毛先宇，宋本彪，田昌炳

（1.中国石油国际勘探开发有限公司，北京 100034；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

白垩系Mishrif组是伊拉克最重要的碳酸盐岩产层之一，也是R油田未来较长时间上产与稳产的关键层组［1-2］。该层组整体埋深较浅（2 000～3 000 m）［3］，中埋藏阶段成岩作用较弱，早成岩阶段成岩作用是控制储层发育的重要因素，其中大气淡水环境溶蚀作用是对储层发育最为有利的成岩作用［4-6］。该作用一般与层序界面暴露时长相关，一般情况下，暴露时间越长，溶蚀强度越高，但储层的发育程度与暴露程度并不具有简单的一致性。大气淡水的溶蚀一方面会形成新的溶孔，另一方面暴露溶蚀的饱和碳酸钙流体总会在相邻的区域重新沉淀并占据原有孔隙空间，并且溶蚀与胶结作用强度因层序界面类型的不同而具有较大的差异，也因此对储层发育产生不同程度的影响，控制储层分布架构。为了更好地进行储层成因分析与油藏内部结构研究，从层序地层的角度出发，对比、分析研究不同类型层序界面的差异早成岩作用十分必要。

本区此前的层序研究多集中在区域层序框架的搭建［7-8］，参考资料以露头资料、测井曲线和部分岩心资料为主，缺乏单油田全组段精细的旋回性分析、地化数据辅助判别，以及相关综合性研究。本文依托R油田多口Mishrif组全段取心井的岩心照片、铸体薄片、碳氧同位素、物性测试等数据资料，进行了米级沉积旋回特征分析，划分了多级层序地层格架，重点对不同级别、不同类型层序界面的岩性、铸体薄片、测井响应和地化特征进行了综合分类分析，厘清了层序界面差异早成岩特征及其对储层的控制特征，可为深入分析储层成因和精细油藏建模提供地质基础，对研究层序与储层的相关性也具有较大的借鉴意义。

1 地质背景与资料

Mishrif组沉积时期为白垩纪中森诺曼期—早土伦期，沉积位于美索不达米亚盆地内，东邻特提斯洋，接受海相碳酸盐岩沉积，但沉积物质与沉积模式受次级构造单元的控制。在森诺曼期，由于基底断裂与盐流动作用引起的差异沉降，形成了Najaf内盆地与Amara古凸起次级构造单元，且构造幅度在早土伦期进一步增大［3，9］。受此区域构造单元的影响，在伊拉克南部形成了北东高、南西低的缓坡沉积背景，直接控制了Mishrif组储层的分布（见图1a）。由于南北水深差异，沉积表现为同期异相特征，由北东部Mishrif组颗粒质碳酸盐岩逐渐相变为南西部Rumaila组白垩质碳酸盐岩。伴随着震荡性海退，高能颗粒滩相岸线逐渐向南西方向迁移，在沉积中后期，北东部遭受一定的暴露剥蚀，且范围逐渐扩大到R油田及其以南地区（见图1a）。

研究区R油田位于缓坡体系的西部，地层厚度约150 m，其间发育多套浅水高能滩相沉积。油藏构造属于长轴背斜，纵向跨度约75 km，横向跨度约15 km，中间存在的鞍部构造将其分为北部和南部 （见图1b）。同样，受沉积水深影响，油田南北部储层品质存在较大差异，北部平均水体深度浅，沉积能量较高，优质储层相对发育（见图1a）。本次研究涉及的取心井（R1—R7井）集中在油田中北部（见图1b），总取心长度约809 m，平均取心率达80%以上，基本覆盖Mishrif组全段。碳氧同位素数据纵向采样间隔为2～5 m不等，重点部位加密到1 m。

图1 R油田Mishrif组沉积古地理与构造轮廓（据 Aqrawi等［3］修改，2010）

2 沉积与地层特征

伊拉克Mishrif组沉积处于Najaf内盆地的缓坡背景，地层倾角小于 1°，且不发育大型坡折带［3］，较适用于 Burchette经典缓坡沉积模式［10］。 据此，将 Mishrif组沉积相由陆向海依次划分为潮坪亚相、潟湖亚相、内缓坡亚相、中缓坡亚相、外缓坡亚相和盆地亚相。

