伊拉克哈法亞油田白堊系Mishrif組碳酸鹽巖孔隙結(jié)構(gòu)及控制因素

金值民，譚秀成 ，郭睿，趙麗敏，鐘原，陳延濤

1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 西南石油大學(xué)，成都 610500 2.中石油碳酸鹽巖儲(chǔ)層重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室西南石油大學(xué)沉積研究室，成都 610500 3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083

0 引言

孔隙結(jié)構(gòu)研究作為儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)研究的重要組成內(nèi)容[1-6]，其孔隙結(jié)構(gòu)特征是儲(chǔ)層儲(chǔ)滲能力的主要控制因素，詳細(xì)的孔隙結(jié)構(gòu)特征研究有利于高效開展儲(chǔ)層保護(hù)工作[7]，并且對(duì)其精細(xì)刻畫可以進(jìn)一步解釋儲(chǔ)層孔滲相關(guān)性和測(cè)井響應(yīng)等關(guān)鍵特征[8-10]。而碳酸鹽巖由于其孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性和非均質(zhì)性，長期以來備受學(xué)者的關(guān)注。

中東地區(qū)石油產(chǎn)量約占全球產(chǎn)量的2/3，其中碳酸鹽巖約占含油層的80%[11]，而伊拉克白堊系Mishrif組碳酸鹽巖儲(chǔ)集層則是波斯灣盆地乃至中東地區(qū)最重要的儲(chǔ)集單元之一[12-14]。前人研究總體認(rèn)為該套儲(chǔ)層孔滲差異明顯[15-16]，而孔隙結(jié)構(gòu)主控因素討論主要集中在沉積作用、差異成巖作用和構(gòu)造作用三方面[17-26]，對(duì)于沉積作用和構(gòu)造作用方面的認(rèn)識(shí)取得了共識(shí)[20-22]。但是在成巖作用方面，溶蝕作用對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)的控制存在幾種不同的觀點(diǎn)：1)該套儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、類型的差異主要受控于沉積環(huán)境和同生期溶蝕作用[23,26]；2)儲(chǔ)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[19-22]；3)哈法亞地區(qū)Mishrif組儲(chǔ)層受早期強(qiáng)溶蝕弱膠結(jié)作用影響[27-28]。

本研究發(fā)現(xiàn)，伊拉克哈法亞油田Mishrif組各儲(chǔ)集巖類受早成巖期巖溶作用影響的特征比較明顯，其儲(chǔ)集空間類型主要為充填物間微孔隙，形成了一種特殊的儲(chǔ)集巖類—巖溶建造巖。該時(shí)期巖溶改造可能是導(dǎo)致儲(chǔ)集巖類、儲(chǔ)集空間類型及孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜多樣的重要原因。本研究旨在從孔隙結(jié)構(gòu)精細(xì)刻畫的角度深化碳酸鹽巖儲(chǔ)集層的主控因素，以期對(duì)早成巖期巖溶影響下的碳酸鹽巖儲(chǔ)層有更深入的認(rèn)識(shí)，為各地區(qū)同類儲(chǔ)層的研究提供一定的參考。

1 地質(zhì)概況

哈法亞油田位于伊拉克首都巴格達(dá)東南面約400 km，米桑省南部，阿瑪拉市東南35 km處，發(fā)育一個(gè)北西—南東走向的背斜構(gòu)造[29]。該區(qū)塊處于美索不達(dá)米亞前淵次盆[14](圖1)。在構(gòu)造區(qū)劃上，哈法亞油田處于東部不穩(wěn)定陸架區(qū)、美索不達(dá)米亞主帶、幼發(fā)拉底次帶的南部，該帶是美索不達(dá)米亞盆地埋藏最深、沉積最厚、構(gòu)造相對(duì)穩(wěn)定的三級(jí)構(gòu)造單元[30-32]。在美索不達(dá)米亞地區(qū)，晚白堊紀(jì)還是保持淺海碳酸鹽巖臺(tái)地相環(huán)境[22]。正是由于美索不達(dá)米亞盆地在整個(gè)白堊紀(jì)時(shí)期的構(gòu)造活動(dòng)較弱，處于構(gòu)造平緩期，為大規(guī)模生物碎屑灰?guī)r的沉積奠定了基礎(chǔ)[8,33-34]。

2 材料與方法

對(duì)伊拉克哈法亞油田Mishrif組儲(chǔ)層研究取得的認(rèn)識(shí)及成果主要基于N137井，N195井，Y115井和Y161井四口井的分析數(shù)據(jù)，取芯層段涵蓋了MC1-1至MA2小層，應(yīng)用了巖芯觀察和薄片分析、掃描電鏡、物性分析和壓汞分析的方法。對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)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，其中巖石的命名劃分采用Dunham[35]和Embryetal.[36]的分類方案，而沉積相和沉積相組合的劃分主要參考Wilson[37]和Flügel[34]的沉積相解釋及沉積相組合[34，37]；重點(diǎn)對(duì)孔隙、喉道分類及特征，孔隙結(jié)構(gòu)特征及組合分類，孔隙結(jié)構(gòu)差異的主控因素及成因這三部分內(nèi)容進(jìn)行了系統(tǒng)分析。鑄體薄片分析317張，其中，N137井105張，N195井87張，Y115井80張，Y161井45張；掃描電鏡分析157張。對(duì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分析針對(duì)不同儲(chǔ)層類型選取了918個(gè)樣品進(jìn)行了壓汞分析和處理；物性分析采用了1 487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。本研究所用薄片均由中國石油勘探開發(fā)研究院提供，薄片觀察分析在中石油碳酸鹽巖儲(chǔ)層重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室—沉積成藏分室完成。

