中东M油田Mishrif组碳酸盐岩储集层分类及主控因素

李峰峰， 郭 睿， 孙 昭， 宋世琦

(1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083； 2. 中国石油技术开发有限公司，北京 100028； 3. 中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249 )

0 引言

中东地区白垩系碳酸盐岩油藏多为厚层块状，储层以生物碎屑灰岩为主[1-4]，与中国碳酸盐岩储层成因及特征差异显著[5-12]。中东地区碳酸盐岩储层发育于高能沉积环境和低能沉积环境[3,13-15]，储层成因多样，复杂的结构组分和成岩改造导致储层具有强非均质性[16-17]，局部层段受构造因素影响发育微裂缝[18-19]，储层微观孔隙结构复杂，物性区间跨度大，且孔渗相关性低[20-21]。艾哈代布油田Khasib组岩石孔隙结构发育高孔中渗细喉型、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4种类型[22]。西古尔那油田Mishrif组储集空间包括原生粒间孔、粒内孔、次生溶蚀粒间孔、粒内溶孔、铸模孔、白云石晶间孔及微孔，发育少量微裂缝和压溶缝[23]。哈法亚油田Mishrif组储层孔隙度包括低孔、中孔和高孔，渗透率相差2～3个数量级，发育特低渗到高渗储层[24]。复杂的储层特征导致储层评价困难，地质作用的叠加导致储层品质具有不同的变化趋势，强烈的成岩改造导致岩石性质趋同，造成地球物理响应差异较弱。

目前，中东碳酸盐岩储层分类侧重于应用微观孔喉结构、沉积相及岩相等地质因素，储层分类参数以定性为主，定量参数的叠合区间较大，且分类结果与生产动态的结合不足[25-28]，对高孔低渗和低孔高渗类的储层难以分类评价，储层分类在取心井上可以实现，储层类型与测井资料的对应关系较差，难以推广至非取心井。在明确储层特征的基础上，基于动态资料和静态数据，结合储层储集和渗流性能，笔者根据物性参数开展储层分类，明确储层成因，刻画储层空间展布，为油藏开发策略调整和井网井型优化部署提供地质依据。

1 区域地质概况

M油田构造上属于美索不达米亚盆地构造前缘带[29](见图1(a))。M油田为一近南北向长轴背斜，构造简单(见图1(b))，为巨型碳酸盐岩油田，主力产层为白垩系Mishrif油藏。Mishrif组发育于白垩纪稳定被动大陆边缘沉积环境[30]，地层厚度约为300 m，与下伏Rumaila组深水沉积物呈整合接触关系，与上覆Khasib组泥岩呈不整合接触关系[31]。中白垩纪，受构造抬升和被动沉降影响，在阿拉伯板块东北缘形成Najaf次盆地，盆地与广海之间呈半开放状态，M油田位于Najaf次盆地的东缘，整体为浅水沉积背景[29]。Mishrif组沉积早期为开阔的缓坡环境，发育障壁滩、滩前和开阔浅海等亚环境，随障壁滩体加积，阻碍水体的正常循环，晚期逐渐演变成局限环境，以潟湖、滩后及岸滩为主。M油田处于开发上产阶段，油田开发过程早期采用衰竭式开发，地层压力降低63.6%，采出程度不到1.0%；单井产能差异较大，不同层段产液贡献差异明显，边底水锥进速度快。

图1 M油田构造位置和Mishrif组顶面构造Fig.1 Structure location of M Oilfield and top structural map of the Mishrif Formation

2 储层综合分类

2.1 储层类型划分

在M油田开发早期，基于多种测井曲线，采用复杂的数学算法将Mishrif组储层分为3类。碳酸盐岩储层复杂的结构组分和成岩改造造成岩石物理性质趋同，测井响应存在多解性，根据测井资料得到结果与地质认识、单井产能的匹配较差，储层分类有效性较低，难以解释油田开发过程存在产能差异大的问题。储层分类基于地质成因—储层物性—生产动态相互标定，通过寻找3种因素最佳组合及对应关系确定储层类型和划分标准。在取心井上，根据岩心和铸体薄片资料，通过岩石学特征分析确定储层沉积环境和成岩演化；分析不同样品的物性特征、微观结构特征及对应的沉积—成岩作用，明确储层成因控制下物性变化特征；根据单井日产油量和生产测井测试(PLT)数据求得射孔层段每米日产油，精细标定储层物性，建立储层特征与开发产能对应关系。

