伊拉克哈法亞油田中白堊統Mishrif組MB1-2亞段沉積與儲集層構型

孫文舉，喬占峰，邵冠銘，孫曉偉，高計縣，曹鵬，張杰，陳萬鋼

（1.中國石油勘探開發研究院，北京100083；2.中聯煤層氣有限責任公司，北京100011；3.中國石油杭州地質研究院，杭州310023；4.中國石油天然氣集團有限公司碳酸鹽巖儲層重點實驗室，杭州310023）

0 引言

白堊系Mishrif組是中東地區最主要的儲油和產油層位之一[1-5]。伊拉克南部哈法亞、西古爾納、馬基龍等油田的開發情況表明[6-10]，目前中白堊統Mishrif組主要產能來自下段的高能粗粒生屑顆?；規r，儲集層孔隙以粒間（溶）孔和粒內（溶）孔為主，孔隙類型、發育特征與碎屑巖相近，研究已較為深入，具有良好的開發效果[11-13]。但是，隨著油田開發的不斷推進，產量貢獻潛力有限，亟需開發新的產量接替領域。

除Mishrif組下段高能粗粒生屑灰巖外，Mishrif組上段的MB1-2亞段發育大量相對低能的細粒碳酸鹽巖（泥?；蛄Ｄ嗷規r為主），具有巖石結構分異相對較弱、發育厚度大、分布面積廣、儲量占比高的特點[14-15]，僅哈法亞油田，該類巖石儲量占比就高達59.74%，具有重大的油氣開發潛力。隨著鉆井不斷增多，儲集層鉆遇率低、注水收效規律不清等問題逐漸暴露，揭示該類儲集層具有強烈的非均質性。Zhong等[16]和趙麗敏等[13]指出該類儲集層主要受控于沉積微相和早成巖巖溶作用，Zhong等[17]對Mishrif組巖石微相做了較深入的分析，但是目前對沉積微相和儲集層構型的認識仍不夠深刻，影響著井位優選、井型優化、注水方案設計等的科學性，制約著油藏開發效果。

沉積和儲集層構型研究始于碎屑巖，Miall[18]明確了8級界面、20種巖相類型、9種結構單元的河流沉積構型分類方案，在碎屑巖中的應用較為成熟[19-21]。碳酸鹽巖由于強烈的后生改造，導致沉積和儲集層構型往往不一致，研究難度大，尚處于起步階段。前人通過露頭地質建模對碳酸鹽巖鮞灘沉積和儲集層構型進行了探索性研究[22-24]，但目前對于地下碳酸鹽巖沉積和儲集層構型研究仍相對欠缺。

哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段資料齊全，包含6口取心井，其中1口全井段取心井，260余口井測井資料和高品質三維地震資料，為研究三維沉積構型和儲集層構型提供了良好的資料基礎。本文通過對巖心、測井、地震等資料的綜合分析，詳細刻畫沉積構型，進一步探索建立儲集層構型，對油藏開發策略優選提出建設性意見，對中東地區同類油藏的開發具有重要的指導意義。

1 區域地質特征

哈法亞油田位于伊拉克東南部米桑省內[25-26]，構造上位于美索不達米亞盆地前淵帶，為北西—南東向寬緩長軸背斜（見圖1a），形成于新近紀扎格羅斯造山運動[27-29]，中白堊統Mishrif組為該油田的主力產層。

圖1 伊拉克哈法亞油田構造與井位圖（a）及Mishrif組綜合柱狀圖（b）（GR—自然伽馬；ρ—密度；Δt—聲波時差）

中東地區中下白堊統賽諾曼—土倫階旋回始于海侵期的Ahmadi組泥灰巖，接著為魯邁拉組陸棚白堊質沉積，然后為海退期Mishrif組碳酸鹽巖沉積，其頂面為中白堊統頂的區域性不整合面，上覆上白堊統Khasib組和Tanuma組的開闊臺地相碳酸鹽巖沉積[30-31]。Mishrif組沉積于中白堊世晚期，哈法亞油田所處的臺地礁灘相在伊朗和伊拉克邊境以及巴士拉地區以東南走向呈條帶狀分布，向南與阿拉伯地盾相接，沉積厚度約350～400 m，西南方鄰近次盆深水相，厚度逐漸減薄至150 m，西北向伊朗境內為特提斯洋[32-33]。

