伊拉克艾哈代布油田中-下白垩统碳酸盐岩储层孔隙结构及控制因素*

邓虎成 周文＊＊ 郭睿 伏美燕 谢润成 陈文玲 彭先锋 肖睿

1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610059

2.成都理工大学能源学院，成都 610059

3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083

DENG HuCheng1，2，ZHOU Wen1，2＊＊，GUO Rui3，FU MeiYan2，XIE RunCheng1，2，CHEN WenLing2，PENG XianFeng2and XIAO Rui2

伊拉克艾哈代布油田发现于20世纪70年代末，区内二维、三位地震满覆盖面积为274km2，早期探井及评价井在下白垩统Khasib、Mishrif、Rumaila和Mauddud层段均发现工业油流(冉建斌，2005;Thameret al.，2009;汪绪刚等，2013)。伊拉克战后该油田作为第一个对外石油合作项目，由中国绿洲石油公司和伊拉克北方石油公司合作开发，目前已建产到700万吨/年规模(汪绪刚等，2013;赵玲，2008)。近些年在中伊双方合作开发该油田的过程中逐渐加深了油田地质条件的研究工作，特别是针对该套储层因其岩石组构的复杂性以及在沉积成岩过程中的多样性和差异性中所表现出来的自身特殊性有了一定的认识。但随着油田开发建产步伐的加快，为了配合对油藏地质结构特征、油藏工程基础、开发动态特征等的深入认识，对该套碳酸盐岩储层的描述和评价要求更高，特别是对储层在物性上所表现出来的中-高孔、低渗、孔渗相关性差、测井响应特征差等特征需要给出明确、合理的解释(Ehrenberg，2008;Al-Dabbaset al.，2010;Al-Qayim，2010);因此对该套储层孔隙结构的深入刻画及其成因认识成了该套储层深入研究过程中的一个关键问题，本文在该问题上的细致研究和所获得认识为该套储层的分类、评价、测井解释、油藏工程研究以及生产开发动态研究等都提供了基础。

1 概况

1.1 地质概况

伊拉克艾哈代布油田在区域构造上位于古冈瓦纳大陆北缘波斯湾盆地北部的不稳定大陆架区域;地处美索不达米亚平原中部，行政区划属于伊拉克中南部瓦西特省，位于NOMINA镇与KUT镇之间，西北距首都巴格达约180km(冉建斌，2005;Thameret al.，2009)(图1)。波斯湾盆地主要受阿尔卑斯构造运动的影响，发育地台型沉积，伊拉克境内的地台区自西向东可以划分为西部稳定陆架区和东部不稳定陆架区;其中东部不稳定陆架区进一步分为美索不达米亚盆地、山前带和高陡褶皱带三个主构造带;艾哈代布油田正好处于埋藏最深、沉积最厚、构造相对稳定的美索不达米盆地中部(Ameen，1993;Azzamet al.，1994)(图1)。

波斯湾盆地以前寒武纪的结晶变质岩及变质复合体为基底，自始寒武纪(相当于中国的震旦纪)开始接受盖层沉积(Ameen，1993;Azzamet al.，1994)。白垩纪时期伊拉克美索不达米亚地区主要以浅海碳酸盐岩沉积为主，只有在Nahrumr组形成了广泛的碎屑岩沉积(Alsharhan and Nairn，1986，1988;Sadooni and Alsharhan，2003)。该区中-下白垩统可以划分为两个沉积旋回，下部旋回为阿普第阶-阿尔比阶，发育Nahrumr组中-细粉砂岩和Mauddud组灰色多孔灰岩;上部旋回为森诺曼阶-早土伦阶，该旋回以海进Ahamadi组泥灰岩沉积开始，其后依次为Rumaila组含白垩的浅海陆棚相碳酸盐岩沉积、Mishrif组海退过程中的以含厚壳蛤类碳酸盐岩沉积及顶部的Khasib、Tanuma组以开阔台地相为主的碳酸盐岩沉积(Alsharhan and Nairn，1986，1988;Sadooni and Alsharhan，2003)(图2)。该地区中-下白垩统两个沉积旋回过程中形成了三个区域性不整合面，分别对应Mauddud组顶、Mishrif组顶和Tanuma组顶，另外在Rumaila组顶界也存在暂时性的局部暴露岩性界面(图2)(Mohammed and Al-Sayyab，1993)。本次所研究的中-下白垩统碳酸盐岩储层段主要集中于Mauddud组、Rumaila组、Mishrif组及Khasib组。

