陳培元 楊輝廷 賈兆揚

(1.中海油研究總院有限責任公司 北京 100028； 2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室 四川成都 610500；3.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院 四川成都 610500； 4.中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518000)

近年來，中國海外油氣合作勘探開發(fā)事業(yè)迅猛發(fā)展。中東地區(qū)作為世界上油氣最富集區(qū)，其80%的油氣產(chǎn)自于碳酸鹽巖[1]，逐漸成為中國各大油氣公司的重點發(fā)展區(qū)域。在中國，海相碳酸鹽巖油氣資源也十分豐富，勘探潛力巨大，是中國油氣勘探戰(zhàn)略接替區(qū)之一[2]。然而，碳酸鹽巖儲層發(fā)育的控制因素比較復(fù)雜，特別是中國碳酸鹽巖地層發(fā)育時代比較早，目前埋藏比較深，后期構(gòu)造運動改造比較復(fù)雜[3-6]，控制深層碳酸鹽巖儲層發(fā)育的各種因素相互疊加，導(dǎo)致儲層成因機制十分復(fù)雜。

普光氣田作為中國儲量規(guī)模最大的海相碳酸鹽巖氣田，儲層埋藏最深、成巖作用類型多樣、次生孔隙尤其發(fā)育[7-8]，充分反映了中國碳酸鹽巖儲層的典型特征。發(fā)育于中白堊世晚森諾曼期至早土倫期的Mishrif組碳酸鹽巖是中東地區(qū)最主要的儲集單元之一[9-10]；與中國已發(fā)現(xiàn)的碳酸鹽巖儲層特點不同，Mishrif組碳酸鹽巖儲層發(fā)育于中生代，埋深相對較淺，大量保留具有原生組構(gòu)特征的基質(zhì)孔，整體呈層狀展布，物性好。為此，本文基于普光氣田3口取心井飛仙關(guān)組一段、二段2 172塊樣品和米桑油田群B油田16口取心井Mishrif組1 927塊樣品的實測物性資料，普光氣田2 172塊樣品和米桑油田群B油田55塊樣品的鑄體薄片和掃描電鏡資料，普光氣田18個樣品的碳、氧同位素資料以及米桑油田群B油田26個樣品的碳、氧、鍶同位素資料，從控制海相碳酸鹽巖儲層的地質(zhì)條件入手，選取普光氣田飛仙關(guān)組鮞粒灘儲層和伊拉克米桑油田Mishrif組生屑灘儲層進行儲層特征對比分析，探討不同的控制因素所起的作用程度，以期對今后海相碳酸鹽巖領(lǐng)域的勘探有所啟示。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

普光氣田位于四川盆地東北部(圖1)，為構(gòu)造-巖性復(fù)合型氣藏[7]，含氣層位以下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組及上二疊統(tǒng)長興組為主[7，11]。根據(jù)鉆探資料揭示，該區(qū)飛仙關(guān)組厚度一般350～700 m，自下而上分為飛一段、飛二段、飛三段和飛四段(圖1)，天然氣主要發(fā)現(xiàn)于飛一段、飛二段鮞粒白云巖儲集層中。米桑油田群位于伊拉克的東南部，毗鄰伊朗邊界(圖2)，在構(gòu)造區(qū)劃上位于波斯灣盆地北部美索不達米亞帶與扎格羅斯山前坳陷中部，為NW—SE向的狹長背斜[12-13]，形成于新近紀扎格羅斯造山運動[13-15]。米桑油田群包括3個在生產(chǎn)油田A、B、F，主要鉆遇了古近系A(chǔ)smari油藏和白堊系Mishrif油藏，其中Mishrif油藏為B油田的主要生產(chǎn)層位。Mishrif油藏以碳酸鹽巖為主，巖性主要為灰?guī)r，Mishrif組自下而上可以劃分為3個段、6個油組(圖2)。飛一段—飛二段與Mishrif組MB2油組上部是本文研究的目的層位。

圖2 米桑油田群位置及Mishrif組地層剖面Fig .2 Location of Missan oilfields and stratigraphic section of Mishrif Formation

