阿聯酋西部地區白堊系森諾曼階高孔滲灰巖儲層特征及控制因素

羅貝維，尹繼全，胡廣成，陳 華，康敬程，肖 萌，朱秋影，段海崗

（1.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；2.中國石油國際勘探開發有限公司，北京 100034）

0 引言

白堊系是中東主要的油資源富集層系，其石油儲量占中東探明可采儲量的53%［1-2］，相關油田主要分布在現今波斯灣周邊的美索不達米亞盆地、扎格羅斯褶皺帶、中阿拉伯和魯卜哈利盆地［3］。下白堊統約70%的油氣儲量分布于碳酸鹽巖中，如伊拉克中南部Yamama 組灘壩鮞?；規r、科威特Minagish組中—粗鮞?；規r、阿布扎比Thamama 群Kharaib組和Shuaiba 組泥?；規r及臺緣介殼灰巖。中白堊統約95% 的油氣儲量富集于碳酸鹽巖，主要包括Mishrif 組、Sarvak 組和Natih 組。上白堊統包含Sadi組、Khasib 組和Tanuma 組碳酸鹽巖儲層和海相砂巖沉積，探明原油儲量約占白堊系總探明儲量的14%，以低滲—特低滲儲層為主［4-5］。學者們對中東地區白堊系儲層進行了大量研究，朱日祥等［6］和Martin［7］認為，長期的被動大陸邊緣環境為白堊系巨厚（2 000～4 000 m）淺海碳酸鹽巖的沉積創造了穩定背景；喬占峰等［8］、趙麗敏等［9］和余義常等［10］認為受扎格羅斯造山影響，伊朗和伊拉克地區白堊系在扎格羅斯山前快速擠壓深埋，具備良好的油氣供給條件，高孔滲的優質儲層和低滲隔夾層通常會影響油水分異；葉禹等［11］和卞從勝等［12］認為阿聯酋和阿曼地區白堊系特別是中白堊統含油氣系統生烴動力相對較弱，高孔滲儲層往往優先接受油氣充注。這些研究從層序格架、沉積相單元和儲層構型等方面對中東地區白堊系油藏進行了分析，但缺乏對高孔滲儲層地質控制因素的系統梳理。

以層序地層學為基礎，通過巖心描述、薄片觀察、測井和地震資料分析，對阿聯酋西部地區白堊系森諾曼階高孔滲儲層開展層序格架下的等時追蹤、古地貌恢復等綜合評價，以期弄清控制該區森諾曼階高孔滲儲層的構造-沉積-成巖多維度機制，為優質儲層的預測和精細描述提供地質依據。

1 地質概況

阿聯酋位于阿拉伯板塊東部邊緣，魯卜哈利次盆東北端，構造上屬于古生代內克拉通、中生代被動大陸邊緣和新生代前陸的疊合盆地。目前，在古生界—新生界已發現了5套含油氣系統，其中，中下白堊統森諾曼階（Cenomanian）碳酸鹽巖是中國石油公司在中東地區現有油氣項目的主要產層。森諾曼階是中上白堊統最底部的一個地層單位，距今年齡為100.5～93.5 Ma，繼承了侏羅紀建立起來的沉積格架，即被動大陸邊緣背景下的淺海碳酸鹽巖陸架沉積環境，受氣候、洋流、海平面變化等全球性地質事件的綜合影響，沉積充填了一套以常規碳酸鹽巖為主的富含油地層。森諾曼階下部Shilaif 組發育盆地相泥頁巖和灰泥巖，是中白堊統主要的烴源巖，Shilaif 組在臺內盆地（intrashelf basin）內厚度約為120 m，平均TOC值為3%，處于生油初期或早期。Shilaif 組上覆Mishrif 組的巖性主要為生物碎屑灰巖，孔隙度一般為10%～40%，分布于Shilaif 組臺內盆地的西側和東側。森諾曼階蓋層在中東不同地區存在一定的差異，其中上白堊統科尼亞克階Laffan 組泥巖是一套區域性蓋層，在除了阿曼山前的大部分區域之外均有發育，在阿聯酋西部地區上白堊統Tuwayil 組底部發育的高GR泥巖和致密碳酸鹽巖直接覆蓋于Mishrif 組碳酸鹽巖之上作為局部蓋層（圖1）。

