陳培元

(中國海洋石油國際有限公司，北京 100028 )

0 引言

海相碳酸鹽巖作為世界上重要的石油天然氣產(chǎn)層，在全球油氣勘探中占據(jù)重要的地位[1]，特別是中東、北美、俄羅斯的許多大型或特大型油氣田與碳酸鹽巖密切相關(guān)[2-3]。近年來，中國油企在中東地區(qū)獲得越來越多的油氣勘探(開發(fā))區(qū)塊，其中大多數(shù)為海相碳酸鹽巖[4-7]。中東地區(qū)海相碳酸鹽巖儲層與中國四川盆地、鄂爾多斯盆地、塔里木盆地等海相碳酸鹽巖儲層在埋藏深度[8-9]、儲層類型[10-17]等方面存在顯著差異，導(dǎo)致中國有關(guān)碳酸鹽巖儲層的研究成果對中東地區(qū)碳酸鹽巖儲層借鑒意義不大。

下白堊統(tǒng)哈布桑組海相碳酸鹽巖在阿聯(lián)酋X油田廣泛發(fā)育，沉積環(huán)境由淺水潮間帶到深水陸棚盆地[18]，地層厚度約為330 m。鉆井資料表明，哈布桑組儲層在阿聯(lián)酋X油田橫向分布相對穩(wěn)定，但物性變化快、單井產(chǎn)能差異大，對優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育特征及儲層差異成因機(jī)制認(rèn)識較為薄弱。碳酸鹽巖儲層從同生成巖環(huán)境經(jīng)歷埋藏成巖環(huán)境，在構(gòu)造作用下進(jìn)入表生成巖環(huán)境經(jīng)歷漫長而復(fù)雜的成巖演化[19-21]，儲層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，進(jìn)而影響孔隙中流體的滲流特征。以阿聯(lián)酋X油田為例，基于30口井取心資料，根據(jù)常規(guī)物性分析、薄片觀察、毛細(xì)管壓力曲線等實(shí)驗(yàn)分析，研究下白堊統(tǒng)哈布桑組上段儲層特征、成巖作用及成因機(jī)制，明確沉積相及成巖作用對儲層發(fā)育的控制作用，為海相碳酸鹽巖儲層及油田的高效開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

X油田位于魯卜哈利盆地北部的波斯灣區(qū)域(見圖1(a))，盆地構(gòu)造演化與整個阿拉伯板塊的演化密切相關(guān)[22]。自前寒武紀(jì)至現(xiàn)今經(jīng)歷前寒武紀(jì)擠壓、前寒武紀(jì)晚期—晚泥盆世克拉通內(nèi)背景下的拉張、晚泥盆世—中二疊世弧后構(gòu)造背景、晚古生代—中生代被動大陸邊緣背景下的拉張，以及中生代晚期—現(xiàn)今擠壓活動邊緣5個演化階段[23]。其中，自晚二疊世開始，受新特提斯洋的開裂影響，形成裂谷沉積，隨海底的進(jìn)一步擴(kuò)張，從阿拉伯板塊東北區(qū)到阿曼造山帶出現(xiàn)巨厚的穩(wěn)定大陸架碳酸鹽巖沉積[24]；早白堊世，波斯灣盆地演化為一個巨大的碳酸鹽巖斜坡；早白堊世晚期，淺水碳酸鹽巖沉積區(qū)域擴(kuò)大。

圖1 研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置及哈布桑組地層特征Fig.1 Structure location map and stratigraphic section of Habshan Formation in the study area

X油田構(gòu)造整體呈東西向展布，具有東陡西緩的特征，為一完整背斜構(gòu)造。三維地震資料解釋顯示，油田斷層發(fā)育，以北西—南東向?yàn)橹?，其中?gòu)造東側(cè)斷層較西側(cè)的發(fā)育。下白堊統(tǒng)哈布桑組為一套海相碳酸鹽巖沉積[25]，分為上下兩段，其中上段為研究的重點(diǎn)層段(見圖1(b))，鉆井揭示上段地層厚度為60～140 m。根據(jù)儲層特征，上段自下而上劃分為A、B、C三個小層(見圖1(b))，各小層橫向?qū)Ρ容^好，儲層分布相對穩(wěn)定，但儲層非均質(zhì)性強(qiáng)。

