伊拉克HF油田上白垩统碳酸盐缓坡相储层发育特征

黄茜，伏美燕，赵丽敏,2，周文，王昱翔

1.成都理工大学能源学院，成都 610059 2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083

0 引言

Ahr[1]于1973年首次提出了碳酸盐缓坡模式，之后Wright[2]又对该模式进行了完善和改进。目前普遍认为碳酸盐缓坡属于碳酸盐陆棚环境，为一发育小角度倾斜海底上的沉积作用面[2-4]，是一个由浅水高能带逐渐过渡到深水低能带乃至盆地的相对平缓的斜坡。Burchetteetal.[5]将碳酸盐缓坡环境细分为内缓坡、中缓坡、外缓坡和盆地。由于碳酸盐缓坡不发育浅水斜坡相，因此缺乏连续分布的生物礁相、灰泥丘或生物丘相[1,6]。在我国塔中隆起顺西地区良里塔格组、塔里木盆地西部蓬莱组、龙门山甘溪剖面土桥子组、川西地区中二叠统栖霞—茅口组、鄂西—湘西北地区栖霞组均发育碳酸盐缓坡相沉积[4,7-10]。中东美索不达米亚盆地侏罗纪—白垩纪也发育较多碳酸盐缓坡沉积，如伊拉克中部地区[11-12]和伊朗地区[13]。

本文以伊拉克HF油田上白垩统为例，以岩芯和地震资料为基础，结合薄片观察和物性资料，研究了上白垩统Hartha组的储层岩石学、沉积相和储层发育主控的因素，以加深对碳酸盐缓坡储层发育特征和分布规律的认识。

1 地质背景

HF油田位于美索不达米亚盆地南部前渊带内，是一个北西—南东向的背斜构造，是以生物碎屑碳酸盐岩为主的巨型油田[14-16]。HF油田位于伊拉克东南部，美索不达米亚盆地南部(图1)。美索不达米亚盆地可分为祖拜尔亚带、幼发拉底亚带和底格里斯亚带[17]。HF油田在构造上属于美索不达米亚盆地的幼发拉底亚带。至晚白垩世，阿尔卑斯运动所产生的褶皱作用已开始波及伊拉克东部的不稳定陆架区域。二叠纪末期以来，美索不达米亚盆地接受了较厚的以碳酸盐岩为主的台地相沉积[18]。这种浅海碳酸盐台地相环境存在碳酸盐缓坡与碳酸盐台地交互发育的特征，一直保持到晚白垩世[19]。上白垩统Hartha组的沉积开始于狭窄、蒸发的盆地，在晚白垩世随着盆地缓慢下沉而接受了主体沉积物，直到盆地变为深水环境开始沉积Shiranish组而结束。

Hartha组是伊拉克地区上坎帕阶—麦斯里希特阶的主要地层。Hartha组底部与下伏Sadi组为平行不整合接触，而顶部与上覆Shiranish组整合接触(图2)。Hartha组由两个三级层序组成，发育两个向上变浅旋回(图3)[18]。晚白垩世拉拉米运动导致Shiran-ish组的顶界发育区域性不整合面。伊拉克南部Hartha组沉积在碳酸盐缓坡，其中内缓坡相以较厚的碳酸盐岩加积为主，横向上过渡为外缓坡和盆地相[20-21]。Hartha组由含有机碎屑和海绿石的灰岩组成，夹多层灰色至绿色泥灰岩，并且普遍存在不同程度的白云石化[21]。伊拉克HF油田Hartha组仅发育一个三级层序，上部发育内缓坡的碳酸盐滩相颗粒灰岩和泥粒灰岩，下部发育外缓坡泥灰岩—含钙球粒泥灰岩。由此，Hartha组可分Hartha A和Hartha B两个小层，其中Hartha A层是HF油田的主要产油层位之一，厚度约15 m。

图1 HF油田地理位置图Fig.1 Location of HF oilfield

图2 中东地区上白垩统等时地层单元[20]Fig.2 Upper Cretaceous isochronous stratigraphic units in the Middle East[20]

图3 伊拉克中部地区Hartha组沉积序列图(据Aqrawi et al.[18]，有修改)Fig.3 Sedimentary sequence of Hartha Formation in Central Iraq (modified from Aqrawi et al.[18])