1.2 研究基础资料及实验数据

艾哈代布油田中-下白垩统 Mauddud组、Rumaila组、Mishrif组及Khasib组四套碳酸盐岩储层形成的沉积背景、成岩演化环境及储层特征均具有一定的相似性，因此可以将四套储层统一进行对比、统计分析来获得储层孔隙结构特征及成因的完整认识。

文中对艾哈代布油田中-下白垩统储层研究取得的认识及成果主要基于油田中东部3口取心井岩心的各项实验测试分析数据。利用油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)的仪器及设备，对储层岩矿类型及组成研究主要采用了常规薄片鉴定描述、和电子探针定量分析相结合确定岩石组成及矿物成分，其中磨制常规薄片248件，电子探针分析7个;对储层储集空间类型、形貌的研究主要基于铸体薄片和扫描电镜进行微观结构分析研究，其中铸体薄片分析247件，扫描电镜分析61件;对储层孔隙结构分析针对不同储层类型选取了81个样品进行了压汞分析和处理;物性分析采用了1194件样品的孔隙度、渗透率分析数据作为基础进行该研究;对储层沉积、成岩作用环境依据7个阴极发光分析和15件碳氧稳定同位素测试进行了分析。

2 孔隙、喉道类型及特征

2.1 孔隙空间类型及特征

碳酸盐岩储层岩石结构、沉积构造及沉积期后的成岩作用改造异常复杂，从而导致了储层储集空间的复杂性，一般原生孔隙空间在后期复杂的成岩环境中是难以保存的;因此碳酸盐岩储层往往具有岩性变化大、孔隙类型多、物性参数无规则等特点。艾哈代布油田中-下白垩统地层沉积相对比较新，主要由颗粒灰岩、泥粒灰岩、粒泥灰岩和泥晶灰岩构成，其中颗粒主要包括了生屑、生物、砂屑、角砾、团粒(球粒)等。根据研究层储层段247件铸体薄片和61件扫描电镜的分析，储层孔隙类型多样，组合形式复杂;其中原生孔隙主要包括粒间孔和生物体腔孔，次生孔隙主要包括粒间溶孔、铸模孔、粒内溶孔及晶间孔等(图3)，其它类型孔隙少见，本文中不做讨论。

原生孔隙中的粒间孔主要存在于颗粒之间，且多为颗粒间多期胶结物充填后的残留孔隙(图3a，b)，目前储层中所能找到的保存相对完好的粒间孔主要发育于砂屑灰岩中(图3c)，该类孔隙空间的孔径和喉道大小一般分别为0.01～0.15mm、0.001～0.002mm，粒间孔往往因充填造成连通性相对较差。生物体腔孔主要为各种生物(抱球虫、截球虫、圆笠虫、苔藓虫、蜂巢虫等)死亡埋藏后其体腔中有机组织腐烂并被保留下来，该类孔隙大小不一，一般小于0.05mm(图3d，e)。

