伊拉克哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段局限臺地碳酸鹽巖儲層特征及評價

張 萌， 喬占峰， 高計縣， 朱光亞， 孫文舉

( 1. 中國石油集團(tuán)東南亞管道有限公司，北京 100029； 2. 中國石油杭州地質(zhì)研究院，浙江 杭州 310023； 3. 中國石油天然氣集團(tuán)公司碳酸鹽巖儲集層重點實驗室，浙江 杭州 310023； 4. 中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100015； 5. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083 )

0 引言

中東地區(qū)石油資源豐富，是全球油氣格局中重要的組成部分，石油可采儲量在全球占比為42.7%，產(chǎn)量占比為34.5%[1-2]。不同于中國的碎屑巖及碳酸鹽巖油氣藏[3-5]，中東地區(qū)油田大部分為大型生物碎屑碳酸鹽巖油藏，儲層原始沉積組構(gòu)特征和成巖作用復(fù)雜，非均質(zhì)性強(qiáng)[6-7]，儲層受沉積作用控制較強(qiáng)[8-10]。伊拉克哈法亞油田白堊系Mishrif組儲量巨大，目前主要產(chǎn)層為MB2段高能生屑顆?；?guī)r儲層。Mishrif組MB2段發(fā)育厚殼蛤灘體，主要受大氣淡水溶蝕作用影響，溶蝕最為顯著，孔喉最大，是Mishrif組最優(yōu)質(zhì)的儲集層[11]；根據(jù)巖心觀察與物性分析資料，趙麗敏等將Mishrif組取心段分為富含—飽含油、油浸、油斑、油跡4種含油級別，不同含油級別具有明顯的相控特征[12]；Mishrif組MB1-2亞段在局限臺地背景下發(fā)育潟湖相、生屑灘相和潮道相3種沉積相類型[13]。

在哈法亞油田局限臺地沉積模式[13]的基礎(chǔ)上，根據(jù)鉆井巖心、測井、巖石薄片、儲層物性等資料，討論Mishrif組MB1-2亞段碳酸鹽巖儲層發(fā)育的基本特征，分析儲層展布主控因素及儲層類型，為油田分類開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

哈法亞油田位于伊拉克東南部米桑省[14-15]，構(gòu)造上位于美索不達(dá)米亞盆地前淵帶，呈北西—南東向?qū)捑忛L軸背斜(見圖1(a))，形成于新近紀(jì)扎格羅斯造山運(yùn)動[16-18]，中白堊統(tǒng)Mishrif組為油田主力產(chǎn)層。

中東地區(qū)中下白堊統(tǒng)賽諾曼—土倫階旋回始于海侵期的Ahmadi組泥灰?guī)r，接續(xù)為魯邁拉組陸棚白堊質(zhì)沉積；為海退期Mishrif組碳酸鹽巖沉積，頂面為中白堊統(tǒng)頂?shù)膮^(qū)域性不整合面，上覆上白堊統(tǒng)Khasib組和Tanuma組的開闊臺地相碳酸鹽巖沉積[19-20]。Mishrif組沉積于中白堊世晚期，哈法亞油田所處臺地礁灘相在伊朗和伊拉克邊境，在巴士拉地區(qū)以東南走向呈條帶狀分布，向南與阿拉伯地盾相接，沉積厚度為350～400 m，西南方鄰近次盆深水相，厚度逐漸減薄至150 m，西北向伊朗境內(nèi)為特提斯洋[21-22]。

Mishrif組劃分為MA、MB1、MB2和MC共4段、15個亞段(見圖1(b))，構(gòu)成5個三級層序，各三級層序頂面由代表海平面顯著下降的潮道、下切谷或不整合面等典型相類型限定。主力產(chǎn)層為MB2和MB1段。MB2段以粗粒生屑灰?guī)r為主，厚度約為30 m，物性好，產(chǎn)量高。MB1段厚度為100 m，分為MB1-1和MB1-2亞段，其中MB1-1亞段以致密泥晶灰?guī)r為主，厚度為10～20 m，基本不發(fā)育儲集層；MB1-2亞段進(jìn)一步細(xì)分為MB1-2A、MB1-2B和MB1-2C共3個小層，由泥粒灰?guī)r和粒泥灰?guī)r為主的細(xì)粒碳酸鹽巖組成，夾少量粗粒生屑灰?guī)r，儲量大且儲集層非均質(zhì)性強(qiáng)。

