呂 洲，杜 瀟，王友凈，張 杰，李 楠，王 鼐，王 君，洪 亮，郝晉進

1 中國石油勘探開發(fā)研究院；2 中國石油杭州地質研究院；3 中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院

0 前 言

成巖相研究是儲層描述與表征的關鍵環(huán)節(jié)。成巖相的概念是鄒才能等［1］系統(tǒng)提出的，成巖相是構造、流體、溫壓等條件對沉積物綜合作用的結果，是表征儲集體性質、類型和優(yōu)劣的成因標志。在孔隙型碳酸鹽巖儲層表征過程中，成巖相是儲層質量的主控因素，可用于研究儲層形成機理、空間分布和定量評價。相應地，成巖相的地質建模也是孔隙型碳酸鹽巖儲層地質建模中的核心步驟，對后續(xù)的巖石類型、儲層屬性建模起到控制作用，直接影響了優(yōu)質儲層展布的表征精度。國內外學者基于巖心觀察、薄片鑒定、巖心實驗等手段，在一維的巖心尺度上，對成巖作用類型、成巖期次及演化、成巖作用對儲層物性的影響方面作了大量研究［1-6］，提出了擴容性和致密化兩大類成巖相類型，用于劃分不同成巖作用的組合。隨著研究的深入，基于核磁測井等特殊測井的成巖相測井解釋、利用神經網絡進行巖心標定下的常規(guī)測井曲線神經網絡學習的研究，推動成巖相研究向二維測井尺度定量表征發(fā)展［7-16］。而在三維地質建模領域，成巖相的空間發(fā)育特征需要在成巖相特征一維和二維描述的基礎上，研究成巖相發(fā)育的主控因素，并將地質認識與地質統(tǒng)計學算法相結合，使用地震屬性、層序特征等作為空間約束條件，完成成巖相的地質建模［17-20］。

本次研究以伊拉克H油田上白堊統(tǒng)Hartha組孔隙型碳酸鹽巖儲層為研究對象，為解決儲層非均質性強、孔隙類型差異顯著和微觀孔隙結構復雜等問題，從成巖作用的角度，解釋了孔隙性生物碎屑灰?guī)r儲集性能產生明顯差異的原因，完成了巖心成巖作用表征、成巖相劃分及孔喉特征分析、成巖相測井響應及神經網絡學習、成巖相空間約束條件分析及地質建模等研究工作。研究成果為孔隙性生物碎屑灰?guī)r成巖相表征與建模提供了方法與實例。

1 研究區(qū)地質特征

1.1 區(qū)域地質背景

H油田位于伊拉克東南部的美索不達米亞盆地前淵帶南部（圖1a），是一個以北西—南東向的背斜為構造、以生物碎屑碳酸鹽巖為主要儲層的巨型油田。自晚二疊世至晚白堊世，美索不達米亞盆地接受了較厚的以碳酸鹽為主的緩坡—臺地相沉積，具有碳酸鹽緩坡與碳酸鹽臺地交互發(fā)育的特征。上白堊統(tǒng)Hartha 組的沉積開始于狹窄、蒸發(fā)的盆地，在晚白堊世隨著盆地緩慢下沉而形成緩坡相碳酸鹽沉積，直到演變?yōu)樯钏h(huán)境開始盆地相的Shirani?sh 組泥灰?guī)r沉積而結束［21］。

1.2 層序地層

Hartha 組是伊拉克東南部地區(qū)坎潘階上部的主要地層（圖1b），其底部與下伏Sadi 組為平行不整合接觸，頂部與上覆Shiranish 組整合接觸。Hartha組由2 個三級層序組成，發(fā)育2 個向上變淺旋回。沉積環(huán)境為碳酸鹽緩坡，主要儲層為內緩坡相的碳酸鹽巖。Hartha組以石灰?guī)r為主，普遍存在不同程度的白云石化。研究區(qū)Hartha 組發(fā)育上下2套巖性地層單元，為HA層和HB 層，上部HA層平均厚度約為15 m，是H油田的主要產油層位之一。

圖1 研究區(qū)構造位置和地層單元劃分Fig.1 Tectonic location and stratigraphic unit division of the study area

