美索不达米亚盆地中部和南部油田是伊拉克重要的油气产区，其中白垩系地层油气储量占据了伊拉克80%的探明储量及70%的控制储量^[1]。Mishrif组碳酸盐岩是白垩系重要的油气产层，其探明储量约占伊拉克总储量的30%^[2]。中东地区碳酸盐油藏以生物碎屑灰岩为主，构造期次少，储集层特征受沉积和成岩改造控制^[3]，层序地层旋回，尤其是层序界面对优质碳酸盐岩储层的形成与分布具有重要的影响^[4]。前人对中东地区层序地层旋回已有系统研究，从巨层序、超层序至储层尺度的层序地层旋回均有报导^[5⁃11]。Mahdi et al.^[6⁃7]基于伊拉克东南部油田25口取芯井的资料，通过微相序列分析和对比建立了Mishrif组三级层序格架（图1），并可在阿曼、阿联酋、沙特阿拉伯、科威特及伊朗西南部等区域良好对比。M油田为巨型碳酸盐岩油田，主力油藏Mishrif组沉积厚度近300 m，早期层序研究沿用了Mahdi等建立的三级层序地层方案。然而，Mishrif组地层垂向非均质性强，三级层序内部仍存在更高频次的旋回，原有的层序格架时空跨度较大，难以满足储层非均质性研究的需要。早期研究将伽马高值作为最大海泛面（MFS）的识别标志，最新研究发现，层序Ⅲ内部发育近20 cm厚的炭质泥岩，化验分析表明该段岩性是陆相成煤环境的标志，但早期研究将其作为深水环境的产物，即区域最大海泛面（MFS）K135（图1）。此次研究基于Mahdi划分的三级层序地层，应用最新两口取芯井的岩芯资料、测井曲线和铸体薄片等，通过岩相分析，识别重要的暴露面、岩性转换面和最大海泛面，建立Mishrif组四级层序地层格架。厘清层序地层旋回对储层展布的控制关系，为实现分层系开发，提高油藏采出程度提供地质依据。

图  1  伊拉克东南部Mishrif组层序地层对比^[6]

Figure 1.  Sequence⁃stratigraphic correlation of the Mishrif Formation in southern Iraq^[6]

M油田位于伊拉克东南部巴士拉以北（图2），构造上位于美索不达米亚盆地前缘构造带^[12]。研究区为一南北向长轴背斜，面积约750 km²，油田目前正处于油气上产阶段，开发过程中矛盾突出。Mishrif组沉积于白垩纪中晚期，与下伏的Rumaila组深水沉积物呈整合接触关系，与上覆Khasib组深水泥岩呈不整合接触关系^[13]，内部划分为M top、MA、MB1、MB2.1、MB2.2和MC六个段。Mishrif组发育于稳定的被动大陆边缘环境，研究区发育障壁型缓坡台地，包括潟湖边缘坪、潟湖、台内滩、滩后、潮道、台缘滩、滩前及开阔浅海沉积相，其中台缘滩又可根据颗粒组分分为厚壳蛤滩、生屑滩和棘屑滩。自油田开发至今，有6口井在Mishrif组钻井取芯。此次四级层序划分基于原有的研究成果认识，并充分利用M⁃29井和M⁃46井2口最新取芯井的资料，包括244.6 m岩芯、785块铸体薄片样品及51口井的测井曲线。

图  2  M油田构造地理位置^[12]

Figure 2.  Structure location of M oilfield in Iraq^[12]

基于层序地层学理论方法，根据岩芯观察、铸体薄片资料和测井曲线特征，通过碳酸盐岩岩相分析，识别出5个地层暴露面、1个岩性转换面及5个最大海泛面，将Mishrif组划分成6个四级层序（SQ1~SQ6）（图3）。

图  3  M油田Mishrif组四级层序识别标志

Figure 3.  Comprehensive sequence scheme of the Mishrif Formation in M oilfield

SQ1层序在Mishrif组只发育海平面下降半旋回。层序顶界面为淋滤溶蚀面，溶蚀厚度近65 cm，层序顶部为厚层的厚壳蛤滩沉积。岩芯上可见淋滤作用形成的大量蜂窝状孔隙，并夹有黄白色致密胶结物薄层。铸体薄片上，厚壳蛤碎屑较为洁净，泥质含量极少，多呈颗粒支撑结构，溶蚀作用较强，发育大量的粒间孔和粒间溶孔。SQ1层序最大海泛面位于Rumaila 组底界，与原三级层序Ⅰ相同。层序界面处测井特征表现为曲线值突变，伽马曲线低值突变为高值，电阻率曲线高值突变为低值，密度曲线低值突变为高值（图3）。