圖1 伊拉克哈法亞油田構(gòu)造Fig.1 Structural map of Halfaya Oilfield, Iraq

結(jié)合區(qū)域地質(zhì)背景，根據(jù)260口井的單井沉積相解釋結(jié)果統(tǒng)計，潟湖相厚度總體上占比為48.55%，為MB1-2亞段的背景沉積相，生屑灘相表現(xiàn)為零星點綴在潟湖相背景中，潮道相主要發(fā)育于靠近各四級層序界面處。

巖心樣品采自哈法亞油田的5口鉆井(見圖 1)，深度為 2 870.0～2 990.0 m，層位主要為白堊系Mishrif組中MB1-2亞段。樣品巖性為生屑顆粒灰?guī)r、生屑粒泥灰?guī)r、生屑泥?；?guī)r及生屑泥質(zhì)灰?guī)r，含大量生物碎屑及有機(jī)質(zhì)填充物。

2 儲層特征

2.1 巖石學(xué)

碳酸鹽巖巖石類型的劃分方法較多。哈法亞油田Mishrif組生物碎屑灰?guī)r具有發(fā)育時代較新、成巖改造相對較弱的特征，巖石類型主要受沉積過程控制。將碳酸鹽巖劃分為顆粒主導(dǎo)的巖石組構(gòu)和灰泥主導(dǎo)的巖石組構(gòu)，其中顆粒主導(dǎo)的巖石組構(gòu)包括顆粒灰?guī)r和泥?；?guī)r；灰泥主導(dǎo)的巖石組構(gòu)包括泥?；?guī)r、粒泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r。根據(jù)物性統(tǒng)計結(jié)果，巖石灰泥含量與巖石物性關(guān)系密切，灰泥含量越高，滲透率越低。根據(jù)灰泥含量，將泥?；?guī)r劃分為顆粒主導(dǎo)的泥?；?guī)r和灰泥主導(dǎo)的泥?；?guī)r(見表1)[22]。

表1 碳酸鹽巖分類方案

顆?；?guī)r為顆粒體積分?jǐn)?shù)高于75%的灰?guī)r，主要為棘皮動物、厚殼蛤碎屑和砂屑(主要是被波浪強(qiáng)烈改造并具一定磨圓度的生物碎屑，其中含較完整的棘皮類化石)。此外，還存在少量似球粒(大量生物碎片被破碎至難以識別，呈球粒狀)和海綿動物碎屑，形成于水動力條件強(qiáng)的沉積環(huán)境，主要發(fā)育于潮道環(huán)境，水體攪動強(qiáng)度大，孔隙主要為殘余粒間孔和粒間溶孔，儲集性能好(見圖2(a))。

圖2 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段巖石類型Fig.2 Rock types of MB1-2 Sub-Member of Mishrif Formation in Halfaya Oilfield

泥?；?guī)r為顆粒體積分?jǐn)?shù)為50%～75%的灰?guī)r，可分為灰泥主導(dǎo)的泥粒灰?guī)r與顆粒主導(dǎo)的泥?；?guī)r。主要是非固著類雙殼和棘皮動物碎屑，含有少量苔蘚動物和藻類，形成于水動力條件中等—較強(qiáng)的沉積環(huán)境，主要發(fā)育于溶蝕潟湖及生屑灘環(huán)境，水體有較大程度的攪動，孔隙主要為粒內(nèi)孔和鑄?？?，孔隙度較高，滲透率較低(見圖2(b-c))。

粒泥灰?guī)r為泥晶支撐的灰?guī)r，顆粒體積分?jǐn)?shù)為10%～50%，主要是底棲有孔蟲和非固著類雙殼碎屑，形成于水動力較弱的環(huán)境，分布廣，在溶蝕潟湖及生屑灘—灘翼等中低能環(huán)境發(fā)育，水體有一定攪動，孔隙主要為晶間孔和粒內(nèi)孔，儲集性能較差(見圖2(d))。

泥晶灰?guī)r顆粒體積分?jǐn)?shù)低于10%，顆粒主要以較完整的底棲有孔蟲為主，含有數(shù)量較少的小型生物碎片，形成于水動力條件弱的沉積環(huán)境，主要發(fā)育在潟湖及廢棄潮道中，水體攪動較弱，顆粒輸入量少，孔隙主要為泥晶微孔和晶間孔，儲集性能差(見圖2(e))。

Mishrif組是一套以灰?guī)r為主的巖類，白云石化程度不高，未見較純的白云巖，存在一些過渡巖類，包括云質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)云巖。此外，也存在部分角礫巖，其中既有同生期形成的滑動角礫巖，也包括表生期的風(fēng)化角礫巖(見圖2(f))。

