伊拉克艾哈代布油田白垩系生物铸模孔及体腔孔发育的灰岩储层特征及成因分析*

周文 郭睿 伏美燕 陈文玲 赵丽敏 黄婷婷 谢润成

1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室成都理工大学，成都 610059

2.中石油勘探开发研究院，北京 100083

3.中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院，成都 610213

1 引言

在中国陆上海相碳酸盐岩储层除青藏地区外均分布在中生界-古生界老地层中，新生界地层中的碳酸盐岩储层所占比例较小，仅分布在沿海新生代盆地中，例如南海珠江口盆地的新第三系碳酸盐岩储层(古莉等，2012)，东部断陷盆地(如渤海湾盆地)的生物礁滩相储层(吴仁龙，1993)。而在中东地区，白垩系灰岩地层中孔隙型灰岩储层所占比例较大(Aqrawiet al.，2010a)，是伊拉克地区最重要的油气产层之一。白垩纪时期伊拉克地区处于新特提斯洋的被动大陆边缘，沉积了台地相的厚层生物碎屑灰岩(Aqrawiet al.，1998)，不同时期的代表性生物种属不同。Mishrif组沉积期厚壳蛤占优势(Aqrawiet al.，2010b)，Mauddud组沉积期圆笠虫占优势(Sadooni and Alsharhan，2003)。

由不同生物碎屑和藻砂屑为主要颗粒的颗粒灰岩、泥粒灰岩，以及由生物碎屑和泥晶基质构成的粒泥灰岩，以及由浮游有孔虫和泥晶基质构成的粒泥灰岩均具有较高的孔隙度，其中相对静水环境下形成的以浮游、底栖有孔虫、生物碎屑等体腔孔、骨架孔、铸模孔为主的孔隙型灰岩储层是中东地区新生界地层中最为特殊的油气储集层，前人对这类储层特征的研究较少。

本次研究拟利用岩心观察、铸体薄片鉴定、扫描电镜和碳氧同位素的分析，从岩石学特征、沉积环境、成岩变化和储集空间组合类型几个方面对伊拉克中部艾哈代布油田白垩系这类孔隙型灰岩的特征开展研究，并对成因进行分析，用于指导该油田的开发。

2 地质背景

艾哈代布油田位于波斯湾盆地东部不稳定陆架区的美索不达米亚盆地幼发拉底次带的中北部(图1)，距伊拉克首都巴格达东南部180km处。波斯湾盆地自寒武纪以来长期处于古冈瓦纳大陆的北缘，北东方向为古特提斯海。该地区中新生代地层处于阿尔卑斯构造旋回中。二叠纪末期是早阿尔卑斯构造旋回开始，美索不达米亚带构造沉降幅度较大，接受了较厚的碳酸盐岩沉积。白垩纪美索不达米亚地区以浅海陆架碳酸盐岩沉积为主。白垩纪末期发生拉拉米构造活动，形成一个广泛的区域性不整合面，代表了晚阿尔卑斯构造旋回的开始(Aqrawiet al.，2010a)。整个白垩纪，美索不达米亚盆地的构造活动较弱，处于构造平缓期，为大规模生物碎屑灰岩的沉积奠定了基础。随着中新世扎格罗斯造山运动的开始，强烈的挤压作用在美索不达米亚地区产生了雁列式的NW-SE走向背斜构造，其中包括了艾哈代布背斜。艾哈代布背斜轴向NW，长轴近50余千米、短轴15～25km，闭合面积近150km2。资料井近15口，2012年完钻水平开发井近30余口(图1)。

艾哈代布油田的主要产油层位包括中白垩统Khasib组、Mishrif组、Rumaila组和Mauddud组，发育颗粒灰岩、泥粒灰岩、粒泥灰岩、泥晶灰岩、泥灰岩及少量的薄层灰质泥岩及极薄的云质灰岩(图2)。前人对伊拉克美索不达米亚地区的Khasib组、Mishrif组和Mauddud组的沉积相进行了一定研究(Al-Qayim， 2010;Aqrawietal.， 2010b;Sadooniand Alsharhan，2003)，认为中白垩世发育具有生物建隆的镶边碳酸盐台地，而晚白垩世发育前陆盆地远端边缘的碳酸盐缓坡。艾哈代布油田中上白垩统灰岩储层均发育在碳酸盐台地、缓坡相带内。岩性有颗粒灰岩，包括生物灰岩、生屑灰岩、砂屑灰岩及少量的鲕粒灰岩，分布在Khasib组顶部、Mishrif组和Rumaila组中部的台内滩相环境中;泥粒灰岩和粒泥灰岩，各层位均有，存在于局限台地、开阔台地的台内滩、滩间凹地、台坪、缓坡等相中;泥晶灰岩和泥灰岩，所发育的沉积相以缓坡和台内洼地为主，泥岩主要发育在缓坡相。纵向上的沉积演化结构表明，该地区海平面升降的旋回性较强，在海平面较低的时期发育台内滩相及缓坡相的颗粒灰岩、泥粒灰岩、粒泥灰岩和泥(晶)灰岩，而在海平面较高时发育在(外)缓坡及台内洼地泥晶灰岩、粒泥灰岩(图2)。

