陳培元

(中國海洋石油國際有限公司 北京 100028)

白堊系Mishrif組是伊拉克乃至整個(gè)中東地區(qū)最重要的碳酸鹽巖儲(chǔ)集單元之一[1]，統(tǒng)計(jì)的32個(gè)獨(dú)立構(gòu)造中，包含了超過30%的伊拉克石油總儲(chǔ)量[2]。自20世紀(jì)90年代，國外大量的石油公司和研究人員針對中東地區(qū)不同油田Mishrif組及其等同層位的沉積環(huán)境、成巖作用及儲(chǔ)層成因等開展了研究[3-10]，形成的認(rèn)識有效指導(dǎo)了目標(biāo)油田早期的勘探與開發(fā)。近年來，隨著中國油企參與到伊拉克艾哈代布油田、魯邁拉油田、哈法亞油田及米桑油田等大中型油田項(xiàng)目的建設(shè)中，國內(nèi)學(xué)者開始針對Mishrif組開展針對性研究[11-16]，綜合研究認(rèn)為伊拉克白堊系Mishrif組為顆粒灘儲(chǔ)層，其中沉積作用對儲(chǔ)集層的影響最大，而后期成巖和構(gòu)造作用對儲(chǔ)層的改造較弱。針對顆粒灘儲(chǔ)層，國內(nèi)在塔里木盆地奧陶系[17]、鄂爾多斯盆地寒武系[18]、四川盆地雷口坡組[19]、龍王廟組[20]和棲霞組[21]等均有發(fā)現(xiàn)，普遍認(rèn)為這些地層的顆粒灘主要發(fā)育在碳酸鹽臺地上，且陸表海臺地上的古地貌高地是顆粒灘儲(chǔ)層的主要發(fā)育場所，尤其是臺地邊緣和臺地內(nèi)的微地貌高地[17,22]。

米桑油田群位于伊拉克東南部，包括A、B和F 3個(gè)油田。已鉆井資料揭示，三個(gè)油田均鉆遇了白堊系Mishrif組顆粒灘儲(chǔ)層，但主力生產(chǎn)層在3個(gè)油田儲(chǔ)層厚度和物性方面存在顯著差異：其中B油田儲(chǔ)層厚度最大，物性及連續(xù)性也最好；F油田南高點(diǎn)儲(chǔ)層厚度與B油田相似，但物性差異大，且呈現(xiàn)由南向北儲(chǔ)層厚度變薄、物性變差的特征；A油田發(fā)育儲(chǔ)層厚度最薄、物性也較差、平面上展布范圍有限。從前期研究來看，米桑油田群Mishrif組沉積期主體以開闊臺地為主，3個(gè)油田沉積特征存在相似性，且3個(gè)油田Mishrif組儲(chǔ)層巖性一致，均為灰?guī)r，但鏡下薄片觀察顯示儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)存在較大差異。盡管在前期研究中取得了以上的認(rèn)識，但是對于影響3個(gè)油田Mishrif組儲(chǔ)層質(zhì)量差異的主控因素從未開展過研究。鑒于此，本文以伊拉克東南部米桑油田群Mishrif組顆粒灘相碳酸鹽巖儲(chǔ)層為研究對象，結(jié)合測井、巖心及相關(guān)分析化驗(yàn)資料，較為全面地揭示了Mishrif組顆粒灘的沉積規(guī)律及主控因素，以期為米桑油田群Mishrif組的進(jìn)一步油氣勘探開發(fā)提供更加充實(shí)的基礎(chǔ)資料和科學(xué)依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

