付育璞，鄭 強，龐 雯，夏東領

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 2.中國石化 國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100083)

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敘利亞O油田Shiranish組碳酸鹽巖儲層主控因素分析

付育璞1，鄭 強2，龐 雯1，夏東領1

(1.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 2.中國石化 國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100083)

利用測井、巖心、薄片、物性分析及壓汞資料，對敘利亞O油田上白堊統Shiranish組碳酸鹽巖儲集層特征及主控因素開展研究，明確生屑灘灰?guī)r和粉晶云巖為研究區(qū)主要儲層類型，其沉積環(huán)境、儲集空間、孔滲性能及孔喉結構均不相同。生屑灘灰?guī)r儲層以組構選擇性孔隙為主要儲集空間，具有良好的孔喉結構，儲滲性能好，其形成主要受沉積相帶及多期溶蝕作用控制；粉晶云巖儲集層包括選擇性組構孔隙和非選擇性組構孔隙2種類型，具有中高孔、高滲特征，其形成主要受大斷裂和白云石化作用的影響。

儲層特征；生屑灘灰?guī)r；粉晶云巖；Shiranish組；上白堊統；O油田；敘利亞

中東地區(qū)探明可采油氣儲量占全球探明可采油氣儲量的43%，其中，碳酸鹽巖油藏儲量占全球碳酸鹽巖油藏總儲量的70%[1-2]。敘利亞O油田作為重要的石油產區(qū)，勘探開發(fā)潛力大，地質儲量可達4.15×108t[3-4]，上白堊統Shiranish組碳酸鹽巖是該油田的主力含油層系，儲層類型以生屑灰?guī)r為主，中孔低滲，受沉積和成巖作用影響，儲層非均質性強，導致新井建產率較低。前人針對Shiranish組B段灰?guī)r儲層的成因模式及分布特征開展了一系列研究，提出同生斷層控制儲層的形成及分布等觀點[5]，從宏觀角度對儲層特征進行了闡述，但是不同學者對儲層發(fā)育主控因素的認識不盡相同，缺乏系統的歸納和總結，嚴重制約該區(qū)的勘探開發(fā)及井位部署工作。本文結合前人研究成果，利用巖心、鑄體薄片、掃描電鏡、恒速壓汞及測井資料，對Shiranish組碳酸鹽巖儲層的巖石類型、儲集空間進行了描述和分析，闡明其微觀孔喉結構特征及物性特征，明確了影響B(tài)段儲層的主控因素，以期為尋找高產優(yōu)質儲層提供地質依據。

1 地質背景

圖1 敘利亞O油田地理位置及Shiranish組B1亞段頂面構造

O油田位于敘利亞東北部，構造位置為新近紀—第四紀扎格羅斯褶皺帶的北緣，是受斷層控制的斷塊、斷鼻圈閉油藏[6]，整體呈現北高南低、西高東低的構造特征(圖1)。O油田Shiranish組為晚白堊世沉積的一套以灰?guī)r為主的地層，與上下地層呈不整合接觸，發(fā)育于碳酸鹽巖臺地邊緣沉積環(huán)境[3]。Shiranish組自下而上劃分為3個巖性段，下部C段系深水沉積的致密泥晶灰?guī)r；上部A段厚約2～4 m，是海平面下降時受風化剝蝕作用所形成的風化殼；僅中部B段為Shiranish組儲層主力油層，厚約30～170 m。根據巖性和電性特征，B段儲層可細分為3個亞段，縱向上呈反旋回沉積特征，每個亞段代表一個水體向上變淺的反旋回沉積，其生屑顆粒含量及顆粒大小自下而上呈逐漸增加的趨勢。自下而上依次發(fā)育以下巖性組合：B3亞段以泥晶灰?guī)r為主，上部可見少量細小生物碎屑；B2亞段以泥晶生屑灰?guī)r為主；B1亞段以生屑灰?guī)r為主，下部發(fā)育薄層泥晶生屑灰?guī)r。巖心觀察發(fā)現，在B1、B2亞段的下部,可見薄層粉晶云巖夾層發(fā)育(圖2)，呈局部區(qū)域分布特征。其中，B1亞段為目前開發(fā)的重點層位。