次生孔隙中的粒间溶孔主要为颗粒(砂屑、生屑)溶蚀或者颗粒间填隙物被溶而扩大所致，其形态不规则，分布不均，而且往往与其它类型孔隙溶通形成连通性极好的网络状孔隙空间，其孔径大小一般为0.1～0.2mm(图3f，g)。铸模孔主要包括藻模孔和粒模孔，藻模孔多为绿藻被溶蚀后形成，当藻模孔密集时，再加上一定的溶蚀作用，该类孔隙之间以及与其它类型孔隙之间溶通形成炭渣状、蜂窝状密孔或者筛孔状网孔，其连通性极好(Elliot，1958)(图3h);粒模孔主要为砂屑或者骨屑被溶蚀仅保留外部轮廓所致，其孔径大小可达到为0.1～0.2mm，但连通性一般较差(图3i，j)。粒内溶孔为砂屑或者生屑内部分溶蚀而形成，该类型孔隙一般连通性差(图3a，i)。晶间孔主要发育在滩间相和部分低能滩基质中零星分布的具有雾心亮边的粉晶白云石晶间之间(图3k)，另外由于颗粒之间灰泥在进变新生变形作用下重结晶为微亮晶结构，从而在泥晶基质中形成大量晶间微孔(图3l)。

据铸体薄片鉴定的各类孔隙占总面孔率的统计，粒间溶孔、藻模孔、体腔孔为主要的孔隙空间，分别占总面孔率的27.2%、24.9%、19.6%，其次为粒模孔，占总面孔率8.2%，其它类型孔隙空间占总面孔率不足20%(图4);另外在常规薄片、铸体薄片中还见到充填或者半充填微裂缝、粒裂纹以及沿裂缝和缝合线等分布的非组构选择性溶孔、溶缝等，这些在所研究储层内所占比例更小，不作为主要的孔隙空间类型进行讨论。

2.2 喉道类型及特征

根据247件铸体薄片喉道类型和结构进行鉴定和统计，艾哈代布油田中-下白垩统碳酸盐岩储层中主要存在四类喉道类型，即孔隙缩小型喉道、片状喉道、管束状喉道、网络状喉道(图5)。孔隙缩小型喉道主要是由于孔隙空间内晶体的生长以及其它充填物的充填等造成孔隙空间缩小而形成，这种喉道与孔隙之间往往界线不明显，主要出现在原生剩余粒间孔、粒间溶孔中(图3a-c，e，f、图5a)。片状喉道主要是由矿物晶面之间狭小缝隙空间构成，喉道半径小，一般只有几微米到十几微米，主要出现在灰泥填隙物或者云质灰岩等的晶间孔、晶间溶孔中(图3k、图5b)。管束状喉道为孔隙之间细而长、断面接近圆形的类似管束状的空间，一般为颗粒之间未完全接触而形成，该类喉道多见于原生剩余粒间孔和粒间溶孔中(图3c，f、图5c)。网络状喉道是该区中较常见的一类特殊喉道类型，其形成主要是因溶蚀作用而将各类孔隙溶蚀贯通，喉道短而粗，同时孔喉配位数高，因此使孔隙之间的连通性大大提高(图3h、图5d)。

图4 各类孔隙占面孔率百分比(据247件蓝色铸体薄片)Fig.4 The plane porosity with various pore types(according to 247 casting thin)

图5 艾哈代布中-下白垩统碳酸盐岩储层主要喉道类型(a)-孔隙缩小型喉道;(b)-片状喉道;(c)-管束状喉道;(d)-网络状喉道Fig.5 The main throat types of the Middle-Lower Cretaceous carbonate reservoir，AI Hardy cloth Oilfield

