伊拉克H油田上白垩统Hartha组孔隙型碳酸盐岩储层成岩相特征及地质建模

吕 洲，杜 潇，王友净，张 杰，李 楠，王 鼐，王 君，洪 亮，郝晋进

1 中国石油勘探开发研究院；2 中国石油杭州地质研究院；3 中国石油勘探开发研究院西北分院

0 前 言

成岩相研究是储层描述与表征的关键环节。成岩相的概念是邹才能等［1］系统提出的，成岩相是构造、流体、温压等条件对沉积物综合作用的结果，是表征储集体性质、类型和优劣的成因标志。在孔隙型碳酸盐岩储层表征过程中，成岩相是储层质量的主控因素，可用于研究储层形成机理、空间分布和定量评价。相应地，成岩相的地质建模也是孔隙型碳酸盐岩储层地质建模中的核心步骤，对后续的岩石类型、储层属性建模起到控制作用，直接影响了优质储层展布的表征精度。国内外学者基于岩心观察、薄片鉴定、岩心实验等手段，在一维的岩心尺度上，对成岩作用类型、成岩期次及演化、成岩作用对储层物性的影响方面作了大量研究［1-6］，提出了扩容性和致密化两大类成岩相类型，用于划分不同成岩作用的组合。随着研究的深入，基于核磁测井等特殊测井的成岩相测井解释、利用神经网络进行岩心标定下的常规测井曲线神经网络学习的研究，推动成岩相研究向二维测井尺度定量表征发展［7-16］。而在三维地质建模领域，成岩相的空间发育特征需要在成岩相特征一维和二维描述的基础上，研究成岩相发育的主控因素，并将地质认识与地质统计学算法相结合，使用地震属性、层序特征等作为空间约束条件，完成成岩相的地质建模［17-20］。

本次研究以伊拉克H油田上白垩统Hartha组孔隙型碳酸盐岩储层为研究对象，为解决储层非均质性强、孔隙类型差异显著和微观孔隙结构复杂等问题，从成岩作用的角度，解释了孔隙性生物碎屑灰岩储集性能产生明显差异的原因，完成了岩心成岩作用表征、成岩相划分及孔喉特征分析、成岩相测井响应及神经网络学习、成岩相空间约束条件分析及地质建模等研究工作。研究成果为孔隙性生物碎屑灰岩成岩相表征与建模提供了方法与实例。

1 研究区地质特征

1.1 区域地质背景

H油田位于伊拉克东南部的美索不达米亚盆地前渊带南部（图1a），是一个以北西—南东向的背斜为构造、以生物碎屑碳酸盐岩为主要储层的巨型油田。自晚二叠世至晚白垩世，美索不达米亚盆地接受了较厚的以碳酸盐为主的缓坡—台地相沉积，具有碳酸盐缓坡与碳酸盐台地交互发育的特征。上白垩统Hartha 组的沉积开始于狭窄、蒸发的盆地，在晚白垩世随着盆地缓慢下沉而形成缓坡相碳酸盐沉积，直到演变为深水环境开始盆地相的Shirani⁃sh 组泥灰岩沉积而结束［21］。

1.2 层序地层

Hartha 组是伊拉克东南部地区坎潘阶上部的主要地层（图1b），其底部与下伏Sadi 组为平行不整合接触，顶部与上覆Shiranish 组整合接触。Hartha组由2 个三级层序组成，发育2 个向上变浅旋回。沉积环境为碳酸盐缓坡，主要储层为内缓坡相的碳酸盐岩。Hartha组以石灰岩为主，普遍存在不同程度的白云石化。研究区Hartha 组发育上下2套岩性地层单元，为HA层和HB 层，上部HA层平均厚度约为15 m，是H油田的主要产油层位之一。

图1 研究区构造位置和地层单元划分Fig.1 Tectonic location and stratigraphic unit division of the study area

