阿聯酋X油田下白堊統哈布桑組上段海相碳酸鹽巖儲層成因機制

陳培元

(中國海洋石油國際有限公司，北京 100028 )

0 引言

海相碳酸鹽巖作為世界上重要的石油天然氣產層，在全球油氣勘探中占據重要的地位[1]，特別是中東、北美、俄羅斯的許多大型或特大型油氣田與碳酸鹽巖密切相關[2-3]。近年來，中國油企在中東地區獲得越來越多的油氣勘探(開發)區塊，其中大多數為海相碳酸鹽巖[4-7]。中東地區海相碳酸鹽巖儲層與中國四川盆地、鄂爾多斯盆地、塔里木盆地等海相碳酸鹽巖儲層在埋藏深度[8-9]、儲層類型[10-17]等方面存在顯著差異，導致中國有關碳酸鹽巖儲層的研究成果對中東地區碳酸鹽巖儲層借鑒意義不大。

下白堊統哈布桑組海相碳酸鹽巖在阿聯酋X油田廣泛發育，沉積環境由淺水潮間帶到深水陸棚盆地[18]，地層厚度約為330 m。鉆井資料表明，哈布桑組儲層在阿聯酋X油田橫向分布相對穩定，但物性變化快、單井產能差異大，對優質儲層發育特征及儲層差異成因機制認識較為薄弱。碳酸鹽巖儲層從同生成巖環境經歷埋藏成巖環境，在構造作用下進入表生成巖環境經歷漫長而復雜的成巖演化[19-21]，儲層的微觀孔隙結構發生變化，進而影響孔隙中流體的滲流特征。以阿聯酋X油田為例，基于30口井取心資料，根據常規物性分析、薄片觀察、毛細管壓力曲線等實驗分析，研究下白堊統哈布桑組上段儲層特征、成巖作用及成因機制，明確沉積相及成巖作用對儲層發育的控制作用，為海相碳酸鹽巖儲層及油田的高效開發提供地質依據。

1 地質概況

X油田位于魯卜哈利盆地北部的波斯灣區域(見圖1(a))，盆地構造演化與整個阿拉伯板塊的演化密切相關[22]。自前寒武紀至現今經歷前寒武紀擠壓、前寒武紀晚期—晚泥盆世克拉通內背景下的拉張、晚泥盆世—中二疊世弧后構造背景、晚古生代—中生代被動大陸邊緣背景下的拉張，以及中生代晚期—現今擠壓活動邊緣5個演化階段[23]。其中，自晚二疊世開始，受新特提斯洋的開裂影響，形成裂谷沉積，隨海底的進一步擴張，從阿拉伯板塊東北區到阿曼造山帶出現巨厚的穩定大陸架碳酸鹽巖沉積[24]；早白堊世，波斯灣盆地演化為一個巨大的碳酸鹽巖斜坡；早白堊世晚期，淺水碳酸鹽巖沉積區域擴大。

圖1 研究區區域構造位置及哈布桑組地層特征Fig.1 Structure location map and stratigraphic section of Habshan Formation in the study area

X油田構造整體呈東西向展布，具有東陡西緩的特征，為一完整背斜構造。三維地震資料解釋顯示，油田斷層發育，以北西—南東向為主，其中構造東側斷層較西側的發育。下白堊統哈布桑組為一套海相碳酸鹽巖沉積[25]，分為上下兩段，其中上段為研究的重點層段(見圖1(b))，鉆井揭示上段地層厚度為60～140 m。根據儲層特征，上段自下而上劃分為A、B、C三個小層(見圖1(b))，各小層橫向對比較好，儲層分布相對穩定，但儲層非均質性強。

