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中东地区碳酸盐岩油藏储量和产量巨大,大多数已开发油田仍有巨大的开发潜力[1]。目前油藏开发多侧重于沉积水体能量较高的礁、滩相储集层[2⁃5],高能沉积虽然物性较好,但通常呈“甜点式”发育,储集层规模和油气储量有限。中东白垩系塞诺曼阶晚期,两伊地区（伊拉克和伊朗）发育大规模的局限环境。局限环境具有盐度偏高、水深浅、沉积能量低等特征,其生物类型、岩石类型、物性分布及地球物理特征等与开阔的高能环境差异显著。局限环境中发育大规模的储集层,蕴含了规模可观的油气资源,可作为油田开发上产和长期稳产的重要的支撑资源。相比礁、滩等高能沉积储层,局限沉积储层研究较少,储层地质认识程度低,制约了该类油气藏的有效开发。
M油田目前正处于开发上产阶段,油气多产自中白垩系Mishrif组,局限沉积厚度较大,储层特征典型。早期研究中涉及Mishrif组的层序、沉积和成岩等地质研究,厘清了层序旋回控制下沉积、成岩作用对岩石物性的影响,明确了生物碎屑灰岩储层特征及非均质性主控因素等[6⁃9],探讨了生物扰动作用表征方法及对储层改造机制,并对潟湖相储层成因机理进行研究[10⁃12]。然而,目前仍然存在以下问题：（1）早期研究受资料限制,认为局限环境仅指潟湖,随着资料补充和油藏开发实践,发现局限环境中还发育多种亚环境,各亚环境的沉积特征与潟湖差异较大；（2）早期研究认为局限环境沉积为厚层块状,储层物性普遍为中高孔、中低渗,而注水开发过程中,发现储层并非均质分布,储层物性空间上差异较大,缺乏储层空间展布规律研究；（3）早期以沉积相划分储层类型,区分性较差,导致不同储层具有相似渗流特征,同类储层却具有不同微观结构,各类储层空间上相互叠置,难以有效指导注水开发；（4）早期研究多注重粒间孔、铸模孔、晶间孔及生物体腔孔等孔隙,成岩作用也侧重于溶蚀作用,对基质微孔和泥晶化作用研究不足。
本文对中东M油田Mishrif组局限环境储层分类,厘清了各类储层成因和主控因素,明确了不同储层展布规律,深化认识了储层非均质性,为油藏开发方案优化调整、提高储量动用程度奠定了地质基础。
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M油田构造上属于美索不达米亚盆地构造前缘带（图1a）,毗邻扎格罗斯构造褶皱带[13]。油田为一近南北向长轴背斜,构造简单,主力油藏为白垩系Mishrif组,Mishrif组地层厚度约300 m,垂向上分为MCap、MA、MB1、MB2.1、MB2.2和MC段。油田自开发至今,共有6口井在Mishrif组取心（图1b）。油藏开发初期采用衰竭式开采,单井产量高,但油藏压力下降快,高产稳产期短,油气多产自高孔、高渗储层,储量动用不均衡。自油田实行注水开发后,注入水沿高孔、高渗储层快速推进,导致油井过早见水,开发上产面临巨大挑战。
图 1 伊拉克M油田构造地理位置和Mishrif组顶面构造图
Figure 1. Structure location of M oilfield in Iraq and structural map of the Mishrif Formation
白垩系Mishrif组发育于稳定的被动大陆边缘沉积环境[14],基于碳酸盐岩沉积微相研究,结合岩石结构组分特征和生物相特征,根据Wilson综合沉积模式和Flügel缓坡沉积模式[15⁃16],判定Mishrif组为碳酸盐岩缓坡环境,发育斜坡、障壁滩、滩前、潟湖、台内滩、潮道及潮上坪等沉积相[6⁃8]（图2）。斜坡环境发育于外缓坡,毗邻深水盆地,岩性多为泥晶灰岩或粒泥灰岩,生物碎屑主要为海绵骨针和介形虫等。障壁滩位于内缓坡,处于正常浪基面之上,水动力较强,以厚壳蛤灰岩和生屑颗粒灰岩为主。滩前位于中缓坡障壁滩的向海一侧,处于正常浪基面附近,以颗粒灰岩和泥粒灰岩为主,颗粒包括棘皮和底栖有孔虫等生物碎屑,还发育大量的似球粒,颗粒粒径较小,结构成熟度较高。潟湖发育于内缓坡障壁滩向陆一侧,整体处于正常浪基面之下,水动力强度较低,岩性包括泥晶灰岩、泥粒灰岩和粒泥灰岩,颗粒包括底栖有孔虫、绿藻类、腹足类、双壳类等生物碎屑,局部发育似球粒,生物扰动现象普遍。台内滩处于局限环境中的构造隆起,沉积能量较高,古地貌差异是台内滩发育的基础[17⁃19],岩性包括泥粒灰岩、粒泥灰岩和颗粒灰岩,生物碎屑主要为双壳类和底栖有孔虫。与障壁滩相比,台内滩含有泥晶,且缺乏厚壳蛤碎屑。潮道切割障壁滩,并延伸至潟湖,水体能量较高,以颗粒灰岩为主,颗粒为棘皮和小粒径的底栖有孔虫等,还包括大量的似球粒,颗粒结构成熟度较高。潮上坪位于潟湖向陆一侧,仅局部发育,岩性主要为灰质云岩,白云石晶体以粉晶为主,薄片中可见大量残留的双壳类碎屑。
图 2 M油田Mishrif组不同相带沉积特征
Figure 2. Sedimentary characteristics of different facies in the Mishrif Formation, M oilfield
中东地区在塞诺曼阶整体为温暖潮湿的气候环境[20],早期认为白云岩是埋藏环境下成岩作用的产物。然而,该套白云岩类地层厚度近8 m,白云石化程度比较均匀,埋藏环境下难以解释大量Mg2+的来源,且白云石粒径多小于200 μm,以细粉晶和粗粉晶为主,局部发育泥晶。研究区取心井中缺乏蒸发环境标志,但在邻区西古油田Mishrif组同期沉积中发育潮上坪,可见鸟眼构造等潮上坪标志[21⁃22]。综合分析认为研究区发育潮上坪,厚层白云岩类为准同生白云石化作用形成。