2 儲層特征

2.1 儲層巖石特征

研究區(qū)Shiranish組B段巖石類型多樣，主要包括灰?guī)r和白云巖2種類型。其中，灰?guī)r類儲層包括生屑灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r、生屑泥晶灰?guī)r及泥晶灰?guī)r4種，泥晶灰?guī)r為非儲層。生屑顆粒以有孔蟲、棘皮、介殼類及藻類化石為主，可見少量砂屑、藻屑等。生屑灰?guī)r粒徑最大，介于0.2～0.4 mm之間，生物個體較為破碎，粒間可見亮晶方解石膠結物，粒徑大小明顯不一樣，為多期膠結作用所形成，部分已被嚴重溶蝕，巖心觀察可見交錯層理發(fā)育。泥晶生屑灰?guī)r粒徑變小，介于0.1～0.2 mm之間，巖心可見保存完整的有孔蟲化石，局部可見少量砂屑，粒徑0.2～0.4 mm，呈次圓狀—橢圓狀，其成分亦為灰?guī)r。生屑泥晶灰?guī)r的生屑含量最少，多為生屑碎片，粒徑小于0.2 mm，局部可見白云質成分，巖心可見生物擾動構造及水平層理。巖心描述及錄井資料分析發(fā)現，生屑灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r含油級別較高，為油斑、油浸；生屑泥晶灰?guī)r含油級別為油斑。

白云巖類儲層以粉晶白云巖為主，礦物成分為鐵白云石。鏡下觀察發(fā)現，白云巖晶體細小，晶粒介于0.03～0.05 mm之間，自形程度較高，重結晶作用形成晶間孔，后發(fā)生溶蝕作用形成晶間溶孔[6]。取心資料表明，該巖石類型呈薄層狀局部區(qū)域分布，厚約2～5 m，巖心可見裂縫發(fā)育。

2.2 儲集空間類型

B段碳酸鹽巖儲層儲集空間比較復雜，依照張學豐等[7]的分類，將儲層孔隙劃分為兩類：(1)受礦物組分等內部因素控制的組構選擇性孔隙；(2)受構造破裂等外部因素制約的非組構選擇性孔隙。

圖2 敘利亞O油田Shiranish組綜合柱狀圖

研究區(qū)組構選擇性孔隙包括以下類型：①有孔蟲體腔孔(圖3a)，孔隙形態(tài)較為規(guī)則，呈圓形—次圓形，孔徑20～100 μm，部分被方解石、有機質等充填—半充填。該類孔隙多發(fā)育于泥晶生屑灰?guī)r，連通性較差；②粒內溶孔(圖3b)，形態(tài)不規(guī)則，孔徑25～100 μm，局部被有機質充填，連通性好；③殘余粒間孔(圖3c)，顆粒間經溶蝕、膠結或充填后殘留的孔隙空間，孔隙邊界呈港灣或彎曲狀，孔徑20～80 μm；④鑄?？?圖3d),主要為生物鑄模孔，其形態(tài)和大小與顆粒相似，局部可見部分顆粒被溶蝕形成的孔隙，孔徑30～100 μm；⑤晶間孔與晶間溶孔(圖3e),由白云石晶間孔溶蝕擴大形成，連通性好，晶間孔孔徑通常為20～60 μm，溶蝕后可達到30～80 μm。熒光分析表明，晶間孔多被瀝青充填或浸染。

非組構選擇性孔隙以構造溶蝕縫(圖3f)為主，發(fā)育數量較多，邊緣彎曲，對儲層的滲透性起到改善作用。熒光分析表明，該類溶蝕縫多被瀝青充填或浸染。

灰?guī)r類儲層的有效儲集空間為組構選擇性孔隙，其中，粒內溶孔、殘余粒間溶孔是主要儲集空間，約占總孔隙的70%；鑄?？住⒂锌紫x體腔孔次之。粉晶白云巖儲層則包括組構和非組構2種儲集類型，其中，晶間孔與晶間溶孔是主要儲集空間，發(fā)育構造溶蝕縫。