1.3 巖石學特征

研究區(qū)HA 層以顆?；?guī)r和泥粒灰?guī)r為主，底部發(fā)育部分粒泥灰?guī)r。顆粒以生物碎屑為主，顆粒間被灰泥充填，含少量亮晶方解石，生物碎屑由厚殼蛤、底棲有孔蟲、棘皮類組成。泥粒灰?guī)r中的生物碎屑包括雙殼類、棘皮類、軟體類和綠藻類，以及少量浮游有孔蟲。粒泥灰?guī)r的主要成分為泥晶，含少量生物碎屑、介殼或內碎屑等顆粒，顆粒含量較低。HB 層以粒泥灰?guī)r和泥灰?guī)r為主，不含或含少量生物碎屑。

1.4 沉積相特征

由巖性和生物組合所指示的沉積環(huán)境表明，研究區(qū)HA 層沉積期的水體能量普遍較低，處于正常浪基面附近或以下，沉積環(huán)境局限程度較高，鹽度比正常海水稍高，但局部也發(fā)育水體能量較高的灘相環(huán)境。由取心井所揭示的巖性和生物類型組合顯示，HA 層發(fā)育內緩坡灘相，根據水動力差異可分為兩類：一類是強水動力條件下沉積的以厚殼蛤、棘皮類為主要顆粒的高能灘相；另一類是水動力中等條件下的以有孔蟲為主要顆粒的低能灘相，灘和潟湖—潮下帶粒泥灰?guī)r頻繁交互。HB 層發(fā)育中、外緩坡粒泥灰?guī)r和泥灰?guī)r。

1.5 儲層物性

據HA層樣品實測數據統(tǒng)計：研究區(qū)目的層段孔隙度主要分布在10%~22%范圍，平均值為16.7%；滲透率主要分布在（0.1~3 445）×10-3μm2范圍。由儲層孔隙度—滲透率交會圖可見（圖2），高孔隙度段儲層滲透率出現了顯著的差異性：相同孔隙度條件下，滲透率極差超過100倍。如何通過成巖相劃分，建立巖石類型并精確表征孔滲關系差異是儲層研究和地質建模的關鍵［22-26］。

圖2 伊拉克H油田Hartha組HA層孔隙度-滲透率交會圖Fig.2 The porosity-permeability crossplot of HA layer of Hartha Formation in H Oilfield,Iraq

2 成巖相特征

2.1 成巖作用類型

根據巖心觀察和薄片鑒定，研究區(qū)的成巖作用類型主要包括海水膠結作用、埋藏膠結作用、準同生溶蝕作用、埋藏溶蝕作用、壓實作用和白云石化作用。

海水膠結作用在目的層段普遍發(fā)育，以方解石膠結為主，顆粒周邊發(fā)育粒狀方解石，向粒間孔或體腔孔中心方向生長。埋藏膠結作用形成的膠結物通常填充在裂縫、體腔孔和鑄?？字?，膠結物成分以片狀方解石、鐵方解石和白云石為主。準同生溶蝕作用通常具有組構選擇性，形成體腔孔。埋藏溶蝕作用通常具有非組構選擇性，形成形狀不規(guī)則的溶孔。壓實作用的強弱在不同深度取心段差異較大，顆粒的接觸關系由點接觸到線接觸。白云石化作用通常伴隨著埋藏膠結作用，白云石交代方解石或鐵方解石后形成白云石膠結物發(fā)育在體腔孔或鑄模孔中。研究區(qū)上述6種成巖作用的典型鑄體薄片如表1所示。

表1 伊拉克H油田Hartha組不同類型成巖作用典型鑄體薄片特征Table 1 Photos of cast petrographic thin sections showing different types of diagenesis of Hartha Formation in H Oilfield,Iraq

2.2 成巖相劃分

通過巖心觀察和薄片鑒定，按照6 種成巖作用的強弱關系和形成的主要孔隙類型，將研究區(qū)儲層劃分為5種巖心成巖相：

原生孔隙型成巖相 主要發(fā)育在高能灘相儲層中，厚殼蛤和棘皮類生物碎屑顆粒含量高、顆粒體積較大，形成了大量的原生粒間孔。顆粒外的灰泥包殼抑制了膠結作用，僅形成少量粒狀膠結物，良好的顆粒支撐結構減輕了壓實作用對原生孔隙的影響，使得大量原生孔隙得以保留，加上少量顆粒發(fā)生準同生溶蝕形成的鑄?？缀吐癫厝芪g形成的溶孔，形成了連通性良好的原生孔隙型成巖相。