米桑油田群位于伊拉克東南部美索不達(dá)米亞盆地，毗鄰兩伊邊境(圖1a)，在構(gòu)造區(qū)劃上位于波斯灣盆地北部美索不達(dá)米亞帶與扎格羅斯山前坳陷中部，受新近紀(jì)扎格斯造山運(yùn)動(dòng)影響形成北西—南東向的前陸背斜[23]。油田群包括3個(gè)在生產(chǎn)油田A、B、F，與伊朗D、Y和P三個(gè)油田相接壤(圖1b)，主要鉆遇了古近系—新近系A(chǔ)s油藏和白堊系Mishrif油藏。As油藏發(fā)育白云巖、膏巖、灰?guī)r、碎屑巖及其混合巖石類型；Mishrif油藏以碳酸鹽巖為主，巖性主要為灰?guī)r，地層厚度約400 m，在伊拉克東南部地區(qū)沉積厚度最大[24]，Mishrif組自下而上根據(jù)層序特征劃分為3段及對應(yīng)的6個(gè)油組，其中MB2油組根據(jù)儲(chǔ)層物性特征分為上、下兩段(圖1c)，MB2油組上段為主要研究層位。三維地震資料顯示，A油田和F油田離扎格羅斯褶皺沖斷帶近，Mishrif油藏內(nèi)發(fā)育走滑斷層和層間正斷層[25]，走滑斷層延伸長度7.5～30.0 km，斷距5～50 m，而B油田Mishrif組無斷層發(fā)育。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置圖、Mishrif組地層柱狀圖及古生代阿拉伯板塊古地理位置Fig .1 Tectonic location of study area,stratigraphic section of Mishrif Formation and Paleolatitude positions of the Arabian Plate

區(qū)域構(gòu)造演化表明，在中生代的大部分時(shí)間里，現(xiàn)在的伊拉克東南部位于非洲-阿拉伯板塊東北緣的赤道位置[26](圖1d)。到白堊紀(jì)晚期，伊拉克南部位于古赤道以北約5°處，氣候較為濕潤[27]。雖然在三疊紀(jì)期間，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的幅度相對有限，但晚侏羅世和白堊紀(jì)的地殼規(guī)模扭曲增加，導(dǎo)致伊拉克西部的抬升和東部的下沉，形成了Gotnia和原美索不達(dá)米亞盆地[28]，盆地內(nèi)充滿了細(xì)粒的富含有機(jī)質(zhì)的沉積物，四周被淺海碳酸鹽巖沉積物所包圍，緊鄰盆地邊緣沉積了多孔的碳酸鹽巖沉積物。晚白堊世和第三紀(jì)的持續(xù)構(gòu)造作用導(dǎo)致伊拉克南部形成了一系列的擠壓構(gòu)造[1]。前人針對該區(qū)域?qū)有蚣俺练e環(huán)境研究發(fā)現(xiàn)[29-30]，伊拉克東南部Mishrif組受區(qū)域構(gòu)造演化及海平面持續(xù)下降的影響，發(fā)育1個(gè)長期旋回及對應(yīng)的3個(gè)中期旋回，Mishrif組整體屬于緩坡碳酸鹽巖臺地沉積，由下伏的Ru組斜坡相逐漸過渡到Mishrif組下部的開闊臺地相，直至Mishrif組上部的局限臺地相，本文研究的主力生產(chǎn)層段MB2油組上段屬于開闊臺地相(圖1c)。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 巖石類型及儲(chǔ)集空間

根據(jù)米桑油田群3個(gè)油田巖心資料和薄片觀察，基于Dunham(1962)分類方案[31]，將Mishrif組巖石類型劃分為顆粒灰?guī)r、泥粒灰?guī)r、粒泥灰?guī)r及泥灰?guī)r等4種類型(圖2a—d)，其中泥灰?guī)r表現(xiàn)為非儲(chǔ)層。顆粒灰?guī)r可進(jìn)一步劃分為砂屑灰?guī)r和生屑灰?guī)r，Mishrif組生屑種類較多，包括雙殼(主要為厚殼蛤)、棘皮、腕足及有孔蟲等。