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斜坡和滩前与广海连通,水体开阔。潟湖、台内滩和潟湖边缘坪等均位于障壁滩向陆一侧,受障壁滩阻挡,与广海半连通或不连通,水体局限,潮道局部切割潟湖。早期油田处于开阔水体环境,晚期以局限环境为主,M油田中局限环境沉积厚度占整个Mishrif组地层厚度的44.3%,油气储量占Mishrif油藏储量的近50%,主要发育于MA、MB1段和MB2.1段上部（图3）。根据岩石结构组分、储层形成机理及主控因素将局限环境储层分为RT1（reservoir type 1）型、RT2（reservoir type 2）型和RT3（reservoir type 3）型。
图 3 M油田Mishrif组综合柱状图
Figure 3. Comprehensive column chart for Mishrif Formation, M oilfield
（1） RT1型储层发育于中高能沉积环境,原始物性较好,准同生期,大气淡水成岩环境下,溶蚀作用进一步提高储层物性。RT1型储层发育于潮道和台内滩。
（2） RT2型储层发育于低能环境,岩石泥质含量高,原始物性较差,储层发育主要受成岩作用控制,建设性成岩作用有效改善岩石物性,储集空间以次生孔隙为主,几乎不发育原生粒间孔。RT2型储层主要发育于潟湖环境。
（3） RT3型储层发育于台内滩环境,成岩作用改造强烈,以白云石化作用为主,方解石被白云石交代,原始组分几乎被完全改变,储集空间以晶间孔为主。RT3型储层发育于潮上坪。
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RT1型储层发育于潮道和台内滩环境：潮道以生屑颗粒灰岩为主,岩心呈浅黄褐色,颗粒感较强,发育交错层理和底部冲刷构造,局部强烈的溶蚀作用导致岩心呈蜂窝状；台内滩以泥粒灰岩和颗粒灰岩为主,岩心主体呈黄褐色,局部呈深褐色（图3）。RT2型储集层岩石类型主要为粒泥灰岩和泥粒灰岩,岩心呈黄褐色,局部为黄白色,含深褐色条带,岩心呈致密状,颗粒感较弱（图3）。RT3型储层以白云岩和云质灰岩为主,包括生屑细晶云岩,生屑云质灰岩,生屑泥晶云质灰岩等,岩心呈黄褐色,可见大量的黄白色条纹（图3）。
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不同类型储层物性分布范围差异显著（图4）。RT1型储层跨度范围较大,平均为19.4%,渗透率介于（0.1~2 297）×10-3 μm2,平均为85.6×10-3 μm2,发育少量中渗、高渗储层。RT2型储层孔隙度区间跨度较大,从低孔到高孔均有发育,平均为14.5%,而渗透率介于（0.1~62）×10-3 μm2,平均为3.0×10-3 μm2,以低渗和特低渗为主,少量为中渗。RT3型储层物性分布比较集中,主要为中孔、低渗,少量为高孔低渗和中孔特低渗,孔隙度介于11.3%~23.3%,平均为16.6%,渗透率介于（0.4~15）×10-3 μm2,平均为3.8×10-3 μm2。
图 4 M油田Mishrif组局限环境储层物性特征
Figure 4. Physical properties of restricted environment in the Mishrif Formation, M oilfield
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RT1型储层以粒间孔和粒间溶孔为主（图5a,b）,颗粒骨架主要为双壳类、棘皮类和底栖有孔虫等生物碎屑,底栖有孔虫的泥晶壳体被溶蚀,形成大量的微孔。粒间孔充填物主要有两种：一种是方解石,沿生屑颗粒等厚环边胶结,局部粒间孔隙被完全充填（图5c）,另一种充填物是泥晶,泥晶的来源可能是底栖有孔虫壳体发生泥晶化作用（图5d）,泥晶中发育大量的微孔（图5e,f）。整体来看,RT1型储层的孔隙直径差异较大,孔隙的连通性较好。
图 5 局限环境中RT1型储层孔隙特征
Figure 5. Pore characteristics of reservoir type 1 (RT1) in restricted environment
RT2型储集层发育基质微孔、铸模孔、生物体腔孔及少量的晶间孔。基质微孔半径通常小于0.5 μm,肉眼无法识别,染色的铸体薄片中呈暗绿色（图6a,b）。基质微孔在准同生环境下对孔隙度的贡献较大,但随着埋藏压实作用,基质微孔的体积大幅减小,喉道极易被堵塞并丧失渗流能力,且微孔的毛细管压力太大,常温常压下,流体难以发生自由流动。铸模孔主要形成于双壳类和藻类生物碎屑,双壳类铸模孔中无充填物,可通过孔隙形态和残留双壳类来推断生物碎屑类型（图6c）,藻类铸模孔中含有斑点状的充填物,这是藻类本身难溶的孢粒,也是识别藻类铸模孔的重要标志（图6d）。生物体腔孔主要发育于底栖有孔虫和腹足类生屑,底栖有孔虫壳壁为泥晶,生屑轮廓保存比较完整,易于识别（图6e）,腹足类体腔孔中含有泥晶团块,呈“眼球状”,形态特征明显（图6f）。
图 6 局限环境中RT2型储层孔隙特征