溶孔型成巖相 主要發(fā)育在高能灘的邊部，生物類型以軟體、棘皮、有孔蟲為主，顆粒含量高、顆粒體積較小，原生粒間孔較少。強烈的埋藏溶蝕作用形成的溶孔，部分粒間孔和少量顆粒發(fā)生準同生溶蝕形成的鑄?？?，形成了連通性良好但是孔隙大小差異明顯的溶孔型成巖相。

體腔孔型成巖相 主要發(fā)育在低能灘相儲層中，生物類型以有孔蟲為主，顆粒含量中等，顆粒體積較小，顆粒間充填大量灰泥，原生粒間孔基本不存在。強—中等準同生溶蝕作用形成大量體腔孔，在弱—中等埋藏膠結作用和白云石化作用下，部分體腔孔保留，形成孔隙較大但連通性差的體腔孔型成巖相。

晶間孔型成巖相 主要發(fā)育在低能灘相的邊部或潟湖環(huán)境中，生物碎屑含量進一步降低，僅發(fā)育少量有孔蟲，灰泥含量高，基本不存在原始粒間孔，少見鑄?？缀腕w腔孔，部分裂縫被強烈的埋藏膠結作用形成的鐵方解石膠結物和強—中等白云石化作用形成的白云石膠結物所充填，僅保留少量晶間孔或微孔，形成連通性差的晶間孔型成巖相。

微孔型成巖相 主要發(fā)育在潮下帶和潟湖中，顆粒含量少，強烈的壓實作用和膠結作用使得孔隙度大幅降低，僅存在少量微孔，形成物性最差的微孔型成巖相。

2.3 成巖相控制下的微觀孔喉特征

原生孔隙型成巖相儲層以粒間孔為主，發(fā)育部分溶孔、少量鑄?？缀臀⒖?；毛細管力曲線呈極低排驅壓力、無平直段的特征；孔喉分布曲線呈典型的雙峰狀，右峰在 10~30 μm 之間，左峰在 0.2~0.5 μm 之間；滲透率主要由右峰貢獻，為(100~3 000)×10-3μm2，孔隙度為20%~27%。以A1井為例，深度2 600.11 m，孔隙度為23.08%，滲透率為221.18×10-3μm2，鑄體薄片、掃描電鏡和高壓壓汞均來自同一塊栓塞樣（圖3）。

圖3 伊拉克H油田Hartha組儲層原生孔隙型成巖相微觀孔喉特征（A1井2 600.11 m）Fig.3 Characteristics of microscopic pore throat of primary pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A1 2 600.11 m）

溶孔型成巖相儲層以溶孔為主，發(fā)育部分粒間孔、少量微孔；毛細管力曲線呈低排驅壓力、平直段較短的特征；孔喉分布曲線呈雙峰—多峰狀特征，右峰在5~8 μm之間，左峰在0.1~0.3 μm之間；滲透率主要由右峰貢獻，為(10~100)×10-3μm2，孔隙度為18%~23%。以A1 井為例，深度2 611.10 m，孔隙度為17.71%，滲透率為26.19×10-3μm2，鑄體薄片、掃描電鏡和高壓壓汞均來自同一塊栓塞樣（圖4）。

圖4 伊拉克H油田Hartha組儲層溶孔型成巖相微觀孔喉特征（A1井2 611.10 m）Fig.4 Characteristics of microscopic pore throat of dissolution pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A1 2 600.11 m）

體腔孔型成巖相儲層以體腔孔為主，毛細管力曲線呈高排驅壓力、平直段長的特征，孔喉分布曲線呈典型的單峰特征，峰值在0.2~0.5 μm之間；滲透率主要分布在(1~10)×10-3μm2之間，孔隙度為20%~35%。以A2 井為例，深度2 566.10 m，孔隙度為26.17%，滲透率為1.73 ×10-3μm2，鑄體薄片、掃描電鏡和高壓壓汞均取自同一塊栓塞樣（圖5）。

圖5 伊拉克H油田Hartha組儲層體腔孔型成巖相微觀孔喉特征（A2井2 566.10 m）Fig.5 Characteristics of microscopic pore throat of mouldic-intrafossil pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A2 2 566.10 m）

