伊拉克哈法亚油田中白垩统Mishrif组MB1-2亚段沉积与储集层构型

孙文举，乔占峰，邵冠铭，孙晓伟，高计县，曹鹏，张杰，陈万钢

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中联煤层气有限责任公司，北京100011；3.中国石油杭州地质研究院，杭州310023；4.中国石油天然气集团有限公司碳酸盐岩储层重点实验室，杭州310023）

0 引言

白垩系Mishrif组是中东地区最主要的储油和产油层位之一[1-5]。伊拉克南部哈法亚、西古尔纳、马基龙等油田的开发情况表明[6-10]，目前中白垩统Mishrif组主要产能来自下段的高能粗粒生屑颗粒灰岩，储集层孔隙以粒间（溶）孔和粒内（溶）孔为主，孔隙类型、发育特征与碎屑岩相近，研究已较为深入，具有良好的开发效果[11-13]。但是，随着油田开发的不断推进，产量贡献潜力有限，亟需开发新的产量接替领域。

除Mishrif组下段高能粗粒生屑灰岩外，Mishrif组上段的MB1-2亚段发育大量相对低能的细粒碳酸盐岩（泥粒或粒泥灰岩为主），具有岩石结构分异相对较弱、发育厚度大、分布面积广、储量占比高的特点[14-15]，仅哈法亚油田，该类岩石储量占比就高达59.74%，具有重大的油气开发潜力。随着钻井不断增多，储集层钻遇率低、注水收效规律不清等问题逐渐暴露，揭示该类储集层具有强烈的非均质性。Zhong等[16]和赵丽敏等[13]指出该类储集层主要受控于沉积微相和早成岩岩溶作用，Zhong等[17]对Mishrif组岩石微相做了较深入的分析，但是目前对沉积微相和储集层构型的认识仍不够深刻，影响着井位优选、井型优化、注水方案设计等的科学性，制约着油藏开发效果。

沉积和储集层构型研究始于碎屑岩，Miall[18]明确了8级界面、20种岩相类型、9种结构单元的河流沉积构型分类方案，在碎屑岩中的应用较为成熟[19-21]。碳酸盐岩由于强烈的后生改造，导致沉积和储集层构型往往不一致，研究难度大，尚处于起步阶段。前人通过露头地质建模对碳酸盐岩鲕滩沉积和储集层构型进行了探索性研究[22-24]，但目前对于地下碳酸盐岩沉积和储集层构型研究仍相对欠缺。

哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段资料齐全，包含6口取心井，其中1口全井段取心井，260余口井测井资料和高品质三维地震资料，为研究三维沉积构型和储集层构型提供了良好的资料基础。本文通过对岩心、测井、地震等资料的综合分析，详细刻画沉积构型，进一步探索建立储集层构型，对油藏开发策略优选提出建设性意见，对中东地区同类油藏的开发具有重要的指导意义。

1 区域地质特征

哈法亚油田位于伊拉克东南部米桑省内[25-26]，构造上位于美索不达米亚盆地前渊带，为北西—南东向宽缓长轴背斜（见图1a），形成于新近纪扎格罗斯造山运动[27-29]，中白垩统Mishrif组为该油田的主力产层。

图1 伊拉克哈法亚油田构造与井位图（a）及Mishrif组综合柱状图（b）（GR—自然伽马；ρ—密度；Δt—声波时差）

中东地区中下白垩统赛诺曼—土伦阶旋回始于海侵期的Ahmadi组泥灰岩，接着为鲁迈拉组陆棚白垩质沉积，然后为海退期Mishrif组碳酸盐岩沉积，其顶面为中白垩统顶的区域性不整合面，上覆上白垩统Khasib组和Tanuma组的开阔台地相碳酸盐岩沉积[30-31]。Mishrif组沉积于中白垩世晚期，哈法亚油田所处的台地礁滩相在伊朗和伊拉克边境以及巴士拉地区以东南走向呈条带状分布，向南与阿拉伯地盾相接，沉积厚度约350～400 m，西南方邻近次盆深水相，厚度逐渐减薄至150 m，西北向伊朗境内为特提斯洋[32-33]。

