中東M油田Mishrif組碳酸鹽巖儲集層分類及主控因素

李峰峰， 郭 睿， 孫 昭， 宋世琦

(1. 中國石油勘探開發研究院，北京 100083； 2. 中國石油技術開發有限公司，北京 100028； 3. 中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京 102249 )

0 引言

中東地區白堊系碳酸鹽巖油藏多為厚層塊狀，儲層以生物碎屑灰巖為主[1-4]，與中國碳酸鹽巖儲層成因及特征差異顯著[5-12]。中東地區碳酸鹽巖儲層發育于高能沉積環境和低能沉積環境[3,13-15]，儲層成因多樣，復雜的結構組分和成巖改造導致儲層具有強非均質性[16-17]，局部層段受構造因素影響發育微裂縫[18-19]，儲層微觀孔隙結構復雜，物性區間跨度大，且孔滲相關性低[20-21]。艾哈代布油田Khasib組巖石孔隙結構發育高孔中滲細喉型、中高孔低滲細喉型、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組儲集空間包括原生粒間孔、粒內孔、次生溶蝕粒間孔、粒內溶孔、鑄模孔、白云石晶間孔及微孔，發育少量微裂縫和壓溶縫[23]。哈法亞油田Mishrif組儲層孔隙度包括低孔、中孔和高孔，滲透率相差2～3個數量級，發育特低滲到高滲儲層[24]。復雜的儲層特征導致儲層評價困難，地質作用的疊加導致儲層品質具有不同的變化趨勢，強烈的成巖改造導致巖石性質趨同，造成地球物理響應差異較弱。

目前，中東碳酸鹽巖儲層分類側重于應用微觀孔喉結構、沉積相及巖相等地質因素，儲層分類參數以定性為主，定量參數的疊合區間較大，且分類結果與生產動態的結合不足[25-28]，對高孔低滲和低孔高滲類的儲層難以分類評價，儲層分類在取心井上可以實現，儲層類型與測井資料的對應關系較差，難以推廣至非取心井。在明確儲層特征的基礎上，基于動態資料和靜態數據，結合儲層儲集和滲流性能，筆者根據物性參數開展儲層分類，明確儲層成因，刻畫儲層空間展布，為油藏開發策略調整和井網井型優化部署提供地質依據。

1 區域地質概況

M油田構造上屬于美索不達米亞盆地構造前緣帶[29](見圖1(a))。M油田為一近南北向長軸背斜，構造簡單(見圖1(b))，為巨型碳酸鹽巖油田，主力產層為白堊系Mishrif油藏。Mishrif組發育于白堊紀穩定被動大陸邊緣沉積環境[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系，與上覆Khasib組泥巖呈不整合接觸關系[31]。中白堊紀，受構造抬升和被動沉降影響，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，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境，發育障壁灘、灘前和開闊淺海等亞環境，隨障壁灘體加積，阻礙水體的正常循環，晚期逐漸演變成局限環境，以潟湖、灘后及岸灘為主。M油田處于開發上產階段，油田開發過程早期采用衰竭式開發，地層壓力降低63.6%，采出程度不到1.0%；單井產能差異較大，不同層段產液貢獻差異明顯，邊底水錐進速度快。

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

2 儲層綜合分類

2.1 儲層類型劃分

在M油田開發早期，基于多種測井曲線，采用復雜的數學算法將Mishrif組儲層分為3類。碳酸鹽巖儲層復雜的結構組分和成巖改造造成巖石物理性質趨同，測井響應存在多解性，根據測井資料得到結果與地質認識、單井產能的匹配較差，儲層分類有效性較低，難以解釋油田開發過程存在產能差異大的問題。儲層分類基于地質成因—儲層物性—生產動態相互標定，通過尋找3種因素最佳組合及對應關系確定儲層類型和劃分標準。在取心井上，根據巖心和鑄體薄片資料，通過巖石學特征分析確定儲層沉積環境和成巖演化；分析不同樣品的物性特征、微觀結構特征及對應的沉積—成巖作用，明確儲層成因控制下物性變化特征；根據單井日產油量和生產測井測試(PLT)數據求得射孔層段每米日產油，精細標定儲層物性，建立儲層特征與開發產能對應關系。