圖3 敘利亞O油田Shiranish組B段碳酸鹽巖儲層主要儲集空間類型

圖4 敘利亞O油田Shiranish組B段孔隙結構的主要類型

2.3 孔隙結構特征

孔隙結構特征是指儲層巖石孔隙的喉道大小、分布和連通性等，是衡量儲層滲透性好壞的主要標準之一。根據研究區(qū)3口井15塊巖心樣品的恒速壓汞實驗結果，B段儲層孔隙結構可以分為以下3類，即大孔—中喉型(Ⅰ類)、中孔—中細喉型(Ⅱ類)和中小孔—細喉型(Ⅲ類)(圖4)。

Ⅰ類大孔—中喉型：排驅壓力0.1～0.2 MPa，主要喉道半徑0.9～3.0 μm，主要孔隙半徑120～140 μm，生屑灰?guī)r及粉晶白云巖中較為常見；Ⅱ類中孔—中細喉型：排驅壓力0.2～0.6 MPa，主要喉道半徑0.7～2.0 μm，主要孔隙半徑80～120 μm，泥晶生屑灰?guī)r中較為常見；Ⅲ類中小孔—細喉型：排驅壓力0.6～1 MPa，主要喉道半徑0.3～0.6 μm，主要孔隙半徑60～100 μm，生屑泥晶灰?guī)r較為常見。

2.4 物性特征及孔滲關系

統計研究區(qū)B段儲層的巖心實測孔隙度和滲透率，發(fā)現儲層孔隙度值主要集中在6%～28%之間，滲透率分布區(qū)間較大，介于(0.1～172)×10-3μm2之間，不同巖石類型的孔隙度和滲透率具有較大的差異。生屑灰?guī)r類儲層中，生屑灰?guī)r孔滲性最好，孔隙度一般介于19%～25%之間，平均孔隙度為22.7%，滲透率介于(7～46)×10-3μm2之間，平均15.7×10-3μm2；泥晶生屑灰?guī)r次之，孔隙度一般在13%～20%，平均為16.5%，滲透率介于(2～10)×10-3μm2之間，平均6×10-3μm2；生屑泥晶灰?guī)r較差，孔隙度一般介于6%～16%之間，平均為9.2%，滲透率介于(0.8～6.7)×10-3μm2之間，平均為2.2×10-3μm2。粉晶云巖類儲層孔隙度一般介于10%～26%之間，平均為16.27%，滲透率值變化范圍較大，介于(9.9～172)×10-3μm2之間，平均滲透率為55.31×10-3μm2。

圖5 敘利亞O油田Shiranish 組B段不同類型儲集層孔滲關系

不同巖性的孔隙度和滲透率具有較大的差異，其孔滲關系也截然不同(圖5)?；?guī)r儲層樣品的滲透率隨孔隙度增大而增大的關系較明顯，平均擬合直線的斜率較高，顯示該類儲層具有良好的孔滲性能，與該類巖性孔喉配置關系好，孔隙間連通性強的實驗結果相吻合；粉晶白云巖儲層樣品的孔隙度值集中在10%～26%之間，孔滲相關性較灰?guī)r儲層明顯降低，但其滲透率明顯好于灰?guī)r儲層。

綜合運用測井曲線、巖心物性分析數據及測井解釋成果，發(fā)現Shiranish組各亞段儲層物性隨深度變淺逐漸變好，且各亞段上部物性明顯好于下部。其中，B1亞段物性最好，B2亞段次之，B3亞段最差(圖2)。同時，多年的勘探開發(fā)實踐可以證明，該油田的水平井大多分布于距B1亞段頂部15～25 m以內的部位。