2 儲層特征對比分析

2.1 儲層巖性及物性

巖心及鏡下薄片觀察表明，飛仙關(guān)組以白云巖儲層為主。通過對飛仙關(guān)組取心井2 172個實測巖心樣品孔隙度和滲透率數(shù)據(jù)的分析發(fā)現(xiàn)，儲層總體表現(xiàn)為中孔低—特低滲特征，孔隙度為0.3%～28.8%(平均9.0%)，滲透率為0.000 4～2 526 mD(平均29.73 mD)；孔隙度與滲透率之間沒有明顯的相關(guān)性(圖3a)，主要原因是儲集空間類型的差異[8，16]。Mishrif組儲層以顆?；?guī)r為主，次為泥晶灰?guī)r。Mishrif組1 927個實測樣品的物性資料表明，儲層孔隙度為0.7%～28.8%(平均15.5%)，滲透率為0.02～3 627 mD(平均45.38 mD)；以中孔中—低滲儲層為主，縱向上局部受強溶蝕作用影響發(fā)育中孔高滲儲層。整體上，Mishrif組儲層孔隙度與滲透率之間相關(guān)性較差(圖3b)，但好于飛仙關(guān)組儲層，反映孔隙型儲層的特征。

圖3 飛仙關(guān)組及Mishrif組儲層孔滲關(guān)系Fig .3 Relationship of porosity and permeability of Feixianguan and Mishrif formations

2.2 儲集空間

巖心、鑄體薄片及掃描電鏡等資料(圖4)表明，飛仙關(guān)組鮞灘儲層儲集空間以鮞?？?、粒內(nèi)溶孔和粒間溶孔為主(圖4a、b)，約占總孔隙的90%;其次為晶間溶孔和各種微裂縫(圖4c、d、e)，約占4.5%，微裂縫多被充填，未被充填或半充填的裂縫較少。此外，巖心觀察發(fā)現(xiàn)飛仙關(guān)組同時發(fā)育與準同生期巖溶作用有關(guān)的溶蝕孔洞(圖4f、g)，呈半充填—全充填，充填物主要為方解石，約占總孔隙的5%。Mishrif組儲集空間以粒間(溶)孔、粒內(nèi)(溶)孔和鑄?？诪橹?圖4h、i)，局部見溶洞(以半充填或全充填為主)(圖4j)，發(fā)育少量微孔及微裂縫(圖4k、l)。溶孔、溶洞多為非選擇性溶蝕形成的孔隙，垂向上主要發(fā)育在灘體的上部顆?；?guī)r中，使儲層表現(xiàn)為中孔高滲的特征;而微孔主要發(fā)育在灘體下部泥晶生屑灰?guī)r段，微裂縫和壓溶縫僅在個別井局部層段發(fā)育。2.3 成巖作用

飛仙關(guān)組和Mishrif組儲層均經(jīng)歷了多種類型的成巖作用[10,17],但對優(yōu)質(zhì)儲層形成起關(guān)鍵性作用的成巖作用主要有溶蝕作用和白云石化作用，其中溶蝕作用在2個油氣田均有反映，而白云石化作用對普光氣田飛仙關(guān)組儲層作用明顯。

飛仙關(guān)組經(jīng)歷了準同生期和埋藏期巖溶作用[18]，而Mishrif組主要發(fā)育準同生期巖溶作用，少見埋藏期溶蝕作用[13]。巖心及鏡下觀察表明準同生期巖溶對優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育具有雙重性：一方面，受巖溶作用影響，發(fā)生選擇性和非選擇性溶蝕，形成大小不一、形態(tài)各異的各種孔洞(圖4f、g、j)，成為優(yōu)質(zhì)儲層形成的最直接原因；另一方面，在形成大量溶蝕孔洞的同時又被方解石及滲流物質(zhì)充填(圖5)。滲流粉砂作為早期大陸成巖暴露環(huán)境中滲流帶的產(chǎn)物，充填在孔隙中改變了儲層的孔隙網(wǎng)絡(luò)，在一定程度上將粒間(內(nèi))溶孔進一步分割成許多細小孔隙，從而影響了儲層的滲透率。