SQ2层序界面为淋滤溶蚀面，溶蚀厚度近3 m。岩芯、铸体薄片及测井曲线特征与SQ1层序界面类似。SQ2层序顶界面与原三级层序Ⅰ相同，层序界面上部通常被低能潟湖相沉积覆盖。SQ1最大海泛面测井曲线表现为伽马高值尖峰，岩芯呈灰绿色致密状，岩石颗粒组分较低，主要为泥晶灰岩和含生屑泥晶灰岩，可见生物扰动现象（图3）。

SQ3层序顶界面为暴露沼泽面，岩芯上发育近20 cm厚的炭质泥岩。该炭质泥岩在M油田北部的哈法亚油田Mishrif组中相同层段也有发育，测井上表现为伽马高值尖峰，三级层序中将其作为层序Ⅲ的最大海泛面。然而，热失重分析表明该炭质泥岩中有机物质的含量约为29.3%，全岩分析显示黏土矿物含量为14.6%。综合研究表明，该段炭质泥岩是陆相暴露环境的产物，并非海相深水沉积。该段炭质泥岩形成于海平面下降时期，局限台地沉积物遭受长期的暴露剥蚀，潮湿气候条件下植被发育形成了泥沼环境，植被发生淤泥化，后期快速埋藏使其具备陆相成煤的温压条件，进而发育炭质泥岩^[14]。SQ3最大海泛面岩芯呈浅黄色，以含生屑泥晶灰岩为主，偶见浮游有孔虫等深水生物（图3），测井曲线特征与SQ2类似。

SQ4层序为淋滤溶蚀面，溶蚀厚度近2.8 m。层序顶部为厚层的生屑滩，暴露特征与SQ1类似，但测井曲线齿化较严重（图3）。最大海泛面伽马曲线呈尖峰高值，岩芯呈黄白色致密状，岩性主要为泥晶灰岩，含有介形虫、海绵骨针等深水生物。

SQ5层序界面为岩性转换面。层序界面之下为生屑滩沉积物，岩石类型包括生屑灰岩和亮晶生屑灰岩，生屑主要为厚壳蛤、双壳类及少量底栖有孔虫类。海平面下降晚期，生屑滩沉积厚度不断增大，至层序界面处厚度达到最大，近6.7 m。层序界面之上为棘屑滩，岩石类型为泥晶棘屑灰岩和棘屑颗粒灰岩，生屑类型以棘皮碎屑为主，岩石呈粒泥结构。沉积环境从生屑滩演化为棘屑滩，沉积水动力降低，生屑类型从浅水固着类到开阔深水生物，填隙物从亮晶方解石到泥晶，生屑滩沉积厚度逐渐减小。SQ5 层序最大海泛面伽马曲线呈尖峰高值，岩芯呈浅黄白色，以泥晶灰岩为主，少见完整生物碎屑，缺乏生物扰动构造（图3）。

SQ6层序界面为暴露风化面。层序界面与三级层序Ⅲ的界面一致，为Mishrif组和Khasib组的分界面。该界面为区域不整合面，是阿拉伯板块东北缘构造抬升和全球海平面下降的结果。Mishrif组层序顶部为风化角砾岩，发育厚度近7 m，上覆Khasib组深水泥岩^[6]。层序界面测井曲线具有明显的突变，伽马曲线低值突变为异常高值，电阻率曲线高值突变为异常低值，密度曲线高值突变为异常低值。最大海泛面测井曲线表现为伽马高值，岩芯上呈浅灰绿色致密状，发育多条裂缝，裂缝中充填黑色泥灰岩，岩石类型主要为泥晶灰岩（图3）。