巖心和鑄體薄片可識別出Mishrif組碳酸鹽巖儲(chǔ)層發(fā)育粒間(溶)孔、粒內(nèi)溶孔、泥晶間微孔、白云石晶間孔、微裂縫和溶蝕縫等5種類型的儲(chǔ)集空間。粒間(溶)孔主要發(fā)育在生屑含量較高的顆粒灰?guī)r和泥?；?guī)r中，孔隙之間連通性好，滲透性優(yōu)越，是最優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集空間類型(圖2a)，局部受強(qiáng)溶蝕作用影響發(fā)育溶孔(洞)(圖2b)。粒內(nèi)溶孔主要是生物殼體碎屑溶蝕后形成的溶蝕孔或生物殼體包裹的體腔孔(圖2c)，多表現(xiàn)為孤立的儲(chǔ)集空間，孔隙度高，但滲透性差。泥晶間微孔主要表現(xiàn)為細(xì)粒沉積物之間的孔隙，連通相對較好(圖2e)，前人研究認(rèn)為該類儲(chǔ)集空間的成因與波斯灣盆地白堊紀(jì)的沉積環(huán)境有關(guān)[10]，波斯灣盆地白堊紀(jì)沉積環(huán)境主要是淺海環(huán)境，海水成分有利于穩(wěn)定的低鎂方解石沉積，低鎂方解石礦物相對比較穩(wěn)定，沉積時(shí)礦物晶粒多小于4 μm。此外，研究區(qū)Mishrif組儲(chǔ)層中發(fā)育大量的泥晶方解石，呈晶粒狀，晶間孔發(fā)育，對儲(chǔ)層具有一定的改造作用(圖2f)。微裂縫和溶蝕縫是后期構(gòu)造改造和溶蝕作用沿構(gòu)造縫作用下形成的儲(chǔ)集空間(圖2g)，微裂縫在3個(gè)油田發(fā)育程度不等，其發(fā)育對改善局部儲(chǔ)層的孔滲性具有一定的意義。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，Mishrif組碳酸鹽巖儲(chǔ)層縫合線也比較發(fā)育，縫合線呈鋸齒狀，多被油氣充填，可見瀝青(圖2c、h)，顯示了良好的油氣運(yùn)移通道。

(a)x907.00 m，B-52井，亮晶顆?；?guī)r，顆粒主要為砂屑，發(fā)育少量有孔蟲、棘皮、雙殼碎屑，主要為原生粒間孔和次生溶孔；(b)x919.22 m，B-22井，泥?；?guī)r，含大量雙殼類碎片，見白云石晶體，發(fā)育粒間溶孔及鑄?？?；(c)x948.08 m，B-22井，粒泥灰?guī)r，發(fā)育次生溶蝕孔、微孔及縫合線，見白云石晶體；(d)x912.10 m，B-22井，泥灰?guī)r，孔隙不發(fā)育，非儲(chǔ)層；(e)x973.09 m，B-22井，泥粒灰?guī)r，發(fā)育與基質(zhì)有關(guān)的次生溶孔及泥晶間微孔；(f)x076.80 m，F(xiàn)-28井，顆?；?guī)r，方解石充填粒間孔，泥晶方解石晶體之間發(fā)育晶間孔，孔徑及喉道較??；(g)①x032.94 m，②x071.85 m，F(xiàn)-28井，顆?；?guī)r，發(fā)育裂縫，裂縫沿顆粒發(fā)育或切割顆粒；(h)x972.04 m，B-22井，粒泥灰?guī)r，發(fā)育次生溶蝕孔、微孔及縫合線，見白云石晶體圖2 米桑油田群Mishrif組巖石類型及孔隙類型巖心鏡下特征Fig .2 Core and Mishrifcroscopic characteristics of rock types and pore types in the Mishrif Formation of Missan oilfields

2.2 儲(chǔ)層物性

對米桑油田群3個(gè)油田主力生產(chǎn)層21口取心井3 084個(gè)實(shí)測有效孔滲樣品點(diǎn)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，結(jié)果表明MB2油組上段碳酸鹽巖儲(chǔ)層孔滲相關(guān)性較差(圖3)，但整體上呈現(xiàn)正相關(guān)性。就3個(gè)油田而言，B油田儲(chǔ)層物性最好，其次為F油田南區(qū)，而F油田北區(qū)及A油田物性相對較差，大部分樣品的滲透率集中在0.1～1.0 mD。米桑油田孔隙度與滲透率之間相關(guān)性表明了儲(chǔ)層受到了成巖及構(gòu)造作用的改造，這種現(xiàn)象與國內(nèi)普光氣田飛仙關(guān)組鮞灘儲(chǔ)層的孔滲特征具有相似性[32]，體現(xiàn)了碳酸鹽巖儲(chǔ)層的微觀非均質(zhì)性。

圖3 米桑油田群Mishrif組MB2油組上段孔隙度與滲透率交會(huì)圖Fig .3 Crossplot of porosity and permeability in MB2 zone of Mishrif Formation of Missan oilfields

2.3 成巖作用

鏡下及陰極發(fā)光資料表明，研究區(qū)MB2油組上段成巖作用類型多樣，包括海底泥晶化作用、溶蝕作用、膠結(jié)作用、白云巖化作用、構(gòu)造破裂作用、壓實(shí)作用及壓溶作用，其中B油田以溶蝕作用和膠結(jié)作用為主，F(xiàn)和A油田在溶蝕和膠結(jié)作用的基礎(chǔ)上，構(gòu)造破裂作用相對發(fā)育。

