孫文舉，喬占峰，邵冠銘，孫曉偉，高計縣，曹鵬，張杰，陳萬鋼

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京100011；3.中國石油杭州地質(zhì)研究院，杭州310023；4.中國石油天然氣集團有限公司碳酸鹽巖儲層重點實驗室，杭州310023）

0 引言

白堊系Mishrif組是中東地區(qū)最主要的儲油和產(chǎn)油層位之一[1-5]。伊拉克南部哈法亞、西古爾納、馬基龍等油田的開發(fā)情況表明[6-10]，目前中白堊統(tǒng)Mishrif組主要產(chǎn)能來自下段的高能粗粒生屑顆?；?guī)r，儲集層孔隙以粒間（溶）孔和粒內(nèi)（溶）孔為主，孔隙類型、發(fā)育特征與碎屑巖相近，研究已較為深入，具有良好的開發(fā)效果[11-13]。但是，隨著油田開發(fā)的不斷推進，產(chǎn)量貢獻潛力有限，亟需開發(fā)新的產(chǎn)量接替領(lǐng)域。

除Mishrif組下段高能粗粒生屑灰?guī)r外，Mishrif組上段的MB1-2亞段發(fā)育大量相對低能的細粒碳酸鹽巖（泥?；蛄Ｄ嗷?guī)r為主），具有巖石結(jié)構(gòu)分異相對較弱、發(fā)育厚度大、分布面積廣、儲量占比高的特點[14-15]，僅哈法亞油田，該類巖石儲量占比就高達59.74%，具有重大的油氣開發(fā)潛力。隨著鉆井不斷增多，儲集層鉆遇率低、注水收效規(guī)律不清等問題逐漸暴露，揭示該類儲集層具有強烈的非均質(zhì)性。Zhong等[16]和趙麗敏等[13]指出該類儲集層主要受控于沉積微相和早成巖巖溶作用，Zhong等[17]對Mishrif組巖石微相做了較深入的分析，但是目前對沉積微相和儲集層構(gòu)型的認識仍不夠深刻，影響著井位優(yōu)選、井型優(yōu)化、注水方案設(shè)計等的科學(xué)性，制約著油藏開發(fā)效果。

沉積和儲集層構(gòu)型研究始于碎屑巖，Miall[18]明確了8級界面、20種巖相類型、9種結(jié)構(gòu)單元的河流沉積構(gòu)型分類方案，在碎屑巖中的應(yīng)用較為成熟[19-21]。碳酸鹽巖由于強烈的后生改造，導(dǎo)致沉積和儲集層構(gòu)型往往不一致，研究難度大，尚處于起步階段。前人通過露頭地質(zhì)建模對碳酸鹽巖鮞灘沉積和儲集層構(gòu)型進行了探索性研究[22-24]，但目前對于地下碳酸鹽巖沉積和儲集層構(gòu)型研究仍相對欠缺。

哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段資料齊全，包含6口取心井，其中1口全井段取心井，260余口井測井資料和高品質(zhì)三維地震資料，為研究三維沉積構(gòu)型和儲集層構(gòu)型提供了良好的資料基礎(chǔ)。本文通過對巖心、測井、地震等資料的綜合分析，詳細刻畫沉積構(gòu)型，進一步探索建立儲集層構(gòu)型，對油藏開發(fā)策略優(yōu)選提出建設(shè)性意見，對中東地區(qū)同類油藏的開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。

1 區(qū)域地質(zhì)特征

哈法亞油田位于伊拉克東南部米桑省內(nèi)[25-26]，構(gòu)造上位于美索不達米亞盆地前淵帶，為北西—南東向?qū)捑忛L軸背斜（見圖1a），形成于新近紀扎格羅斯造山運動[27-29]，中白堊統(tǒng)Mishrif組為該油田的主力產(chǎn)層。