中東白堊系碳酸鹽巖油藏高產井日產油在700 t以上，特高產井日產油超過1 000 t，單井日產油小于15 t的為低產井。基于美索不達米亞盆地東南部油田高產井和低產井的日產油和產層厚度，以每米日產油15和3 t為界，將儲層劃分為3類(見圖2(a))。Ⅰ類儲層每米日產油大于15 t，Ⅱ類儲層每米日產油介于3～15 t，Ⅲ類儲層每米日產油小于3 t。孔隙度和滲透率對產能具有重要的影響，研究區儲層發育大量孤立孔和微孔，儲層普遍存在高孔低滲和低孔高滲現象，應用單一參數難以有效評價儲層品質。綜合孔隙度和滲透率對產能的影響，提出物性指數(physical parameter, 簡稱P)。定義物性指數(P)為孔隙度(φ)與滲透率(K)對數的乘積，即P=φlgK。與每米日產油界限3和15 t相匹配，確定物性指數P對應的界限值為10.8和26.1。將物性指數曲線投到取心井的孔滲交會圖，Ⅰ類儲層物性指數大于26.1，孔隙度介于15.50%～33.85%，滲透率大于10.0×10-3μm2，儲層物性整體較好，以中高孔中高滲為主；Ⅱ類儲層物性指數介于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類儲層物性指數小于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 基于動態資料和物性指數曲線儲層類型劃分Fig.2 Reservoir classification using dynamic data and physical property parameter

新儲層分類方法綜合儲層的沉積因素和成巖因素，與地質認識匹配較好。對于M-46取心井，原分類中將障壁灘儲層解釋為Ⅱ類儲層，新分類解釋為Ⅰ類儲層。實測物性資料顯示灘體頂、底部物性存在差異，灘體頂部物性優于底部的，原分類中未能區分，新分類中反映灘體頂部為Ⅰ類儲層，底部為Ⅱ類儲層(見圖3(a))。原分類中將潟湖解釋為Ⅱ類儲層，新分類解釋為Ⅲ類儲存，少量為Ⅱ類儲存。臺內灘與潟湖相間分布，儲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井儲層類型與地質認識Fig.3 Comparison between classification and geologic of well M-46 in the Mishrif Formation of M Oilfield

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

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

2.2 儲層物性特征

Ⅰ類儲層多為高孔高滲和高孔中滲，少量為中孔中滲。儲層孔隙主要為粒間孔和粒間溶孔，含少量生物體腔孔和鑄模孔，孔隙中泥質含量較低，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))。儲層孔喉具雙模態特征，分布曲線兩個峰值分別為0.1～1.0和1.0～10.0 μm，孔喉分選較差，大孔喉發育比例較高，儲層排驅壓力較低，通常小于80 MPa(見圖6(a))。Ⅱ類儲層以中孔中滲、中孔低滲和高孔低滲為主，少量為低孔中滲。儲層孔隙以殘余粒間孔、溶蝕孔洞和鑄模孔為主，殘余粒間孔儲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；其他類型儲層顆粒組分較少，多為泥晶填隙物，基質微孔面孔率較低，鑄模孔內部可見離散的方解石膠結物(見圖5(b))。Ⅱ類儲層孔喉呈單模態中喉，分布曲線峰值介于0.1～1.0 μm，大孔喉發育比例較低，峰值分布區間較寬，孔喉分選較好，儲層排驅壓力較高，通常介于80～300 MPa(見圖6(b))。Ⅲ類儲層以中孔低滲為主，少量為低孔低滲、低孔特低滲、中孔特低滲和高孔低滲。儲層孔隙以基質微孔、鑄模孔、潛穴晶間孔和晶間孔為主，少量為顆粒微孔。儲層泥質含量較高，顆粒以藻屑、底棲有孔蟲、雙殼類為主(見圖5(c))。Ⅲ類儲層孔喉呈單模態，分布曲線峰值介于0.1～1.0 μm，幾乎不發育大孔喉，孔喉分選較好，儲層排驅壓力較高，通常大于100 MPa，最大可達500 MPa(見圖6(c))。

2.3 儲層展布特征

基于取心井儲層分類標準，在研究區儲層孔隙度和滲透率模型基礎上，采用物性指數(P)轉換, 以P=10.8和P=26.1為閾值，實現模型儲層分類。為滿足油藏早期開發需要，根據測井曲線特征將Mishrif組分為M Cap、MA、MB1、MB2.1、MB2.2和MC 6個層段(見圖7)。目前，油田處于開發初期，補孔設計主要對優質儲層，Ⅰ類儲層物性較好，單井產量高，壓力傳播遠，穩產期長，是油氣開發上產的首要目標。

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

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

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

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

3 儲層主控因素

研究區儲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構組分和原始物性，成巖作用決定后期巖石物性的變化趨勢，沉積環境對成巖演化具有一定的控制作用，不同沉積環境具有不同的成巖作用類型。

