伊拉克艾哈代布油田中-下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)及控制因素*

鄧虎成 周文＊＊ 郭睿 伏美燕 謝潤成 陳文玲 彭先鋒 肖睿

1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610059

2.成都理工大學(xué)能源學(xué)院，成都 610059

3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083

DENG HuCheng1，2，ZHOU Wen1，2＊＊，GUO Rui3，F(xiàn)U MeiYan2，XIE RunCheng1，2，CHEN WenLing2，PENG XianFeng2and XIAO Rui2

伊拉克艾哈代布油田發(fā)現(xiàn)于20世紀(jì)70年代末，區(qū)內(nèi)二維、三位地震滿覆蓋面積為274km2，早期探井及評價(jià)井在下白堊統(tǒng)Khasib、Mishrif、Rumaila和Mauddud層段均發(fā)現(xiàn)工業(yè)油流(冉建斌，2005;Thameret al.，2009;汪緒剛等，2013)。伊拉克戰(zhàn)后該油田作為第一個對外石油合作項(xiàng)目，由中國綠洲石油公司和伊拉克北方石油公司合作開發(fā)，目前已建產(chǎn)到700萬噸/年規(guī)模(汪緒剛等，2013;趙玲，2008)。近些年在中伊雙方合作開發(fā)該油田的過程中逐漸加深了油田地質(zhì)條件的研究工作，特別是針對該套儲層因其巖石組構(gòu)的復(fù)雜性以及在沉積成巖過程中的多樣性和差異性中所表現(xiàn)出來的自身特殊性有了一定的認(rèn)識。但隨著油田開發(fā)建產(chǎn)步伐的加快，為了配合對油藏地質(zhì)結(jié)構(gòu)特征、油藏工程基礎(chǔ)、開發(fā)動態(tài)特征等的深入認(rèn)識，對該套碳酸鹽巖儲層的描述和評價(jià)要求更高，特別是對儲層在物性上所表現(xiàn)出來的中-高孔、低滲、孔滲相關(guān)性差、測井響應(yīng)特征差等特征需要給出明確、合理的解釋(Ehrenberg，2008;Al-Dabbaset al.，2010;Al-Qayim，2010);因此對該套儲層孔隙結(jié)構(gòu)的深入刻畫及其成因認(rèn)識成了該套儲層深入研究過程中的一個關(guān)鍵問題，本文在該問題上的細(xì)致研究和所獲得認(rèn)識為該套儲層的分類、評價(jià)、測井解釋、油藏工程研究以及生產(chǎn)開發(fā)動態(tài)研究等都提供了基礎(chǔ)。

1 概況

1.1 地質(zhì)概況

伊拉克艾哈代布油田在區(qū)域構(gòu)造上位于古岡瓦納大陸北緣波斯灣盆地北部的不穩(wěn)定大陸架區(qū)域;地處美索不達(dá)米亞平原中部，行政區(qū)劃屬于伊拉克中南部瓦西特省，位于NOMINA鎮(zhèn)與KUT鎮(zhèn)之間，西北距首都巴格達(dá)約180km(冉建斌，2005;Thameret al.，2009)(圖1)。波斯灣盆地主要受阿爾卑斯構(gòu)造運(yùn)動的影響，發(fā)育地臺型沉積，伊拉克境內(nèi)的地臺區(qū)自西向東可以劃分為西部穩(wěn)定陸架區(qū)和東部不穩(wěn)定陸架區(qū);其中東部不穩(wěn)定陸架區(qū)進(jìn)一步分為美索不達(dá)米亞盆地、山前帶和高陡褶皺帶三個主構(gòu)造帶;艾哈代布油田正好處于埋藏最深、沉積最厚、構(gòu)造相對穩(wěn)定的美索不達(dá)米盆地中部(Ameen，1993;Azzamet al.，1994)(圖1)。

波斯灣盆地以前寒武紀(jì)的結(jié)晶變質(zhì)巖及變質(zhì)復(fù)合體為基底，自始寒武紀(jì)(相當(dāng)于中國的震旦紀(jì))開始接受蓋層沉積(Ameen，1993;Azzamet al.，1994)。白堊紀(jì)時期伊拉克美索不達(dá)米亞地區(qū)主要以淺海碳酸鹽巖沉積為主，只有在Nahrumr組形成了廣泛的碎屑巖沉積(Alsharhan and Nairn，1986，1988;Sadooni and Alsharhan，2003)。該區(qū)中-下白堊統(tǒng)可以劃分為兩個沉積旋回，下部旋回為阿普第階-阿爾比階，發(fā)育Nahrumr組中-細(xì)粉砂巖和Mauddud組灰色多孔灰?guī)r;上部旋回為森諾曼階-早土倫階，該旋回以海進(jìn)Ahamadi組泥灰?guī)r沉積開始，其后依次為Rumaila組含白堊的淺海陸棚相碳酸鹽巖沉積、Mishrif組海退過程中的以含厚殼蛤類碳酸鹽巖沉積及頂部的Khasib、Tanuma組以開闊臺地相為主的碳酸鹽巖沉積(Alsharhan and Nairn，1986，1988;Sadooni and Alsharhan，2003)(圖2)。該地區(qū)中-下白堊統(tǒng)兩個沉積旋回過程中形成了三個區(qū)域性不整合面，分別對應(yīng)Mauddud組頂、Mishrif組頂和Tanuma組頂，另外在Rumaila組頂界也存在暫時性的局部暴露巖性界面(圖2)(Mohammed and Al-Sayyab，1993)。本次所研究的中-下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層段主要集中于Mauddud組、Rumaila組、Mishrif組及Khasib組。

