李 晨，范 虎，高 策，宋子怡，丁 毅，陳佑銘，馬立輝

(1.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028； 2.中石油華北油田二連分公司 地質(zhì)研究所，河北 任丘 062550)

引 言

近年來，中國(guó)石油公司在伊拉克油氣田的投入力度不斷加大，學(xué)者對(duì)伊拉克各類型油氣田的開發(fā)地質(zhì)研究也投入了較大關(guān)注[1-3]。在這其中，伊拉克南部中白堊統(tǒng)Mishrif組碳酸鹽巖儲(chǔ)層發(fā)育機(jī)制及非均質(zhì)性對(duì)油田開發(fā)的影響更是近年來的關(guān)注焦點(diǎn)之一[4-6]。Mishrif組儲(chǔ)層是伊拉克乃至整個(gè)波斯灣地區(qū)較為重要的產(chǎn)油層，儲(chǔ)層巖石類型以碳酸鹽巖為主[7-9]。不同于受構(gòu)造抬升剝蝕而形成的巖溶型碳酸鹽巖儲(chǔ)層， Mishrif組為典型的由沉積建造與海平面波動(dòng)引起的間歇性暴露而形成的巖溶型礁灘相碳酸鹽巖儲(chǔ)層[10-11]。古地貌決定了古巖溶的范圍和強(qiáng)度[12]， 開展礁灘相碳酸鹽巖儲(chǔ)層古地貌恢復(fù)對(duì)于明確儲(chǔ)層發(fā)育機(jī)制和進(jìn)行儲(chǔ)層預(yù)測(cè)具有重要意義。常用的碳酸鹽巖儲(chǔ)層古地貌恢復(fù)方法主要包括印模法[13-14]、殘余厚度法[15]、地震反射特征分析法[16]、 層序地層學(xué)法[17]和沉積期微地貌恢復(fù)法[18]。

沉積期微地貌恢復(fù)法是適用于以灘體為主的碳酸鹽巖臺(tái)地古地貌恢復(fù)的主要方法之一[18]，其認(rèn)為碳酸鹽巖臺(tái)地內(nèi)部微地貌高地的淺灘沉積速度一般較快，臺(tái)內(nèi)灘顆粒巖的厚度可以用來近似地反映微地貌的高低起伏。使用該方法的前提是建立準(zhǔn)確的等時(shí)地層格架或等時(shí)地質(zhì)體[19]。李凌等[20]選取區(qū)域上穩(wěn)定發(fā)育的高能顆粒巖作為等時(shí)地質(zhì)體開展沉積期微地貌恢復(fù)。譚秀成等[21]采用多旋回沉積小層精細(xì)對(duì)比方法確定等時(shí)地層對(duì)比格架，以輔助開展碳酸鹽巖地層沉積期微地貌恢復(fù)。鄭劍等[22]則采用高頻層序?qū)Ρ冉⒌葧r(shí)地層格架，在高頻層序內(nèi)分析礁灘相儲(chǔ)層沉積期微地貌特征。高分辨率層序地層學(xué)理論提供了一套完整的等時(shí)地層格架劃分方法，其采用基準(zhǔn)面旋回變化理論來反映沉積體的沉積過程[23-24]，以層序界面的方式限定不同級(jí)次的等時(shí)沉積體。結(jié)合高分辨率層序地層學(xué)方法中的基準(zhǔn)面旋回理論可更好地解決碳酸鹽巖沉積期微地貌恢復(fù)法中等時(shí)地質(zhì)體的選取問題。但沉積期微地貌恢復(fù)法僅強(qiáng)調(diào)了以臺(tái)內(nèi)灘顆粒巖厚度變化來反映微地貌的變化情況，而對(duì)于臺(tái)內(nèi)灘厚度變化差異較小的區(qū)域，則需要新的參數(shù)來輔助判斷，本文引入臺(tái)內(nèi)灘滲透率變化來輔助沉積期微地貌特征的識(shí)別。

以伊拉克M油田Mishrif組MB2油組為例，通過高頻旋回內(nèi)可容納空間變化特征建立中期旋回格架。在中期旋回格架內(nèi)采用沉積期微地貌恢復(fù)法分析MB2油組內(nèi)沉積期微地貌特征，并引入臺(tái)內(nèi)灘滲透率變化輔助判斷沉積期微地貌特征。