Mishrif組進一步劃分為MA、MB1、MB2和MC共4段、15個亞段（見圖1b），構成5個三級層序，各三級層序頂面均由代表海平面顯著下降的潮道、下切谷或不整合面等典型相類型限定（見圖1b）。主力產層為MB2段和MB1段。MB2段以粗粒生屑灰巖為主，厚度約30 m，物性好，產量高[12]。MB1段厚度為100 m，分為MB1-1和MB1-2亞段，其中MB1-1亞段以致密泥晶灰巖為主，厚約10～20 m，基本不發育儲集層；MB1-2亞段進一步細分為MB1-2A、MB1-2B和MB1-2C共3個小層，由泥?；規r和粒泥灰巖為主的細粒碳酸鹽巖構成（見圖1b），夾少量粗粒生屑灰巖，儲量大且儲集層非均質性強，為本文研究的重點。

2 沉積構型特征

根據Mishrif組MB1-2亞段沉積特點，分微相和微相構型耦合關系兩個層次進行沉積構型研究。

2.1 沉積微相類型與構型

在區域地質背景的約束下，基于5口取心井的巖心與402塊薄片分析，結合測井和地震響應特征，對MB1-2亞段識別出的潟湖相、生屑灘相和潮道相等3種微相類型進行構型研究。

2.1.1 潟湖相

2.1.1.1 微相構成

潟湖相以粒泥灰巖為主，夾有薄層泥晶灰巖和少量泥?；規r，多見硬底構造（見圖2）。粒泥灰巖的顆粒含量小于50%，以底棲有孔蟲碎屑為主，發育少量非固著類雙殼和厚殼蛤碎屑。發育大量生物擾動構造（見圖2a、圖2e），巖石差異成巖現象明顯，淺灰色斑塊膠結相對較強，被弱膠結深色部分包圍，弱膠結基質中微孔發育（見圖2b、圖2f），油浸特征明顯。泥晶灰巖可含少量底棲有孔蟲（見圖2c—2d、圖2g—2h），孔隙欠發育，體腔孔內多被方解石完全膠結，厚度為10～30 cm，占比低于5%。

圖2 哈法亞油田M316井Mishrif組MB1-2亞段潟湖相特征

硬底段大量發育，主要為泥晶灰巖，少量粒泥灰巖。巖石多發育以垂直層面延伸為主的生物潛穴，潛穴發育段巖石整體膠結致密，部分層段的潛穴可見明顯擴溶改造現象（見圖2c）。巖石主體不含油，僅潛穴中以細粒碎屑為主的充填物微孔發育，表現為斑狀含油。硬底段單層厚度為30～50 cm，占比約10%。

2.1.1.2 微相內部結構與形態

潟湖相由泥晶灰巖-粒泥灰巖-硬底的高頻旋回疊置構成（見圖3a），旋回厚度1～4 m，多為2 m左右，表現為垂向上被致密膠結的硬底頻繁分隔。巖心標定顯示硬底段具略低伽馬值（25～28 API）、高密度值、低中子和聲波時差，而粒泥灰巖伽馬值大于30 API，因此潟湖相表現為自然伽馬高位鋸齒狀震蕩（見圖3a）。硬底可橫向延伸數公里，對潟湖相構成較穩定的分隔。

潟湖相于MB1-2亞段為背景相，油田內大范圍發育，260口井潟湖相厚度占比達48.55%。

圖3 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段各類微相旋回結構特征（GR—自然伽馬；ρ—密度；Δt—聲波時差；φ—孔隙度；RLLD—深側向電阻率；RLLS—淺側向電阻率）