2 儲層特征

2.1 巖石學(xué)特征

巖心及鑄體薄片鏡下觀察表明，研究區(qū)哈布桑組上段巖石類型以灰?guī)r為主，白云巖次之。根據(jù)鄧哈姆 R J對灰?guī)r的劃分方案[26]，結(jié)合儲層巖石結(jié)構(gòu)、沉積構(gòu)造、孔隙類型及物性特征，哈布桑組上段灰?guī)r進(jìn)一步劃分5種類型：(1)灰?guī)r1類(LM1)，以顆?；?guī)r為主，少見泥?；?guī)r，孔隙系統(tǒng)由原生粒間孔和粒間溶孔組成，其次為鑄?？准傲芽p，孔隙內(nèi)見少量方解石膠結(jié)物(見圖2(a))；(2)灰?guī)r2類(LM2)，以泥粒灰?guī)r及顆?；?guī)r為主，少見粒泥灰?guī)r，孔隙以鑄?？诪橹?，少見粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及基質(zhì)微孔(見圖2(b))；(3)灰?guī)r3類(LM3)，主要為泥粒灰?guī)r，見粒泥灰?guī)r，孔隙以次生溶孔為主，少見基質(zhì)孔隙，見大量方解石和白云石膠結(jié)物堵塞孔隙(見圖2(c))；(4)灰?guī)r4類(LM4)，主要為粒泥灰?guī)r，見少量泥?；?guī)r，孔隙以小孔為主，少見溶蝕孔及裂縫，孔隙不發(fā)育(見圖2(d))；(5)灰?guī)r5類(LM5)，主要為泥灰?guī)r，孔隙以基質(zhì)微孔為主，見方解石膠結(jié)物(見圖2(e))，表現(xiàn)為非儲層。白云巖進(jìn)一步劃分3種類型：(1)白云巖1類(DL1)，以泥粒白云巖為主，見少量的粒泥白云巖和未白云石化的泥粒灰?guī)r(見圖2(f))，晶間孔發(fā)育；(2)白云巖2類(DL2)，以泥粒白云巖為主，發(fā)育晶間孔隙，見方解石膠結(jié)物(見圖2(g))；(3)白云巖3類(DL3)，以粒泥白云巖為主，其次為泥粒白云巖，少見孔隙，局部發(fā)育微晶白云巖，見少量晶間孔，相對致密，為非儲層(見圖2(h))。

圖2 哈布桑組上段巖石類型鏡下特征Fig.2 Microscopic characteristics of rock types in upper member of Habshan Formation

2.2 物性及孔隙類型

根據(jù)30口取心井、6 842個實(shí)測物性資料，研究區(qū)哈布桑組上段孔隙度為0.1%～37.2%，孔隙度小于15.0%的樣品占80.6%，平均孔隙度為8.9%；滲透率為0.1×10-4～3.5 μm2，滲透率小于10×10-3μm2的樣品占88.98%，平均滲透率為10.64×10-3μm2(見圖3)。儲層以中低孔中低滲為主，縱向上受強(qiáng)溶蝕作用影響，局部發(fā)育中孔高滲儲層，具有較強(qiáng)的層內(nèi)非均質(zhì)性。儲層孔隙度與滲透率之間具有一定的相關(guān)關(guān)系(見圖3)，盡管孔滲交會圖上存在孔隙度小于5.0%的樣品，但滲透率大于10×10-3μm2的樣品占比不足1.0%，表現(xiàn)儲層以孔隙為主的特征。根據(jù)不同巖石類型儲層物性統(tǒng)計(見圖4)，LM1和LM2類儲層物性明顯優(yōu)于其他類型儲層的，LM5和DL3類儲層物性相對較差，其他類型儲層孔隙度差異不大，但DL1和DL2類儲層滲透率好于LM3和LM4類儲層的。

圖3 儲層孔隙度與滲透率交會及孔隙度與滲透率頻率分布Fig.3 Crossplot of reservoir porosity and permeability and frequency of physical distribution range