勘探開發(fā)結(jié)果顯示，飛仙關(guān)組儲層中鮞粒白云巖物性條件明顯好于鮞?；?guī)r，反映了白云巖化作用與孔隙發(fā)育的密切關(guān)系。然而鏡下觀察統(tǒng)計表明，飛仙關(guān)組儲層僅局部溶蝕作用欠發(fā)育的層段發(fā)育針孔狀晶間孔，且晶間孔發(fā)育段面孔率大多小于1%，實測孔隙度最低為0.94%[18]，據(jù)此可以大致認為目的層經(jīng)白云巖化后的巖石新增孔隙度約在1%左右。盡管普光氣田飛仙關(guān)組白云巖化作用未能明顯改善儲層物性，但對儲集層進一步成巖作用和孔隙的演化具有重要影響，這或許是為什么目前的含氣層段巖性基本是白云巖的原因。對于Mishrif組儲層而言，僅在局部層段發(fā)現(xiàn)有白云石晶體的發(fā)育，在整個巖石類型成分中所占的比例小于2%，對儲層的貢獻很小。

(a)普光氣田PG102-1井，5 678.11 m，發(fā)育粒間溶孔，次見粒內(nèi)溶孔；(b)普光氣田PG102-1井，5 628.28 m，發(fā)育粒內(nèi)溶孔，次見鮞模孔；(c)普光氣田PG104-1井，5 715.15 m，粒內(nèi)溶孔及微裂縫發(fā)育；(d)普光氣田PG104-1井，5 679.04 m，晶間孔發(fā)育；(e)普光氣田PG104-1井，圖4d紅框?qū)?yīng)的掃描電鏡照片；(f)普光氣田PG102-1井，5 589.00 m，溶洞發(fā)育，未充填—半充填，見方解石充填物，左為頂；(g)普光氣田PG104-1井，5 649.66 m，鮞粒云巖，溶孔發(fā)育，方解石充填，左為頂；(h)米桑油田B -22井，3 915.40 m，粒間(溶)孔；(i)米桑油田B -22井，3 943.11 m，鑄?？?；(j)米桑油田B -22井，3 918.17 m，顆粒灰?guī)r，溶蝕孔洞發(fā)育，孔洞中充填方解石，左為頂；(k)米桑油田B-22井，3 940.10 m，微孔；(l)米桑油田B -22井，3 965.10 m，微裂縫。

圖4 飛仙關(guān)組及Mishrif組儲集空間特征

Fig .4 Characteristics of reservoir space of Feixianguan and Mishrif formations

圖5 飛仙關(guān)組及Mishrif組溶蝕特征Fig .5 Characteristics of dissolution of Feixianguan and Mishrif formations

3 儲層差異性主控因素對比分析

3.1 沉積環(huán)境是優(yōu)質(zhì)儲層形成的基礎(chǔ)

通過對飛仙關(guān)組和Mishrif組沉積環(huán)境研究發(fā)現(xiàn)：普光氣田長興組—飛仙關(guān)組沉積時期屬于碳酸鹽巖臺地的一部分[19]，其中飛一段—飛二段沉積期發(fā)育臺地邊緣相，水體能量高，有利于鮞粒的形成和堆積，故灘體厚度大，累計鉆遇厚度從幾十至幾百米不等。由于白云巖化的影響，巖石類型以厚層塊狀淺灰色、灰白色亮晶顆粒云巖為主，顆粒分選、磨圓度均好，早期沉積的鮞?；?guī)r受后期成巖作用的影響逐漸演化為優(yōu)質(zhì)儲集巖。米桑油田群Mishrif組沉積時期屬于緩坡碳酸鹽巖臺地，且MB2油組上部以開闊臺地相沉積為主[13]，其沉積演化主要受相對海平面升降和阿拉伯板塊隆升控制。由于碳酸鹽巖緩坡坡度較緩[12]，受相對海平面的影響，相帶易發(fā)生側(cè)向遷移，從而造成生屑灘灰?guī)r與灘間海泥晶灰?guī)r相互疊置發(fā)育的特征，導(dǎo)致儲層層間非均質(zhì)性嚴重。