2.1.2 生屑灘相

2.1.2.1 微相構成

生屑灘相為潟湖背景下地貌較高地區規模較小的淺灘，由泥?；規r和顆?；規r為主構成。中高能生屑灘以顆?；規r為主，粒間孔隙發育，發育交錯層理和粒序變化（見圖4a）；中低能灘以泥?；規r為主，以底棲有孔蟲和非固著類雙殼碎屑為主，可見少量厚殼蛤碎屑和棘皮動物碎屑，粒間大多為灰泥填充，甚至夾有粒泥灰巖（見圖4b）。

2.1.2.2 微相內部結構與形態

灘體單個旋回為由下到上巖性結構成熟度逐漸變高的反韻律，即顆粒粒度增大、灰泥含量減少、分選變好等。測井曲線表現為低自然伽馬值（小于30 API），并具向上變低、電阻率向上升高的漏斗狀或箱狀（見圖3b）。

地震阻抗反演揭示，生屑灘剖面上為透鏡狀，具遷移疊置特征；平面上表現為片狀特征，形態不規則。

2.1.3 潮道相

2.1.3.1 微相構成

圖4 哈法亞油田N195井Mishrif組MB1-2亞段生屑灘相特征

潮道沉積主要由生屑顆?；規r、泥?；規r和粒泥灰巖構成。顆?；規r分選好，可見雙向交錯層理發育（見圖5a、圖5e），與四川盆地飛仙關組潮道相似[22]，粒間孔非常發育（見圖5b、圖5f），巖心上表現為飽含油。泥?；規r為顆粒支撐，但顆粒間以灰泥為主要填隙物，巖心上可見不規則富泥質條帶發育，說明仍受水流影響。粒泥灰巖灰泥含量高，含少量生屑，富泥質條帶發育，見淺埋藏成因自形白云石分散狀發育。

根據顆?；規r發育比例，潮道微相可進一步劃分為顆粒型潮道沉積和灰泥型潮道沉積。

圖5 哈法亞油田Y161井Mishrif組MB1-2亞段潮道相特征

2.1.3.2 微相內部結構與形態

顆粒型潮道沉積具有典型向上變細的序列特征，類似河道沉積的“二元結構”。下部為顆?；規r，厚度占潮道厚度一半以上，向上灰泥含量逐漸增加，轉變為泥?；規r為主（見圖5c、圖5g）和粒泥灰巖為主（見圖5d、圖5h），代表了潮道發育-遷移-廢棄的旋回序列，旋回底部沖刷特征明顯，測井曲線表現為下部伽馬值低（小于25 API），向上逐漸升高的鐘型特征，Y161井MB1-2亞段單期潮道厚度可達15 m（見圖3c）。

灰泥型潮道表現為顆粒充填較少、以灰泥充填為主的特征，測井曲線特征與潟湖相相似，巖心和測井曲線識別較困難，需結合地震切片整體判識。

潮道微相可由多期潮道沉積疊置而成。因水體作用的間歇性、以及水體能量逐漸減弱的趨勢，空間上潮道的遷移和充填變化頻繁，導致顆?；規r的發育比例和發育部位變化較大，可發育于潮道下部、邊部、或多層疊置，橫向上沿潮道斷續發育。