1 地質(zhì)概況

M油田構(gòu)造位置處于伊拉克美索不達(dá)米亞前淵帶近地臺(tái)側(cè)翼[25]，在扎格羅斯褶皺沖斷帶和阿拉伯地盾擠壓形成的水平應(yīng)力影響下，M油田總體表現(xiàn)為北西—南東向的長(zhǎng)軸擠壓背斜構(gòu)造[26]。伊拉克美索不達(dá)米亞地區(qū)白堊紀(jì)構(gòu)造活動(dòng)較弱，Mishrif組碳酸鹽巖發(fā)育于中白堊世被動(dòng)大陸邊緣上，該時(shí)期氣候溫暖濕潤(rùn)，發(fā)育大量有殼類生物，導(dǎo)致Mishrif組地層普遍含有生物碎屑[27]。中白堊統(tǒng)Mishrif組與下伏的Rumaila組整合接觸，與上覆的Khasib組不整合接觸[28]。依據(jù)含油性差異，M油田中白堊統(tǒng)Mishrif組自下而上劃分為6個(gè)油組，分別為MC2、MC1、MB2、MB1、MA2和MA1(圖1)。其中MB2油組為該油田最重要的產(chǎn)油層。在MC1、MB2和MA1油組頂部均可識(shí)別出較大規(guī)模的巖溶不整合面[11]。

2 沉積特征及儲(chǔ)層特征

2.1 沉積特征

薄片資料表明，MB2油組含有豐富的生屑顆粒，同時(shí)受生屑顆粒強(qiáng)烈的微晶化影響[29]，似球粒顆粒也較為常見(圖2(a)—圖2(c))。MB2油組巖石類型主要為生屑似球粒顆?；?guī)r、生屑似球粒泥粒灰?guī)r、生屑顆?；?guī)r和粒泥灰?guī)r，可見少量的砂屑灰?guī)r和泥晶灰?guī)r，生屑類型包括厚殼蛤、棘皮、雙殼和有孔蟲等。

伊拉克南部發(fā)育的Mishrif組不具備鑲邊臺(tái)地沉積特征，沉積環(huán)境介于帶障壁的緩坡沉積環(huán)境至緩坡環(huán)境之間[30]。參考前人有關(guān)Mishrif組沉積特征的研究[31-32]，在巖石學(xué)特征分析的基礎(chǔ)上認(rèn)為M油田MB2油組沉積相為開闊臺(tái)地相，按側(cè)向沉積相序分布依次發(fā)育灘后、臺(tái)內(nèi)灘、灘前和灘間海等沉積亞相。臺(tái)內(nèi)灘巖石類型主要為生屑顆?；?guī)r或生屑似球粒顆?；?guī)r，灘前和灘后巖石類型主要為生屑似球粒泥?；?guī)r或粒泥灰?guī)r，而灘間海巖石類型主要為泥晶灰?guī)r或粒泥灰?guī)r(圖2)。

自然伽馬曲線值與MB2油組內(nèi)的巖石類型具有較好的對(duì)應(yīng)性，生屑顆?；?guī)r、生屑似球粒顆?；?guī)r或砂屑灰?guī)r的自然伽馬值一般小于20 API，生屑似球粒泥?；?guī)r的自然伽馬值一般介于20～40 API，泥晶灰?guī)r或粒泥灰?guī)r的自然伽馬值一般大于40 API。沉積亞相的識(shí)別主要依據(jù)自然伽馬特征和側(cè)向沉積相序的變化。

2.2 儲(chǔ)層特征

Mishrif組為典型的孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層[33-34]，以鑄?？缀土ｉg溶孔為主要孔隙類型(圖2(d)—圖2(e))，明顯受大氣淡水溶蝕作用的影響。前人指出，Mishrif組早同生成巖階段的溶蝕現(xiàn)象具有明顯的相控特征，是孔隙結(jié)構(gòu)差異性的主要控制因素[35-36]。鑄?？锥喟l(fā)育于灘前或?yàn)┖蟪练e亞相中，而粒間溶孔則多形成于臺(tái)內(nèi)灘沉積亞相中。在相似的孔隙度條件下，由于粒間溶孔比鑄模孔具有更好的孔隙連通性，所以臺(tái)內(nèi)灘的滲透率往往大于灘前或?yàn)┖蟪练e亞相的滲透率。同時(shí)臺(tái)內(nèi)灘普遍發(fā)育于沉積期的微地貌高點(diǎn)，也導(dǎo)致其在準(zhǔn)同生期更易遭受大氣淡水溶蝕作用的改造。綜上所述，MB2油組內(nèi)臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層物性最優(yōu)。