1.3 岩石学特征

研究区HA 层以颗粒灰岩和泥粒灰岩为主，底部发育部分粒泥灰岩。颗粒以生物碎屑为主，颗粒间被灰泥充填，含少量亮晶方解石，生物碎屑由厚壳蛤、底栖有孔虫、棘皮类组成。泥粒灰岩中的生物碎屑包括双壳类、棘皮类、软体类和绿藻类，以及少量浮游有孔虫。粒泥灰岩的主要成分为泥晶，含少量生物碎屑、介壳或内碎屑等颗粒，颗粒含量较低。HB 层以粒泥灰岩和泥灰岩为主，不含或含少量生物碎屑。

1.4 沉积相特征

由岩性和生物组合所指示的沉积环境表明，研究区HA 层沉积期的水体能量普遍较低，处于正常浪基面附近或以下，沉积环境局限程度较高，盐度比正常海水稍高，但局部也发育水体能量较高的滩相环境。由取心井所揭示的岩性和生物类型组合显示，HA 层发育内缓坡滩相，根据水动力差异可分为两类：一类是强水动力条件下沉积的以厚壳蛤、棘皮类为主要颗粒的高能滩相；另一类是水动力中等条件下的以有孔虫为主要颗粒的低能滩相，滩和潟湖—潮下带粒泥灰岩频繁交互。HB 层发育中、外缓坡粒泥灰岩和泥灰岩。

1.5 储层物性

据HA层样品实测数据统计：研究区目的层段孔隙度主要分布在10%~22%范围，平均值为16.7%；渗透率主要分布在（0.1~3 445）×10-3μm2范围。由储层孔隙度—渗透率交会图可见（图2），高孔隙度段储层渗透率出现了显著的差异性：相同孔隙度条件下，渗透率极差超过100倍。如何通过成岩相划分，建立岩石类型并精确表征孔渗关系差异是储层研究和地质建模的关键［22-26］。

图2 伊拉克H油田Hartha组HA层孔隙度-渗透率交会图Fig.2 The porosity-permeability crossplot of HA layer of Hartha Formation in H Oilfield,Iraq

2 成岩相特征

2.1 成岩作用类型

根据岩心观察和薄片鉴定，研究区的成岩作用类型主要包括海水胶结作用、埋藏胶结作用、准同生溶蚀作用、埋藏溶蚀作用、压实作用和白云石化作用。

海水胶结作用在目的层段普遍发育，以方解石胶结为主，颗粒周边发育粒状方解石，向粒间孔或体腔孔中心方向生长。埋藏胶结作用形成的胶结物通常填充在裂缝、体腔孔和铸模孔之中，胶结物成分以片状方解石、铁方解石和白云石为主。准同生溶蚀作用通常具有组构选择性，形成体腔孔。埋藏溶蚀作用通常具有非组构选择性，形成形状不规则的溶孔。压实作用的强弱在不同深度取心段差异较大，颗粒的接触关系由点接触到线接触。白云石化作用通常伴随着埋藏胶结作用，白云石交代方解石或铁方解石后形成白云石胶结物发育在体腔孔或铸模孔中。研究区上述6种成岩作用的典型铸体薄片如表1所示。

表1 伊拉克H油田Hartha组不同类型成岩作用典型铸体薄片特征Table 1 Photos of cast petrographic thin sections showing different types of diagenesis of Hartha Formation in H Oilfield,Iraq

2.2 成岩相划分

通过岩心观察和薄片鉴定，按照6 种成岩作用的强弱关系和形成的主要孔隙类型，将研究区储层划分为5种岩心成岩相：

原生孔隙型成岩相 主要发育在高能滩相储层中，厚壳蛤和棘皮类生物碎屑颗粒含量高、颗粒体积较大，形成了大量的原生粒间孔。颗粒外的灰泥包壳抑制了胶结作用，仅形成少量粒状胶结物，良好的颗粒支撑结构减轻了压实作用对原生孔隙的影响，使得大量原生孔隙得以保留，加上少量颗粒发生准同生溶蚀形成的铸模孔和埋藏溶蚀形成的溶孔，形成了连通性良好的原生孔隙型成岩相。

