伊拉克X油田Mishrif组碳酸盐岩储层特征及控制因素

孙 婧 欧成华 王志松 黎孝奎 党 花 曹 亮

(1.西南石油大学石油工程学院， 成都 610500； 2.新疆油田， 新疆 克拉玛依 834000)

碳酸盐岩分布面积占全球沉积岩总面积的20%，所蕴藏的油气储量占世界总储量的52%，全球高达90%的油气储量发现于海相地层[1]。但由于沉积体系和后期成岩改造作用的多样性，海相碳酸盐岩储层特征十分复杂。为提供可靠的地质依据以指导油气的勘探开发，储层特征和主控因素则是不可缺少的研究内容。

研究区X油田位于伊拉克东南部、美索不达米亚平原的南部，其Mishrif组碳酸盐岩储层发育于中森诺曼阶 — 上森诺曼阶，岩性主要为大陆架灰岩，厚度约330 m，位于盆地灰岩层之上，其顶部与上层呈不整合接触，所在区域属于低角度褶皱变形的美索不达米亚带的南部(图1)[2]。

1 储层特征

1.1 岩石学特征

根据薄片观察统计，按岩石结构及成因分类，构成X油田Mishrif组E储层的主要岩石类型为亮晶砂屑灰岩(图2)、(泥晶)亮晶生屑灰岩、(含)生物碎屑泥晶灰岩和厚壳蛤骨架灰岩(图3)等。储层中颗粒含量通常大于50%，粒间孔隙以泥晶方解石胶结为主，局部有少量微晶及亮晶填隙物。

1.2 储集空间类型

根据X油田X- 1井、X- 22井岩心描述及薄片观察，该地区Mishrif组碳酸盐岩储层储集空间类型可分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝3大类，以次生孔隙为主。

图1 伊拉克地区区域构造平面图

图2 亮晶生屑-砂屑灰岩，见圆锥虫属(Orbitolinidae)、双壳类等完整的生物化石，X-1井(3 924.6 m)

图3 厚壳蛤骨架灰岩，骨架间充填一些亮晶方解石，生物骨架孔保留完好，X-1井(3 945.6 m)

(1)原生孔隙：主要发育在台地边缘生物礁相中的生物骨架孔和台地边缘浅滩相中的粒间孔(图2、图3)。Mishrif组G、D段顶部沉积时期，生物种类丰富，发育大量生物屑灰岩、厚壳蛤骨架岩和亮晶砂屑(生屑)灰岩，后期成岩作用对其造成一定的破坏，但仍有大量的原生孔隙被保留下来。

(2)次生孔隙：X油田Mishrif组次生孔隙主要为溶蚀孔(洞)(图4)，主要有生屑溶孔、粒间溶孔、粒内溶蚀孔和晶间溶孔。

图4 泥晶生屑灰岩，后期非选择溶蚀作用形成大量的生屑溶孔(洞)，大的溶洞直径达2～3 cm，X-22井(2 914 — 3 914 m井段)

(3)裂缝：从岩心中观察的微裂缝主要是构造缝和缝合线，沟通孔洞形成渗流网络系统(图5)，对油气运移和提高产能都有重要意义。

图5 泥晶灰岩，发育高角度裂缝，裂缝中饱含原油，X-22井(3 955 m)

1.3 孔隙结构

储层孔隙结构是指岩石的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及连通状况。储层的孔隙结构实质上是岩石的微观物理性质[3]。通过分析压汞曲线来研究孔隙结构。毛管压力曲线大多数为分选好的单峰较粗歪度，呈平缓的左凹平台状(图6)。

排驱压力分布范围为0.01～1.87 MPa，主要集中在0.02～0.10 MPa(图7)；中值压力分布范围0.053～5.020 MPa，主要集中在0.1～1.0 MPa，少数样品压力高达4 MPa以上(图8)，对应的中值半径主要集中在0～1 μm(图9)；最大进汞饱和度分布范围在56.6%～98.9%，主要集中在80%～99%(图10)。

图7 排驱压力分布直方图

图8 中值半径分布直方图

图9 中值压力分布直方图

图10 最大进汞饱和度分布直方图

1.4 物性特征

对研究区Mishirf组多口取心井的物性资料分析、统计表明，孔隙度分布范围在0.7%～28.1%，主要集中在12%～16%，平均为14.9%(图11)；渗透率分布范围在(0.1～2 017.3)×10-3μm2，主要集中在(1～10)×10-3μm2，平均为46.7×10-3μm2(图12)。分析统计表明，研究区碳酸盐岩储层为中高孔 — 中渗储层。

图11 Mishirf组岩心孔隙度分布直方图

图12 Mishirf组岩心渗透率分布直方图

渗透率随着孔隙度的增加而增加(图13)，孔隙度、渗透率的变化范围较大，非均质性较强。孔隙度小于10%时，渗透率仍大于0.1 μm2，再次证明X油田Mishrif组储层发育裂缝。