碳酸盐岩通常发育在相对稳定的构造环境，但复杂控制因素的综合作用对碳酸盐岩系形成演化的制约往往是复杂的。在不同构造背景的盆地中，或盆地演化的不同阶段，或盆地中的不同区域，各种因素相互作用的相对重要性是不同的，并产生了不同的沉积层序结构^[15]。M油田Mishrif组位于Najaf内陆盆地东缘斜坡带^[6]。根据界面差异、沉积环境及暴露时间等因素，将Mishrif组6个四级层序划分为浅滩暴露型、局限环境暴露型、浅滩非暴露型和长期暴露风化型。不同层序的体系域组成、沉积环境演化和岩相序列等差异显著。

浅滩暴露型层序指层序顶部为高能浅滩，海平面下降造成地层发生短暂暴露，滩体发生淋滤溶蚀，层序界面处发育蜂窝状溶蚀孔隙。该类层序构型主要发育在SQ1、SQ2和SQ4，浅滩暴露型层序可划分为海侵体系域（TST）、高位体系域早期（早HST）和高位体系域晚期（晚HST），以SQ2为例介绍该类层序构型特征。

海侵体系域，海平面快速上升，以外缓坡开阔浅海沉积环境为主。岩石呈灰绿色致密状，主要为泥晶灰岩、含生屑泥晶灰岩和生屑泥晶灰岩等，泥质含量较高，可见海绵骨针、介形虫等深水生物碎屑。普遍发育斑点状生物扰动，且扰动潜穴中易见白云石颗粒（图4）。高位体系域早期，海平面缓慢下降，沉积环境仍以开阔浅海沉积环境，但岩石中颗粒组分含量逐渐增高，生屑类型也不断丰富。岩芯呈浅黄色—黄绿色致密状，包括生屑泥晶灰岩、含生屑泥晶灰岩和泥晶生屑灰岩，含丰富的底栖有孔虫及腹足类生物碎屑，可见纹层状生物扰动。高位体系域晚期，沉积环境为高能碳酸盐岩台地边缘，滩前相和厚壳蛤滩组成互层，且厚壳蛤滩体向上沉积厚度增大。厚壳蛤滩泥质含量较低，岩芯上可见厘米级的厚壳蛤碎片，结构成熟度较低，分选较差，溶蚀孔隙比较发育。滩前相位于中缓坡上部，内缓坡浅滩向海一侧，岩芯呈浅灰绿色，颗粒感较强，偶见厚壳蛤碎片，生屑颗粒主要为棘皮类、底栖有孔虫和似球粒，颗粒分选和磨圆较好。滩前环境中的棘屑灰岩通常溶蚀作用较强，而似球粒灰岩胶结作用较强（图4）。

图  4  M油田Mishrif组浅滩暴露型层序构型

Figure 4.  The exposure type of the platform margin from the Mishrif Formation in M oilfield

局限环境暴露型指层序顶部为障壁滩向陆一侧的中—低能沉积环境。海平面下降造成局限环境沉积物长时间暴露，使其具有陆相泥沼环境特征，在层序界面处发育薄层炭质泥岩。该类层序发育在SQ3（图5），可划分为海侵体系域（TST）、高位体系域早期（早HST）和高位体系域晚期（晚HST）（图5）。

图  5  M油田Mishrif组局限环境暴露型层序构型

Figure 5.  The exposure type of the restricted platform from the Mishrif Formation in M oilfield

海侵体系域，海平面快速上升，以小规模的开阔浅海环境为主，岩石呈浅白色—黄白色致密状，主要为含生屑泥晶灰岩和生屑泥晶灰岩，可见斑点状和厚层状生物扰动，生屑类型包括底栖有孔虫、海绵骨针、介形虫和腹足类等。高位体系域早期，海平面缓慢下降，发育大段的台内滩，夹滩后相和潟湖相沉积。岩石呈黄白色—棕黄色致密斑杂状，包括泥晶生屑灰岩、生屑漂浮岩、泥晶藻屑灰岩、藻屑颗粒灰岩，泥质含量较少，生屑颗粒以藻屑、双壳类和厚壳蛤碎屑为主。藻屑颗粒易被溶蚀形成铸模孔隙，岩石呈颗粒支撑结构、泥粒结构和漂浮结构。高位体系域晚期，海平面快速下降，由于滩体的阻挡限制了海水循环，发育大段的潟湖相，夹有薄层的圆笠虫滩。海平面下降晚期发育台内滩，岩性序列自下而上为生屑颗粒灰岩、泥晶生屑灰岩、生屑泥晶灰岩及含生屑泥晶灰岩。圆笠虫滩岩石呈浅黄色，颗粒感较强，肉眼可见溶蚀孔隙，生屑颗粒比较洁净，泥晶化程度较高，分选较差但磨圆较好（图5）。潟湖相岩石多具粒泥结构，颗粒组分生屑类型因粒径较小而无法识别。台内滩岩石呈浅黄白色致密状，具泥粒结构，生屑或被溶蚀形成铸模孔或被致密胶结。

