75%以上，生物碎屑由厚殼蛤、底棲有孔蟲、棘皮類組成，此外還含有灰泥質砂屑(圖4)，是高能環境的沉積產物。顆粒灰巖是Hartha組的優質儲層類型。

3 沉積相

由巖性和生物組合所指示的沉積環境表明研究區Hartha A層沉積期的水體能量普遍較低，處于正常浪基面附近或以下，沉積環境局限程度較高，鹽度比正常海水稍高。但局部也發育水體能量較高的灘相環境。由該油田兩口取芯井所揭示的巖性組合和生物類型組合，Hartha A層發育內緩坡灘相，根據水動力差異可將灘相可分為兩類。一類是強水動力條件下沉積的以厚殼蛤、棘皮類和砂屑為主要顆粒的高能灘相，如H81井Hartha A層的砂屑灘(圖5)。另一類發育在內緩坡底質不穩定，水動力中等的交互沉積環境，發育灘和非灘粒泥灰巖的頻繁交互，例如H1井Hartha A層下部(圖5)。緩坡灰泥主要分布在Hartha B層，主要以泥灰巖沉積為主。

通過井—震結合分析，按單井對應的沉積微相與不同地震屬性值進行交會分析，認為均方根屬性值能夠反映出該地區Hartha組沉積微相(圖6)。為進一步提高均方根屬性的可靠性，對Hartha A層灘相所占該層比例進行了統計，以單井與地震相對照的方式驗證了地震相與沉積微相的對應關系。通過單井灘地比與地震相分布對比，發現灘地比>30%的井區在地震相上顯示明顯。從而，建立了Hartha A層的平面沉積相圖(圖6)。

圖4 Hartha A層儲層特征a. H1井，2 578.12 m，生屑泥粒灰巖，(一)；B. H1井，2 569.12 m，生屑粒泥灰巖，(二)；C. H81井，2 611.10 m，有孔蟲生屑灰巖，(三)；D. H81井，2 595.35 m，砂屑生屑灰巖，(四)Fig.4 Reservoir characteristics of the Hartha A zone

圖5 Hartha 組取芯段地層綜合柱狀圖Fig.5 Stratigraphic column of the Hartha Formation with coring

圖6 Hartha A層地震相與沉積相平面展布圖Fig.6 Distribution of seismic facies and sedimentary facies in the Hartha A zone

4 儲集空間類型與物性特征

Hartha A層的主要儲集空間為粒間孔、鑄模孔、生物體腔孔，以及粒內溶孔和微裂縫等(圖4)。由于該層灰巖中含大量易溶生物顆粒(如綠藻類、雙殼類)，導致連通性較差的鑄模孔廣泛發育。此外，還發育生物體腔孔，主要由底棲有孔蟲(圓笠蟲、小粟蟲)以及少量浮游有孔蟲的生物體腔構成。這些孔隙以非連通的孤立形式分布，并且在缺乏其他類型的孔隙(如裂縫等)與之伴生時，造成孔隙度較高但滲透率偏低。

據Hartha組樣品實測數據統計，孔隙度平均值17.03%，主要分布在10%～22%，滲透率主要集中在(0.1～0.5)×10-3μm2和(1～5)×10-3μm2兩個區間(圖7)，表明Hartha組A段為中孔低滲層。該儲層雖然儲集空間較大，但吼道半徑小，滲流能力差。