圖1 研究區(qū)平面位置及油組縱向分布(引自文獻(xiàn)[25]，有修改)Fig.1 Plane position of the study area and vertical distribution of oil members of Mishrif Formation(Regional tectonic map modified from[25])

圖2 研究區(qū)Mishrif組MB2油組沉積模式、巖石類型與儲(chǔ)層孔隙類型Fig.2 Sedimentary mode,main rock types and reservoir pore types of MB2 member of Mishrif Formation in the study area

3 高頻旋回及中期旋回的識(shí)別

3.1 高頻旋回的識(shí)別

由高分辨率層序地層學(xué)原理可知， 基準(zhǔn)面變化受可容納空間和沉積物供給速率的共同控制[37-38]。對(duì)于開闊臺(tái)地而言，其海平面的變化與可容納空間變化呈正相關(guān)，而其沉積物供給速率的變化相較于可容納空間改變速率的變化可忽略，可容納空間成為控制基準(zhǔn)面變化的主要因素。開闊臺(tái)地內(nèi)海平面、基準(zhǔn)面和可容納空間三者具有正相關(guān)性，海平面可近似等價(jià)于基準(zhǔn)面，可容納空間的改變明顯受海平面變化的影響[39]，海平面升高，可容納空間增大，反之則減小。

沉積相序在縱向和平面的變化反映高頻旋回內(nèi)海平面的變化特征，海平面下降所對(duì)應(yīng)的完整沉積相序?yàn)闉╅g海-灘前-臺(tái)內(nèi)灘-灘后，反之則對(duì)應(yīng)海平面上升。故而可根據(jù)縱橫向沉積相序特征識(shí)別高頻旋回。MB2油組內(nèi)自下而上可識(shí)別出7期高頻旋回，分別命名為SSC1、SSC2、SSC3、SSC4、SSC5、SSC6和SSC7(圖3)。

圖3 MB2油組高頻旋回內(nèi)沉積演化特征Fig.3 Vertical and horizontal sedimentary evolution of MB2 member of Mishrif Formation

3.2 基于多期高頻旋回內(nèi)臺(tái)內(nèi)灘遷移規(guī)律的中期旋回識(shí)別

通過SSC1高頻旋回內(nèi)臺(tái)內(nèi)灘變化規(guī)律可知，當(dāng)高頻海平面上升時(shí)可容納空間增加，臺(tái)內(nèi)灘向研究區(qū)的西北側(cè)遷移；而當(dāng)高頻海平面下降時(shí)可容納空間減小，臺(tái)內(nèi)灘向研究區(qū)的東南側(cè)遷移(圖3)。高頻旋回內(nèi)臺(tái)內(nèi)灘的遷移規(guī)律所反映出的可容納空間變化可用來分析中期旋回變化特征。

自SSC1至SSC3高頻旋回，臺(tái)內(nèi)灘不斷向東南側(cè)遷移，反映海平面不斷下降并且可容納空間不斷減少的過程。SSC4高頻旋回內(nèi)臺(tái)內(nèi)灘向研究區(qū)的西北部萎縮，反映了一次海平面上升并且可容納空間增加的過程。自SSC5至SSC6高頻旋回，臺(tái)內(nèi)灘再次向東南側(cè)遷移并逐漸擴(kuò)展，反映了海平面下降并且可容納空間不斷減少的過程。而在SSC7高頻旋回內(nèi)，臺(tái)內(nèi)灘已廣泛分布于研究區(qū)內(nèi)，難以識(shí)別出臺(tái)內(nèi)灘遷移特征，但由縱向沉積相序的變化可識(shí)別出由灘前逐漸過渡為臺(tái)內(nèi)灘的變化，反映了可容納空間經(jīng)歷從增大再到減小的過程。

中期旋回具有較好的等時(shí)意義，可作為良好的等時(shí)地層對(duì)比單元[40-41]。對(duì)于碳酸鹽巖臺(tái)地而言，一期中期旋回為可容納空間迅速增加后又不斷減少過程中形成的一套沉積復(fù)合體。根據(jù)高頻旋回所反映出的可容納空間變化特征，可在MB2油組內(nèi)識(shí)別出2組可容納空間明顯由降轉(zhuǎn)升的中期旋回界面，據(jù)此將MB2油組劃分為三期中期旋回，分別為MSC1、MSC2和MSC3(圖4)。三期中期旋回均經(jīng)歷了海平面迅速上升后震蕩下降的過程。