浅滩非暴露型是指层序顶部为内缓坡高能浅滩，海平面下降未造成沉积物暴露，层序界面为岩性转换面。该类型层序发育在SQ5，浅滩非暴露型层序进一步划分为海侵体系域（TST）和高位体系域早期（早HST）和高位体系域晚期（晚HST）（图6）。

图  6  M油田Mishrif组浅滩非暴露型层序构型

Figure 6.  The non⁃exposure type of the platform margin from the Mishrif Formation in M oilfield

海侵体系域，海平面快速上升，主要为开阔浅海沉积环境。岩石呈浅白色—黄白色致密状，包括生屑泥晶灰岩、含生屑泥晶灰岩和泥晶灰岩，可见被方解石胶结的裂缝带，生屑类型包括介形虫、海绵骨针和腹足类等，偶见双壳类和似球粒（图6）。高位体系域早期，沉积环境以滩前为主，后演变为滩后环境。海平面下降晚期主要为滩前和生屑滩组成的互层，且生屑滩向上厚度不断增大。岩性序列自上而下为生屑颗粒灰岩、生屑漂浮岩、亮晶生屑灰岩和亮晶似球粒生屑灰岩。滩前相岩石呈深褐色斑块状结构，岩石致密，生屑类型主要为底栖有孔虫和似球粒，含少量的棘皮类和双壳类，底栖有孔虫泥晶化程度较高，粒间胶结作用较强，分选磨圆较好。潟湖相岩芯呈浅黄褐色斑状致密结构，发育大粒径的生物碎片，泥质含量较高，呈漂浮结构，生屑类型主要为双壳类、棘皮类及大型底栖有孔虫。生屑滩岩石呈黄白色，生屑类型多样，颗粒分选较好，泥质含量较低，胶结程度较高。上覆棘屑滩以泥晶棘屑灰岩和泥晶生屑灰岩为主，岩芯呈浅黄白色，泥质含量较高，生屑主要为棘皮碎屑，岩石具泥粒结构。

长期暴露风化型层序是指海平面快速大幅度下降，地层长期暴露剥蚀，淋滤—风化作用形成大段的角砾岩带。该类型层序发育在SQ6，层序顶部界面为区域不整合面，是Mishrif组和Khasib组的分界面，在伊拉克南部油田范围内可进行良好追踪对比。长期暴露风化型层序可发育海侵体系域（TST）、高位体系域（HST）和低位体系域（LST）（图7）。

图  7  M油田Mishrif组长期暴露风化型层序

Figure 7.  The type of long period weathering and erosion of the Mishrif Formation in M oilfield

海侵体系域，海平面缓慢上升，沉积环境由SQ5层序顶部的厚层生屑滩演化为棘屑滩，后又上覆潟湖边缘坪和生屑滩。岩相序列为泥晶棘屑灰岩、含生屑细晶云岩、泥晶云质灰岩、泥晶灰质云岩、泥晶生屑灰岩。潟湖边缘坪形成于海平面低位时期，潟湖边缘暴露，发生混合白云化作用，白云石交代厚壳蛤和双壳等碎屑，岩石呈浅黄色，发育浅白色条纹。生屑滩以棘皮类、底栖有孔虫和双壳类为主，相比SQ5层序顶部生屑滩，该段沉积厚度较薄，泥质含量升高，上覆开阔浅海细粒沉积，最大海泛面处以海绵骨针等深水生物碎屑为主（图7）。高位体系域，海平面快速下降，沉积环境从深水沉积演变为台地边缘，主要发育生屑滩，后发育局限潟湖相。岩石呈浅黄色，发育钙质结核，以含生屑泥晶灰岩和生屑泥晶灰岩为主，多为粒泥结构，大粒径的厚壳蛤碎屑呈漂浮状于泥晶基质中。低位体系域是长期暴露风化型层序的重要特征，其形成归因于海平面大幅度的下降和地层长时间的暴露，淋滤作用和风化作用交替耦合形成角砾岩带。岩石呈浅灰色致密胶结状，泥质含量较高，颗粒组分发生溶蚀后又被方解石致密充填，岩石物性较差。