2 岩石学特征

中东地区时代较新的碳酸盐岩主要受沉积过程控制，Dunham[22]的分类方法具有明显优势，因此本研究主要依据Dunham的碳酸盐岩分类方案。通过薄片观察，Hartha组灰岩中含大量骨屑颗粒，其中包括局限环境生物组合，包括底栖有孔虫(圆笠虫、小粟虫为主)、绿藻类、双壳类和腹足类等，以及正常海相生物组合，包括厚壳蛤、苔藓虫、层孔虫和棘皮类。

HF油田Hartha A层以泥粒灰岩和粒泥灰岩为主，局部发育颗粒灰岩。泥粒灰岩和粒泥灰岩中所含的生物碎屑以底栖有孔虫为主(圆笠虫、小粟虫)，含棘皮类、绿藻类和双壳类，以及少量浮游有孔虫(图4)，表明其沉积环境较为局限，盐度比正常海水稍高。粒泥灰岩的岩石主要成分为泥晶，含少量生屑、介壳或内碎屑等颗粒，颗粒含量较少，占岩石总体积10%～50%。颗粒来自局限环境的生物碎片或完整生物，生物多样性较高，其非骨屑颗粒主要为粪球粒。粒泥灰岩沉积于较深水的低能环境。泥粒灰岩为颗粒支撑，颗粒占岩石总体积50%～75%，主要颗粒包括生物碎屑、砂屑、鲕粒和球粒。粒间被灰泥充填，不含或仅含少量亮晶方解石。泥粒灰岩是该层的主要储集岩之一，沉积水动力中等。颗粒灰岩由生物碎屑和砂屑，以及少量灰泥构成，颗粒含量占岩石总体积75%以上，生物碎屑由厚壳蛤、底栖有孔虫、棘皮类组成，此外还含有灰泥质砂屑(图4)，是高能环境的沉积产物。颗粒灰岩是Hartha组的优质储层类型。

3 沉积相

由岩性和生物组合所指示的沉积环境表明研究区Hartha A层沉积期的水体能量普遍较低，处于正常浪基面附近或以下，沉积环境局限程度较高，盐度比正常海水稍高。但局部也发育水体能量较高的滩相环境。由该油田两口取芯井所揭示的岩性组合和生物类型组合，Hartha A层发育内缓坡滩相，根据水动力差异可将滩相可分为两类。一类是强水动力条件下沉积的以厚壳蛤、棘皮类和砂屑为主要颗粒的高能滩相，如H81井Hartha A层的砂屑滩(图5)。另一类发育在内缓坡底质不稳定，水动力中等的交互沉积环境，发育滩和非滩粒泥灰岩的频繁交互，例如H1井Hartha A层下部(图5)。缓坡灰泥主要分布在Hartha B层，主要以泥灰岩沉积为主。

通过井—震结合分析，按单井对应的沉积微相与不同地震属性值进行交会分析，认为均方根属性值能够反映出该地区Hartha组沉积微相(图6)。为进一步提高均方根属性的可靠性，对Hartha A层滩相所占该层比例进行了统计，以单井与地震相对照的方式验证了地震相与沉积微相的对应关系。通过单井滩地比与地震相分布对比，发现滩地比>30%的井区在地震相上显示明显。从而，建立了Hartha A层的平面沉积相图(图6)。

图4 Hartha A层储层特征a. H1井，2 578.12 m，生屑泥粒灰岩，(一)；B. H1井，2 569.12 m，生屑粒泥灰岩，(二)；C. H81井，2 611.10 m，有孔虫生屑灰岩，(三)；D. H81井，2 595.35 m，砂屑生屑灰岩，(四)Fig.4 Reservoir characteristics of the Hartha A zone

图5 Hartha 组取芯段地层综合柱状图Fig.5 Stratigraphic column of the Hartha Formation with coring

图6 Hartha A层地震相与沉积相平面展布图Fig.6 Distribution of seismic facies and sedimentary facies in the Hartha A zone

4 储集空间类型与物性特征

Hartha A层的主要储集空间为粒间孔、铸模孔、生物体腔孔，以及粒内溶孔和微裂缝等(图4)。由于该层灰岩中含大量易溶生物颗粒(如绿藻类、双壳类)，导致连通性较差的铸模孔广泛发育。此外，还发育生物体腔孔，主要由底栖有孔虫(圆笠虫、小粟虫)以及少量浮游有孔虫的生物体腔构成。这些孔隙以非连通的孤立形式分布，并且在缺乏其他类型的孔隙(如裂缝等)与之伴生时，造成孔隙度较高但渗透率偏低。

据Hartha组样品实测数据统计，孔隙度平均值17.03%，主要分布在10%～22%，渗透率主要集中在(0.1～0.5)×10-3μm2和(1～5)×10-3μm2两个区间(图7)，表明Hartha组A段为中孔低渗层。该储层虽然储集空间较大，但吼道半径小，渗流能力差。