圖4 MB2油組中期旋回格架(M-5井)Fig.4 Mid-term cycle framework of MB2 member of Mishrif Formation in well M-5

4 中期旋回內(nèi)沉積期微地貌發(fā)育特征

由于礁灘多形成于高頻旋回內(nèi)的沉積期微地貌高點(diǎn)處[22]，故而可利用礁灘相沉積來表征高頻旋回內(nèi)的沉積期微地貌變化。同時(shí)在礁灘沉積之后，其壓實(shí)率遠(yuǎn)低于其他低能相沉積物，故而在古地貌恢復(fù)時(shí)可不考慮壓實(shí)校正。某一時(shí)間段內(nèi)形成的臺(tái)內(nèi)灘厚度可用于近似恢復(fù)其形成時(shí)的沉積期微地貌起伏[18]，臺(tái)內(nèi)灘厚度越大表明高頻旋回內(nèi)的沉積期微地貌越高。

自SSC1至SSC3高頻旋回臺(tái)內(nèi)灘分布較為孤立，臺(tái)內(nèi)灘逐漸由研究區(qū)的西北側(cè)向東南側(cè)孤立地遷移，表明臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層的沉積期微地貌高點(diǎn)也逐漸由研究區(qū)的西北側(cè)遷移至東南側(cè)。SSC4高頻旋回臺(tái)內(nèi)灘逐漸萎縮至研究區(qū)的西北側(cè)，表明此時(shí)臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層的沉積期微地貌高點(diǎn)逐漸遷移回研究區(qū)的西北側(cè)。自SSC5至SSC7高頻旋回，臺(tái)內(nèi)灘分布面積增大，臺(tái)內(nèi)灘由研究區(qū)的西北側(cè)逐漸擴(kuò)展至東南側(cè)，并逐漸擴(kuò)展至整個(gè)研究區(qū)，臺(tái)內(nèi)灘厚度差異不大，需結(jié)合其他方法進(jìn)行臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層內(nèi)沉積期微地貌高點(diǎn)的識(shí)別。

在MB2油組的同一中期旋回內(nèi)，由于沉積作用和成巖作用的共同制約，存在著滲透率差異，礁灘相碳酸鹽巖儲(chǔ)層多發(fā)育滲透率遠(yuǎn)高于儲(chǔ)層平均滲透率的薄層，導(dǎo)致在開采過程中油藏見水過早，產(chǎn)量下降快[42]。將同一中期旋回內(nèi)的滲透率相對(duì)較高的區(qū)域稱之為相對(duì)高滲帶，而滲透率相對(duì)較低的區(qū)域則稱為相對(duì)低滲帶。相對(duì)高滲帶的發(fā)育不僅控制著有利儲(chǔ)層的展布，同時(shí)也影響油田注水開發(fā)效果。縱向上，研究區(qū)內(nèi)的臺(tái)內(nèi)灘一般是相對(duì)高滲帶的有利發(fā)育位置，平面上，臺(tái)內(nèi)灘內(nèi)部滲透率的變化主要受沉積期微地貌制約。在相同的沉積亞相條件下，沉積期微地貌越高，臺(tái)內(nèi)灘可接受更長(zhǎng)時(shí)間的大氣淡水淋濾作用，滲透率往往越高。故而當(dāng)臺(tái)內(nèi)灘厚度差異不大時(shí)，可利用滲透率的變化來預(yù)測(cè)臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層內(nèi)部沉積期微地貌特征。

縱向上MB2油組主要發(fā)育3層相對(duì)高滲帶，均位于臺(tái)內(nèi)灘中，分別位于MSC2中期旋回頂部的2套臺(tái)內(nèi)灘和MSC3中期旋回頂部的臺(tái)內(nèi)灘中，對(duì)應(yīng)為Ⅰ號(hào)高滲層、Ⅱ號(hào)高滲層和Ⅲ號(hào)高滲層(圖5)。由于MB2油組頂部發(fā)育大規(guī)模巖溶不整合面，界面之下常出現(xiàn)溶縫或溶洞等現(xiàn)象[11]，造成部分井滲透率異常高。在研究臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層內(nèi)部滲透率分布與沉積期微地貌特征的關(guān)系前，需剔除這部分信息，如MSC3中期旋回內(nèi)滲透率明顯過高的井，以保證求取的滲透率平均值能夠更好地反映區(qū)域儲(chǔ)層滲透率的變化。在此基礎(chǔ)上分別對(duì)研究區(qū)不同區(qū)域井的Ⅰ號(hào)高滲層、Ⅱ號(hào)高滲層和Ⅲ號(hào)高滲層的平均滲透率進(jìn)行對(duì)比。