Figure 6. Pore characteristics of reservoir type 2 (RT2) in restricted environment
RT3型储层主要发育晶间孔,局部发育晶间溶孔和微孔（图7a~c）,白云石晶体自形程度较高,颗粒分选较好,晶体粒径多介于10~100 μm,以细粉晶为主,含少量粗粉晶,可见双壳等交代残余的生物碎屑,生屑破碎程度较高,粒径较小,分选较好。晶间孔半径主体介于10~40 μm,晶间溶孔半径通常小于50 μm。
图 7 局限环境中RT3型储层孔隙特征
Figure 7. Pore characteristics of reservoir type 3 (RT3) in restricted environment
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RT1型储层孔喉结构主要分为两类,颗粒灰岩储层排驱压力介于1~10 psi,孔喉以中喉和大喉为主,且孔喉分布呈现双模态特征（图8a红线）,泥粒灰岩储层排驱压力介于10~100 psi,孔喉半径主体介于0.1~1.0 μm,以中喉偏粗型为主,喉道分布曲线呈单模态宽峰型,喉道分选中等偏差（图8a蓝线）。RT2型储集层排驱压力多大于100 psi,孔喉半径主体介于0.1~1.0 μm,以中喉偏细型为主,喉道分布曲线呈单模态宽峰型（图8b）。RT3型储层排驱压力介于10~100 psi,喉道半径介于0.1~1.0 μm,以中喉偏粗型为主,分选较好,喉道分布曲线呈单模态窄峰型（图8c）。
图 8 局限环境中各类储层孔喉典型特征
Figure 8. Pore throat characteristics of diagenetic reservoir in restricted environment
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局限环境主要在MB2.1段上部、MB1段和MA段发育（图9）。MB2.1段上部储层类型包含RT1型和RT2型,两种储层厚度较大,RT1型储层最大厚度可达10 m,RT2型储层厚度最大可达20 m,分布比较稳定,空间上呈互层状,两类储层之间通常发育隔夹层。MB2.1段上部隔夹层厚度较大,分布比较稳定。MB1段以RT2型储层为主,局部发育RT1型储层。RT2型储层厚度差异较大,从1.5 m到20 m不等,累计厚度较大,平面分布不稳定,储层空间展布呈“迷宫状”,储层内部隔夹层发育频率较高,隔夹层厚度介于1.5~10 m,最厚可达30 m。RT1型储层多呈孤立状分布,厚度介于3~12 m,展布范围较小,空间上与RT2型储层或与隔夹层相叠置,垂向非均质性强。MA段储层类型较多,包含RT1型、RT2型和RT3型,隔夹层介于不同类型储层之间。RT1型储层厚度较大,但多孤立分布,储层互相叠置可形成一定规模。RT2型储层发育规模较大,最厚可达25 m,且平面分布比较稳定。RT3型储层仅局部发育,厚度介于1~8 m。总体来看,局限环境中RT2型储层发育规模最大,RT1型储层规模次之,RT3型储层规模最小。但RT2型储层内部隔夹层发育频率较高,空间分布不稳定,储层非均质性较强。
图 9 局限环境储层展布特征
Figure 9. Distribution of reservoir properties in restricted environment
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准同生期成岩作用主要为白云石化和泥晶化作用,潟湖中普遍发育生物扰动构造,生物潜穴与围岩具有不同的结构组分和化学环境,在埋藏期潜穴发生物理化学反应。白云石化作用是RT3型储层的主要成因,强烈的白云石化作用导致原岩结构被破坏,仅残留少量的双壳类生屑,显示其形成于中高能环境,推断局限环境中RT3型储层可能形成于台内滩。上白垩统塞诺曼阶—早土伦阶,阿拉伯板块东北缘处于北半球靠近赤道的位置,属于热带—亚热带温暖湿润的气候环境,且研究区位于浅水缓坡台地,主要受波浪作用影响,蒸发作用较弱[20]。残留生屑和自形晶体指示白云石来源于交代作用。综合分析认为,在Mishrif组上部,海平面下降,环潟湖的构造隆起暴露,发育大气淡水透镜体,潮道连通了广海和潟湖,使局限环境水体半咸化,当水体离子浓度对白云石饱和但对方解石不饱和时,方解石被交代,形成厚层白云岩储层。
准同生期泥晶化作用造成生屑颗粒逐步“土壤化”[23],形成泥晶。泥晶化作用最为强烈是底栖有孔虫类,尤其是马刀虫属、圆笠虫属和栗孔虫最为普遍（图10a~c）。泥晶化的壳体遭受淋滤溶蚀,微孔的规模会不断扩大。准同生环境下,若大气淡水冲刷强烈,泥晶化的壳壁会被打碎,散落的泥晶分布于粒间孔隙中（图5e,f）,这也是高能RT1型储层颗粒间泥晶的主要来源。基质微孔形成后,由于微观结构的非均质性,流体会优先沿着渗流阻力小的方向运移,形成优势渗流通道,随着流体的不断运移,优势渗流通道的溶蚀程度较强,生屑和泥晶均会遭受强烈溶蚀,形成大量孔隙,而围岩区域则溶蚀程度较弱（图10d）。
图 10 RT2型储层基质微孔特征
Figure 10. Matrix⁃host microspores in reservoir type 2 (RT2)