圖1 阿拉伯板塊白堊紀早森諾曼晚期高位體系域至K130 海泛期（97.0 Ma）沉積環境、油田范圍（a）及白堊系巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Sedimentary environment and oilfields distribution at the late stage of Early Cenomanian to K130 MFS（a）and stratigraphic column of Cretaceous（b）of Arabian Plate

2 沉積特征

2.1 巖石學特征

基于阿聯酋西部地區7口井森諾曼階碳酸鹽巖的巖心及薄片資料，按照Dunham［13］和Folk［14］的分類方法，可將該區巖性分為生屑灰巖、泥晶生屑灰巖、生屑泥晶灰巖和泥灰巖。

生屑灰巖呈灰白色，礦物組成以亮晶方解石為主，反映了相對高能的水動力環境。根據顆粒成分的不同，可細分為亮晶厚殼蛤灰巖和亮晶生屑灰巖，其中亮晶厚殼蛤灰巖在中東地區白堊系廣泛分布，完整的厚殼蛤骨架內為半充填的亮晶方解石，常見厚殼蛤網格骨架構成的生物體腔孔。厚殼蛤顆粒在強水動力條件下發生破碎，混雜堆積而形成亮晶生屑灰巖，生屑顆粒為粒屑級，粒徑為0.5～3.0 mm，分選性中等，孔隙發育，主要孔隙類型為鑄?？缀土ｉg溶孔（圖2a—2d）。

圖2 阿聯酋西部白堊系森諾曼階Mishrif 組和Shilaif 組典型巖性的巖心、薄片及電鏡照片Fig.2 Photographs of cores，thin sections and SEM of typical lithologies of Mishrif Formation and Shilaif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

泥晶生屑灰巖的礦物組成以方解石為主，生屑顆粒體積分數一般大于50%，生屑類型多樣，常見的有厚殼蛤碎屑、雙殼、棘皮類和有孔蟲等。顆粒間結晶程度低，具有泥微晶結構。其儲集空間類型與生屑灰巖相同，但孔隙被膠結程度更高（圖2e—2f）。

生屑泥晶灰巖的礦物組成以泥晶方解石為主，含少量生物碎屑（體積分數為20%～50%），常為分選性和磨圓度均較差的生屑、球粒和似球粒。巖石結晶程度低，具有泥微晶結構，儲集空間不發育，孔隙類型以粒間溶孔為主（圖2g—2h）。生屑顆粒體積分數為10%～20%時，通常命名為泥晶灰巖（圖2i—2j）。

泥灰巖呈灰黑色，礦物組成以泥晶方解石為主，含極少量生物碎屑（體積分數小于10%）。巖石結晶程度低，具有泥微晶結構。儲集空間不發育，且一般為孤立孔隙，主要孔隙類型為粒間溶孔和有機質孔（圖2k—2m）。該類巖石常見于Shilaif 組，Shilaif 組被認為是Mishrif 組同期異相的盆地相碳酸鹽巖沉積物。

2.2 沉積相與物性分析

阿聯酋西部地區森諾曼階Mishrif 組整體為一個弱鑲邊型的碳酸鹽巖緩坡沉積［15］，共識別出內緩坡、中緩坡和外緩坡3 類沉積亞相，其中內緩坡亞相可細分為潟湖、灘間、灘后、高能灘和厚殼蛤礁5類微相，中緩坡亞相進一步分為灘前微相（表1）。

表1 阿聯酋西部地區白堊系森諾曼階碳酸鹽巖緩坡沉積相劃分及特征Table 1 Sedimentary facies classification and characteristics of carbonate ramp of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

