何 娟 孫立春 倪軍娥 王 龍 孫福亭

（中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028）

混積巖是指由陸源碎屑與碳酸鹽組分經(jīng)混合沉積作用而形成的巖石［1］，是一種特殊的沉積現(xiàn)象。郭福生等［2］認(rèn)為，廣義上混積巖還包括由陸源碎屑與碳酸鹽組分在空間（垂向／平面）上構(gòu)成交替互層或夾層的混合。國內(nèi)外混積巖研究始于20世紀(jì)中期，在美國Williston盆地Bakken組、Maverick盆地Eagleford組及中國準(zhǔn)噶爾、柴達(dá)木、四川、渤海灣等盆地均發(fā)現(xiàn)有混積巖儲(chǔ)層［3-7］，分布廣泛。大部分混積巖形成于特殊的過渡環(huán)境中［8-10］，混合沉積環(huán)境一般具有不同沉積相帶在平面上交錯(cuò)、或在垂向依次重疊出現(xiàn)的特點(diǎn)［2］。

伊拉克M油田Asmari組B段發(fā)育一套厚度110～140 m混積巖儲(chǔ)層，不同巖石組分的混合及縱向和平面的交替、疊置使得儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性。筆者通過巖心、薄片、實(shí)測(cè)孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)、測(cè)井曲線以及實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)等資料，分析了研究區(qū)Asmari組B段混積巖儲(chǔ)層巖石和儲(chǔ)集空間，確定了沉積環(huán)境和沉積亞相，對(duì)比了不同巖性儲(chǔ)層物性特征，研究了儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)油田開發(fā)的影響，以期為Asmari組混積巖油藏后續(xù)開發(fā)提供指導(dǎo)。

1 油田地質(zhì)概況

M油田位于伊拉克東南部，毗鄰伊朗邊界，西北距巴格達(dá)約350 km，南距巴士拉約175 km，屬于中東阿拉伯臺(tái)地之東的美索不達(dá)米亞盆地低角度褶皺區(qū)［11］。該油田處在一個(gè)NW-SE向的長軸背斜之上，漸新統(tǒng)—中新統(tǒng)Asmari組為重要的含油層系。

Asmari組發(fā)育于古近—新近系海陸過渡的沉積環(huán)境，其沉積主要受相對(duì)海平面升降和阿拉伯板塊隆升控制。Asmari組現(xiàn)今埋深為2 800～3 200 m，厚度約380 m，以三角洲前緣河道砂巖、局限臺(tái)地潮坪和瀉湖的灰?guī)r、白云巖及二者高度混合沉積形成的混積巖為主，與下伏Jaddala組呈不整合接觸，與上覆Lower Far組呈整合接觸關(guān)系［11］（圖1）。

圖1 伊拉克M油田Asmari組含油層段地層柱狀圖Fig.1 Stratigraphic column of oil interval of Asmari Formation of M oilfield in Iraq

2 儲(chǔ)層特征

根據(jù)巖性組合特征，可將Asmari組細(xì)分為A、B、C、D等4段（圖1），其中B段為本次研究的主要目的層，是混積作用的主要發(fā)育段，既有廣義的陸源碎屑巖（混合度較低的三角洲前緣分流河道的砂巖）與碳酸鹽巖（混合度比較低的潮坪及瀉湖亞相的灰?guī)r及白云巖）在空間（垂向／平面）上的交替發(fā)育，也可看到二者高度混合作用形成的過渡類型巖石。B段自下而上可細(xì)分為B4、B3、B2和B1共4個(gè)油組（圖2），其中B4和B3油組下部儲(chǔ)層均以白云巖和灰?guī)r為主，上部以砂巖為主；B2油組儲(chǔ)層以混積巖為主。各油組內(nèi)部不同類型的儲(chǔ)層成層性較好，如B1油組儲(chǔ)層以砂巖為主，砂巖全區(qū)發(fā)育展布穩(wěn)定，橫向?qū)Ρ刃院谩?/p>

圖2 伊拉克M油田Asmari組B段油組劃分對(duì)比圖Fig.2 Well correlation of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