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大气淡水环境下发生溶蚀作用和胶结作用。潮道和台内滩中的生屑被溶蚀形成粒间孔,溶蚀作用是造成RTI型储层高孔、高渗的重要成因。RT2型储层中发生选择性溶蚀作用形成铸模孔和生物体腔孔。文石质或高镁方解石质的灰泥发生新生变形,转化为低镁方解石的泥晶,化学性质变得稳定。生屑多为文石质和高镁方解石质,少量为低镁方解石质。生屑呈离散状分布于泥晶中,大气淡水环境下,溶蚀性流体沿着基质微孔运移,流体对泥晶饱和但对生屑不饱和,发生选择性溶蚀。值得注意的是,溶蚀作用和胶结作用常相互伴生,胶结作用形成化学性质稳定的低镁方解石,且流体中的Ca2+含量越高,胶结作用越强烈。RT1储层中可见等轴粒状的胶结物环生屑边缘分布,虽然占据一定孔隙体积,但对孔隙的连通性影响较小（图5）。生物体腔孔或铸模孔形成后,内部也可见少量的方解石（图6e,f）。若胶结作用比较强烈,铸模孔和生物体腔孔会被方解石致密充填（图10e,f）。
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埋藏环境下主要发生压实作用和埋藏白云石化。RTI型储层生屑颗粒含量高,RT3型储层白云石抗压实能力强,压实作用对此两种储层的物性影响较小。RT2型储层泥晶含量高,岩石抗压强度低,压实作用导致孔隙体积减小、喉道缩小,大幅降低了储层物性。研究区埋藏白云石化作用主要发生在RT2型储集层,泥晶中发生埋藏白云石化作用,若白云石晶体呈零星状分布于基质中,则对岩石物性的影响较小。若埋藏白云石比较充分,泥晶或生屑颗粒发生交代,白云石晶体增加,残留泥晶中可见大量微孔。随着白云化作用持续进行,灰质组分最终被白云石完全交代,发育晶间孔。
生物潜穴中也发生埋藏白云石化作用。沉积期潜穴中若充填了生物新陈代谢产生的有机质,有机质被快速埋藏保存下来,埋藏环境下,生物潜穴中还原环境和碱性条件有利于发生白云化作用[24⁃25]。埋藏阶段白云石化通常形成于封闭的成岩环境,由于Mg2+半径较小,白云石的摩尔体积比方解石或文石都要小[26],发生等摩尔交代后,白云石颗粒之间形成大量的晶间孔。潜穴中以自形程度较好的细晶白云石为主,偶见交代后的残余生屑（图11a）,潜穴晕中含有少量的白云石晶体,晶体粒径较小,白云化作用不充分（图11b）,基底保留了原始结构,未发生白云石化（图11c）。
图 11 M油田Mishrif组生物潜穴中白云石化
Figure 11. Dolomitization in burrow in the Mishrif Formation, M oilfield
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沉积作用控制了储层的结构组分和原始物性,导致RTI型储层和RT2型储层具有不同的颗粒含量、生物碎屑类型和孔隙类型。高能沉积环境是RT1型储层发育的主控因素,沉积水动力强,颗粒组分含量高,岩石结构成熟度高,储层多呈颗粒支撑结构或泥粒结构,泥质含量低,发育粒间孔,孔隙的连通性较好,岩石的原始物性较好,成岩流体更容易渗入岩石内部,发生成岩作用。RT2型储层沉积水动力弱,结构成熟度低,泥晶含量高,原生孔隙主要为微孔,微孔在埋藏压实过程中保存程度较低,导致RT2储层最终的储集空间以次生孔隙为主。
层序旋回控制了沉积演化,还对准同生成岩环境具有重要影响,层序旋回是影响储层空间分布的主要因素。Mishrif组中发育3个三级层序（层序Ⅰ~层序Ⅲ）[27]和6个四级层序（SQ1~SQ6）[6],局限环境主要发育于SQ3~SQ6。整体来看,局限环境中以RT1型储层和RT2型储层为主,两者交替式发育,且随着海平面的下降,RT2型储层厚度降低,RT1型储层厚度增大。RT3型储层仅在SQ5层序顶部发育。海平面上升半旋回,沉积环境以低能沉积环境为主,海平面下降半旋回,沉积水动力不断增强,岩石颗粒组分增高,沉积相带发生迁移演化,低能沉积演变为高能沉积,且海平面的持续下降导致地层从海水成岩环境演化为大气淡水环境,高能沉积发生溶蚀作用和胶结作用形成RT1型储层,低能沉积发生泥晶化作用、选择性溶蚀及胶结作用等形成RT2型储层。在多期四级层序控制下,不同类型的储层频繁变化,垂向上相互叠置。不同层段的局限环境存在显著差异,MB2.1段对应于SQ3层序,发育潟湖和台内滩,受海平面变化控制,以两期RT1型和RT2型储层互层为主,且自下而上RT1型储层厚度增大。MB1段对应SQ4层序和SQ5层序中下部,发育潟湖、台内滩和潮道,局部发育小规模的开阔环境,受海平面升降旋回控制,以大范围的RT2型储层为主,MB1顶部为厚层的RT1型储层。MA对应SQ5层序顶界面和SQ6层序,发育潮上坪,潟湖和台内滩,受海平面升降旋回和层序界面影响严重,SQ5层序界面处发育RT3型储层,SQ6层序顶界面也是二级层序不整合面,地层剥蚀厚度较大,界面处为RT2型储层,层序内部为RT1型和RT2型储层互层。
综上,将不同类型储层的储层特征和主控因素汇总如表1所示。
表 1 M油田Mishrif组局限环境储层特征
Table 1. Reservoir characteristics in restricted environments of Mishrif Formation, M oilfield
