伊拉克东南部白垩系塞诺曼阶—土伦阶下部沉积微相与沉积模式

李峰峰，叶禹,2，郭睿，田中元，高盛恩

1 中国石油勘探开发研究院；2 中国石油集团工程技术研究院有限公司

0 前 言

中东地区是中国石油公司开拓海外油气市场、开展国际油气业务合作、快速提高海外油气产量、实现规模发展的首选［1-2］。白垩系—新近系含油气系统是美索不达米亚盆地最重要的含油气系统，盆地内95%的油气发现于白垩系［3-5］，中国石油企业在中东合作区块的主力油层主要位于白垩系［6-7］。塞诺曼阶—土伦阶下部发育厚层的碳酸盐岩地层，包括 Ahmadi 组、Ruamila 组和 Mishrif 组，其中 Mishrif组具有独特的沉积环境和成藏要素［8-12］，是伊拉克南部油田重要的含油层段［13-14］。前人的研究多侧重于Mishrif 组的储层特征、微观结构和成岩演化，所建立的沉积模式多为概念模式，缺乏对沉积微相的分析，难以支撑储层精细评价和成因分析，而且多针对单个油田，缺乏区域上不同油田间沉积的共性分析和差异对比。本文基于伊拉克东南部4个油田共计12口取心井的碳酸盐岩沉积微相分析，根据岩石学特征和生物相等指示标志判别沉积环境，建立了中东白垩系塞诺曼阶—土伦阶下部沉积模式，为中东巨厚型碳酸盐岩油藏注水开发奠定地质基础。

1 区域概况

伊拉克东南部构造上处于美索不达米亚盆地前渊带［15］（图 1a），研究区包含 H 油田、M 油田、W 油田和R 油田等4 个油田（图1b）。上白垩统塞诺曼阶—土伦阶下部为一个完整的二级层序（图1c），主体处于全球海平面下降时期，其内部发育5 个三级层序和11个四级层序。塞诺曼早期，伊拉克南部构造幅度较小，以宽缓的缓坡沉积为主；塞诺曼中期，伊拉克中部持续沉降，而南部处于构造隆起，具备浅水、高地、高沉积速率条件［9］；塞诺曼晚期—土伦早期，海平面持续下降，随着构造作用的进一步增强，古隆起规模不断扩大，碳酸盐沉积对地貌填平补齐造成地势变化平缓，且由于礁滩发育逐渐形成障壁，造成伊拉克南部与广海的水体交换不畅。

图1 研究区构造位置及上白垩统塞诺曼阶—土伦阶下部综合柱状图（H-2井）Fig.1 Tectonic location of the study area and comprehensive column of the Upper Cretaceous Cenomanian-lower Turonian(Well H-2)

2 沉积微相

通过对钻井岩心和铸体薄片观察，综合岩石类型、结构特征和生物碎屑（简称生屑）等在研究区识别出28种碳酸盐岩沉积微相（图2）。

泥晶灰岩（MFT1）泥晶结构，岩心呈浅灰色致密状，可见暗色泥质条纹。薄片中表现为均质的泥晶，肉眼难以发现孔隙（图2a）。反映了较深的安静水体环境，沉积能量较低。

含介形虫泥灰岩（MFT2）含粒结构，岩心呈灰色致密状。生屑主要为介形虫，可见少量细粒生屑（图2b）。反映了较深的水体环境，沉积能量较低。

含栗孔虫泥灰岩（MFT3）含粒结构，岩心呈灰白色致密状。生屑主要为栗孔虫，最大粒径可达1 mm（图2c）。反映了较深的水体环境，沉积能量较低。

含海绵骨针泥灰岩（MFT4）粒泥结构，岩心呈浅灰绿色致密状。生屑主要为海绵骨针，含底栖有孔虫，海绵骨针被溶蚀后又被胶结（图2d）。反映了较深的水体环境。

微粒生屑泥晶灰岩（MFT5）粒泥结构，岩心呈浅黄色，可见棕色条纹。生屑粒径较小，通常小于10 μm，颗粒分选较好，分布比较均匀（图2e）。反映了较深的水体环境，水体开阔，但沉积能量较低。