潮道形態與河道相似。剖面上表現為下凹型，平面上表現為“曲流河”形態，且伴隨有多期遷移特征。

2.2 微相構型耦合特征

微相構型耦合特征是指微相構型在不同級次界面約束下的空間疊置關系，有構型界面和微相耦合特征兩個關鍵要素。

2.2.1 高頻層序地層與構型界面特征

MB1-2亞段存在一個完整的三級層序，頂底層序界面均為I型界面。MB2段沉積后，研究區經歷了大范圍的暴露溶蝕，發育多條深達30 m的北東向大型下切谷（見圖6a），意味著當時海平面至少在臺地頂面30 m以深。MB1-2亞段沉積早期下切谷被低位-海侵域泥晶灰巖充填，實現填平補齊。MB1-2亞段中晚沉積期油田范圍內地形相對平坦，沉積作用主要受海平面的升降控制。研究區西部MB1-2A小層頂面之上典型上超特征揭示MB1-2A小層頂對應較大規模海平面下降，構成三級層序頂界面。三級層序界面約束統一的沉積體系，相當于Miall針對碎屑巖確定的8級構型界面。

圖6 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段沉積構型柵狀圖（a）與M316井MB1-2段高頻層序柱狀圖（b）

MB1-2亞段三級層序包含3個四級層序，分別對應MB1-2C、MB1-2B和MB1-2A小層（見圖6），各四級層序界面在地震剖面上可追蹤，油田范圍內可對比，四級層序厚度穩定在30 m左右。巖心觀察與同位素地層學分析揭示，MB1-2C和MB1-2B小層頂分別對應較顯著的海平面下降事件（見圖6b），潮道發育，且與先期沉積為切割關系，揭示潮道發育期間外圍區受暴露溶蝕改造，定性為沉積間斷暴露溶蝕面，大體對應于Miall確定的6級構型界面，潮道底界面對應5級構型界面。

四級層序進一步劃分為9個五級層序，巖心上頂面表現為次級暴露溶蝕面（見圖6b），代表向上變淺旋回的頂面，對應4級構型界面，與單期潮道的沖刷面同級。五級層序界面下以生屑灘、硬底或潟湖相為主，界面上多為潟湖相。3級以下構型界面在巖心上可識別，但尚無法利用測井和地震資料表征。

2.2.2 微相構型耦合特征

微相構型耦合分析應在成因單元內進行。各四級層序在區內表現出較好的可對比性和相似性，故以四級層序為單元進行微相耦合分析。

四級層序主體由潟湖相片狀疊置，受五級旋回控制由大量泥晶灰巖-粒泥灰巖-硬底旋回構成。四級層序下部（MB1-2C和MB1-2B小層底部）主要由高伽馬值粒泥灰巖和泥晶灰巖構成（見圖6b），代表海侵體系域海平面上升期的低能沉積，橫向可對比性好。高位域由粒泥灰巖-硬底旋回為主。

在潟湖背景下的相對開闊區或地形起伏區，如下切谷雖然基本填平補齊，其邊緣上方仍表現為小型坡折地貌，水體能量高易發育生屑灘，垂向表現為潟湖相粒泥灰巖-生屑灘泥粒-顆?；規r旋回，生屑灘向下切谷內側遷移并疊置呈片狀發育于潟湖背景中。

潮道體系主要發育于四級層序界面下，共識別出3期9個潮道體系，平面上呈“曲流河”形態，分布受微地貌控制。研究區中東部MB1-2C和MB1-2B小層中發育的兩個大型潮道似具有繼承性。

3 儲集層構型特征

與碎屑巖不同，碳酸鹽巖往往經歷不同程度的后生改造作用，碳酸鹽巖儲集層構型是微相構型疊加后生成巖改造的綜合結果。

3.1 儲集層后生改造特征

前人研究及本文巖心觀察均揭示研究層段受到了多種成巖作用的改造，其中膠結作用和溶蝕作用對儲集層物性和發育起到了重要的影響作用。

膠結作用對儲集層物性與結構起重要影響作用主要體現在硬底構造的形成和發育上。薄片觀察顯示，硬底主要由泥晶灰巖或粒泥灰巖構成，膠結作用強烈，基質孔隙欠發育，僅垂向的潛穴充填物中發育孔隙（見圖2c）。硬底的發育與海平面的頻繁振蕩具有密切關系，潟湖相由大量的粒泥灰巖到硬底的米級旋回構成，可能代表半受限環境水動力間歇性影響的結果。海平面上升溝通開闊水體攜帶生屑顆粒進入，海平面下降后水體受限，沉積速率降低，硬底形成。