Mishrif组进一步划分为MA、MB1、MB2和MC共4段、15个亚段（见图1b），构成5个三级层序，各三级层序顶面均由代表海平面显著下降的潮道、下切谷或不整合面等典型相类型限定（见图1b）。主力产层为MB2段和MB1段。MB2段以粗粒生屑灰岩为主，厚度约30 m，物性好，产量高[12]。MB1段厚度为100 m，分为MB1-1和MB1-2亚段，其中MB1-1亚段以致密泥晶灰岩为主，厚约10～20 m，基本不发育储集层；MB1-2亚段进一步细分为MB1-2A、MB1-2B和MB1-2C共3个小层，由泥粒灰岩和粒泥灰岩为主的细粒碳酸盐岩构成（见图1b），夹少量粗粒生屑灰岩，储量大且储集层非均质性强，为本文研究的重点。

2 沉积构型特征

根据Mishrif组MB1-2亚段沉积特点，分微相和微相构型耦合关系两个层次进行沉积构型研究。

2.1 沉积微相类型与构型

在区域地质背景的约束下，基于5口取心井的岩心与402块薄片分析，结合测井和地震响应特征，对MB1-2亚段识别出的潟湖相、生屑滩相和潮道相等3种微相类型进行构型研究。

2.1.1 潟湖相

2.1.1.1 微相构成

潟湖相以粒泥灰岩为主，夹有薄层泥晶灰岩和少量泥粒灰岩，多见硬底构造（见图2）。粒泥灰岩的颗粒含量小于50%，以底栖有孔虫碎屑为主，发育少量非固着类双壳和厚壳蛤碎屑。发育大量生物扰动构造（见图2a、图2e），岩石差异成岩现象明显，浅灰色斑块胶结相对较强，被弱胶结深色部分包围，弱胶结基质中微孔发育（见图2b、图2f），油浸特征明显。泥晶灰岩可含少量底栖有孔虫（见图2c—2d、图2g—2h），孔隙欠发育，体腔孔内多被方解石完全胶结，厚度为10～30 cm，占比低于5%。

图2 哈法亚油田M316井Mishrif组MB1-2亚段潟湖相特征

硬底段大量发育，主要为泥晶灰岩，少量粒泥灰岩。岩石多发育以垂直层面延伸为主的生物潜穴，潜穴发育段岩石整体胶结致密，部分层段的潜穴可见明显扩溶改造现象（见图2c）。岩石主体不含油，仅潜穴中以细粒碎屑为主的充填物微孔发育，表现为斑状含油。硬底段单层厚度为30～50 cm，占比约10%。

2.1.1.2 微相内部结构与形态

潟湖相由泥晶灰岩-粒泥灰岩-硬底的高频旋回叠置构成（见图3a），旋回厚度1～4 m，多为2 m左右，表现为垂向上被致密胶结的硬底频繁分隔。岩心标定显示硬底段具略低伽马值（25～28 API）、高密度值、低中子和声波时差，而粒泥灰岩伽马值大于30 API，因此潟湖相表现为自然伽马高位锯齿状震荡（见图3a）。硬底可横向延伸数公里，对潟湖相构成较稳定的分隔。

潟湖相于MB1-2亚段为背景相，油田内大范围发育，260口井潟湖相厚度占比达48.55%。

图3 哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段各类微相旋回结构特征（GR—自然伽马；ρ—密度；Δt—声波时差；φ—孔隙度；RLLD—深侧向电阻率；RLLS—浅侧向电阻率）

2.1.2 生屑滩相

2.1.2.1 微相构成

生屑滩相为潟湖背景下地貌较高地区规模较小的浅滩，由泥粒灰岩和颗粒灰岩为主构成。中高能生屑滩以颗粒灰岩为主，粒间孔隙发育，发育交错层理和粒序变化（见图4a）；中低能滩以泥粒灰岩为主，以底栖有孔虫和非固着类双壳碎屑为主，可见少量厚壳蛤碎屑和棘皮动物碎屑，粒间大多为灰泥填充，甚至夹有粒泥灰岩（见图4b）。

2.1.2.2 微相内部结构与形态

滩体单个旋回为由下到上岩性结构成熟度逐渐变高的反韵律，即颗粒粒度增大、灰泥含量减少、分选变好等。测井曲线表现为低自然伽马值（小于30 API），并具向上变低、电阻率向上升高的漏斗状或箱状（见图3b）。

