王 歡，石開波，趙麗敏，劉 波，葉玉峰，鄧 亞，沈瑛楚，李茜瑤，羅清清，劉航宇

1 中國地質(zhì)大學(xué)（北京）地球科學(xué)與資源學(xué)院; 2 北京大學(xué)地球與空間學(xué)院;3中國石油勘探開發(fā)研究院；4 中油國際勘探開發(fā)公司

0 前 言

“微相”一詞最早由Brown［1］提出，Cuvillier［2］又對其進(jìn)行了重新定義，即表示巖石薄片在顯微鏡下所呈現(xiàn)的鑒別標(biāo)志，是巖石薄片中用來描述巖石學(xué)和古生物學(xué)特征的術(shù)語。Flügel［3］將“微相”定義為在薄片、揭片和光片中能夠被分類的所有古生物學(xué)和沉積學(xué)標(biāo)志的總和。

20 世紀(jì)60 年代末到整個70 年代，微相研究成為碳酸鹽巖沉積相分析和古環(huán)境解釋的基本內(nèi)容。Flügel［3-5］根據(jù)現(xiàn)代碳酸鹽巖沉積特征，在Wilson［6］提出的碳酸鹽鑲邊臺地標(biāo)準(zhǔn)相模式（SFM）的相帶框架內(nèi)，按照沉積學(xué)及古生物學(xué)特征識別出26 個標(biāo)準(zhǔn)微相類型（SMF），這些標(biāo)準(zhǔn)微相只有部分可在碳酸鹽緩坡中找到，故基于碳酸鹽緩坡微相與臺地微相在沉積組構(gòu)及生物組合分布的差異性，在碳酸鹽緩坡中可識別出30 種常見的微相類型。現(xiàn)今，微相研究不僅僅是微相類型的劃分和確定，還包括在此基礎(chǔ)上建立微相組合，在層序地層格架下分析微相組合的演化序列及分布特征，進(jìn)而揭示沉積演化規(guī)律，建立碳酸鹽巖沉積模式［5-14］，并結(jié)合后期成巖改造及構(gòu)造作用的影響，對儲層進(jìn)行分類評價，分析不同成因儲層的主控因素，從而預(yù)測碳酸鹽巖儲層的分布［15-21］。

Khasib組是伊拉克A油田上白堊統(tǒng)主要的油氣富集層位，目前針對該層位的研究集中在儲層特征及成因分析等方面［22-26］，對沉積相的研究相對粗略且認(rèn)識上存在差異：Al-Qayim［14］認(rèn)為伊拉克中南部的Khasib 組沉積于碳酸鹽緩坡背景下，并識別了內(nèi)緩坡、中緩坡和外緩坡；郭睿等［22-23,26］認(rèn)為Khasib 組經(jīng)歷了從內(nèi)緩坡向局限臺地的演化過程。目前，在A 油田開發(fā)過程中面臨含水量高、水竄嚴(yán)重等問題，亟需開展儲層內(nèi)部精細(xì)劃分，而沉積相是Kha?sib 組儲層發(fā)育和分布的主控因素［22］。Flügel 碳酸鹽巖微相分析方法不僅可以將碳酸鹽巖微觀與宏觀特征聯(lián)系起來，進(jìn)而全面、系統(tǒng)地分析沉積相的具體特征，同時還可對儲層進(jìn)行精細(xì)評價。本文基于4 口取心井巖心及1 700 余件薄片資料對伊拉克A 油田上白堊統(tǒng)Khasib 組微相開展研究，建立了緩坡沉積模式，在此基礎(chǔ)上結(jié)合4 口取心井的500 余個儲層物性數(shù)據(jù)及60 余個壓汞數(shù)據(jù)進(jìn)行了儲層評價，定量-半定量分析了沉積組構(gòu)及生物組合對儲層質(zhì)量的影響，以期為儲層精細(xì)劃分和開發(fā)方案優(yōu)化提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