四級層序末以及高位域期間的五級層序末較大規模的海平面下降導致溶蝕作用發生（或早表生巖溶作用[13,16]），發生模式與Zhong等和Xiao等提出的模式相似[16,34-35]。四級層序末潮道發育，伴隨著潟湖與生屑灘大面積暴露，溶蝕作用影響范圍和深度更大，導致原本不構成儲集層的潟湖相也有溶孔發育。垂向上溶蝕作用影響范圍可貫通五級旋回，如M316井MB1-2B小層上部整體受到影響，垂向滲透率多大于水平滲透率（見圖7），甚至導致潟湖相內硬底的垂向隔擋作用減弱。溶蝕作用段在測井曲線上的識別標志為：自然伽馬值大于30 API，密度低，聲波時差和中子孔隙度高（見圖7），表現為孔隙性潟湖相的特點。

圖7 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段潟湖相溶蝕改造結果圖（RLLD—深側向電阻率；RLLS—淺側向電阻率；ρ—密度；φ—測井解釋孔隙度；Δt—聲波時差；φC—巖心實測孔隙度；KHC—巖心實測水平滲透率；KVC—巖心實測垂直滲透率）

3.2 儲集巖類型與物性特征

通過對402塊薄片和孔滲資料的分析發現，哈法亞油田MB1-2亞段沉積微相、巖石類型與物性特征具有密切的相關性（見圖8），可劃分為潮道顆粒-泥?；規r型儲集層、生屑灘顆粒- 泥?；規r型儲集層和湖粒泥灰巖溶蝕改造型儲層3種類型。

潮道相顆粒-泥?；規r型儲集層以發育粒間孔為主，孔隙度為15.1%～30.0%（平均24.5%），滲透率為（1.63～200.61）×10-3μm2（平均72.97×10-3μm2），構成I類優質儲集層。潮道中粒泥灰巖以微孔為主，孔隙度為6.85%～32.06%（平均18.49%），滲透率為（0.03～168.55）×10-3μm2（平均12.80×10-3μm2），主體不構成有效儲集層。生屑灘-灘翼相孔隙度為1.79%～35.35%（平均18.29%），滲透率為（0.02～243.97）×10-3μm2（平均14.39×10-3μm2），其中上部的顆粒-泥?；規r可構成優質儲集層。潟湖相由粒泥灰巖和泥晶灰巖構成，溶蝕改造后的粒泥灰巖微孔、溶蝕孔以及溶縫發育，孔隙度可達29.06%，平均值為14.99%；滲透率最高達185.43×10-3μm2，平均值為5.00×10-3μm2，可構成優質儲集層，甚至高滲層。未經溶蝕改造的粒泥灰巖和泥晶灰巖雖然孔隙度也可達15%以上，但是滲透率多小于1×10-3μm2，構成隔夾層。

不同微相的物性特征存在差異，其中潮道相中顆?；規r和泥?；規r均可構成優質儲集層，而灰泥主導的泥?；規r和粒泥灰巖雖然具有一定的儲集性，但是滲透性明顯更差，相對于顆?；規r和泥?；規r起隔擋作用；生屑灘的孔滲分布范圍較大，最優質儲集層發育于高能生屑灘核部和上部的顆?；規r和泥?；規r中；潟湖相本身以細粒沉積粒泥灰巖和泥晶灰巖為主，孔喉半徑小，滲透率低，不構成有效儲集層，以隔層為主，但溶蝕改造的粒泥灰巖可構成較優質儲集層，溶孔和溶縫發育的部分相對于未/弱溶蝕潟湖可構成高滲層。