溶孔型成岩相 主要发育在高能滩的边部，生物类型以软体、棘皮、有孔虫为主，颗粒含量高、颗粒体积较小，原生粒间孔较少。强烈的埋藏溶蚀作用形成的溶孔，部分粒间孔和少量颗粒发生准同生溶蚀形成的铸模孔，形成了连通性良好但是孔隙大小差异明显的溶孔型成岩相。

体腔孔型成岩相 主要发育在低能滩相储层中，生物类型以有孔虫为主，颗粒含量中等，颗粒体积较小，颗粒间充填大量灰泥，原生粒间孔基本不存在。强—中等准同生溶蚀作用形成大量体腔孔，在弱—中等埋藏胶结作用和白云石化作用下，部分体腔孔保留，形成孔隙较大但连通性差的体腔孔型成岩相。

晶间孔型成岩相 主要发育在低能滩相的边部或潟湖环境中，生物碎屑含量进一步降低，仅发育少量有孔虫，灰泥含量高，基本不存在原始粒间孔，少见铸模孔和体腔孔，部分裂缝被强烈的埋藏胶结作用形成的铁方解石胶结物和强—中等白云石化作用形成的白云石胶结物所充填，仅保留少量晶间孔或微孔，形成连通性差的晶间孔型成岩相。

微孔型成岩相 主要发育在潮下带和潟湖中，颗粒含量少，强烈的压实作用和胶结作用使得孔隙度大幅降低，仅存在少量微孔，形成物性最差的微孔型成岩相。

2.3 成岩相控制下的微观孔喉特征

原生孔隙型成岩相储层以粒间孔为主，发育部分溶孔、少量铸模孔和微孔；毛细管力曲线呈极低排驱压力、无平直段的特征；孔喉分布曲线呈典型的双峰状，右峰在 10~30 μm 之间，左峰在 0.2~0.5 μm 之间；渗透率主要由右峰贡献，为(100~3 000)×10-3μm2，孔隙度为20%~27%。以A1井为例，深度2 600.11 m，孔隙度为23.08%，渗透率为221.18×10-3μm2，铸体薄片、扫描电镜和高压压汞均来自同一块栓塞样（图3）。

图3 伊拉克H油田Hartha组储层原生孔隙型成岩相微观孔喉特征（A1井2 600.11 m）Fig.3 Characteristics of microscopic pore throat of primary pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A1 2 600.11 m）

溶孔型成岩相储层以溶孔为主，发育部分粒间孔、少量微孔；毛细管力曲线呈低排驱压力、平直段较短的特征；孔喉分布曲线呈双峰—多峰状特征，右峰在5~8 μm之间，左峰在0.1~0.3 μm之间；渗透率主要由右峰贡献，为(10~100)×10-3μm2，孔隙度为18%~23%。以A1 井为例，深度2 611.10 m，孔隙度为17.71%，渗透率为26.19×10-3μm2，铸体薄片、扫描电镜和高压压汞均来自同一块栓塞样（图4）。

图4 伊拉克H油田Hartha组储层溶孔型成岩相微观孔喉特征（A1井2 611.10 m）Fig.4 Characteristics of microscopic pore throat of dissolution pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A1 2 600.11 m）

体腔孔型成岩相储层以体腔孔为主，毛细管力曲线呈高排驱压力、平直段长的特征，孔喉分布曲线呈典型的单峰特征，峰值在0.2~0.5 μm之间；渗透率主要分布在(1~10)×10-3μm2之间，孔隙度为20%~35%。以A2 井为例，深度2 566.10 m，孔隙度为26.17%，渗透率为1.73 ×10-3μm2，铸体薄片、扫描电镜和高压压汞均取自同一块栓塞样（图5）。

图5 伊拉克H油田Hartha组储层体腔孔型成岩相微观孔喉特征（A2井2 566.10 m）Fig.5 Characteristics of microscopic pore throat of mouldic-intrafossil pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A2 2 566.10 m）

晶间孔型成岩相储层以晶间孔为主，铸体薄片和扫描电镜均显示孔隙主要存在于方解石胶结物之间；渗透率主要分布在（0.1~10）×10-3μm2之间，孔隙度为10%~20%。以A3 井为例，深度2 585.31 m，孔隙度为13.20%，渗透率为0.47 ×10-3μm2，铸体薄片、扫描电镜均取自同一块栓塞样（图6，该类储层厚度较薄，未做压汞取样）。