根据沉积环境水体能量和后期成岩改造对沉积物的影响，将储层划分为高能沉积型和低能成岩型两类。高能沉积型储层指发育在内缓坡浅滩、台内滩、中缓坡上部的滩前相储层，储层受沉积水体能量控制，沉积物原始物性较好。低能成岩型储层主要发育在中缓坡下部和外缓坡的开阔浅海环境和内缓坡潟湖环境，水体沉积能量较低，沉积物原始物性较差，但经过成岩作用改造后，储层物性得到提高。高能沉积型储层主要形成于海平面下降晚期和海平面上升早期，而低能成岩型储层主要发育在海平面上升晚期。层序界面对储层分布具有重要的控制作用，不同类型层序储层发育机制存在差异。

高能沉积储层厚度大，分布连续，储集层物性好，含油性高。研究区Mishrif油藏19口生产井中，所有的射孔层段均部署于高能沉积型储层，油气产量较高，单井平均日产油约4 200桶/天。海侵体系域，相对海平面上升速率通常远大于碳酸盐加积速率，碳酸盐岩缓坡发生淹没^[16]，无法营造良好的碳酸盐岩工厂，沉积厚度较小且泥质含量较高，难以形成大规模的连续储层。高位体系域早期，由于碳酸盐岩沉积的滞后性，海平面下降往往也难以发育大规模的储层，高位体系域晚期，水体环境开阔且深度较浅，水体扰动较强，往往能营造良好的碳酸盐岩工厂，碳酸盐岩产率达到最大，滩体可同时向潟湖和斜坡发生双向进积^[17]，沉积巨厚层的浅滩，为形成大规模的高能储层奠定物质基础。海平面下降若造成沉积物的短期暴露，淋滤溶蚀作用可有效地提高储层物性；若暴露时间较长，容易形成钙质胶结层，物性较差，可作为良好的隔挡层。不同层序构型因沉积相带、层序界面和暴露时间等因素不同，高能沉积型储层的分布规律存在显著差异。

SQ1、SQ2和SQ4：浅滩暴露型层序高能沉积储层主要发育在层序顶部，高位体系域晚期，储层以厚壳蛤滩、生屑滩和滩前相沉积为主，储层厚度较大且连续性较好（图8）。海平面下降造成滩体短暂暴露，强烈的溶蚀作用形成大量的粒间孔隙，有利于改善储层物性。浅滩暴露型层序是Mishrif组储层发育重要的层序类型，层序下部低能沉积可形成良好的遮挡层，有利于油层分层系开发。

图  8  伊拉克M油田Mishrif组层序旋回控制下的储层展布

Figure 8.  Favorable reservoir distribution under the sequence control of the Mishrif Formation in M oilfield, Iraq

SQ3：局限环境暴露型层序整体为中—低能沉积环境，层序内部高频旋回较多，储层以台内滩沉积为主。高位体系域早期发育多套高能沉积型储层（图8），储层厚度较薄，但横向连续性较好。高位体系域晚期，台内滩发生暴露，发生强烈的溶蚀作用和胶结作用，溶蚀作用形成的Ca²⁺受重力作用在下部聚集，且古潜水面潜流环境由于CO₂的脱气作用致使CaCO₃至过饱和并发生沉淀^[18]，形成胶结带。由于暴露时间较长，溶蚀带被剥蚀殆尽，仅残留一定厚度的胶结带，胶结带物性较差，可作为重要的隔挡层。

SQ5：浅滩未暴露型层序在高位体系域处于台地边缘环境，沉积水动力较强。海平面下降早期主要为滩前斜坡相和潟湖相储层，储层厚度较薄，连续性较低（图8）。而海平面下降晚期高能沉积型储层主要为生屑滩和滩前相组成的互层，储层厚度较大且横向连续性较好。滩前相由于其未发生暴露溶蚀，胶结作用较为严重，储层物性较差。生屑滩相储层古地貌较高，沉积水动力较强，发育弱溶蚀作用，粒间孔隙发育，有效地改善了储层物性。岩芯上生屑滩溶蚀特征不明显，铸体薄片上可与上覆的棘屑滩储层形成良好的对比。