圖8 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段不同沉積組構物性分布圖

3.3 儲集層構型

儲集層特征、成因與物性分析顯示，研究區Mishrif組MB1-2亞段儲集層具有相控和成巖控的雙重特點。在沉積構型與層序控制的溶蝕改造的綜合控制下，儲集層總體上表現為“閣樓式”構型特征（見圖9）。四級層序旋回控制儲集層段和隔層的發育，層序界面伴生的溶蝕作用影響高滲層的發育和分布，高頻層序旋回控制夾層發育。

圖9 哈法亞油田Mishrif組MB1-2亞段微相構型（a）和儲集層構型（b）模式圖

在整體不同程度含油但滲透率較差的潟湖相差儲集層中，發育潮道相和生屑灘顆?；規r-泥?；規r優質儲集層、以及溶蝕改造的潟湖相儲集層。其中潮道和生屑灘顆?；規r-泥?；規r儲集層構型特征與沉積構型一致，鑲嵌于潟湖相背景中，為典型的相控型儲集層（見圖9）。潟湖粒泥灰巖溶蝕改造型儲集層總體呈層狀發育于四級層序界面之下，優質儲集層呈層狀發育，且厚度變化較大，溶蝕強度可能受母巖組構和微地貌控制（見圖9 ） 。溶蝕改造可能使生屑灘儲集層與潟湖相儲集層相連，擴大儲集層規模。

海侵期沉積的未經溶蝕改造的潟湖相粒泥灰巖和泥晶灰巖物性差，厚度約10 m，發育較穩定，可構成較好的區域隔層，將高位域儲集層分隔。

未/弱溶蝕改造的粒泥灰巖和硬底段構成儲集層內部的夾層，其中硬底段厚度雖僅有不到0.5 m，但延伸可達數十公里，可顯著影響流體流動。同時，局部受強烈溶蝕改造的影響，生物潛穴溶蝕擴大后可能造成原本分隔的儲集層上下串通（見圖9）。

潮道相由于其遷移和多期水體改造的特征，潮道內通常為多套顆?；規r夾于粒泥灰巖中，導致儲集層結構的復雜化。同時，由于潮道切割微相的不同（見圖9），導致儲集層構型差異巨大，如潮道切割潟湖相，潮道中顆?；規r單獨構成儲集層；如潮道切割生屑灘，則潮道充填顆?；規r可能與生屑灘顆?；規r連成一個復合的儲集層。當然，如果潮道是以粒泥灰巖充填為主，則對儲集層表現為分隔作用為主（見圖9）。

4 對油藏開發的指導意義

沉積和儲集層構型分析揭示，研究區Mishrif組MB1-2亞段油藏具強烈的非均質性，垂向上被不同尺度的隔/夾層分隔，橫向上微相與儲集層構型復雜，必然將影響內部流體滲流特征，顯著影響開發方式，主要體現在3個方面。

4.1 隔層發育規律指導分層系注水開發

總結前期生產特征發現，滲透率小于3×10－3μm2的隔層可起到有效分隔作用。巖石類型和物性資料分析表明，研究區MB1-2亞段可作為隔層的巖石類型主要為潟湖相中未經溶蝕改造的泥晶灰巖和粒泥灰巖，其滲透率相對于儲集層段的泥?；規r和顆?；規r低1～2個數量級。垂向序列分析可知，隔層主要發育于四級層序海侵體系域下部，特別是MB1-2C小層底部泥晶灰巖和粒泥灰巖構成的隔層，區域上厚度穩定、分布連續，構成區域隔層，將MB2和MB1段分隔為兩個油藏。MB1-2B小層底部粒泥灰巖在大部分地區較穩定發育，將MB1-2B和MB1-2C分隔（見圖9）。