2.1 巖石和儲(chǔ)集空間類型

根據(jù)巖心資料，Asmari組B段砂巖可劃分為3種巖石類型，即鈣質(zhì)、膏質(zhì)或云質(zhì)粗—中粒石英砂巖、長石石英砂巖及長石石英雜砂巖，顆粒以石英為主，長石和鈣質(zhì)巖屑次之，膠結(jié)物常見方解石、石膏和有孔蟲等；碳酸鹽巖可細(xì)分為生屑灰?guī)r、泥粒灰?guī)r、白云質(zhì)灰?guī)r、微晶—亮晶砂屑、生物屑、球粒、鮞粒云巖等（圖3）；砂巖主要發(fā)育在B1、B4和B3油組上部；灰?guī)r和白云巖主要發(fā)育于B2、B4和B3油組下部。

Asmari組B段砂巖儲(chǔ)集空間以粒間孔為主，粒內(nèi)溶孔次之；灰?guī)r及白云巖儲(chǔ)集空間主要包括粒間及粒內(nèi)溶孔、晶間及晶內(nèi)溶孔、溶蝕縫、微裂縫及雜基中的微孔等（圖3）。

2.2 沉積相特征

根據(jù)巖心、薄片和地層對(duì)比分析，結(jié)合前人研究成果［12］，Asmari組B段主要為碎屑巖與碳酸鹽巖的混合沉積，發(fā)育三角洲、混合臺(tái)地和局限臺(tái)地等沉積相和三角洲前緣、向陸、向海、潮坪和瀉湖等亞相（圖1）。

圖3 伊拉克M油田Asmari組B段儲(chǔ)層巖石類型及儲(chǔ)集空間Fig.3 Rock and pore types of reservoirs of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

三角洲河道沉積是Asmari組B段儲(chǔ)層主力沉積體，以粗—中粒石英砂巖和長石石英砂巖為主，發(fā)育粒間孔和少量粒內(nèi)溶孔（圖3），河道砂體厚度4～10 m，由多期河道疊置而成，由于B1油組砂巖段巖心呈現(xiàn)為紅棕色或淺綠色，反映出該套砂巖為淺水沉積環(huán)境。分析認(rèn)為，Asmari組B段局限臺(tái)地的潮坪和瀉湖亞相以白云巖和灰?guī)r為主，發(fā)育次生溶孔和分布于雜基中的微孔，而混積臺(tái)地的向陸和向海亞相以云質(zhì)砂巖、砂質(zhì)云巖等過渡類型巖石為主。

2.3 儲(chǔ)層物性

研究區(qū)不同類型儲(chǔ)層物性差異較大。依據(jù)油氣儲(chǔ)層評(píng)價(jià)方法中的儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)［13］，對(duì)巖心實(shí)測(cè)的孔、滲數(shù)據(jù)資料進(jìn)行了分析，結(jié)果表明：研究區(qū)砂巖儲(chǔ)層物性以中高孔、中高—特高滲為主，孔隙度10.1%～32.1%，大于15%的占93%，滲透率0.39～6 313.0 mD，大于100 mD的占74%；碳酸鹽巖儲(chǔ)層物性變化比較大，具有中低孔、低—高滲的物性特征，孔隙度8.5%～31.3%，大于15%的占47%，滲透率0.1～1 783.5 mD，大于10 mD的占57%；高度混積巖儲(chǔ)層孔隙度8.2%～26.4%，大于15%的占58%以上，滲透率0.2～831.0 mD，大于10 mD的占58%以上，與碳酸鹽巖儲(chǔ)層物性比較接近（圖4）。

Asmari組B段儲(chǔ)層巖石類型和物性之間具有很強(qiáng)的相關(guān)性。巖心實(shí)測(cè)的孔、滲數(shù)據(jù)資料分析表明，砂巖儲(chǔ)層物性明顯好于碳酸鹽巖和混積巖，這與儲(chǔ)層受后期成巖作用影響不大、粒間孔發(fā)育且連通性好密切相關(guān)。

2.4 儲(chǔ)層連通性

受物源供給、海平面升降及構(gòu)造變化等的影響，不同成因的儲(chǔ)層縱向上交替發(fā)育，相互疊置，橫向上河道砂體側(cè)向遷移擺動(dòng)，與局部發(fā)育的灰?guī)r或白云巖儲(chǔ)層漸變過渡，相互搭接，相互連通為一體。

研究區(qū)Asmari組B段93%的探明地質(zhì)儲(chǔ)量分布于B1—B3油組，其中砂巖儲(chǔ)層主要發(fā)育于B1和B3油組上部，碳酸鹽巖儲(chǔ)層主要發(fā)育于B2及B3油組下部，三角洲前緣亞相的河道砂巖儲(chǔ)層無論是厚度還是平面連續(xù)性均優(yōu)于局限臺(tái)地相的碳酸鹽巖儲(chǔ)層（圖2、表1）。