储层类型 沉积环境 岩石类型 物性 孔隙类型 孔喉特征 成岩作用 分布层段 RT1型 潮道、台内滩 颗粒灰岩泥粒灰岩 孔隙度跨度大,平均19.4%,渗透率介于（0.1~2 297）×10-3 μm2,平均为85.6×10-3 μm2 粒间孔、 粒间溶孔为主 颗粒灰岩以中喉和大喉为主,呈双模态,泥粒灰岩主体介于0.1~1 μm,以中喉偏粗型为主,呈单模态宽峰型 溶蚀作用和胶结作用为主 MB2.1段上部MB1段局部发育、MA段下部和上部 RT2型 潟湖 粒泥灰岩泥粒灰岩 孔隙度区间跨度较大,平均14.5%,渗透率介于（0.1~62）×10-3 μm2,平均3.0×10-3 μm2,以低渗和特低渗为主 微孔、铸模孔、 生物体腔孔, 少量晶间孔 孔喉主体介于0.1~1 μm,以中喉偏细型为主,喉道分布曲线呈单模态宽峰型 泥晶化作用、选择性溶蚀、埋藏白云石化 MB2.1段上部、MB1段 MA段中部 RT3型 潮上坪 白云岩类云质灰岩 主要为中孔低渗,孔隙度介于11.3%~23.3%,平均16.6%,渗透率介于（0.4~15）×10-3 μm2,平均3.8×10-3 μm2 晶间孔为主, 局部发育微孔 喉道半径介于0.1~1 μm,以中喉偏粗型为主,分选较好,喉道分布曲线呈单模态窄峰型 准同生白云石化 MA段中下部 -
RT1型储层形成于中高能沉积环境,颗粒以双壳类、底栖有孔虫和少量的棘皮类为主,原始粒间孔发育（图12a）。准同生环境/海水成岩环境下,壳体边缘发生泥晶化作用形成泥晶套,少量双壳泥晶化严重,整个壳体均被泥晶化。底栖有孔虫内部软体组织发生腐烂降解,形成大量的生物体腔孔。海水胶结作用形成大量的文石质针状方解石,方解石环颗粒边缘或在有孔虫体腔孔中分布（图12b）。大气淡水环境下,岩石发生暴露淋滤,准同生期形成的针状方解石胶结物化学性质不稳定,在该时期全部溶蚀。流体的溶蚀性较强,双壳类也遭受溶蚀,壳体边缘形成锯齿状或港湾状。底栖有孔虫泥晶套在大气淡水环境下也遭到一定程度的破坏,形成散落在粒间孔中的泥晶,完全泥晶化的双壳遭受溶蚀后发育少量的微孔。强烈的溶蚀造成流体中的Ca2+浓度升高,并伴生胶结作用,形成等轴粒状的低镁方解石,方解石首先沿生屑环边胶结,并逐渐向孔隙中扩展（图12c）。埋藏环境下,方解石和生屑抗压实作用较强,孔隙降低幅度较小,少量生屑轻度压实变形。深埋藏期,粒间孔中沉淀少量的粗晶方解石,对孔隙具有一定的充填（图12d）,最终形成铸体薄片中的结构组分（图12e~g）。整体来看,成岩过程中,溶蚀作用和胶结作用相互伴生,成岩过程中孔隙的增加有限,RT1型储层的储集空间主要来源于沉积期的粒间孔。
图 12 局限环境中RT1型储层发育模式
Figure 12. Development mode of reservoir type 1 （RT1) in restricted environment
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RT2型储层发育于低能沉积环境,泥晶含量高,原生孔隙以微孔为主,生屑主要为双壳类、底栖有孔虫和藻类,通常发育生物潜穴,潜穴中充填了生物新陈代谢产生的有机质（图13a）。准同生环境下,生屑边缘发生泥晶化作用形成薄层的泥晶套,底栖有孔虫软体组织腐烂降解形成生物体腔孔,海水胶结形成少量的文石质针状方解石充填于生物体腔孔中（图13b）。大气淡水环境下,早期形成的针状方解石被溶蚀,双壳类和藻类发生溶蚀形成铸模孔,藻屑铸模孔中残留抗溶蚀能力较强的孢粒,溶蚀形成的饱和流体发生胶结作用,形成低镁方解石,底栖有孔虫生物体腔孔被严重充填,仅残留少量的体腔孔,方解石还充填新形成的铸模孔,沿铸模孔内边缘发育少量的等轴粒状方解石（图13c）。埋藏环境下,泥晶抗压实强度降低,压实作用下岩石体积大幅缩小,各种生屑发生变形,随着埋藏深度的增加,泥晶和生物潜穴中发生埋藏白云石化,泥晶中白云石化程度较低,形成的白云石离散分布于泥晶中。潜穴中富含有机质,营造了有利于白云石化的碱性环境和化学条件,白云石化程度较高,发育晶间孔（图13d）, 最终形成铸体薄片中的结构组分特征（图13e~g）。整体来看,RT2型储层原生孔隙主要为基质微孔,但在埋藏压实作用后,微孔体积大幅减小,连通性降低,铸模孔、残留的生物体腔孔和潜穴中的晶间孔是RT2型主要的储集空间。
图 13 局限环境中RT2型储层发育模式
Figure 13. Development mode of reservoir type 2 (RT2) in restricted environment
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RT3型储层形成于中高能环境,生屑颗粒以双壳类为主,发育粒间孔隙,局部含有泥晶（图14a）。准同生环境下,发生强烈的白云石化作用,白云石交代生屑和泥晶,双壳结构被破坏,残留少量的碎屑,粒间孔转变为晶间孔,泥晶中也分布大量的白云石（图14b）。大气淡水环境下发生淋滤溶蚀,残留的生物碎屑和泥晶发生溶蚀,形成少量的晶间溶孔（图14c）。埋藏过程中,白云石的抗压实能力较强,压实作用对晶间孔的影响较小,岩石基本保留了早成岩期的结构组分和孔隙（图14d）。整体来看,RT3型储层原生粒间孔保留程度较低,晶间孔主要发育于准同生成岩环境,大气淡水环境下进一步提高了孔隙体积。
图 14 局限环境中RT3型储层发育模式
Figure 14. Development mode of reservoir type 3 (RT3) in restricted environment