3 孔隙结构特征及分类

3.1 喉道分布特征

依据81个储层段的压汞分析资料的分析，储层的喉道分布曲线可以分为五种类型，即偏细单峰型、偏粗单峰型、偏细双峰型、偏粗双峰型和多峰型(图6)。其中偏细单峰型的喉道峰值分布于0.0367～0.2952μm，平均为0.1211μm，样品所对应分析的孔隙度平均为15.6%，渗透率平均为0.88×10－3μm2;结合薄片、扫描电镜资料，该类样品主要以孔隙缩小型喉道、片状喉道或者管束状喉道构成，且喉道类型单一(图6a)。偏粗单峰型喉道峰值分布于0.2952～1.211μm，平均为0.6391μm，样品所对应分析的孔隙度平均为23.3%，渗透率平均为8.55×10－3μm2;该类样品主要以孔隙缩小型喉道、管束状喉道或者网络状喉道构成，喉道类型也相对单一(图6b);另外通过对比偏细单峰型和偏粗单峰型的喉道分布特征及镜下观察情况，偏细单峰型喉道分布的峰值频率高于偏粗单峰型，而偏粗单峰型喉道的峰值分布区间的宽度要大于偏细单峰型;偏粗单峰型喉道的这种特征主要与溶蚀作用对喉道改造不均有关，溶蚀作用改造总体造成了喉道的偏粗，但喉道半径大小不均，而偏细单峰型的样品中偏细喉道的分布相对均一。偏细双峰型的喉道分布相对较少，前峰值小于0.08μm，平均值为0.0298μm，后峰值小于0.6μm，平均值为0.3048μm;该类型样品物性条件相对较差，平均孔隙度为13.7%，平均渗透率为0.09×10－3μm2;铸体薄片上统计喉道类型主要为孔隙缩小型喉道、片状喉道和管束状喉道，喉道分布曲线上的前峰值区间主要以片状喉道或者狭窄的管束状喉道为主，后峰值区间主要以孔隙缩小型喉道和管束状喉道为主(图6c)。偏粗双峰型主要以相对大吼道为主，喉道分布曲线上的前峰值一般大于0.3μm，平均值为0.9849μm，后峰值大于 1.211μm，平均值为 4.4647μm;对应样品实测孔隙度平均值为23.6%，渗透率为14.4×10－3μm2;该内样品喉道类型多样，几种主要的喉道类型均能见到，其中网络状喉道类型是该类样品中最为重要的一种喉道类型(图6d)。多峰型喉道的分布中，喉道峰值一般为3～4个，且喉道分布相对较宽的峰值区间一般偏细，该类样品对应的物性一般也相对较差，孔隙度为15.7%，渗透率为2.92×10－3μm2，喉道类型多样，偏细喉道所占比例居多(图6e)。

从上述对研究区中-下白垩统碳酸盐岩储层喉道的分布特征的总结来看，储层的孔隙结构存在多样性，且对储层的储渗条件影响明显，关于影响孔隙结构的主要影响因素及成因以及不同类型的孔隙结构对储层储渗条件的影响下文将加以阐述。

图6 艾哈代布油田中-下白垩统碳酸盐岩储层喉道半径分布图(据81个压汞数据)(a)-偏细单峰分布型;(b)-偏粗单峰分布型;(c)-偏细双峰型;(d)-偏粗双峰型;(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 孔隙结构类型

艾哈代布油田中-下白垩统碳酸盐岩储层时代较新，储层孔隙结构主要受沉积环境、岩石组构以及在准同生期、表生期、埋藏成岩期的改造作用共同控制，造成储层孔隙类型多、组合方式复杂、孔渗关系较差、压汞曲线类型混杂等特点;因而很难将储层孔隙结构的差异性通过物性参数或者孔隙结构参数中的单一参数进行划分。文中通过对储层孔隙空间类型和组合方式的划分以及对1194件物性数据和81件压汞资料的分析，将储层的孔隙结构类型划分为四类，即高孔中渗细喉型、中高孔低渗细喉型、中高孔特低渗微喉型、低孔特低渗极微喉型(表1、图7)。

表1 孔隙结构类型划分Table 1 The pore structure type classification of the carbonate reservoirs

图7 艾哈代布油田中-下白垩统碳酸盐岩储层典型毛管压力曲线类型及特征(据81个压汞数据)(a)-高孔中渗细喉型;(b)-中高孔低渗细喉型;(c)-中高孔特低渗微喉型;(d)-低孔特低渗极微喉型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)