内缓坡亚相位于晴天浪基面之上，沉积水体能量最高，沉积颗粒最粗，以发育厚壳蛤为标志性特征［11］，此外还发育双壳类、棘皮类和底栖有孔虫类生屑［12］；潟湖亚相位于内缓坡亚相向陆一侧，水体深度较前者浅，沉积能量低，岩石组分以泥晶基质为主，生屑主要为底栖有孔虫类碎屑，并含有少量的棘皮类碎屑，发育灰色泥质条带和缝合线构造，其上发育潮道高能相带，主要岩石组分为分选性、磨圆度较好的棘皮类、底栖有孔虫类碎屑［13］；潮坪亚相位于潟湖亚相靠陆一侧，水体最浅，沉积能量最低，生屑主要为底栖有孔虫类碎屑，岩心上发育大量的生物潜穴和钻孔等遗迹构造；中缓坡亚相位于晴天浪基面与风暴浪基面之间，水体能量较内缓坡亚相低，生屑以底栖有孔虫类、棘皮类碎屑为主，发育结核构造；外缓坡亚相位于风暴浪基面之下，岩石组分以泥晶基质为主，含有少量的有孔虫，岩心上发育大量的泥质条带；盆地亚相位于更深的水体环境中，表现为纯黑色泥晶灰岩（见图2）。

在地层划分上，Mishrif组底部与下伏Rumaila组呈整合接触，顶部作为阿拉伯板块广泛发育的二级层序界面遭受长时期暴露剥蚀，与上覆Khasib组呈不整合接触。根据沉积相演化和岩性组合特征，将R油田Mishrif组分为MA和MB岩性段，进一步又可细分为MA1，MA2，MB1，MB2，MB3 这 5 个小层。 1）MB3 小层下部为中—外缓坡亚相，上部为内缓坡亚相；MB2，MB1小层以潟湖、潮坪亚相为主，局部发育内缓坡亚相和潮道沉积。2）MA2小层下部以中—外缓坡亚相为主，上部南北存在较大差异，北部为内缓坡相，发育大量生物堆积层，南部以中—外缓坡亚相为主；MA1小层南北部厚度存在较大差异，北部大多被剥蚀，厚度小，以潟湖、潮坪亚相为主，南部保存较好，整体厚，以中—外缓坡亚相为主（见图2）。

图2 R油田R3井Mishirif组岩心解释与地层划分

3 层序地层特征

3.1 层序地层格架

碳酸盐岩层序地层划分主要依据沉积旋回特征，而沉积旋回主要受控于自身碳酸盐沉积物产率和可容空间的变化这2个方面，二者为相互影响、相互制约的关系［14］。 一般情况下，碳酸盐沉积物产率呈现“S”形生长规律，分为3个阶段：第1个阶段，随着海平面的突然上升，碳酸盐岩会出现沉积滞后的现象；第2个阶段，碳酸盐岩出现追涨，对应海侵体系域；第3个阶段，碳酸盐岩并进，最终受环境变化而停止生长，对应高位体系域。因此，碳酸盐岩沉积主要可以分为海进半旋回（海侵域）和海退半旋回（高位域）2 个阶段［15］。

在区域地质与基础层序格架研究方面，前人做了大量基础性与开创性工作。Sharland等［7］根据阿拉伯板块构造运动特征及大型不整合面识别，将晚前寒武纪至今分为11个构造巨层序（AP1—AP11），并结合生物地层、岩性、测井等资料识别了63个三级层序最大海泛面。其中，白垩系Mishrif组位于构造巨层序AP8内，整体表现为相对海平面向上逐渐变浅的特征，在此期间与之关联的海泛面包括中森诺曼期K130与早土伦期 K140。K130位于 Mishrif组或 Rumaila组底部，K140 位于 Mishrif组上部。 在此基础上，Aqrawi等［3］针对伊拉克地质情况进一步将白垩系划分为6个超层序，其级别介于构造巨层序 （AP）与三级层序之间，Mishrif组位于第2个超层序，并在K130与K140之间增加划分出1个三级层序最大海泛面K135，时期为晚森诺曼期，并认为K135在伊拉克不同区域（Mishrif组或 Rumaila组）能够很好地识别。 其后，Mahdi等［8］通过对伊拉克南部多个油田代表井层序界面纵向和横向进行分析对比，用T-R层序划分法［16-17］划分出3个三级层序，包括1个海退半旋回与2个完整旋回，且将最上部海泛面与OAE2事件相关联（见图3）。

