伊拉克M油田Asmari組B段混積巖儲層特征及儲層非均質性對開發(fā)的影響*

何 娟 孫立春 倪軍娥 王 龍 孫福亭

（中海油研究總院有限責任公司 北京 100028）

混積巖是指由陸源碎屑與碳酸鹽組分經混合沉積作用而形成的巖石［1］，是一種特殊的沉積現(xiàn)象。郭福生等［2］認為，廣義上混積巖還包括由陸源碎屑與碳酸鹽組分在空間（垂向／平面）上構成交替互層或夾層的混合。國內外混積巖研究始于20世紀中期，在美國Williston盆地Bakken組、Maverick盆地Eagleford組及中國準噶爾、柴達木、四川、渤海灣等盆地均發(fā)現(xiàn)有混積巖儲層［3-7］，分布廣泛。大部分混積巖形成于特殊的過渡環(huán)境中［8-10］，混合沉積環(huán)境一般具有不同沉積相帶在平面上交錯、或在垂向依次重疊出現(xiàn)的特點［2］。

伊拉克M油田Asmari組B段發(fā)育一套厚度110～140 m混積巖儲層，不同巖石組分的混合及縱向和平面的交替、疊置使得儲層具有較強的非均質性。筆者通過巖心、薄片、實測孔隙度和滲透率數據、測井曲線以及實際生產數據等資料，分析了研究區(qū)Asmari組B段混積巖儲層巖石和儲集空間，確定了沉積環(huán)境和沉積亞相，對比了不同巖性儲層物性特征，研究了儲層非均質性對油田開發(fā)的影響，以期為Asmari組混積巖油藏后續(xù)開發(fā)提供指導。

1 油田地質概況

M油田位于伊拉克東南部，毗鄰伊朗邊界，西北距巴格達約350 km，南距巴士拉約175 km，屬于中東阿拉伯臺地之東的美索不達米亞盆地低角度褶皺區(qū)［11］。該油田處在一個NW-SE向的長軸背斜之上，漸新統(tǒng)—中新統(tǒng)Asmari組為重要的含油層系。

Asmari組發(fā)育于古近—新近系海陸過渡的沉積環(huán)境，其沉積主要受相對海平面升降和阿拉伯板塊隆升控制。Asmari組現(xiàn)今埋深為2 800～3 200 m，厚度約380 m，以三角洲前緣河道砂巖、局限臺地潮坪和瀉湖的灰?guī)r、白云巖及二者高度混合沉積形成的混積巖為主，與下伏Jaddala組呈不整合接觸，與上覆Lower Far組呈整合接觸關系［11］（圖1）。

圖1 伊拉克M油田Asmari組含油層段地層柱狀圖Fig.1 Stratigraphic column of oil interval of Asmari Formation of M oilfield in Iraq

2 儲層特征

根據巖性組合特征，可將Asmari組細分為A、B、C、D等4段（圖1），其中B段為本次研究的主要目的層，是混積作用的主要發(fā)育段，既有廣義的陸源碎屑巖（混合度較低的三角洲前緣分流河道的砂巖）與碳酸鹽巖（混合度比較低的潮坪及瀉湖亞相的灰?guī)r及白云巖）在空間（垂向／平面）上的交替發(fā)育，也可看到二者高度混合作用形成的過渡類型巖石。B段自下而上可細分為B4、B3、B2和B1共4個油組（圖2），其中B4和B3油組下部儲層均以白云巖和灰?guī)r為主，上部以砂巖為主；B2油組儲層以混積巖為主。各油組內部不同類型的儲層成層性較好，如B1油組儲層以砂巖為主，砂巖全區(qū)發(fā)育展布穩(wěn)定，橫向對比性好。

圖2 伊拉克M油田Asmari組B段油組劃分對比圖Fig.2 Well correlation of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

2.1 巖石和儲集空間類型

根據巖心資料，Asmari組B段砂巖可劃分為3種巖石類型，即鈣質、膏質或云質粗—中粒石英砂巖、長石石英砂巖及長石石英雜砂巖，顆粒以石英為主，長石和鈣質巖屑次之，膠結物常見方解石、石膏和有孔蟲等；碳酸鹽巖可細分為生屑灰?guī)r、泥粒灰?guī)r、白云質灰?guī)r、微晶—亮晶砂屑、生物屑、球粒、鮞粒云巖等（圖3）；砂巖主要發(fā)育在B1、B4和B3油組上部；灰?guī)r和白云巖主要發(fā)育于B2、B4和B3油組下部。

Asmari組B段砂巖儲集空間以粒間孔為主，粒內溶孔次之；灰?guī)r及白云巖儲集空間主要包括粒間及粒內溶孔、晶間及晶內溶孔、溶蝕縫、微裂縫及雜基中的微孔等（圖3）。