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（1） M油田Mishrif组局限环境发育RT1型、RT2型和RT3型储层,RT1型储层以颗粒灰岩为主,高孔、高渗储层发育比例高,孔隙以粒间孔和粒间溶孔为主,孔喉以中喉和大喉为主,储层发育程度较高且分布较稳定。RT2型储层以泥粒灰岩和粒泥灰岩为主,孔隙度分布区间较宽,渗透率以低渗、特低渗为主,孔隙以微孔、铸模孔和生物体腔孔为主,喉道多为中喉偏细型,储层发育程度最高,但非均质性较强。RT3型储层以白云岩或云质灰岩为主,物性为中孔、低渗,以晶间孔为主,喉道为中喉偏粗型,发育规模较小。
（2） 局限环境储层受沉积作用、成岩作用和层序旋回控制：沉积作用主要控制了岩石原始结构组分,是RT1型储层发育的主控因素；成岩作用中选择性溶蚀作用形成铸模孔和生物体腔孔,生物潜穴中发生埋藏白云石化形成少量的晶间孔；海平面下降造成中高能台内滩发生准同生白云石化作用形成RT3型储层。
（3） 局限环境中不同储集层互相叠置,RT2型储层虽然发育规模大,但该储层为中高孔、中低渗,且内部夹层发育频率高,单层厚度较小,开发难度较大。RT1型储层物性较好,与RT2型储层具有较大的渗透率级差,可形成潜在的“高渗透条带”。
Reservoir Types, Characteristics and Genesis in Restricted Environment in Mishrif Formation, M Oilfield in Middle East
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摘要: 目的 中东M油田白垩系Mishrif组局限环境储层复杂且对储层非均质性认识不足,制约了该类油藏的有效开发,亟需明确局限环境中储层特征、展布规律及非均质性主控因素。 方法 综合岩心、铸体薄片、物性及压汞实验等数据,根据储层结构组分和地质成因划分储层类型,通过数理统计和连井对比,明确不同储层岩石物理特征,刻画储层空间展布规律,基于层序地层学和沉积学理论,阐明局限环境储层特征主控因素,建立不同储层的发育模式。 结果 Mishrif组局限环境中发育三种类型储层（RT1类、RT2类和RT3类）：RT1类储层为高能沉积和准同生溶蚀作用叠加而形成,发育于潮道和台内滩,岩性主要为颗粒灰岩,物性以中高孔、中高渗为主,储集空间以粒间孔和粒间溶孔为主,储层发育规模较大且分布较稳定,是油藏开发首选的目标储层；RT2类储层为低能沉积和准同生溶蚀作用叠加而形成,发育于潟湖环境,岩性包括含粒泥灰岩、粒泥灰岩和泥粒灰岩,物性以中高孔、中低渗为主,原生粒间孔不发育,储集空间以基质微孔、铸模孔和晶间孔为主,储层发育规模最大,但单层厚度薄,夹层发育频率高,开发难度大；RT3类储层为高能沉积和准同生白云石化作用叠加而形成,发育于台内滩,岩性多为白云岩类,物性以中高孔、中低渗为主,储集空间主要为晶间孔,仅在Mishrif组上部局部发育。 结论 RT1类储层主要受沉积作用控制,沉积作用控制了储层的原始结构组分,准同生溶蚀进一步改善了储层物性；RT2类储层沉积水动力较弱,原始物性较差,成岩作用是储层发育的主控因素,孔隙主要形成于大气淡水环境下的选择性溶蚀作用；RT3类储层原始结构组分破坏严重,局部残留的生物碎屑指示其形成于中高能沉积环境,储层形成于准同生白云石化作用。不同类型储层空间上相互叠置,导致局限环境储层具有较强的非均质性。Abstract: Objective The restricted environment reservoir of Cretaceous Mishrif Formation in M oilfield in the Middle East is complicated and the understanding of reservoir heterogeneity is insufficient, which restricts the effective development of this type of reservoir. Therefore, reservoir characteristics, distribution and main controlling factors of heterogeneity in restricted environment were studied. Methods Based on the data of core, cast thin section, physical properties and mercury intrusion experiment. Through mathematical statistics and well correlation, the petrophysical of different reservoirs are clarified and the spatial distribution is described. The main controlling factors of reservoir characteristics in restricted environment are explained, and the origin models of different reservoirs are established. Results Three