圖4 伊拉克M油田Asmari組B段儲(chǔ)層孔隙度、滲透率關(guān)系圖Fig.4 Porosity and permeability of different reservoirs of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

表1 伊拉克M油田Asmari組B段主力油層段儲(chǔ)層統(tǒng)計(jì)Table1 Reservoir statistics of main oil interval of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

研究區(qū)新鉆井壓力及油水分布資料表明，不同成因儲(chǔ)層總體相互連通，內(nèi)部存在差異。平面上，新鉆井F27、F28、F33和F41井隨鉆測(cè)壓資料表明，與原始地層壓力（F6井）相比，兩個(gè)主要射開的生產(chǎn)層位B1油組上部砂巖儲(chǔ)層和B3油組上部砂巖儲(chǔ)層在新井位置處均出現(xiàn)了明顯的壓力衰竭，部分井如F28井B1油組下部砂巖儲(chǔ)層也出現(xiàn)了一定的壓力衰竭，證明B1和B3油組儲(chǔ)層橫向連續(xù)性及連通性均比較好。

縱向上，B2和B4油組儲(chǔ)層均未射開生產(chǎn)，但新鉆井F33和F41井隨鉆測(cè)壓資料表明，新井位置處兩個(gè)層的地層壓力均較原始地層壓力出現(xiàn)了一定的衰竭，綜合F6井的壓力資料及鄰井生產(chǎn)情況，分析認(rèn)為其與上下生產(chǎn)層位B3和B1在縱向上相互連通，屬于同一油水系統(tǒng)（圖5）。

圖5 伊拉克M油田Asmari組B段各油組地層壓力Fig.5 Formation pressure of different zones of B Member in Asmari Formation of M oilfield in Iraq

3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)開發(fā)的影響

混積巖儲(chǔ)層巖性組成復(fù)雜多樣，在剖面上常呈現(xiàn)大段厚層式、厚夾薄層式、頻繁互層式分布［14］，非均質(zhì)性非常強(qiáng)，而儲(chǔ)層非均質(zhì)性是影響地下流體運(yùn)動(dòng)及采收率的重要因素［15］。研究區(qū)Asmari組B段層內(nèi)及層間非均質(zhì)性均比較強(qiáng)，主要表現(xiàn)為不同成因的儲(chǔ)層平面及縱向交替發(fā)育，且相互連通。但由于其形成的沉積環(huán)境及后期成巖作用的不同，導(dǎo)致其空間展布及物性又存在差異，進(jìn)而使得不同儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)的產(chǎn)能及開發(fā)后流體在其中的流動(dòng)和分布有所不同。

3.1 不同類型儲(chǔ)層產(chǎn)能差異大

受礦物組成、孔隙結(jié)構(gòu)及后期成巖等多種因素的影響，不同成因儲(chǔ)層物性差別較大。如圖4所示，砂巖儲(chǔ)層物性明顯好于碳酸鹽巖（灰?guī)r、白云巖）及二者的過渡類型儲(chǔ)層，研究區(qū)生產(chǎn)井的實(shí)際生產(chǎn)及測(cè)試數(shù)據(jù)也證明了這一現(xiàn)象。從A1井Asmari組B段PLT數(shù)據(jù)可以看出，在多層合采的情況下，砂巖儲(chǔ)層射開厚度占總射開儲(chǔ)層厚度的40%，產(chǎn)量貢獻(xiàn)達(dá)到了88%（表2）；另一口井A12砂巖儲(chǔ)層射開厚度僅占總射開儲(chǔ)層厚度的10%，而產(chǎn)量貢獻(xiàn)達(dá)到了97%（表3）。

表2 伊拉克M油田A1井Asmari組B段PLT測(cè)試結(jié)果Table2 PLT results of B Member of Asmari Formation，Well A1 of M oilfield in Iraq

表3 伊拉克M油田A12井Asmari組B段PLT測(cè)試結(jié)果Table3 PLT results of B Member of Asmari Formation，Well A12 of M oilfield in Iraq

研究區(qū)B1及B3油組上部砂巖儲(chǔ)量占比大，同時(shí)由于砂巖儲(chǔ)層較好的平面連續(xù)性及較高的產(chǎn)能，所以上述兩個(gè)層段為主力生產(chǎn)層段之一。因此，搞清楚砂巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的展布規(guī)律很有必要；同時(shí)由于儲(chǔ)層成層性好，可嘗試部署水平井開發(fā)砂巖層。