1.2 研究基礎(chǔ)資料及實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

艾哈代布油田中-下白堊統(tǒng) Mauddud組、Rumaila組、Mishrif組及Khasib組四套碳酸鹽巖儲層形成的沉積背景、成巖演化環(huán)境及儲層特征均具有一定的相似性，因此可以將四套儲層統(tǒng)一進(jìn)行對比、統(tǒng)計(jì)分析來獲得儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征及成因的完整認(rèn)識。

文中對艾哈代布油田中-下白堊統(tǒng)儲層研究取得的認(rèn)識及成果主要基于油田中東部3口取心井巖心的各項(xiàng)實(shí)驗(yàn)測試分析數(shù)據(jù)。利用油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(成都理工大學(xué))的儀器及設(shè)備，對儲層巖礦類型及組成研究主要采用了常規(guī)薄片鑒定描述、和電子探針定量分析相結(jié)合確定巖石組成及礦物成分，其中磨制常規(guī)薄片248件，電子探針分析7個;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(jìn)行微觀結(jié)構(gòu)分析研究，其中鑄體薄片分析247件，掃描電鏡分析61件;對儲層孔隙結(jié)構(gòu)分析針對不同儲層類型選取了81個樣品進(jìn)行了壓汞分析和處理;物性分析采用了1194件樣品的孔隙度、滲透率分析數(shù)據(jù)作為基礎(chǔ)進(jìn)行該研究;對儲層沉積、成巖作用環(huán)境依據(jù)7個陰極發(fā)光分析和15件碳氧穩(wěn)定同位素測試進(jìn)行了分析。

2 孔隙、喉道類型及特征

2.1 孔隙空間類型及特征

碳酸鹽巖儲層巖石結(jié)構(gòu)、沉積構(gòu)造及沉積期后的成巖作用改造異常復(fù)雜，從而導(dǎo)致了儲層儲集空間的復(fù)雜性，一般原生孔隙空間在后期復(fù)雜的成巖環(huán)境中是難以保存的;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(shù)無規(guī)則等特點(diǎn)。艾哈代布油田中-下白堊統(tǒng)地層沉積相對比較新，主要由顆?；?guī)r、泥?；?guī)r、粒泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r構(gòu)成，其中顆粒主要包括了生屑、生物、砂屑、角礫、團(tuán)粒(球粒)等。根據(jù)研究層儲層段247件鑄體薄片和61件掃描電鏡的分析，儲層孔隙類型多樣，組合形式復(fù)雜;其中原生孔隙主要包括粒間孔和生物體腔孔，次生孔隙主要包括粒間溶孔、鑄?？?、粒內(nèi)溶孔及晶間孔等(圖3)，其它類型孔隙少見，本文中不做討論。

原生孔隙中的粒間孔主要存在于顆粒之間，且多為顆粒間多期膠結(jié)物充填后的殘留孔隙(圖3a，b)，目前儲層中所能找到的保存相對完好的粒間孔主要發(fā)育于砂屑灰?guī)r中(圖3c)，該類孔隙空間的孔徑和喉道大小一般分別為0.01～0.15mm、0.001～0.002mm，粒間孔往往因充填造成連通性相對較差。生物體腔孔主要為各種生物(抱球蟲、截球蟲、圓笠蟲、苔蘚蟲、蜂巢蟲等)死亡埋藏后其體腔中有機(jī)組織腐爛并被保留下來，該類孔隙大小不一，一般小于0.05mm(圖3d，e)。