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

巖心及鑄體薄片鏡下觀察表明，研究區哈布桑組上段巖石類型以灰巖為主，白云巖次之。根據鄧哈姆 R J對灰巖的劃分方案[26]，結合儲層巖石結構、沉積構造、孔隙類型及物性特征，哈布桑組上段灰巖進一步劃分5種類型：(1)灰巖1類(LM1)，以顆粒灰巖為主，少見泥粒灰巖，孔隙系統由原生粒間孔和粒間溶孔組成，其次為鑄?？准傲芽p，孔隙內見少量方解石膠結物(見圖2(a))；(2)灰巖2類(LM2)，以泥?；規r及顆粒灰巖為主，少見粒泥灰巖，孔隙以鑄?？诪橹?，少見粒間溶孔、粒內溶孔及基質微孔(見圖2(b))；(3)灰巖3類(LM3)，主要為泥粒灰巖，見粒泥灰巖，孔隙以次生溶孔為主，少見基質孔隙，見大量方解石和白云石膠結物堵塞孔隙(見圖2(c))；(4)灰巖4類(LM4)，主要為粒泥灰巖，見少量泥粒灰巖，孔隙以小孔為主，少見溶蝕孔及裂縫，孔隙不發育(見圖2(d))；(5)灰巖5類(LM5)，主要為泥灰巖，孔隙以基質微孔為主，見方解石膠結物(見圖2(e))，表現為非儲層。白云巖進一步劃分3種類型：(1)白云巖1類(DL1)，以泥粒白云巖為主，見少量的粒泥白云巖和未白云石化的泥?；規r(見圖2(f))，晶間孔發育；(2)白云巖2類(DL2)，以泥粒白云巖為主，發育晶間孔隙，見方解石膠結物(見圖2(g))；(3)白云巖3類(DL3)，以粒泥白云巖為主，其次為泥粒白云巖，少見孔隙，局部發育微晶白云巖，見少量晶間孔，相對致密，為非儲層(見圖2(h))。

圖2 哈布桑組上段巖石類型鏡下特征Fig.2 Microscopic characteristics of rock types in upper member of Habshan Formation

2.2 物性及孔隙類型

根據30口取心井、6 842個實測物性資料，研究區哈布桑組上段孔隙度為0.1%～37.2%，孔隙度小于15.0%的樣品占80.6%，平均孔隙度為8.9%；滲透率為0.1×10-4～3.5 μm2，滲透率小于10×10-3μm2的樣品占88.98%，平均滲透率為10.64×10-3μm2(見圖3)。儲層以中低孔中低滲為主，縱向上受強溶蝕作用影響，局部發育中孔高滲儲層，具有較強的層內非均質性。儲層孔隙度與滲透率之間具有一定的相關關系(見圖3)，盡管孔滲交會圖上存在孔隙度小于5.0%的樣品，但滲透率大于10×10-3μm2的樣品占比不足1.0%，表現儲層以孔隙為主的特征。根據不同巖石類型儲層物性統計(見圖4)，LM1和LM2類儲層物性明顯優于其他類型儲層的，LM5和DL3類儲層物性相對較差，其他類型儲層孔隙度差異不大，但DL1和DL2類儲層滲透率好于LM3和LM4類儲層的。

圖3 儲層孔隙度與滲透率交會及孔隙度與滲透率頻率分布Fig.3 Crossplot of reservoir porosity and permeability and frequency of physical distribution range

圖4 哈布桑組上段不同巖石類型儲層物性特征

哈布桑組上段孔隙類型多樣，鏡下觀察發現，90%～95%的樣品發育次生孔隙，主要類型為粒間溶孔、鑄模孔、晶間孔等(見圖5)，占總孔隙類型的90 %(鑄模孔占比約為80%)，見少量發育于砂屑灰巖中的原生粒間孔，占比不足10%，少見微孔、壓溶縫及微裂縫。

圖5 哈布桑組上段儲集空間特征Fig.5 Reservoir space characteristics of upper member of Habshan Formation

2.3 孔隙結構特征

孔隙結構控制儲層的儲集和滲流能力，進而影響儲層的產油氣能力，是碳酸鹽巖儲層微觀特征研究的核心內容[27]。根據研究區哈布桑組上段3口井、48個壓汞分析資料，基于孔喉半徑分布特征，將研究區儲層孔隙結構劃分為大孔喉型、中孔喉型、細孔喉型及微孔喉型4種類型(見圖6)。