3 样品与方法

本次研究的样品采集于艾哈代布油田AD12井、AD13井和AD8井三口取芯井，包含了 Mauddud组、Rumaila组、Mishrif组和Khasib组，测试分析均在油气藏地质及开发工程国家重点实验室完成。铸体薄片采用茜素红染色法，并用徕卡DM4500p显微镜进行了观察和照相，主要观察储层岩石的微观结构，确定岩石类型、生物类型及特征、测定孔隙类型。孔隙结构(压汞)测定采用实验室自行研制的地层条件下储层物性联测系统，扫描电镜观察所使用的仪器为Quanta 450FEG场发射环境扫描电镜，仪器为CITL公司的阴极发光仪和徕卡DM4500p显微镜。孔隙度和渗透率的测定均采用气体法测定。

图1 伊拉克中部艾哈代布油田位置及构造井位图(据Sadooni et al.，2003修改)Fig.1 The location and well location of the AHDEB oilfield in central Iraq(modified after Sadooni et al.，2003)

4 生物铸模孔及体腔孔发育的储层特征

4.1 岩石学特征

按照Dunham的碳酸盐岩分类标准(Dunham，1962)，艾哈代布油田白垩系岩石类型划分为颗粒灰岩、泥粒灰岩、粒泥灰岩和泥(晶)灰岩。其中泥粒灰岩、粒泥灰岩和泥晶灰岩中均见有生物铸模孔及体腔孔发育的灰岩储层。生物颗粒比较完整，主要生物种类包括棘皮类、底栖有孔虫(圆笠虫、小粟虫、双列有孔虫等)、绿藻类(仙掌藻和粗枝藻为主)和浮游有孔虫(图3)。浮游有孔虫粒泥灰岩在研究区Khasib组中部分布稳定。

泥粒灰岩和粒泥灰岩填隙物均为灰泥，泥粒灰岩为颗粒支撑，颗粒含量高于粒泥灰岩。泥粒灰岩中见有绿藻泥粒灰岩、棘皮泥粒灰岩和圆笠虫泥粒灰岩等。泥粒灰岩主要包括生(物)屑及生(物)屑砂屑泥粒灰岩(图3a，b，d)。

粒泥灰岩，具有灰泥支撑结构，其中的生物种类较多，包含绿藻、底栖有孔虫、双壳类和较多浮游有孔虫，主要有生(物)屑粒泥灰岩和浮游有孔虫粒泥灰岩(图3f，g)。

泥晶灰岩，主要为相对低能环境下形成，见有浮游有孔虫和少量生物碎屑，这些碎屑可能为风暴作用下再沉积颗粒(图3c)。

4.2 孔隙类型及组合类型

根据铸体薄片观察，发育主要三类孔隙，形成两类孔隙组合类型。孔隙类型包括:生物铸模孔(代号为Pz)(图3ad)，主要见有棘皮、双壳、绿藻、苔藓虫类等生物碎屑经过溶Pf)(图 3h)。

图2 艾哈代布油田中上白垩统地层综合柱状图Fig.2 Stratigraphic column of Upper Cretaceous in the AHDEB oilfiled

这类储层的储集空间十分特殊，三类孔隙组合成两种组合类型，即铸模孔+晶间(微)孔及体腔孔+晶间(微)孔组合。构成大孔隙(铸模孔及体腔孔，孔隙直径主要在0.05～2.0mm之间)与细喉道(晶间隙，直径主要分布在0.08～5.0μm之间)组合的孔隙结构类型。