次生孔隙中的粒間溶孔主要為顆粒(砂屑、生屑)溶蝕或者顆粒間填隙物被溶而擴(kuò)大所致，其形態(tài)不規(guī)則，分布不均，而且往往與其它類型孔隙溶通形成連通性極好的網(wǎng)絡(luò)狀孔隙空間，其孔徑大小一般為0.1～0.2mm(圖3f，g)。鑄?？字饕ㄔ迥？缀土Ｄ？?，藻模孔多為綠藻被溶蝕后形成，當(dāng)藻?？酌芗瘯r，再加上一定的溶蝕作用，該類孔隙之間以及與其它類型孔隙之間溶通形成炭渣狀、蜂窩狀密孔或者篩孔狀網(wǎng)孔，其連通性極好(Elliot，1958)(圖3h);粒?？字饕獮樯靶蓟蛘吖切急蝗芪g僅保留外部輪廓所致，其孔徑大小可達(dá)到為0.1～0.2mm，但連通性一般較差(圖3i，j)。粒內(nèi)溶孔為砂屑或者生屑內(nèi)部分溶蝕而形成，該類型孔隙一般連通性差(圖3a，i)。晶間孔主要發(fā)育在灘間相和部分低能灘基質(zhì)中零星分布的具有霧心亮邊的粉晶白云石晶間之間(圖3k)，另外由于顆粒之間灰泥在進(jìn)變新生變形作用下重結(jié)晶為微亮晶結(jié)構(gòu)，從而在泥晶基質(zhì)中形成大量晶間微孔(圖3l)。

據(jù)鑄體薄片鑒定的各類孔隙占總面孔率的統(tǒng)計(jì)，粒間溶孔、藻?？住Ⅲw腔孔為主要的孔隙空間，分別占總面孔率的27.2%、24.9%、19.6%，其次為粒?？祝伎偯婵茁?.2%，其它類型孔隙空間占總面孔率不足20%(圖4);另外在常規(guī)薄片、鑄體薄片中還見到充填或者半充填微裂縫、粒裂紋以及沿裂縫和縫合線等分布的非組構(gòu)選擇性溶孔、溶縫等，這些在所研究儲層內(nèi)所占比例更小，不作為主要的孔隙空間類型進(jìn)行討論。

2.2 喉道類型及特征

根據(jù)247件鑄體薄片喉道類型和結(jié)構(gòu)進(jìn)行鑒定和統(tǒng)計(jì)，艾哈代布油田中-下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層中主要存在四類喉道類型，即孔隙縮小型喉道、片狀喉道、管束狀喉道、網(wǎng)絡(luò)狀喉道(圖5)。孔隙縮小型喉道主要是由于孔隙空間內(nèi)晶體的生長以及其它充填物的充填等造成孔隙空間縮小而形成，這種喉道與孔隙之間往往界線不明顯，主要出現(xiàn)在原生剩余粒間孔、粒間溶孔中(圖3a-c，e，f、圖5a)。片狀喉道主要是由礦物晶面之間狹小縫隙空間構(gòu)成，喉道半徑小，一般只有幾微米到十幾微米，主要出現(xiàn)在灰泥填隙物或者云質(zhì)灰?guī)r等的晶間孔、晶間溶孔中(圖3k、圖5b)。管束狀喉道為孔隙之間細(xì)而長、斷面接近圓形的類似管束狀的空間，一般為顆粒之間未完全接觸而形成，該類喉道多見于原生剩余粒間孔和粒間溶孔中(圖3c，f、圖5c)。網(wǎng)絡(luò)狀喉道是該區(qū)中較常見的一類特殊喉道類型，其形成主要是因溶蝕作用而將各類孔隙溶蝕貫通，喉道短而粗，同時孔喉配位數(shù)高，因此使孔隙之間的連通性大大提高(圖3h、圖5d)。

圖4 各類孔隙占面孔率百分比(據(jù)247件藍(lán)色鑄體薄片)Fig.4 The plane porosity with various pore types(according to 247 casting thin)

圖5 艾哈代布中-下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層主要喉道類型(a)-孔隙縮小型喉道;(b)-片狀喉道;(c)-管束狀喉道;(d)-網(wǎng)絡(luò)狀喉道Fig.5 The main throat types of the Middle-Lower Cretaceous carbonate reservoir，AI Hardy cloth Oilfield