晶間孔型成巖相儲層以晶間孔為主，鑄體薄片和掃描電鏡均顯示孔隙主要存在于方解石膠結物之間；滲透率主要分布在（0.1~10）×10-3μm2之間，孔隙度為10%~20%。以A3 井為例，深度2 585.31 m，孔隙度為13.20%，滲透率為0.47 ×10-3μm2，鑄體薄片、掃描電鏡均取自同一塊栓塞樣（圖6，該類儲層厚度較薄，未做壓汞取樣）。

圖6 伊拉克H油田Hartha組儲層晶間孔型成巖相微觀孔喉特征（A3井2 585.31 m）Fig.6 Characteristics of microscopic pore throat of intracrystalline pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A3 2 585.31 m）

微孔型成巖相儲層以微孔為主，鑄體薄片顯示孔隙主要存在于灰泥中，掃描電鏡照片顯示少量微孔發(fā)育在微晶方解石之間；毛細管力曲線呈極高排驅壓力、平直段長的特征，孔喉分布曲線呈典型的單峰特征，峰值小于0.1 μm；滲透率小于0.1×10-3μm2，孔隙度小于10%。以A1井為例，深度2 613.13 m，孔隙度為4.5%，滲透率為0.01×10-3μm2，鑄體薄片、掃描電鏡和高壓壓汞均取自同一塊栓塞樣（圖7）。

圖7 伊拉克H油田Hartha組儲層微孔型成巖相微觀孔喉特征（A1井2 613.13 m）Fig.7 Characteristics of microscopic pore throat of micro-pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A1 2 613.13 m）

2.4 成巖相與層序、沉積相、巖石類型的關系

據上述5類巖心成巖相特征描述可知，成巖相與層序特征、沉積相、巖石類型密切相關。儲層與層序界面的距離、高能灘到低能灘再到潟湖和潮下帶的水體深度和水動力強度的變化、生物碎屑類型和顆粒含量的變化等，共同影響著不同類型成巖作用的強弱，進而形成不同類型的成巖相，具體如表2所示。

表2 伊拉克H油田Hartha組儲層成巖相類型與層序、沉積相、巖石類型之間的關系Table 2 Relationship between diagenetic facies types and sequence,sedimentary facies and rock types of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq

2.5 成巖相測井識別

對取心井成巖相特征綜合柱狀圖進行分析可以發(fā)現，原生粒間孔型和溶孔型成巖相發(fā)育位置相近，測井曲線特征差異不大，原因是這2類成巖相儲層經歷的成巖作用類型及程度近似，形成的孔隙類型和孔喉特征也相近。同樣地，體腔孔型和晶間孔型成巖相也具有相似的特征。為便于測井識別，將原生孔隙型和溶孔型成巖相歸為1 類測井成巖相，體腔孔型和晶間孔型成巖相歸為2 類測井成巖相，微孔型成巖相歸為3 類測井成巖相。選取自然伽馬和三孔隙度曲線進行神經網絡學習，在2口巖心標定的取心井中神經網絡學習結果與成巖相劃分結果擬合程度超過90%，在盲井檢驗的取心井神經網絡學習結果與成巖相劃分結果擬合程度超過80%，達到了可以推廣到非取心井的擬合精度要求。綜合上述成巖相劃分標準及其對應的微觀孔隙結構特征，完成了研究區(qū)取心井的成巖相特征綜合柱狀圖（圖8）。

圖8 伊拉克H油田取心井Hartha組成巖相和孔隙類型綜合柱狀圖Fig.8 Comprehensive columns of diagenetic facies and pore types of Hartha Formation reservoir of the coring wells in H Oilfield,Iraq

3 成巖相地質建模方法

3.1 成巖相的空間約束條件

前文成巖相特征的分析實現了巖心尺度的成巖作用特征描述和成巖相劃分，并通過巖心測井標定實現了測井成巖相識別。在此基礎上，需確定成巖相的空間展布特征的控制因素，作為三維地質建模的空間約束條件。

首先，根據不同成巖相特征分析結果和成巖相類型與沉積相特征的關系分析，1 類測井成巖相儲層在沉積期的水體深度較淺且水體能量顯著強于2 類測井成巖相。綜合分析測井成巖相識別結果和伽馬能譜數據，可得出測井成巖相與鈾/釷鉀比有相關性（圖9a）。原因是鈾的含量與水體深度成正相關關系：當水體深度較淺時，鈾伽馬較低，而陸源輸入的釷鉀含量較高，所以較低的鈾/釷鉀比代表了水體深度較淺。水動力較強的環(huán)境，有利于1類測井成巖相的發(fā)育。隨著鈾/釷鉀比的升高，水體逐漸加深，水動力減弱，2 類和3 類測井成巖相的比例開始增加。