大量針對伊拉克東南部Mishrif組儲(chǔ)層成巖作用的研究，證實(shí)了Mishrif組受準(zhǔn)同生期巖溶作用的影響[10-11,13,33-35]，其最典型的標(biāo)志為選擇性溶蝕形成的孔(洞)(圖4a、b)，盡管形態(tài)、大小各異，但成為了研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層形成的最直接原因。膠結(jié)作用在研究整個(gè)Mishrif組儲(chǔ)層普遍發(fā)育，主要表現(xiàn)為1～2期的特征(圖4c—e)，第1期膠結(jié)物形成在海底環(huán)境中，呈纖維狀垂直顆?；蛄＞壍群癍h(huán)邊櫛殼狀生長，主要表現(xiàn)為充填粒間孔，第2期膠結(jié)物形成在大氣淡水環(huán)境和淺埋藏環(huán)境，呈粒狀充填于第1期膠結(jié)后的殘余原生粒間孔中，陰極發(fā)光下膠結(jié)物多不發(fā)光，或零星見晶體邊緣發(fā)橘紅色光(圖4e)。膠結(jié)物導(dǎo)致Mishrif組碳酸鹽巖儲(chǔ)層孔徑縮小，滲透性變差。

圖4 米桑油田群及鄰區(qū)Mishrif組MB2油組上段典型成巖作用特征Fig .4 Typical diagenesis characteristics of MB21 subzone of Mishrif Formation of Missan oilfields and its adjacent areas

此外，巖心及鏡下資料發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)Mishrif組在生屑顆粒或基質(zhì)中均發(fā)育微裂縫。其中，B油田的裂縫多發(fā)育在生屑顆?；蚰嗑Щ|(zhì)中，呈微裂縫形態(tài)[25]，開度較小。而在F油田的薄片資料中可看到較大的裂縫，裂縫切割了生屑和泥晶基質(zhì)，開度較大(圖2g)。A油田Mishrif組受主要生產(chǎn)層位(主力生產(chǎn)層位As油藏)影響，在Mishrif組沒有薄片資料，但與之接壤的D油田(圖1a)露頭及取心資料顯示裂縫較為發(fā)育[36-37](圖4f)，且A油田Mishrif組斷層也非常發(fā)育，綜合顯示了A油田Mishrif組儲(chǔ)層受構(gòu)造擠壓應(yīng)力作用的影響較大，裂縫比B和F油田發(fā)育。

2.4 儲(chǔ)層展布特征

已鉆井資料解釋，米桑油田群3個(gè)油田均鉆遇了Mishrif組儲(chǔ)層，主力生產(chǎn)層MB2油組上段儲(chǔ)層厚度在橫向上呈現(xiàn)由B油田向F油田及A油田逐漸減薄、隔夾層發(fā)育程度逐漸增強(qiáng)的趨勢(圖5)。

圖5 米桑油田群Mishrif組主力生產(chǎn)層MB21儲(chǔ)層橫向?qū)Ρ葓D(剖面位置見圖1b)Fig .5 Reservoir correlation diagram of the main production interval of MB21 subzone of Mishrif Formation of Missan oilfields(see Fig.1b for location)

從隔夾層發(fā)育情況來看，B油田夾層主要發(fā)育在MB2油組上段的下部，且厚度較薄，隨著向A油田方向，隔夾層逐漸由MB2油組上段的下部向上發(fā)育，發(fā)育厚度逐漸變厚，但在MB2油組頂部均發(fā)育儲(chǔ)層。隔夾層在伊拉克東南部不同油田MB2油藏發(fā)育的差異性前人有過報(bào)道[38]，其巖性主要表現(xiàn)為弱水動(dòng)力相帶下泥質(zhì)含量較高的泥灰?guī)r，為水體較深的靜水環(huán)境沉積物，由于其物性小于儲(chǔ)層下限，成為致密干層，也作為隔夾層。

3 古地貌對沉積-成巖的影響

3.1 古地貌特征恢復(fù)