细粒生屑泥晶灰岩（MFT6）粒泥结构，岩心呈白色，可见灰色斑点。生屑粒径通常小于500 μm，可见底栖有孔虫和其他细粒生屑，颗粒分选较好且分布均匀（图2f）。反映了开阔的低能水体环境。

微粒泥晶生屑灰岩（MFT7）泥粒结构，岩心呈深棕色和黄色条纹状。生屑粒径小于10 μm，生屑类型无法识别，颗粒分选较好且分布均匀（图2g）。反映了开阔的水体环境，水体能量较弱。

图2 伊拉克东南部Mishrif组沉积微相（铸体薄片，单偏光）Fig.2 Microfacies of Mishrif Formation in southeastern Iraq(cast thin section,single polarized light)

含海绵骨针生屑泥晶灰岩（MFT8）粒泥结构，岩心呈褐色致密状。海绵骨针粒径可达1 mm，偶见单列有孔虫和栗孔虫，细粒生屑无法识别其类型（图2h）。反映了开阔较深的水体环境，沉积能量较低。

含生屑泥晶灰岩（MFT9）含粒结构，岩心呈浅灰色致密状，可见深灰色条纹。生屑粒径差异较大，介于10~1 000 μm，生屑类型难以确定（图2i）。反映了较深的水体环境，沉积能量较低。

生屑漂浮岩（MFT10）粒泥结构，岩石致密破碎，岩心呈棕色，可见油气显示。生屑以厚壳蛤碎屑和双壳类为主，颗粒粒径较大，分选较差，结构成熟度较低，生屑漂浮于泥晶中（图2j）。反映了局限的低能水体环境。

藻屑泥晶灰岩（MFT11）粒泥结构，岩心呈褐色和白色斑杂状。生屑以绿藻为主，藻屑通常被溶蚀，孔隙中含少量胶结物（图2k）。反映了水体沉积能量较低。

含蜂巢虫泥晶生屑灰岩（MFT12）泥粒结构，岩心呈浅黄色均质状，无颗粒感。蜂巢虫粒径可达2 mm，可见藻类等生屑，颗粒分选较差，其他小粒径生屑类型无法确定（图2l）。反映了局限的水体环境，水体冲刷筛选能力较弱。

细粒有孔虫颗粒灰岩（MFT13）颗粒支撑结构，受胶结作用影响，岩心呈浅灰白色致密状。生屑以细粒有孔虫为主，有孔虫粒径介于100~250 μm，分选较好，粒间被胶结物致密充填（图2m）。反映了水体能量较强的沉积环境。

含栗孔虫泥晶生屑灰岩（MFT14）泥粒结构，岩心呈深褐色，有油气显示。栗孔虫粒径可达2 mm，可见其他细粒颗粒，但生屑类型不能识别（图2n）。反映了局限的水体环境，沉积能量中等。

圆笠虫生屑灰岩（MFT15）颗粒结构，岩石呈黄褐色，颗粒感较强。生屑以圆笠虫生屑为主，含少量棘皮类，生屑泥晶化程度较高，颗粒分选较差，但磨圆较好（图2o）。粒间孔隙发育。反映了较高的沉积能量。

泥晶藻屑灰岩（MFT16）泥粒结构，岩心呈浅褐色，无颗粒感。薄片上可见大量的藻屑，藻屑抗溶蚀能力较低，形成大量的铸模孔，生屑呈长条状，粒径通常大于500 μm，可见其他细粒生屑（图2p）。反映了沉积能量较弱的水体环境。

含棘皮泥晶藻屑灰岩（MFT17）泥粒结构，岩心呈浅棕色，无颗粒感。生屑以藻屑为主，铸模孔发育，含少量棘皮碎屑，棘皮抗溶蚀能力较高，未被溶蚀（图2q）。反映水体环境比较局限，水体沉积能量中等。

含掘穴泥晶生屑灰岩（MFT18）泥粒结构，岩石致密，岩心呈黄绿色和浅白色斑杂状。颗粒破碎程度比较高，粒径较小，生屑类型难以识别，生物潜穴中充填白云石或粗粒碎屑（图2r）。反映了局限的水体环境，沉积能量中等。