圖4 哈布桑組上段不同巖石類型儲層物性特征

哈布桑組上段孔隙類型多樣，鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，90%～95%的樣品發(fā)育次生孔隙，主要類型為粒間溶孔、鑄?？住⒕чg孔等(見圖5)，占總孔隙類型的90 %(鑄模孔占比約為80%)，見少量發(fā)育于砂屑灰?guī)r中的原生粒間孔，占比不足10%，少見微孔、壓溶縫及微裂縫。

圖5 哈布桑組上段儲集空間特征Fig.5 Reservoir space characteristics of upper member of Habshan Formation

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

孔隙結(jié)構(gòu)控制儲層的儲集和滲流能力，進(jìn)而影響儲層的產(chǎn)油氣能力，是碳酸鹽巖儲層微觀特征研究的核心內(nèi)容[27]。根據(jù)研究區(qū)哈布桑組上段3口井、48個壓汞分析資料，基于孔喉半徑分布特征，將研究區(qū)儲層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為大孔喉型、中孔喉型、細(xì)孔喉型及微孔喉型4種類型(見圖6)。

大孔喉型儲層平均孔喉半徑分布介于1.150～6.920 μm，平均為3.000 μm，樣品對應(yīng)的平均孔隙度為19.83%，平均滲透率為58.51×10-3μm2。該類型主要出現(xiàn)在泥質(zhì)含量低的粒間孔或粒間溶孔發(fā)育的樣品中，如顆?；?guī)r，喉道類型由孔隙縮小型、管束狀及網(wǎng)絡(luò)狀構(gòu)成，受溶蝕作用影響，樣品中喉道最為發(fā)育，對應(yīng)的儲層物性相對較好(見圖6(a))，對應(yīng)的平均排驅(qū)壓力為0.11 MPa。

圖6 哈布桑組上段不同儲層孔隙結(jié)構(gòu)毛細(xì)管壓力曲線及孔喉半徑分布Fig.6 Capillary pressure curves and pore throat radius distribution of different reservoir pore structures in upper member of Habshan Formation

中孔喉型儲層平均孔喉半徑分布介于0.670～1.200 μm，平均為0.900 μm，樣品對應(yīng)的平均孔隙度為15.77%，平均滲透率為2.93×10-3μm2。該類型主要出現(xiàn)在泥質(zhì)含量低的粒間溶孔、鑄?？装l(fā)育的樣品中，如顆?；?guī)r及泥?；?guī)r，喉道類型以孔隙縮小型為主，部分喉道之間連通性較差，對應(yīng)的平均排驅(qū)壓力為0.26 MPa，為研究區(qū)主要的儲層類型(見圖6(b))。

細(xì)孔喉型儲層平均孔喉半徑分布介于0.060～0.490 μm，平均為0.260 μm，樣品對應(yīng)的平均孔隙度為11.89%，平均滲透率為0.64×10-3μm2。該類型主要出現(xiàn)在鑄?？装l(fā)育的樣品中，喉道類型以孔隙縮小型為主，少見管束狀喉道，喉道之間連通性較差，對應(yīng)的平均排驅(qū)壓力為1.36 MPa(見圖6(c))。

微孔喉型儲層平均孔喉半徑分布介于0.003～0.435 μm，平均為0.079 μm，樣品對應(yīng)的平均孔隙度為3.21%，平均滲透率為0.08×10-3μm2。該類型主要出現(xiàn)在泥質(zhì)含量較高的巖樣中，喉道類型以孔隙縮小型為主，喉道類型單一(見圖6(d))，由于孔喉之間連通性較差，且喉道半徑較小，對應(yīng)的平均排驅(qū)壓力為5.65 MPa，表現(xiàn)為非儲層的特征。

3 成巖作用

哈布桑組上段成巖演化復(fù)雜，孔隙度、滲透率與成巖作用密切相關(guān)。早期成巖作用在一定程度上與沉積作用有關(guān)，晚期成巖作用更多受裂縫與早期成巖作用組合產(chǎn)生的滲透率變化控制。對儲層發(fā)育起重要影響的成巖作用包括膠結(jié)作用、溶蝕作用、白云巖化作用及構(gòu)造破裂作用等。