中东白垩系碳酸盐岩油藏高产井日产油在700 t以上，特高产井日产油超过1 000 t，单井日产油小于15 t的为低产井。基于美索不达米亚盆地东南部油田高产井和低产井的日产油和产层厚度，以每米日产油15和3 t为界，将储层划分为3类(见图2(a))。Ⅰ类储层每米日产油大于15 t，Ⅱ类储层每米日产油介于3～15 t，Ⅲ类储层每米日产油小于3 t。孔隙度和渗透率对产能具有重要的影响，研究区储层发育大量孤立孔和微孔，储层普遍存在高孔低渗和低孔高渗现象，应用单一参数难以有效评价储层品质。综合孔隙度和渗透率对产能的影响，提出物性指数(physical parameter, 简称P)。定义物性指数(P)为孔隙度(φ)与渗透率(K)对数的乘积，即P=φlgK。与每米日产油界限3和15 t相匹配，确定物性指数P对应的界限值为10.8和26.1。将物性指数曲线投到取心井的孔渗交会图，Ⅰ类储层物性指数大于26.1，孔隙度介于15.50%～33.85%，渗透率大于10.0×10-3μm2，储层物性整体较好，以中高孔中高渗为主；Ⅱ类储层物性指数介于10.8～26.1，孔隙度介于10.40%～28.10%，渗透率介于(3.1～34.0)×10-3μm2，储层物性中等，孔隙度以中高孔为主，含少量低孔，渗透率主要为中低渗；Ⅲ类储层物性指数小于10.8，孔隙度介于8.00%～20.50%，渗透率介于(0.6～9.8)×10-3μm2，储层物性较差，孔隙度主要为中低孔，少量为高孔，渗透率主要为低渗，少量为特低渗(见图2(b))。

图2 基于动态资料和物性指数曲线储层类型划分Fig.2 Reservoir classification using dynamic data and physical property parameter

新储层分类方法综合储层的沉积因素和成岩因素，与地质认识匹配较好。对于M-46取心井，原分类中将障壁滩储层解释为Ⅱ类储层，新分类解释为Ⅰ类储层。实测物性资料显示滩体顶、底部物性存在差异，滩体顶部物性优于底部的，原分类中未能区分，新分类中反映滩体顶部为Ⅰ类储层，底部为Ⅱ类储层(见图3(a))。原分类中将潟湖解释为Ⅱ类储层，新分类解释为Ⅲ类储存，少量为Ⅱ类储存。台内滩与潟湖相间分布，储层类型与沉积相变化匹配较好(见图3(b))。

图3 M油田Mishrif组M-46井储层类型与地质认识Fig.3 Comparison between classification and geologic of well M-46 in the Mishrif Formation of M Oilfield

新储层分类与生产动态匹配较好，揭示单井产能差异的原因。M油田生产井在Mishrif组的产能差异较大，单井日产油从十几吨至千吨不等。油田的构造变化比较平缓，构造位置对单井产能的控制较弱，高产井和低产井在平面上的分布规律较弱。分析Mishrif组17口生产井的射孔长度与产能，PLT数据显示单井产能受射孔段储层类型控制，高产井的产量贡献层段主要在MA、MB2.1段下部或MC段上部的Ⅰ类储层，随Ⅰ类储层射孔段长度增大，产能增加。如M-19井在MA段射孔段全部为Ⅰ类储层，射孔长度占全井射孔长度的10.5%，贡献该井69.6%的产量(见图4(a))；M-8井在MB2.1段射孔段主要为Ⅰ类储层，少量为Ⅲ类储层，射孔长度占全井射孔长度的47.5%，贡献该井87.0%的产量(见图4(b))。对于部分低产井，单井日产量甚至更低，射孔层段主要为MB1段潟湖相Ⅲ类储层或非储层。如M-14井在MB1段射孔段为Ⅲ类储层，射孔长度占全井射孔长度的17.1%，贡献该井2.5%的产量(见图4(c))；M-8井在MB1段射孔段长度占全井的30.0%，贡献该井1.8%的产量(见图4(d))。

图4 M油田Mishrif组射孔层段储层类型Fig.4 Reservoir types of perforation interval in the Mishrif Formation of M Oilfield