图3 艾哈代布油田中白垩统生物铸模孔及体腔孔发育特征显微照片(a)-AD13井Rumaila组Ru2a段，2927.68m，棘皮双壳生屑泥晶灰岩，棘皮双壳类铸模孔发育，部分充填方解石，铸体薄片(－);(b)-AD12井Mishrif组Mi4段，2803.52m，生屑泥晶灰岩绿藻、双壳类铸模孔发育，铸体薄片(－);(c)-AD13井Khasib组Kh2段，2651.68m，生物粉屑泥晶灰岩，苔藓虫、绿藻铸模孔发育，铸体薄片(－);(d)-AD13井Khasib组Kh2段，2622.62m，泥晶绿藻灰岩，绿藻等铸模孔发育，铸体薄片(－);(e)-AD13井Mauddud组Ma1段，3086.4m，圆笠虫云质灰岩，圆笠虫体腔孔发育，铸体薄片(－);(f)-AD13井Khasib组Kh2段，2631.00m，泥晶生屑灰岩，抱球虫体腔孔发育，铸体薄片(－);(g)-AD8井Khasib组Kh2段，2658.74m，浮游有孔虫粒泥灰岩，有孔虫体腔孔发育，铸体薄片(－);(h)-AD8井Khasib组Kh2段，2649.13m，扫描电镜，泥晶生物灰岩，有孔虫生物体腔孔及晶间微孔形貌Fig.3 The thin section photos of main types of limestone of Upper Cretaceous in the AHDEB oilfiled

4.3 物性特征及孔隙结构特征

与我国常见的不整合面控制下的低孔渗碳酸盐岩储层相比(周文等，2011)，伊拉克地区白垩系灰岩具有年代较新，埋藏较浅，构造活动较弱，成岩改造不显著的特点。艾哈代布油田中白垩统生物铸模孔和体腔孔发育的灰岩储层具有中高孔低渗的特点，各岩类的平均孔隙度在14.65%～25.9%之间，平均渗透率1.3×10－3～9.58×10－3μm2之间，即使泥晶灰岩类的平均孔隙度都可达20%以上，但平均渗透率小于2×10－3μm2(表1)。据报道其它生物碎屑及砂屑、粒屑发育的储层物性更好，如厚壳蛤碎屑灰岩和厚壳蛤砂屑颗粒灰岩，孔隙度大于20%，渗透率在100×10－3～1000×10－3μm2之间(Aqrawiet al.，1998)。艾哈代布油田中白垩统Rumaila组厚壳蛤颗粒灰岩，平均孔隙度21.12%，平均渗透率可达182.21×10－3μm2。因此，艾哈代布油田中白垩统颗粒灰岩类属于中高孔中高渗型储层，泥粒灰岩及粒泥灰岩中生物铸模孔及体腔孔发育的灰岩储层属于中-高孔低渗型储层，泥灰岩孔渗低，属于非储层(图5)。

图4 艾哈代布油田中白垩统体腔孔层发育层位统计Fig.4 Statistics of the body cavity hole development layers in cretaceous limestone in the AHDEB oilfield

从艾哈代布油田中白垩统81个岩石样品的压汞资料测试结果可以划分出两类曲线，反映出两大类孔隙结构特征(图6)。根据孔隙直径的分布将孔隙分为三类:大孔(直径0.1～0.4mm，以粒间溶孔和铸模孔为主)，中孔(直径0.05～0.1mm，粒内溶孔和体腔孔为主)，微孔(直径 0.01～0.05mm，晶间孔/晶间溶孔为主)。

第一类组合是以各种滩相相关的灰岩(包括:藻屑滩、砂屑滩、生屑滩、厚壳蛤生屑滩)，储层孔隙结构相对是比较好的(图6a)，压汞曲线显示出明显的偏低台阶，表明孔喉分选好，孔喉分布偏粗，主要在0.147～9.414μm之间，反映出以粒间、粒内溶孔为主的储层特征。按岩性可以细分为厚壳蛤颗粒灰岩和生屑砂屑颗粒灰岩，以粒间孔/粒间溶孔为主，少量非组构选择性溶孔和洞，构成大孔组合，孔隙度和渗透率均较高，渗透率 ＞20×10－3μm2;生屑灰岩，发育粒间溶孔、粒内溶孔(含铸模孔)、晶间溶孔，孔隙间连通性好，并发育少量非组构选择性溶孔，构成大孔中孔组合，孔隙度高而渗透率稍低，渗透率约10 ×10－3～30 ×10－3μm2。

图5 艾哈代布油田中白垩统不同岩石类型平均物性参数分布Fig.5 The average physical property of different types of rock of Upper Cretaceous in the AHDEB oilfiled

