伊拉克東南部A 油田白云巖儲層特征及控制因素

孫福亭

（中國海洋石油國際有限公司，北京 100028）

古近系漸新統-新近系中新統的Asmari 組是扎格羅斯盆地乃至中東地區的重要含油氣層位之一，蘊藏著極其豐富的石油天然氣資源[1，2]。伊拉克東南部A 油田是一個可采儲量上億噸的大型油田，Asmari 組是其主力產油層位，其中Asmari 組頂部發育一套50 m～70 m厚的白云巖儲層，儲量約占整個A 油田地質儲量的一半，由于沉積后成巖演化復雜且受構造擠壓破裂作用影響，導致該白云巖儲層孔滲相關性差，儲層非均質性強。優質儲層形成的主控因素不清，空間展布不明，導致生產井產能差異大，見水規律復雜，嚴重制約了油田的正常開發生產。

鑒于此，本次研究以A 油田實際的巖心、薄片、實驗數據及測井曲線資料為基礎，深入研究該白云巖儲層的巖石類型、儲集空間類型、沉積環境、沉積模式、成巖作用等，分析總結其優質儲層發育的控制因素，以期為后續該油田Asmari 組頂部白云巖儲層的高效開發提供地質依據。

1 區域地質背景

A 油田位于伊拉克東南部，毗鄰伊朗邊界，在構造上位于扎格羅斯山前坳陷南部邊緣的低角度褶皺帶上，毗鄰美索不達米亞盆地。在喜馬拉雅運動過程中，受非拉伯板塊與歐亞板塊持續碰撞產生的巨大北東-南西向水平擠壓應力影響，地殼快速隆升形成了現今的扎格羅斯山脈[3，4]。A 油田處于扎格羅斯山前坳陷南部邊緣，受扎格羅斯山隆升產生的北東-南西向水平擠壓構造應力影響，A 油田整體表現為北西-南東向的長軸背斜構造[5]。

研究表明，在Asmari 組頂部白云巖沉積時，研究區處于一個海平面短暫上升而后震蕩下降的三級層序中，水體環境相對封閉，主要發育局限臺地相[6]，通過巖心、薄片觀察，結合沉積環境，區域海平面升降變化及古地貌恢復認為研究區主要發育瀉湖和臺內灘兩種沉積亞相。Asmari 組A 段沉積結束之后，海平面急劇抬升，受當時干熱古氣候影響，局限臺地逐漸演化為蒸發臺地，在Asmari 組之上形成了一套區域穩定分布的Lower Fars 組巨厚膏鹽巖蓋層。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

對A 油田現存的3 口取心井Asmari 組頂部白云巖的巖心和薄片進行觀察鑒定，統計發現Asmari 組頂部白云巖儲層以顆粒白云巖和泥粉晶白云巖為主，顆粒間，晶間常見石膏斑塊狀分布（見圖1（a）～圖1（c）），顆粒主要為生物碎屑（見圖1（a）），砂屑（見圖1（b）），鮞粒（見圖1（c）），偶見球粒。巖心上常見石膏呈斑塊狀分布（見圖1（d）），偶見石膏薄層，石膏的發育表明在Asmari 組頂部白云巖沉積時，研究區沉積水體受限，曾處于較強的蒸發環境中，此外巖心上還可見白云巖原地溶蝕垮塌形成的角礫巖（見圖1（e）），角礫間多被泥質充填，膠結嚴重，是喀斯特作用的標志性產物。

2.2 儲集空間類型

通過鑄體薄片鑒定進行孔隙類型的統計分析，發現研究區Asmari 組A 段白云巖儲層的儲集空間以顆粒間溶孔為主，同時發育鑄模孔、生物體腔孔，晶間溶孔、微孔和裂縫。

顆粒間溶孔-通過鏡下薄片觀察發現研究區Asmari 組頂部白云巖的白云石晶粒普遍較小，主要為泥-粉晶級別，晶體較小表明白云石化的形成時間較早，一般為同生至準同生期的產物，而埋藏調整白云石化作用形成的白云石晶體晶粒較粗大，一般為細晶及以上。結合區域沉積背景，其沉積時處于蒸發作用較強的蒸發潮坪-局限臺地的過渡環境中，認為研究區的白云石化作用主要為同生-準同生期發生的滲透回流白云石化作用[7]。顆粒間溶孔為短期海平面下降導致的臺內灘暴露受喀斯特作用改造而成，溶蝕組分主要為顆粒間還未完全白云石化的高鎂方解石基質和膠結物[8]（見圖2（a）、2（b））。