泥晶生屑灰岩（MFT19）泥粒结构，岩石呈褐色。生屑主要为底栖有孔虫和双壳类，部分生屑破碎程度比较高，生屑类型无法识别，岩石结构成熟度较低（图2s）。反映了局限的水体环境，沉积能量中等。

似球粒颗粒灰岩（MFT20）颗粒支撑结构，岩心呈浅棕色致密状。似球粒粒径介于100~200 μm，颗粒分选较好，局部含有环边胶结物（图2t）。反映了能量较高的水体环境，水体比较局限。

含掘穴生屑泥晶灰岩（MFT21）岩石呈白色致密状，可见棕色斑点状生物扰动构造。生屑主要为介形虫，潜穴中可见微晶白云石（图2u）。反映了水体较浅但沉积环境能量较低。

有孔虫棘屑颗粒灰岩（MFT22）颗粒支撑结构，岩心呈浅棕色，颗粒感较强，且颗粒比较均匀。生屑以棘皮碎屑为主，可见等轴环边胶结物，其他生屑主要为底栖有孔虫，泥晶化作用较为强烈，颗粒间无泥质（图2v）。反映了能量较高的开阔环境，水体深度较浅。

似球粒生屑灰岩（MFT23）亮晶支撑或颗粒支撑结构，岩石呈黄绿色，可见油气显示，岩心上肉眼可见溶蚀孔隙。生屑以似球粒为主，含少量棘皮碎屑，颗粒粒径小、分选好、结构成熟度高，棘皮周边发育等轴粒状方解石（图2w）。反映了开阔的高能水体环境。

生屑颗粒灰岩（MFT24）颗粒结构，岩心呈深褐色，颗粒感较强，可见溶蚀孔隙。生屑类型较多，主要为双壳类、棘皮类和底栖有孔虫，粒径多大于1 mm，不同生屑溶蚀和胶结程度存在差异（图2x）。反映了开阔的水体环境，沉积能量较高。

厚壳蛤颗粒灰岩（MFT25）颗粒支撑结构，岩心呈深褐色，颗粒感较强。颗粒组分以厚壳蛤碎屑为主，粒径介于200~500 μm，分选较好，其他生屑主要为底栖有孔虫，泥晶化作用强烈（图2y）。反映了较高的沉积能量。

厚壳蛤砾屑灰岩（MFT26）颗粒结构，岩石呈深褐色，岩心呈蜂窝状，可见明显的溶蚀孔隙，生屑以厚壳蛤碎屑为主，生屑粒径变化较大，岩心上厚壳蛤碎屑可大于1 cm。颗粒分选较差，壳体溶蚀孔隙发育（图2z）。反映开阔的水体环境，沉积能量较高。

含鸟眼构造泥晶灰岩（MFT27）泥晶结构，岩心呈灰白色致密状。薄片上可见鸟眼构造和示顶底构造（图2a'）。反映了较局限的蒸发环境，且沉积能量较低。

含生屑灰质白云岩（MFT28）细晶结构，岩石呈黄褐色，岩心上可见黄白色条纹。薄片中以细晶白云石为主，可见双壳类或棘皮类等交代残余生屑，含一定比例的泥晶组分（图2b'）。反映了局限的水体环境，沉积能量中等。

3 沉积模式

以 Flügel 缓坡综合沉积模式为依据［16］，结合研究区沉积微相特征和生屑类型，建立了伊拉克东南部白垩系塞诺曼阶—土伦阶下部缓坡—弱镶边碳酸盐台地沉积模式（图3），自海向陆沉积环境依次为深水陆棚、深水斜坡、浅水斜坡、礁滩、滩间、潮道、潟湖、台内滩和潮上坪。不同沉积环境的古地理位置、微相组合、水体能量、沉积物组分和结构存在显著差异。

图3 伊拉克东南部上白垩统塞诺曼阶—土伦阶下部缓坡—弱镶边碳酸盐台地沉积模式Fig.3 Sedimentary model of the Upper Cretaceous Cenomanian-lower Turonian gentle ramp-weakly rimmed carbonate platform in southeastern Iraq