types of reservoir were found in the restricted environment, designated as reservoir types 1, 2 and 3. Type 1 reservoirs were developed in high-energy depositional environments （tidal channels, intra-platform shoals etc.） and underwent quasi-contemporaneous dissolution. These reservoirs comprise mainly grainstone with medium-to-high porosity and medium-to-high permeability. The reserve space is mainly composed of intergranular pores and dissolution pores. It is the preferred target type for reservoir development, as it is present on a huge scale with stable distribution. Type 2 reservoirs were mainly developed in high-energy depositional environments such as lagoons, and experienced dissolution in the quasi-contemporaneous period. These reservoirs include grain-bearing limestone, wackestone and packstone with mainly medium-to-high porosity and medium-to-low permeability. No primary intergranular pores are developed, and the reserve space consists of matrix-host micropores, mddic pores and intercrystalline pores. This type of diagenetic reservoirs are present on the largest scale, but they are in the form of thin layers with highly frequent interlayers, and development would be difficult. Type 3 reservoirs were formed in intra-platform shoals and experienced quasi-contemporaneous dolomitization. They are mostly dolomite with medium-to-high porosity and medium-to-low permeability. Reservoir type 3 are small in scale and are only locally developed in the upper part of the Mishrif Formation. Conclusions The study concluded that the genesis of reservoir type 1 was mainly controlled by sedimentation, which controlled the original structural components of the rock and in turn controlled the type and intensity of diagenesis in the quasi-contemporaneous period. Type 2 reservoirs exhibit weakly sedimentary hydrodynamic conditions and no primary intergranular pores are developed. Their reservoir spaces are mainly the result of constructive diagenesis such as selective dissolution. Type 3 reservoirs have undergone greater diagenetic re-formation and severe damage to the original structural components. The content of local residual biological debris indicates that type 3 reservoirs were formed in a medium-to-high energy sedimentary environment, with mixed dolomitization.