大孔喉型儲層平均孔喉半徑分布介于1.150～6.920 μm，平均為3.000 μm，樣品對應的平均孔隙度為19.83%，平均滲透率為58.51×10-3μm2。該類型主要出現在泥質含量低的粒間孔或粒間溶孔發育的樣品中，如顆?；規r，喉道類型由孔隙縮小型、管束狀及網絡狀構成，受溶蝕作用影響，樣品中喉道最為發育，對應的儲層物性相對較好(見圖6(a))，對應的平均排驅壓力為0.11 MPa。

圖6 哈布桑組上段不同儲層孔隙結構毛細管壓力曲線及孔喉半徑分布Fig.6 Capillary pressure curves and pore throat radius distribution of different reservoir pore structures in upper member of Habshan Formation

中孔喉型儲層平均孔喉半徑分布介于0.670～1.200 μm，平均為0.900 μm，樣品對應的平均孔隙度為15.77%，平均滲透率為2.93×10-3μm2。該類型主要出現在泥質含量低的粒間溶孔、鑄?？装l育的樣品中，如顆?；規r及泥粒灰巖，喉道類型以孔隙縮小型為主，部分喉道之間連通性較差，對應的平均排驅壓力為0.26 MPa，為研究區主要的儲層類型(見圖6(b))。

細孔喉型儲層平均孔喉半徑分布介于0.060～0.490 μm，平均為0.260 μm，樣品對應的平均孔隙度為11.89%，平均滲透率為0.64×10-3μm2。該類型主要出現在鑄?？装l育的樣品中，喉道類型以孔隙縮小型為主，少見管束狀喉道，喉道之間連通性較差，對應的平均排驅壓力為1.36 MPa(見圖6(c))。

微孔喉型儲層平均孔喉半徑分布介于0.003～0.435 μm，平均為0.079 μm，樣品對應的平均孔隙度為3.21%，平均滲透率為0.08×10-3μm2。該類型主要出現在泥質含量較高的巖樣中，喉道類型以孔隙縮小型為主，喉道類型單一(見圖6(d))，由于孔喉之間連通性較差，且喉道半徑較小，對應的平均排驅壓力為5.65 MPa，表現為非儲層的特征。

3 成巖作用

哈布桑組上段成巖演化復雜，孔隙度、滲透率與成巖作用密切相關。早期成巖作用在一定程度上與沉積作用有關，晚期成巖作用更多受裂縫與早期成巖作用組合產生的滲透率變化控制。對儲層發育起重要影響的成巖作用包括膠結作用、溶蝕作用、白云巖化作用及構造破裂作用等。

3.1 膠結作用

哈布桑組上段發育三期膠結作用。第一期膠結局限于高能沉積環境下形成的顆粒支撐結構，以纖維狀的晶體形式垂直顆粒邊緣呈等厚環邊生長(見圖7(a))，膠結物的形態和分布是早期海底膠結物的典型特征[28]。第二期膠結局限于高能沉積環境下形成的顆粒支撐結構，膠結物具有均等的晶體形態(見圖7(b))，在棘皮動物碎片上，以共軸次生加大的形式出現(見圖7(c))，膠結物形成晚于或在孔隙的形成同期。第三期膠結物呈粗晶狀，充填裂縫、晶間孔隙及鑄模孔隙(見圖7(d-f))，見方解石膠結與石膏膠結(見圖7(g))，膠結物形成于非常晚的成巖階段，發生在鞍狀白云石形成之后(見圖7(h))。

圖7 哈布桑組上段儲層膠結作用鏡下特征Fig.7 Microscopic characteristics of cementation in upper member of Habshan Formation

3.2 溶蝕作用

鏡下觀察顯示，研究區儲層發育兩期溶蝕作用。其中，儲層孔隙的發育與一期不穩定礦物顆粒的溶蝕密切相關，形成大量的鑄?？?見圖5(e))，具有明顯的準同生期溶蝕作用特征[29]。不穩定顆粒主要由文石組成，如雙殼類和腹足類、綠藻、海綿針狀物(見圖8(a-d))等。此外，巖心的溶蝕洞與豐富的鑄模孔發育相關，溶蝕洞可能是通過溶蝕兩個或幾個鑄?？字g的基質而形成的(見圖8(e))。

圖8 哈布桑組上段儲層溶蝕作用鏡下特征Fig.8 Microscopic characteristics of dissolution in upper member of Habshan Formation