地震阻抗反演揭示，生屑滩剖面上为透镜状，具迁移叠置特征；平面上表现为片状特征，形态不规则。

2.1.3 潮道相

2.1.3.1 微相构成

图4 哈法亚油田N195井Mishrif组MB1-2亚段生屑滩相特征

潮道沉积主要由生屑颗粒灰岩、泥粒灰岩和粒泥灰岩构成。颗粒灰岩分选好，可见双向交错层理发育（见图5a、图5e），与四川盆地飞仙关组潮道相似[22]，粒间孔非常发育（见图5b、图5f），岩心上表现为饱含油。泥粒灰岩为颗粒支撑，但颗粒间以灰泥为主要填隙物，岩心上可见不规则富泥质条带发育，说明仍受水流影响。粒泥灰岩灰泥含量高，含少量生屑，富泥质条带发育，见浅埋藏成因自形白云石分散状发育。

根据颗粒灰岩发育比例，潮道微相可进一步划分为颗粒型潮道沉积和灰泥型潮道沉积。

图5 哈法亚油田Y161井Mishrif组MB1-2亚段潮道相特征

2.1.3.2 微相内部结构与形态

颗粒型潮道沉积具有典型向上变细的序列特征，类似河道沉积的“二元结构”。下部为颗粒灰岩，厚度占潮道厚度一半以上，向上灰泥含量逐渐增加，转变为泥粒灰岩为主（见图5c、图5g）和粒泥灰岩为主（见图5d、图5h），代表了潮道发育-迁移-废弃的旋回序列，旋回底部冲刷特征明显，测井曲线表现为下部伽马值低（小于25 API），向上逐渐升高的钟型特征，Y161井MB1-2亚段单期潮道厚度可达15 m（见图3c）。

灰泥型潮道表现为颗粒充填较少、以灰泥充填为主的特征，测井曲线特征与潟湖相相似，岩心和测井曲线识别较困难，需结合地震切片整体判识。

潮道微相可由多期潮道沉积叠置而成。因水体作用的间歇性、以及水体能量逐渐减弱的趋势，空间上潮道的迁移和充填变化频繁，导致颗粒灰岩的发育比例和发育部位变化较大，可发育于潮道下部、边部、或多层叠置，横向上沿潮道断续发育。

潮道形态与河道相似。剖面上表现为下凹型，平面上表现为“曲流河”形态，且伴随有多期迁移特征。

2.2 微相构型耦合特征

微相构型耦合特征是指微相构型在不同级次界面约束下的空间叠置关系，有构型界面和微相耦合特征两个关键要素。

2.2.1 高频层序地层与构型界面特征

MB1-2亚段存在一个完整的三级层序，顶底层序界面均为I型界面。MB2段沉积后，研究区经历了大范围的暴露溶蚀，发育多条深达30 m的北东向大型下切谷（见图6a），意味着当时海平面至少在台地顶面30 m以深。MB1-2亚段沉积早期下切谷被低位-海侵域泥晶灰岩充填，实现填平补齐。MB1-2亚段中晚沉积期油田范围内地形相对平坦，沉积作用主要受海平面的升降控制。研究区西部MB1-2A小层顶面之上典型上超特征揭示MB1-2A小层顶对应较大规模海平面下降，构成三级层序顶界面。三级层序界面约束统一的沉积体系，相当于Miall针对碎屑岩确定的8级构型界面。

图6 哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段沉积构型栅状图（a）与M316井MB1-2段高频层序柱状图（b）

MB1-2亚段三级层序包含3个四级层序，分别对应MB1-2C、MB1-2B和MB1-2A小层（见图6），各四级层序界面在地震剖面上可追踪，油田范围内可对比，四级层序厚度稳定在30 m左右。岩心观察与同位素地层学分析揭示，MB1-2C和MB1-2B小层顶分别对应较显著的海平面下降事件（见图6b），潮道发育，且与先期沉积为切割关系，揭示潮道发育期间外围区受暴露溶蚀改造，定性为沉积间断暴露溶蚀面，大体对应于Miall确定的6级构型界面，潮道底界面对应5级构型界面。

四级层序进一步划分为9个五级层序，岩心上顶面表现为次级暴露溶蚀面（见图6b），代表向上变浅旋回的顶面，对应4级构型界面，与单期潮道的冲刷面同级。五级层序界面下以生屑滩、硬底或潟湖相为主，界面上多为潟湖相。3级以下构型界面在岩心上可识别，但尚无法利用测井和地震资料表征。