圖1 伊拉克哈法亞油田構(gòu)造與井位圖（a）及Mishrif組綜合柱狀圖（b）（GR—自然伽馬；ρ—密度；Δt—聲波時差）

中東地區(qū)中下白堊統(tǒng)賽諾曼—土倫階旋回始于海侵期的Ahmadi組泥灰?guī)r，接著為魯邁拉組陸棚白堊質(zhì)沉積，然后為海退期Mishrif組碳酸鹽巖沉積，其頂面為中白堊統(tǒng)頂?shù)膮^(qū)域性不整合面，上覆上白堊統(tǒng)Khasib組和Tanuma組的開闊臺地相碳酸鹽巖沉積[30-31]。Mishrif組沉積于中白堊世晚期，哈法亞油田所處的臺地礁灘相在伊朗和伊拉克邊境以及巴士拉地區(qū)以東南走向呈條帶狀分布，向南與阿拉伯地盾相接，沉積厚度約350～400 m，西南方鄰近次盆深水相，厚度逐漸減薄至150 m，西北向伊朗境內(nèi)為特提斯洋[32-33]。

Mishrif組進一步劃分為MA、MB1、MB2和MC共4段、15個亞段（見圖1b），構(gòu)成5個三級層序，各三級層序頂面均由代表海平面顯著下降的潮道、下切谷或不整合面等典型相類型限定（見圖1b）。主力產(chǎn)層為MB2段和MB1段。MB2段以粗粒生屑灰?guī)r為主，厚度約30 m，物性好，產(chǎn)量高[12]。MB1段厚度為100 m，分為MB1-1和MB1-2亞段，其中MB1-1亞段以致密泥晶灰?guī)r為主，厚約10～20 m，基本不發(fā)育儲集層；MB1-2亞段進一步細分為MB1-2A、MB1-2B和MB1-2C共3個小層，由泥粒灰?guī)r和粒泥灰?guī)r為主的細粒碳酸鹽巖構(gòu)成（見圖1b），夾少量粗粒生屑灰?guī)r，儲量大且儲集層非均質(zhì)性強，為本文研究的重點。

2 沉積構(gòu)型特征

根據(jù)Mishrif組MB1-2亞段沉積特點，分微相和微相構(gòu)型耦合關(guān)系兩個層次進行沉積構(gòu)型研究。

2.1 沉積微相類型與構(gòu)型

在區(qū)域地質(zhì)背景的約束下，基于5口取心井的巖心與402塊薄片分析，結(jié)合測井和地震響應(yīng)特征，對MB1-2亞段識別出的潟湖相、生屑灘相和潮道相等3種微相類型進行構(gòu)型研究。

2.1.1 潟湖相

2.1.1.1 微相構(gòu)成

潟湖相以粒泥灰?guī)r為主，夾有薄層泥晶灰?guī)r和少量泥?；?guī)r，多見硬底構(gòu)造（見圖2）。粒泥灰?guī)r的顆粒含量小于50%，以底棲有孔蟲碎屑為主，發(fā)育少量非固著類雙殼和厚殼蛤碎屑。發(fā)育大量生物擾動構(gòu)造（見圖2a、圖2e），巖石差異成巖現(xiàn)象明顯，淺灰色斑塊膠結(jié)相對較強，被弱膠結(jié)深色部分包圍，弱膠結(jié)基質(zhì)中微孔發(fā)育（見圖2b、圖2f），油浸特征明顯。泥晶灰?guī)r可含少量底棲有孔蟲（見圖2c—2d、圖2g—2h），孔隙欠發(fā)育，體腔孔內(nèi)多被方解石完全膠結(jié)，厚度為10～30 cm，占比低于5%。

圖2 哈法亞油田M316井Mishrif組MB1-2亞段潟湖相特征

硬底段大量發(fā)育，主要為泥晶灰?guī)r，少量粒泥灰?guī)r。巖石多發(fā)育以垂直層面延伸為主的生物潛穴，潛穴發(fā)育段巖石整體膠結(jié)致密，部分層段的潛穴可見明顯擴溶改造現(xiàn)象（見圖2c）。巖石主體不含油，僅潛穴中以細粒碎屑為主的充填物微孔發(fā)育，表現(xiàn)為斑狀含油。硬底段單層厚度為30～50 cm，占比約10%。

2.1.1.2 微相內(nèi)部結(jié)構(gòu)與形態(tài)