高孔中渗细喉型是孔隙结构相对最好的一类储层，其物性较好，孔隙度大于20%，渗透率大于20×10－3μm2;孔隙结构参数中孔喉半径均值大于0.3μm，排驱压力小于0.3MPa，分选系数大于3.5，变异系数大于0.3(表1、图7a)。孔隙及喉道类型多且组合复杂，尤其以铸模孔、粒间孔在溶蚀作用下形成的溶蚀性孔喉为主，网络状喉道类型发育，溶蚀作用改造的孔喉尺度大小不一(图3h)，因而形成了孔喉分选相对差、孔喉半径均值大、排驱压力低的特征;另外变异系数为四种类型中最高，反映了其相对大孔喉较多、分选相对差，但孔隙结构相对最好的一类储层。

中高孔低渗细喉型储层孔隙度大于15%，渗透率1～20×10－3μm2;孔喉半径均值大于 0.3μm，排驱压力为 0.3 ～0.5MPa，分选系数一般为2.2～3.5，变异系数为0.2～0.3。这种类型相对高孔中渗细喉型来看，孔隙度和喉道半径均值差异不大，排驱压力略高;而渗透率明显降低，分选性变好，变异系数降低，孔隙结构差于高孔中渗细喉型(表1、图7b)。该类储层以多种类型的孔隙和喉道组合为主，尤其是以溶蚀性的孔喉为主(图3f);因此溶蚀作用仍是造成孔喉增大、分选变差、物性相对变好的关键。

中高孔特低渗微喉型储层孔隙度为15% ～25%，渗透率小于1×10－3μm2;孔喉半径均值 0.1～0.3μm，排驱压力为0.5～2.5MPa，分选系数一般为2.2～2.8，变异系数为0.15～0.2(图7c)。这是该区储层中比较特殊的一种类型，具有较高孔隙度，但渗透率极低，孔隙之间连通性差的特征;这种孔隙结构在以生物体腔孔为主，后期溶蚀改造较弱的孔隙空间中尤其典型(图7d)。

低孔特低渗极微喉型孔隙度小于15%，渗透率小于1×10－3μm2;孔喉半径均值小于0.1μm，排驱压力大于2.5MPa，分选系数小于2.2，变异系数小于0.15(表1、图7d)。低孔特低渗极微喉型储层具有物性差、极微小孔喉、高排驱压力、分选相对最好、变异系数最低的特征，为粒泥灰岩等典型孔隙结构类型。

综合上述四种类型孔隙结构的特征可以看出，相邻类型的储层在毛管压力曲线的部分段上具有一些相似性，从而造成了毛管压力曲线差异的不明显，但通过组合孔喉半径均值、排驱压力、分选系数和变异系数几个孔隙结构特征参数可以较为明确的对储层孔隙结构类型进行划分;并且通过比较认为物性条件和孔隙结构越好的储层孔喉半径越大、排驱压力越小、变异系数越高，并且具有孔喉分选性变差的趋势。通过对物性数据、微观描述以及压汞资料的统计认为艾哈代布油田中-下白垩统碳酸盐岩储层主要以中高孔低渗细喉型和中高孔特低渗微喉型两种类型储层为主。

4 孔隙结构差异的主控因素及成因

4.1 岩石组构的控制作用

本文所关注的几套储层目前仍处于中-浅埋藏阶段，沉积地层相对较新，构造相对稳定，储层所经历的成岩演化作用和构造活动还未完全改变原始沉积环境下形成的孔喉空间面貌;储层的孔喉空间仍是以原生孔喉空间为基础，并在沉积期后的埋藏过程中的成岩演化和构造抬升短暂的表生岩溶作用下的结果;因此岩石的组构是造成储层孔隙结构差异的一个重要影响因素。该套储层主要以生屑滩、砂屑滩及局部的滩间沉积为主，岩石中碎屑、颗粒种类较多，因此岩石类型及组成复杂;文中主要选择了生屑藻灰岩、生屑砂屑灰岩、生屑灰岩(因生物颗粒及碎屑较杂，故作为一类典型岩性统计)、棘屑灰岩、抱球虫灰岩、泥晶灰岩和云质灰岩7种不同的岩性作为统计研究。