伊拉克位于阿拉伯板塊東北緣波斯灣盆地北部，構(gòu)造上自東北向西南依次為逆沖推覆帶、褶皺帶（強(qiáng)烈褶皺帶、輕微褶皺帶）、美索不達(dá)米亞平原、塞勒曼構(gòu)造帶和魯特拜構(gòu)造帶。A油田位于伊拉克東南部美索不達(dá)米亞平原（圖1a），為一北西—南東走向的寬緩長軸背斜（圖1b），長軸長度為50 km，短軸長度為15～20 km，軸線傾角小于2°；全區(qū)發(fā)育3個構(gòu)造高點(diǎn)，形成完整的背斜油氣藏，具有統(tǒng)一的油水界面。

圖1 伊拉克A油田構(gòu)造位置及構(gòu)造圖Fig. 1 Structural location and structure map of Iraq A Oilfield

阿拉伯板塊東北緣在古生代經(jīng)歷了古特提斯洋的開啟、閉合及新特提斯洋的開啟等階段。中生代沉積演化主要受新特提斯洋擴(kuò)張的影響，其中早白堊世還發(fā)生了南新特提斯洋的開啟和擴(kuò)張，形成了被動大陸邊緣的碳酸鹽臺地沉積；晚白堊世土倫期至馬斯特里赫特期，隨著南新特提斯洋的閉合及新特提斯洋的收縮，阿拉伯板塊東北緣進(jìn)入聚斂拼合階段，發(fā)生洋內(nèi)俯沖，開始發(fā)育前陸盆地沉積。新生代，隨著新特提斯洋的關(guān)閉，阿拉伯板塊及亞歐板塊碰撞達(dá)到最高峰，在阿拉伯板塊東北緣形成托羅斯—扎格羅斯造山帶［27-28］。

Sharland［29］將阿拉伯板塊自寒武紀(jì)至今的地層劃分為11個巨層序，其中在上侏羅統(tǒng)頂部至整個白堊系可識別出2 個巨層序；上部巨層序又劃分為2個超層序，Khasib組位于上部超層序（上土倫階—下坎潘階）［18］。Khasib 組自下而上又可劃分為一個完整的三級層序和另一個海侵體系域的底部，三級層序?qū)?yīng)區(qū)域性最大海泛面［29］（圖2），發(fā)育以內(nèi)陸架盆地相為主的碳酸鹽巖沉積。A油田Khasib組從上到下可劃分為Kh1—Kh4共4個段，電性特征反映了儲層巖性及物性變化，為沉積相劃分提供很好的依據(jù)：下部發(fā)育盆地相的泥晶灰?guī)r和生物碎屑泥晶灰?guī)r夾泥晶生物碎屑灰?guī)r，上部逐漸過渡為中緩坡淺灘相泥晶生物碎屑灰?guī)r、泥晶綠藻生物碎屑灰?guī)r及生物碎屑砂屑灰?guī)r，頂部為中緩坡局限環(huán)境中的泥質(zhì)生物碎屑灰?guī)r夾生物碎屑泥晶灰?guī)r，其中以泥晶生物碎屑砂屑灰?guī)r、泥晶綠藻生物碎屑灰?guī)r及泥晶生物碎屑灰?guī)r為主的Kh2段為Khasib組儲層發(fā)育的主要層段。依據(jù)巖性及電性特征將Kh2 段劃分為Kh2-1—Kh2-5 共5 個層（圖2），不同層位沉積特征的差異體現(xiàn)了縱向上沉積環(huán)境的變化及由此控制儲層的質(zhì)量。

圖2 伊拉克A油田Khasib組綜合柱狀圖Fig. 2 Comprehensive column of Khasib Formation in Iraq A Oilfield

2 沉積微相特征及沉積模式

2.1 沉積微相類型與特征

根據(jù)主要的緩坡微相類型，通過對薄片中沉積組構(gòu)、生物組合及主要成巖作用進(jìn)行定量-半定量分析，對Khasib組共識別出7種沉積微相類型，分別是浮游有孔蟲生物碎屑粒泥灰?guī)r（MFT1）、生物碎屑泥?；?guī)r（MFT2）、綠藻生物碎屑泥粒灰?guī)r（MFT3）、生物碎屑砂屑泥粒灰?guī)r（MFT4）、生物碎屑砂屑顆?；?guī)r（MFT5）、生物碎屑粒泥灰?guī)r（MFT6）和棘皮生物碎屑泥粒灰?guī)r（MFT7）。