图13 Mishirf组孔 — 渗关系图

根据岩心分析的物性数据，统计出不同岩相的储层物性差异：颗粒灰岩、礁灰岩孔隙度较高，为有利储集岩，由于后期溶蚀作用生屑灰岩和泥晶灰岩中某些层段也具有较好的储集性；渗透率的差异性较大，主要是由于储层中局部发育裂缝(表1)。

表1 不同储集岩下的储层物性参数统计表

2 储层主控因素分析

沉积、成岩和构造三大地质因素控制着储层(除特殊性储层外)的形成和演化。其中，沉积作用和成岩作用是控制储层形成的基本因素，构造作用则是改造储层的重要因素[4-5]。

2.1 沉积作用

X油田Mishrif组原生孔隙主要为粒间孔、生物骨架孔和生物体腔孔等，主要发育在生物礁沉积环境下的生物骨架灰岩和高能浅滩(或生屑滩(内陆架))沉积环境下的颗粒灰岩中，在水体能量稍弱的开阔浅海沉积环境下的泥晶生屑灰岩中也发育大量的粒间孔，但由于沉积期的灰泥充填使得开阔浅海环境下的原生孔隙发育程度明显低于礁滩环境下的原生孔隙。

2.2 成岩作用

研究区经历的成岩作用类型较多，主要有压实压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、白云化作用、充填作用以及与生物活动有关的生物钻孔作用和生物泥晶化作用，其对储层演化的影响具有双重性：建设性和破坏性。其中，成岩作用对孔隙度的影响见表2。

表2 成岩作用对孔隙度的影响

压实作用使原生孔隙减少，而压溶形成的缝隙线成为流体运移的主要通道，改善了储集性能；胶结物主要呈环边胶结、马牙状胶结，这是大气淡水早期胶结作用的标志，早期胶结作用堵塞了原生孔隙，避免大气淡水的进入，避免了生屑等颗粒过早溶蚀，为晚期溶蚀孔、铸模孔的形成提供了条件，总体上对该区储层的演化是有利的；溶蚀作用主要发生在台地边缘生物礁和台地边缘浅滩环境中，形成各类溶蚀孔隙，改善了原生孔隙；两期充填作用减少了溶蚀孔、生物体腔孔和构造缝等，破坏了储层。

2.3 构造作用

X油田位于低角度褶皱变形的美索不达米亚带的南部，主要受到来自NW-SE向的挤压应力。由于碳酸盐岩易于改造，在应力的作用下，碳酸盐岩岩层发生弯曲，顶部呈拱形，在岩层的上部受到张力而形成拉张裂缝，在岩层的下部受到张力而形成压缩裂缝。Mishrif组观察到的裂缝主要是张性垂直裂缝，可以直接成为油气运移的通道，也可以先作为成岩流体的通道对储层进行改造，形成溶蚀孔，然后再成为油气储渗的空间和通道[8]。

3 结 论

X油田Mishrif组储层储集空间以溶蚀孔、生物骨架孔和粒间孔为主，局部发育裂缝。储层物性总体为中高孔 — 中渗，其中，生物骨架灰岩和颗粒(生屑、砂屑)灰岩物性较好，泥晶灰岩的物性相对较差，但裂缝对泥晶灰岩储层的渗透性起着重要的改善作用。

沉积作用是根本因素，台地边缘礁滩沉积环境控制了该区生物骨架孔和粒间孔等原生孔隙的发育。

成岩和构造作用是改造因素，早期胶结作用虽然破坏了原生孔隙，但避免了大气淡水的进入及生屑等颗粒过早的溶蚀，为晚期溶蚀孔、铸模孔的形成提供了条件，对储层演化具有建设性作用；台地边缘礁滩沉积环境中的溶蚀作用形成各类溶蚀孔隙，改善了储集性；低角度褶皱背景下，由于挤压应力产生的张性垂直裂缝可形成溶蚀孔，又可作为油气运移的通道，对该区储渗性能有重要影响。

沉积作用是内因，成岩作用和构造作用是外因，三大因素共同控制着碳酸盐岩储层的形成和演化。只有当这三大主控因素良好匹配时，才最有利于储层形成。

[1] 江怀友，宋新民，王元基，等.世界海相碳酸盐岩油气勘探开发现状与展望[J].海洋石油,2008，28(4):7.

[2] 薛峰.中东地区的构造发育史和构造格局[J].中国科技信息,2006(1A):56.

[3] 谢正温.陇东地区长6-8油层组沉积、储层特征及压裂地质研究[D].西安：西北大学，2004.

[4] 董兆雄.歧口凹陷沙一段湖相碳酸盐岩沉积相及储层精细研究[D].成都：西南石油大学,2007.

[5] 孙健.蜀南东部地区三叠系飞仙关组沉积相及有利储集相带预测[M].成都：西南石油大学出版社,2006.