通过统计，不同岩性对储层孔隙结构及类型具有较强的控制作用，统计表明生屑藻灰岩和生屑砂屑灰岩物性条件相对好，均主要分布在高孔中渗细喉型和中高孔低渗细喉型区域，其中高孔中渗细喉型又以生屑砂屑灰岩的分布更为集中;生屑灰岩主要分布在中高孔低渗细喉型区域;棘屑灰岩的分布以在中高孔低渗细喉型区为主，但随着灰泥含量增加以及棘皮的共轴增生作用(图3f)使储层孔隙结构变差，成为低孔特低渗极微喉型储层;抱球虫灰岩虽然铸模孔发育，孔隙度高，但因生物个体微小，孔隙半径小，且相互连通性差，因此往往具有中高孔、特低渗特征，因此该类储层主要分布在中高孔特低渗微喉型区;泥晶灰岩各种颗粒含量一般小于10%，以灰泥为主，孔隙结构相对差，主要位于低孔特低渗极微喉型区;云质灰岩主要为在滩间和部分低能滩的基质中或者溶孔、溶洞中零星分布的粉晶白云石而构成(图3k)，该类储层孔隙结构类型主要分布在中高孔低渗细喉型、中高孔特低渗微喉型和低孔特低渗极微喉型区结合区域(图8)。另外统计还表明在各类岩性中随着灰泥含量的增加其孔隙结构具有从高孔中渗细喉型向低孔特低渗极微喉型由好向差的变化趋势，因此岩石中颗粒的类型以及(颗粒/灰泥)比值是控制储层孔隙结构特征及类型的重要影响因素(图8)。

图8 不同岩性对应孔隙结构类型及孔渗分布特征Fig.8 The pore structure and distribution of porosity and permeability with different lithology types

对上述不同岩性毛管压力曲线测试所反映的平均孔隙结构参数特征的对比也反映了岩性对孔隙结构的影响作用。孔喉半径均值以藻屑灰岩最高，为0.47μm，其次为砂屑灰岩和生屑灰岩，分别为0.39μm和0.31μm，抱球虫灰岩和棘屑灰岩相对较低，分别为0.27μm和0.2μm，泥晶灰岩最低，为0.06μm;排驱压力以砂屑灰岩最低，为0.28MPa，其次为生屑灰岩和藻屑灰岩，分别为0.33MPa、0.36MPa，棘屑灰岩和抱球虫灰岩相对较高，分别为0.45MPa和0.48MPa，泥晶灰岩最高，为1.367MPa;孔喉的分选性以泥晶灰岩、抱球虫灰岩相对好，分选系数分别为2.48、2.41，棘屑灰岩、藻屑灰岩和砂屑灰岩分选性相对差，分选系数分别为2.86、2.9和3.1;变异系数一般与孔隙结构好坏成正相关，砂屑灰岩变异系数最高，为0.27，其次为藻屑灰岩、生屑灰岩和棘屑灰岩，均为0.22左右，抱球虫灰岩和泥晶灰岩相对最低，为0.18左右(图9)。依据孔隙结构参数特征的对比，砂屑灰岩孔隙结构最好，其次依次为藻屑灰岩、生屑灰岩、棘屑灰岩，抱球虫灰岩和泥晶灰岩孔隙结构最差。

图9 不同岩性对应孔隙结构参数特征Fig.9 The pore structure parameter characteristics with different lithology types