浮游有孔蟲生物碎屑粒泥灰?guī)r（MFT1） 巖心呈灰白色，顯油斑（圖3a）。骨架顆粒的粒徑約為0.1～0.2mm，含量占30%～40%，以浮游有孔蟲（含量20%～30%）為主，基質(zhì)為泥晶方解石（含量60%～70%），具有基質(zhì)支撐結(jié)構(gòu)。生物種類較單一，浮游有孔蟲具有膠結(jié)殼，保存較好且未經(jīng)磨蝕，內(nèi)部呈單房室或多房室，體腔內(nèi)文石質(zhì)組分溶蝕后或被灰泥充填，或呈孤立體腔孔（圖3a），為深水原地沉積生物；見少量小型棘皮碎屑，生物完整性差，為異地搬運(yùn)產(chǎn)物。儲集空間以浮游有孔蟲體腔孔及基質(zhì)微孔為主。該微相類型主要分布于Kh3段至Kh2-4層下部，形成于水體較深的外緩坡低能環(huán)境。

圖3 伊拉克A油田Khasib組沉積微相特征Fig. 3 Characteristics of sedimentary microfacies of Khasib Formation in Iraq A Oilfield

生物碎屑泥粒灰?guī)r（MFT2） 巖心呈深棕色，富含油（圖3b）。骨架顆粒的粒徑約為0.2～0.5 mm，含量為50%～60%?；|(zhì)為泥晶方解石（含量40%～50%），具有基質(zhì)支撐結(jié)構(gòu)。生物碎屑含量高且種類豐富，可見棘皮、藻類、腹足、有孔蟲等（圖3b），部分生物碎屑溶蝕后仍可見原始生物形態(tài)，如具有孢囊殘余結(jié)構(gòu)的綠藻，具有三角形輪廓的腹足，以及具有膠結(jié)殼殘余的浮游有孔蟲等，多為異地搬運(yùn)的產(chǎn)物。生物碎屑泥粒灰?guī)r發(fā)育多種生物碎屑溶蝕后的鑄膜孔，該微相類型在Kh2-4 層至Kh2-1 層均有分布，形成于低能中緩坡淺灘環(huán)境。

綠藻生物碎屑泥?；?guī)r（MFT3） 巖心呈棕色，富含油，可見生物擾動及淺色斑塊（圖3c）。骨架顆粒的粒徑約為0.4～2 mm，含量占50%～70%?；|(zhì)為泥晶方解石（含量30%～50%），具有顆粒支撐結(jié)構(gòu)。生物碎屑含量高且種類豐富，以綠藻（含量30%～50%）為主，次為棘皮和浮游有孔蟲（含量10%～20%）（圖3c）。強(qiáng)烈的生物擾動造成了成巖作用的差異，其中非擾動部分（斑塊部分）以膠結(jié)作用為主，孔隙不發(fā)育；擾動部分（含油部分）以溶蝕作用為主，藻膜孔清晰可見（圖3c）。該微相類型主要分布在Kh2-3層，綠藻的大量發(fā)育以及成巖作用的差異，表明該微相類型形成于淺水陸棚相碳酸鹽沉積環(huán)境，指示暖水、鹽度正常、水體能量較低的中緩坡淺灘環(huán)境。

生物碎屑砂屑泥?；?guī)r（MFT4） 巖心呈深棕色，飽含油，可見生物擾動構(gòu)造（圖3d）。非骨架顆粒的粒徑為0.1～0.5 mm，含量占65%～85%，分選性差，基質(zhì)為泥晶方解石（含量15%～35%），顆粒之間呈點(diǎn)-線接觸，具有顆粒支撐結(jié)構(gòu)。顆粒成分以砂屑為主（含量30%～70%），多為生物碎屑泥晶化作用的產(chǎn)物。生物碎屑含量較少且類型單一，可見少量棘皮和底棲有孔蟲（圖3d），棘皮碎屑邊緣可見次生加大膠結(jié)，組構(gòu)選擇性溶蝕形成大量粒間孔及少量粒內(nèi)孔、鑄膜孔和體腔孔。該微相類型主要分布在Kh2-2 層、Kh2-1 層及Kh1 段下部，形成于中緩坡低—中能淺灘環(huán)境。