前人通過對伊拉克東南部其它油田Mishrif組儲(chǔ)層研究發(fā)現(xiàn)，白堊系Mishrif組優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的發(fā)育與古地貌之間密切相關(guān)，一方面沉積期海底古地貌高地控制了高能相帶的形成與展布，另一方面古地貌控制了后期高能相帶與大氣淡水的溶蝕程度，進(jìn)而控制碳酸鹽巖次生儲(chǔ)集空間的形成和展布[10-11]。因此，開展Mishrif組沉積期古地貌研究對于明確優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層控制因素及發(fā)育規(guī)律具有重要意義。

常用的古地貌恢復(fù)方法較多，其中對于相對高差較大的地貌單元恢復(fù)方法有回剝法[39]、沉積學(xué)分析法[40]、層序地層學(xué)方法[41]等。波斯灣盆地白堊紀(jì)時(shí)構(gòu)造位置處于新特提斯洋南緣被動(dòng)大陸邊緣[26]，為穩(wěn)定被動(dòng)大陸邊緣碳酸鹽巖緩坡沉積環(huán)境[10]，研究區(qū)Mishrif組地層平緩，平面上不同區(qū)域內(nèi)沉積的地層差異較小(多為幾米)，采用上述提到的方法難以刻畫這種地貌之間的微差異。譚秀成 等[22]針對這種微地貌起伏差異較小碳酸鹽巖臺地，提出了利用等時(shí)地質(zhì)體內(nèi)的顆粒巖累計(jì)厚度來恢復(fù)古地貌，但該方法要求同生期暴露淺灘為中短期暴露，暴露時(shí)間小于50 000 a，發(fā)育選擇性的粒內(nèi)溶蝕和早期淡水膠結(jié)物為特征[42]。

米桑油田群Mishrif組MB2油組在3個(gè)油田為近乎等時(shí)的地質(zhì)體[30]，且整體以顆粒灘沉積為主。在鉆井過程中從未發(fā)生過漏失現(xiàn)象，即便是在鉆遇溶蝕孔相對發(fā)育的MB2油組頂部地層。此外，鏡下見到大量選擇性溶蝕形成的鑄模孔(圖2c、e)及大氣水成巖環(huán)境形成的方解石膠結(jié)物(圖4c—e)，據(jù)此判斷研究區(qū)Mishrif組暴露時(shí)間不長，可以采用等時(shí)地質(zhì)體內(nèi)顆粒巖累計(jì)厚度來恢復(fù)古地貌。

基于以上認(rèn)識，根據(jù)取心井顆粒巖鏡下建立的測井響應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)(GR≤12 API)，完成了米桑油田群Mishrif組MB2油組已鉆井顆粒巖劃分，并用顆粒巖厚度法恢復(fù)了米桑油田群Mishrif組MB2油組沉積期古地貌(圖6)。整體來看，B油田顆粒巖厚度最大，其次為F油田，而A油田顆粒巖厚度最薄。譚秀成 等[22]認(rèn)為對于中短期及非暴露淺灘區(qū)，古地貌高地的顆粒灘始終較其它區(qū)域沉積速率快，即顆粒巖厚度大的區(qū)域?qū)?yīng)著沉積期古地貌的高地。故研究區(qū)平面上MB2油組顆粒灘沉積期，B油田和F油田古地貌相對較高，而A油田古地貌較低，F(xiàn)油田古地貌比B油田低，F(xiàn)油田的古地貌高地可能位于伊朗境內(nèi)P油田。

圖6 米桑油田群Mishrif組MB2油組沉積古地貌Fig .6 Sedimentary palaeogeomorphologic of MB2 zone of Mishrif Formation of Missan oilfields

3.2 古地貌對沉積差異的控制

前文已述，Mishrif組沉積期整個(gè)米桑油田群屬于緩坡碳酸鹽巖臺地沉積，縱向上受海退的影響，由MC2到Mishrif組沉積末期沉積環(huán)境逐漸由斜坡環(huán)境向開闊臺地和局限臺地過渡。3個(gè)油田縱向上沉積相的變化具有一致性，這點(diǎn)與伊拉克東南部其它油田相同層位縱向沉積相演化同樣具有一致性[10-15]，但油田間儲(chǔ)層厚度卻差異明顯(圖5)。