2.2.2 微相构型耦合特征

微相构型耦合分析应在成因单元内进行。各四级层序在区内表现出较好的可对比性和相似性，故以四级层序为单元进行微相耦合分析。

四级层序主体由潟湖相片状叠置，受五级旋回控制由大量泥晶灰岩-粒泥灰岩-硬底旋回构成。四级层序下部（MB1-2C和MB1-2B小层底部）主要由高伽马值粒泥灰岩和泥晶灰岩构成（见图6b），代表海侵体系域海平面上升期的低能沉积，横向可对比性好。高位域由粒泥灰岩-硬底旋回为主。

在潟湖背景下的相对开阔区或地形起伏区，如下切谷虽然基本填平补齐，其边缘上方仍表现为小型坡折地貌，水体能量高易发育生屑滩，垂向表现为潟湖相粒泥灰岩-生屑滩泥粒-颗粒灰岩旋回，生屑滩向下切谷内侧迁移并叠置呈片状发育于潟湖背景中。

潮道体系主要发育于四级层序界面下，共识别出3期9个潮道体系，平面上呈“曲流河”形态，分布受微地貌控制。研究区中东部MB1-2C和MB1-2B小层中发育的两个大型潮道似具有继承性。

3 储集层构型特征

与碎屑岩不同，碳酸盐岩往往经历不同程度的后生改造作用，碳酸盐岩储集层构型是微相构型叠加后生成岩改造的综合结果。

3.1 储集层后生改造特征

前人研究及本文岩心观察均揭示研究层段受到了多种成岩作用的改造，其中胶结作用和溶蚀作用对储集层物性和发育起到了重要的影响作用。

胶结作用对储集层物性与结构起重要影响作用主要体现在硬底构造的形成和发育上。薄片观察显示，硬底主要由泥晶灰岩或粒泥灰岩构成，胶结作用强烈，基质孔隙欠发育，仅垂向的潜穴充填物中发育孔隙（见图2c）。硬底的发育与海平面的频繁振荡具有密切关系，潟湖相由大量的粒泥灰岩到硬底的米级旋回构成，可能代表半受限环境水动力间歇性影响的结果。海平面上升沟通开阔水体携带生屑颗粒进入，海平面下降后水体受限，沉积速率降低，硬底形成。

四级层序末以及高位域期间的五级层序末较大规模的海平面下降导致溶蚀作用发生（或早表生岩溶作用[13,16]），发生模式与Zhong等和Xiao等提出的模式相似[16,34-35]。四级层序末潮道发育，伴随着潟湖与生屑滩大面积暴露，溶蚀作用影响范围和深度更大，导致原本不构成储集层的潟湖相也有溶孔发育。垂向上溶蚀作用影响范围可贯通五级旋回，如M316井MB1-2B小层上部整体受到影响，垂向渗透率多大于水平渗透率（见图7），甚至导致潟湖相内硬底的垂向隔挡作用减弱。溶蚀作用段在测井曲线上的识别标志为：自然伽马值大于30 API，密度低，声波时差和中子孔隙度高（见图7），表现为孔隙性潟湖相的特点。

图7 哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段潟湖相溶蚀改造结果图（RLLD—深侧向电阻率；RLLS—浅侧向电阻率；ρ—密度；φ—测井解释孔隙度；Δt—声波时差；φC—岩心实测孔隙度；KHC—岩心实测水平渗透率；KVC—岩心实测垂直渗透率）

3.2 储集岩类型与物性特征

通过对402块薄片和孔渗资料的分析发现，哈法亚油田MB1-2亚段沉积微相、岩石类型与物性特征具有密切的相关性（见图8），可划分为潮道颗粒-泥粒灰岩型储集层、生屑滩颗粒- 泥粒灰岩型储集层和湖粒泥灰岩溶蚀改造型储层3种类型。

潮道相颗粒-泥粒灰岩型储集层以发育粒间孔为主，孔隙度为15.1%～30.0%（平均24.5%），渗透率为（1.63～200.61）×10-3μm2（平均72.97×10-3μm2），构成I类优质储集层。潮道中粒泥灰岩以微孔为主，孔隙度为6.85%～32.06%（平均18.49%），渗透率为（0.03～168.55）×10-3μm2（平均12.80×10-3μm2），主体不构成有效储集层。生屑滩-滩翼相孔隙度为1.79%～35.35%（平均18.29%），渗透率为（0.02～243.97）×10-3μm2（平均14.39×10-3μm2），其中上部的颗粒-泥粒灰岩可构成优质储集层。潟湖相由粒泥灰岩和泥晶灰岩构成，溶蚀改造后的粒泥灰岩微孔、溶蚀孔以及溶缝发育，孔隙度可达29.06%，平均值为14.99%；渗透率最高达185.43×10-3μm2，平均值为5.00×10-3μm2，可构成优质储集层，甚至高渗层。未经溶蚀改造的粒泥灰岩和泥晶灰岩虽然孔隙度也可达15%以上，但是渗透率多小于1×10-3μm2，构成隔夹层。