二期溶蝕作用發生在埋藏期，主要影響鈣質膠結的大型鑄?？?見圖8(f-h))，溶蝕鑄模孔中方解石膠結物析出的方解石晶體，改善儲層物性。該期溶蝕作用與溶蝕性流體的遷移有關，遷移發生在油氣成熟之前或早期，通常涉及富含二氧化碳流體的遷移。鏡下觀察發現，發育良好的方解石晶體表面通常被瀝青膠結物覆蓋，而被溶蝕的晶體表面沒有膠結物覆蓋(見圖8(f-g))；瀝青膠結物與新的被溶蝕的晶體表面之間留下一個開放的孔隙空間(見圖8(h))，表明溶蝕發生在瀝青侵位之后。

3.3 白云巖化作用

研究區白云巖化可能經歷幾個階段，但除鞍狀白云巖很難區分不同的白云巖類型外，目前根據鏡下觀察的白云巖區別主要為晶體的大小。研究區部分白云巖分布與縫合線、斷裂有關(見圖9(a))，可能是富鎂流體沿縫合線和斷裂流動的結果[30]?？p合線通常在幾百米深的埋藏后開始發育，相對灰巖，白云巖的溶解性明顯低于石灰巖的，因此白云巖形成時期晚于縫合線的。鞍狀白云巖是晚期成巖最有利的證據[31]，在研究區哈布桑組上段裂縫和大型溶孔中可見鞍狀白云巖(見圖7(h)、圖9(b))。根據形成時間，鞍狀白云巖早于第三期膠結物的形成。此外，研究區部分白云石顯示去白云石化現象(見圖9(c))，由于去白云石化過程需要獲得富含鈣的鹵水，最有可能在第三期方解石膠結時獲得。因此，去白云石化和第三期方解石膠結事件具有一定等時性。

圖9 哈布桑組上段白云巖化及構造破裂作用鏡下特征Fig.9 Microscopic characteristics of dolomitization and structural fracturing in upper member of Habshan Formation

3.4 構造破裂作用

巖心及鏡下觀察表明，哈布桑組上段發育裂縫，可見兩期(見圖5(h)、圖9(d))。早期裂縫多為開啟裂縫，裂縫中部分充填白云石(見圖9(e-f))，晚期裂縫多被鞍狀白云石充填。兩期裂縫通常具有不同的斷裂方向，見晚期裂縫切割早期裂縫的現象(見圖9(d))。此外，部分裂縫中充填瀝青(見圖9(g-h)，黑色為瀝青)，說明裂縫的形成時間要早于油氣運移。

4 儲層控制作用

4.1 沉積相

碳酸鹽巖沉積作用一方面為優質儲層的形成提供基礎，控制不同儲層沉積相的分布；另一方面為后期成巖改造提供條件[32]。根據研究區巖石類型、沉積構造及古生物特征，將哈布桑組上段劃分為5種微相(見圖10)，分別對應低能潮間帶內緩坡、低能潮下帶內緩坡、中能潮下帶內緩坡、高能潮下帶內緩坡及高能富含巴契藻中緩坡。

圖10 哈布桑組上段沉積模式及不同巖相巖石類型組合特征Fig.10 Sedimentary model and the rock types of different lithofacies in the upper member of the Habshan Formation

低能潮間帶內緩坡在研究區分布廣泛，主要由泥灰巖和白云巖化泥灰巖組成，粒泥灰巖和泥?；規r占比較少，偶見顆粒灰巖，孔隙度為0.3%～21.1%，平均為4.8%；滲透率為(0.01～138.00)×10-3μm2，平均為0.11×10-3μm2。低能潮下帶內緩坡以粒泥灰巖為主，少見其他巖石類型，孔隙度為0.5%～27.5%，平均為8.4%；滲透率為(0.01～170.00)×10-3μm2，平均為0.34×10-3μm2。中能潮下帶內緩坡以粒泥灰巖和泥?；規r為主，占比超過90%，孔隙度為0.3%～30.0%，平均為11.2%；滲透率為(0.01～284.00)×10-3μm2，平均為0.84×10-3μm2。高能潮下帶內緩坡以顆?；規r為主，其他巖石類型占比較少，孔隙度為0.2%～30.3%，平均為15.2%；滲透率為(0.01～710.00)×10-3μm2，平均為3.30×10-3μm2。高能富含巴契藻中緩坡以漂浮灰巖和礫灰巖為主，孔隙度為0.8%～31.0%，平均為16.4%；滲透率為(0.01～891.00)×10-3μm2，平均為4.90×10-3μm2。