2.2 储层物性特征

Ⅰ类储层多为高孔高渗和高孔中渗，少量为中孔中渗。储层孔隙主要为粒间孔和粒间溶孔，含少量生物体腔孔和铸模孔，孔隙中泥质含量较低，充填物以亮晶方解石为主，孔隙连通性较好，孔喉比例较高，面孔率大于20%，颗粒组分以厚壳蛤和双壳类为主，含少量棘皮类和底栖有孔虫碎屑(见图5(a))。储层孔喉具双模态特征，分布曲线两个峰值分别为0.1～1.0和1.0～10.0 μm，孔喉分选较差，大孔喉发育比例较高，储层排驱压力较低，通常小于80 MPa(见图6(a))。Ⅱ类储层以中孔中渗、中孔低渗和高孔低渗为主，少量为低孔中渗。储层孔隙以残余粒间孔、溶蚀孔洞和铸模孔为主，残余粒间孔储层填隙物多为亮晶方解石，孔隙局部被致密充填，局部连通性较好，颗粒组分以双壳类、厚壳蛤类及底栖有孔虫生屑为主；其他类型储层颗粒组分较少，多为泥晶填隙物，基质微孔面孔率较低，铸模孔内部可见离散的方解石胶结物(见图5(b))。Ⅱ类储层孔喉呈单模态中喉，分布曲线峰值介于0.1～1.0 μm，大孔喉发育比例较低，峰值分布区间较宽，孔喉分选较好，储层排驱压力较高，通常介于80～300 MPa(见图6(b))。Ⅲ类储层以中孔低渗为主，少量为低孔低渗、低孔特低渗、中孔特低渗和高孔低渗。储层孔隙以基质微孔、铸模孔、潜穴晶间孔和晶间孔为主，少量为颗粒微孔。储层泥质含量较高，颗粒以藻屑、底栖有孔虫、双壳类为主(见图5(c))。Ⅲ类储层孔喉呈单模态，分布曲线峰值介于0.1～1.0 μm，几乎不发育大孔喉，孔喉分选较好，储层排驱压力较高，通常大于100 MPa，最大可达500 MPa(见图6(c))。

2.3 储层展布特征

基于取心井储层分类标准，在研究区储层孔隙度和渗透率模型基础上，采用物性指数(P)转换, 以P=10.8和P=26.1为阈值，实现模型储层分类。为满足油藏早期开发需要，根据测井曲线特征将Mishrif组分为M Cap、MA、MB1、MB2.1、MB2.2和MC 6个层段(见图7)。目前，油田处于开发初期，补孔设计主要对优质储层，Ⅰ类储层物性较好，单井产量高，压力传播远，稳产期长，是油气开发上产的首要目标。

图6 M油田Mishrif组各类储层孔喉特征Fig.6 Pore throat characteristics of the Mishrif Formation in M Oilfield

图7 M油田Mishrif组Ⅰ类储层剖面Fig.7 Type Ⅰ of reservoir section of the Mishrif Formation in M Oilfield

在Mishrif组中，Ⅰ类储层主要发育于MC段上部、MB2.1段底部和中部、MB1段北部及MA段上部，局部有小规模的Ⅰ类储层发育(见图7)。M Cap段Ⅰ类储层发育程度较低，单层厚度介于1.0～8.0 m，储层累计厚度最大可达12.0 m，平均为2.0 m，储层主要发育于M油田西北部，中部和南部不发育(见图8(a))。MA段Ⅰ类储层较为发育，单层厚度介于0.5～20.0 m，储层展布范围较小，叠置程度较高，储层累计发育厚度最大为38.0 m，平均为19.0 m；M油田北部储层发育程度最高，累计厚度多大于30.0 m，南部累计储层发育厚度多介于8.0～18.0 m，中西部储层发育程度较低，累计厚度多小于6.0 m，储层累计厚度平面变化比较平缓(见图8(b))。MB1段Ⅰ类储层单层厚度介于1.5～33.0 m，储层展布范围较小，叠置程度较低，局部叠置程度较高，累计发育厚度最大可达63.0 m，储层主要发育于M油田北部，累计厚度多大于20.0 m，中部和南部不发育，储层累计厚度平面变化比较快(见图8(c))。MB2.1段Ⅰ类储层发育程度较高，单层厚度介于1.0～15.0 m，储层分布比较稳定，叠置程度较高，累计厚度介于8.0～57.0 m；M油田北部储层发育程度最高，累计厚度大于45.0 m，中东部和东南部储层累计厚度介于24.0～36.0 m，中西部储层累计厚度多小于12.0 m，储层厚度变化较大，平面非均质性强(见图8(d))。MB2.2段Ⅰ类储层发育程度较低，累计发育厚度最大为6.0 m，平均为1.0 m，储层主要发育于M油田北部(见图8(e))。MC段Ⅰ类储层单层厚度介于1.5～8.0 m，储层分布比较稳定，叠置程度较高，累计厚度介于3.0～24.0 m；M油田北部储层累计厚度多大于16.0 m，中部和南部发育程度较低，储层厚度平面变化比较平缓，平面非均质性较低(见图8(f))。