潟湖相由泥晶灰?guī)r-粒泥灰?guī)r-硬底的高頻旋回疊置構(gòu)成（見圖3a），旋回厚度1～4 m，多為2 m左右，表現(xiàn)為垂向上被致密膠結(jié)的硬底頻繁分隔。巖心標定顯示硬底段具略低伽馬值（25～28 API）、高密度值、低中子和聲波時差，而粒泥灰?guī)r伽馬值大于30 API，因此潟湖相表現(xiàn)為自然伽馬高位鋸齒狀震蕩（見圖3a）。硬底可橫向延伸數(shù)公里，對潟湖相構(gòu)成較穩(wěn)定的分隔。

潟湖相于MB1-2亞段為背景相，油田內(nèi)大范圍發(fā)育，260口井潟湖相厚度占比達48.55%。

圖3 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段各類微相旋回結(jié)構(gòu)特征（GR—自然伽馬；ρ—密度；Δt—聲波時差；φ—孔隙度；RLLD—深側(cè)向電阻率；RLLS—淺側(cè)向電阻率）

2.1.2 生屑灘相

2.1.2.1 微相構(gòu)成

生屑灘相為潟湖背景下地貌較高地區(qū)規(guī)模較小的淺灘，由泥?；?guī)r和顆粒灰?guī)r為主構(gòu)成。中高能生屑灘以顆粒灰?guī)r為主，粒間孔隙發(fā)育，發(fā)育交錯層理和粒序變化（見圖4a）；中低能灘以泥粒灰?guī)r為主，以底棲有孔蟲和非固著類雙殼碎屑為主，可見少量厚殼蛤碎屑和棘皮動物碎屑，粒間大多為灰泥填充，甚至夾有粒泥灰?guī)r（見圖4b）。

2.1.2.2 微相內(nèi)部結(jié)構(gòu)與形態(tài)

灘體單個旋回為由下到上巖性結(jié)構(gòu)成熟度逐漸變高的反韻律，即顆粒粒度增大、灰泥含量減少、分選變好等。測井曲線表現(xiàn)為低自然伽馬值（小于30 API），并具向上變低、電阻率向上升高的漏斗狀或箱狀（見圖3b）。

地震阻抗反演揭示，生屑灘剖面上為透鏡狀，具遷移疊置特征；平面上表現(xiàn)為片狀特征，形態(tài)不規(guī)則。

2.1.3 潮道相

2.1.3.1 微相構(gòu)成

圖4 哈法亞油田N195井Mishrif組MB1-2亞段生屑灘相特征

潮道沉積主要由生屑顆?；?guī)r、泥?；?guī)r和粒泥灰?guī)r構(gòu)成。顆粒灰?guī)r分選好，可見雙向交錯層理發(fā)育（見圖5a、圖5e），與四川盆地飛仙關(guān)組潮道相似[22]，粒間孔非常發(fā)育（見圖5b、圖5f），巖心上表現(xiàn)為飽含油。泥?；?guī)r為顆粒支撐，但顆粒間以灰泥為主要填隙物，巖心上可見不規(guī)則富泥質(zhì)條帶發(fā)育，說明仍受水流影響。粒泥灰?guī)r灰泥含量高，含少量生屑，富泥質(zhì)條帶發(fā)育，見淺埋藏成因自形白云石分散狀發(fā)育。

根據(jù)顆?；?guī)r發(fā)育比例，潮道微相可進一步劃分為顆粒型潮道沉積和灰泥型潮道沉積。

圖5 哈法亞油田Y161井Mishrif組MB1-2亞段潮道相特征

2.1.3.2 微相內(nèi)部結(jié)構(gòu)與形態(tài)

顆粒型潮道沉積具有典型向上變細的序列特征，類似河道沉積的“二元結(jié)構(gòu)”。下部為顆粒灰?guī)r，厚度占潮道厚度一半以上，向上灰泥含量逐漸增加，轉(zhuǎn)變?yōu)槟嗔；規(guī)r為主（見圖5c、圖5g）和粒泥灰?guī)r為主（見圖5d、圖5h），代表了潮道發(fā)育-遷移-廢棄的旋回序列，旋回底部沖刷特征明顯，測井曲線表現(xiàn)為下部伽馬值低（小于25 API），向上逐漸升高的鐘型特征，Y161井MB1-2亞段單期潮道厚度可達15 m（見圖3c）。