研究區Mishrif 組高孔滲儲層主要發育在內緩坡厚殼蛤礁微相和高能灘微相，相控特征明顯。巖心和薄片巖石學特征分析結果顯示，高能灘微相中發育的儲層巖性以亮晶生屑灰巖為主，顆粒支撐，孔隙度為25%～33%，滲透率為40.0～370.0 mD；厚殼蛤礁微相中發育的儲層巖性為亮晶厚殼蛤灰巖，生物體腔孔和鑄膜孔發育，孔隙度為20%～34%，滲透率為150.0～2 000.0 mD，均屬于高孔滲灰巖。

核磁共振及微米CT 測試結果顯示，高能灘微相中發育的儲層孔徑分布呈雙峰型，孔徑為0.1～10.0 μm；厚殼蛤礁微相儲層孔徑分布呈高弛豫單峰型，幾何形態上為大孔喉，孔徑為1.0～100.0 μm。壓汞實驗測試結果表明，高能灘微相儲層的排驅壓力為0.007～0.070 MPa，中值壓力為0.10～0.69 MPa，鑄?？?、粒間溶孔均發育；厚殼蛤礁微相儲層退汞效率為100%，鑄?？装l育。這2 類高孔滲儲層均反映了中—高能水體持續性改造的特征（表1、圖3）。

圖3 阿聯酋西部地區白堊系森諾曼階Mishrif 組高孔滲灰巖核磁及壓汞特征Fig.3 NMR and mercury pressure characteristics of high porosity and permeability limestones of Mishrif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

3 層序地層及沉積演化

中東地區森諾曼階層序地層的劃分多以沉積相與體系域變化為依據，一般可以劃分成3～4 個三級層序［12，16-18］。根據阿聯酋西部地區森諾曼階巖心、測井與地震資料綜合分析，結合區域地質背景，將Mishrif 組劃分為3 個三級層序，自下而上依次為SQ1，SQ2和SQ3，并細分為7 個體系域。

3.1 層序界面特征

Mishrif 組各三級層序時空變遷在測井、地震、沉積充填等多方面均有響應［19-20］。從Shilaif 組過渡至Mishrif 組，自然伽馬和電阻率均從高值變為低值，聲波時差則從低值變為高值，在地震剖面上表現為地震同相軸下超特征（圖4）。SQ1與SQ2 界面表現為自下而上水體深度、泥質含量均增大，自然伽馬和電阻率值也均變大，在地震剖面上可見一系列同相軸上超在SQ1 頂面之上，表現出海侵特征。SQ2與SQ3界面也表現為自下而上水體深度和泥質含量均增大，地震剖面上顯示地層上超特征明顯。Mishrif 組頂部是一條區域不整合面，在地震剖面上為一條全區可追蹤的強反射軸，在臺緣附近頂超界面特征清晰，巖心樣品表現出暴露侵蝕的特征。

圖4 阿聯酋西部白堊系森諾曼階Mishrif 組地層格架特征及沉積遷移特征（地震剖面位置見圖1，沿Shuaiba 組頂面拉平）Fig.4 Seismic section showing sequence framework and sedimentary variation of Mishrif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

綜合巖性、巖相疊加模式、地震剖面特征和最大海泛面特征，可識別三級層序內不同的體系域［21-22］。在研究區Mishrif 組共識別出7 個體系域，主要是高位體系域和海侵體系域。高位體系域旋回表現為水體向上變淺，巖性在界面處發生突變，由泥灰巖、粒屑灰巖變為生屑灰巖，表明自下而上泥質含量變低、水體能量變強、巖石中顆粒含量增加、物性變好。海侵體系域則與高位體系域相反，是一個沉積水體逐漸加深，達到最大海泛面的過程，在地震剖面上可見退積特征。研究區東部地區在3 個三級層序內部都可識別出海侵體系域和高位體系域，如A-6 井共識別4 個高位體系域和3 個海侵體系域，主要為內緩坡亞相和中緩坡亞相；中、西部地區層序主要由高位體系域構成，A-4 井、A-5 井和A-2 井均可識別出6 個高位體系域，僅在SQ3沉積早期識別出1 個海侵體系域，主要發育內緩坡相與厚殼蛤礁微相。由此可見，Mishrif組沉積期的高位體系域為高孔滲儲層的發育提供了有利的沉積環境（圖5）。