图8 M油田Mishrif组Ⅰ类储层平面分布Fig.8 TypeⅠof reservoir distribution of the Mishrif Formation in M Oilfield

3 储层主控因素

研究区储层主要受沉积作用和成岩作用控制，沉积作用决定岩石的结构组分和原始物性，成岩作用决定后期岩石物性的变化趋势，沉积环境对成岩演化具有一定的控制作用，不同沉积环境具有不同的成岩作用类型。

3.1 沉积作用

研究区为障壁的缓坡环境[32]，主要发育岸滩、潟湖边缘坪、潟湖、台内滩、滩后、障壁滩、滩前和开阔浅海，不同储层类型发育的主体环境存在显著差异。Ⅰ类储层主要发育于高能沉积环境，其中障壁滩相储层发育比例为60.3%，其次为岸滩和滩前相，发育比例分别为21.6%和12.9%，台内滩储层发育比例为5.2%，低能沉积环境几乎不发育。Ⅱ类储层发育于高能环境和低能环境，高能环境以岸滩和障壁滩为主，发育比例分别为21.2%和19.7%，其次发育于滩前和台内滩，发育比例分别为7.6%和5.3%；低能环境以潟湖相为主，发育比例为36.4%，开阔浅海和滩后等发育比例为9.8%。Ⅲ类储层主要发育于低能沉积环境，其中潟湖相储层发育比例为49.6%，其次为潟湖边缘坪，发育比例为12.6%，滩后和开阔前海发育比例为11.2%，岸滩、障壁滩、台内滩和滩前等高能沉积环境发育比例较小，为26.6%(见图9)。

障壁滩、岸滩、台内滩和滩前等环境水体能量较高，水体强烈的冲刷造成岩石泥质组分较低，颗粒组分较高，以厚壳蛤、双壳类和棘皮类等固着类生屑为主(见图9)，岩石多呈颗粒支撑结构，粒间孔隙发育，孔隙连通性较好，岩石原始物性较高。研究区Mishrif组MC段上部和MB2.1段下部的Ⅰ类储层主要发育于障壁滩和滩前环境，MB2.1段中部Ⅰ类储层主要发育于台内滩，而MB1和MA段Ⅰ类储层主要发育于岸滩环境。低能沉积环境沉积物泥质含量较高，原生孔隙主要为基质微孔，潟湖相沉积水动力较低，岩石多为泥粒结构和粒泥结构，生屑类型较多[13]，包括底栖有孔虫、藻类、腹足类、双壳类、介形虫及海绵骨针等(见图9)，微孔肉眼通常不可见，喉道半径较小，排驱压力较大，非外力作用下流体难以自由流动，沉积物原始物性较差。

3.2 成岩作用

障壁滩、岸滩、台内滩和滩前等高能环境以非选择性溶蚀作用和胶结作用为主(见图9)。滩体不同位置成岩作用不同，岩石物性变化趋势各异，形成不同类型的储层。滩体上部古地貌较高，海平面下降更容易遭受淋滤溶蚀，形成大量的粒间溶孔、壳体溶孔和铸模孔[6]，成岩作用造成滩体上部物性大幅提高，形成Ⅰ类储层(见图10)。滩体下部构造位置较低，成岩作用受海平面下降幅度和滩体沉积厚度决定，海平面下降幅度较小且滩体厚度较大，滩体下部不能处于大气淡水淋滤环境，溶蚀作用较弱，岩石物性不能进一步提高。滩体上部溶蚀淋滤形成的饱和流体受重力作用下移，同时潜流带的CO2溢出，造成滩体下部发生强烈胶结[33]，使滩相下部岩石物性降低，主要形成Ⅱ类储层(见图10)。

图9 M油田Mishrif组沉积相对生屑组分和成岩作用的控制Fig.9 Controlling on bioclastic and diagenesis of facies of the Mishrif Formation in M Oilfield

图10 M油田Mishrif组滩体差异成岩示意Fig.10 Different diagenesis of shoal of the Mishrif Formation in M Oilfield