SQ6：长期暴露风化型层序底部棘屑滩与SQ5生屑滩储层叠置发育。海平面上升早期，发育潟湖边缘坪储层，海平面上升晚期局部隆起发育生屑滩储层，规模较小，厚度较薄（图8）。高位体系域时期，高能沉积型储层主要发育于生屑滩，储层厚度大且分布稳定。低位体系域时期，长期风化暴露形成厚层角砾岩带，岩石胶结程度较高，连续性较好，物性较差，可作为重要的隔挡层。

不同层序地层单元高能沉积型储层平面非均质性存在差异。SQ1层序和SQ2层序高能沉积型储层为厚壳蛤滩和滩前沉积，发育范围广且分布均匀。SQ1层序储层厚度主体介于15~25 m，平均厚度为20 m，储层平面非均质性弱，研究区中东部和东北部厚度较大且变化平稳（图9a）。SQ2层序储层厚度主体介于15~25 m，平均厚度为19 m，工区总体平面非均质性弱，北部和中西部储层发育厚度较小，中东部储层厚度大，最大可达43 m，但厚度变化迅速，分布不稳定（图9b）。SQ3层序高能沉积型储层为台内滩沉积，储层累计厚度介于25~73 m之间，平均为50 m，储层厚度变化较为稳定，工区南部和西北部储层累计厚度相对较小，中东部储层累计厚度最大（图9c）。SQ4层序高能沉积型储层为生屑滩沉积，储层主体厚度介于10~30 m，平均厚度为18 m，储层分布非均质性强，整体表现为北厚南薄、东厚西薄特征，局部储层厚度大于35 m，但变化较快，呈“土豆状”孤立分布（图9d）。SQ5层序高能沉积型储层主要为生屑滩和滩前沉积，储层厚度铸体介于10~40 m，最大可达47 m，平均为27 m，工区中部呈南北向储层发育厚度较小，平面非均质性较强，储层整体呈斑状和条带状分布（图9e）。SQ6层序高能沉积型储层为生屑滩和棘屑滩沉积，储层累计厚度主体介于20~35 m，最大可达44 m，平面非均质性较强，储层呈南北向条带状展布，东西向呈现“三厚两薄”相间的格局（图9f）。

图  9  伊拉克M油田Mishrif组高能沉积型储层平面展布

Figure 9.  Plane distribution for the high⁃energy reservoir of the Mishrif Formation in M oilfield, Iraq

M油田Mishrif组储层不仅受海平面升降和沉积作用控制，而且受成岩作用改造，发育低能成岩型储层。该类储层主要形成于海平面上升晚期，沉积环境为安静低能的潟湖环境或开阔浅海环境。储层岩石类型主要为泥晶生屑灰岩、泥晶藻屑灰岩、藻屑泥晶灰岩、生屑泥晶灰岩、含生屑泥晶灰岩和泥晶灰岩。潟湖相储层原始物性通常较差，经成岩改造后，储层的孔隙度平均值没有变化，但储层的渗透率和微观孔隙结构得到一定程度改善（表1）。如Mishrif组潟湖相储层未扰动部分渗透率介于(0.1~62)×10^-3 μm²，平均为6.4×10^-3 μm²，经生物扰动改造的潟湖相储层渗透率介于(0.1~144)×10^-3 μm²，平均为8.0×10^-3 μm²，其孔喉结构参数和含油性也有所提高。

基于岩芯和铸体薄片资料分析，潟湖相沉积受生物扰动作用影响较为普遍，生物扰动与白云化作用紧密伴生（图10a~e）。生物扰动形成的通道为还原环境，氧化环境中富CO₂和含 S O 4 2 - 易将Mg²⁺绑定，抑制白云石的沉淀。CO₂的增加也促使碳酸盐岩的溶解，使Mg²⁺/Ca²⁺降低，难以云化^[19]。并且扰动通道中富集生物粘液或排泄物等有机物，有机质的富集为微生物和细菌的繁殖提供物质基础，还原细菌能够去除绑定Mg²⁺的 S O 4 2 - ，释放出Mg²⁺，促进白云化作用^[20⁃21]。此外，生物扰动通道中NH₃含量比较高，NH₃与水分子反映形成碱性环境，造成扰动通道中孔隙流体pH值升高，高pH增加了 H C O 3 - 的活性，直接促进了白云石的沉淀^[19]。白云化作用形成大量的晶间孔和晶间溶孔，有效地改善储层的物性。若生物扰动通道被生物碎屑颗粒充填，后期的溶蚀作用导致其形成大量的铸模孔和生物体腔孔，也可有效提高储层的孔隙度（图10f）。潟湖相储层厚度较小，横向连续性差，分布比较随机。生物扰动改善了沉积物的物性，提高了潟湖相储层发育比例，且潟湖相沉积厚度较大，占整个Mishrif组地层的近1/3，潟湖相储层可作为油田后期开发重要的接替型储层。