圖1 伊拉克東南部A 油田白云巖儲層巖石學特征Fig.1 Rock characteristics of dolomite reservoir in A oilfield，southeast Iraq

鑄模孔-鑄模孔是Asmari 組頂部白云巖儲層中的另一種常見孔隙類型，主要為文石質生物殼屑發生組構選擇性溶蝕而成，孔隙多保留了原生物殼屑的外部形態（見圖2（c））。另外石膏沉淀形成的石膏斑塊在喀斯特作用時期亦容易發生溶解，形成鑄模孔。

生物體腔孔—生物體腔孔為沉積后被埋藏的生物體腔中的有機組織腐爛而形成的孔隙。研究區的生物體腔孔主要為有孔蟲形成的體腔孔（見圖2（d））。

晶間微孔及溶孔—白云石化作用發生時，鎂離子替代鈣離子，方解石晶體結構發生改變，理論上當發生等摩爾交代時，會形成大量的白云石晶間微孔，但在開放環境下，受大氣淡水不斷補充碳酸根離子的影響，往往會發生過白云石化作用[9]，因此只有一小部分白云石化作用形成的晶間微孔會被保存下來（見圖2（e））。而晶間溶孔則是受大氣淡水淋濾溶蝕所致，是基質中未完全白云石化的高鎂方解石組分溶解而成（見圖2（f））。

構造成因裂縫—Asmari 組A 段白云巖儲層在局部區域發育裂縫，在成像測井、巖心、薄片資料上均有顯示（見圖2（d）、2（e）），利用成像測井資料進行裂縫參數解釋，發現主要裂縫走向與斷層走向一致，分析認為裂縫的形成與構造運動有關，大部分裂縫與斷層形成于同一期構造運動。裂縫參數定量解釋顯示，裂縫對儲層的平均孔隙度貢獻率約0.6 %，對孔隙度的貢獻較低，其主要作用為改善儲層的滲流能力。研究區有部分井見水異常，含水上升速度快，分析與垂向裂縫發育有關。

2.3 沉積相及沉積模式

根據巖心和薄片觀察，結合前人對區域沉積的認識，分析認為研究區在Asmari 組頂部白云巖沉積時總體上處于半干旱-干旱、炎熱的沉積環境，蒸發作用強烈，水體受限，為蒸發潮坪-局限臺地的過渡環境，以局限臺地為主。其沉積模式屬于具近岸灘壩的碳酸鹽巖緩坡，研究區主要處于內緩坡，主要發育瀉湖和臺內灘兩種沉積亞相（見圖3）。

臺內灘是研究區最重要的沉積亞相類型，主要發育在局限臺地內水下的古地貌高點，沉積界面位于平均浪基面附近，水體能量相對較高，沉積物以碳酸鹽巖顆粒為主[10]，顆粒包括生物碎屑、砂屑、鮞粒等，生物一般破碎嚴重，保存不完整。

瀉湖亞相沉積時水體相對較深，一般位于浪基面之下，水體能量弱，沉積物以灰泥為主[11]，含少量碳酸鹽巖顆粒，可見保存相對完整的生物骨架，研究區主要為有孔蟲。

2.4 成巖作用于孔隙演化

Asmari 組頂部白云巖儲層的成巖作用主要有準同生期膠結作用、白云石化作用、表生期喀斯特作用以及埋藏期壓實作用、壓溶作用、膠結作用、重結晶作用等。

準同生期的膠結作用主要發生在臺內灘微相中，臺內灘微相在未發生白云石化作用前為富含顆粒的石灰巖，顆粒間為飽和碳酸鈣的海水，膠結物原始成分為文石和高鎂方解石，后發生新生變形，形成方解石膠結物，在研究區主要表現為泥晶粒狀薄環邊膠結（見圖4（a））。膠結物將顆粒黏結成堅硬的骨架，對后期的壓實作用有一定的抑制作用，有利于原始孔隙的保存[12]。