3 孔隙結(jié)構(gòu)特征及分類

3.1 喉道分布特征

依據(jù)81個儲層段的壓汞分析資料的分析，儲層的喉道分布曲線可以分為五種類型，即偏細(xì)單峰型、偏粗單峰型、偏細(xì)雙峰型、偏粗雙峰型和多峰型(圖6)。其中偏細(xì)單峰型的喉道峰值分布于0.0367～0.2952μm，平均為0.1211μm，樣品所對應(yīng)分析的孔隙度平均為15.6%，滲透率平均為0.88×10－3μm2;結(jié)合薄片、掃描電鏡資料，該類樣品主要以孔隙縮小型喉道、片狀喉道或者管束狀喉道構(gòu)成，且喉道類型單一(圖6a)。偏粗單峰型喉道峰值分布于0.2952～1.211μm，平均為0.6391μm，樣品所對應(yīng)分析的孔隙度平均為23.3%，滲透率平均為8.55×10－3μm2;該類樣品主要以孔隙縮小型喉道、管束狀喉道或者網(wǎng)絡(luò)狀喉道構(gòu)成，喉道類型也相對單一(圖6b);另外通過對比偏細(xì)單峰型和偏粗單峰型的喉道分布特征及鏡下觀察情況，偏細(xì)單峰型喉道分布的峰值頻率高于偏粗單峰型，而偏粗單峰型喉道的峰值分布區(qū)間的寬度要大于偏細(xì)單峰型;偏粗單峰型喉道的這種特征主要與溶蝕作用對喉道改造不均有關(guān)，溶蝕作用改造總體造成了喉道的偏粗，但喉道半徑大小不均，而偏細(xì)單峰型的樣品中偏細(xì)喉道的分布相對均一。偏細(xì)雙峰型的喉道分布相對較少，前峰值小于0.08μm，平均值為0.0298μm，后峰值小于0.6μm，平均值為0.3048μm;該類型樣品物性條件相對較差，平均孔隙度為13.7%，平均滲透率為0.09×10－3μm2;鑄體薄片上統(tǒng)計(jì)喉道類型主要為孔隙縮小型喉道、片狀喉道和管束狀喉道，喉道分布曲線上的前峰值區(qū)間主要以片狀喉道或者狹窄的管束狀喉道為主，后峰值區(qū)間主要以孔隙縮小型喉道和管束狀喉道為主(圖6c)。偏粗雙峰型主要以相對大吼道為主，喉道分布曲線上的前峰值一般大于0.3μm，平均值為0.9849μm，后峰值大于 1.211μm，平均值為 4.4647μm;對應(yīng)樣品實(shí)測孔隙度平均值為23.6%，滲透率為14.4×10－3μm2;該內(nèi)樣品喉道類型多樣，幾種主要的喉道類型均能見到，其中網(wǎng)絡(luò)狀喉道類型是該類樣品中最為重要的一種喉道類型(圖6d)。多峰型喉道的分布中，喉道峰值一般為3～4個，且喉道分布相對較寬的峰值區(qū)間一般偏細(xì)，該類樣品對應(yīng)的物性一般也相對較差，孔隙度為15.7%，滲透率為2.92×10－3μm2，喉道類型多樣，偏細(xì)喉道所占比例居多(圖6e)。

從上述對研究區(qū)中-下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層喉道的分布特征的總結(jié)來看，儲層的孔隙結(jié)構(gòu)存在多樣性，且對儲層的儲滲條件影響明顯，關(guān)于影響孔隙結(jié)構(gòu)的主要影響因素及成因以及不同類型的孔隙結(jié)構(gòu)對儲層儲滲條件的影響下文將加以闡述。

圖6 艾哈代布油田中-下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層喉道半徑分布圖(據(jù)81個壓汞數(shù)據(jù))(a)-偏細(xì)單峰分布型;(b)-偏粗單峰分布型;(c)-偏細(xì)雙峰型;(d)-偏粗雙峰型;(e)-多峰型Fig.6 The throat radius distribution of the Middle-Lower Cretaceous carbonate reservoir，AI Hardy cloth Oilfield(according to 81 pressure mercury data)

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)類型

艾哈代布油田中-下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層時代較新，儲層孔隙結(jié)構(gòu)主要受沉積環(huán)境、巖石組構(gòu)以及在準(zhǔn)同生期、表生期、埋藏成巖期的改造作用共同控制，造成儲層孔隙類型多、組合方式復(fù)雜、孔滲關(guān)系較差、壓汞曲線類型混雜等特點(diǎn);因而很難將儲層孔隙結(jié)構(gòu)的差異性通過物性參數(shù)或者孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中的單一參數(shù)進(jìn)行劃分。文中通過對儲層孔隙空間類型和組合方式的劃分以及對1194件物性數(shù)據(jù)和81件壓汞資料的分析，將儲層的孔隙結(jié)構(gòu)類型劃分為四類，即高孔中滲細(xì)喉型、中高孔低滲細(xì)喉型、中高孔特低滲微喉型、低孔特低滲極微喉型(表1、圖7)。

表1 孔隙結(jié)構(gòu)類型劃分Table 1 The pore structure type classification of the carbonate reservoirs

圖7 艾哈代布油田中-下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層典型毛管壓力曲線類型及特征(據(jù)81個壓汞數(shù)據(jù))(a)-高孔中滲細(xì)喉型;(b)-中高孔低滲細(xì)喉型;(c)-中高孔特低滲微喉型;(d)-低孔特低滲極微喉型Fig.7 The typical capillary pressure curve types and characteristics of the Middle-Lower Cretaceous carbonate reservoir，AI Hardy cloth Oilfield(according to 81 pressure mercury data)