2.2 儲集空間

根據(jù)鑄體薄片分析，研究區(qū)儲層是典型的孔隙型儲層，主要儲集空間為各類孔隙，微裂縫占比較小，包括體腔孔、生物格架孔、粒間孔、微孔等原生孔隙，以及粒間溶孔、溶蝕孔洞、粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、晶間孔等次生孔隙[23]。

(1)體腔孔和生物格架孔。體腔孔指底棲有孔蟲和苔蘚動物等生物死亡后，軟體組織腐爛分解，同時未被充填或部分充填而留存下來的空間，孔隙連通性差。生物格架孔指厚殼蛤形成的固體格架中間的孔隙，是研究區(qū)較為特殊的一類孔隙，呈網(wǎng)格形態(tài)，孔隙連通性較好(見圖3(a))。

(2)粒間孔。粒間孔指生物碎屑之間未被充填的原始孔隙，當(dāng)儲層中顆粒含量較高形成顆粒支撐時，粒間孔才能作為主要的儲集空間。該類孔隙后期常受壓實作用和弱膠結(jié)作用影響，形成殘余粒間孔，連通性較好，是研究區(qū)有效孔隙類型之一(見圖3(b-c))。

圖3 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段儲集空間類型Fig.3 Reservoir types of MB1-2 Sub-Member of Mishrif Formation in Halfaya Oilfield

(3)粒間溶孔和溶蝕孔洞。粒間溶孔指顆粒間的泥晶基質(zhì)、膠結(jié)物和部分顆粒發(fā)生溶蝕而形成的孔隙，多為非選擇性溶蝕的結(jié)果?？紫哆吔绮灰?guī)則，多呈港灣狀，大小也不均一，與剩余原生粒間孔密切共生。隨溶蝕作用的進(jìn)行，粒間溶孔進(jìn)一步發(fā)育，形成直徑大于1 mm的溶蝕孔洞。該類孔隙連通性好，是研究區(qū)重要的孔隙類型(見圖3(d))。

(4)粒內(nèi)溶孔和鑄?？?。粒內(nèi)溶孔指非固著類雙殼和藻類藻體等文石質(zhì)顆粒內(nèi)部發(fā)生溶蝕而形成的孔隙，多是選擇性溶蝕的結(jié)果?？紫缎螒B(tài)不規(guī)則，隨溶蝕作用的進(jìn)行，粒內(nèi)溶孔進(jìn)一步形成鑄模孔。該類孔隙連通性較差，如無粒間溶孔或微裂縫等與之溝通，則多具有高孔中低滲的特征(見圖3(e))。

(5)微孔和晶間孔。微孔指泥晶基質(zhì)中發(fā)育的分散狀微孔隙，在鑄體薄片中難以觀察到，需要借助掃描電鏡進(jìn)行分析，孔隙連通性差。晶間孔指組成碳酸鹽巖的礦物晶粒之間的孔隙，主要發(fā)育于白云石和方解石膠結(jié)物的晶粒間，孔隙連通性較好，對輸導(dǎo)流體起積極作用。由于研究區(qū)白云石化程度相對有限，缺少白云巖儲層，晶間孔對于儲層孔滲的貢獻(xiàn)較小(見圖3(f))。

2.3 儲集性

巖石的物性是決定儲集能力的主要參數(shù)，一般孔隙度與滲透率越好，儲集性也越好?？偨Y(jié)Mishrif組上段MB1-2亞段不同類型的巖石樣品物性參數(shù)和儲集性(見表2)，顆?；?guī)r與顆粒主導(dǎo)的泥?；?guī)r物性最好，是MB1-2亞段的主要儲層，泥晶灰?guī)r的儲集性最差。

表2 哈法亞油田MB1-2亞段不同巖性儲集性

3 儲集性控制因素

3.1 孔隙類型

LUCIA F J[22]認(rèn)為碳酸鹽巖孔隙可劃分為粒間孔隙和孔洞孔隙，其中孔洞孔隙包括孤立孔洞和接觸孔洞。粒間孔隙發(fā)育的巖石具有較高的滲透率，孔隙度和滲透率相關(guān)關(guān)系較好。孤立孔洞主要對應(yīng)于Choquette孔隙分類中的鑄?？住⒘?nèi)溶孔、晶?？住⒄诒慰缀腕w腔孔等，該類孔隙具有較高的孔隙度，但是滲透率偏低[23]。接觸孔洞主要包括裂縫、溶縫等，該類孔隙發(fā)育越多，對滲透率的提升效果越明顯(見圖4)。