图6 伊拉克H油田Hartha组储层晶间孔型成岩相微观孔喉特征（A3井2 585.31 m）Fig.6 Characteristics of microscopic pore throat of intracrystalline pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A3 2 585.31 m）

微孔型成岩相储层以微孔为主，铸体薄片显示孔隙主要存在于灰泥中，扫描电镜照片显示少量微孔发育在微晶方解石之间；毛细管力曲线呈极高排驱压力、平直段长的特征，孔喉分布曲线呈典型的单峰特征，峰值小于0.1 μm；渗透率小于0.1×10-3μm2，孔隙度小于10%。以A1井为例，深度2 613.13 m，孔隙度为4.5%，渗透率为0.01×10-3μm2，铸体薄片、扫描电镜和高压压汞均取自同一块栓塞样（图7）。

图7 伊拉克H油田Hartha组储层微孔型成岩相微观孔喉特征（A1井2 613.13 m）Fig.7 Characteristics of microscopic pore throat of micro-pore diagenetic facies of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq（Well A1 2 613.13 m）

2.4 成岩相与层序、沉积相、岩石类型的关系

据上述5类岩心成岩相特征描述可知，成岩相与层序特征、沉积相、岩石类型密切相关。储层与层序界面的距离、高能滩到低能滩再到潟湖和潮下带的水体深度和水动力强度的变化、生物碎屑类型和颗粒含量的变化等，共同影响着不同类型成岩作用的强弱，进而形成不同类型的成岩相，具体如表2所示。

表2 伊拉克H油田Hartha组储层成岩相类型与层序、沉积相、岩石类型之间的关系Table 2 Relationship between diagenetic facies types and sequence,sedimentary facies and rock types of Hartha Formation reservoir in H Oilfield,Iraq

2.5 成岩相测井识别

对取心井成岩相特征综合柱状图进行分析可以发现，原生粒间孔型和溶孔型成岩相发育位置相近，测井曲线特征差异不大，原因是这2类成岩相储层经历的成岩作用类型及程度近似，形成的孔隙类型和孔喉特征也相近。同样地，体腔孔型和晶间孔型成岩相也具有相似的特征。为便于测井识别，将原生孔隙型和溶孔型成岩相归为1 类测井成岩相，体腔孔型和晶间孔型成岩相归为2 类测井成岩相，微孔型成岩相归为3 类测井成岩相。选取自然伽马和三孔隙度曲线进行神经网络学习，在2口岩心标定的取心井中神经网络学习结果与成岩相划分结果拟合程度超过90%，在盲井检验的取心井神经网络学习结果与成岩相划分结果拟合程度超过80%，达到了可以推广到非取心井的拟合精度要求。综合上述成岩相划分标准及其对应的微观孔隙结构特征，完成了研究区取心井的成岩相特征综合柱状图（图8）。

图8 伊拉克H油田取心井Hartha组成岩相和孔隙类型综合柱状图Fig.8 Comprehensive columns of diagenetic facies and pore types of Hartha Formation reservoir of the coring wells in H Oilfield,Iraq

3 成岩相地质建模方法

3.1 成岩相的空间约束条件

前文成岩相特征的分析实现了岩心尺度的成岩作用特征描述和成岩相划分，并通过岩心测井标定实现了测井成岩相识别。在此基础上，需确定成岩相的空间展布特征的控制因素，作为三维地质建模的空间约束条件。

首先，根据不同成岩相特征分析结果和成岩相类型与沉积相特征的关系分析，1 类测井成岩相储层在沉积期的水体深度较浅且水体能量显著强于2 类测井成岩相。综合分析测井成岩相识别结果和伽马能谱数据，可得出测井成岩相与铀/钍钾比有相关性（图9a）。原因是铀的含量与水体深度成正相关关系：当水体深度较浅时，铀伽马较低，而陆源输入的钍钾含量较高，所以较低的铀/钍钾比代表了水体深度较浅。水动力较强的环境，有利于1类测井成岩相的发育。随着铀/钍钾比的升高，水体逐渐加深，水动力减弱，2 类和3 类测井成岩相的比例开始增加。