MB2油組上段沉積期，B油田古地貌相對其它兩個(gè)油田較高。伊拉克東南部Mishrif組沉積期海平面變化特征整體表現(xiàn)為快速海侵-緩慢海退[10-11,30]，在緩慢海退時(shí)期，古地貌高地易處于浪基面附近，從而為顆粒灘發(fā)育提供優(yōu)越的條件，使得古地貌的高部位常常是灘體優(yōu)先生長發(fā)育的最有利位置。同時(shí)，灘體的發(fā)育在古地貌上又會(huì)形成一個(gè)相對高的隆起，在下次海侵時(shí)便于為下一期灘體發(fā)育提供條件，最終形成多期次的灘體垂向疊置現(xiàn)象，表現(xiàn)為古地貌高地顆粒灘厚度大的現(xiàn)象(圖6)。

此外，緩坡碳酸鹽巖臺地坡度較緩，多小于0.1°[43]，受相對海平面變化影響，相帶易發(fā)生側(cè)向遷移，從而造成生屑灘顆?；?guī)r段與灘間海粒泥灰?guī)r和淺開闊海泥?；?guī)r疊置發(fā)育[18]。以B油田南區(qū)MB2油組為例，自下而上可以細(xì)分為3個(gè)短期旋回SSC1、SSC2和SSC3，其中SSC2和SSC3發(fā)育在MB2油組上段內(nèi)[30]，沉積相變化與三期短期旋回的關(guān)系表現(xiàn)為生屑灘主要發(fā)育于各短期旋回的頂部，在SSC1短期旋回內(nèi)，旋回頂部發(fā)育的生屑灘僅發(fā)育在局部微構(gòu)造高點(diǎn)，平面上較為孤立；在SSC2和SSC3短期旋回內(nèi)，隨著海平面的下降，相帶側(cè)向遷移，生屑灘分布面積逐漸增大，平面上逐漸連片(圖7)。單個(gè)油田的縱向相帶演化在整個(gè)米桑油田群Mishrif組內(nèi)具有相似的特征，而造成這種相帶差異的古地貌是導(dǎo)致平面上A、B、F油田間顆粒灘儲(chǔ)層厚度變化的主要原因。

圖7 B油田MB2油組短期旋回格架內(nèi)生屑灘分布(剖面位置見圖1b)Fig .7 Distribution of grain bank in short-term cycle sequence framework of MB2 zone in B oilfield(see Fig.1b for location)

3.3 古地貌對成巖作用的控制

從圖7可以看出，在SSC3短期旋回末期，整個(gè)油田群都發(fā)育以生屑灘為主的儲(chǔ)層(自然伽馬曲線形態(tài)一致，可作為顆粒灘識別標(biāo)準(zhǔn)[44])。從圖3可以看出，盡管油田群MB2油組上段沉積相具有一致性，但B油田MB2油組上段孔滲明顯要優(yōu)于F和A油田。根據(jù)米桑油田及鄰區(qū)取心井鏡下薄片觀察發(fā)現(xiàn)，古地貌不僅對優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育基礎(chǔ)的沉積相起到控制作用，同樣在一定程度上控制著后期成巖作用。

研究區(qū)A油田Mishrif組并無薄片資料，但鄰近的伊朗D油田和Y油田的Sarvak組(與伊拉克的Mishrif組等時(shí)發(fā)育)薄片資料可供參考。伊朗D油田位于A油田西北方向(圖1b)，在白堊紀(jì)Sarvak沉積期處于碳酸鹽巖臺地厚殼蛤建隆的邊部[45]，SSC3短期旋回末期巖心上見溶蝕孔發(fā)育(圖8a—b)，但溶蝕孔尺度較B和F油田小(圖4a、b，圖8c、d)，且薄片資料顯示D油田的Sarvak組顆粒巖中泥質(zhì)含量較高，盡管發(fā)育的孔隙類型以鑄?？缀土ｉg溶孔為主，但均被大量膠結(jié)物充填(圖8e、f)。此外，與A油田相鄰的Y油田，同樣表現(xiàn)為儲(chǔ)層中泥質(zhì)含量高、儲(chǔ)集空間被大量膠結(jié)物充填的現(xiàn)象(圖8g、h)。由此，可推知A油田儲(chǔ)集空間發(fā)育可能較差，與D油田和Y油田具有相似的特征。而從F-28井MB2油組上段的巖心資料來看，盡管溶蝕孔洞內(nèi)被方解石膠結(jié)物充填，但仍保留了一定的儲(chǔ)集空間，使得其物性要相對稍優(yōu)于A油田。此外，B-22井MB2油組上段的巖心和薄片資料顯示(圖4a、b)，MB2油組上段內(nèi)每個(gè)短期旋回末期均發(fā)育不同程度的溶孔(洞)，且膠結(jié)作用較弱。分析認(rèn)為，古地貌的差異是導(dǎo)致上述3個(gè)油田間成巖差異的主要原因。