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Key words:
- restricted environment /
- Mishrif Formation /
- reservoir genesis /
- sedimentary /
- diagenesis
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图 1 伊拉克M油田构造地理位置和Mishrif组顶面构造图
Figure 1. Structure location of M oilfield in Iraq and structural map of the Mishrif Formation
图 2 M油田Mishrif组不同相带沉积特征
Figure 2. Sedimentary characteristics of different facies in the Mishrif Formation, M oilfield
图 3 M油田Mishrif组综合柱状图
Figure 3. Comprehensive column chart for Mishrif Formation, M oilfield
图 4 M油田Mishrif组局限环境储层物性特征
Figure 4. Physical properties of restricted environment in the Mishrif Formation, M oilfield
图 5 局限环境中RT1型储层孔隙特征
Figure 5. Pore characteristics of reservoir type 1 (RT1) in restricted environment
图 6 局限环境中RT2型储层孔隙特征
Figure 6. Pore characteristics of reservoir type 2 (RT2) in restricted environment
图 7 局限环境中RT3型储层孔隙特征
Figure 7. Pore characteristics of reservoir type 3 (RT3) in restricted environment
图 8 局限环境中各类储层孔喉典型特征
Figure 8. Pore throat characteristics of diagenetic reservoir in restricted environment
图 9 局限环境储层展布特征
Figure 9. Distribution of reservoir properties in restricted environment
图 11 M油田Mishrif组生物潜穴中白云石化
Figure 11. Dolomitization in burrow in the Mishrif Formation, M oilfield
图 12 局限环境中RT1型储层发育模式
Figure 12. Development mode of reservoir type 1 （RT1) in restricted environment
图 13 局限环境中RT2型储层发育模式
Figure 13. Development mode of reservoir type 2 (RT2) in restricted environment
图 14 局限环境中RT3型储层发育模式
Figure 14. Development mode of reservoir type 3 (RT3) in restricted environment
表 1 M油田Mishrif组局限环境储层特征
Table 1. Reservoir characteristics in restricted environments of Mishrif Formation, M oilfield
储层类型 沉积环境 岩石类型 物性 孔隙类型 孔喉特征 成岩作用 分布层段 RT1型 潮道、台内滩 颗粒灰岩泥粒灰岩 孔隙度跨度大,平均19.4%,渗透率介于（0.1~2 297）×10-3 μm2,平均为85.6×10-3 μm2 粒间孔、 粒间溶孔为主 颗粒灰岩以中喉和大喉为主,呈双模态,泥粒灰岩主体介于0.1~1 μm,以中喉偏粗型为主,呈单模态宽峰型 溶蚀作用和胶结作用为主 MB2.1段上部MB1段局部发育、MA段下部和上部 RT2型 潟湖 粒泥灰岩泥粒灰岩 孔隙度区间跨度较大,平均14.5%,渗透率介于（0.1~62）×10-3 μm2,平均3.0×10-3 μm2,以低渗和特低渗为主 微孔、铸模孔、 生物体腔孔, 少量晶间孔 孔喉主体介于0.1~1 μm,以中喉偏细型为主,喉道分布曲线呈单模态宽峰型 泥晶化作用、选择性溶蚀、埋藏白云石化 MB2.1段上部、MB1段 MA段中部 RT3型 潮上坪 白云岩类云质灰岩 主要为中孔低渗,孔隙度介于11.3%~23.3%,平均16.6%,渗透率介于（0.4~15）×10-3 μm2,平均3.8×10-3 μm2 晶间孔为主, 局部发育微孔 喉道半径介于0.1~1 μm,以中喉偏粗型为主,分选较好,喉道分布曲线呈单模态窄峰型 准同生白云石化 MA段中下部 
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