3.2 層序格架及沉積演化

綜合巖心、測井曲線和地震同相軸的變化特征，對研究區Mishrif 組的三級層序和內部體系域界面進行識別，并建立層序地層格架。

SQ1 沉積期，地層厚度自西向東呈先增大再減小的趨勢，西部、中部和東部地區地層厚度分別為120 m，170 m 和60～90 m（圖5），依次發育內緩坡亞相—中緩坡亞相—外緩坡亞相/盆地相。中、西部地區該層序由3 個向東進積的高位體系域構成，主要發育潟湖微相和厚殼蛤礁微相（圖6a），在地震剖面上表現為多組向東遷移的丘型反射波組特征（參見圖4），因地勢較高，海水深度較淺或者短期暴露，海侵特征不明顯，僅在東部地區中緩坡沉積外側見海侵體系域。該時期礁體生長形成的相對高部位影響后期灘體的展布，使之主要沿碳酸鹽巖臺地邊緣發育，并隨海平面的升降而向臺內和盆地方向遷移。

圖6 阿聯酋西部白堊系森諾曼階Mishrif 組三級層序沉積特征Fig.6 Sedimentary characteristics of the third-order sequence of Mishrif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

SQ2 沉積期，層序結構與SQ1 相似，但中緩坡沉積具有向東移動的趨勢，礁灘建造緩慢向中部地區遷移，在地震剖面上表現為大型丘型加積波組反射特征（參見圖4）。受礁灘東遷的影響，地層厚度自西向東先增大后減小，西部、中部和東部地區地層厚度分別為90～120 m，150 m以及小于90 m（圖5）。該時期中、西部地區海侵特征不明顯，層序主要由2 期高位體系域構成，以發育內緩坡沉積為主。中部地區主要發育高能灘微相、灘間/灘后微相，另有灘前微相零星分布，西部地區仍以發育潟湖微相為主（圖6b）。東部地區層序由2 期高位體系域和1 期海侵體系域構成，主要發育呈北東—南西向條帶狀展布的中緩坡沉積。

SQ3 沉積期，研究區整體為緩慢海退環境，主要表現為早期海侵體系域和后期高位體系域，碳酸鹽巖的弱鑲邊特征逐漸消失并演化為碳酸鹽巖緩坡。中、西部地區仍以內緩坡沉積為主，高能灘微相發育；東部地區則主要發育內緩坡和中緩坡沉積（圖6c），內緩坡亞相地層厚度約為90 m，中緩坡亞相地層厚度為30～60 m（參見圖5）。該時期水體總體較深，如A-7 井SQ3 層序巖心顯示為透鏡狀生屑泥晶灰巖和泥晶灰巖；在高位體系域上部（Mishrif 組沉積末期），海平面整體下降，地層整體抬升暴露，遭受短期侵蝕，如A-2 等井區發育高能灘或礁灘復合體，成為區內重要的含油氣儲層（圖6）。

3.3 古地貌與高孔滲儲層分布

研究區Mishrif 組碳酸鹽巖臺地（內緩坡亞相）的古地貌相對較高，且海水能量較強，易于顆粒的淘洗和篩選，有利于高能灘微相發育，從而形成了多個油氣聚集的高孔滲儲集單元?；趦游镄耘袛?，高能灘微相、厚殼蛤礁微相及礁灘復合體為Mishrif 組最有利的沉積相帶。

基于高頻層序追蹤結果，優選殘余厚度法恢復研究區古地貌［23-24］（圖7）：①厚層臺緣礁體主要分布于SQ1 和SQ2 層序，形成了儲集物性好的巖性圈閉；②SQ3 層序繼承性發育的高能礁灘相碳酸鹽巖因長期處于古地貌高點，受高能水體的影響，沉積了一套高孔滲灰巖儲層，且構造高部位儲層物性更好。如長期處于古構造高部位的A-3井Mishrif 組頂部為厚殼蛤礁微相亮晶厚殼蛤（生屑）灰巖，巖心顯示鑄?？?、粒間溶孔均發育，測試孔隙度為19%～34%，滲透率為33～2 050 mD，是一套高孔滲灰巖儲層；位于構造低部位的A-5 井Mishrif 組頂部以灘后/灘間微相泥晶生屑灰巖沉積為主，粒間溶孔發育，孔隙度為15%～29%，滲透率僅為2～17 mD。