潟湖相储层发育受生物扰动和成岩作用控制。潟湖相岩石原始物性差，成岩改造决定最终物性，改造程度较大，岩石物性显著提高，潟湖相岩石形成Ⅱ类储层；改造程度较小，岩石物性未明显提高，发育Ⅲ类储层。潟湖相生物扰动主要形成潜穴，将致密岩石改造成“千疮百孔”状，为成岩流体的渗入提供通道，提高潟湖相岩石成储能力。生物在某段时期对沉积物的扰动深度有限，沉积速率低的环境比沉积速率高的环境扰动充分，厚层的顶部几厘米被广泛改造，在岩层底部稍被改动[34]。潟湖相沉积速率较低，生物扰动作用比较充分[35]，潜穴发育密度大且全段均匀。

成岩作用主要以选择性溶蚀和白云化作用为主。海平面大幅下降，潟湖相岩石中的生屑发生选择性溶蚀，形成大量的铸模孔，流体溶蚀性较强，可形成溶蚀孔洞。白云化作用分为两种：一种是在海平面下降时期，潟湖边缘暴露发生准同生白云化[36-38]，形成厚层的白云岩坪；另一种是埋藏白云化，主要发生于生物潜穴。沉积期潜穴中充填生物排泄或分泌的有机质，有利于形成碱性环境和提高Mg2+的含量，促进白云化作用发生[39-43]。在埋藏成岩环境下，适宜的温压条件和潜穴中发生埋藏白云化作用，形成大量的细晶白云石颗粒，发育大量的晶间孔，有效提高潜穴物性(见图11(a-c))[13]。沉积期潜穴中充填粗粒碎屑，潜穴物性高于基底的(见图11(d))，成岩流体容易渗入。若渗入溶蚀性流体，潜穴中的生屑被强烈溶蚀，则形成粒间孔、生物体腔孔或铸模孔(见图11(e))，潜穴物性大幅提高；饱和流体渗入，潜穴中发生强烈的胶结作用，孔隙被致密方解石充填，降低潜穴物性(见图11(f))。潜穴中充填细晶白云石和粗粒碎屑，与基底具有双重物性，潜穴渗透率可高于基底1～2个数量级[44]。潟湖相储层微观非均质性强，基质微孔和次生溶孔等对孔隙度的影响贡献较大，对渗透率的影响较小，造成储层孔渗变化不同步。

图11 生物潜穴中充填物特征Fig.11 Characteristics of fillings in biological burrows

Ⅰ类储层物性主要受沉积作用控制，成岩作用以建设性成岩作用为主，滩体上部发生强溶蚀、弱胶结。Ⅱ类储层主要受沉积作用和成岩作用双重控制，高能沉积环境原始物性较好，后期破坏性成岩作用降低储层品质，滩体下部发生弱溶蚀、强胶结；低能沉积环境原始物性较差，后期的建设性成岩作用改善储层品质。Ⅱ类储层复杂的孔隙类型造成孔渗变化不同步，使Ⅱ类储层孔隙度分布范围较宽，从低孔到高孔有分布，储层渗透率主要为中低孔。Ⅲ类储层主要受生物扰动作用和建设性成岩作用控制，岩石物性改造程度较弱，储层微观非均质性强。Mishrif组地层划分为3个三级层序[45]和6个四级层序[46]。多期层序旋回使沉积—成岩环境不断演化，垂向上不同类型的储层交替分布，造成Mishrif组储层非均质性较强。

4 结论

(1)中东M油田Mishrif组划分3类储层。Ⅰ类储层物性较好，多为高孔高渗和高孔中渗储层，油气产量高，是油气上产的主要开发对象。Ⅱ类储层以中孔中渗、中孔低渗和高孔低渗为主，是油气开发上产的重要接替对象。Ⅲ类储层以中孔低渗为主，发育厚度较大，是油田开发后期保证油气稳产的重要资源。

(2)研究区储层物性主要受沉积作用和成岩作用控制，高能沉积叠加建设性成岩作用主要形成Ⅰ类储层；高能沉积叠加破坏性成岩作用或弱成岩作用形成Ⅱ类储层，储层物性受溶蚀—胶结强度综合影响。低能沉积叠加强烈的建设性成岩作用形成Ⅱ类储层，储层物性主要受成岩改造强度控制。低能沉积环境叠加强烈的弱建设性成岩作用形成Ⅲ类储层，储层物性整体较低，但发育规模较大。