此外，結(jié)合前文對儲(chǔ)層物性的認(rèn)識，F(xiàn)油田和A油田儲(chǔ)層物性差異不大，但與B油田相比卻差異明顯，綜合三個(gè)油田古地貌特征，整體表現(xiàn)為古地貌高部位儲(chǔ)層物性好，而低部位物性較差。因?yàn)楦卟课灰子陬w粒灘的發(fā)育，受灘體縱向疊置的影響，可容空間逐漸減小，顆粒灘極易出露水體接受大氣淡水的溶蝕，發(fā)育溶蝕孔[20,22,46]。而古地貌低部位溶蝕強(qiáng)度弱，同時(shí)沉淀了一些高部位被溶蝕的物質(zhì)，進(jìn)而充填儲(chǔ)集空間，導(dǎo)致儲(chǔ)層物性變差。

(a)x376.8 m，D-x井，厚殼蛤漂浮灰?guī)r，發(fā)育溶蝕孔；(b)x372.7 m，D-x井，厚殼蛤礫灰?guī)r，發(fā)育溶蝕孔；(c)x102.5 m，F(xiàn)-28井，泥?；?guī)r，發(fā)育溶蝕孔洞，孔洞內(nèi)充填方解石膠結(jié)物；(d)x101.8 m，F(xiàn)-28井，泥?；?guī)r，發(fā)育溶蝕孔洞，孔洞被方解石膠結(jié)物充填；(e)x985.0 m，D-y井，粒狀灰?guī)r，膠結(jié)物充填粒間孔；(f)x180.0 m，D-z井，生物碎屑泥?；?guī)r，發(fā)育粒間(溶)孔及鑄?？?，部分孔隙被膠結(jié)物充填；(g)x017.1 m，Y-x井，厚殼蛤顆粒灰?guī)r，發(fā)育泥晶套，顆粒間孔隙被膠結(jié)物完全充填；(h)x038.2 m，Y-x井，厚殼蛤粒泥灰?guī)r，含厚殼蛤及生物碎屑，泥質(zhì)含量高圖8 研究區(qū)及鄰區(qū)Mishrif組儲(chǔ)層巖心及鏡下特征(鄰區(qū)資料據(jù)文獻(xiàn)[8,44])Fig .8 Core and Mishrifcroscopic characteristics of the Mishrif Formation in the study area and its adjacent area(adjacent regions data from references 8 and 44)

4 結(jié)論

1) 研究區(qū)Mishrif組以顆粒灘的發(fā)育為特征，垂向上顆粒灘發(fā)育在短期旋回末期，橫向上3個(gè)油田儲(chǔ)層厚度及物性有差異，其中B油田儲(chǔ)層厚度大，且儲(chǔ)層物性最好，其次為F油田南區(qū)，而F油田北區(qū)及A油田儲(chǔ)層厚度變薄、物性相對較差。

2) 利用等時(shí)地質(zhì)體內(nèi)的顆粒巖累計(jì)厚度恢復(fù)了研究區(qū)MB2油組沉積期古地貌，整體表現(xiàn)為B油田顆粒巖厚度最大，對應(yīng)的沉積期古地貌高，其次為F油田，而A油田顆粒巖厚度最薄，對應(yīng)的古地貌較低。

3) MB2油組上段在緩慢海退時(shí)期，古地貌高地為顆粒灘發(fā)育提供了優(yōu)越的生產(chǎn)條件，多期次灘體的垂向疊置，導(dǎo)致古地貌高地顆粒灘厚度大，這是3個(gè)油田間儲(chǔ)層厚度差異的主要原因；而沉積期古地貌，控制了后期成巖作用，進(jìn)而影響儲(chǔ)層的物性，古地貌高地儲(chǔ)層的溶蝕程度強(qiáng)于古地貌低部位，使得B油田儲(chǔ)層物性優(yōu)于F油田和A油田。