图10 溶蚀面孔率与渗透率及孔隙结构参数关系(据蓝色铸体薄片统计)(a)-溶蚀面孔率与渗透率关系;(b)-溶蚀面孔率与孔喉半径均值关系;(c)-溶蚀面孔率与排驱压力关系;(d)-溶蚀面孔率与孔喉分选系数关系Fig.10 The dissolution plane porosity and permeability and pore structure parameter characteristics relations(according to casting thin)

4.2 溶蚀作用的控制作用

前文对储层孔隙空间类型的分析中已谈到，溶蚀性孔隙在总孔隙空间中占重要比例，同时溶蚀作用起到了扩大、溶通孔喉的作用，对孔隙结构的改造起到了重要作用。通过对溶蚀性孔隙的面孔率与渗透率及孔隙结构参数进行了统计，其中溶蚀面孔率与渗透率、孔吼半径均值和分选系数具有一定的正相关关系，而与排驱压力具有负相关关系，表明了溶蚀面孔率越高，渗透率越大、孔喉半径越大、排驱压力越小，而孔喉的分选相对变差的关系(图10);这与前文中的定性分析也具有一致性的认识。针对中东地区该套储层的溶蚀改造作用，可能的情况一是储层沉积后在同生期或者准同生期由大气淡水与海水的混合对其溶蚀所致;二是在埋藏期间，由于烃源岩演化排烃所带的有机酸进入储层并对其进行溶蚀所致;三是该区先后几次的构造抬升使储层接近暴露面而遭受了表生期的岩溶改造作用所致。

针对所谈及的艾哈代布油田，本文也结合前面的认识，有目的地对充填物及全岩进行了同位素分析的比较、对不整合面下不同位置岩石结构的阴极发光分析进行了对比以及研究了不整合面对储层物性的控制作用等，来加深对该套储层溶蚀作用的认识和定位。

AD13井Mauddud组顶不整合面以下各项资料的对比表明(图11):①不整合面以下储层孔隙度和渗透率的变化不受不整合面的控制，靠近不整合面仍存在中高孔特低渗微喉型，远离不整合面也存在中高孔低渗微喉型储层，不存在明显的对应性，表明了表生期的岩溶作用未能改变储层孔隙结构的整体变化趋势;②通过不整合面以下不同位置取样的阴极发光片的来看，存在自不整合面向下充填物发光减弱的趋势，表明了淡水作用强弱的变化;③早期形成的铸模孔、溶蚀孔等都以选择性溶蚀为主，而表生期溶蚀具有在早期溶蚀性孔隙基础上的选择性和非选择性溶蚀特征，如非选择性溶孔、溶缝等。根据AD12井Mishrif组和AD13井Rumaila组溶蚀孔洞中充填方解石及附近全岩碳氧稳定同位素的分析(表2)，溶蚀孔洞中充填方解石及其全岩的 C13为2.2‰～2.86‰，平均值为2.56‰，差异不大;但全岩O18为－4.34‰～－3.32‰，平均值为－3.81‰，而溶蚀孔洞中充填方解石的O18为－6.84‰～ －5.64‰，平均值为 －6.31‰，相对全岩的明显偏负;方解石的氧同位素组成受温度、流体矿化度等控制(刘文斌，1993;郭宏莉和王大锐，1999)，而本次取样是以溶蚀孔洞内早期方解石充填物及基质进行采样分析的，样品取样位置及形成时间相近，因此温度作用条件相近，因此认为溶蚀孔洞内方解石充填物氧同位素组成相对全岩明显偏负表明了其在水岩作用环境中是存在淡水作用的参与。

表2 方解石充填物及全岩碳氧稳定同位素分析结果Table 2 The calcite filling and whole rock oxygen stable isotope analysis results

因此综合上述分析测试资料的分析认为同生期或者准同生期在大气淡水和海水混合作用下对储层有选择性的溶蚀形成的粒间溶孔、铸模孔、粒内溶孔等溶蚀孔隙构成了储层孔喉空间的基础，决定了储层孔喉结构的差异及类型;而后期构造抬升暴露的表生岩溶作用是对先期所形成孔喉结构的改造，其改造程度还未完全改变先期孔喉面貌，未能起到控制储层孔喉结构的差异及类型的作用，这可能与岩溶作用时间相对短暂有关。