图3 伊拉克白垩系阿尔布阶-土伦阶层序地层（据 Sharland 等［7］修改，2001）

针对R油田Mishrif组，在前人搭建的层序格架基础上，通过连井沉积相旋回分析，可明显识别出2套内缓坡亚相厚壳蛤颗粒灰岩沉积，表明其经历了2次沉积旋回，分别对应三级层序S1和S2。S1位于组段下部，从下往上依次为中缓坡亚相、内缓坡亚相、潟湖亚相和潮坪亚相，表现为沉积水深逐渐变浅，为1个海退半旋回，其最大海泛面位于下伏Rumaila组内，对应K135。这与R油田地理位置更靠南西、更接近内盆地中心、沉积水体较深、同期异相的Rumaila组沉积较厚有关。S2位于组段上部，从S1顶面潮坪亚相到外缓坡亚相，再到潮坪亚相，表现为一个完整的海进-海退旋回。该旋回的最大海泛面对应K140，与OAE2事件相关，且S2顶面亦为二级层序界面顶。通过米级岩性旋回分析，纵向上还可以分为可横向对比的5个四级层序（FS1—FS5），大致对应划分的5个小层，其中，四级层序FS1对应本区最优质储层——MB3小层（见图4）。

3.2 不同类型层序界面特征

3.2.1 层序界面类型

不同级别层序受控于不同驱动力，层序界面可对比范围也不一致。二级层序受控于大洋扩张和闭合，层序界面可全球追踪对比；三级层序受控于区域板块运动，层序界面在测井曲线和岩心柱上具有明显变化特征，可以用于区域层序初步划分与对比；四级层序受轨道力和自旋回作用，层序界面可以在油田或者更大范围内划分与对比［18］。但在浅水碳酸盐岩台地相地层中，由于温室条件下相对海平面表现为高频次、低幅度的特点，某些层序界面并不表现为明显的分布广泛的单一类型界面，而是更多表现为小尺度的多类型特征［19］。层序界面代表着沉积间断，与所处的古沉积微地貌有关，根据其沉积微环境横向变化可以分为地表剥蚀、海底剥蚀、海底无沉积等多种形式［19］。从岩心特征观察来看，一般表现为地表暴露和水下硬底两大类。前者作为典型的沉积间断，可成为层序界面，在此不作详述；后者在研究时易被忽视，但也是重要的沉积间断类型与层序界面，有时可能会直接影响开发效果。比如，在缓坡相碳酸盐台地储层中垂直驱替时，海底硬底形成的胶结夹层是影响油气采收率的最重要因素［20］。

“硬底”一词最初来源于Murray与Renard（1891）航海时对深海沉积物取样的描述。从20世纪60年代开始，“硬底”作为同沉积海底岩化的标准化名词，对其相关研究也逐渐展开，出现了各种不同的定义［19］。Fursich［21］将“硬底”广义定义为“通过侵蚀或淹没形成海底较老的岩层”，其他研究者也提出了多种“硬底”衍生概念。为了简化相关术语，Christ等［22］提出将“硬底”定义为“在海底或部分近海底处沉积柱上具有早期海水环境胶结作用特征的岩层”，突出了早期海水环境胶结作用的重要性，也涵盖了一部分缺乏生物遗迹特征的前寒武洋底。结合本次研究的白垩系Mishrif组，各种软体类生物发育丰富，早期海水环境胶结作用明显，以及发育生物钻孔、潜穴等遗迹构造都是硬底发育的重要特征和指标。

3.2.2 不同类型层序界面识别特征

在层序界面识别和划分中，测井曲线与钻井取心是较为常规的资料。此外，微量元素、同位素等地化资料也具有较高价值［23］，如稀土元素、碳氧同位素、87Sr/86Sr等。其中，碳氧同位素是识别地表暴露和水下“硬底”的重要指标。其原理是，当相对海平面下降时，沉积物短暂暴露于地表或处于近地表环境，通过垂直渗流与水平潜流方式，富集轻碳（12C）和轻氧（16O）的大气淡水会不同程度改变孔隙水中碳氧同位素的组成，形成的泥晶或胶结物会包含轻碳和轻氧的成分，表现为负偏差的特征。一般情况下，受大气淡水改造程度越高，形成的胶结物占比越高，负偏差偏移越大；反之，水深越深，受大气淡水影响越小，加之受沉积水体温度的影响，水体较深处 δ13C 与 δ18O 出现正偏差［24-26］。本次研究参考的多口井全段碳氧同位素数据，对层序界面的划分与早成岩特征的判断起着重要的作用。