根據不同沉積微相物性，水體能量相對較弱的中、低能潮間—潮下環境，沉積物以泥質含量較高的粒泥灰巖和泥灰巖為主，儲層物性比水體能量較強的潮下帶內緩坡和富含巴契藻中緩坡帶差。不同的沉積環境決定不同的沉積相帶，不同的沉積相帶發育不同的巖性，不同的巖性決定儲層的差異，因此原始沉積作用對優質儲層的發育起重要作用。

4.2 成巖作用

研究區發育多種類型的成巖作用，其中溶蝕作用、白云巖化作用和構造破裂作用對改善儲層物性起建設性作用，膠結作用起破壞儲層孔隙結構的作用。根據研究區成巖現象及礦物相互之間的關系，建立哈布桑組上段成巖序列及其孔隙演化規律(見圖11)。

圖11 哈布桑組上段成巖序列及孔隙演化特征Fig.11 Diagenetic sequence and pore evolution characteristics of the Habshan Formation

溶蝕作用作為改善儲層的關鍵成巖作用，在研究區廣泛發育，其中準同生期的溶蝕作用為研究區優質儲層的發育奠定基礎。研究區儲集空間以發育次生孔隙為主，其中粒間溶孔、鑄?？渍急容^高。對于發育粒間溶孔的儲層，溶蝕作用通過溶蝕擴大孔隙半徑、改善喉道，提高孔喉之間的連通程度，對孔隙結構具有明顯的優化作用；對于大量發育鑄?？椎膬?，盡管溶蝕作用在一定程度上提高儲層的孔隙度，但是鑄模孔之間孔喉配位數低，孔隙之間連通性較差，表現低滲的特征(見圖12)。

圖12 不同孔隙類型儲層孔隙大小及孔喉特征Fig.12 Pore size and pore throat characteristics of different pore types reservoir

白云巖化作用是研究區重要的成巖作用，通常能使儲層形成獨特的集合形態和孔隙分布模式，影響儲層孔隙結構[33]，進而影響優質儲層的發育。對于孔隙型白云巖儲層，張天付等[34]進行高分辨率微納米CT技術分析，認為晶間孔孔隙細小，喉道較多，連通性較好，其滲流能力次于粒間溶孔但優于鑄?？?見圖4)。POWERS R W[35]進行研究區上侏羅統白云巖研究發現，白云石質量分數超過75%時，白云巖晶體網格足以形成有效的晶間孔隙，并在白云石質量分數為80%時達到最大；白云石質量分數小于75%和超過80%并逐漸增加時，孔隙度和滲透率降低。統計研究區632個白云巖樣品，哈布桑組上段白云石質量分數為60%～95%(平均為82%)，在一定程度上對改善儲層物性起建設性的作用。此外，與石灰巖相比，白云巖在類似條件下比灰巖具有較大的極限強度和較小的韌性[36]。因此，白云巖化作用對已有孔隙的保存具有積極的作用。

相對于巖溶作用和白云巖化作用，膠結作用在一定程度上對優質儲層的形成起破壞性作用。研究區發育三期膠結作用，第一期膠結物形成在鑄?？仔纬芍?，對儲層的滲透率有很強的破壞作用，由于膠結物呈等厚分布，對儲層的孔喉起堵塞的作用。早期的海底膠結物傾向于膠結顆粒接觸，形成剛性的顆粒骨架，在一定程度上可以有效降低后期的壓實程度，進而保留原生孔隙。與第一期膠結物不同，第二期膠結物不能堵塞孔喉，在相同的膠結程度下，第二期膠結物的滲透性破壞作用通常小于第一期膠結物的。第三期膠結作用對儲層有嚴重的破壞作用。鏡下觀察表明，第三期膠結物受儲層滲透性控制，高滲透層段受影響最大(見圖7(g-h))，熊鷹等[37]將這種現象解釋為“孔隙尺寸控制沉淀”現象，表現為儲集層孔隙的膠結非均質性及其最終形成的“大孔充填而小孔保存”的特征，在不同尺度孔隙共生的情況下，較大孔隙更傾向于被膠結充填，小孔隙更易于被保存。