生物碎屑砂屑顆?；?guī)r（MFT5） 巖心呈灰白色，飽含油，溶孔發(fā)育（圖3e）。非骨架顆粒的粒徑為0.1～0.5 mm，含量占60%～80%，分選性差，基質(zhì)為亮晶方解石（含量20%～40%），顆粒之間呈點(diǎn)-線接觸，具有顆粒支撐結(jié)構(gòu)。顆粒成分以砂屑（含量50%～80%）為主，與MFT4 顆粒形態(tài)及成因相似，同為生物碎屑泥晶化作用的產(chǎn)物。生物碎屑較少，可見綠藻、棘皮和底棲有孔蟲（圖3e），棘皮邊緣發(fā)育次生加大膠結(jié)（圖3e），顆粒邊緣可見溶蝕作用后的亮晶膠結(jié)物殘留，同時可見晚成巖作用階段形成的塊狀膠結(jié)。生物擾動作用疊加準(zhǔn)同生期暴露溶蝕，造成該微相類型中出現(xiàn)沉積組構(gòu)的差異：擾動部分以砂屑為主，發(fā)育大量粒間溶蝕擴(kuò)大孔；非擾動部分以生物碎屑為主，發(fā)育鑄膜孔和粒內(nèi)孔（圖3e）。同時也出現(xiàn)成巖作用的差異：擾動部分以溶蝕作用為主，巖心上可見沿生物擾動遺跡含油性較好，孔隙以粒間溶蝕擴(kuò)大孔為主；非擾動部分以膠結(jié)作用為主，局部可見非組構(gòu)選擇性溶孔。該微相類型分布范圍較小，僅在Kh2-1小層局部可見，形成于水體相對較淺且相對動蕩的中—高能中緩坡淺灘環(huán)境。

生物碎屑粒泥灰?guī)r（MFT6） 巖心呈灰白色，不含油，可見壓實(shí)-壓溶作用產(chǎn)生的泥質(zhì)條紋（圖3f）。骨架顆粒的粒徑為0.1～0.6 mm，含量占10%～30%?；|(zhì)為泥晶方解石（含量70%～90%），具有基質(zhì)支撐結(jié)構(gòu)。生物碎屑含量少但種類豐富，可見棘皮、浮游有孔蟲、腹足等（圖3f），孔隙基本不發(fā)育，可見少量裂縫。該微相類型分布在Kh1 層上部，形成于中緩坡局限的臺內(nèi)洼地低能環(huán)境。

棘皮生物碎屑泥?；?guī)r（MFT7） 巖心呈深灰色，不含油（圖3g）。骨架顆粒的粒徑為0.1～1 mm，含量占60%～80%，基質(zhì)為泥晶方解石（含量20%～40%），具有顆粒支撐結(jié)構(gòu)。生物碎屑含量高且種類單一，以棘皮（含量30%～50%）為主，且體積較大，見少量雙殼、有孔蟲等。壓實(shí)-壓溶作用明顯，可見縫合線及壓溶縫（圖3g）。孔隙不發(fā)育，僅見少量裂縫。該微相類型主要分布在Kh1 層上部，形成于中緩坡局限的臺內(nèi)洼地低能環(huán)境。