在不同的成巖環境中，白云石化的機理也各不相同[13]。鏡下薄片觀察表明，研究區的白云石晶體主要集中在泥-粉晶級別，結合水體受限，強蒸發的沉積環境，判斷白云石化作用也主要發生在準同生期，其中瀉湖和臺內灘微相主要為滲透回流白云石化作用，而薩布哈微相則主要為毛細管濃縮白云石化作用，相對開放的沉積環境造成儲層中流體的CO32-供應充足，發生了過白云石化作用，因此難以判斷白云石化作用對儲層孔隙是否具有改善作用。

古老的碳酸鹽巖在經歷沉積后的壓實、膠結、重結晶后，原生孔隙所剩無幾，而溶蝕作用產生次生孔隙則成為碳酸鹽巖的重要儲集空間[14]。研究表明，研究區的溶蝕作用主要發生在表生成巖環境，埋藏后的碳酸鹽巖由于區域構造抬升或海平面下降而暴露地表后，偏酸性的大氣淡水，對亞穩定文石和高鎂方解石質的生物碎屑、顆粒、膠結物、基質產生了選擇性溶蝕，從而形成粒間溶孔、鑄模孔、晶間溶孔等（見圖4（b）），硬石膏晶體和小結核亦可被溶蝕形成溶孔或鑄模孔，溶蝕作用使孔隙度增加，儲層連通性變好。

圖3 伊拉克東南部A 油田白云巖儲層沉積模式Fig.3 Depositional mode of dolomite reservoir in A oilfield，southeast Iraq

圖4 伊拉克東南部A 油田白云巖儲層成巖作用類型Fig.4 Diagenetic types of dolomite reservoir in A oilfield，southeast Iraq

機械壓實作用使沉積層厚度減薄，孔隙度降低，根據實驗，在100 m 厚沉積物覆蓋下，灰泥沉積物可被壓實掉原始厚度的二分之一以上和原始孔隙度的50 %～60 %，富含顆粒的沉積物的壓實率要小一些[15]。

壓溶作用是使研究區白云巖儲層孔隙度降低的另一重要成巖作用，主要形成顆粒間的微縫合線接觸和起伏規模不大的縫合線（見圖4（c））。

研究區的埋藏期膠結作用主要有白云石膠結和硬石膏膠結，白云石多呈粉晶粒狀環邊膠結，粒間和晶間孔隙、裂縫均可被膠結充填（見圖4（d）），硬石膏膠結物呈分散的板狀、斑塊狀、條帶狀分布于顆粒與白云石晶體間（見圖4（e）），硬石膏作為膠結物的同時還常交代顆粒（見圖4（f））、膠結物或泥晶基質組分等，埋藏期的膠結作用是導致研究區孔隙度降低的主要因素。

2.5 有效儲層及儲層物性

A 油田Asmari 組頂部白云巖儲層整體物性較差，有效儲層下限研究表明，研究區Asmari 組頂部白云巖的有效儲層占比不到50 %，白云巖中存在大量的物性夾層，夾層分布極不穩定，橫向對比性差，物性夾層一般孔隙度較低，通常小于3 %，但巖心實測的物性數據表明，部分物性夾層具有一定的滲透能力，可能與裂縫發育有關。巖心實驗測試的孔、滲數據資料分析表明，Asmari 組頂部的白云巖儲層孔隙度分布范圍為：0.1 %～21.3 %，滲透率分布范圍為：0.012 mD～454 mD，孔滲相關性差（見圖5），儲層非均質性強。

圖5 伊拉克東南部A 油田白云巖儲層孔滲關系圖Fig.5 Relationship between porosity and permeability of dolomite reservoir in A oilfield，southeast Iraq

3 優質儲層主控因素

一般對于常規碎屑巖油藏來說，由于成巖作用在碎屑巖儲層中相對微弱，沉積相帶對儲層物性起主要控制作用，而對碳酸鹽巖儲層來說，其成巖作用強烈，是控制有效儲層形成的另一關鍵因素。此外，受扎格羅斯造山運動影響，A 油田Asmari 頂部白云巖斷層發育，同時在局部區域發育構造擠壓破裂作用產生的裂縫，生產測試表明，裂縫能大幅改善局部儲層的滲流能力，提高油井產能。