3 結(jié)果

3.1 沉積環(huán)境與儲(chǔ)集巖類劃分

本文利用巖性和古生物特征對(duì)Mishrif組取芯段的沉積微相進(jìn)行了系統(tǒng)研究，共識(shí)別出了11種沉積微相類型(MF)(表1)。根據(jù)微相組合劃分出局限臺(tái)地、開闊臺(tái)地及臺(tái)地邊緣沉積。但因反映局限臺(tái)地的樣品點(diǎn)僅有一個(gè)，并且其沉積特征也有可能在開闊臺(tái)地的潟湖環(huán)境中出現(xiàn)，因此將其歸為開闊臺(tái)地環(huán)境。而根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)巖石微相類型所識(shí)別出的臺(tái)地邊緣環(huán)境，因其在橫向連續(xù)性、橫向展布、發(fā)育規(guī)模等方面，與普遍認(rèn)識(shí)上的臺(tái)地邊緣存在不相符之處，因而該臺(tái)地邊緣環(huán)境實(shí)際上可能為發(fā)育于臺(tái)地內(nèi)部較高地貌的高能環(huán)境中，并非臺(tái)地邊緣。因此，以巖石微相劃分及組合特征為指導(dǎo)，并結(jié)合研究區(qū)的實(shí)際資料情況，認(rèn)為哈法亞油田Mishrif組主要發(fā)育開闊臺(tái)地相，包括臺(tái)內(nèi)灘、灘間海、開闊海三種亞相。進(jìn)一步識(shí)別出高能生屑灘、高能砂屑生屑灘、低能生屑灘、低能砂屑生屑灘、低能介殼灘等微相。

圖1 哈法亞油田所處構(gòu)造及地理位置圖(據(jù)AQRAWI et al.，2010，修改)Fig.1 Tectonic and location map of Halfaya oilfield (modified from AQRAWI et al., 2010)

巖石類型微相編號(hào)標(biāo)準(zhǔn)微相儲(chǔ)集巖類微相亞相沉積相泥晶灰?guī)rMF1泥晶灰?guī)r開闊海開闊臺(tái)地生物粒泥灰?guī)rMF2SMF8生屑粒泥灰?guī)r灘間海較破碎的生屑粒泥灰?guī)rMF3SMF9具磨蝕的生屑粒泥灰?guī)rMF4SMF10介殼類漂浮巖MF11SMF12介殼類漂浮巖低能介殼灘臺(tái)內(nèi)灘鮞粒生屑泥?；?guī)rMF5SMF15-M生屑泥?；?guī)r低能生屑灘生屑泥?；?guī)rMF6SMF10亮晶膠結(jié)的生屑泥?；?guī)rMF8SMF10砂屑生屑泥粒灰?guī)rMF7SMF10砂屑生屑泥?；?guī)r低能砂屑生屑灘亮晶生屑顆?；?guī)rMF9SMF11生屑顆?；?guī)r高能生屑灘亮晶砂屑生屑顆?；?guī)rMF10SMF11砂屑生屑顆?；?guī)r高能砂屑生屑灘巖溶建造巖巖溶建造巖

碳酸鹽巖儲(chǔ)層巖石結(jié)構(gòu)、沉積構(gòu)造及成巖作用改造異常復(fù)雜，因此碳酸鹽巖儲(chǔ)層往往具有巖性變化大、孔隙類型多、物性參數(shù)無規(guī)律等特點(diǎn)。哈法亞油田Mishrif組沉積相對(duì)較新[12,38]，本次研究共識(shí)別出了12種巖石類型和8種儲(chǔ)集巖類型(表1)。通過觀察發(fā)現(xiàn)目的層段受早成巖期巖溶作用影響較為強(qiáng)烈，因此定義了一種新的儲(chǔ)集巖類型—巖溶建造巖。與侯方浩等[39]所定義的巖溶建造巖不同，本文基于前人的研究成果[40-44]認(rèn)為：未成熟、較為疏松的巖石，容易受到早成巖期巖溶作用的影響而形成溶洞、溶溝，但同時(shí)原巖也容易在巖溶作用下發(fā)生離解，因此松散的原巖組構(gòu)和碳酸鹽砂又快速將溶洞、溶溝充填，從而形成一種特殊的巖性，即為本文所指的巖溶建造巖。上述8種儲(chǔ)集巖類的識(shí)別特征如下(圖2)。

泥晶灰?guī)r：宏觀上整體較致密，鏡下可見整體為泥級(jí)碳酸鹽基質(zhì)所組成，粒級(jí)小于0.01 mm；視域內(nèi)觀察到生物或碎屑含量極少。生屑粒泥灰?guī)r：鏡下觀察可見灰泥基質(zhì)占絕大多數(shù)，顆粒主要為生物碎屑，大多數(shù)生物碎屑具磨蝕特征，且可見生物潛穴發(fā)育，類型主要為底棲有孔蟲、腹足類、腕足、棘皮類等。介殼類漂浮巖：宏觀上以大量礫級(jí)的介殼類生物碎片富集為特征，碎片之間為細(xì)粒碎屑及灰泥填充，大片碎屑在基質(zhì)間呈漂浮狀；介殼主要為雙殼類、腕足類等，此外還包括底棲有孔蟲、棘皮類，生物總含量50%左右。生屑泥?；?guī)r：鏡下觀察可見以生物碎屑為主，顆粒普遍具有磨蝕特征，粒徑0.1～2 mm不等，類型主要為棘皮類、雙殼類、底棲有孔蟲等。砂屑生屑泥?；?guī)r：鏡下觀察可見顆粒占絕大多數(shù)，包括骨骼顆粒及非骨骼顆粒，普遍具有磨蝕及包殼，顆粒粒徑0.2 mm至數(shù)毫米不等。骨骼顆粒有棘皮類、底棲有孔蟲、腕足、雙殼類等，含量大于50%；非骨骼顆粒為砂級(jí)內(nèi)碎屑，含量約20%左右。生屑顆?；?guī)r：鏡下觀察可見以顆粒為主，均為骨骼顆粒，含量大于70%，主要類型為棘皮類、底棲有孔蟲、雙殼類等；顆粒間主要以亮晶膠結(jié)物為主，含量20%～30%。砂屑生屑顆粒灰?guī)r：鏡下觀察可見以骨骼顆粒為主，含量大于50%，主要類型為棘皮類、底棲有孔蟲、雙殼類等；非骨骼顆粒為砂級(jí)內(nèi)碎屑，含量10%～20%。顆粒間主要以亮晶膠結(jié)物為主，含量20%～30%，灰泥10%左右。巖溶建造巖：溶洞(溝)中充填松散的碎屑及碳酸鹽泥沙，發(fā)育大量充填物間(微)孔隙。