2.2 微相分布特征及沉積模式

A 油田Khasib 組垂向上巖性變化明顯，電性特征對巖性及物性變化有很好的指示作用，各小層均發(fā)育特定的微相類型，不同微相形成于不同的沉積環(huán)境。巖性的變化規(guī)律表現(xiàn)為由Kh3段生物碎屑泥晶灰?guī)r夾泥晶生物碎屑灰?guī)r，向上過渡為泥晶生物碎屑灰?guī)r、泥晶綠藻生物碎屑灰?guī)r和生物碎屑砂屑灰?guī)r，頂部為生物碎屑泥晶灰?guī)r和泥質(zhì)生物碎屑灰?guī)r（圖4）。根據(jù)垂向巖性變化及生物組合特征，微相變化也呈現(xiàn)一定規(guī)律性：下部的Kh3段、Kh2-5層及Kh2-4 層下部主要發(fā)育MFT1，局部沉積MFT2，Kh2-4 層 上 部 以MFT2 為 主；Kh2-3 層 總 體 發(fā) 育MFT3，夾薄層MFT2；Kh2-2層下部以MFT2為主，局部可見MFT3，上部發(fā)育MFT4，局部地區(qū)頂部見薄層MFT5；Kh2-1 層以MFT4 為主，下部穩(wěn)定分布薄層MFT5；Kh1 段底部發(fā)育穩(wěn)定薄層MFT7，下部以MFT4 為主，上部過渡為MFT6 和MFT7 交互沉積。從微相連井剖面圖可知（圖4），Khasib 組微相橫向展布穩(wěn)定。故根據(jù)微相垂向演化規(guī)律及橫向分布特征，認(rèn)為Khasib 組總體為碳酸鹽緩坡沉積環(huán)境，主要沉積于低能的中緩坡至外緩坡沉積相中，其中中緩坡相包括生物碎屑灘、綠藻灘、砂屑灘和中緩坡洼地等4種亞相。

圖4 伊拉克A油田Khasib組碳酸鹽巖微相取心井連井對比剖面（剖面位置見圖1b）Fig. 4 Carbonate microfacies correlation section (inter-coring wells) of Khasib Formation in Iraq A Oilfield (section position is shown in Fig.1b)

通過對A 油田Khaisb 組微相分布特征的研究，建立了Khasib 組碳酸鹽低能緩坡沉積模式（圖5）。外緩坡相以浮游有孔蟲粒泥灰?guī)r為主，夾薄層生物碎屑泥?；?guī)r，沉積水體較深。中緩坡相發(fā)育生物碎屑灘、砂屑灘、綠藻灘及中緩坡洼地亞相。生物碎屑灘亞相以生物碎屑泥?；?guī)r為主，夾薄層綠藻生物碎屑泥?；?guī)r，生物含量高且類型多樣，呈薄層狀分布于中緩坡外帶。砂屑灘亞相以生物碎屑砂屑泥?；?guī)r為主，生物含量少且種類單一，處于受海平面頻繁變化影響較大的區(qū)域，受生物擾動作用與準(zhǔn)同生期成巖作用的影響，在砂屑灘頂部發(fā)育以亮晶為主的薄層生物碎屑砂屑顆?；?guī)r（圖3e），同時局部沉積生物碎屑粒泥灰?guī)r和棘皮生物碎屑泥粒灰?guī)r，該亞相沉積于中緩坡構(gòu)造高部位。綠藻灘亞相沉積綠藻生物碎屑泥?；?guī)r夾薄層生物碎屑泥?；?guī)r，生物含量高且類型豐富，發(fā)育強(qiáng)烈的生物擾動，同時受海平面頻繁升降的影響，準(zhǔn)同生期成巖作用顯著（圖3c），沉積于中緩坡內(nèi)帶。中緩坡洼地亞相以生物碎屑粒泥灰?guī)r和棘皮生物碎屑泥?；?guī)r互層沉積為特征，生物含量低但類型多樣，分布于中緩坡向內(nèi)緩坡過渡位置。內(nèi)緩坡在研究區(qū)不發(fā)育。

圖5 伊拉克A油田Khasib組沉積模式及微相組合Fig. 5 Sedimentary model and microfacies association of Khasib Formation in Iraq A Oilfield