圖5 M油田MB2油組相對(duì)高滲帶縱向分布(M-2)Fig.5 Vertical distribution of relative high-permeability layers of MB2 member in well M-2

Ⅲ號(hào)高滲層發(fā)育于MSC2中期旋回中期，此時(shí)臺(tái)內(nèi)灘也已逐漸擴(kuò)展至研究區(qū)的中部，研究區(qū)的西北側(cè)至中部均發(fā)育臺(tái)內(nèi)灘，通過對(duì)比研究區(qū)西北部、中部和東南部Ⅲ號(hào)高滲層的平均滲透率可知，中部的平均滲透率相對(duì)較高(圖6)，反映此時(shí)臺(tái)內(nèi)灘沉積期微地貌高點(diǎn)位于研究區(qū)的中部。而Ⅱ號(hào)高滲層發(fā)育于MSC2中期旋回晚期，此時(shí)臺(tái)內(nèi)灘已擴(kuò)展至研究區(qū)的東南部，而東南部的平均滲透率也相對(duì)較高，反映沉積期微地貌高點(diǎn)位于研究區(qū)的東南部。而Ⅰ號(hào)高滲層發(fā)育于MSC3中期旋回晚期，臺(tái)內(nèi)灘再次擴(kuò)展至研究區(qū)的東南部，東南部的平均滲透率相對(duì)較高，反映此時(shí)沉積期微地貌高點(diǎn)位于研究區(qū)的東南部。

圖6 M油田不同區(qū)域Ⅰ號(hào)層、Ⅱ號(hào)層和Ⅲ號(hào)層平均滲透率對(duì)比Fig.6 Comparison of average permeability of layerⅠ,layerⅡand layer Ⅲ in different areas of M oilfield

以上現(xiàn)象表明，盡管在MSC2和MSC3中期旋回內(nèi)沉積亞相逐漸趨于一致，臺(tái)內(nèi)灘大面積連續(xù)分布且厚度差異不大，但沉積期微地貌高點(diǎn)的遷移仍然存在，正如MSC1中期旋回內(nèi)臺(tái)內(nèi)灘孤立遷移特征一樣，隨著中期基準(zhǔn)面的下降，沉積期微地貌高點(diǎn)逐漸由西北側(cè)向東南側(cè)遷移，至中期旋回晚期，沉積期微地貌高點(diǎn)多遷移至研究區(qū)的東南部，與此同時(shí)，相對(duì)高滲帶也隨之向東南側(cè)遷移。

綜上所述，建立了中期旋回格架內(nèi)MB2油組內(nèi)沉積期微地貌發(fā)育模式。在MSC1中期旋回早期，海平面的迅速上升導(dǎo)致臺(tái)內(nèi)灘分布面積迅速萎縮，在研究區(qū)的北部保留了少量的臺(tái)內(nèi)灘，而其他區(qū)域主要以灘間海為主，研究區(qū)沉積期微地貌呈現(xiàn)北高南低的斜坡形態(tài)。在大致相近的海平面高度下，隨著沉積物的不斷充填，可容納空間逐漸減少，導(dǎo)致MSC1中期旋回內(nèi)的基準(zhǔn)面呈現(xiàn)不斷下降的趨勢(shì)。隨著基準(zhǔn)面的不斷下降，之前縱向上距離浪基面較遠(yuǎn)的區(qū)域也逐漸靠近浪基面，形成臺(tái)內(nèi)灘沉積，沉積期微地貌高點(diǎn)不斷向東南方向發(fā)生遷移。由于此時(shí)斜坡的角度較大，導(dǎo)致臺(tái)內(nèi)灘對(duì)浪基面產(chǎn)生較為明顯的遮擋作用，臺(tái)內(nèi)灘之后的水體難以接受浪基面的改造，在臺(tái)內(nèi)灘的后方形成灘后沉積，導(dǎo)致在縱向上和平面上MSC1中期旋回內(nèi)的臺(tái)內(nèi)灘呈現(xiàn)孤立分布的特征(圖7(a))。在MSC1中期旋回晚期，研究區(qū)沉積期微地貌的斜坡角度明顯減小。在MSC1中期旋回內(nèi)，儲(chǔ)層主要形成于孤立的臺(tái)內(nèi)灘中，隨著中期基準(zhǔn)面的下降，相對(duì)高滲帶逐漸向東南側(cè)遷移，由于缺乏不整合面的配合，導(dǎo)致臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層滲透率普遍偏低。