3.2 孔隙、喉道類型及特征

3.2.1 孔隙空間類型及特征

根據(jù)研究層儲(chǔ)層段317件鑄體薄片和157件掃描電鏡分析，儲(chǔ)層孔隙類型多樣，組合形式復(fù)雜；其中原生孔隙主要包括格架孔和生物體腔孔，次生孔隙主要包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、鑄模孔及充填物間微孔隙。裂縫主要為溶蝕縫和構(gòu)造縫，并可見少量殘余溶洞(表2)。

體腔孔、格架孔(圖3A，B) 為生物內(nèi)部原生孔隙，未被后期方解石或灰泥充填，主要發(fā)育于有孔蟲、厚殼蛤等生物類型中，是較為有利的儲(chǔ)集空間。該類孔隙空間的孔徑大小不一，一般小于0.1 mm。

圖2 哈法亞油田Mishrif組儲(chǔ)集巖類微觀特征A. N137井，3 062.02 m，泥晶灰?guī)r；B. N195井，3 052.51 m，生屑粒泥灰?guī)r；C. Y115井，3 062.7 m，介殼類漂浮巖；D. Y161井，3 011.34 m，生屑泥?；?guī)r；E. N137井，3 107.01 m，砂屑生屑泥?；?guī)r；F. Y161井，3 006.3 m，生屑顆?；?guī)r；G. N137井，3 071.01 m，砂屑生屑顆?；?guī)r；H. N137井，3 043.13 m，巖溶建造巖；I. Y115井，3 059.71 m，巖溶建造巖Fig.2 Microscope microcharacteristics of reservoirs of Mishrif Formation in HF oilfield

儲(chǔ)集空間類型主要儲(chǔ)集巖石類型發(fā)育頻率孔隙原生孔隙體腔孔、格架孔生屑顆?；?guī)r、生屑粒泥灰?guī)r、生屑泥?；?guī)r高次生孔隙粒內(nèi)溶孔生屑粒泥灰?guī)r、生屑泥?；?guī)r,生屑顆?；?guī)r高粒間溶孔砂屑生屑顆粒灰?guī)r、生屑顆?；?guī)r中充填物間微孔巖溶建造巖高溶洞殘余溶洞生屑顆?；?guī)r、生屑泥?；?guī)r、生屑粒泥灰?guī)r低裂縫溶蝕縫生屑泥?；?guī)r、生屑粒泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r中構(gòu)造縫生屑泥?；?guī)r、生屑粒泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r低

粒內(nèi)溶孔 為生物顆粒在同沉積期大氣淡水選擇性溶蝕所留下的孔隙(圖3C)，主要發(fā)育在生屑粒泥灰?guī)r、生屑泥?；?guī)r等內(nèi)部，后期可能被充填或疊加改造，其形態(tài)不規(guī)則、大小不一，孔徑一般為0.1～0.2 mm，該類型的孔隙一般連通性較差。

粒間孔 由于酸性流體或大氣淡水淋濾的影響，成巖流體沿先期的殘余粒間孔擴(kuò)溶，可部分溶蝕顆粒間膠結(jié)物或基質(zhì)形成溶擴(kuò)粒間孔(圖3D)，其形態(tài)不規(guī)則，分布不均，且往往能與其他類型孔隙溶通從而形成連通性極好的網(wǎng)絡(luò)狀孔隙空間，孔徑大小一般為0.1～0.2 mm。

鑄模孔 為棘皮、雙殼、苔蘚蟲等生物碎屑或砂屑顆粒被全部溶蝕后所形成的孔隙，保留原始顆粒的外部形態(tài)，內(nèi)部偶見方解石充填，為相對(duì)孤立的孔隙類型(圖3E)。

