伊拉克H油田Mishrif組儲集層含油性差異主控因素分析

趙麗敏，周文，鐘原，郭睿，金值民，陳延濤

（1.成都理工大學，成都 610051；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院，成都 610041；4.油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室 西南石油大學，成都 610500；5.中國石油碳酸鹽巖儲層重點實驗室沉積-成藏研究室 西南石油大學，成都 610500）

0 引言

中東地區(qū)80%的油氣產自碳酸鹽巖儲集層[1-4]，白堊系Mishrif組碳酸鹽巖是中東地區(qū)最重要的儲集層段[5-7]，在伊拉克、科威特、沙特阿拉伯、阿聯酋等皆有發(fā)育[8]。伊拉克中部和南部地區(qū)發(fā)育的Mishrif組碳酸鹽巖儲集層，其探明儲量約占伊拉克白堊系石油儲量的 40%及伊拉克總石油儲量的近30%[9]。

伊拉克東南部H油田目前處于開發(fā)初期，Mishrif組是該油田白堊系碳酸鹽巖最主要的目的層段，在沉積、儲集層等前期研究工作中關于Mishrif組已有不少成果認識，有些學者認為Mishrif組沉積期構造活動較弱[10]，以開闊臺地和臺地邊緣沉積為特征[6,11-13]；儲集層儲集空間的形成和改造主要受沉積環(huán)境、準同生期溶蝕及晚期表生巖溶作用共同控制[6,14-20]。筆者團隊在對H油田Mishrif組綜合研究后得出了以下認識：①其沉積環(huán)境主體應該為開闊臺地，雖然也可能存在臺地邊緣沉積，但并不具有規(guī)模性[21]；②其巖溶類型為相控早成巖期巖溶，表現為準同生期溶蝕疊加淺埋藏后暴露溶蝕[22]，建立了巖溶發(fā)育概念模式，并且在巖心上根據溶蝕-充填特征劃分出了3類區(qū)域，按照巖溶發(fā)育強度由低到高依次為致密基巖區(qū)、海綿狀溶蝕區(qū)、溶溝（洞）充填區(qū)[22]；③其儲集層儲集巖類主要為巖溶建造巖、顆?；?guī)r、泥?；?guī)r、粒泥灰?guī)r等，儲集空間類型主要為體腔孔、粒內溶孔（鑄?？祝⒘ｉg溶孔、充填物間微孔隙、格架孔等[22-23]；④其儲集空間及孔喉結構的形成主要受沉積微相和早成巖期巖溶作用共同控制[22-23]。進一步研究發(fā)現，H油田Mishrif組取心段含油性差異較大，非均質性較強，在物性-含油性普遍成正相關的情況下，亦存在物性較好但不含油的特別現象，表明儲集層含油規(guī)律研究有待深入，這對下一步的有效儲集層預測具有極其重要的參考價值，但目前就此方面的研究尚未有相關報道。

本次研究基于大量的基礎實驗分析數據，在前期研究成果的基礎上，重點對H油田Mishrif組儲集層的含油差異主控因素進行初步的研究分析，以期指導油田后期的實際勘探開發(fā)工作并為中東地區(qū)白堊系碳酸鹽巖儲集層含油性特征分析提供思路和借鑒。