3.1 膠結(jié)作用

哈布桑組上段發(fā)育三期膠結(jié)作用。第一期膠結(jié)局限于高能沉積環(huán)境下形成的顆粒支撐結(jié)構(gòu)，以纖維狀的晶體形式垂直顆粒邊緣呈等厚環(huán)邊生長(見圖7(a))，膠結(jié)物的形態(tài)和分布是早期海底膠結(jié)物的典型特征[28]。第二期膠結(jié)局限于高能沉積環(huán)境下形成的顆粒支撐結(jié)構(gòu)，膠結(jié)物具有均等的晶體形態(tài)(見圖7(b))，在棘皮動物碎片上，以共軸次生加大的形式出現(xiàn)(見圖7(c))，膠結(jié)物形成晚于或在孔隙的形成同期。第三期膠結(jié)物呈粗晶狀，充填裂縫、晶間孔隙及鑄?？紫?見圖7(d-f))，見方解石膠結(jié)與石膏膠結(jié)(見圖7(g))，膠結(jié)物形成于非常晚的成巖階段，發(fā)生在鞍狀白云石形成之后(見圖7(h))。

圖7 哈布桑組上段儲層膠結(jié)作用鏡下特征Fig.7 Microscopic characteristics of cementation in upper member of Habshan Formation

3.2 溶蝕作用

鏡下觀察顯示，研究區(qū)儲層發(fā)育兩期溶蝕作用。其中，儲層孔隙的發(fā)育與一期不穩(wěn)定礦物顆粒的溶蝕密切相關(guān)，形成大量的鑄?？?見圖5(e))，具有明顯的準(zhǔn)同生期溶蝕作用特征[29]。不穩(wěn)定顆粒主要由文石組成，如雙殼類和腹足類、綠藻、海綿針狀物(見圖8(a-d))等。此外，巖心的溶蝕洞與豐富的鑄?？装l(fā)育相關(guān)，溶蝕洞可能是通過溶蝕兩個或幾個鑄?？字g的基質(zhì)而形成的(見圖8(e))。

圖8 哈布桑組上段儲層溶蝕作用鏡下特征Fig.8 Microscopic characteristics of dissolution in upper member of Habshan Formation

二期溶蝕作用發(fā)生在埋藏期，主要影響鈣質(zhì)膠結(jié)的大型鑄?？?見圖8(f-h))，溶蝕鑄?？字蟹浇馐z結(jié)物析出的方解石晶體，改善儲層物性。該期溶蝕作用與溶蝕性流體的遷移有關(guān)，遷移發(fā)生在油氣成熟之前或早期，通常涉及富含二氧化碳流體的遷移。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，發(fā)育良好的方解石晶體表面通常被瀝青膠結(jié)物覆蓋，而被溶蝕的晶體表面沒有膠結(jié)物覆蓋(見圖8(f-g))；瀝青膠結(jié)物與新的被溶蝕的晶體表面之間留下一個開放的孔隙空間(見圖8(h))，表明溶蝕發(fā)生在瀝青侵位之后。

3.3 白云巖化作用

研究區(qū)白云巖化可能經(jīng)歷幾個階段，但除鞍狀白云巖很難區(qū)分不同的白云巖類型外，目前根據(jù)鏡下觀察的白云巖區(qū)別主要為晶體的大小。研究區(qū)部分白云巖分布與縫合線、斷裂有關(guān)(見圖9(a))，可能是富鎂流體沿縫合線和斷裂流動的結(jié)果[30]。縫合線通常在幾百米深的埋藏后開始發(fā)育，相對灰?guī)r，白云巖的溶解性明顯低于石灰?guī)r的，因此白云巖形成時期晚于縫合線的。鞍狀白云巖是晚期成巖最有利的證據(jù)[31]，在研究區(qū)哈布桑組上段裂縫和大型溶孔中可見鞍狀白云巖(見圖7(h)、圖9(b))。根據(jù)形成時間，鞍狀白云巖早于第三期膠結(jié)物的形成。此外，研究區(qū)部分白云石顯示去白云石化現(xiàn)象(見圖9(c))，由于去白云石化過程需要獲得富含鈣的鹵水，最有可能在第三期方解石膠結(jié)時獲得。因此，去白云石化和第三期方解石膠結(jié)事件具有一定等時性。

圖9 哈布桑組上段白云巖化及構(gòu)造破裂作用鏡下特征Fig.9 Microscopic characteristics of dolomitization and structural fracturing in upper member of Habshan Formation