图9 伊拉克H油田Hartha组HA层储层测井成岩相的空间约束条件Fig.9 The relationship between the log diagenetic facies and controlling factors of HA layer of Hartha Formation in H Oilfield,Iraq

其次，1 类测井成岩相与2 类测井成岩相的主要区别在于溶蚀作用和胶结作用的强弱差异导致的孔隙类型的区别。根据成岩相类型与层序特征的关系，无论是准同生期还是埋藏期，碳酸盐岩的溶蚀作用和胶结作用均与层序界面相关。研究区HA 层作为一套向上变浅的三级层序，距离HA 顶部层序界面距离越近，溶蚀作用发生的可能性越大，反之，胶结作用发生的可能性越大。因此，1 类测井成岩相与2 类测井成岩相在纵向上的分布概率与距离HA 层序界面顶面的距离成正相关关系，越接近顶部，越有利于1 类测井成岩相的发育（图9b）。

最后，因为不同成岩相孔隙类型的差异，造成了孔隙形状的明显差异。不同类型的测井成岩相在纵波时差分布区间上存在明显差异［27］：当纵波时差较小时，体腔孔、晶间孔和微孔发育的可能性较大，2 类和3 类测井成岩相较为发育；随着纵波时差的增大，粒间孔和溶孔比例增加，1 类测井成岩相的比例升高（图9c）。

综合上述3种空间约束条件，将伽马能谱测井、地层深度和纵波速度地震反演转化为铀/钍钾比、层序界面距离、纵波时差3 个属性场，代入3 种属性与测井成岩相的概率分布关系，形成概率体，作为三维地质建模的空间约束变量。

3.2 成岩相地质建模

以研究区全部过路井的单井测井神经网络学习结果为成岩相地质建模的“硬数据”，将测井成岩相解释结果作为纵向分布趋势（图10a），以综合了铀/钍钾比、层序界面距离、纵波时差的3 类测井成岩相概率场(图10b—10d)为协同模拟的空间约束，采用序贯指示方法，建立了研究区成岩相三维地质模型（图10e）。成岩相建模结果很好地预测了3 类测井成岩相的三维空间展布特征，有效地区分了研究区Hartha 组HA 层的孔隙度—渗透率差异，为属性模型的建立提供了约束条件。

3.3 成岩相建模结果的不确定性

成岩相建模结果的不确定性主要体现在随机模拟时变差函数设置的不确定性。因缺乏露头表征和相关的研究文献参考，不同成岩相储层的展布形态和接触关系缺乏定量化的模式指导，只能依据井数据特征大致确定变程范围。类似地，主变程方向和倾角也只能通过类比沉积相展布特征作近似处理。这些不确定性造成了成岩相建模结果的不确定性，需要采用不同的变差函数设置形成若干地质模型的实现，结合数值模拟研究，应用动态数据的拟合结果来判别合适的参数设置。

4 结 论

（1）伊拉克H 油田上白垩统孔隙性碳酸盐岩成岩作用包括海水胶结作用、埋藏胶结作用、准同生溶蚀作用、埋藏溶蚀作用、压实作用和白云石化作用。依据成岩作用差异和孔隙类型差异，在研究区HA 层岩心尺度上划分出5种成岩相类型，分别是原生孔隙型成岩相、溶孔型成岩相、体腔孔型成岩相、晶间孔型成岩相和微孔型成岩相。

（2）将5 种岩心尺度的成岩相类型合并为3 种差异较为明显的测井成岩相，通过基于岩心标定的常规测井曲线进行神经网络学习，有效地识别了非取心井测井成岩相，完成了研究区单井成岩相识别。

（3）以成岩相单井识别数据为基础，通过铀/钍钾比、层序界面距离、纵波时差3种属性建立的成岩相三维空间概率场为约束条件，建立了研究区HA层成岩相三维地质模型，并通过不确定性分析，提高地质模型的预测精度，为属性模型的建立提供了基础。