1 區(qū)域地質概況

H油田位于伊拉克東南部米桑省，距伊拉克首都巴格達400 km，研究區(qū)面積約288 km2。區(qū)域構造上屬于古岡瓦納大陸北緣阿拉伯板塊北部的不穩(wěn)定大陸架，處于東部不穩(wěn)定陸架區(qū)、美索不達米亞主帶、底格里斯亞帶的南部，是美索不達米亞盆地埋藏最深、沉積最厚、構造相對穩(wěn)定[24-25]的三級構造單元，發(fā)育地臺型沉積（見圖1），為一個平緩的北西—南東向背斜構造。Mishrif組沉積于白堊紀中晚期，主要巖石類型包括顆?；?guī)r、泥?；?guī)r、粒泥灰?guī)r、介殼類漂浮巖等[24]，在伊拉克與伊朗的邊界處及巴士拉地區(qū)呈南東向的條帶狀分布[26-29]。其上覆地層為由灰白-棕色白堊狀灰?guī)r和微晶碎屑灰?guī)r組成的Khasib組，兩者之間呈不整合接觸；下部與黃棕-灰白色多孔灰?guī)r為主的Rumaila組呈整合接觸。Mishrif組是H油田最重要的產油層，厚度可達400 m，可進一步劃分為18個小層（見圖2），由于白堊紀末期的拉拉米造山運動，導致Mishrif組頂面為一區(qū)域不整合面[7]。

圖1 伊拉克區(qū)域構造及研究區(qū)位置圖[30]

2 儲集層含油性分析

2.1 實驗樣品與方法

本次工作主要基于M316井、N137井、N195井、Y115井及 Y161井共 5口取心井的資料開展，其中Mishrif組取心長度分別為：286.92 m、107.50 m、77.00 m、81.00 m及45.00 m。巖心照片完整，含油現象清晰易觀察。取心層段涵蓋了MC2-1至 MA1小層，因此綜合各取心井資料可反映出該范圍內整體沉積、儲集層發(fā)育及含油性分布等情況（見圖2）。取樣頻率平均為1個/m，薄片總數為603張，其中對應5口井分別為286張、105張、87張、80張和45張，所有薄片均由中國石油勘探開發(fā)研究院提供，薄片觀察分析在中國石油天然氣集團公司碳酸鹽巖儲層重點實驗室西南石油大學沉積研究室完成。在薄片分析的基礎上，進行薄片的微觀組構特征研究，觀察重點為區(qū)分巖石中的儲集空間類型、溶蝕特征、含油情況等。同時，取樣點的1 800余個物性資料、920余個壓汞資料可進一步為儲集層含油性差異主控因素的討論提供數據支撐。

圖2 H油田白堊系Mishrif組及相鄰地層柱狀圖及各井取心層位分布情況

2.2 含油非均質性表征

本次研究基于所獲得的基礎資料，在前期取得成果的基礎上，進一步對儲集層含油性進行分析，取得如下結果。

通過對H油田Mishrif組5口取心井巖心含油性特征的觀察分析，參考孔隙性含油巖心含油級別劃分標準SYT5364-89[31]，可劃分出4種含油級別，分別為富含—飽含油、油浸、油斑、油跡（見圖3）。其中，富含油—飽含油指含油面積占巖石總面積百分比大于等于70%，如在N137井3 042.55 m處的巖溶建造巖，整體表現為高度含油特征，呈深褐色，含油較為飽滿均勻，與不含油的生物碎屑形成強烈對比（見圖3a）；油浸指含油面積為40%～70%，如在N137井3 131.50 m處取心段的生屑泥?；?guī)r上可見不規(guī)則狀溶溝發(fā)育，溶溝內充填碳酸鹽泥砂，整體含油程度較高，呈現深褐色，而基巖部分不含油，呈現灰白色（見圖3b）；油斑指含油面積為5%～40%，如在N195井3 034.35 m處取心段的生屑粒泥灰?guī)r上發(fā)育斑狀及條狀的生物潛穴構造，并在此基礎上形成溶溝、溶洞，充填物含油相對較多，呈淺褐色，大部分原巖不含油（見圖3c）；油跡指含油面積小于5%，如在M316井3 086.70 m處取心段的生屑粒泥灰?guī)r上，含油區(qū)域為零星分布的生物潛穴，充填物呈淺褐色，原巖較為致密，顯灰白色（見圖3d）。