高孔中滲細(xì)喉型是孔隙結(jié)構(gòu)相對最好的一類儲層，其物性較好，孔隙度大于20%，滲透率大于20×10－3μm2;孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中孔喉半徑均值大于0.3μm，排驅(qū)壓力小于0.3MPa，分選系數(shù)大于3.5，變異系數(shù)大于0.3(表1、圖7a)?？紫都昂淼李愋投嗲医M合復(fù)雜，尤其以鑄?？?、粒間孔在溶蝕作用下形成的溶蝕性孔喉為主，網(wǎng)絡(luò)狀喉道類型發(fā)育，溶蝕作用改造的孔喉尺度大小不一(圖3h)，因而形成了孔喉分選相對差、孔喉半徑均值大、排驅(qū)壓力低的特征;另外變異系數(shù)為四種類型中最高，反映了其相對大孔喉較多、分選相對差，但孔隙結(jié)構(gòu)相對最好的一類儲層。

中高孔低滲細(xì)喉型儲層孔隙度大于15%，滲透率1～20×10－3μm2;孔喉半徑均值大于 0.3μm，排驅(qū)壓力為 0.3 ～0.5MPa，分選系數(shù)一般為2.2～3.5，變異系數(shù)為0.2～0.3。這種類型相對高孔中滲細(xì)喉型來看，孔隙度和喉道半徑均值差異不大，排驅(qū)壓力略高;而滲透率明顯降低，分選性變好，變異系數(shù)降低，孔隙結(jié)構(gòu)差于高孔中滲細(xì)喉型(表1、圖7b)。該類儲層以多種類型的孔隙和喉道組合為主，尤其是以溶蝕性的孔喉為主(圖3f);因此溶蝕作用仍是造成孔喉增大、分選變差、物性相對變好的關(guān)鍵。

中高孔特低滲微喉型儲層孔隙度為15% ～25%，滲透率小于1×10－3μm2;孔喉半徑均值 0.1～0.3μm，排驅(qū)壓力為0.5～2.5MPa，分選系數(shù)一般為2.2～2.8，變異系數(shù)為0.15～0.2(圖7c)。這是該區(qū)儲層中比較特殊的一種類型，具有較高孔隙度，但滲透率極低，孔隙之間連通性差的特征;這種孔隙結(jié)構(gòu)在以生物體腔孔為主，后期溶蝕改造較弱的孔隙空間中尤其典型(圖7d)。

低孔特低滲極微喉型孔隙度小于15%，滲透率小于1×10－3μm2;孔喉半徑均值小于0.1μm，排驅(qū)壓力大于2.5MPa，分選系數(shù)小于2.2，變異系數(shù)小于0.15(表1、圖7d)。低孔特低滲極微喉型儲層具有物性差、極微小孔喉、高排驅(qū)壓力、分選相對最好、變異系數(shù)最低的特征，為粒泥灰?guī)r等典型孔隙結(jié)構(gòu)類型。

綜合上述四種類型孔隙結(jié)構(gòu)的特征可以看出，相鄰類型的儲層在毛管壓力曲線的部分段上具有一些相似性，從而造成了毛管壓力曲線差異的不明顯，但通過組合孔喉半徑均值、排驅(qū)壓力、分選系數(shù)和變異系數(shù)幾個孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)可以較為明確的對儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型進(jìn)行劃分;并且通過比較認(rèn)為物性條件和孔隙結(jié)構(gòu)越好的儲層孔喉半徑越大、排驅(qū)壓力越小、變異系數(shù)越高，并且具有孔喉分選性變差的趨勢。通過對物性數(shù)據(jù)、微觀描述以及壓汞資料的統(tǒng)計(jì)認(rèn)為艾哈代布油田中-下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層主要以中高孔低滲細(xì)喉型和中高孔特低滲微喉型兩種類型儲層為主。

4 孔隙結(jié)構(gòu)差異的主控因素及成因

4.1 巖石組構(gòu)的控制作用

本文所關(guān)注的幾套儲層目前仍處于中-淺埋藏階段，沉積地層相對較新，構(gòu)造相對穩(wěn)定，儲層所經(jīng)歷的成巖演化作用和構(gòu)造活動還未完全改變原始沉積環(huán)境下形成的孔喉空間面貌;儲層的孔喉空間仍是以原生孔喉空間為基礎(chǔ)，并在沉積期后的埋藏過程中的成巖演化和構(gòu)造抬升短暫的表生巖溶作用下的結(jié)果;因此巖石的組構(gòu)是造成儲層孔隙結(jié)構(gòu)差異的一個重要影響因素。該套儲層主要以生屑灘、砂屑灘及局部的灘間沉積為主，巖石中碎屑、顆粒種類較多，因此巖石類型及組成復(fù)雜;文中主要選擇了生屑藻灰?guī)r、生屑砂屑灰?guī)r、生屑灰?guī)r(因生物顆粒及碎屑較雜，故作為一類典型巖性統(tǒng)計(jì))、棘屑灰?guī)r、抱球蟲灰?guī)r、泥晶灰?guī)r和云質(zhì)灰?guī)r7種不同的巖性作為統(tǒng)計(jì)研究。