充填物間微孔隙 為巖溶改造后充填的碳酸鹽泥砂之間的微孔隙，主要發(fā)育網(wǎng)絡(luò)狀喉道類型，是巖溶建造巖類中主要的孔隙類型(圖3F)。

本區(qū)Mishrif組洞穴類型主要為殘余溶洞(圖3G)，為巖溶改造后形成的溶洞被充填物充填之后殘余的空間，一般直徑大于2 mm。

圖3 哈法亞油田Mishrif組碳酸鹽巖儲(chǔ)層孔隙及喉道鏡下微觀特征A. Y115井，3 114.4 m，Mishrif組，藍(lán)色鑄體薄片，介殼類漂浮巖，鏡下可見較大規(guī)模的生物格架孔發(fā)育，為介殼類漂浮巖的典型特征，孔隙間連通性較差，大部分孔隙為孤立孔隙；B. N137井，3 093.01 m，Mishrif組，藍(lán)色鑄體薄片，巖溶建造巖，鏡下可見有孔蟲體腔孔發(fā)育；C. Y161井，3 001.3 m，Mishrif組，藍(lán)色鑄體薄片，生屑粒泥灰?guī)r，可見粒內(nèi)溶孔發(fā)育；D. N137井，3 107.01 m，Mishrif組，藍(lán)色鑄體薄片，砂屑生屑泥?；?guī)r，粒間溶孔呈不規(guī)則的三角形；E. N137井，3 099.01 m，Mishrif組,藍(lán)色鑄體薄片，生屑粒泥灰?guī)r，大量鑄?？装l(fā)育；F. Y115井，3 058.72 m，Mishrif組，藍(lán)色鑄體薄片，生屑泥?；?guī)r，充填物間微孔發(fā)育；G. Y161井，2 948.03 m，Mishrif組，藍(lán)色鑄體薄片，生屑泥?；?guī)r，鏡下可見發(fā)育殘余空洞；H. N137井，3 055.11 m，Mishrif組，藍(lán)色鑄體薄片，巖溶建造巖，鏡下可見兩條微裂縫發(fā)育；I. Y115井，3 061.7 m，Mishrif組，藍(lán)色鑄體薄片，生屑泥?；?guī)r，孔隙間喉道為孔隙縮小型喉道(T1)，孔隙連通性較好；J. N137井，3 028.78 m，Mishrif組,藍(lán)色鑄體薄片，生物粒泥灰?guī)r，鏡下可見生物殼體被亮晶方解石充填，喉道為片狀喉道(T2)，顆粒主要為有孔蟲和棘屑，孔隙類型較單一；K. N137井，3 030.72 m Mishrif組,藍(lán)色鑄體薄片，生屑粒泥灰?guī)r，孔隙間主要通過管束狀喉道(T3)連通，孔隙類型較單一；L. N137井，3 043.13 m，Mishrif組,藍(lán)色鑄體薄片，巖溶建造巖，孔隙以粒間孔和充填物間微孔隙為主，孔隙間喉道為網(wǎng)絡(luò)狀喉道，孔隙連通性較好；M. N137井，3 094.01 m，Mishrif組,掃描電鏡照片，亮晶生屑顆?；?guī)r，可見體腔孔和鑄?？装l(fā)育；N. N137井，3 093.01 m，Mishrif組,掃描電鏡照片，亮晶生屑顆?；?guī)r，鏡下見生物體腔孔及晶內(nèi)微孔形貌，體腔孔之間由孔隙縮小型喉道(T1)連通；O. N137井，3 083.01 m，Mishrif組，掃描電鏡照片，亮晶生屑顆粒灰?guī)r，可見粒內(nèi)溶孔Fig.3 Microscopic characteristics of reservoir pores and throats in Mishrif Formation in HF oilfield

本區(qū)裂縫類型主要包括構(gòu)造縫、溶蝕縫，構(gòu)造縫發(fā)育受構(gòu)造部位和斷層控制。真正對(duì)儲(chǔ)層貢獻(xiàn)較大的是溶蝕縫。但本區(qū)內(nèi)裂縫對(duì)整體儲(chǔ)集空間的貢獻(xiàn)不大，僅提高局部滲透率，故本文僅針對(duì)孔隙做系統(tǒng)研究(圖3H)。

3.2.2 喉道類型及特征

根據(jù)317件鑄體薄片的特征進(jìn)行鑒定和統(tǒng)計(jì)，伊拉克哈法亞油田白堊系Mishrif組碳酸鹽巖儲(chǔ)層中主要存在四類喉道類型，分別是孔隙縮小型喉道、片狀喉道、管束狀喉道、網(wǎng)絡(luò)狀喉道(圖3I，L，N)。孔隙縮小型喉道主要出現(xiàn)在鑄?？住⒘ｉg孔中(圖3I，N)，由于孔隙內(nèi)晶體的生長及其他充填物充填作用，使得原有孔隙空間縮小而形成。片狀喉道主要指的是礦物晶體間狹窄的縫隙空間，喉道半徑通常較小，主要出現(xiàn)在云質(zhì)灰?guī)r的晶間孔和裂縫的晶體充填物當(dāng)中(圖3J)。管束狀喉道一般為顆粒之間未完全接觸而形成，多見于原生剩余粒間孔和粒間溶孔中(圖3K)。網(wǎng)絡(luò)狀喉道是該地區(qū)較為常見且特殊的一種喉道類型，其主要受溶蝕作用影響，形成于充填物間微孔隙中，其連通性較好，不同于管束狀喉道，網(wǎng)絡(luò)狀喉道短而粗，喉道配位數(shù)高，對(duì)該地區(qū)巖石滲透率的提高起著非常積極的作用(圖3L)。