灰泥型潮道表現(xiàn)為顆粒充填較少、以灰泥充填為主的特征，測井曲線特征與潟湖相相似，巖心和測井曲線識別較困難，需結(jié)合地震切片整體判識。

潮道微相可由多期潮道沉積疊置而成。因水體作用的間歇性、以及水體能量逐漸減弱的趨勢，空間上潮道的遷移和充填變化頻繁，導(dǎo)致顆?；?guī)r的發(fā)育比例和發(fā)育部位變化較大，可發(fā)育于潮道下部、邊部、或多層疊置，橫向上沿潮道斷續(xù)發(fā)育。

潮道形態(tài)與河道相似。剖面上表現(xiàn)為下凹型，平面上表現(xiàn)為“曲流河”形態(tài)，且伴隨有多期遷移特征。

2.2 微相構(gòu)型耦合特征

微相構(gòu)型耦合特征是指微相構(gòu)型在不同級次界面約束下的空間疊置關(guān)系，有構(gòu)型界面和微相耦合特征兩個關(guān)鍵要素。

2.2.1 高頻層序地層與構(gòu)型界面特征

MB1-2亞段存在一個完整的三級層序，頂?shù)讓有蚪缑婢鶠镮型界面。MB2段沉積后，研究區(qū)經(jīng)歷了大范圍的暴露溶蝕，發(fā)育多條深達30 m的北東向大型下切谷（見圖6a），意味著當時海平面至少在臺地頂面30 m以深。MB1-2亞段沉積早期下切谷被低位-海侵域泥晶灰?guī)r充填，實現(xiàn)填平補齊。MB1-2亞段中晚沉積期油田范圍內(nèi)地形相對平坦，沉積作用主要受海平面的升降控制。研究區(qū)西部MB1-2A小層頂面之上典型上超特征揭示MB1-2A小層頂對應(yīng)較大規(guī)模海平面下降，構(gòu)成三級層序頂界面。三級層序界面約束統(tǒng)一的沉積體系，相當于Miall針對碎屑巖確定的8級構(gòu)型界面。

圖6 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段沉積構(gòu)型柵狀圖（a）與M316井MB1-2段高頻層序柱狀圖（b）

MB1-2亞段三級層序包含3個四級層序，分別對應(yīng)MB1-2C、MB1-2B和MB1-2A小層（見圖6），各四級層序界面在地震剖面上可追蹤，油田范圍內(nèi)可對比，四級層序厚度穩(wěn)定在30 m左右。巖心觀察與同位素地層學(xué)分析揭示，MB1-2C和MB1-2B小層頂分別對應(yīng)較顯著的海平面下降事件（見圖6b），潮道發(fā)育，且與先期沉積為切割關(guān)系，揭示潮道發(fā)育期間外圍區(qū)受暴露溶蝕改造，定性為沉積間斷暴露溶蝕面，大體對應(yīng)于Miall確定的6級構(gòu)型界面，潮道底界面對應(yīng)5級構(gòu)型界面。

四級層序進一步劃分為9個五級層序，巖心上頂面表現(xiàn)為次級暴露溶蝕面（見圖6b），代表向上變淺旋回的頂面，對應(yīng)4級構(gòu)型界面，與單期潮道的沖刷面同級。五級層序界面下以生屑灘、硬底或潟湖相為主，界面上多為潟湖相。3級以下構(gòu)型界面在巖心上可識別，但尚無法利用測井和地震資料表征。

2.2.2 微相構(gòu)型耦合特征

微相構(gòu)型耦合分析應(yīng)在成因單元內(nèi)進行。各四級層序在區(qū)內(nèi)表現(xiàn)出較好的可對比性和相似性，故以四級層序為單元進行微相耦合分析。