（1）深水陆棚

深水陆棚处于外缓坡，整体位于风暴浪基面之下（图3），沉积能量较低，沉积微相包括泥晶灰岩（MFT1）、含介形虫泥灰岩（MFT2），偶见含海绵骨针泥灰岩（MFT4）。深水陆棚水体较深，波浪已不能触及水底，光照不充足，营养物质交换不通畅，底栖生物不宜生存，岩石泥晶含量较高。可见海绵骨针、介形虫等生屑。深水陆棚主要发育在三级层序的海侵体系域晚期或高位体系域早期，塞诺曼阶底部的Ahmadi组发育于深水陆棚。

（2）深水斜坡

深水斜坡位于外缓坡上部和中缓坡下部，靠近深水陆棚一侧，远离正常浪基面，局部处于风暴浪基面之下（图3）。沉积微相包括含栗孔虫泥灰岩（MFT3）、含海绵骨针泥灰岩（MFT4）、微粒生屑泥晶灰岩（MFT5）、微粒泥晶生屑灰岩（MFT7）、含海绵骨针生屑泥晶灰岩（MFT8）、含生屑泥晶灰岩（MFT9）和含掘穴生屑泥晶灰岩（MFT21）。深水斜坡水体深度变化较大，整体水深较大，沉积能量较低，该环境中可遭受风暴作用，颗粒组分以细粒和微粒生屑为主，可见保存较完整的栗孔虫、藻屑、海绵骨针等。深水斜坡主要在三级层序的高位体系域早期发育，Rumaila组和Mishrif组底部发育于深水斜坡。

（3）浅水斜坡

浅水斜坡位于风暴浪基面和正常浪基面之间，靠近正常浪基面（图3）。沉积微相包括微粒泥晶生屑灰岩（MFT7）、藻屑泥晶灰岩（MFT11）、含栗孔虫泥晶生屑灰岩（MFT14）、泥晶藻屑灰岩（MFT16）、含棘皮泥晶藻屑灰岩（MFT17）、有孔虫棘屑颗粒灰岩（MFT22）和似球粒生屑灰岩（MFT23）。浅水斜坡靠近浪基面，水体逐渐变浅，沉积水动力由弱到强，海平面升降旋回对其影响较大，生屑类型较多，颗粒组分含量显著增加。岩石结构包含粒泥结构、泥粒结构和颗粒支撑结构，以藻屑为主的岩石（MFT11、MFT16和MFT17）主要位于浪基面之下，水体能量较弱，藻屑多被海水溶蚀，通过孔隙轮廓可判断其类型，可见少量的棘皮碎屑。以棘屑和似球粒为主的岩石（MFT22 和MFT23）发育于浪基面附近，靠近礁滩体向海一侧，波浪筛选淘洗能力较强，岩石结构成熟度较高。浅水斜坡主要发育在高位体系域晚期。

（4）礁滩

礁滩处于内缓坡，位于正常浪基面附近，水体能量较强（图3）。沉积微相包括似球粒颗粒灰岩（MFT20）、有孔虫棘屑颗粒灰岩（MFT22）、似球粒生屑灰岩（MFT23）、生屑颗粒灰岩（MFT24）、厚壳蛤颗粒灰岩（MFT25）和厚壳蛤砾屑灰岩（MFT26）。浪基面附近水体较浅，光照充足，水体冲刷作用较强，营养物质充足，为造礁生物提供了良好的场所。厚壳蛤是白垩纪最主要的造礁生物，其形成的礁占白垩纪中期生物礁总量的60%以上［17］，但白垩纪厚壳蛤内部固结较弱，由于波浪的冲刷和扰动，生物礁会脱落成碎屑［18-19］，难以在台地边缘形成陡峭的镶边生物礁，故伊拉克南部白垩纪厚壳蛤生物礁少见，但礁体破碎形成的大量厚壳蛤碎屑成为了滩体的主要物质来源。由于水体强度不同，厚壳蛤碎屑的破碎程度存在显著差异：M 油田Mishrif 组礁滩相岩心易见到厘米级的厚壳蛤碎片（图4a）；H 油田Mishrif 组礁滩相岩心呈蜂窝状，厚壳蛤碎屑为黄白色（图4b）；W 油田Mishrif 组礁滩相岩心颗粒感较弱，难以观察到厚壳蛤碎屑（图4c）；R油田Mishrif组礁滩相发育溶蚀孔洞，厚壳蛤碎片粒径较小（图4d）。由于礁滩古地貌较高，后期易遭受大气淡水溶蚀，故铸体薄片上均见到溶蚀作用形成的次生溶孔。礁滩主要发育在高位体系域晚期或低位体系域，在塞诺曼早期Mishrif 组中部发育程度较高，地层厚度较大，储层物性好，是两伊地区各油田的主要产层段。