3.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征及分類

3.3.1 喉道分布特征

依據(jù)儲(chǔ)層段的壓汞資料的分析，儲(chǔ)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4)。其中：1)偏細(xì)單峰型的喉道峰值分布于0.026 4～0.698 μm，平均為0.297 μm，樣品所對(duì)應(yīng)分析的孔隙度平均值為14.04%，滲透率平均值為1.91×10-3μm2；結(jié)合薄片、掃描電鏡資料，該類線型主要出現(xiàn)在泥含量較高的巖類樣品中，如生屑粒泥及生屑泥?；?guī)r，喉道類型以孔隙縮小型喉道、管束狀喉道為主，喉道類型單一(圖4A)。2)偏粗單峰型喉道峰值分布于0.82～4.71 μm，平均為2.35 μm，樣品所對(duì)應(yīng)的孔隙度平均為25.24%，滲透率平均為69.632×10-3μm2；結(jié)合薄片、掃描電鏡資料，該類線型主要出現(xiàn)在巖溶建造巖中，喉道為孔隙縮小型喉道、管束狀喉道及網(wǎng)絡(luò)狀喉道構(gòu)成，由于巖溶作用的改造，該類樣品中網(wǎng)絡(luò)狀喉道最為發(fā)育，因而該類型喉道所對(duì)應(yīng)的物性也相對(duì)較好(圖4B)。3)偏細(xì)雙峰型的喉道峰值主要分布于0.08～0.53 μm，平均為0.32 μm，樣品所對(duì)應(yīng)的孔隙度平均為15.26%，滲透率平均為2.14×10-3μm2；結(jié)合薄片、掃描電鏡資料，該類線型所對(duì)應(yīng)的巖性樣品主要以孔隙縮小型喉道、管束狀喉道構(gòu)成，且喉道類型單一(圖4C)。4)偏粗雙峰型喉道峰值分布于0.425～3.42 μm，平均為1.062 μm，樣品所對(duì)應(yīng)的孔隙度平均為21.72%，滲透率平均為15.46×10-3μm2；結(jié)合薄片、掃描電鏡資料，該類線型所對(duì)應(yīng)的樣品主要出現(xiàn)在巖溶建造巖和生屑泥?；?guī)r中，喉道主要為孔隙縮小型喉道、管束狀喉道及網(wǎng)絡(luò)狀喉道構(gòu)成；其中巖溶建造巖中的喉道類型較為多樣，三種主要的喉道類型都普遍存在(圖4D)。5)多峰型喉道的峰值一般為3到4個(gè)，峰值分布于0.18～3.74 μm，平均為1.33 μm，樣品所對(duì)應(yīng)的孔隙度平均為19.09%，滲透率平均為49.28×10-3μm2；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、片狀喉道構(gòu)成，喉道類型多樣，偏細(xì)喉道所占比例居多(圖4E)。

從上述對(duì)研究區(qū)白堊系Mishrif組碳酸鹽巖儲(chǔ)層喉道分布的特征總結(jié)來看，儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)類型多樣，且對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)滲影響明顯，就喉道分布曲線的特征而言，具備偏粗單峰型、偏粗雙峰型和多峰型喉道分布曲線的巖類具有相對(duì)較好的物性特征；而因含泥量較多，喉道分布曲線呈偏細(xì)單峰型、偏細(xì)雙峰型的儲(chǔ)層段物性相對(duì)較差。

3.3.2 孔隙結(jié)構(gòu)類型

哈法亞油田白堊系Mishrif組碳酸鹽巖儲(chǔ)層時(shí)代較新，儲(chǔ)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、表生、埋藏成巖期的改造作用共同控制[12,40]，造成儲(chǔ)層孔隙類型多樣，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(chǔ)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。

通過對(duì)儲(chǔ)層孔隙空間1 487件物性數(shù)據(jù)和918件壓汞資料的分析，將儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)類型劃分為六類，即中低孔超低滲細(xì)喉型、中低孔低滲細(xì)喉型、中高孔中低滲中細(xì)喉型、高孔中低滲細(xì)喉型、中高孔中低滲細(xì)喉型、中高孔中低滲中喉型(表3)。毛管壓力曲線的形態(tài)可以反映儲(chǔ)集層的孔喉結(jié)構(gòu)特征，因此將Mishrif組的毛管壓力曲線形態(tài)劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ五類(圖5)(曲線形態(tài)反映孔隙結(jié)構(gòu)，由Ⅰ類到Ⅴ類逐漸變差)以便精細(xì)化定量的表達(dá)各儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的差異性。

泥晶灰?guī)r，為中低孔超低滲細(xì)喉型儲(chǔ)層，樣品數(shù)32個(gè)，孔隙度主要集中在5%～15%區(qū)間內(nèi)，占樣品數(shù)的93.55%，孔隙度均值為10.7%；滲透率主要集中在(0.01～1)×10-3μm2區(qū)間內(nèi)，占樣品數(shù)的93.33%，滲透率均值為0.27×10-3μm2；孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中的中值喉道半徑均值為0.144 μm，排驅(qū)壓力均值2.22 MPa；毛管壓力曲線以Ⅳ類曲線為主(圖6)，Ⅱ類曲線和Ⅴ類曲線也有發(fā)育，占總數(shù)據(jù)的13.79%；壓汞曲線上表現(xiàn)為曲線中間的過渡段較平緩，孔喉分選性較好，喉道微細(xì)，基本為無效喉道，滲流能力低下；薄片照片也顯示泥晶灰?guī)r孔隙結(jié)構(gòu)較差。

圖4 哈法亞油田Mishrif組碳酸鹽巖儲(chǔ)層喉道半徑分布圖(據(jù)918個(gè)壓汞數(shù)據(jù))Fig.4 The profile of reservoir throat radius of Mishrif Formation in HF oilfield (according to 918 pressure mercury data)

儲(chǔ)層巖類孔隙度/%滲透率/10-3 μm2樣本數(shù)量/個(gè)孔隙結(jié)構(gòu)類型儲(chǔ)集性頻率泥晶灰?guī)r10.70.2732中低孔超低滲細(xì)喉型差低生屑粒泥灰?guī)r12.83.9414中低孔低滲細(xì)喉型差高生屑泥?；?guī)r19.418277中高孔中低滲中細(xì)喉型好高砂屑生屑泥粒灰?guī)r23.7739高孔低滲細(xì)喉型好低生屑顆?；?guī)r18.933.893中高孔中低滲中細(xì)喉型好低砂屑生屑顆?；?guī)r18.317.110中高孔中低滲細(xì)喉型好低介殼類漂浮巖13.8575.331中高孔中低滲細(xì)喉型中等低巖溶建造巖22.328.3591中高孔中低滲中喉型好高