3 儲層特征及其影響因素

3.1 儲層特征

A 油田Khasib組儲層成因及分布主要受控于沉積相［22］，同時沉積形成的原生孔隙受后期同生期—準(zhǔn)同生期溶蝕改造影響，形成現(xiàn)今儲層特征［25］。微相類型差異可反映于沉積組構(gòu)差異，沉積組構(gòu)控制原生孔隙類型，在成巖作用影響下形成不同次生孔隙。Khasib組不同微相類型的物性差異為儲層劃分提供了很好的依據(jù)。以孔隙度15% 為界劃分低孔和高孔儲層，以滲透率5×10-3μm2及100×10-3μm2為界劃分低滲、中滲及高滲儲層，將Khasib 組儲層劃分為低孔低滲、高孔低滲、高孔中滲及高孔高滲等4類，不同儲層類型對應(yīng)不同微相及孔隙類型（圖6）。

高孔高滲儲層 發(fā)育于MFT5 微相，以粒間溶蝕擴(kuò)大孔為主，部分溶孔半徑大于顆粒半徑，孔隙連通性極好（圖3e），孔隙度分布在15%～25% 之間，滲透率高達(dá)（200～500）×10-3μm2（圖6）。排替壓力最低，介于0.02～0.04 MPa，孔喉半徑集中在5～15 μm之間，以粗喉為主，呈粗態(tài)單峰型（表1）。

高孔中滲儲層 發(fā)育于MFT2、MFT3 及MFT4微相，其中，MFT2 微相中發(fā)育多種生物碎屑類型，儲集空間主要為鑄膜孔（23%）、粒內(nèi)孔（22%）及粒間（溶）孔（21%）（圖3b）；MFT3 微相中藻類占主導(dǎo)地位，藻膜孔及粒內(nèi)孔之和超過總孔隙類型的50%（圖3c）；MFT4 微相中以粒間（溶）孔和粒內(nèi)孔為主（66%），鑄膜孔占24%（圖3d）。該儲層類型孔隙連通性好，孔隙度分布在10%～30% 之間，滲透率分布于（1～90）×10-3μm2之間（圖6）。排替壓力介于0～0.5 MPa，孔喉半徑集中在0.2～10 μm 之間，以中喉為主，呈粗態(tài)寬峰型（表1）。

高孔低滲儲層 主要發(fā)育于MFT1 微相，儲集空間為有孔蟲孤立體腔孔和大量基質(zhì)分散狀微孔（圖3a），基質(zhì)微孔和體腔孔分別占總孔隙類型的43% 和31%，孔隙連通性差，孔隙度集中在20%～30% 之間，滲透率低于5×10-3μm2（圖6）。排替壓力最高（0.3～2 MPa），孔喉半徑以0.5～1 μm 的細(xì)微喉為主，呈細(xì)態(tài)尖峰型（表1）。

低孔低滲儲層 主要發(fā)育于MFT6 和MFT7 微相，以基質(zhì)微孔為主（55%），見少量壓溶縫，在普通顯微鏡下少見有效孔隙發(fā)育，孔隙連通性差（圖3f,3g），孔隙度低于15%，滲透率低于5×10-3μm2（圖6）。排替壓力介于0.1～0.7 MPa，孔喉半徑以0.2～2 μm的細(xì)微喉為主，呈細(xì)態(tài)單峰型（表1）。

圖6 伊拉克A油田Khasib組碳酸鹽巖儲層孔-滲關(guān)系Fig. 6 Porosity-permeability relationship of carbonate reservoir of Khasib Formation in Iraq A Oilfield

表1 伊拉克A油田Khasib組碳酸鹽巖微相及其儲層特征Table 1 Carbonate microfacies and reservoir characteristics of Khasib Formation in Iraq A Oilfield

3.2 沉積組構(gòu)對儲層質(zhì)量的影響

組構(gòu)是指沉積物或巖石中堅固的沉積和成巖組分［30］。對研究區(qū)4 口取心井1 700 余件巖石薄片進(jìn)行觀察統(tǒng)計，結(jié)果表明不同微相中沉積組構(gòu)對儲層質(zhì)量具有重要影響。本文以AD3井108個樣品的統(tǒng)計數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，重點(diǎn)研究了內(nèi)碎屑、綠藻及灰泥含量對儲層質(zhì)量的影響。

3.2.1 內(nèi)碎屑及灰泥含量對儲層質(zhì)量的影響

Khasib 組MFT4 微相主要分布在Kh2-2 層和Kh2-1層，對這兩個層位沉積組構(gòu)與儲層物性關(guān)系的分析表明，此微相類型中內(nèi)碎屑、綠藻及灰泥含量共同控制其儲層質(zhì)量，其中綠藻的影響在后文討論。