相對臺地邊緣而言，開闊臺地位于其后，對應(yīng)的水體能量相對較弱，顆粒分選和磨圓度要差于臺地邊緣沉積物，但Mishrif組儲層物性明顯要優(yōu)于飛仙關(guān)組儲層，這說明沉積環(huán)境雖然為儲層的發(fā)育提供了基礎(chǔ)條件，但并非是導(dǎo)致兩者儲層差異的根本原因。然而，沉積相帶不僅控制著沉積物的結(jié)構(gòu)、組分和原生孔隙的發(fā)育程度，還影響著沉積后的成巖作用[20]。

3.2 成巖作用是儲層差異的主控因素

成巖作用對儲層的影響分建設(shè)性作用和破壞性作用。前文已述，飛仙關(guān)組和Mishrif組儲層均經(jīng)歷了準同生期的大氣淡水淋濾溶蝕，且該期溶蝕作用是2個油氣田優(yōu)質(zhì)儲層形成的最直接原因。然而，就2個地區(qū)的儲層而言，在整個成巖過程中經(jīng)歷的破壞性成巖作用差異較大。

首先，普光氣田飛仙關(guān)組儲層中部埋深大于4 980 m，而米桑油田群Mishrif組碳酸鹽巖儲層中部埋深為3 850 m，深度的差異導(dǎo)致兩者所經(jīng)歷的成巖作用不相同。根據(jù)埋藏史分析，飛仙關(guān)組在白堊紀末期埋深可達8 000 m，直至晚燕山期回返抬升[21]，埋藏深度的逐漸加大導(dǎo)致成巖過程中壓實作用對儲層的孔隙產(chǎn)生了較大的影響。Mishrif組碳酸鹽巖在白堊系沉積后(距今約90 Ma)至中新世之前(距今約23 Ma)相當長的時間內(nèi)處于淺埋藏階段，埋深約1 000 m。直到古近紀末期，受扎格羅斯造山運動的影響，美索不達米亞盆地才開始大幅度沉降[12]。長時間的淺埋藏環(huán)境導(dǎo)致壓實作用對儲層孔隙的影響較小，孔隙損失量有限，從而形成了現(xiàn)今鏡下觀察到的孔隙發(fā)育、顆粒堆積疏松的儲集巖面貌。

此外，研究發(fā)現(xiàn)飛仙關(guān)組儲層在鏡下可見到孔隙中發(fā)育3期膠結(jié)物(圖6a、b)，受膠結(jié)作用的影響，經(jīng)歷了整個成巖期后的殘留孔隙度總計約為2%，相對于原始粒間孔隙的35%相差甚遠。而Mishrif組儲層鏡下表明，儲層以發(fā)育1～2期膠結(jié)物為主(圖6c、d)，膠結(jié)物對儲層孔隙的破壞程度遠遠小于飛仙關(guān)組儲層，孔隙之間大量的殘余空間為優(yōu)質(zhì)儲層的發(fā)育提供了基礎(chǔ)。

圖6 飛仙關(guān)組與Mishrif組膠結(jié)物鏡下特征Fig .6 Photomicrographs showing cement of the Feixianguan and Mishrif formations

3.3 埋藏演化是造成成巖差異的主要原因

川東北宣漢-達縣地區(qū)NE向構(gòu)造發(fā)育在白堊紀，最終定型在燕山期，但進入喜山期之后，隨著來自南東雪峰-武陵和北西米倉山-龍門山的擠壓作用的停止，代之而起的是從北東的大巴山向南西盆內(nèi)的新一輪擠壓作用，構(gòu)造發(fā)生了大的轉(zhuǎn)換，構(gòu)造的強烈疊加改造形成了現(xiàn)今的構(gòu)造格局[22-23]。研究表明，普光氣田二疊系烴源巖在早三疊世進入生烴門限，早侏羅世進入生油高峰，中侏羅世進入高成熟期，晚侏羅世晚期進入過成熟[7]。圈閉形成與烴源巖生氣之間配置關(guān)系好，有利于天然氣聚集成藏。此外，喜山晚期的構(gòu)造運動使地層發(fā)生強烈的褶皺擠壓進而產(chǎn)生斷裂，為油氣的運移和聚集提供了通道和動力，形成了一個相對開放的系統(tǒng)。此外，溶蝕孔隙中膠結(jié)物碳、氧同位素與圍巖相比明顯偏負(圖7)，具有明顯的淡水作用特點，說明整個成巖過程為一個開放的體系，開放的成巖體系內(nèi)強烈的水-巖反應(yīng)能夠產(chǎn)生大量的膠結(jié)物充填孔隙，進而影響儲層的孔滲特征。