圖9 伊拉克H油田Hartha組HA層儲層測井成巖相的空間約束條件Fig.9 The relationship between the log diagenetic facies and controlling factors of HA layer of Hartha Formation in H Oilfield,Iraq

其次，1 類測井成巖相與2 類測井成巖相的主要區(qū)別在于溶蝕作用和膠結作用的強弱差異導致的孔隙類型的區(qū)別。根據成巖相類型與層序特征的關系，無論是準同生期還是埋藏期，碳酸鹽巖的溶蝕作用和膠結作用均與層序界面相關。研究區(qū)HA 層作為一套向上變淺的三級層序，距離HA 頂部層序界面距離越近，溶蝕作用發(fā)生的可能性越大，反之，膠結作用發(fā)生的可能性越大。因此，1 類測井成巖相與2 類測井成巖相在縱向上的分布概率與距離HA 層序界面頂面的距離成正相關關系，越接近頂部，越有利于1 類測井成巖相的發(fā)育（圖9b）。

最后，因為不同成巖相孔隙類型的差異，造成了孔隙形狀的明顯差異。不同類型的測井成巖相在縱波時差分布區(qū)間上存在明顯差異［27］：當縱波時差較小時，體腔孔、晶間孔和微孔發(fā)育的可能性較大，2 類和3 類測井成巖相較為發(fā)育；隨著縱波時差的增大，粒間孔和溶孔比例增加，1 類測井成巖相的比例升高（圖9c）。

綜合上述3種空間約束條件，將伽馬能譜測井、地層深度和縱波速度地震反演轉化為鈾/釷鉀比、層序界面距離、縱波時差3 個屬性場，代入3 種屬性與測井成巖相的概率分布關系，形成概率體，作為三維地質建模的空間約束變量。

3.2 成巖相地質建模

以研究區(qū)全部過路井的單井測井神經網絡學習結果為成巖相地質建模的“硬數據”，將測井成巖相解釋結果作為縱向分布趨勢（圖10a），以綜合了鈾/釷鉀比、層序界面距離、縱波時差的3 類測井成巖相概率場(圖10b—10d)為協(xié)同模擬的空間約束，采用序貫指示方法，建立了研究區(qū)成巖相三維地質模型（圖10e）。成巖相建模結果很好地預測了3 類測井成巖相的三維空間展布特征，有效地區(qū)分了研究區(qū)Hartha 組HA 層的孔隙度—滲透率差異，為屬性模型的建立提供了約束條件。

3.3 成巖相建模結果的不確定性

成巖相建模結果的不確定性主要體現在隨機模擬時變差函數設置的不確定性。因缺乏露頭表征和相關的研究文獻參考，不同成巖相儲層的展布形態(tài)和接觸關系缺乏定量化的模式指導，只能依據井數據特征大致確定變程范圍。類似地，主變程方向和傾角也只能通過類比沉積相展布特征作近似處理。這些不確定性造成了成巖相建模結果的不確定性，需要采用不同的變差函數設置形成若干地質模型的實現，結合數值模擬研究，應用動態(tài)數據的擬合結果來判別合適的參數設置。

4 結 論

（1）伊拉克H 油田上白堊統(tǒng)孔隙性碳酸鹽巖成巖作用包括海水膠結作用、埋藏膠結作用、準同生溶蝕作用、埋藏溶蝕作用、壓實作用和白云石化作用。依據成巖作用差異和孔隙類型差異，在研究區(qū)HA 層巖心尺度上劃分出5種成巖相類型，分別是原生孔隙型成巖相、溶孔型成巖相、體腔孔型成巖相、晶間孔型成巖相和微孔型成巖相。

（2）將5 種巖心尺度的成巖相類型合并為3 種差異較為明顯的測井成巖相，通過基于巖心標定的常規(guī)測井曲線進行神經網絡學習，有效地識別了非取心井測井成巖相，完成了研究區(qū)單井成巖相識別。

（3）以成巖相單井識別數據為基礎，通過鈾/釷鉀比、層序界面距離、縱波時差3種屬性建立的成巖相三維空間概率場為約束條件，建立了研究區(qū)HA層成巖相三維地質模型，并通過不確定性分析，提高地質模型的預測精度，為屬性模型的建立提供了基礎。