2.2 沉積相特征

根據巖心、薄片和地層對比分析，結合前人研究成果［12］，Asmari組B段主要為碎屑巖與碳酸鹽巖的混合沉積，發(fā)育三角洲、混合臺地和局限臺地等沉積相和三角洲前緣、向陸、向海、潮坪和瀉湖等亞相（圖1）。

圖3 伊拉克M油田Asmari組B段儲層巖石類型及儲集空間Fig.3 Rock and pore types of reservoirs of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

三角洲河道沉積是Asmari組B段儲層主力沉積體，以粗—中粒石英砂巖和長石石英砂巖為主，發(fā)育粒間孔和少量粒內溶孔（圖3），河道砂體厚度4～10 m，由多期河道疊置而成，由于B1油組砂巖段巖心呈現(xiàn)為紅棕色或淺綠色，反映出該套砂巖為淺水沉積環(huán)境。分析認為，Asmari組B段局限臺地的潮坪和瀉湖亞相以白云巖和灰?guī)r為主，發(fā)育次生溶孔和分布于雜基中的微孔，而混積臺地的向陸和向海亞相以云質砂巖、砂質云巖等過渡類型巖石為主。

2.3 儲層物性

研究區(qū)不同類型儲層物性差異較大。依據油氣儲層評價方法中的儲層分類標準［13］，對巖心實測的孔、滲數據資料進行了分析，結果表明：研究區(qū)砂巖儲層物性以中高孔、中高—特高滲為主，孔隙度10.1%～32.1%，大于15%的占93%，滲透率0.39～6 313.0 mD，大于100 mD的占74%；碳酸鹽巖儲層物性變化比較大，具有中低孔、低—高滲的物性特征，孔隙度8.5%～31.3%，大于15%的占47%，滲透率0.1～1 783.5 mD，大于10 mD的占57%；高度混積巖儲層孔隙度8.2%～26.4%，大于15%的占58%以上，滲透率0.2～831.0 mD，大于10 mD的占58%以上，與碳酸鹽巖儲層物性比較接近（圖4）。

Asmari組B段儲層巖石類型和物性之間具有很強的相關性。巖心實測的孔、滲數據資料分析表明，砂巖儲層物性明顯好于碳酸鹽巖和混積巖，這與儲層受后期成巖作用影響不大、粒間孔發(fā)育且連通性好密切相關。

2.4 儲層連通性

受物源供給、海平面升降及構造變化等的影響，不同成因的儲層縱向上交替發(fā)育，相互疊置，橫向上河道砂體側向遷移擺動，與局部發(fā)育的灰?guī)r或白云巖儲層漸變過渡，相互搭接，相互連通為一體。

研究區(qū)Asmari組B段93%的探明地質儲量分布于B1—B3油組，其中砂巖儲層主要發(fā)育于B1和B3油組上部，碳酸鹽巖儲層主要發(fā)育于B2及B3油組下部，三角洲前緣亞相的河道砂巖儲層無論是厚度還是平面連續(xù)性均優(yōu)于局限臺地相的碳酸鹽巖儲層（圖2、表1）。

圖4 伊拉克M油田Asmari組B段儲層孔隙度、滲透率關系圖Fig.4 Porosity and permeability of different reservoirs of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

表1 伊拉克M油田Asmari組B段主力油層段儲層統(tǒng)計Table1 Reservoir statistics of main oil interval of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

研究區(qū)新鉆井壓力及油水分布資料表明，不同成因儲層總體相互連通，內部存在差異。平面上，新鉆井F27、F28、F33和F41井隨鉆測壓資料表明，與原始地層壓力（F6井）相比，兩個主要射開的生產層位B1油組上部砂巖儲層和B3油組上部砂巖儲層在新井位置處均出現(xiàn)了明顯的壓力衰竭，部分井如F28井B1油組下部砂巖儲層也出現(xiàn)了一定的壓力衰竭，證明B1和B3油組儲層橫向連續(xù)性及連通性均比較好。

縱向上，B2和B4油組儲層均未射開生產，但新鉆井F33和F41井隨鉆測壓資料表明，新井位置處兩個層的地層壓力均較原始地層壓力出現(xiàn)了一定的衰竭，綜合F6井的壓力資料及鄰井生產情況，分析認為其與上下生產層位B3和B1在縱向上相互連通，屬于同一油水系統(tǒng)（圖5）。

圖5 伊拉克M油田Asmari組B段各油組地層壓力Fig.5 Formation pressure of different zones of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

3 儲層非均質性對開發(fā)的影響

混積巖儲層巖性組成復雜多樣，在剖面上常呈現(xiàn)大段厚層式、厚夾薄層式、頻繁互層式分布［14］，非均質性非常強，而儲層非均質性是影響地下流體運動及采收率的重要因素［15］。研究區(qū)Asmari組B段層內及層間非均質性均比較強，主要表現(xiàn)為不同成因的儲層平面及縱向交替發(fā)育，且相互連通。但由于其形成的沉積環(huán)境及后期成巖作用的不同，導致其空間展布及物性又存在差異，進而使得不同儲層對應的產能及開發(fā)后流體在其中的流動和分布有所不同。