四級層序主體由潟湖相片狀疊置，受五級旋回控制由大量泥晶灰?guī)r-粒泥灰?guī)r-硬底旋回構(gòu)成。四級層序下部（MB1-2C和MB1-2B小層底部）主要由高伽馬值粒泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r構(gòu)成（見圖6b），代表海侵體系域海平面上升期的低能沉積，橫向可對比性好。高位域由粒泥灰?guī)r-硬底旋回為主。

在潟湖背景下的相對開闊區(qū)或地形起伏區(qū)，如下切谷雖然基本填平補齊，其邊緣上方仍表現(xiàn)為小型坡折地貌，水體能量高易發(fā)育生屑灘，垂向表現(xiàn)為潟湖相粒泥灰?guī)r-生屑灘泥粒-顆?；?guī)r旋回，生屑灘向下切谷內(nèi)側(cè)遷移并疊置呈片狀發(fā)育于潟湖背景中。

潮道體系主要發(fā)育于四級層序界面下，共識別出3期9個潮道體系，平面上呈“曲流河”形態(tài)，分布受微地貌控制。研究區(qū)中東部MB1-2C和MB1-2B小層中發(fā)育的兩個大型潮道似具有繼承性。

3 儲集層構(gòu)型特征

與碎屑巖不同，碳酸鹽巖往往經(jīng)歷不同程度的后生改造作用，碳酸鹽巖儲集層構(gòu)型是微相構(gòu)型疊加后生成巖改造的綜合結(jié)果。

3.1 儲集層后生改造特征

前人研究及本文巖心觀察均揭示研究層段受到了多種成巖作用的改造，其中膠結(jié)作用和溶蝕作用對儲集層物性和發(fā)育起到了重要的影響作用。

膠結(jié)作用對儲集層物性與結(jié)構(gòu)起重要影響作用主要體現(xiàn)在硬底構(gòu)造的形成和發(fā)育上。薄片觀察顯示，硬底主要由泥晶灰?guī)r或粒泥灰?guī)r構(gòu)成，膠結(jié)作用強烈，基質(zhì)孔隙欠發(fā)育，僅垂向的潛穴充填物中發(fā)育孔隙（見圖2c）。硬底的發(fā)育與海平面的頻繁振蕩具有密切關(guān)系，潟湖相由大量的粒泥灰?guī)r到硬底的米級旋回構(gòu)成，可能代表半受限環(huán)境水動力間歇性影響的結(jié)果。海平面上升溝通開闊水體攜帶生屑顆粒進入，海平面下降后水體受限，沉積速率降低，硬底形成。

四級層序末以及高位域期間的五級層序末較大規(guī)模的海平面下降導(dǎo)致溶蝕作用發(fā)生（或早表生巖溶作用[13,16]），發(fā)生模式與Zhong等和Xiao等提出的模式相似[16,34-35]。四級層序末潮道發(fā)育，伴隨著潟湖與生屑灘大面積暴露，溶蝕作用影響范圍和深度更大，導(dǎo)致原本不構(gòu)成儲集層的潟湖相也有溶孔發(fā)育。垂向上溶蝕作用影響范圍可貫通五級旋回，如M316井MB1-2B小層上部整體受到影響，垂向滲透率多大于水平滲透率（見圖7），甚至導(dǎo)致潟湖相內(nèi)硬底的垂向隔擋作用減弱。溶蝕作用段在測井曲線上的識別標志為：自然伽馬值大于30 API，密度低，聲波時差和中子孔隙度高（見圖7），表現(xiàn)為孔隙性潟湖相的特點。

圖7 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段潟湖相溶蝕改造結(jié)果圖（RLLD—深側(cè)向電阻率；RLLS—淺側(cè)向電阻率；ρ—密度；φ—測井解釋孔隙度；Δt—聲波時差；φC—巖心實測孔隙度；KHC—巖心實測水平滲透率；KVC—巖心實測垂直滲透率）

3.2 儲集巖類型與物性特征

通過對402塊薄片和孔滲資料的分析發(fā)現(xiàn)，哈法亞油田MB1-2亞段沉積微相、巖石類型與物性特征具有密切的相關(guān)性（見圖8），可劃分為潮道顆粒-泥?；?guī)r型儲集層、生屑灘顆粒- 泥?；?guī)r型儲集層和湖粒泥灰?guī)r溶蝕改造型儲層3種類型。