3.4 構(gòu)造破裂作用

巖心及鏡下觀察表明，哈布桑組上段發(fā)育裂縫，可見兩期(見圖5(h)、圖9(d))。早期裂縫多為開啟裂縫，裂縫中部分充填白云石(見圖9(e-f))，晚期裂縫多被鞍狀白云石充填。兩期裂縫通常具有不同的斷裂方向，見晚期裂縫切割早期裂縫的現(xiàn)象(見圖9(d))。此外，部分裂縫中充填瀝青(見圖9(g-h)，黑色為瀝青)，說明裂縫的形成時間要早于油氣運(yùn)移。

4 儲層控制作用

4.1 沉積相

碳酸鹽巖沉積作用一方面為優(yōu)質(zhì)儲層的形成提供基礎(chǔ)，控制不同儲層沉積相的分布；另一方面為后期成巖改造提供條件[32]。根據(jù)研究區(qū)巖石類型、沉積構(gòu)造及古生物特征，將哈布桑組上段劃分為5種微相(見圖10)，分別對應(yīng)低能潮間帶內(nèi)緩坡、低能潮下帶內(nèi)緩坡、中能潮下帶內(nèi)緩坡、高能潮下帶內(nèi)緩坡及高能富含巴契藻中緩坡。

圖10 哈布桑組上段沉積模式及不同巖相巖石類型組合特征Fig.10 Sedimentary model and the rock types of different lithofacies in the upper member of the Habshan Formation

低能潮間帶內(nèi)緩坡在研究區(qū)分布廣泛，主要由泥灰?guī)r和白云巖化泥灰?guī)r組成，粒泥灰?guī)r和泥?；?guī)r占比較少，偶見顆?；?guī)r，孔隙度為0.3%～21.1%，平均為4.8%；滲透率為(0.01～138.00)×10-3μm2，平均為0.11×10-3μm2。低能潮下帶內(nèi)緩坡以粒泥灰?guī)r為主，少見其他巖石類型，孔隙度為0.5%～27.5%，平均為8.4%；滲透率為(0.01～170.00)×10-3μm2，平均為0.34×10-3μm2。中能潮下帶內(nèi)緩坡以粒泥灰?guī)r和泥?；?guī)r為主，占比超過90%，孔隙度為0.3%～30.0%，平均為11.2%；滲透率為(0.01～284.00)×10-3μm2，平均為0.84×10-3μm2。高能潮下帶內(nèi)緩坡以顆?；?guī)r為主，其他巖石類型占比較少，孔隙度為0.2%～30.3%，平均為15.2%；滲透率為(0.01～710.00)×10-3μm2，平均為3.30×10-3μm2。高能富含巴契藻中緩坡以漂浮灰?guī)r和礫灰?guī)r為主，孔隙度為0.8%～31.0%，平均為16.4%；滲透率為(0.01～891.00)×10-3μm2，平均為4.90×10-3μm2。

根據(jù)不同沉積微相物性，水體能量相對較弱的中、低能潮間—潮下環(huán)境，沉積物以泥質(zhì)含量較高的粒泥灰?guī)r和泥灰?guī)r為主，儲層物性比水體能量較強(qiáng)的潮下帶內(nèi)緩坡和富含巴契藻中緩坡帶差。不同的沉積環(huán)境決定不同的沉積相帶，不同的沉積相帶發(fā)育不同的巖性，不同的巖性決定儲層的差異，因此原始沉積作用對優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育起重要作用。

4.2 成巖作用

研究區(qū)發(fā)育多種類型的成巖作用，其中溶蝕作用、白云巖化作用和構(gòu)造破裂作用對改善儲層物性起建設(shè)性作用，膠結(jié)作用起破壞儲層孔隙結(jié)構(gòu)的作用。根據(jù)研究區(qū)成巖現(xiàn)象及礦物相互之間的關(guān)系，建立哈布桑組上段成巖序列及其孔隙演化規(guī)律(見圖11)。

圖11 哈布桑組上段成巖序列及孔隙演化特征Fig.11 Diagenetic sequence and pore evolution characteristics of the Habshan Formation