圖3 Mishrif組含油巖心含油級別劃分及主要特征

圖4 M316井Mishrif組沉積-含油性綜合柱狀圖

2.2.2 取心段含油性特征

在研究區(qū)以取心資料最為豐富的 M316井為例，根據巖心的精細描述與分析，繪制了如圖4所示的含油性綜合柱狀圖：Mishrif組整體為多旋回地層，由眾多以下降半旋回為主的向上變淺旋回組成，旋回底部為灘間亞相及開闊海亞相的粒泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r，旋回頂部為臺內低能灘亞相及臺緣高能灘亞相的泥?；?guī)r、顆?；?guī)r等。巖溶作用極其普遍，從下至上整個層段幾乎均有發(fā)育，幾乎每個單旋回內部都發(fā)育溶洞和溶溝，產狀普遍較為雜亂。在巖性以顆?；?guī)r、泥?；?guī)r為主的相對高孔滲層中，主要發(fā)育溶洞、低角度溶溝，均為塑性角礫及碳酸鹽泥沙、碎屑所充填，此外還發(fā)育大量的海綿狀溶孔，含油性普遍較為飽滿；在巖性以粒泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r為主的相對低孔滲層中發(fā)育大量生物潛穴構造，在生物潛穴的基礎上發(fā)育的高角度、低角度溶溝均有出現，部分區(qū)域也發(fā)育海綿狀溶孔，整體呈斑塊、補丁狀含油特征。

通過對具體深度段典型沉積-含油性特征的解譯來進一步研究Mishrif組含油性的垂向特征。從M316井2 898～2 906 m深度段可以看出其總體發(fā)育4個向上變淺旋回，每個旋回下部均為灘間粒泥灰?guī)r，上部為臺內低能灘亞相泥?；?guī)r。泥粒灰?guī)r與粒泥灰?guī)r中明顯具有不同的溶蝕和含油性特征，泥粒灰?guī)r中不規(guī)則狀溶溝大量發(fā)育，且見眾多塑性的巖溶角礫或原巖角礫化的現象，含油較為充分，表現為飽含油—富含油特征；粒泥灰?guī)r中可見大量的生物潛穴構造，在生物潛穴基礎上進一步發(fā)育成高角度溶溝或溶洞，整體含油性為油浸、油斑（見圖5）。

圖5 M316井MB1-2A小層2 898～2 906 m 深度段含油性特征

2.3 含油級別差異性分析

2.3.1 各儲集巖大類含油級別分布特征

對N137井、N195井、Y115井、Y161井和M316井取心井段不同儲集巖大類含油級別進行分布頻率統(tǒng)計發(fā)現具有一定規(guī)律性（見圖6）。其中，粒泥灰?guī)r類中以油斑發(fā)育為主，發(fā)育頻率為87.3%，飽含油—富含油為1.4%，油浸為2.6%，油跡為8.7%；泥?；?guī)r類中油斑發(fā)育頻率顯著降低，為44.6%，而油浸、飽含油—富含油發(fā)育頻率明顯增高，分別為35.9%、19.5%；顆?；?guī)r類中油斑發(fā)育頻率最低，為 22%，油浸發(fā)育頻率為70%，飽含油—富含油為8%。隨著儲集巖類由低能巖類向高能巖類的轉變，巖心含油級別也由油斑、油跡向著油浸、飽含油—富含油轉變，含油性具有明顯的相控特征。

圖6 各儲集巖大類含油級別分布特征

2.3.2 不同含油級別中各溶蝕-充填區(qū)發(fā)育頻率

發(fā)動機冷卻泵水垢多會導致發(fā)動機溫度過高，加速零件磨損，降低功率，燒耗潤滑泵的機油。最科學的土辦法是：挑選兩個大絲瓜，除去皮和籽，清洗凈后放入水箱內，定期更換便可除水垢。水箱水不宜經常換，換勤了會增加水垢的形成。