以Kh2-1 層為例，整體自下而上可劃分3 個小層（圖7a），微相以MFT4 為主，生物碎屑含量穩(wěn)定（20%～40%），內(nèi)碎屑及灰泥含量變化較大，儲層實(shí)測孔隙度及面孔率差異較小，均主要介于15%～25%。下部小層內(nèi)碎屑含量為Khasib組最高，為50%～70%，灰泥含量僅為10%左右，滲透率近20×10-3μm2，由于局部裂縫的存在，滲透率可達(dá)70×10-3μm2；中部小層內(nèi)碎屑含量中等，為40%～60%，灰泥含量增至20%～25%，滲透率為5×10-3μm2左右；上部小層下部內(nèi)碎屑含量降低（10%～40%），灰泥含量由20% 增至50%，滲透率降低至1×10-3μm2，頂部雖灰泥含量較低、內(nèi)碎屑含量較高，但存在膠結(jié)作用而使得滲透率降低（圖7a）。同樣，以MFT4 微相為主的Kh2-2層（圖7b），底部呈滲透率隨灰泥含量降低而升高的特征，上部滲透率隨內(nèi)碎屑含量增加而升高。由此可知，灰泥對儲層物性具有破壞作用，儲層滲透率隨灰泥絕對含量升高而降低；內(nèi)碎屑的存在有助于儲層物性變好，儲層滲透率隨內(nèi)碎屑絕對含量增加而升高（圖7b）。

圖7 伊拉克A油田Khasib組巖石組構(gòu)、生物碎屑含量及儲層物性垂向變化規(guī)律Fig. 7 The vertical variation of rock fabric, bioclastic content and reservoir physical properties of Khasib Formation in Iraq A Oilfield

3.2.2 綠藻及灰泥含量對儲層質(zhì)量的影響

Khasib組MFT2和MFT3微相主要分布在Kh2-4層和Kh2-3 層，對這兩個層位巖石組分及儲層物性的分析表明，這兩種微相類型中綠藻及灰泥含量共同影響其儲層物性。

以Kh2-4 層為例，整體內(nèi)碎屑含量較少（小于15%），灰泥含量基本穩(wěn)定（30%～50%），滲透率主要受綠藻相對含量影響較大。底部以MFT1為主，不含綠藻，發(fā)育孤立浮游有孔蟲體腔孔，滲透率較低，為（2～3）×10-3μm2；中部以MFT2為主，綠藻開始出現(xiàn)且相對含量向上增加，滲透率隨之從3×10-3μm2增至13×10-3μm2；上部主要發(fā)育MFT3，綠藻大量發(fā)育（相對含量40%～60%），滲透率大多大于10×10-3μm2（圖7c）。Kh2-3層以MFT3為主，綠藻相對含量較高（30%～60%），滲透率的變化主要受到灰泥含量的影響，自下而上隨灰泥含量降低，滲透率呈小幅度增加（圖7d）。在MFT4微相發(fā)育的Kh2-2層上部，灰泥含量穩(wěn)定（10%～20%），綠藻相對含量與滲透率呈明顯正相關(guān)（圖7b）。由此可見，灰泥對儲層質(zhì)量具有破壞作用，而綠藻的增加可使儲層質(zhì)量得到改善。

綜上所述，Khasib 組MFT2、MFT3、MFT4微相發(fā)育的儲層中，以粒間孔、粒內(nèi)孔、鑄?？椎瓤紫督M合構(gòu)成主要儲層空間，沉積組構(gòu)的含量對儲層物性具有重要影響：MFT2 和MFT3 中，孔隙度分布較為集中，沉積組構(gòu)對儲層物性的作用主要表現(xiàn)在對滲透率的影響，綠藻含量與滲透率成正比，灰泥含量與滲透率成反比；MFT4 中沉積組構(gòu)的變化對儲層孔滲均有影響，隨著內(nèi)碎屑及綠藻含量的增加、灰泥含量的降低，儲層孔滲均隨之變好（圖8）。