溶蝕作用作為改善儲層的關(guān)鍵成巖作用，在研究區(qū)廣泛發(fā)育，其中準(zhǔn)同生期的溶蝕作用為研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育奠定基礎(chǔ)。研究區(qū)儲集空間以發(fā)育次生孔隙為主，其中粒間溶孔、鑄模孔占比較高。對于發(fā)育粒間溶孔的儲層，溶蝕作用通過溶蝕擴(kuò)大孔隙半徑、改善喉道，提高孔喉之間的連通程度，對孔隙結(jié)構(gòu)具有明顯的優(yōu)化作用；對于大量發(fā)育鑄?？椎膬樱M管溶蝕作用在一定程度上提高儲層的孔隙度，但是鑄模孔之間孔喉配位數(shù)低，孔隙之間連通性較差，表現(xiàn)低滲的特征(見圖12)。

圖12 不同孔隙類型儲層孔隙大小及孔喉特征Fig.12 Pore size and pore throat characteristics of different pore types reservoir

白云巖化作用是研究區(qū)重要的成巖作用，通常能使儲層形成獨(dú)特的集合形態(tài)和孔隙分布模式，影響儲層孔隙結(jié)構(gòu)[33]，進(jìn)而影響優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育。對于孔隙型白云巖儲層，張?zhí)旄兜萚34]進(jìn)行高分辨率微納米CT技術(shù)分析，認(rèn)為晶間孔孔隙細(xì)小，喉道較多，連通性較好，其滲流能力次于粒間溶孔但優(yōu)于鑄?？?見圖4)。POWERS R W[35]進(jìn)行研究區(qū)上侏羅統(tǒng)白云巖研究發(fā)現(xiàn)，白云石質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過75%時，白云巖晶體網(wǎng)格足以形成有效的晶間孔隙，并在白云石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為80%時達(dá)到最大；白云石質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于75%和超過80%并逐漸增加時，孔隙度和滲透率降低。統(tǒng)計研究區(qū)632個白云巖樣品，哈布桑組上段白云石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為60%～95%(平均為82%)，在一定程度上對改善儲層物性起建設(shè)性的作用。此外，與石灰?guī)r相比，白云巖在類似條件下比灰?guī)r具有較大的極限強(qiáng)度和較小的韌性[36]。因此，白云巖化作用對已有孔隙的保存具有積極的作用。

相對于巖溶作用和白云巖化作用，膠結(jié)作用在一定程度上對優(yōu)質(zhì)儲層的形成起破壞性作用。研究區(qū)發(fā)育三期膠結(jié)作用，第一期膠結(jié)物形成在鑄?？仔纬芍?，對儲層的滲透率有很強(qiáng)的破壞作用，由于膠結(jié)物呈等厚分布，對儲層的孔喉起堵塞的作用。早期的海底膠結(jié)物傾向于膠結(jié)顆粒接觸，形成剛性的顆粒骨架，在一定程度上可以有效降低后期的壓實(shí)程度，進(jìn)而保留原生孔隙。與第一期膠結(jié)物不同，第二期膠結(jié)物不能堵塞孔喉，在相同的膠結(jié)程度下，第二期膠結(jié)物的滲透性破壞作用通常小于第一期膠結(jié)物的。第三期膠結(jié)作用對儲層有嚴(yán)重的破壞作用。鏡下觀察表明，第三期膠結(jié)物受儲層滲透性控制，高滲透層段受影響最大(見圖7(g-h))，熊鷹等[37]將這種現(xiàn)象解釋為“孔隙尺寸控制沉淀”現(xiàn)象，表現(xiàn)為儲集層孔隙的膠結(jié)非均質(zhì)性及其最終形成的“大孔充填而小孔保存”的特征，在不同尺度孔隙共生的情況下，較大孔隙更傾向于被膠結(jié)充填，小孔隙更易于被保存。

其他成巖作用對儲層孔隙結(jié)構(gòu)有影響，如構(gòu)造破裂作用產(chǎn)生的裂縫可在一定程度上改善儲層的滲流能力，但在研究區(qū)哈布桑組上段占比較小(見圖4(a))，對研究區(qū)儲層孔隙結(jié)構(gòu)的控制相對較弱，在毛細(xì)管壓力曲線上得到體現(xiàn)。