對不同含油級別的巖心段上樣品點所處的巖溶區(qū)域發(fā)育頻率統(tǒng)計發(fā)現，飽含油—富含油級別中，溶洞（溝）充填區(qū)發(fā)育占據主導，頻率約83.7%，其次海綿狀溶蝕區(qū)的發(fā)育頻率為16.3%；油浸含油級別中，溶溝（洞）充填區(qū)發(fā)育頻率為68%，海綿狀溶蝕區(qū)為28.7%，致密基巖區(qū)為3.3%；油斑含油級別中，溶溝（洞）發(fā)育區(qū)發(fā)育頻率進一步降低，約38.2%，海綿狀溶蝕區(qū)為47%，致密基巖區(qū)為14.8%；油跡含油級別中，致密基巖區(qū)發(fā)育頻率接近100%。因此可以看出，隨著巖溶強度的增加，巖心含油級別逐步增大（見圖7）。

2.3.3 不同含油級別中各溶蝕-充填區(qū)物性特征

進一步對不同含油級別的巖心段上樣品點所處的巖溶區(qū)域物性統(tǒng)計發(fā)現：飽含油—富含油含油級別巖心中溶溝（洞）充填區(qū)物性最好，平均孔隙度為21.2%，滲透率為34×10-3μm2，其次為海綿狀溶蝕區(qū)，平均孔隙度為14.5%，滲透率為1.3×10-3μm2；油浸含油級別巖心中溶溝（洞）充填區(qū)物性最好，平均孔隙度為21.9%，滲透率為 25.4×10-3μm2，其次為海綿狀溶蝕區(qū)，平均孔隙度為21.5%，滲透率為8.7×10-3μm2；油斑含油級別巖心中依然是溶溝（洞）充填區(qū)物性最好，平均孔隙度為 22.8%，滲透率為 15.5×10-3μm2；油跡含油級別巖心主要見于致密基巖區(qū)，物性較差。由此可見各含油級別巖心中物性最好的均為溶溝（洞）充填區(qū)，其次為海綿狀溶蝕區(qū)，最后為致密基巖（見圖8）。

圖7 不同含油級別中各巖溶區(qū)域發(fā)育頻率統(tǒng)計表

圖8 不同含油級別中各巖溶區(qū)域物性統(tǒng)計表

2.3.4 不同含油級別中各溶蝕-充填區(qū)孔喉結構特征

本次研究共劃分出 5類典型壓汞曲線類型，從Ⅰ型到Ⅴ型孔喉結構逐漸變差。通過統(tǒng)計不同含油級別中各巖溶區(qū)域典型壓汞曲線分布頻率（見表1），可以看出飽含油—富含油巖心當中含油的溶溝（洞）充填區(qū)以Ⅰ型、Ⅱ型曲線為主，海綿狀溶蝕區(qū)以Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型曲線為主，具有良好的孔喉結構特征；油浸巖心當中含油的溶溝（洞）充填區(qū)以Ⅰ型、Ⅱ型曲線為主，海綿狀溶蝕區(qū)以Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型曲線為主，不含油的致密基巖區(qū)以Ⅲ型、Ⅳ型、Ⅴ型曲線為主；油斑巖心當中含油的溶溝（洞）充填區(qū)以Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅴ型為主，海綿狀溶蝕區(qū)以Ⅰ型、Ⅲ型曲線為主，不含油的致密基巖區(qū)以Ⅳ型、Ⅴ型曲線為主；油跡巖心含油的溶溝（洞）充填區(qū)、海綿狀溶蝕區(qū)以Ⅰ型曲線為特征，不含油的致密基巖區(qū)以Ⅳ型、Ⅴ型曲線為主。