圖7 阿聯酋西部地區白堊系森諾曼階Mishrif 組古地貌特征Fig.7 Paleogeomorphic features of Mishrif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

4 成巖作用分析

4.1 建設性成巖作用

中白堊世，波斯灣盆地為穩定被動大陸邊緣碳酸鹽巖緩坡沉積環境，礁灘相生屑灰巖廣泛發育，為優質儲層的發育提供了有利條件；白堊紀波斯灣盆地主要為淺海沉積環境，海水成分有利于穩定的低鎂方解石沉積，從而形成以低鎂方解石為主的Mishrif 組碳酸鹽巖，該類碳酸鹽巖發育大量基質孔，構成儲集空間的同時，也有利于成巖流體對儲層進行改造［25］。

巖心薄片和鑄體薄片觀察發現，阿聯酋西部地區Mishrif 組儲層孔隙發育受多期成巖作用疊合改造，其中建設性成巖作用以同生期大氣淡水溶蝕為主，促進次生粒間溶孔、晶間溶孔和鑄?？椎陌l育［11，26-28］（圖8a—8d）。同生期大氣淡水溶蝕作用，受古地貌和海平面變化控制，發育順層或垂直層理溶孔、溶洞。

圖8 阿聯酋西部地區白堊系Mishrif 組受大氣水溶蝕和烴類成巖作用影響的巖心薄片特征Fig.8 Thin sections affacted by the diagenesis associated with atmospheric water dissolution and hydrocarbon effection of Mishrif Formation of Cretaceous Cenomanian in the western United Arab Emirates

4.2 保持性成巖作用

低鎂方解石礦物相對比較穩定，沉積時礦物晶粒的粒徑一般小于4.0 μm，以自形菱形晶體結構為主，其構成的巖石組構特征優越，發育大量原生孔隙。中埋藏期烴類充注過程中，具有該結構特征的巖石抗壓實能力強，有利于原生基質孔隙結構的保存［29］。烴類充注造成孔隙水中的無機離子濃度降低，使成巖環境發生較大變化，而適時的烴類充注是深埋碳酸鹽巖優質儲層得以保持的重要因素之一，早期油氣充注可以抑制成巖作用的進行，在一定程度上有效抑制了膠結作用、交代作用的發生，保護了儲層的有效儲集空間（圖8e—8h）。

5 結論

（1）阿聯酋西部地區白堊系森諾曼階高孔滲灰巖儲層主要分布在Mishrif 組，巖性主要為亮晶厚殼蛤灰巖、亮晶生屑灰巖和泥晶生屑灰巖；主要儲集空間為體腔孔、鑄?？缀土ｉg溶孔；Mishrif 組整體為緩坡沉積，可識別內緩坡、中緩坡和外緩坡3類沉積亞相；其中內緩坡發育潟湖、灘間、灘后、高能灘和厚殼蛤礁等5 個微相單元，中緩坡發育灘前微相。

（2）研究區高孔滲灰巖儲層的發育受沉積相、等時層序格架變遷下的沉積單元、古地貌格局以及成巖作用等多因素控制，在內緩坡亞相厚殼蛤礁微相和高能灘微相中儲層物性最好。沉積早期，三級層序內部旋回控制了沉積微相分布與演化以及縱橫向遷移與疊加樣式，沉積早—中期（SQ1—SQ2），多期高位體系域旋回形成了厚殼蛤生物礁體和高能灘的規模發育；沉積晚期（SQ3），繼承性發育緩坡沉積，古地貌構造高部位有利于高能灘的生長，形成多個有利于油氣聚集的巖性單元。埋藏成巖階段，受海水、大氣淡水及烴類等多類型流體影響，建設性和改造性成巖作用雙重作用下，高能礁灘相儲層的物性進一步得到改進，為森諾曼階碳酸鹽巖勘探開發的重點關注目標。