通過統(tǒng)計(jì)，不同巖性對儲層孔隙結(jié)構(gòu)及類型具有較強(qiáng)的控制作用，統(tǒng)計(jì)表明生屑藻灰?guī)r和生屑砂屑灰?guī)r物性條件相對好，均主要分布在高孔中滲細(xì)喉型和中高孔低滲細(xì)喉型區(qū)域，其中高孔中滲細(xì)喉型又以生屑砂屑灰?guī)r的分布更為集中;生屑灰?guī)r主要分布在中高孔低滲細(xì)喉型區(qū)域;棘屑灰?guī)r的分布以在中高孔低滲細(xì)喉型區(qū)為主，但隨著灰泥含量增加以及棘皮的共軸增生作用(圖3f)使儲層孔隙結(jié)構(gòu)變差，成為低孔特低滲極微喉型儲層;抱球蟲灰?guī)r雖然鑄?？装l(fā)育，孔隙度高，但因生物個體微小，孔隙半徑小，且相互連通性差，因此往往具有中高孔、特低滲特征，因此該類儲層主要分布在中高孔特低滲微喉型區(qū);泥晶灰?guī)r各種顆粒含量一般小于10%，以灰泥為主，孔隙結(jié)構(gòu)相對差，主要位于低孔特低滲極微喉型區(qū);云質(zhì)灰?guī)r主要為在灘間和部分低能灘的基質(zhì)中或者溶孔、溶洞中零星分布的粉晶白云石而構(gòu)成(圖3k)，該類儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型主要分布在中高孔低滲細(xì)喉型、中高孔特低滲微喉型和低孔特低滲極微喉型區(qū)結(jié)合區(qū)域(圖8)。另外統(tǒng)計(jì)還表明在各類巖性中隨著灰泥含量的增加其孔隙結(jié)構(gòu)具有從高孔中滲細(xì)喉型向低孔特低滲極微喉型由好向差的變化趨勢，因此巖石中顆粒的類型以及(顆粒/灰泥)比值是控制儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征及類型的重要影響因素(圖8)。

圖8 不同巖性對應(yīng)孔隙結(jié)構(gòu)類型及孔滲分布特征Fig.8 The pore structure and distribution of porosity and permeability with different lithology types

對上述不同巖性毛管壓力曲線測試所反映的平均孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)特征的對比也反映了巖性對孔隙結(jié)構(gòu)的影響作用?？缀戆霃骄狄栽逍蓟?guī)r最高，為0.47μm，其次為砂屑灰?guī)r和生屑灰?guī)r，分別為0.39μm和0.31μm，抱球蟲灰?guī)r和棘屑灰?guī)r相對較低，分別為0.27μm和0.2μm，泥晶灰?guī)r最低，為0.06μm;排驅(qū)壓力以砂屑灰?guī)r最低，為0.28MPa，其次為生屑灰?guī)r和藻屑灰?guī)r，分別為0.33MPa、0.36MPa，棘屑灰?guī)r和抱球蟲灰?guī)r相對較高，分別為0.45MPa和0.48MPa，泥晶灰?guī)r最高，為1.367MPa;孔喉的分選性以泥晶灰?guī)r、抱球蟲灰?guī)r相對好，分選系數(shù)分別為2.48、2.41，棘屑灰?guī)r、藻屑灰?guī)r和砂屑灰?guī)r分選性相對差，分選系數(shù)分別為2.86、2.9和3.1;變異系數(shù)一般與孔隙結(jié)構(gòu)好壞成正相關(guān)，砂屑灰?guī)r變異系數(shù)最高，為0.27，其次為藻屑灰?guī)r、生屑灰?guī)r和棘屑灰?guī)r，均為0.22左右，抱球蟲灰?guī)r和泥晶灰?guī)r相對最低，為0.18左右(圖9)。依據(jù)孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)特征的對比，砂屑灰?guī)r孔隙結(jié)構(gòu)最好，其次依次為藻屑灰?guī)r、生屑灰?guī)r、棘屑灰?guī)r，抱球蟲灰?guī)r和泥晶灰?guī)r孔隙結(jié)構(gòu)最差。

圖9 不同巖性對應(yīng)孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)特征Fig.9 The pore structure parameter characteristics with different lithology types

圖10 溶蝕面孔率與滲透率及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)關(guān)系(據(jù)藍(lán)色鑄體薄片統(tǒng)計(jì))(a)-溶蝕面孔率與滲透率關(guān)系;(b)-溶蝕面孔率與孔喉半徑均值關(guān)系;(c)-溶蝕面孔率與排驅(qū)壓力關(guān)系;(d)-溶蝕面孔率與孔喉分選系數(shù)關(guān)系Fig.10 The dissolution plane porosity and permeability and pore structure parameter characteristics relations(according to casting thin)