潮道相顆粒-泥?；?guī)r型儲集層以發(fā)育粒間孔為主，孔隙度為15.1%～30.0%（平均24.5%），滲透率為（1.63～200.61）×10-3μm2（平均72.97×10-3μm2），構(gòu)成I類優(yōu)質(zhì)儲集層。潮道中粒泥灰?guī)r以微孔為主，孔隙度為6.85%～32.06%（平均18.49%），滲透率為（0.03～168.55）×10-3μm2（平均12.80×10-3μm2），主體不構(gòu)成有效儲集層。生屑灘-灘翼相孔隙度為1.79%～35.35%（平均18.29%），滲透率為（0.02～243.97）×10-3μm2（平均14.39×10-3μm2），其中上部的顆粒-泥粒灰?guī)r可構(gòu)成優(yōu)質(zhì)儲集層。潟湖相由粒泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r構(gòu)成，溶蝕改造后的粒泥灰?guī)r微孔、溶蝕孔以及溶縫發(fā)育，孔隙度可達29.06%，平均值為14.99%；滲透率最高達185.43×10-3μm2，平均值為5.00×10-3μm2，可構(gòu)成優(yōu)質(zhì)儲集層，甚至高滲層。未經(jīng)溶蝕改造的粒泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r雖然孔隙度也可達15%以上，但是滲透率多小于1×10-3μm2，構(gòu)成隔夾層。

不同微相的物性特征存在差異，其中潮道相中顆?；?guī)r和泥粒灰?guī)r均可構(gòu)成優(yōu)質(zhì)儲集層，而灰泥主導(dǎo)的泥粒灰?guī)r和粒泥灰?guī)r雖然具有一定的儲集性，但是滲透性明顯更差，相對于顆?；?guī)r和泥粒灰?guī)r起隔擋作用；生屑灘的孔滲分布范圍較大，最優(yōu)質(zhì)儲集層發(fā)育于高能生屑灘核部和上部的顆?；?guī)r和泥?；?guī)r中；潟湖相本身以細粒沉積粒泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r為主，孔喉半徑小，滲透率低，不構(gòu)成有效儲集層，以隔層為主，但溶蝕改造的粒泥灰?guī)r可構(gòu)成較優(yōu)質(zhì)儲集層，溶孔和溶縫發(fā)育的部分相對于未/弱溶蝕潟湖可構(gòu)成高滲層。

圖8 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段不同沉積組構(gòu)物性分布圖

3.3 儲集層構(gòu)型

儲集層特征、成因與物性分析顯示，研究區(qū)Mishrif組MB1-2亞段儲集層具有相控和成巖控的雙重特點。在沉積構(gòu)型與層序控制的溶蝕改造的綜合控制下，儲集層總體上表現(xiàn)為“閣樓式”構(gòu)型特征（見圖9）。四級層序旋回控制儲集層段和隔層的發(fā)育，層序界面伴生的溶蝕作用影響高滲層的發(fā)育和分布，高頻層序旋回控制夾層發(fā)育。

圖9 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段微相構(gòu)型（a）和儲集層構(gòu)型（b）模式圖

在整體不同程度含油但滲透率較差的潟湖相差儲集層中，發(fā)育潮道相和生屑灘顆粒灰?guī)r-泥?；?guī)r優(yōu)質(zhì)儲集層、以及溶蝕改造的潟湖相儲集層。其中潮道和生屑灘顆?；?guī)r-泥?；?guī)r儲集層構(gòu)型特征與沉積構(gòu)型一致，鑲嵌于潟湖相背景中，為典型的相控型儲集層（見圖9）。潟湖粒泥灰?guī)r溶蝕改造型儲集層總體呈層狀發(fā)育于四級層序界面之下，優(yōu)質(zhì)儲集層呈層狀發(fā)育，且厚度變化較大，溶蝕強度可能受母巖組構(gòu)和微地貌控制（見圖9 ） 。溶蝕改造可能使生屑灘儲集層與潟湖相儲集層相連，擴大儲集層規(guī)模。