3 優(yōu)質儲層主控因素

3.1 有利的沉積相帶是形成灰?guī)r優(yōu)質儲層的基礎

B段灰?guī)r儲層為典型的相控型儲集層，沉積微相控制巖相空間分布特征，對儲集性能影響明顯[8]。B段地層系繼承性發(fā)育碳酸鹽巖臺地邊緣—淺海陸棚過渡的沉積環(huán)境，自西向東依次發(fā)育臺地邊緣、淺海陸棚2種相帶。受同生斷層影響，臺地邊緣內部存在微地貌起伏變化，不同的構造位置發(fā)育不同的沉積微相[6]。根據巖性組合和微地貌變化，將臺地邊緣亞相進一步細分為潟湖、臺緣生屑灘、灘間、臺緣斜坡等微相(圖6)。其中，臺緣生屑灘微相位于構造高部位，屬于強水動力條件的高能環(huán)境。該類儲層不易形成抗浪格架，巖性以生屑灰?guī)r為主，顆粒間以亮晶方解石膠結物為主，巖心可見交錯層理，儲層質量高，儲集性能好，是形成優(yōu)質儲層的主要微相類型。灘間亞相位于正常浪基面以上的遮蔽環(huán)境，水動力能量有所降低，巖性以泥晶生屑灰?guī)r為主，底部發(fā)育少量生屑泥晶灰?guī)r，顆粒間以泥晶方解石膠結物為主，儲層儲集性能中等。潟湖微相位于西側地塹，水動力條件較弱，巖性以生屑泥晶灰?guī)r、泥晶灰?guī)r為主。臺緣斜坡微相位于平均浪基面以下，為水動力條件較弱的低能環(huán)境，巖心生物擾動構造明顯，巖性為生屑泥晶灰?guī)r、泥晶灰?guī)r，儲層儲集性能較差。淺海陸棚亞相位于風暴浪基面以下，巖性以泥晶灰?guī)r為主，儲集性能最差。

3.2 多期溶蝕作用是優(yōu)質灰?guī)r儲層定型的關鍵

3.3 白云石化作用控制高滲云巖儲層的形成

研究發(fā)現，該區(qū)部分井B1、B2亞段下部發(fā)育一段厚約2～5 m的灰白色白云巖，且該段白云巖溶蝕孔洞發(fā)育，頂底多與泥晶灰?guī)r或生屑泥晶灰?guī)r相接觸，電性特征明顯，具有電阻率曲線突然降低，聲波時差和中子曲線相應增大的現象，且光電吸收截面曲線(PEF)值約為3，是白云巖的典型特征。但由于研究區(qū)屬于海外作業(yè)區(qū)塊，存在取心井少且取樣困難的問題，本次研究共搜集4口直井12塊樣品數據，樣品深度分布于1 532.2～1 628.9 m。白云巖主要由粉晶白云石組成，粒徑介于0.03～0.05 mm之間，呈砂糖狀，自形程度較高(圖7a)，部分樣品中生物碎屑結構保持完好。陰極發(fā)光顯示，白云石晶體內部光性具單環(huán)帶結構，晶體為暗橘色光，邊緣為橘紅色光，孔隙部分不發(fā)光(圖7b)。物性分析表明，該段粉晶白云巖具有較高的孔隙度和滲透率，儲集性能明顯好于上下圍巖。

圖6 敘利亞O油田Shiranish組B段碳酸鹽巖儲層沉積模式

圖7 敘利亞O油田Shiranish組B段白云石的顯微結構

不同的學者對白云巖成因提出了不同的成因機制和模式[14-17]，筆者認為該地區(qū)的白云石主要形成于淺埋藏期，由地層中富Mg+流體交代早期灰?guī)r所形成，主要的依據如下：(1)研究區(qū)為海相沉積，地層較為穩(wěn)定，經歷的成巖作用相對較為簡單[18]；(2)包裹體測溫資料顯示，白云石包裹體的溫度主要集中在72～84 ℃，如果按照平均地溫梯度3 ℃/hm計算，地表溫度取20 ℃，則白云石交代作用發(fā)生在1 800～2 000 m左右；(3)X射線衍射分析表明，白云巖的有序度I015/I110變化介于0.5～0.7，明顯低于深埋藏和熱液成因的白云巖有序度(0.74～0.89)[19]；(4)分析碳氧同位素數據可知，δ13C值為0.5‰～3.5‰，平均值為2.8‰，δ18O值為-4.5‰～2.4‰，平均值為-3.1‰，二者與同期海水值相比，均位于同一時期海水背景值范圍內[20]，推測白云石化流體可能與受過蒸發(fā)改造的同時期海水有關；(5)宏觀來看，白云巖多發(fā)育在形成于高能環(huán)境的顆粒碳酸鹽巖中，泥晶灰?guī)r中較為少見(圖2)，且無蒸發(fā)巖伴生，多距斷裂距離較近，僅在局部區(qū)域發(fā)育，表明其并非于近地表環(huán)境形成，且形成規(guī)模受斷裂限制，較為局限。