3.2 不同類型儲(chǔ)層水淹規(guī)律不同

M油田Asmari組B段為邊底水油藏，天然能量充足，水體倍數(shù)高達(dá)60～75倍，一直利用天然能量開采。隨著生產(chǎn)的進(jìn)行，油田發(fā)生水淹，含水率逐漸升高。根據(jù)目前新井壓力測(cè)試與水淹層解釋，結(jié)合老井早期生產(chǎn)層位及產(chǎn)出量，認(rèn)為受儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響，邊水更易于先沿著橫向連續(xù)性及物性比較好的砂巖突進(jìn)，然后再在縱向上向與其相鄰的推進(jìn)。此外，研究區(qū)位于扎格羅斯造山帶和阿拉伯臺(tái)地東部邊緣的過渡帶——扎格羅斯構(gòu)造低角度褶皺帶，因此斷層較為發(fā)育，存在少量微裂縫，由于微裂縫縱向溝通底水，個(gè)別生產(chǎn)井含水上升快。

新井水淹層解釋及見水時(shí)間先后順序進(jìn)一步證明了不同類型儲(chǔ)層水淹規(guī)律不同。研究區(qū)B3油組上部砂巖整體發(fā)生不同程度的水淹，在研究區(qū)大部分新井（如F47和F30井）解釋出水淹層，同時(shí)老井F1和F21井生產(chǎn)B3油組含水較高（圖6），且位于構(gòu)造低部位的井見水時(shí)間和含水率要早于位于高部位的井。未射開生產(chǎn)的B2油組在構(gòu)造低部位新井F47、F46、F30井及F34等處也出現(xiàn)了局部的水淹（圖6），表明縱向上B2油組與下部相鄰射開生產(chǎn)的B3油組是連通的。

此外，在邊水推進(jìn)的過程中，薄夾層對(duì)水淹起到隔擋作用［13］。如研究區(qū)F47井和F30井B1油組上部油層已水淹，而其下部油層未水淹，說明二者間的夾層起到了一定的隔擋作用。

由此可見，油田的水淹規(guī)律研究對(duì)油田新井井位部署、射孔方案、措施選取具有一定指導(dǎo)意義。在未下泵生產(chǎn)的情況下，新井井位盡量往構(gòu)造高部位部署，同時(shí)與斷層保持一定距離，可延緩自噴井見水時(shí)間；在制定射孔方案時(shí)，可參考新井水淹層解釋和水淹范圍制定射孔層位和深度規(guī)避出水風(fēng)險(xiǎn)；在生產(chǎn)井措施選取時(shí)，對(duì)于未水淹或水淹程度低的層，可選擇性進(jìn)行補(bǔ)孔。另外，針對(duì)含水異常的井，如高部位出水井，應(yīng)復(fù)查井筒、固井質(zhì)量、是否有裂縫發(fā)育等，尋找原因并采取合適的方法進(jìn)行卡堵水。

圖6 伊拉克M油田Asmari組B段水淹狀況Fig.6 Waterflooding status of B Member of Asmari Formation of M oilfield in Iraq

4 結(jié)論及建議

1）M油田Asmari組B段儲(chǔ)層以混合沉積作用形成的砂巖、灰?guī)r、白云巖及二者的過渡類型巖石為主，砂巖儲(chǔ)集空間主要為粒間溶孔，碳酸鹽巖及高度混積巖的主要儲(chǔ)集空間為粒間和粒內(nèi)溶孔?；旆e巖儲(chǔ)層整體連通性較好，縱向上砂巖與碳酸鹽巖儲(chǔ)層交替發(fā)育、相互疊置，橫向上二者漸變過渡、相互搭接。

2）混積巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，產(chǎn)能差異懸殊。砂巖儲(chǔ)層厚度、物性、連續(xù)性、連通性好，對(duì)產(chǎn)能貢獻(xiàn)大，為M油田Asmari組B段的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，因此搞清楚砂巖儲(chǔ)層分布是提高油田單井產(chǎn)能的關(guān)鍵。該儲(chǔ)層出水模式主要為邊水沿高滲砂巖層突進(jìn)，再橫向和縱向侵入，根據(jù)這一水淹規(guī)律可指導(dǎo)油田新井井位部署、射孔方案、措施選取等。