其他成巖作用對儲層孔隙結構有影響，如構造破裂作用產生的裂縫可在一定程度上改善儲層的滲流能力，但在研究區哈布桑組上段占比較小(見圖4(a))，對研究區儲層孔隙結構的控制相對較弱，在毛細管壓力曲線上得到體現。

4.3 碳酸鹽巖儲層低滲成因機制

由圖3可以看出，研究區大量的樣品孔隙度雖然為中—高孔，但滲透率表現為低滲的特征。首先，白堊紀，中東地區處于溫暖潮濕的低緯度[38]，適合生物的大量繁殖，從而為沉積提供物質基礎，研究區鏡下資料可以證明(見圖8(a-d))。準同生期巖溶作用形成的鑄?？资枪忌＝M上段主要的儲集空間，鑄模孔之間連通性較差，導致儲層盡管有較高的孔隙度，但滲流能力較差(見圖12(b))。其次，在整個沉積環境方面(見圖10)，哈布桑組上段沉積水動力條件較弱，尤其是在研究區分布廣泛的潮間帶內緩坡、潮下帶內緩坡以中—低能為主，巖石類型以泥質含量較高的泥質灰巖、白云石化泥質灰巖及粒泥灰巖為主；巖性較細，基質含量高，以細喉道為主。通常喉道的幾何形態和連通性對儲層的滲透率影響最大，喉道越粗、孔隙連通越多，滲透率越高[39]，哈布桑組上段是大孔喉型，其平均孔喉半徑僅為3.000 μm(見圖6(a))，從而導致儲層的滲透率較低。此外，由不同巖石類型和不同微相的孔滲分布(見圖4、圖10)可以看出，盡管沉積環境之間存在差異，但不同沉積環境中巖石類型存在交互的現象，導致不同巖石類型的物性差異并不明顯。以顆?；規r為主的儲層僅在高能潮下帶內緩坡發育，研究區分布比例相對較少，雖然顆粒灰巖保留大量的原生粒間孔，以及受后期受溶蝕作用影響而形成一些粒間溶孔，但哈布桑組上段鑄模孔占比為80%，再結合“孔隙尺寸控制沉淀”的現象，對滲透性貢獻較大的孔隙很難體現實際滲透能力。因此，哈布桑組上段整體表現為低滲特征。

5 結論

(1)阿聯酋X油田下白堊統哈布桑組上段巖石類型主要為灰巖和白云巖，灰巖劃分為5種類型(LM1、LM2、LM3、LM4、LM5)，白云巖劃分為3種類型(DL1、DL2、DL3)。儲集空間以次生孔隙為主，少見原生粒間孔及微裂縫。儲層表現為中低孔中低滲特征，受沉積及成巖作用影響，研究區儲層孔隙結構可分為大孔喉型、中孔喉型、細孔喉型及微孔喉型4種類型。

(2)哈布桑組上段優質儲層發育受沉積環境及成巖作用的共同控制。高能沉積區儲層物性明顯優于中—低能沉積區的，不同的沉積相帶內巖性的差異決定儲層質量的好壞。溶蝕作用和白云巖化作用對改善儲層物性起積極的作用；膠結作用導致儲層孔喉變小，破壞孔隙的連通性，影響儲層孔隙結構和物性。

(3)哈布桑組上段沉積時期水動力條件較弱，巖性較細，基質含量高，導致儲層喉道較細；沉積期發育的生物受準同生期溶蝕作用影響，形成大量的鑄?？?，在整個孔隙中占比較高；在高能相帶內發育的顆?；規r盡管發育原生粒間孔和粒間溶孔，受孔隙占比及“孔隙尺寸控制沉淀”現象的影響，對滲透率的貢獻很低，導致哈布桑組上段整體表現為低滲特征。