綜上所述，認為早期的灰?guī)r儲層形成后進入淺埋藏階段，在海平面下降期間，正常海水發(fā)生濃縮，水體鹽度升高，這些經蒸發(fā)濃縮的海水沿先期成巖孔隙、溶蝕孔隙、構造裂縫等通道下滲，交代早期形成的生屑顆?；?guī)r，發(fā)生選擇性白云石化作用，而泥晶灰?guī)r因巖性較為致密不利于白云石化作用的發(fā)生，僅在裂縫發(fā)育處形成白云巖。由此可見，該地區(qū)的白云石化作用受富鎂流體來源的制約，是不均勻的，也是不徹底的。研究區(qū)內粉晶白云巖儲層是在已經形成的儲層基礎上疊加改造而成，再加上裂縫相對較為發(fā)育，儲集性能得到極大改善，是相對有利的儲層。須指出的是，盡管研究區(qū)當前的主力開發(fā)層系仍為灰?guī)r層段，但這一薄層白云石的形成模式及機理等問題仍值得進一步探索，亦需開展更為深入的研究。

4 結論

(1)敘利亞O油田Shiranish組B段碳酸鹽巖儲層發(fā)育2種不同巖性的碳酸鹽巖儲層：生屑灘灰?guī)r儲層和粉晶云巖儲層，其沉積環(huán)境、儲集空間、孔喉結構及孔滲性能存在明顯不同。

(2)生屑灘灰?guī)r儲層是以選擇性組構孔隙為主要儲集空間的孔隙型儲層，包括有孔蟲體腔孔、粒內溶孔、殘余粒間孔及鑄模孔等，具有良好的孔喉結構及孔喉配置關系，孔滲性能好。該儲層為典型的相控型儲層，后經多期溶解作用疊加改造，為本區(qū)優(yōu)質有效儲層，也是油田開發(fā)的有利目標。

(3)粉晶云巖儲集層的儲集空間類型包括選擇性組構孔隙(晶間孔、晶間溶孔)和非選擇性組構孔隙(構造溶蝕縫)2種，具有中高孔高滲特征。該段儲層的形成與斷裂及白云石化作用有關，是本區(qū)的優(yōu)質儲層，值得進一步探索。

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(編輯 黃 娟)

Carbonate reservoir controls in the Shiranish Formation of O oil field, Syria

Fu Yupu1, Zheng Qiang2, Pang Wen1, Xia Dongling1

(1.SINOPECPetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,Beijing100038,China; 2.SINOPECInternationalPetroleumExplorationandProductionCoporation,Beijing100029,China)

The reservoir characteristics and controlling factors of the Cretaceous Shiranish Formation in O oil field in Syria were studied using petrophysical logs, core samples, thin sections, physical properties and mercury penetration data. Two types of reservoir rocks were identified: limestone reservoir developed in bioclastic shoal microfacies and silt-sized crystalline dolomite. They are different in depositional environment, reservoir type, storage space, physical properties and pore structure. Limestone reservoirs with selective texture pores have good pore structure and physical properties controlled by sedimentary facies and multi-phase dissolution. Silt-sized crystalline dolomite with both selective and non-selective pore textures is of medium-high porosity and high permeability controlled by large fault systems and dolomitization.

reservoir characteristics; limestone in bioclastic shoal microfacies; silt-sized crystalline dolomite; Shiranish Formation; Upper Cretaceous; O oil field; Syria

1001-6112(2017)03-0355-07

10.11781/sysydz201703355

2016-12-06；

2017-04-04。

付育璞(1984—)，女，碩士，工程師，從事儲層沉積學研究。E-mail: fuyp.syky@sinopec.com。

國家科技重大專項(2011ZX05031-002)資助。

TE122.2

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