3.1 不同類型儲層產能差異大

受礦物組成、孔隙結構及后期成巖等多種因素的影響，不同成因儲層物性差別較大。如圖4所示，砂巖儲層物性明顯好于碳酸鹽巖（灰?guī)r、白云巖）及二者的過渡類型儲層，研究區(qū)生產井的實際生產及測試數據也證明了這一現(xiàn)象。從A1井Asmari組B段PLT數據可以看出，在多層合采的情況下，砂巖儲層射開厚度占總射開儲層厚度的40%，產量貢獻達到了88%（表2）；另一口井A12砂巖儲層射開厚度僅占總射開儲層厚度的10%，而產量貢獻達到了97%（表3）。

表2 伊拉克M油田A1井Asmari組B段PLT測試結果Table2 PLT results of B Member of Asmari Formation，Well A1 of M oilfield in Iraq

表3 伊拉克M油田A12井Asmari組B段PLT測試結果Table3 PLT results of B Member of Asmari Formation，Well A12 of M oilfield in Iraq

研究區(qū)B1及B3油組上部砂巖儲量占比大，同時由于砂巖儲層較好的平面連續(xù)性及較高的產能，所以上述兩個層段為主力生產層段之一。因此，搞清楚砂巖優(yōu)質儲層的展布規(guī)律很有必要；同時由于儲層成層性好，可嘗試部署水平井開發(fā)砂巖層。

3.2 不同類型儲層水淹規(guī)律不同

M油田Asmari組B段為邊底水油藏，天然能量充足，水體倍數高達60～75倍，一直利用天然能量開采。隨著生產的進行，油田發(fā)生水淹，含水率逐漸升高。根據目前新井壓力測試與水淹層解釋，結合老井早期生產層位及產出量，認為受儲層非均質性的影響，邊水更易于先沿著橫向連續(xù)性及物性比較好的砂巖突進，然后再在縱向上向與其相鄰的推進。此外，研究區(qū)位于扎格羅斯造山帶和阿拉伯臺地東部邊緣的過渡帶——扎格羅斯構造低角度褶皺帶，因此斷層較為發(fā)育，存在少量微裂縫，由于微裂縫縱向溝通底水，個別生產井含水上升快。

新井水淹層解釋及見水時間先后順序進一步證明了不同類型儲層水淹規(guī)律不同。研究區(qū)B3油組上部砂巖整體發(fā)生不同程度的水淹，在研究區(qū)大部分新井（如F47和F30井）解釋出水淹層，同時老井F1和F21井生產B3油組含水較高（圖6），且位于構造低部位的井見水時間和含水率要早于位于高部位的井。未射開生產的B2油組在構造低部位新井F47、F46、F30井及F34等處也出現(xiàn)了局部的水淹（圖6），表明縱向上B2油組與下部相鄰射開生產的B3油組是連通的。

此外，在邊水推進的過程中，薄夾層對水淹起到隔擋作用［13］。如研究區(qū)F47井和F30井B1油組上部油層已水淹，而其下部油層未水淹，說明二者間的夾層起到了一定的隔擋作用。

由此可見，油田的水淹規(guī)律研究對油田新井井位部署、射孔方案、措施選取具有一定指導意義。在未下泵生產的情況下，新井井位盡量往構造高部位部署，同時與斷層保持一定距離，可延緩自噴井見水時間；在制定射孔方案時，可參考新井水淹層解釋和水淹范圍制定射孔層位和深度規(guī)避出水風險；在生產井措施選取時，對于未水淹或水淹程度低的層，可選擇性進行補孔。另外，針對含水異常的井，如高部位出水井，應復查井筒、固井質量、是否有裂縫發(fā)育等，尋找原因并采取合適的方法進行卡堵水。

圖6 伊拉克M油田Asmari組B段水淹狀況Fig.6 Waterflooding status of B Member of Asmari Formation of M oilfield in Iraq

4 結論及建議

1）M油田Asmari組B段儲層以混合沉積作用形成的砂巖、灰?guī)r、白云巖及二者的過渡類型巖石為主，砂巖儲集空間主要為粒間溶孔，碳酸鹽巖及高度混積巖的主要儲集空間為粒間和粒內溶孔?；旆e巖儲層整體連通性較好，縱向上砂巖與碳酸鹽巖儲層交替發(fā)育、相互疊置，橫向上二者漸變過渡、相互搭接。

2）混積巖儲層非均質性強，產能差異懸殊。砂巖儲層厚度、物性、連續(xù)性、連通性好，對產能貢獻大，為M油田Asmari組B段的優(yōu)質儲層，因此搞清楚砂巖儲層分布是提高油田單井產能的關鍵。該儲層出水模式主要為邊水沿高滲砂巖層突進，再橫向和縱向侵入，根據這一水淹規(guī)律可指導油田新井井位部署、射孔方案、措施選取等。