4.3 碳酸鹽巖儲層低滲成因機(jī)制

由圖3可以看出，研究區(qū)大量的樣品孔隙度雖然為中—高孔，但滲透率表現(xiàn)為低滲的特征。首先，白堊紀(jì)，中東地區(qū)處于溫暖潮濕的低緯度[38]，適合生物的大量繁殖，從而為沉積提供物質(zhì)基礎(chǔ)，研究區(qū)鏡下資料可以證明(見圖8(a-d))。準(zhǔn)同生期巖溶作用形成的鑄?？资枪忌＝M上段主要的儲集空間，鑄?？字g連通性較差，導(dǎo)致儲層盡管有較高的孔隙度，但滲流能力較差(見圖12(b))。其次，在整個沉積環(huán)境方面(見圖10)，哈布桑組上段沉積水動力條件較弱，尤其是在研究區(qū)分布廣泛的潮間帶內(nèi)緩坡、潮下帶內(nèi)緩坡以中—低能為主，巖石類型以泥質(zhì)含量較高的泥質(zhì)灰?guī)r、白云石化泥質(zhì)灰?guī)r及粒泥灰?guī)r為主；巖性較細(xì)，基質(zhì)含量高，以細(xì)喉道為主。通常喉道的幾何形態(tài)和連通性對儲層的滲透率影響最大，喉道越粗、孔隙連通越多，滲透率越高[39]，哈布桑組上段是大孔喉型，其平均孔喉半徑僅為3.000 μm(見圖6(a))，從而導(dǎo)致儲層的滲透率較低。此外，由不同巖石類型和不同微相的孔滲分布(見圖4、圖10)可以看出，盡管沉積環(huán)境之間存在差異，但不同沉積環(huán)境中巖石類型存在交互的現(xiàn)象，導(dǎo)致不同巖石類型的物性差異并不明顯。以顆?；?guī)r為主的儲層僅在高能潮下帶內(nèi)緩坡發(fā)育，研究區(qū)分布比例相對較少，雖然顆?；?guī)r保留大量的原生粒間孔，以及受后期受溶蝕作用影響而形成一些粒間溶孔，但哈布桑組上段鑄?？渍急葹?0%，再結(jié)合“孔隙尺寸控制沉淀”的現(xiàn)象，對滲透性貢獻(xiàn)較大的孔隙很難體現(xiàn)實(shí)際滲透能力。因此，哈布桑組上段整體表現(xiàn)為低滲特征。

5 結(jié)論

(1)阿聯(lián)酋X油田下白堊統(tǒng)哈布桑組上段巖石類型主要為灰?guī)r和白云巖，灰?guī)r劃分為5種類型(LM1、LM2、LM3、LM4、LM5)，白云巖劃分為3種類型(DL1、DL2、DL3)。儲集空間以次生孔隙為主，少見原生粒間孔及微裂縫。儲層表現(xiàn)為中低孔中低滲特征，受沉積及成巖作用影響，研究區(qū)儲層孔隙結(jié)構(gòu)可分為大孔喉型、中孔喉型、細(xì)孔喉型及微孔喉型4種類型。

(2)哈布桑組上段優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育受沉積環(huán)境及成巖作用的共同控制。高能沉積區(qū)儲層物性明顯優(yōu)于中—低能沉積區(qū)的，不同的沉積相帶內(nèi)巖性的差異決定儲層質(zhì)量的好壞。溶蝕作用和白云巖化作用對改善儲層物性起積極的作用；膠結(jié)作用導(dǎo)致儲層孔喉變小，破壞孔隙的連通性，影響儲層孔隙結(jié)構(gòu)和物性。

(3)哈布桑組上段沉積時期水動力條件較弱，巖性較細(xì)，基質(zhì)含量高，導(dǎo)致儲層喉道較細(xì)；沉積期發(fā)育的生物受準(zhǔn)同生期溶蝕作用影響，形成大量的鑄?？?，在整個孔隙中占比較高；在高能相帶內(nèi)發(fā)育的顆?；?guī)r盡管發(fā)育原生粒間孔和粒間溶孔，受孔隙占比及“孔隙尺寸控制沉淀”現(xiàn)象的影響，對滲透率的貢獻(xiàn)很低，導(dǎo)致哈布桑組上段整體表現(xiàn)為低滲特征。