第二类组合是以滩间或缓坡相灰坪沉积为主的灰岩，储层孔隙结构相对第一类变差，表现在突破压力和中值压力变高(曲线台阶变高)，孔喉主要分布在0.147～2.47μm之间(图6b)，＜0.14μm的孔喉比例也显著增加。按岩性可以细分为生屑泥粒灰岩和生屑砂屑泥粒灰岩，发育粒内溶孔(包括藻模孔和壳模孔)、部分粒间溶孔、晶间孔、晶间溶孔也较发育，构成大孔微孔的组合，孔隙度高而渗透率较低，渗透率大约为10×10－3μm2;生屑粒泥灰岩，具有更细的结构，发育粒内溶孔(包括较少的藻模孔、壳模孔)和有孔虫体腔孔，以及晶间孔和晶间溶孔，微孔比例增大，为中孔微孔的组合，渗透率2×10－3～10×10－3μm2;浮游有孔虫粒泥灰岩，孔隙类型以体腔孔和晶间孔/晶间溶孔为主，为中孔微孔组合，渗透率低，一般 ＜2 ×10－3μm2。

表1 艾哈代布油田中白垩统生物铸模孔和体腔孔发育的岩石物性特征统计Table 1 The physical property of different types of rock of Upper Cretaceous in AHDEB oilfiled

图6 艾哈代布油田中白垩统两类储层典型毛细管压力曲线及孔喉分布图Fig.6 The pore structure and distribution of porosity and permeability with different lithology types

图7 艾哈代布油田中白垩统不同沉积微相的物性参数分布Fig.7 The distribution of physical property parameter of different microfacies

5 生物铸模孔及体腔孔的成因分析

5.1 沉积环境的控制

中东地区所处的古冈瓦纳大陆白垩纪处于温暖潮湿的低纬度地区，阳光充足，海水循环好，水体含氧量高，导致生物的大量繁殖，为生屑碎屑灰岩的沉积提供了物质前提条件(Davieset al.，2002)。当二叠纪构造运动停止后，美索不达米亚盆地地区发育为一个构造稳定的被动大陆边缘(Searleet al.，2004;Bordenave and Hegre，2005)。艾哈代布油田中白垩世的碳酸盐台地沉积特征明显，以台内滩为沉积主体，厚度比例可达75%。中白垩统顶、底发育两个区域性不整合面，内部存在两个地区性不整合面，分别位于Mauddud组和Mishrif组顶面。在每个区域性不整合面之上均发育碳酸盐缓坡泥灰岩沉积，在台地相环境中存在滩相和滩间等沉积(图2)。在短期构造运动和海平面变化控制下伊拉克中南部台内洼地周期性发育(Loosveldet al.，1996;Razinet al.，2010)。因此，中白垩统的沉积演化结构为碳酸盐缓坡-局限台地(台坪和台内滩)-开阔台地(台内滩)。

艾哈代布油田中白垩统灰岩储层的孔隙发育类型及储层物性明显受沉积相控制。根据对不同沉积亚相物性参数的统计，台内滩亚相的颗粒灰岩或泥粒灰岩等孔隙度和渗透率均高于台坪、内缓坡和滩间凹地生物(屑)粒泥灰岩(图7)。其中生物铸模孔发育的灰岩主要分布在滩间凹地及台坪沉积环境中，少量见于砂屑、生屑滩，体腔孔发育的灰岩储层也主要发育在滩间凹地及台坪沉积环境中，部分见于内缓坡，少量见于台内洼地(图7)。

沉积环境对孔隙类型和分布控制，主要表现在三个方面:

(1)不同沉积环境下的水动力条件不同，导致不同沉积微相的颗粒含量和被改造程度存在较大差异。颗粒含量和改造程度对储集物性存在直接影响。颗粒含量高且经过较强的波浪改造的生屑砂屑等颗粒灰岩的粒间孔发育，加上后期溶蚀作用改造，孔隙度及渗透率较高。例如，厚壳蛤砂屑滩的发育位置以及可能临近台缘的厚壳蛤生物礁，以厚壳蛤为主要颗粒的厚壳蛤颗粒灰岩发育粒间孔及粒间溶孔为主，孔隙度及渗透率在所有岩相中最高，平均孔隙度为21%左右，平均渗透率达182.21 ×10－3μm2。