圖4 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段主要孔隙類型Fig.4 Main pore type of MB1-2 Sub-Member of Mishrif Formation in Halfaya Oilfield

根據(jù)109塊薄片統(tǒng)計結(jié)果，MB1-2亞段各類孔隙發(fā)育，不同類型孔隙發(fā)育于特定的巖石類型，與巖石類型一起對滲透率起重要的控制作用。特別是泥粒灰?guī)r，孤立孔洞占比較高，雖然孔隙度較高，但是實際滲透率偏低，是造成厚層儲層內(nèi)部滲流差異的重要原因之一。

此外，孔隙類型差異造成滲透率差異的根本是孔喉大小差異的結(jié)果，粒間孔隙由顆粒間喉道連通，孤立孔洞由基質(zhì)中發(fā)育的微孔連通，喉道異常小導(dǎo)致滲透率低。顆?；?guī)r粒間孔隙中的喉道大小也在一定程度上影響滲透率。

3.2 成巖作用

除原始沉積組構(gòu)組成的巖石類型和孔隙類型差異造成滲透率差異外，碳酸鹽巖的成巖作用也造成滲透率差異，膠結(jié)作用降低滲透率，溶蝕作用改善滲透率。

3.2.1 膠結(jié)作用

膠結(jié)作用導(dǎo)致巖石中孔隙空間被充填，造成滲透率降低。在絕大多數(shù)碳酸鹽巖后生成巖改造中較為普遍。哈法亞油田MB1-2亞段灰?guī)r總體上膠結(jié)作用不強(qiáng)烈，大量的泥晶灰?guī)r或粒泥灰?guī)r含有大量的微孔，膠結(jié)作用導(dǎo)致的滲透率較低主要表現(xiàn)為潟湖背景中大量發(fā)育的硬底構(gòu)造。巖心觀察顯示，潟湖段中發(fā)育大量厚度約為0.5 m的膠結(jié)致密的硬底構(gòu)造，薄片有孔蟲體腔孔和生物鉆孔中見底構(gòu)造發(fā)育(見圖5)。

3.2.2 溶蝕作用

溶蝕作用通過提高孔隙或孔洞連通性而形成溶縫改善基質(zhì)滲透率。壓汞分析結(jié)果與薄片聯(lián)合分析顯示，在巖石結(jié)構(gòu)相同的情況下，溶縫和溶蝕擴(kuò)大孔發(fā)育的泥?；?guī)r具有明顯更低的進(jìn)汞壓力，揭示更高的孔隙連通性和滲透性(見圖6)。

圖5 MB1-2亞段硬底段巖心及鑄體薄片照片F(xiàn)ig.5 Core and section pictures of hardground of MB1-2 Sub-Member

圖6 溶蝕改造泥?；?guī)r與未經(jīng)溶蝕改造泥?；?guī)r壓汞曲線特征Fig.6 Characteristics of mercury injection curves of dissolution and undissolved mudstone

4 儲層成因類型

哈法亞油田MB1-2段碳酸鹽巖儲層可分為局限臺地背景下的生屑灘相、潮道相及潟湖相，且儲層主要受沉積相控制[13]。

4.1 生屑灘型

生屑灘型儲層主要由生屑灘沉積組成，以生屑灰?guī)r和泥粒灰?guī)r為主，少量為粒泥灰?guī)r。孔隙類型以生屑粒內(nèi)溶孔為主，也發(fā)育粒間(溶)孔和體腔孔，受巖石顆粒分選較差影響，孔隙大小分布不均，以多模態(tài)為主?？紫栋l(fā)育具有組構(gòu)選擇性，屬于原生孔和準(zhǔn)同生期溶蝕基質(zhì)孔，反映儲層的相控性。

4.2 潮道型

潮道型儲層主要由潮道沉積組成，以生屑灰?guī)r和泥?；?guī)r為主，相比生屑灘儲層，顆粒分選更好?？紫额愋鸵粤ｉg孔為主，生屑鑄模孔大量發(fā)育，泥?；?guī)r中以生屑鑄模孔為主，灰泥基質(zhì)微孔發(fā)育。孔隙類型以原生孔和組構(gòu)選擇性溶孔為主，儲層以相控為主。