直到古近紀末期，受扎格羅斯造山運動的影響，美索不達米亞盆地才開始大幅度沉降[12，14]?？焖偕盥駥?dǎo)致侏羅系Chia Gara組烴源巖進入生烴門限，有機酸和烴類物質(zhì)開始通過斷層、不整合面等逐漸進入儲集巖[14]，快速埋藏與烴類充注之間良好的匹配關(guān)系對儲層孔隙的保存起到了積極的作用。隨著烴類的不斷充注，儲層孔隙中的地層水被烴類取代，從而影響成巖環(huán)境的變化，進而使碳酸鹽巖礦物溶蝕或沉淀以及膠結(jié)作用受到抑制，對儲層孔隙起到保護作用。此外，米桑油田群為構(gòu)造圈閉，形成于晚白堊世，定形于新近紀，圈閉的發(fā)育與油氣的充注也存在良好的匹配關(guān)系。三維構(gòu)造解釋顯示Mishrif組油藏未發(fā)育斷層，良好的圈閉系統(tǒng)導(dǎo)致油氣充注之后一直保存在孔隙中，同樣有利于對儲層的保護。另外，碳、氧、鍶同位素分析表明(表1)，Mishrif組碳酸鹽巖儲層溶蝕孔隙內(nèi)的充填物具有海水與淡水混合作用的特點，外來流體特征表現(xiàn)不明顯，顯示成巖系統(tǒng)是封閉的，成巖過程中水-巖作用較弱。鏡下觀察發(fā)現(xiàn)儲層孔隙中充填物主要為方解石和白云石，流體為堿性，無其它酸性礦物充填，顯示了儲層孔隙中流體性質(zhì)單一。分析認為，弱的水-巖作用與較單一的流體性質(zhì)能夠減少礦物對孔隙的充填破壞，進而有利于儲層孔隙的保存。

圖7 飛仙關(guān)組溶蝕孔隙內(nèi)膠結(jié)物與圍巖碳氧同位素特征Fig .7 Carbon and oxygen isotope characteristics of cements and surrounding rocks of Feixianguan Formation

表1 Mishrif組碳酸鹽巖碳、氧、鍶同位素特征Table 1 Carbon,oxygen and strontium isotope values of Mishrif Formation carbonates

4 結(jié)論

1) 普光氣田飛仙關(guān)組白云巖儲層為中孔低—特低滲，米桑油田群B油田Mishrif組灰?guī)r儲層為中孔中—低滲，儲集空間均以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和鑄?？诪橹?，準同生期溶蝕作用是飛仙關(guān)組和Mishrif組儲層儲集空間形成的主要原因。

2) 受控不同相帶的影響，沉積環(huán)境為普光氣田飛仙關(guān)組和米桑油田群B油田Mishrif組儲層形成提供了基礎(chǔ)物質(zhì)條件，但并非是導(dǎo)致兩者儲層差異的根本原因；成巖作用中的差異壓實和膠結(jié)作用的不同才是兩者儲層差異的主控因素。

3) 相對米桑油田群B油田Mishrif組儲層而言，普光地區(qū)飛仙關(guān)組儲層在埋藏演化過程構(gòu)造運動更加活躍、斷裂系統(tǒng)發(fā)育,構(gòu)造運動產(chǎn)生的斷裂導(dǎo)致儲層成巖過程為一個相對開放的系統(tǒng)，膠結(jié)充填物及碳氧同位素顯示飛仙關(guān)組儲層具有明顯的淡水作用特點，開放的成巖體系加上強烈的水-巖反應(yīng)為大量膠結(jié)物的充填提供了基礎(chǔ)，從而影響了儲層的物性。

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