不同微相的物性特征存在差异，其中潮道相中颗粒灰岩和泥粒灰岩均可构成优质储集层，而灰泥主导的泥粒灰岩和粒泥灰岩虽然具有一定的储集性，但是渗透性明显更差，相对于颗粒灰岩和泥粒灰岩起隔挡作用；生屑滩的孔渗分布范围较大，最优质储集层发育于高能生屑滩核部和上部的颗粒灰岩和泥粒灰岩中；潟湖相本身以细粒沉积粒泥灰岩和泥晶灰岩为主，孔喉半径小，渗透率低，不构成有效储集层，以隔层为主，但溶蚀改造的粒泥灰岩可构成较优质储集层，溶孔和溶缝发育的部分相对于未/弱溶蚀潟湖可构成高渗层。

图8 哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段不同沉积组构物性分布图

3.3 储集层构型

储集层特征、成因与物性分析显示，研究区Mishrif组MB1-2亚段储集层具有相控和成岩控的双重特点。在沉积构型与层序控制的溶蚀改造的综合控制下，储集层总体上表现为“阁楼式”构型特征（见图9）。四级层序旋回控制储集层段和隔层的发育，层序界面伴生的溶蚀作用影响高渗层的发育和分布，高频层序旋回控制夹层发育。

图9 哈法亚油田Mishrif组MB1-2亚段微相构型（a）和储集层构型（b）模式图

在整体不同程度含油但渗透率较差的潟湖相差储集层中，发育潮道相和生屑滩颗粒灰岩-泥粒灰岩优质储集层、以及溶蚀改造的潟湖相储集层。其中潮道和生屑滩颗粒灰岩-泥粒灰岩储集层构型特征与沉积构型一致，镶嵌于潟湖相背景中，为典型的相控型储集层（见图9）。潟湖粒泥灰岩溶蚀改造型储集层总体呈层状发育于四级层序界面之下，优质储集层呈层状发育，且厚度变化较大，溶蚀强度可能受母岩组构和微地貌控制（见图9 ） 。溶蚀改造可能使生屑滩储集层与潟湖相储集层相连，扩大储集层规模。

海侵期沉积的未经溶蚀改造的潟湖相粒泥灰岩和泥晶灰岩物性差，厚度约10 m，发育较稳定，可构成较好的区域隔层，将高位域储集层分隔。

未/弱溶蚀改造的粒泥灰岩和硬底段构成储集层内部的夹层，其中硬底段厚度虽仅有不到0.5 m，但延伸可达数十公里，可显著影响流体流动。同时，局部受强烈溶蚀改造的影响，生物潜穴溶蚀扩大后可能造成原本分隔的储集层上下串通（见图9）。

潮道相由于其迁移和多期水体改造的特征，潮道内通常为多套颗粒灰岩夹于粒泥灰岩中，导致储集层结构的复杂化。同时，由于潮道切割微相的不同（见图9），导致储集层构型差异巨大，如潮道切割潟湖相，潮道中颗粒灰岩单独构成储集层；如潮道切割生屑滩，则潮道充填颗粒灰岩可能与生屑滩颗粒灰岩连成一个复合的储集层。当然，如果潮道是以粒泥灰岩充填为主，则对储集层表现为分隔作用为主（见图9）。

4 对油藏开发的指导意义

沉积和储集层构型分析揭示，研究区Mishrif组MB1-2亚段油藏具强烈的非均质性，垂向上被不同尺度的隔/夹层分隔，横向上微相与储集层构型复杂，必然将影响内部流体渗流特征，显著影响开发方式，主要体现在3个方面。

4.1 隔层发育规律指导分层系注水开发

总结前期生产特征发现，渗透率小于3×10－3μm2的隔层可起到有效分隔作用。岩石类型和物性资料分析表明，研究区MB1-2亚段可作为隔层的岩石类型主要为潟湖相中未经溶蚀改造的泥晶灰岩和粒泥灰岩，其渗透率相对于储集层段的泥粒灰岩和颗粒灰岩低1～2个数量级。垂向序列分析可知，隔层主要发育于四级层序海侵体系域下部，特别是MB1-2C小层底部泥晶灰岩和粒泥灰岩构成的隔层，区域上厚度稳定、分布连续，构成区域隔层，将MB2和MB1段分隔为两个油藏。MB1-2B小层底部粒泥灰岩在大部分地区较稳定发育，将MB1-2B和MB1-2C分隔（见图9）。