（5）滩间和滩翼

滩间位于内缓坡礁滩之间的洼地，随着滩体规模的扩大，滩体的阻挡导致滩体之间的沉积水动力条件比礁滩弱，形成局限的低能环境（图3）。沉积微相包括含生屑泥晶灰岩（MFT9）、生屑漂浮岩（MFT10）、泥晶生屑灰岩（MFT19），偶含生屑颗粒灰岩（MFT24）。滩间泥晶含量较高，但颗粒组分与礁滩类似，可见大粒径的厚壳蛤生屑，粒径可达厘米级（如MFT10）。滩间地势低洼，周缘礁滩溶蚀形成的饱和流体可向其汇聚，导致滩间的胶结作用较强，可见颗粒被致密胶结（如MFT19）。

滩翼位于礁滩体的外缘，沉积微相与滩间类似，向海一侧通常被称为滩前，向陆一侧通常被称为滩后。由于礁滩对波浪的阻挡造成水体能量损耗，因此滩前的水动力强度高于滩后。滩前水体比较开阔，以泥晶生屑灰岩和生屑颗粒灰岩为主，生屑主要为似球粒和棘皮等，颗粒的结构成熟度比较高。而滩后以生屑漂浮岩和生屑泥晶灰岩为主，岩石的结构成熟度较低。

（6）潟湖

潟湖为礁滩向陆一侧的宽广环境，受礁滩体的阻挡，水体环境局限，整体位于正常浪基面之下，水体安静且深度较浅，底栖生物发育（图3）。潟湖沉积微相较多，包括含介形虫泥灰岩（MFT2）、含栗孔虫泥灰岩（MFT3）、细粒生屑泥晶灰岩（MFT6）、含海绵骨针生屑泥晶灰岩（MFT8）、含生屑泥晶灰岩（MFT9）、生屑漂浮岩（MFT10）、含蜂巢虫泥晶生屑灰岩（MFT12）、含栗孔虫泥晶生屑灰岩（MFT14）、含掘穴泥晶生屑灰岩（MFT18）、泥晶生屑灰岩（MFT19）、含掘穴生屑泥晶灰岩（MFT21）、含生屑灰质白云岩（MFT28）。岩石结构包括泥晶结构、粒泥结构和泥粒结构，生屑类型较多，主要包括底栖有孔虫、介形虫、藻屑、双壳类等。不同油田的潟湖相特征不一样：M 油田和H油田Mishrif 组潟湖相岩心上生物扰动现象普遍（图5a，5b），未扰动区呈浅白色致密状，扰动区呈深褐色，含油性较好，铸体薄片见生物潜穴中通常充填白云石，潟湖相储层物性呈现中高孔中低渗，蕴含丰富的油气；在W 油田和R 油田中，潟湖相岩心生物扰动作用较弱，岩心以硬底为主，物性较差，通常发育隔夹层（图5c，5d）。

图5 伊拉克东南部不同油田Mishrif组潟湖相特征（薄片：铸体薄片，单偏光，染色）Fig.5 Characteristics of lagoon of Mishrif Formation in different oilfields in southeastern Iraq(cast thin section,single polarized light,stained)