哈法亞油田Mishrif組前期采用衰竭式開采，隨著生產井的不斷增加，目前油藏壓力降低，老井產量下降，正逐步向注水開發轉化。針對MB1段油藏存在較穩定層間隔層和層間物性差異大的特點，采用分層系開發是保證油藏注水開發效果的前提[36]。Mishrif組MB1-2C小層頂部發育平面上分布相對穩定的隔夾層，因此將MB1油藏從1套注采井網轉變為2套注采井網。

鑒于潟湖相薄層頻繁交替的特點，且存在硬底的局部遮擋作用，將使得如何提高波及效率成為重點需要關注的問題。

4.2 微相耦合特征指導井網設置與井軌跡優化

儲集層在空間上強烈的非均質性決定了Mishrif組MB1-2亞段油藏更宜采用不規則井網。對于潟湖粒泥灰巖溶蝕改造型儲集層和生屑灘顆粒-泥?；規r儲集層可以采用規則井網，因為靠近四級層序界面的溶蝕改造，很大可能將二者連通為較大的儲集單元。而對于潮道顆粒-泥?；規r型儲集層來說，在切割物性較差的潟湖相的情況下，其在空間上常常獨立成體系，規則井網無法控制潮道的走向。即使潮道切割生屑灘或孔隙性潟湖相構成統一的儲集體，孔隙結構的不同也可能具有復雜的內部滲流特征，采用規則井網會導致剩余油分布復雜。因此，需根據潮道構型設置油井和水井。鑒于復雜的儲集層構型特征，在設計井軌跡時，盡可能考慮提高儲集層鉆遇率，提升單井利用率。

4.3 高滲層發育規律指導注水方案優化

通過對儲集層構型的分析可知，研究區Mishrif組上段發育沉積型和成巖型兩種類型的高滲層，其發育規律不同，對注水方案的影響也不同。

沉積型高滲層主要是由于巖石類型差異造成的相對于潟湖相儲集層滲透率異常高的高滲層，主要指潮道和生屑灘顆?；規r，其相對于潟湖相泥?；規r或粒泥灰巖滲透率差達1～2個數量級，可構成高滲通道。雖然潟湖相粒泥灰巖孔隙度也可達10%以上，為有效儲集層，但是在油氣開采或注水過程中顆?；規r相高滲層必然會壓制潟湖相中的流體流動。在未認識其構型特征的情況下，很容易誤解釋為高滲層或“賊層”對注水的影響。因此，由于潮道構型的特殊性，對于潮道應建立單獨的注采體系。

成巖型高滲層主要由四級層序末與潮道發育伴生的暴露溶蝕改造作用形成。部分溶蝕改造的粒泥灰巖溶蝕孔洞發育，也具有異常高的滲透率，可構成高滲層，屬成巖型高滲層，在M325井組中得到證實。該類高滲層發育受層序界面控制，因此選擇注水層段應盡量避免太過靠近層序界面，以免導致注入水突進太快，影響波及范圍。

此外，暴露溶蝕改造作用可能造成部分硬底的分隔作用失效，垂向上的連通性也是注水受效分析中需要關注的。

5 結論

Mishrif組MB1-2亞段以泥?；規r或粒泥灰巖為主，發育潟湖相、生屑灘相和潮道相。潟湖相為泥晶灰巖-粒泥灰巖-硬底旋回疊置，生屑灘呈片狀發育于潟湖背景中，潮道體系主要發育于四級層序界面下，平面上呈“曲流河”形態。

儲集層構型兼具相控和成巖控，潮道和生屑灘顆粒- 泥 ?；規r構成優質儲集層，發育沉積型高滲層，潟湖相以構成隔夾層為主，受溶蝕改造的潟湖相粒泥灰巖可發育良好儲集層以及成巖型高滲層。

Mishrif組MB1-2亞段儲集層呈閣樓式片狀疊置，儲集層段之間有較穩定的隔層，宜采用分層系注水開發；根據沉積構型特征采用不規則井網和井軌跡，提高鉆遇儲集層率；應根據高滲層類型和發育規律優化注水方案，以提升開發效果。