4.3 其它成岩作用的影响

其它岩溶作用对该套储层孔隙结构具有一定的影响，但不是决定孔隙结构类型差异性的主要因素。如压实作用虽然在研究区各储层段中表现不太一致，但总体较弱;大多数颗粒灰岩的颗粒间呈点接触，甚至漂浮状，线接触较少(图3c)，生屑的沉积形态保存也相对完好，错断、变形等压实特征不明显(图3i)。储层中的胶结作用主要为马牙状、粒状方解石等厚环边分布(图3a)，局部可见到世代胶结物，但胶结作用往往是伴随溶蚀作用进行的，而在该套储层中溶蚀作用对储层孔喉结构的控制作用强，也使得胶结作用对储层孔喉结构的差异性的控制相对较弱。另外新生变形作用、泥晶化作用、重结晶作用等在储层中都有见到，但都不能控制储层孔喉结构的差异性。

5 结论

(1)艾哈代布油田中-下白垩统碳酸盐岩储层因岩石组构复杂，曾经历了中-浅埋藏期成岩演化及多期表生岩溶作用的改造，其孔隙类型主要由原生粒间孔、生物体腔孔及次生的粒间溶孔、铸模孔、粒内溶孔和晶间孔等构成，其中溶蚀性孔隙为最重要的孔隙类型;喉道主要有孔隙缩小型喉道、片状喉道、管束状喉道、网络状喉道四类，其中网络状喉道是常见的一种特殊类型，往往是形成相对高渗储层的重要因素。

(2)喉道类型及分布特征的多样化是造成孔隙结构差异的根本，薄片及压汞分析资料将喉道的分布分为偏细单峰型、偏粗单峰型、偏细双峰型、偏粗双峰型及多峰型五类。偏细单峰分布型以单一的孔隙缩小型喉道、片状喉道或管束状喉道构成;偏粗单峰型以单一的且经过溶蚀改造后喉道大小分选相对较差的孔隙缩小型喉道、管束状喉道或者网络状喉道构成;偏细双峰型由偏细的片状喉道和狭窄管束状喉道和略粗的孔隙缩小型喉道和管束状喉道为主，总体形成偏细双峰分布特征;偏粗双峰型由溶蚀改造过的偏粗喉道构成偏粗双峰分布特征，其中网络状喉道类型为该种分布中的常见类型;多峰型分布喉道分选最差，喉道粗细不一，分布呈多峰特征。

(3)储层的孔隙结构类型可以通过组合孔隙度、渗透率及孔隙结构参数中的孔喉半径均值、排驱压力、分选系数和变异系数将其划分为高孔中渗细喉型、高孔低渗细喉型、中高孔特低渗微喉型、低孔特低渗极微喉型四类，孔隙结构类型越好储层孔喉半径越大、排驱压力越小、变异系数越高，但孔喉的分选性相对变差;艾哈代布油田中-下白垩统碳酸盐岩储层主要以中高孔低渗细喉型和中高孔特低渗微喉型两种类型储层为主。

(4)造成储层孔隙结构差异性的主要因素为岩石组构、同生期或准同生期的溶蚀作用，而表生岩溶具有一定的改造作用，其它成岩作用影响相对较弱;储层孔喉结构是以沉积形成的原生孔隙受同生期或准同生期溶蚀改造为基础，并在后期表生岩溶作用下改造而成;先期溶蚀作用以选择性溶蚀为主，受岩石组构所控制，而后期溶蚀兼有选择性溶蚀和非选择性溶蚀，受先期形成的孔喉空间及结构所控制。

图11 抬升暴露表生期溶蚀作用对储层孔喉的改造影响作用(据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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