（7）台内滩

台内滩位于潟湖中的构造隆起，高于正常浪基面，水体能量较强（图3）。沉积微相包括藻屑泥晶灰岩（MFT11）、细粒有孔虫颗粒灰岩（MFT13）、圆笠虫生屑灰岩（MFT15）、含棘皮泥晶藻屑灰岩（MFT17）、泥晶生屑灰岩（MFT19）、似球粒颗粒灰岩（MFT20）、生屑颗粒灰岩（MFT24）。台内滩虽然位于浪基面附近，但由于水体能量被礁滩的阻挡和潟湖的消耗，其水动力强度远低于台缘礁滩。岩心上，台内滩随着颗粒组分含量的增多，岩石的颗粒感增强，局部发生胶结作用，生屑以藻屑、棘皮类、双壳类和底栖有孔虫为主，厚壳蛤类不甚发育，生屑被溶蚀后形成铸模孔或溶蚀孔洞，或又被胶结充填。

（8）潮道

潮道下切能力较强，切割台缘浅滩并延伸至潟湖，还可对台内滩进行切割（图3）。沉积微相包括似球粒颗粒灰岩（MFT20）、有孔虫棘屑颗粒灰岩（MFT22）、似球粒生屑灰岩（MFT23）、生屑颗粒灰岩（MFT24）、厚壳蛤颗粒灰岩（MFT25）。潮道受水体冲刷筛选，颗粒分选和磨圆较好，沉积水动力较强，泥质含量较低。从研究区4个油田资料来看，Mishrif 组潮道特征一致：岩心上均可见明显的冲刷或交错层理，颗粒感较强，生屑包含厚壳蛤碎屑、似球粒、棘皮类、底栖有孔虫等，颗粒的结构成熟度较高，分选较好（图6）。

图6 伊拉克东南部不同油田Mishrif组潮道特征（薄片：铸体薄片，单偏光，染色）Fig.6 Characteristics of tidal channels of Mishrif Formation in different oilfields in southeastern Iraq(cast thin section,single polarized light,stained)

（9）潮上坪

潮上坪位于潟湖向陆一侧边缘，准同生期发生蒸发白云石化作用，岩石的原始结构组分与潟湖类似。沉积微相包括微粒泥晶生屑灰岩（MFT7）、含生屑泥晶灰岩（MFT9）、含鸟眼构造泥晶灰岩（MFT27）和含生屑灰质白云岩（MFT28）。塞诺曼期—土伦早期气候整体温暖湿润，蒸发作用较弱，潮上坪仅在Mishrif组上部潟湖边缘发育，厚度较小。若岩石发生白云石化作用，岩心上可见石膏结核，铸体薄片上可见细粒白云石交代灰质组分，含少量双壳类和棘皮类等残留生屑；若未发生白云石化作用，岩心则呈灰白色致密状，可见示顶底构造和鸟眼构造等沉积构造。

4 沉积演化

层序旋回对沉积演化具有重要的控制作用。塞诺曼阶—土伦阶下部发育5 个三级层序（SQ1—SQ5），控制了沉积环境的演化与变迁（图7）。伊拉克南部整体处于浅水碳酸盐台地环境，在低位体系域时期，浅水碳酸盐台地不发生沉积，以暴露淋滤和风化剥蚀为主，因此层序地层旋回主要包括海侵体系域和高位体系域。整体来看，SQ1—SQ3以开阔水体为主，沉积环境以深水陆棚、深水斜坡、浅水斜坡、潮道和礁滩沉积为主，而SQ4和SQ5逐渐演化为局限环境，以大面积的潟湖和台内滩为主，局部发育潮道和潮上坪。

图7 伊拉克东南部上白垩统塞诺曼阶—土伦阶下部沉积演化剖面（位置见图1b）Fig.7 Sedimentary evolution profile of the Upper Cretaceous Cenomanian-lower Turonian in southeastern Iraq(location is shown Fig.1b)

SQ1海侵体系域以稳定的深水陆棚沉积为主；高位体系域早期以深水斜坡为主（H-2 井区局部发育潮道），地层分布比较稳定，所有油田均发育；高位体系域晚期，除R-5井区以浅水斜坡为主外，全区整体以礁滩和潮道为主，以H-2 井区和M-2 井区沉积厚度最大。