3 討論

3.1 含油性主控因素

3.1.1 沉積微環(huán)境及早成巖期巖溶作用決定儲集層含油性宏觀分布特征

經過上述統(tǒng)計結果可知，沉積微環(huán)境是決定H油田Mishrif組各儲集巖類中含油性特征宏觀分布的基礎因素，在顆粒灰?guī)r類、泥粒灰?guī)r類等相對高能沉積中，由于具有相對較多的原始粒間孔，因此為后期巖溶水的流動改造或油氣的充注均能提供相對好的物質基礎，導致灘相沉積中含油性普遍要高于灘間、開闊海等低能沉積；同時早成巖期巖溶對于儲集層含油性也具有明顯的控制作用，在相控早成巖期巖溶作用的影響下，按照巖溶強度形成溶溝（洞）充填區(qū)、海綿狀溶蝕區(qū)、致密基巖區(qū)等巖溶發(fā)育程度不同的區(qū)域，在溶溝（洞）充填區(qū)、海綿狀溶蝕區(qū)較為發(fā)育的層段，巖溶改造區(qū)物性及孔喉結構特征均得到較大改善，含油較為飽滿、均勻，往往以飽含油—富含油、油浸等為特征；而在巖溶改造程度較為有限的區(qū)域，往往以致密基巖區(qū)為主，但受巖溶改造的部分所形成的溶溝（洞）充填區(qū)、海綿狀溶蝕區(qū)依然具有較好的物性及孔喉結構特征，含油量相對基巖區(qū)較多，含油區(qū)域分布不均勻，往往僅達油斑、油跡等含油級別。也就是說，儲集層物質基礎是否有利、巖溶發(fā)育是否強烈是決定儲集層含油性宏觀分布特征的主要因素。

表1 H油田Mishrif組不同含油級別中各溶蝕-充填區(qū)典型壓汞曲線分布頻率表

3.1.2 孔喉結構改善是儲集層含油性微觀差異的決定性因素

在本次研究中，通過對取樣點的巖心、薄片觀察以及基礎數據統(tǒng)計可發(fā)現，在巖性、物性等相差不大的情況下，會出現含油性差異較大的現象。如在N137井深度3 060.38 m和3 061.38 m取心段處，巖性均為生屑粒泥灰?guī)r，孔隙度約為11%～13%，滲透率為（2～3）×10-3μm2，幾乎沒有太大差異，但通過含油性的觀察可發(fā)現在深度3 060.38 m處基本為富含—飽含油特征，而在深度3 061.38 m處僅僅為油斑級別。進一步通過鏡下觀察可發(fā)現，3 060.38 m深度處溶蝕發(fā)育較為強烈，發(fā)育大量粒內溶孔、鑄?？?、粒間溶孔等，整體孔喉結構相對較好（見圖9a）；而在3 061.38 m深度處鏡下肉眼可見孔隙極少，以少量粒內溶孔和大量基質微孔隙的形式存在，而實測孔隙度達到了12.9%，進一步側面反映出其孔喉結構較差的特征（見圖9b），對其進行壓汞實驗后的結果也證實了這一點，該樣品點的各項孔喉結構參數較3 060.38 m深度處均差一些（見表2），這也從根本上說明含油性差異從微觀上取決于孔喉結構的好壞，雖然后期膠結作用亦會對先期孔喉進行一定的破壞，但由于H油田Mishrif組表現為強溶蝕、弱膠結的特征[32]，膠結作用對其孔喉結構的影響相對較小一些，因此早成巖期巖溶作用無疑是在原始沉積的基礎上，對孔喉結構改善的最關鍵因素。

圖9 相同巖類含油性差異所在處宏微觀特征

表2 N137井取心段樣品點物性及孔喉結構參數對比

3.2 儲集層發(fā)育及含油性差異成因模式

綜合以上分析，認為H油田Mishrif組儲集層儲集空間的形成主要受沉積微相及早成巖期巖溶作用的控制，而儲集層儲集性能及孔喉結構直接影響了儲集層巖心的含油性，導致了巖心含油級別的差異以及分布的不均勻性，由此建立了儲集層發(fā)育及含油性差異成因概念模式（見圖10），具體過程如下：