生屑粒泥灰?guī)r，為中低孔低滲細(xì)喉型儲(chǔ)層，樣品數(shù)414 個(gè)，孔隙度分布范圍較廣，最大可達(dá)30%以上；滲透率主要集中在(1～10)×10-3μm2區(qū)間內(nèi)，占樣品數(shù)的76.33%；孔隙度均值為12.8%，滲透率均值為3.9×10-3μm2；孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中的中值喉道半徑均值為0.32 μm，排驅(qū)壓力均值1.83 MPa。毛管壓力曲線以Ⅱ、Ⅳ、Ⅴ類曲線為主(圖6)，其中Ⅱ類曲線占25.99%，Ⅳ類曲線、Ⅴ類曲線共占60.2%；可見生屑粒泥灰?guī)r發(fā)育大量鑄?？讜r(shí)，呈現(xiàn)優(yōu)勢(shì)的Ⅱ類曲線；當(dāng)孔隙分選性較好，孔喉結(jié)構(gòu)變差，滲流能力低下時(shí)，呈現(xiàn)較差的Ⅳ類曲線。

生屑泥粒灰?guī)r和生屑顆?；?guī)r都屬于中高孔中低滲中細(xì)喉型儲(chǔ)層，樣品數(shù)370 個(gè)，孔隙度分布主要集中在10%～30%區(qū)間，占樣品總數(shù)的85.8%，孔隙度均值為19.27%；滲透率主要集中在(1～100)×10-3μm2區(qū)間內(nèi)，占樣品數(shù)的71.64%，滲透率均值為21.97×10-3μm2；孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中的中值喉道半徑均值分別為0.7 μm和1.4 μm，排驅(qū)壓力均值0.26 MPa；多種類型的孔隙和喉道組合常見，充填物間微孔隙為該儲(chǔ)層的優(yōu)勢(shì)孔隙類型；生屑泥粒灰?guī)r以Ⅱ類曲線、Ⅲ類曲線為主(圖6)，鏡下可見其孔隙以充填物間微孔隙為主；薄片孔隙分選較好時(shí)呈現(xiàn)Ⅱ類曲線。生屑顆粒灰?guī)r以Ⅰ類曲線為主(圖6)；對(duì)比曲線特征和物性參數(shù)可知生屑顆?；?guī)r的物性相對(duì)較好，滲透率明顯較高。

圖5 Mishrif組典型毛管壓力曲線類型Fig.5 The typical capillary pressure curve types of Mishrif Formation

圖6 各巖類對(duì)應(yīng)毛管壓力曲線類型分布餅狀圖Fig.6 The pie chart of different pressure curves for rocks

砂屑生屑泥粒灰?guī)r，為高孔中低滲細(xì)喉型儲(chǔ)層，樣品數(shù)39 個(gè)，孔隙度分布主要集中在20%～30%區(qū)間，占樣品總數(shù)的89.29%，孔隙度均值為23.7%；滲透率主要集中在(1～100)×10-3μm2區(qū)間內(nèi)，占樣品數(shù)的96.43%，滲透率均值為7×10-3μm2；孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中孔喉半徑均值為0.36 μm，排驅(qū)壓力均值0.31 MPa；毛管壓力曲線以Ⅱ、Ⅲ類曲線為主(圖6)，孔隙主要發(fā)育充填物間微孔隙和少量鑄?？祝豢缀矸诌x的變好，表現(xiàn)為由Ⅲ型向Ⅱ型轉(zhuǎn)變；隨著分選的變好，孔喉半徑分布范圍變寬，孔喉結(jié)構(gòu)越不均一，大喉道占據(jù)的比例就越大，滲透率也相應(yīng)增大。

砂屑生屑顆?；?guī)r和介殼類漂浮巖同屬于中高孔中低滲細(xì)喉型儲(chǔ)層，樣品數(shù)41個(gè)，孔隙度分布集中在15%～25%區(qū)間，占總數(shù)的88.89%，孔隙度均值為15.9%；滲透率主要集中在(1～100)×10-3μm2區(qū)間內(nèi)，占樣品數(shù)的77.78%，滲透率均值為46.2×10-3μm2；孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中的中值喉道半徑均值分別為0.8 μm和0.64 μm，排驅(qū)壓力均值0.37 MPa；砂屑生屑顆?；?guī)r以Ⅲ類曲線為主(圖5)，介殼類漂浮巖以Ⅱ類曲線為主(圖6)，由鏡下薄片可知，由于介殼類漂浮巖發(fā)育裂縫，曲線呈現(xiàn)Ⅱ類曲線；孔隙結(jié)構(gòu)較Ⅲ類曲線的砂屑生屑顆?；?guī)r好，因而物性也相對(duì)較好。

巖溶建造巖，為中高孔中低滲中喉型儲(chǔ)層，樣品數(shù)591 個(gè)，孔隙度主要集中在15%～30%，占總數(shù)的92.49%，孔隙度均值為22.3%；滲透率主要集中在(1～100)×10-3μm2區(qū)間內(nèi)，占樣品數(shù)的88.6%，滲透率均值為28.3×10-3μm2；孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中的中值喉道半徑均值為1.06 μm，排驅(qū)壓力均值0.27 MPa；毛細(xì)管壓力的五類線型都存在，但以Ⅱ類曲線、Ⅲ類曲線為主(圖6)，占樣品總數(shù)的67.47%；常見多種類型的孔隙和喉道組合，孔喉類型多樣且以網(wǎng)狀型孔喉為主，充填物間微孔隙是這類儲(chǔ)層特有且為優(yōu)勢(shì)的孔隙類型，是決定該儲(chǔ)層物性的主要因素。