SQ2海侵体系域，W-1 井区和R-5 井区以深水陆棚为主，H-2井区以浅水斜坡为主，M-2井区则为深水斜坡。高位体系域，随着海平面的下降，R-5井区依次演化为深水斜坡和浅水斜坡；W-1 井区演化为深水斜坡，并在高位体系域晚期演化为礁滩环境，礁滩沉积厚度较大；M-2井区从深水斜坡逐渐演化为厚层的浅水斜坡，并在高位体系域晚期发育礁滩沉积；H-2井区发育两期浅水斜坡—礁滩旋回。

SQ3海侵体系域和高位体系域早期全区以厚层的浅水斜坡为主，仅M-2 井区发育厚层的礁滩沉积。高位体系域晚期全区以厚层的礁滩沉积为主，尤其以H-2 井区和M-2 井区沉积厚度最大，H-2 井区局部发育潮道。

早期礁滩的大规模沉积，形成障壁而阻碍了水体的循环，研究区自SQ4演化为局限沉积环境。海侵体系域和高位体系域早期全区发育大面积的潟湖，M-2 井区局部发育小规模的台内滩。至高位体系域晚期，R-5 井区和W-1 井区发育厚层的台内滩，M-2井区发育潮道，局部发育潮上坪。

SQ5仍以大面积的潟湖为主，台内滩主要受古地貌控制，在不同井区局部发育。层序顶部为土伦阶下部区域不整合面，地层被风化剥蚀厚度较大，高位体系域沉积残存厚度较小，以潟湖沉积为主。

不同油田的沉积演化存在一定的差异，油田内部沉积相平面展布亦存在变化，如M 油田主力产层段Mishrif 组对应SQ2—SQ5，不同层序具有不同的沉积环境和界面特征［20］。M 油田SQ2以向上变浅旋回为主（图7，M-2 井），从外缓坡（深水斜坡）逐渐演化为中缓坡（浅水斜坡），最后过渡为内缓坡（礁滩）；平面上沉积环境从自西向东依次为深水斜坡、浅水斜坡和礁滩，不同沉积环境呈指状交叉分布（图8a）。SQ3仍以向上变浅旋回为主，海平面持续下降，礁滩体向西部发生进积，M 油田区以礁滩沉积为主（图7）。受礁滩的阻挡，SQ4演化为局限环境，油田以潟湖为主，构造古隆起发育台内滩；平面上潮道呈东西向展布，切割潟湖和滩体；海平面下降晚期，在潟湖边缘发育潮上坪环境（图8b）。SQ5仍以局限环境为主，高位体系域晚期沉积的地层被剥蚀殆尽，仅残留高水位期沉积；海平面上升并淹没礁滩，潮道不发育，研究区以大面积的潟湖沉积为主，局部台内滩孤立分布（图8c）。

图8 伊拉克M油田Mishrif组典型层段沉积相平面图Fig.8 Sedimentary facies distribution of typical intervals of Mishrif Formation in M oilfield,Iraq

5 结 论

（1）通过28 种碳酸盐岩微相分析，判断伊拉克东南部白垩系塞诺曼阶—土伦阶下部属于碳酸盐缓坡沉积，并识别出潮上坪、台内滩、潟湖、潮道、礁滩、滩间、浅水斜坡、深水斜坡和深水陆棚等9 种沉积环境。基于沉积微相和生物相等指示标志，建立了缓坡—弱镶边碳酸盐台地沉积模式。

（2）塞诺曼期—土伦早期，伊拉克东南部以开阔环境为主，由于礁滩快速大规模沉积并形成障壁，晚期逐渐演化为局限环境。塞诺曼早期水体较深，岩石泥晶含量较高，储层发育程度低；塞诺曼中期发育大规模的礁滩和潮道，岩石颗粒组分含量高，颗粒间泥晶含量低，且发育厚度大，是储层发育的主要沉积环境，发育研究区油气的主要产层段；塞诺曼晚期—土伦早期台内滩发育有利储层，潟湖相岩石泥晶含量较高，但经历复杂的成岩改造后发育大量的次生孔隙，并蕴含了丰富的油气。