4.2 溶蝕作用的控制作用

前文對儲層孔隙空間類型的分析中已談到，溶蝕性孔隙在總孔隙空間中占重要比例，同時溶蝕作用起到了擴(kuò)大、溶通孔喉的作用，對孔隙結(jié)構(gòu)的改造起到了重要作用。通過對溶蝕性孔隙的面孔率與滲透率及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，其中溶蝕面孔率與滲透率、孔吼半徑均值和分選系數(shù)具有一定的正相關(guān)關(guān)系，而與排驅(qū)壓力具有負(fù)相關(guān)關(guān)系，表明了溶蝕面孔率越高，滲透率越大、孔喉半徑越大、排驅(qū)壓力越小，而孔喉的分選相對變差的關(guān)系(圖10);這與前文中的定性分析也具有一致性的認(rèn)識。針對中東地區(qū)該套儲層的溶蝕改造作用，可能的情況一是儲層沉積后在同生期或者準(zhǔn)同生期由大氣淡水與海水的混合對其溶蝕所致;二是在埋藏期間，由于烴源巖演化排烴所帶的有機(jī)酸進(jìn)入儲層并對其進(jìn)行溶蝕所致;三是該區(qū)先后幾次的構(gòu)造抬升使儲層接近暴露面而遭受了表生期的巖溶改造作用所致。

針對所談及的艾哈代布油田，本文也結(jié)合前面的認(rèn)識，有目的地對充填物及全巖進(jìn)行了同位素分析的比較、對不整合面下不同位置巖石結(jié)構(gòu)的陰極發(fā)光分析進(jìn)行了對比以及研究了不整合面對儲層物性的控制作用等，來加深對該套儲層溶蝕作用的認(rèn)識和定位。

AD13井Mauddud組頂不整合面以下各項(xiàng)資料的對比表明(圖11):①不整合面以下儲層孔隙度和滲透率的變化不受不整合面的控制，靠近不整合面仍存在中高孔特低滲微喉型，遠(yuǎn)離不整合面也存在中高孔低滲微喉型儲層，不存在明顯的對應(yīng)性，表明了表生期的巖溶作用未能改變儲層孔隙結(jié)構(gòu)的整體變化趨勢;②通過不整合面以下不同位置取樣的陰極發(fā)光片的來看，存在自不整合面向下充填物發(fā)光減弱的趨勢，表明了淡水作用強(qiáng)弱的變化;③早期形成的鑄?？?、溶蝕孔等都以選擇性溶蝕為主，而表生期溶蝕具有在早期溶蝕性孔隙基礎(chǔ)上的選擇性和非選擇性溶蝕特征，如非選擇性溶孔、溶縫等。根據(jù)AD12井Mishrif組和AD13井Rumaila組溶蝕孔洞中充填方解石及附近全巖碳氧穩(wěn)定同位素的分析(表2)，溶蝕孔洞中充填方解石及其全巖的 C13為2.2‰～2.86‰，平均值為2.56‰，差異不大;但全巖O18為－4.34‰～－3.32‰，平均值為－3.81‰，而溶蝕孔洞中充填方解石的O18為－6.84‰～ －5.64‰，平均值為 －6.31‰，相對全巖的明顯偏負(fù);方解石的氧同位素組成受溫度、流體礦化度等控制(劉文斌，1993;郭宏莉和王大銳，1999)，而本次取樣是以溶蝕孔洞內(nèi)早期方解石充填物及基質(zhì)進(jìn)行采樣分析的，樣品取樣位置及形成時間相近，因此溫度作用條件相近，因此認(rèn)為溶蝕孔洞內(nèi)方解石充填物氧同位素組成相對全巖明顯偏負(fù)表明了其在水巖作用環(huán)境中是存在淡水作用的參與。

表2 方解石充填物及全巖碳氧穩(wěn)定同位素分析結(jié)果Table 2 The calcite filling and whole rock oxygen stable isotope analysis results

因此綜合上述分析測試資料的分析認(rèn)為同生期或者準(zhǔn)同生期在大氣淡水和海水混合作用下對儲層有選擇性的溶蝕形成的粒間溶孔、鑄模孔、粒內(nèi)溶孔等溶蝕孔隙構(gòu)成了儲層孔喉空間的基礎(chǔ)，決定了儲層孔喉結(jié)構(gòu)的差異及類型;而后期構(gòu)造抬升暴露的表生巖溶作用是對先期所形成孔喉結(jié)構(gòu)的改造，其改造程度還未完全改變先期孔喉面貌，未能起到控制儲層孔喉結(jié)構(gòu)的差異及類型的作用，這可能與巖溶作用時間相對短暫有關(guān)。