5 储层发育主控因素

5.1 沉积相

Hartha A层为内缓坡的滩相沉积，不如台缘滩的规模大，主要发育在古地貌较高的地区(图6)。滩的类型可分为两类，一类为高能滩，另一类为滩相与非滩相交互沉积。研究区沉积相对储层发育具有明显的控制作用。从岩性上看，滩相储层以颗粒灰岩和泥粒灰岩为主，发育大量粒间孔和粒内溶孔。非滩相储层以及缓坡灰泥以粒泥灰岩为主，原生孔隙欠发育，后期成岩改造弱，造成孔隙度偏低，渗透率更差。因此，Hartha组沉积相宏观上控制了岩石类型，并且很大程度上影响了储层成岩作用的演化，从而控制了优质储层的分布。通过对比滩相与非滩相的孔隙度和渗透率，可知滩相储层的物性明显好于非滩相(图8)。由于在碳酸盐缓坡环境，低幅度的海平面波动就能引起沉积相的变化，Hartha A层沉积相变化快，交互沉积频繁。这类滩与非滩相的交互沉积储层厚度薄，横向变化快，为储层预测带来困难。

5.2 成岩作用的影响

通过薄片分析，Hartha组储层的成岩演化过程中，胶结作用对储层物性具有破坏性，而溶蚀作用对储层物性有明显的改善作用。

研究区溶蚀作用非常发育，既能对原生孔扩溶，形成粒间溶孔，又能产生大量溶蚀孔、溶缝或溶洞，是HF油田Hartha组关键的建设性成岩作用。在该层中既发育同生期形成的组构选择性溶孔，也发育表生期形成的非组构选择性溶孔(图9)。组构选择性溶孔是在颗粒为易溶的文石质或高镁方解石的情况下产生的，主要形成铸模孔、粒内溶孔。Hartha A层含绿藻类、双壳类两类易溶颗粒，导致组构选择性溶孔的广泛发育。非组构选择性溶蚀与矿物组成无关，与暴露在地表接受淡水淋滤程度有关。由于Hartha组位于白垩系顶界不整合面之下，存在非组构选择性溶蚀作用。

图7 Hartha A层实测孔隙度和渗透率频率分布图Fig.7 Distribution of measured porosity and permeability frequency in the Hartha A layer

图8 Hartha组滩相和非滩相孔隙度和渗透率分布直方图Fig.8 Histogram of porosity and permeability distribution for shoal and non-shoal facies in the Hartha Formation

图9 HF油田上白垩统溶蚀作用照片a. Hartha A层组构选择性溶蚀，H1井，2 578.12 m；B.Hartha A层非组构选择性溶蚀，H1井，2 579.12 mFig.9 Photograph showing dissolution of the Upper Cretaceous HF oilfield

图10 Hartha A层粗晶方解石阴极发光特征(H1井，2 574.72 m)Fig.10 Cathodoluminescence of coarse-crystalline calcites in the Hartha A zone

Hartha A层顶部灰岩中可见粗晶方解石充填在溶孔和溶缝中，对储集性具有破坏作用。胶结主要形成于表生期，在阴极发光下Hartha A层的粗晶方解石发光性较强，存在环带现象，代表了其在淡水影响下多期生长结晶的过程(图10)。

6 结论

(1) 伊拉克HF油田Hartha组沉积在碳酸盐缓坡环境，发育内缓坡滩相和缓坡灰泥相。内缓坡滩的类型可分为两类，一类为高能滩，另一类为滩相与非滩相交互沉积。高能滩主要发育颗粒灰岩，滩相与非滩相交互沉积则以泥粒灰岩和粒泥灰岩为主。

(2) 储层岩石类型主要为粒泥灰岩、泥粒灰岩和颗粒灰岩。孔隙度主要分布在10%～22%，渗透率主要集中在(0.1～0.5)×10-3μm2和(1～5)×10-3μm2两个区间，表明Hartha组A层为中孔低渗储层。由于普遍发育铸模孔和生物体腔孔，该套储层孔隙度较高，但渗透率偏低。

(3) 沉积作用对Hartha组储层的发育起着主要控制作用，储层发育在高能滩相、滩相和非滩相交互沉积相带中。同生期和表生期溶蚀作用对Hartha A层的物性有明显改善，表生期的胶结作用导致Hartha A层顶部溶孔被充填，形成局部胶结带。