(2)不同沉积水体，水深及波浪作用条件不同，阳光、供氧和盐度条件差异，生物种类和生物量的差异导致滩的类型不同，而具有不同的颗粒类型组合。生物铸模孔主要见于绿藻碎屑灰岩。藻屑滩沉积在较局限的环境，通常分布深度范围2～30m，耐盐度较宽，从超咸水到半咸水均可生长(Harris and Frost，2004)，在同生期的溶蚀作用下发育藻模孔为主，虽然具有较高的孔隙度24.6%，但渗透率远低于其它颗粒灰岩，平均值为 15.7 ×10－3μm2。

(3)滩间凹地及台坪等相对静水环境沉积物中浮游有孔虫丰度较高，及部分底栖有孔虫，有孔虫原生体腔孔的发育使孔隙度较高，平均在20% ～25%之间，因体腔孔为孤立孔隙，主要靠附近方解石晶间隙连通，导致渗透率低，平均值在1.52×10－3μm2左右。这类孔隙在滩间凹地沉积的浮游有孔虫粒泥灰岩中广泛发育，在泥粒灰岩和含生物泥晶灰岩中有一定的比例，但由于浮游有孔虫数量少，对孔隙度和渗透率的影响减小。浮游有孔虫营漂浮生活，在大部分海洋环境均有分布，但在不同环境的丰度不同，陆棚、陆坡至深海浮游类有孔虫的类型和数量依次增加(Harris and Frost，2004)。在水体搅动较强烈的滩相环境，浮游有孔虫所占比例远小于静水环境。因此，静水环境下浮游有孔虫房室内的组织器官在沉积期腐烂后形成的大量原生体腔孔是该类孔隙形成的主要原因。

5.2 成岩作用对孔隙的改造

虽然与我国时代老的碳酸盐储层相比，艾哈代布油田中白垩统储层的成岩改造较弱，沉积期形成的岩石结构能够基本保存，但是成岩改造对储层孔隙的形成也有重要作用，特别是对于生物铸模孔的形成起到了关键作用。艾哈代布油田中白垩世构造活动较弱，抬升暴露时间短，剥蚀量少(Harris and Frost，1984)，对储层孔隙形成影响最大的是同生期和表生期的溶蚀作用和胶结作用。同生期的混合水或淡水的淋滤是产生粒内溶孔或铸模孔的关键作用，同时还促进了新生变形作用的发生，使不稳定的文石和高镁方解石转化为低镁方解石，低镁方解石进一步重结晶而使晶间微孔广泛分布(吴熙纯等，2010)。

同生期是次生孔隙大量形成的第一阶段，此阶段主要形成粒内溶孔、铸模孔和晶间孔。对充填在铸模孔中的粒状方解石流体包裹体发育情况观察，均为单一液相包裹体(郭睿，未发表数据)，表明这一时期处于近地表环境。分析粒状方解石δ18O(PDB)范围为－6.78‰～－5.64‰ (PDB)(郭睿，未发表数据)，成岩流体具混合水的特征。因此，生物铸模孔的形成主要是同生期暴露溶蚀作用的结果。

6 认识

(1)伊拉克地区艾哈代布油田白垩系生物铸模孔及体腔孔发育的灰岩储层孔隙度普遍中到高，渗透低。生物铸模孔以绿藻铸模孔为主、部分生屑铸模孔，主要见于生物碎屑滩、藻屑滩的泥粒灰岩和粒泥灰岩中，平均孔隙度均在20% ～25%左右，渗透率一般在2×10－3～10×10－3μm2之间，属于中高孔-中低渗储层，为中大孔与中微孔构成的组合。体腔孔主要发育于相对静水条件下的滩间凹地及台坪相中，主要见有底栖及浮游有孔虫体腔孔，岩性以泥粒灰岩及含生物泥晶灰岩为主，平均孔隙度均在20% ～25%左右，渗透率一般小于2×10－3μm2，属于中高孔低渗储层，为中大孔与晶间小孔构成的组合。这两种孔隙发育的储层物性特征与颗粒灰岩具有明显差异，构成了中东地区特殊的一类碳酸盐岩储层。

(2)生物铸模孔及体腔孔灰岩储层发育受控于沉积环境和同生期溶蚀作用。滩间凹地、台坪等相对静水环境沉积物中有孔虫含量较高，原生的有孔虫体腔孔发育。藻屑滩沉积在较局限的环境，因同生期的暴露溶蚀作用，发育铸模孔，这两类孔隙分布相对“孤立”，主要靠晶间隙连通，渗透率低。

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