哈法亚油田Mishrif组前期采用衰竭式开采，随着生产井的不断增加，目前油藏压力降低，老井产量下降，正逐步向注水开发转化。针对MB1段油藏存在较稳定层间隔层和层间物性差异大的特点，采用分层系开发是保证油藏注水开发效果的前提[36]。Mishrif组MB1-2C小层顶部发育平面上分布相对稳定的隔夹层，因此将MB1油藏从1套注采井网转变为2套注采井网。

鉴于潟湖相薄层频繁交替的特点，且存在硬底的局部遮挡作用，将使得如何提高波及效率成为重点需要关注的问题。

4.2 微相耦合特征指导井网设置与井轨迹优化

储集层在空间上强烈的非均质性决定了Mishrif组MB1-2亚段油藏更宜采用不规则井网。对于潟湖粒泥灰岩溶蚀改造型储集层和生屑滩颗粒-泥粒灰岩储集层可以采用规则井网，因为靠近四级层序界面的溶蚀改造，很大可能将二者连通为较大的储集单元。而对于潮道颗粒-泥粒灰岩型储集层来说，在切割物性较差的潟湖相的情况下，其在空间上常常独立成体系，规则井网无法控制潮道的走向。即使潮道切割生屑滩或孔隙性潟湖相构成统一的储集体，孔隙结构的不同也可能具有复杂的内部渗流特征，采用规则井网会导致剩余油分布复杂。因此，需根据潮道构型设置油井和水井。鉴于复杂的储集层构型特征，在设计井轨迹时，尽可能考虑提高储集层钻遇率，提升单井利用率。

4.3 高渗层发育规律指导注水方案优化

通过对储集层构型的分析可知，研究区Mishrif组上段发育沉积型和成岩型两种类型的高渗层，其发育规律不同，对注水方案的影响也不同。

沉积型高渗层主要是由于岩石类型差异造成的相对于潟湖相储集层渗透率异常高的高渗层，主要指潮道和生屑滩颗粒灰岩，其相对于潟湖相泥粒灰岩或粒泥灰岩渗透率差达1～2个数量级，可构成高渗通道。虽然潟湖相粒泥灰岩孔隙度也可达10%以上，为有效储集层，但是在油气开采或注水过程中颗粒灰岩相高渗层必然会压制潟湖相中的流体流动。在未认识其构型特征的情况下，很容易误解释为高渗层或“贼层”对注水的影响。因此，由于潮道构型的特殊性，对于潮道应建立单独的注采体系。

成岩型高渗层主要由四级层序末与潮道发育伴生的暴露溶蚀改造作用形成。部分溶蚀改造的粒泥灰岩溶蚀孔洞发育，也具有异常高的渗透率，可构成高渗层，属成岩型高渗层，在M325井组中得到证实。该类高渗层发育受层序界面控制，因此选择注水层段应尽量避免太过靠近层序界面，以免导致注入水突进太快，影响波及范围。

此外，暴露溶蚀改造作用可能造成部分硬底的分隔作用失效，垂向上的连通性也是注水受效分析中需要关注的。

5 结论

Mishrif组MB1-2亚段以泥粒灰岩或粒泥灰岩为主，发育潟湖相、生屑滩相和潮道相。潟湖相为泥晶灰岩-粒泥灰岩-硬底旋回叠置，生屑滩呈片状发育于潟湖背景中，潮道体系主要发育于四级层序界面下，平面上呈“曲流河”形态。

储集层构型兼具相控和成岩控，潮道和生屑滩颗粒- 泥 粒灰岩构成优质储集层，发育沉积型高渗层，潟湖相以构成隔夹层为主，受溶蚀改造的潟湖相粒泥灰岩可发育良好储集层以及成岩型高渗层。

Mishrif组MB1-2亚段储集层呈阁楼式片状叠置，储集层段之间有较稳定的隔层，宜采用分层系注水开发；根据沉积构型特征采用不规则井网和井轨迹，提高钻遇储集层率；应根据高渗层类型和发育规律优化注水方案，以提升开发效果。