3.1 沉積作用

對研究區不同沉積相帶樣品的孔-滲分析發現，高能環境的臺內灘微相樣品點的平均孔隙度、滲透率要明顯高于瀉湖微相樣本點。通過鏡下薄片觀察發現，溶蝕孔隙最發育的層段通常是顆粒含量高的臺內灘微相沉積，這說明原生的粒間孔隙為后期的喀斯特改造作用提供了通道，溶蝕作用更容易發生原生粒間孔隙發育巖石中，從而改善巖石的儲集滲流能力，形成優質儲層，而原生粒間孔隙不發育的瀉湖微相中，即使經歷了喀斯特改造作用，由于喀斯特水沒有足夠的有效滲流循環通道，溶蝕孔隙并不發育，這表明，對于研究區的白云巖儲層來說，有利的沉積相帶依然是優質儲層發育的基礎條件。

沉積相帶是控制儲層發育的基礎和先決條件，而對于研究區來說，沉積相帶分布則主要受控于古地貌和海平面升降兩大因素。研究表明，在Asmari 組頂部白云巖沉積時，研究區處于一個海平面短期上升而后震蕩下降的三級層序中，海平面的短期升降和古地貌高低共同控制了沉積相帶的側向遷移，當海平面下降時，水體變淺，水下的古地貌高點逐漸處于浪基面附近，水體能量增強，形成了高能的臺內灘相沉積，顆粒發育，儲層物性好；而當海平面上升時，水體加深，水下的古地貌高點逐漸過渡到浪基面之下，水體能量減弱，形成了低能的瀉湖相沉積，儲層物性變差。

3.2 成巖作用

相比碎屑巖，碳酸鹽巖的成巖作用更為強烈，尤其是差異性溶蝕、膠結作用對沉積后的碳酸鹽巖儲層孔隙改造明顯，是儲層內部非均質性產生的另一重要因素。研究表明，Asmari 組A 段白云巖儲層溶蝕孔隙發育，溶蝕孔隙形成與表生期的喀斯特作用有關，是在海平面下降期，沉積物暴露之后，受大氣淡水淋濾溶蝕改造的結果，當海平面上升，暴露地層之上再度接受沉積后，之前大氣淡水淋濾溶蝕形成的大量溶蝕孔易被保存下來，形成物性較好的優質儲層。而膠結作用，則會充填原有的粒間、晶間孔隙，使儲層物性變差。

3.3 構造改造作用

構造改造作用，是研究區白云巖儲層裂縫發育的主要因素。裂縫對儲層的孔隙空間貢獻不大，但卻可以形成優勢滲流通道，大大提高儲層的滲流能力。研究表明，裂縫多在斷層發育帶或構造轉換帶等構造應力強的局部區域發育。

4 結語

伊拉克東南部A 油田Asmari 組頂部白云巖儲層的主要巖石類型為顆粒白云巖和泥粉晶白云巖。儲集空間類型主要為顆粒間溶孔，同時發育鑄模孔、生物體腔孔、晶間溶孔、微孔和裂縫。沉積時水體受限，蒸發作用強烈，主要為局限臺地相沉積，局限臺地內部的相對高能相帶-臺內灘為優勢沉積相帶，主要沉積顆粒白云巖。

A 油田Asmari 組頂部白云巖儲層受成巖改造作用影響強烈，其主要經歷的成巖作用有準同生期膠結作用、白云石化作用、表生期喀斯特作用以及埋藏期壓實作用、壓溶作用、膠結作用和重結晶作用，其中表生期喀斯特作用對儲層孔隙的改造至關重要。

受沉積、成巖、構造改造多重因素影響，Asmari 組A 段白云巖儲層非均質性強。在今后的開發方案制定及井網部署過程中，應充分考慮儲層的非均質性，加強儲層分類、隔夾層分布及裂縫分布研究，并根據研究結果實時優化井網，以提高該層的最終采收率。