4.3 潟湖型

潟湖型儲層的儲集巖以粒泥灰?guī)r為主，少量為泥粒灰?guī)r。該類儲層孔隙類型復(fù)雜，既有組構(gòu)選擇性溶孔，如有孔蟲體腔孔、生屑鑄?？缀突|(zhì)微孔，也發(fā)育非組構(gòu)選擇性溶孔，如溶蝕孔洞和微裂縫等。在儲層形成過程中，溶蝕改造作用發(fā)揮重要作用。在層序演化末期潮道發(fā)育期，潟湖相帶暴露后接受大氣水溶蝕改造，局部溶蝕改造較強(qiáng)區(qū)域?qū)е氯芪g孔洞形成，部分原本滲透率較低的孔隙被溶蝕改造而提高滲透率，從而形成有效儲層。

5 儲層評價

5.1 物性分類

據(jù)1 222塊樣品實測數(shù)據(jù)統(tǒng)計，MB1-2亞段儲層物性較好，孔隙度為0.7% ～ 36.7%，主要集中于10%～20%區(qū)間，平均為15.2%；滲透率為(0.01～960.50)×10-3μm2，主要集中于(1～10)×10-3μm2區(qū)間，平均為11.20×10-3μm2。哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段儲層分類評價見表3。

表3 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段儲層分類評價

5.2 物性特征

Ⅰ類儲層孔隙度下限為15%，滲透率為10×10-3μm2，平均孔隙度為24.0%，平均滲透率為51.50×10-3μm2，孔隙度、滲透率同步提升；對應(yīng)高能沉積，原始粒間孔發(fā)育，連通性較好，成巖過程中經(jīng)歷長時間的非選擇性溶蝕作用，顆粒邊界被溶蝕，導(dǎo)致喉道半徑擴(kuò)大。

Ⅱ類儲層孔隙度下限為15%，滲透率為(1～10)×10-3μm2，平均孔隙度為19.7%，平均滲透率為4.50×10-3μm2，孔隙度增加時滲透率增幅不大；對應(yīng)中能沉積，原始粒間孔發(fā)育程度中等，連通性一般，成巖過程中經(jīng)歷選擇性溶蝕作用，導(dǎo)致喉道半徑少量增加。

Ⅲ類儲層孔隙度為8%～15%，滲透率大于1×10-3μm2，平均孔隙度為12.1%，平均滲透率為4.10×10-3μm2；對應(yīng)中低能沉積，原始粒間孔發(fā)育程度低，連通性較差，成巖過程經(jīng)歷中等膠結(jié)、中等壓實和中弱白云石化作用，喉道半徑較小。

Ⅳ類儲層孔隙度不大于8%，滲透率不大于1×10-3μm2，平均孔隙度為6.0%，平均滲透率為0.80×10-3μm2；對應(yīng)低能沉積，原始粒間孔不發(fā)育，經(jīng)歷強(qiáng)膠結(jié)、強(qiáng)壓實和中等白云石化作用，導(dǎo)致喉道半徑很小。一般認(rèn)為該類儲層屬于隔擋層(見圖7)。

圖7 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段孔滲交會Fig.7 Relationship between porosity and permeability of MB1-2 Sub-Member of Mishrif Formation in Halfaya Oilfield

5.3 微觀孔喉特征

哈法亞油田Mishrif組孔隙類型的多樣性決定孔隙系統(tǒng)的強(qiáng)非均質(zhì)性和微觀孔喉結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性，導(dǎo)致孔隙度與滲透率的相關(guān)關(guān)系變差。儲層滲透率不僅受控于孔隙度，還與孔隙結(jié)構(gòu)有關(guān)。研究區(qū)壓汞曲線數(shù)據(jù)豐富且為高壓壓汞測試數(shù)據(jù)，最高進(jìn)汞壓力為235.43 MPa，可以分析孔喉的大小和分布，有效表征儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)。

Ⅰ類儲層進(jìn)汞曲線呈斜線狀，排驅(qū)壓力為0.01～0.94 MPa，平均為0.13 MPa，孔喉分布不規(guī)則，分布范圍為0.1～50.0 μm，以大于1.0 μm的粗喉道為主，存在一個強(qiáng)峰，其余峰較弱。孔隙類型包括晶間孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、粒間孔、粒間溶孔及部分溶蝕孔洞(見圖8(a)、9(a))。

Ⅱ類儲層進(jìn)汞曲線呈微斜線狀，排驅(qū)壓力為0.04～1.62 MPa，平均為0.38 MPa，孔喉半徑介于0.1～1.0 μm。孔隙主要是鑄?？缀土?nèi)溶孔，含有部分粒間孔和粒間溶孔(見圖8(b)、9(b))。