在MSC2中期旋回和MSC3中期旋回內(nèi)，在大致相近的海平面高度下，隨著沉積物的不斷充填，可容納空間逐漸減少，導(dǎo)致MSC2中期旋回和MSC3中期旋回內(nèi)的基準(zhǔn)面呈現(xiàn)不斷下降的趨勢(shì)。隨著基準(zhǔn)面的不斷下降，沉積表面也逐漸靠近浪基面，形成臺(tái)內(nèi)灘沉積，沉積期微地貌高點(diǎn)再次向東南部遷移。由于此時(shí)沉積期微地貌差異明顯減弱，形成的臺(tái)內(nèi)灘難以對(duì)浪基面產(chǎn)生明顯的遮擋作用，故而隨著基準(zhǔn)面的下降，臺(tái)內(nèi)灘的分布面積逐漸擴(kuò)大，這導(dǎo)致MSC2中期旋回內(nèi)的臺(tái)內(nèi)灘呈現(xiàn)逐漸連片的特征(圖7(b))，臺(tái)內(nèi)灘內(nèi)部的沉積期微地貌高點(diǎn)仍存在遷移，隨著中期基準(zhǔn)面的下降，沉積期臺(tái)內(nèi)灘內(nèi)部的微地貌高點(diǎn)逐漸遷移至研究區(qū)的東南部，MSC2和MSC3中期旋回晚期，研究區(qū)大面積被臺(tái)內(nèi)灘覆蓋，呈現(xiàn)南高北低的沉積期微地貌形態(tài)。MSC2中期旋回和MSC3中期旋回內(nèi)，臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層分布面積逐漸擴(kuò)大，同時(shí)臺(tái)內(nèi)灘內(nèi)部相對(duì)高滲帶不斷向東南部遷移。直至MSC3中期旋回沉積之后，海平面迅速下降，在區(qū)域性不整合面和沉積期微地貌的共同控制下，MSC3中期旋回內(nèi)的沉積物遭受的大氣淡水溶蝕強(qiáng)度最強(qiáng)，中期旋回頂部發(fā)育的臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層滲透率最高，約是其他中期旋回內(nèi)的臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層滲透率的15-20倍，而MSC3中期旋回東南側(cè)的臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層更是相對(duì)高滲帶的集中發(fā)育區(qū)(圖7(c))。

5 結(jié) 論

(1)伊拉克M油田Mishrif組MB2油組沉積相為開闊臺(tái)地相，沉積亞相主要包括灘后、臺(tái)內(nèi)灘、灘前和灘間海?；诳v橫向沉積相序特征，將MB2油組劃分為7期高頻旋回?；诟哳l旋回內(nèi)臺(tái)內(nèi)灘的遷移規(guī)律所反映出的可容納空間變化特征將MB2油組劃分為三期中期旋回，分別為MSC1、MSC2和MSC3。

(2)基于沉積期微地貌恢復(fù)法和臺(tái)內(nèi)灘滲透率變化特征建立了MB2油組中期旋回內(nèi)沉積期微地貌發(fā)育模式。各中期旋回內(nèi)沉積期微地貌高點(diǎn)均表現(xiàn)為由研究區(qū)西北側(cè)向東南側(cè)逐漸遷移，同時(shí)相對(duì)高滲帶也隨之向東南側(cè)遷移。在區(qū)域性不整合面和沉積期微地貌的共同控制下，位于研究區(qū)東南部的MSC3中期旋回臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層滲透率最高，為相對(duì)高滲帶的集中發(fā)育區(qū)。

圖7 中期旋回格架內(nèi)MB2油組內(nèi)沉積演化模式及沉積期微地貌特征Fig.7 Sedimentary evolution mode and migration characteristics of relative high-permeability zone in the mid-term framework of MB2 member of Mishrif Formation