4 討論

4.1 早成巖期巖溶是孔隙結(jié)構(gòu)差異的主控因素

4.1.1 早成巖期巖溶具有相控特征

哈法亞油田Mishrif組碳酸鹽巖儲(chǔ)集層在沉積之后至埋藏期經(jīng)歷了多種成巖作用，包括膠結(jié)作用、溶蝕作用、新生變形作用、白云石化作用、壓溶作用等[13,32,45]，其以溶蝕作用最為發(fā)育，是哈法亞油田儲(chǔ)集層最為關(guān)鍵的建設(shè)性成巖作用。之前學(xué)者對(duì)于該區(qū)溶蝕作用的討論主要包括同生期溶蝕、準(zhǔn)同生期溶蝕和表生期溶蝕作用。通過巖芯和薄片觀察，本次研究發(fā)現(xiàn)巖溶作用在具較高孔滲性的巖類中十分發(fā)育，而在致密的泥晶灰?guī)r、粒泥灰?guī)r中則欠發(fā)育，與此同時(shí)，宏觀上溶蝕管道周緣均發(fā)育極具特征的“易碎暈”結(jié)構(gòu)[46]，以及類似海綿狀溶蝕體，溶洞(溝)內(nèi)可見塑性角礫；微觀上巖石受壓實(shí)作用強(qiáng)度較弱，組構(gòu)松散，大量原生孔隙及粒內(nèi)(間)溶孔發(fā)育，溶洞(溝)內(nèi)可見充填疏松的碳酸鹽泥沙、碎屑等。這些宏微觀特征極好的滿足了早成巖期巖溶的定義[44,47]，因而本文認(rèn)為該區(qū)主要受早成巖期巖溶作用影響。

本次研究還發(fā)現(xiàn)研究區(qū)早成巖期巖溶具有明顯的相控特征(圖7)。灘相沉積原巖組構(gòu)較為疏松，溶蝕改造強(qiáng)，其中，高能生屑灘中發(fā)育大量溶洞(溝)，內(nèi)部充填碳酸鹽巖泥、沙(圖7A)，基巖部分可見大量海綿狀溶蝕(圖7B)；低能生屑灘中同樣可見大量溶洞(溝)發(fā)育，內(nèi)部充填碳酸鹽巖泥砂及塑性角礫，且部分角礫長軸方向與溶溝方向平行(圖7C)，基巖部分同樣發(fā)育大量海綿狀溶蝕(圖7D)；灘間海與開闊海中巖石整體較致密，其中灘間海發(fā)育大量生物潛穴(圖7E)，開闊海中亦可見低角度溶溝發(fā)育(圖7F)。

上述現(xiàn)象是因?yàn)樵搮^(qū)沉積微相控制了巖相的分布，位于臺(tái)內(nèi)灘的沉積，由于其所處地貌風(fēng)浪作用及海水淘洗作用較強(qiáng)，具備形成粗結(jié)構(gòu)、多孔碳酸鹽巖的成巖環(huán)境，易于形成大量的粒間孔隙；又因其所處地貌相對(duì)較高，隨著海平面下降容易遭受暴露，從而受到溶蝕形成鑄?？?、粒內(nèi)溶孔等，發(fā)育了較多的孔隙類型；宏觀上呈現(xiàn)出海綿狀溶蝕形態(tài)特征，同時(shí)溶溝(洞)大量發(fā)育，并充填碳酸鹽巖泥砂、碎屑等；而在灘間海、開闊海這類相對(duì)靜水的沉積環(huán)境，生物體腔孔發(fā)育，孔隙連通性極低；基巖相比灘相沉積較致密，易伴生裂縫及由沉積期活躍的生物擾動(dòng)所形成的生物潛穴，這些滲流通道疊加淺埋藏期的早成巖期巖溶作用，從而也能形成少量的溶溝(洞)等。通過統(tǒng)計(jì)不同沉積微相中溶洞(溝)的發(fā)育頻率(圖8)，也可以清楚的看出早成巖期巖溶作用具有明顯的相控型特征，在灘相沉積中巖溶發(fā)育頻率較高，而在灘間海、開闊海等低能沉積相帶中，巖溶發(fā)育頻率顯著降低。

4.1.2 早成巖期巖溶作用對(duì)孔隙改造的影響

結(jié)合前面的認(rèn)識(shí)，有目的地對(duì)受巖溶作用改造的巖石的孔滲、排驅(qū)壓力和中值喉道半徑進(jìn)行對(duì)比，以此來分析早成巖期巖溶作用對(duì)哈法亞白堊系Mishrif組儲(chǔ)層孔隙改造的影響。隨著巖溶作用強(qiáng)度的增加，原巖被逐漸改造，巖石的孔隙度、滲透率呈現(xiàn)逐漸變優(yōu)的趨勢(shì)(圖9A，B)。通過對(duì)排驅(qū)壓力和中值喉道半徑的參數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，其中，中值喉道半徑與巖溶作用程度具有一定的正相關(guān)關(guān)系(圖9C)，而排驅(qū)壓力與巖溶作用程度具有一定的負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖9D)，表明了巖溶作用越強(qiáng)，排驅(qū)壓力越小，中值喉道半徑越大，孔隙結(jié)構(gòu)越好的關(guān)系。

圖7 不同微相中早成巖期巖溶發(fā)育宏觀特征A. N137井，3 066～3 066.4 m，Mishrif組，高能生屑灘，生屑顆?；?guī)r，發(fā)育大量的溶孔及溶洞，油浸現(xiàn)象明顯；B. N137井，3 071.75～3 072.12 m，Mishrif組，高能生屑灘，生屑顆?；?guī)r，典型的早期海綿狀溶蝕現(xiàn)象，發(fā)育大量的溶孔及溶洞，油浸現(xiàn)象明顯，與基巖致密區(qū)形成明顯對(duì)比；C. N137井，3 032.1～3 032.4 m，Mishrif組，低能生屑灘，生屑泥?；?guī)r，見到大量溶洞(溝)充填塑性角礫的現(xiàn)象，且部分角礫與溶溝方向平行D. N137井，3 116.85～3 117.28 m，Mishrif組，低能生屑灘，生屑泥粒灰?guī)r，典型的早期海綿狀溶蝕現(xiàn)象，與基巖致密區(qū)形成明顯對(duì)比；E. N195井，3 049.9～3 050.27 m，Mishrif組，灘間海，生屑粒泥灰?guī)r，整體較為致密，發(fā)育眾多高角度生物潛穴構(gòu)造，潛穴內(nèi)為碳酸鹽泥沙充填；F. N137井，3 062.3～3 062.4 m，Mishrif組，開闊海，泥晶灰?guī)r，發(fā)育高角度溶溝，整體非常致密Fig.7 The macroscopic features of eogenetic karstification in different microfacies