5 儲層發育主控因素

5.1 沉積相

Hartha A層為內緩坡的灘相沉積，不如臺緣灘的規模大，主要發育在古地貌較高的地區(圖6)。灘的類型可分為兩類，一類為高能灘，另一類為灘相與非灘相交互沉積。研究區沉積相對儲層發育具有明顯的控制作用。從巖性上看，灘相儲層以顆粒灰巖和泥粒灰巖為主，發育大量粒間孔和粒內溶孔。非灘相儲層以及緩坡灰泥以粒泥灰巖為主，原生孔隙欠發育，后期成巖改造弱，造成孔隙度偏低，滲透率更差。因此，Hartha組沉積相宏觀上控制了巖石類型，并且很大程度上影響了儲層成巖作用的演化，從而控制了優質儲層的分布。通過對比灘相與非灘相的孔隙度和滲透率，可知灘相儲層的物性明顯好于非灘相(圖8)。由于在碳酸鹽緩坡環境，低幅度的海平面波動就能引起沉積相的變化，Hartha A層沉積相變化快，交互沉積頻繁。這類灘與非灘相的交互沉積儲層厚度薄，橫向變化快，為儲層預測帶來困難。

5.2 成巖作用的影響

通過薄片分析，Hartha組儲層的成巖演化過程中，膠結作用對儲層物性具有破壞性，而溶蝕作用對儲層物性有明顯的改善作用。

研究區溶蝕作用非常發育，既能對原生孔擴溶，形成粒間溶孔，又能產生大量溶蝕孔、溶縫或溶洞，是HF油田Hartha組關鍵的建設性成巖作用。在該層中既發育同生期形成的組構選擇性溶孔，也發育表生期形成的非組構選擇性溶孔(圖9)。組構選擇性溶孔是在顆粒為易溶的文石質或高鎂方解石的情況下產生的，主要形成鑄模孔、粒內溶孔。Hartha A層含綠藻類、雙殼類兩類易溶顆粒，導致組構選擇性溶孔的廣泛發育。非組構選擇性溶蝕與礦物組成無關，與暴露在地表接受淡水淋濾程度有關。由于Hartha組位于白堊系頂界不整合面之下，存在非組構選擇性溶蝕作用。

圖7 Hartha A層實測孔隙度和滲透率頻率分布圖Fig.7 Distribution of measured porosity and permeability frequency in the Hartha A layer

圖8 Hartha組灘相和非灘相孔隙度和滲透率分布直方圖Fig.8 Histogram of porosity and permeability distribution for shoal and non-shoal facies in the Hartha Formation

圖9 HF油田上白堊統溶蝕作用照片a. Hartha A層組構選擇性溶蝕，H1井，2 578.12 m；B.Hartha A層非組構選擇性溶蝕，H1井，2 579.12 mFig.9 Photograph showing dissolution of the Upper Cretaceous HF oilfield

圖10 Hartha A層粗晶方解石陰極發光特征(H1井，2 574.72 m)Fig.10 Cathodoluminescence of coarse-crystalline calcites in the Hartha A zone

Hartha A層頂部灰巖中可見粗晶方解石充填在溶孔和溶縫中，對儲集性具有破壞作用。膠結主要形成于表生期，在陰極發光下Hartha A層的粗晶方解石發光性較強，存在環帶現象，代表了其在淡水影響下多期生長結晶的過程(圖10)。

6 結論

(1) 伊拉克HF油田Hartha組沉積在碳酸鹽緩坡環境，發育內緩坡灘相和緩坡灰泥相。內緩坡灘的類型可分為兩類，一類為高能灘，另一類為灘相與非灘相交互沉積。高能灘主要發育顆粒灰巖，灘相與非灘相交互沉積則以泥粒灰巖和粒泥灰巖為主。

(2) 儲層巖石類型主要為粒泥灰巖、泥粒灰巖和顆粒灰巖。孔隙度主要分布在10%～22%，滲透率主要集中在(0.1～0.5)×10-3μm2和(1～5)×10-3μm2兩個區間，表明Hartha組A層為中孔低滲儲層。由于普遍發育鑄模孔和生物體腔孔，該套儲層孔隙度較高，但滲透率偏低。

(3) 沉積作用對Hartha組儲層的發育起著主要控制作用，儲層發育在高能灘相、灘相和非灘相交互沉積相帶中。同生期和表生期溶蝕作用對Hartha A層的物性有明顯改善，表生期的膠結作用導致Hartha A層頂部溶孔被充填，形成局部膠結帶。