Ⅲ類儲層進(jìn)汞曲線出現(xiàn)一個平臺，排驅(qū)壓力為0.06～1.62 MPa，平均為0.57 MPa，孔喉分布較為集中，以小于0.5 μm細(xì)微喉為主?？紫吨饕蔷чg孔和體腔孔(見圖8(c)、9(c))。

Ⅳ類儲層進(jìn)汞曲線出現(xiàn)一個明顯的平臺，排驅(qū)壓力為0.25～27.58 MPa，平均為3.40 MPa，孔喉分布不均，以小于0.1 μm的微喉為主。孔隙主要是微孔和晶間孔(見圖8(d)、9(d))。

5.4 巖性特征及類型

儲層類型與巖石類型、沉積相關(guān)系密切。Ⅰ類儲層巖石類型主要為顆?；?guī)r及顆粒主導(dǎo)的泥粒灰?guī)r。儲層物性最好，是Mishrif組上段最優(yōu)質(zhì)的儲層，儲層整體為顆粒主導(dǎo)的潮道及生屑灘灘核沉積，水動力強(qiáng)。

Ⅱ類儲層巖石類型主要為粒泥灰?guī)r及泥晶主導(dǎo)的泥粒灰?guī)r。儲層后期受成巖作用改造，在大氣大水環(huán)境下溶蝕，孔喉增大，孤立孔喉之間建立溝通通道，泥質(zhì)含量較Ⅰ類儲層有所增加，儲層沉積相為生屑灘灘翼。

Ⅲ類儲層受泥晶結(jié)構(gòu)為主體的泥質(zhì)灰?guī)r及粒泥灰?guī)r控制。儲層孔滲關(guān)系較差，多數(shù)大孔喉半徑孔喉間被泥晶基質(zhì)充填，成為孤立孔喉，彼此不連通，儲層受溶蝕作用改造程度不高，沉積相主要為溶蝕潟湖及廢棄潮道。

圖8 MB1-2亞段不同類型儲層壓汞曲線Fig.8 Mercury pressure curves of different types of reservoirs of MB1-2 Sub-Member

圖9 MB1-2亞段不同類型儲層孔喉半徑分布Fig.9 Distribution of pore throat radius in different types of reservoirs of MB1-2 Sub-Member

Ⅳ類儲層構(gòu)成Mishrif組上段的隔夾層，巖石類型主要是泥晶灰?guī)r及部分致密的粒泥灰?guī)r，成巖作用以膠結(jié)作用為主，孔隙不發(fā)育，以晶間孔為主，沉積相以潟湖和廢棄潮道為主(見圖10)。

圖10 哈法亞油田不同沉積微相孔滲交匯Fig.10 Relationship between porosity and permeability of different types of microfacies in Halfaya Oilfield

6 結(jié)論

(1)根據(jù)伊拉克哈法亞油田Mishrif組沉積與巖石學(xué)特征，將Mishrif組分為顆?；?guī)r、泥?；?guī)r、粒泥灰?guī)r與泥晶灰?guī)r，其中泥?；?guī)r可分為顆粒主導(dǎo)與灰泥主導(dǎo)兩種；儲集空間主要分為微孔和晶間孔、粒內(nèi)溶孔和鑄?？?、粒間溶孔和溶蝕孔洞、粒間孔、體腔孔和生物格架孔。顆?；?guī)r儲集性最好，泥晶灰?guī)r儲集性最差，儲集性主要受孔隙類型與成巖作用類型控制。

(2)Mishrif組MB1-2亞段儲層主要受相控影響，可分為生屑灘相儲層、潮道相儲層及潟湖相儲層。生屑灘相儲層的分布基本與生屑灘分布重疊，生屑灘在沉積過程中受海平面變化和沉積微地貌控制。潮道相儲層總體上主要發(fā)育于四級層序上部，為海平面下降到沉積底面附近、受潮汐作用改造而暴露于地表形成。潟湖相儲層主要為潟湖相沉積受溶蝕作用改造而形成，發(fā)育主要受層序界面控制，主要發(fā)育于四級層序界面之下，呈層狀、片狀發(fā)育。

(3)MB1-2亞段儲層整體物性較好，孔隙度為0.7%～36.7%，主要集中在10%～20%區(qū)間，平均為15.2%；滲透率為(0.01～960.50)×10-3μm2，主要集中在(1～10)×10-3μm2區(qū)間，平均為11.2×10-3μm2；基于物性資料及沉積研究，將儲層分為Ⅰ～Ⅳ類。