图  10  M油田Mishrif组潟湖相储层生物扰动作用特征

Figure 10.  Characteristics of bioturbation in a lagoon of the Mishrif Formation in M oilfield

低能成岩型储集层物性多为中孔低渗、特低渗型，储层厚度较小，连续性差。SQ1层序和SQ2层序低能环境主要指开阔浅海环境，水体深度较大，生物扰动作用较弱，低能成岩型储层发育厚度多小于3 m。SQ1层序工区中北部和南部发育厚度介于3~6 m，呈宽缓的条带状分布（图11a）。SQ2层序工区北部和中西部发育厚度较大，主体厚度大于6 m，呈宽缓的圆团状，但储层厚度变化幅度较大（图11b）。SQ3层序和SQ4层序低能环境主要指潟湖环境，生物扰动作用较强，低能成岩型储层较为发育。SQ3层序储层平均厚度为9 m，储层平面非均质性强，厚度变化范围介于0~28 m，工区南部发育程度较高，储层厚度多大于9m，而在工区中东部储层厚度多小于3 m（图11c）。SQ4层序储层主要呈南北向，呈宽缓的条带状稳定分布，储层厚度主要集中在4~9 m之间，平均厚度为8 m，局部储层厚度较薄，呈“土豆状”分布于工区中部和北部（图11d）。SQ5层序主要为低能环境。低能成岩型储层平面非均质性较强，储层厚度主体介于2~14 m，储层分布不稳定，工区中北部储层发育厚度多小于3 m，而东北部发育厚度较大，最大可达27 m。工区西南部、南部和中部储层多呈“土豆状”孤立分布（图11e）。SQ6层序低能环境主要为潟湖相和开阔浅海。储层呈南北向宽缓的条带状，厚度差异大但变化平缓，主体分布于3~10 m，平均为7 m。工区东部和西部发育厚度多大于6 m，而工区中部储层厚度较小，局部厚度小于3 m（图11f）。

图  11  伊拉克M油田Mishrif组低能沉积型储层平面展布

Figure 11.  Plane distribution of the low⁃energy reservoir from the Mishrif Formation in M oilfield, Iraq

（1） 基于岩芯、测井和铸体薄片资料，通过识别地层暴露面、岩性转换面和最大海泛面建立四级层序格架，将Mishrif组划分为6个四级层序。根据层序内部沉积环境，体系域类型、层序界面特征及暴露时间等因素，将层序构型划分为浅滩暴露型、局限环境暴露型、浅滩非暴露型和长期暴露风化型。浅滩暴露型层序以厚层台缘滩发生短期暴露溶蚀为特征；局限环境暴露型层序以发育薄层炭质泥岩和致密台内滩为特征；浅滩非暴露型层序界面为岩性转换面，生屑滩向上转变为棘屑滩；长期暴露风化型层序以发育厚层致密的风化角砾岩为特征。

（2） 层序构型对储层展布具有重要的控制作用，高能沉积型储层多形成于浅滩暴露型和浅滩非暴露型高位体系域晚期、局限环境暴露型层序高位体系域早期、长期暴露风化型层序海侵体系域早期和高位体系域晚期。临近层序界面的储层厚度较大、连续性高且储层物性好，层序内部形成的储层厚度较薄，发育规模较小。具有长期暴露特征的局限环境暴露型和长期暴露风化型层序顶部通常发育致密胶结带，可作为分层系开发良好的隔挡层。海侵体系域，与生物扰动作用相伴生的白云化作用有效地改善了潟湖或深水沉积物的物性，发育多套随机分布的低能成岩型储层。