圖8 伊拉克A油田Khasib組綠藻、內(nèi)碎屑及灰泥含量與儲層物性的關(guān)系Fig. 8 Relationship between the contents of green algae,intraclast and lime mud and reservoir physical properties of Khasib Formation in Iraq A Oilfield

4 對開發(fā)的指導(dǎo)意義

圖9 伊拉克A油田Khasib組巖石組構(gòu)、儲層物性與儲層類型垂向變化規(guī)律Fig. 9 Vertical variation of rock fabric, reservoir physical property and reservoir type of Khasib Formation in Iraq A Oilfield

伊拉克A油田Khasib組微相及儲層特征的研究結(jié)果表明，垂向上微相變化快，儲層層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，橫向上微相分布穩(wěn)定，儲層非均質(zhì)性弱，且油藏內(nèi)部不發(fā)育明顯的隔層、夾層，因此建議對Khasib組油藏的開發(fā)應(yīng)遵循整體開發(fā)的思路。由Kh2段內(nèi)沉積組構(gòu)、生物碎屑類型及儲層物性的變化規(guī)律（圖9）可知，Kh2-4層上部至Kh1段下部的高孔高滲及高孔中滲儲層的滲透率自下而上逐漸變大，在注水時適合從底部開始，滲透率向上變大的特征減弱了注水向上推進(jìn)的阻力，同時由于上部Kh2-1 層底部高滲層在全區(qū)穩(wěn)定分布，因此建議補(bǔ)充封堵措施，防止注水時沿該高滲層發(fā)生水竄。Kh2-5 層及Kh2-4 層下部的高孔低滲儲層中（圖9），大量發(fā)育的基質(zhì)微孔造成該類儲層孔隙度很高，但以孤立體腔孔和微孔為主的孔隙類型使得孔隙的連通性嚴(yán)重受限，從而造成高孔低滲的儲層特征。由于厚度較大，油水界面以上的這類儲層的儲量較為客觀，可作為潛力儲層，適合采用水平井酸化壓裂等儲層改造技術(shù)，從而人工提高其滲透性，在經(jīng)濟(jì)條件許可時動用。Kh1段上部發(fā)育低孔低滲儲層（圖9），該類型儲層開發(fā)價值較低，可作為下部優(yōu)質(zhì)儲層的蓋層。

5 結(jié) 論

（1）A 油田Khasib 組自下而上共識別出浮游有孔蟲生物碎屑粒泥灰?guī)r（MFT1）、生物碎屑泥粒灰?guī)r（MFT2）、綠藻生物碎屑泥?；?guī)r（MFT3）、生物碎屑砂屑泥?；?guī)r（MFT4）、生物碎屑砂屑顆?；?guī)r（MFT5）、生物碎屑粒泥灰?guī)r（MFT6）和棘皮生物碎屑泥?；?guī)r（MFT7）等7 種微相。Khasib 組微相垂向變化特征明顯，各小層均發(fā)育特定的微相類型，橫向分布穩(wěn)定。根據(jù)微相垂向演化規(guī)律及橫向分布特征，建立了Khasib組碳酸鹽緩坡沉積模式。

（2）A 油田Khasib 組儲層可劃分為高孔高滲儲層、高孔中滲儲層、高孔低滲儲層及低孔低滲儲層，儲層類型與微相類型具有很好的對應(yīng)性。對沉積組構(gòu)的定性、定量分析表明，內(nèi)碎屑及綠藻含量與儲層滲透率呈正相關(guān)，灰泥含量與儲層滲透率呈負(fù)相關(guān)。

（3）A 油田Khasib 組高孔高滲儲層和高孔中滲儲層滲透率自下而上逐漸變大，開發(fā)時應(yīng)考慮底部注水，緩慢向上推進(jìn)。高孔低滲儲層作為潛力儲層，可采用水平井酸化壓裂等儲層改造技術(shù)，在經(jīng)濟(jì)條件許可時動用。低孔低滲儲層可作為下部優(yōu)質(zhì)儲層的蓋層。