圖8 不同微相中巖溶建造巖的發(fā)育頻率Fig.8 The development frequency of karstic rocks in different microfacies

通過四項(xiàng)參數(shù)所表現(xiàn)出的不同巖性孔隙結(jié)構(gòu)變化，從而揭示了在沉積基礎(chǔ)上，早成巖期巖溶作用對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)改造的影響。泥晶灰?guī)r因其屬于較深水環(huán)境(圖10A，B)，本身較為致密，原生孔隙極不發(fā)育，因而早成巖期巖溶對(duì)其孔隙的改造程度相對(duì)有限；生屑粒泥灰?guī)r屬于灘間海環(huán)境，主要發(fā)育一些生物體腔孔，因遭受淡水淋濾，不穩(wěn)定的礦物組分文石、高鎂方解石易被溶解，呈現(xiàn)出孔隙結(jié)構(gòu)逐漸變好的特點(diǎn)(圖10C)；生屑泥粒灰?guī)r、砂屑生屑泥?；?guī)r屬地勢(shì)相對(duì)較高的低能生屑灘環(huán)境(圖10A，B)，原生孔隙發(fā)育，包括體腔孔、粒間孔和格架孔等，由于受早成巖期期巖溶作用的改造，原始孔隙遭受溶蝕并形成大量次生溶孔，整體呈現(xiàn)出孔隙結(jié)構(gòu)變好的趨勢(shì)(圖10C)；生屑顆?；?guī)r、砂屑生屑顆?；?guī)r、介殼類漂浮巖屬于地勢(shì)最高的灘相沉積(圖10A，B)，原生孔隙大量發(fā)育，且這類沉積在研究區(qū)內(nèi)均受到了早成巖期巖溶作用的影響，其在原生孔隙發(fā)育的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步溶蝕擴(kuò)大，形成大量鑄模孔、粒內(nèi)(間)溶孔和充填物間微孔隙等(圖10C)，在圖表中反映出孔隙度增大，滲透率增高，排驅(qū)壓力變小，中值喉道半徑變大的特點(diǎn)(圖9)。綜合上述分析認(rèn)為溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)集層物性具有極大的改善作用，可明顯提高儲(chǔ)集層滲透率。

圖9 不同巖類受巖溶作用改造前后物性及孔喉參數(shù)特征Fig.9 Petrophysical and pore-throat parameters before and after karstification

圖10 沉積微相、早成巖期巖溶作用及其孔隙演化模式圖Fig.10 Microfacies, eogenetic karstification and model of pore evolution

5 結(jié)論

(1) 哈法亞地區(qū)整體處于近地表的成巖環(huán)境，早成巖期溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)集層改善作用最大，形成了絕大多數(shù)的有效孔隙，其孔隙類型主要由生物體腔孔、格架孔、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、充填物間微孔隙組成，其中充填物間微孔隙是該儲(chǔ)層中較特殊的一類孔隙類型；喉道主要包括孔隙縮小型喉道、片狀喉道、管束狀喉道、網(wǎng)絡(luò)狀喉道四類，其中網(wǎng)絡(luò)狀喉道是該地區(qū)Mishrif組較為常見且特殊的一種喉道類型，其主要受溶蝕作用影響，形成于充填物間微孔隙中，對(duì)該地區(qū)巖石滲透率的提高起著非常積極的作用。

(2) 孔隙結(jié)構(gòu)差異主要由喉道類型分布特征的多樣化造成，根據(jù)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、偏粗雙峰型和多峰型五類。具備偏粗單峰型喉道分布曲線的巖溶建造巖具有相對(duì)較好的物性特征；喉道分布曲線呈偏細(xì)單峰型、偏細(xì)雙峰型的儲(chǔ)層段物性相對(duì)較差；偏粗雙峰型喉道和多峰型喉道物性也較好，其中多峰型喉道分選較差，喉道粗細(xì)不一，分布呈多峰狀特征，偏細(xì)喉道占主導(dǎo)。

(3) 儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)類型可以通過組合孔隙的物性參數(shù)及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)中的孔喉半徑均值、壓汞數(shù)據(jù)將其劃分為中低孔超低滲細(xì)喉型、中低孔低滲細(xì)喉型、中高孔中低滲中細(xì)喉型、高孔中低滲細(xì)喉型、中高孔中低滲細(xì)喉型、中高孔中低滲中喉型六類，其中，中低孔低滲細(xì)喉型、中高孔中低滲細(xì)喉型和中高孔中低滲中喉型的儲(chǔ)層物性相對(duì)較好。將Mishrif組的毛管壓力曲線形態(tài)劃分為I、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ五類，根據(jù)其優(yōu)勢(shì)線型的分布頻率判斷其孔隙結(jié)構(gòu)好壞，依次為生屑顆?；?guī)r、巖溶建造巖、介殼類漂浮巖、砂屑生屑泥?；?guī)r、生屑泥粒灰?guī)r、砂屑生屑顆?；?guī)r、粒泥灰?guī)r、泥晶灰?guī)r。

(4) 造成儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)差異性的主要成巖作用為早成巖期溶蝕作用，其他成巖作用影響相對(duì)較弱；該區(qū)早成巖期巖溶具明顯的相控特征，對(duì)孔隙結(jié)構(gòu)的改造起非常積極的作用。