海侵期沉積的未經(jīng)溶蝕改造的潟湖相粒泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r物性差，厚度約10 m，發(fā)育較穩(wěn)定，可構(gòu)成較好的區(qū)域隔層，將高位域儲集層分隔。

未/弱溶蝕改造的粒泥灰?guī)r和硬底段構(gòu)成儲集層內(nèi)部的夾層，其中硬底段厚度雖僅有不到0.5 m，但延伸可達數(shù)十公里，可顯著影響流體流動。同時，局部受強烈溶蝕改造的影響，生物潛穴溶蝕擴大后可能造成原本分隔的儲集層上下串通（見圖9）。

潮道相由于其遷移和多期水體改造的特征，潮道內(nèi)通常為多套顆?；?guī)r夾于粒泥灰?guī)r中，導(dǎo)致儲集層結(jié)構(gòu)的復(fù)雜化。同時，由于潮道切割微相的不同（見圖9），導(dǎo)致儲集層構(gòu)型差異巨大，如潮道切割潟湖相，潮道中顆?；?guī)r單獨構(gòu)成儲集層；如潮道切割生屑灘，則潮道充填顆?；?guī)r可能與生屑灘顆?；?guī)r連成一個復(fù)合的儲集層。當然，如果潮道是以粒泥灰?guī)r充填為主，則對儲集層表現(xiàn)為分隔作用為主（見圖9）。

4 對油藏開發(fā)的指導(dǎo)意義

沉積和儲集層構(gòu)型分析揭示，研究區(qū)Mishrif組MB1-2亞段油藏具強烈的非均質(zhì)性，垂向上被不同尺度的隔/夾層分隔，橫向上微相與儲集層構(gòu)型復(fù)雜，必然將影響內(nèi)部流體滲流特征，顯著影響開發(fā)方式，主要體現(xiàn)在3個方面。

4.1 隔層發(fā)育規(guī)律指導(dǎo)分層系注水開發(fā)

總結(jié)前期生產(chǎn)特征發(fā)現(xiàn)，滲透率小于3×10－3μm2的隔層可起到有效分隔作用。巖石類型和物性資料分析表明，研究區(qū)MB1-2亞段可作為隔層的巖石類型主要為潟湖相中未經(jīng)溶蝕改造的泥晶灰?guī)r和粒泥灰?guī)r，其滲透率相對于儲集層段的泥?；?guī)r和顆粒灰?guī)r低1～2個數(shù)量級。垂向序列分析可知，隔層主要發(fā)育于四級層序海侵體系域下部，特別是MB1-2C小層底部泥晶灰?guī)r和粒泥灰?guī)r構(gòu)成的隔層，區(qū)域上厚度穩(wěn)定、分布連續(xù)，構(gòu)成區(qū)域隔層，將MB2和MB1段分隔為兩個油藏。MB1-2B小層底部粒泥灰?guī)r在大部分地區(qū)較穩(wěn)定發(fā)育，將MB1-2B和MB1-2C分隔（見圖9）。

哈法亞油田Mishrif組前期采用衰竭式開采，隨著生產(chǎn)井的不斷增加，目前油藏壓力降低，老井產(chǎn)量下降，正逐步向注水開發(fā)轉(zhuǎn)化。針對MB1段油藏存在較穩(wěn)定層間隔層和層間物性差異大的特點，采用分層系開發(fā)是保證油藏注水開發(fā)效果的前提[36]。Mishrif組MB1-2C小層頂部發(fā)育平面上分布相對穩(wěn)定的隔夾層，因此將MB1油藏從1套注采井網(wǎng)轉(zhuǎn)變?yōu)?套注采井網(wǎng)。