4.3 其它成巖作用的影響

其它巖溶作用對該套儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有一定的影響，但不是決定孔隙結(jié)構(gòu)類型差異性的主要因素。如壓實(shí)作用雖然在研究區(qū)各儲層段中表現(xiàn)不太一致，但總體較弱;大多數(shù)顆?；?guī)r的顆粒間呈點(diǎn)接觸，甚至漂浮狀，線接觸較少(圖3c)，生屑的沉積形態(tài)保存也相對完好，錯斷、變形等壓實(shí)特征不明顯(圖3i)。儲層中的膠結(jié)作用主要為馬牙狀、粒狀方解石等厚環(huán)邊分布(圖3a)，局部可見到世代膠結(jié)物，但膠結(jié)作用往往是伴隨溶蝕作用進(jìn)行的，而在該套儲層中溶蝕作用對儲層孔喉結(jié)構(gòu)的控制作用強(qiáng)，也使得膠結(jié)作用對儲層孔喉結(jié)構(gòu)的差異性的控制相對較弱。另外新生變形作用、泥晶化作用、重結(jié)晶作用等在儲層中都有見到，但都不能控制儲層孔喉結(jié)構(gòu)的差異性。

5 結(jié)論

(1)艾哈代布油田中-下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層因巖石組構(gòu)復(fù)雜，曾經(jīng)歷了中-淺埋藏期成巖演化及多期表生巖溶作用的改造，其孔隙類型主要由原生粒間孔、生物體腔孔及次生的粒間溶孔、鑄?？?、粒內(nèi)溶孔和晶間孔等構(gòu)成，其中溶蝕性孔隙為最重要的孔隙類型;喉道主要有孔隙縮小型喉道、片狀喉道、管束狀喉道、網(wǎng)絡(luò)狀喉道四類，其中網(wǎng)絡(luò)狀喉道是常見的一種特殊類型，往往是形成相對高滲儲層的重要因素。

(2)喉道類型及分布特征的多樣化是造成孔隙結(jié)構(gòu)差異的根本，薄片及壓汞分析資料將喉道的分布分為偏細(xì)單峰型、偏粗單峰型、偏細(xì)雙峰型、偏粗雙峰型及多峰型五類。偏細(xì)單峰分布型以單一的孔隙縮小型喉道、片狀喉道或管束狀喉道構(gòu)成;偏粗單峰型以單一的且經(jīng)過溶蝕改造后喉道大小分選相對較差的孔隙縮小型喉道、管束狀喉道或者網(wǎng)絡(luò)狀喉道構(gòu)成;偏細(xì)雙峰型由偏細(xì)的片狀喉道和狹窄管束狀喉道和略粗的孔隙縮小型喉道和管束狀喉道為主，總體形成偏細(xì)雙峰分布特征;偏粗雙峰型由溶蝕改造過的偏粗喉道構(gòu)成偏粗雙峰分布特征，其中網(wǎng)絡(luò)狀喉道類型為該種分布中的常見類型;多峰型分布喉道分選最差，喉道粗細(xì)不一，分布呈多峰特征。

(3)儲層的孔隙結(jié)構(gòu)類型可以通過組合孔隙度、滲透率及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中的孔喉半徑均值、排驅(qū)壓力、分選系數(shù)和變異系數(shù)將其劃分為高孔中滲細(xì)喉型、高孔低滲細(xì)喉型、中高孔特低滲微喉型、低孔特低滲極微喉型四類，孔隙結(jié)構(gòu)類型越好儲層孔喉半徑越大、排驅(qū)壓力越小、變異系數(shù)越高，但孔喉的分選性相對變差;艾哈代布油田中-下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層主要以中高孔低滲細(xì)喉型和中高孔特低滲微喉型兩種類型儲層為主。

(4)造成儲層孔隙結(jié)構(gòu)差異性的主要因素為巖石組構(gòu)、同生期或準(zhǔn)同生期的溶蝕作用，而表生巖溶具有一定的改造作用，其它成巖作用影響相對較弱;儲層孔喉結(jié)構(gòu)是以沉積形成的原生孔隙受同生期或準(zhǔn)同生期溶蝕改造為基礎(chǔ)，并在后期表生巖溶作用下改造而成;先期溶蝕作用以選擇性溶蝕為主，受巖石組構(gòu)所控制，而后期溶蝕兼有選擇性溶蝕和非選擇性溶蝕，受先期形成的孔喉空間及結(jié)構(gòu)所控制。

圖11 抬升暴露表生期溶蝕作用對儲層孔喉的改造影響作用(據(jù)AD13井)Fig.11 The uplift exposed supergene dissolution and transformation influence of the reservoir pore throats(according to AD13 wells)

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