3.1 沉積作用

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

障壁灘、岸灘、臺內灘和灘前等環境水體能量較高，水體強烈的沖刷造成巖石泥質組分較低，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構，粒間孔隙發育，孔隙連通性較好，巖石原始物性較高。研究區Mishrif組MC段上部和MB2.1段下部的Ⅰ類儲層主要發育于障壁灘和灘前環境，MB2.1段中部Ⅰ類儲層主要發育于臺內灘，而MB1和MA段Ⅰ類儲層主要發育于岸灘環境。低能沉積環境沉積物泥質含量較高，原生孔隙主要為基質微孔，潟湖相沉積水動力較低，巖石多為泥粒結構和粒泥結構，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，排驅壓力較大，非外力作用下流體難以自由流動，沉積物原始物性較差。

3.2 成巖作用

障壁灘、岸灘、臺內灘和灘前等高能環境以非選擇性溶蝕作用和膠結作用為主(見圖9)。灘體不同位置成巖作用不同，巖石物性變化趨勢各異，形成不同類型的儲層。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、殼體溶孔和鑄模孔[6]，成巖作用造成灘體上部物性大幅提高，形成Ⅰ類儲層(見圖10)。灘體下部構造位置較低，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境，溶蝕作用較弱，巖石物性不能進一步提高。灘體上部溶蝕淋濾形成的飽和流體受重力作用下移，同時潛流帶的CO2溢出，造成灘體下部發生強烈膠結[33]，使灘相下部巖石物性降低，主要形成Ⅱ類儲層(見圖10)。

圖9 M油田Mishrif組沉積相對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

潟湖相儲層發育受生物擾動和成巖作用控制。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類儲層；改造程度較小，巖石物性未明顯提高，發育Ⅲ類儲層。潟湖相生物擾動主要形成潛穴，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能力。生物在某段時期對沉積物的擾動深度有限，沉積速率低的環境比沉積速率高的環境擾動充分，厚層的頂部幾厘米被廣泛改造，在巖層底部稍被改動[34]。潟湖相沉積速率較低，生物擾動作用比較充分[35]，潛穴發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生選擇性溶蝕，形成大量的鑄模孔，流體溶蝕性較強，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期，潟湖邊緣暴露發生準同生白云化[36-38]，形成厚層的白云巖坪；另一種是埋藏白云化，主要發生于生物潛穴。沉積期潛穴中充填生物排泄或分泌的有機質，有利于形成堿性環境和提高Mg2+的含量，促進白云化作用發生[39-43]。在埋藏成巖環境下，適宜的溫壓條件和潛穴中發生埋藏白云化作用，形成大量的細晶白云石顆粒，發育大量的晶間孔，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，潛穴中發生強烈的膠結作用，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個數量級[44]。潟湖相儲層微觀非均質性強，基質微孔和次生溶孔等對孔隙度的影響貢獻較大，對滲透率的影響較小，造成儲層孔滲變化不同步。

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

Ⅰ類儲層物性主要受沉積作用控制，成巖作用以建設性成巖作用為主，灘體上部發生強溶蝕、弱膠結。Ⅱ類儲層主要受沉積作用和成巖作用雙重控制，高能沉積環境原始物性較好，后期破壞性成巖作用降低儲層品質，灘體下部發生弱溶蝕、強膠結；低能沉積環境原始物性較差，后期的建設性成巖作用改善儲層品質。Ⅱ類儲層復雜的孔隙類型造成孔滲變化不同步，使Ⅱ類儲層孔隙度分布范圍較寬，從低孔到高孔有分布，儲層滲透率主要為中低孔。Ⅲ類儲層主要受生物擾動作用和建設性成巖作用控制，巖石物性改造程度較弱，儲層微觀非均質性強。Mishrif組地層劃分為3個三級層序[45]和6個四級層序[46]。多期層序旋回使沉積—成巖環境不斷演化，垂向上不同類型的儲層交替分布，造成Mishrif組儲層非均質性較強。

4 結論

(1)中東M油田Mishrif組劃分3類儲層。Ⅰ類儲層物性較好，多為高孔高滲和高孔中滲儲層，油氣產量高，是油氣上產的主要開發對象。Ⅱ類儲層以中孔中滲、中孔低滲和高孔低滲為主，是油氣開發上產的重要接替對象。Ⅲ類儲層以中孔低滲為主，發育厚度較大，是油田開發后期保證油氣穩產的重要資源。

(2)研究區儲層物性主要受沉積作用和成巖作用控制，高能沉積疊加建設性成巖作用主要形成Ⅰ類儲層；高能沉積疊加破壞性成巖作用或弱成巖作用形成Ⅱ類儲層，儲層物性受溶蝕—膠結強度綜合影響。低能沉積疊加強烈的建設性成巖作用形成Ⅱ類儲層，儲層物性主要受成巖改造強度控制。低能沉積環境疊加強烈的弱建設性成巖作用形成Ⅲ類儲層，儲層物性整體較低，但發育規模較大。