鑒于潟湖相薄層頻繁交替的特點，且存在硬底的局部遮擋作用，將使得如何提高波及效率成為重點需要關(guān)注的問題。

4.2 微相耦合特征指導(dǎo)井網(wǎng)設(shè)置與井軌跡優(yōu)化

儲集層在空間上強烈的非均質(zhì)性決定了Mishrif組MB1-2亞段油藏更宜采用不規(guī)則井網(wǎng)。對于潟湖粒泥灰?guī)r溶蝕改造型儲集層和生屑灘顆粒-泥粒灰?guī)r儲集層可以采用規(guī)則井網(wǎng)，因為靠近四級層序界面的溶蝕改造，很大可能將二者連通為較大的儲集單元。而對于潮道顆粒-泥?；?guī)r型儲集層來說，在切割物性較差的潟湖相的情況下，其在空間上常常獨立成體系，規(guī)則井網(wǎng)無法控制潮道的走向。即使潮道切割生屑灘或孔隙性潟湖相構(gòu)成統(tǒng)一的儲集體，孔隙結(jié)構(gòu)的不同也可能具有復(fù)雜的內(nèi)部滲流特征，采用規(guī)則井網(wǎng)會導(dǎo)致剩余油分布復(fù)雜。因此，需根據(jù)潮道構(gòu)型設(shè)置油井和水井。鑒于復(fù)雜的儲集層構(gòu)型特征，在設(shè)計井軌跡時，盡可能考慮提高儲集層鉆遇率，提升單井利用率。

4.3 高滲層發(fā)育規(guī)律指導(dǎo)注水方案優(yōu)化

通過對儲集層構(gòu)型的分析可知，研究區(qū)Mishrif組上段發(fā)育沉積型和成巖型兩種類型的高滲層，其發(fā)育規(guī)律不同，對注水方案的影響也不同。

沉積型高滲層主要是由于巖石類型差異造成的相對于潟湖相儲集層滲透率異常高的高滲層，主要指潮道和生屑灘顆?；?guī)r，其相對于潟湖相泥?；?guī)r或粒泥灰?guī)r滲透率差達1～2個數(shù)量級，可構(gòu)成高滲通道。雖然潟湖相粒泥灰?guī)r孔隙度也可達10%以上，為有效儲集層，但是在油氣開采或注水過程中顆粒灰?guī)r相高滲層必然會壓制潟湖相中的流體流動。在未認識其構(gòu)型特征的情況下，很容易誤解釋為高滲層或“賊層”對注水的影響。因此，由于潮道構(gòu)型的特殊性，對于潮道應(yīng)建立單獨的注采體系。

成巖型高滲層主要由四級層序末與潮道發(fā)育伴生的暴露溶蝕改造作用形成。部分溶蝕改造的粒泥灰?guī)r溶蝕孔洞發(fā)育，也具有異常高的滲透率，可構(gòu)成高滲層，屬成巖型高滲層，在M325井組中得到證實。該類高滲層發(fā)育受層序界面控制，因此選擇注水層段應(yīng)盡量避免太過靠近層序界面，以免導(dǎo)致注入水突進太快，影響波及范圍。

此外，暴露溶蝕改造作用可能造成部分硬底的分隔作用失效，垂向上的連通性也是注水受效分析中需要關(guān)注的。

5 結(jié)論

Mishrif組MB1-2亞段以泥?；?guī)r或粒泥灰?guī)r為主，發(fā)育潟湖相、生屑灘相和潮道相。潟湖相為泥晶灰?guī)r-粒泥灰?guī)r-硬底旋回疊置，生屑灘呈片狀發(fā)育于潟湖背景中，潮道體系主要發(fā)育于四級層序界面下，平面上呈“曲流河”形態(tài)。

儲集層構(gòu)型兼具相控和成巖控，潮道和生屑灘顆粒- 泥 ?；?guī)r構(gòu)成優(yōu)質(zhì)儲集層，發(fā)育沉積型高滲層，潟湖相以構(gòu)成隔夾層為主，受溶蝕改造的潟湖相粒泥灰?guī)r可發(fā)育良好儲集層以及成巖型高滲層。

Mishrif組MB1-2亞段儲集層呈閣樓式片狀疊置，儲集層段之間有較穩(wěn)定的隔層，宜采用分層系注水開發(fā)；根據(jù)沉積構(gòu)型特征采用不規(guī)則井網(wǎng)和井軌跡，提高鉆遇儲集層率；應(yīng)根據(jù)高滲層類型和發(fā)育規(guī)律優(yōu)化注水方案，以提升開發(fā)效果。