圖10 H油田Mishrif組儲集層及含油性差異成因模式

在沉積初期，開闊臺地內多個短期灘體旋回沉積末期由于相對海平面下降導致灘體相對高部位短暫地接受準同生期暴露，因此在泥?；?guī)r、顆?；?guī)r等相對高能巖類中發(fā)生早期選擇性溶蝕形成海綿狀溶蝕區(qū)，而處于地貌相對低部位的灘間海、開闊海地區(qū)不具備暴露條件，但適合掘穴生物發(fā)育，因此在粒泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r等低能巖類中常見生物潛穴構造（見圖10a）。隨后一次中期海退的發(fā)生，先前沉積的淺埋藏地層重新遭受暴露，在顆粒灰?guī)r、泥粒灰?guī)r中于先期溶蝕的基礎上進一步受到疊加改造，形成溶洞、溶溝，并充填塑性角礫、疏松的碳酸鹽泥沙、生物碎屑；同時，粒泥灰?guī)r類等低能巖類中的生物潛穴構造、斷裂等作為巖溶水的通道，受到巖溶作用的改造，進一步溶蝕擴大，部分區(qū)域甚至溝通了上下相對高孔滲的灘體，一些相對孔滲較好的區(qū)域也受到選擇性溶蝕形成海綿狀溶蝕特征（見圖10b）。隨著再一次的中期海侵—海退，上述過程重復發(fā)生，最終多期中期旋回疊加，就形成了縱向上頻繁發(fā)育的早成巖期巖溶現象（見圖10c、圖10d）。在后期埋藏階段原油通過二次運移進入儲集層段之后，由于整體上Mishrif組內部受早成巖期巖溶作用改造較為連通，因此整個層段含油范圍較為廣泛，但同時由于巖溶作用造成的不同巖類孔喉結構的差異性，導致了含油級別的不同，在顆粒灰?guī)r、泥?；?guī)r中由于溶溝（洞）充填區(qū)、海綿狀溶蝕區(qū)大量發(fā)育并且具有較好的孔喉結構，因此往往形成富含—飽含油、油浸等較高的含油級別特征，而在粒泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r中，由于基巖大多孔喉結構較差，因此僅在潛穴形成的高角度溶溝及少量海綿狀溶蝕區(qū)充注原油，多形成油斑、油跡，甚至不含油（見圖10e）。

通過本次研究，初步闡明了有利的沉積微相和早成巖期巖溶作用是決定H油田Mishrif組儲集層含油性的兩大關鍵因素，缺一不可。處于沉積古地貌較高部位的灘體相較于低部位的灘體，淘洗分選更為充分，均質性更強，具有更好的原始孔喉結構，且更易于充分疊加后期早成巖期巖溶作用的改造，因此在后期有效儲集層平面展布的研究工作中，高部位灘體疊合現今構造高部位的區(qū)域應是有效儲集層最為發(fā)育的區(qū)域，為Ⅰ類區(qū)；其次為低部位灘體疊合現今構造高部位區(qū)域，為有效儲集層發(fā)育的Ⅱ類區(qū)。

4 結論

H油田Mishrif組取心段含油非均質性較強，可以劃分出富含油—飽含油、油浸、油斑、油跡共 4類含油級別，整體含油程度較高。

沉積微環(huán)境是原始儲集空間形成的基礎，相對高能灘相巖類淘洗充分，發(fā)育更多優(yōu)質的原生孔喉，因此含油程度較低能非灘相更為飽滿。

早成巖期巖溶作用導致的部分孔喉結構改善是儲集層微觀含油性出現差異的重要原因，不同含油級別中呈現巖溶發(fā)育強度越大，孔喉結構越好，含油相對越飽滿的特征，這直接導致了巖心尺度上的含油非均質性現象。

相對高能灘體疊合現今構造高部位具有最大的含油潛力，是有效儲集層最為發(fā)育的區(qū)域。