基于上述层序界面类型特征与识别方法，通过对7口取心井的岩心描述，并结合碳氧同位素资料、测井曲线，以及缓坡沉积模式下的沉积相变化特征，对Mishrif组不同级别、不同类型层序界面进行综合研究（见图4），共划分出3级5种层序界面（见图5，图中φ为孔隙度，K为渗透率），包括二级层序界面1种、三级层序界面1种和四级层序界面3种。同时，结合微古地貌特征对四级层序界面多样性进行了分析（见图6）。

3.2.2.1 二级层序界面

三级层序S2界面位于Mishirif组顶部，同为板块尺度的二级层序界面，层序级别最高，暴露时间最长，遭受了长时间的风化淋滤，形成溶塌砾屑构造。以R5井为例，岩心上表现为潮坪亚相灰绿色岩溶砾屑质泥晶—粒泥灰岩突变为外缓坡亚相含泥质条带黑色泥晶灰岩，界面下部岩石致密，裂缝和砾屑间的孔隙后期均被大气淡水胶结物充填。碳氧同位素亦表现为厚层、高幅度的负偏移，是大气淡水成岩环境下发生强胶结作用的结果。在测井曲线上，层序界面处也具有明显的变化特征，表现为密度异常降低，声波时差、中子孔隙度异常升高的特征。综合上述特征，将二级层序S2界面定义为长期地表暴露型（见图4、图5）。

图4 R 油田Mishrif 组取心井连井层序格架综合分析

3.2.2.2 三级层序界面

三级层序S1界面位于Mishrif组中部，岩心上表现为潟湖或潮坪亚相灰白色粒泥灰岩突变为外缓坡亚相灰黑色泥晶灰岩，特征明显易识。灰白色粒泥灰岩下部发育近垂直的大型生物钻孔，上部发育生物潜穴构造、近垂向的溶蚀管以及溶蚀孔洞，后期基本被胶结，且在溶蚀管边缘可观察到红色铁质特征，均表明上部遭受过暴露氧化。在测井响应特征上，层序界面在米级尺度表现为自然伽马逐渐增加、电阻率逐渐降低的特征。界面上、下地层致密且平面分布稳定，是R油田内可识别的一套标准隔层。碳氧同位素方面，除了R1井有较薄的负偏移外，其他偏移不明显，说明整体受大气淡水环境胶结作用影响小。综合上述特征，将三级层序S1界面定义为中长期间歇暴露硬底型（见图4、图5）。

图5 Mishrif组不同类型层序界面综合特征

3.2.2.3 四级层序界面

受碳酸盐岩产率差异与高频次、低幅度海平面变化双重作用控制，油田范围内四级层序界面横向上特征多样，表现出不同类型的沉积间断。以四级层序FS1界面为例，总体表现为粗粒的内缓坡亚相突变为细粒的潟湖亚相或潮坪亚相特征，但从层序界面不同位置内岩心特征来看（见图4），内缓坡沉积特征与早成岩环境差异较大。综合岩性、测井响应、碳氧同位素等特征，研判这与微古地貌密切相关，主要表现以下两方面：1）微古地貌高低控制的沉积水深影响沉积颗粒类型与粗细，沉积水深越浅处，水体能量越高，沉积颗粒越粗，厚壳蛤越发育。2）微古地貌高低决定了风化暴露周期，古地貌越高，暴露时间越长，溶蚀作用越强；相反，长期处于水下成岩环境沉积物胶结作用越强，溶蚀作用越弱。依据微古地貌高低及其相关成岩环境，由北向南将四级层序界面划分为中期地表暴露型、短期地表暴露型、水下硬底型3种类型（见图5、图6）。

图6 R油田四级层序FS1界面微古地貌模式

第1类为中期地表暴露型，对应古地貌相对高处，水体能量强，厚壳蛤快速堆积而较易暴露。该类型层序界面各类特征变化最为明显（见图6）。以R3井为例，岩性由厚壳蛤砾屑灰岩突变为粒泥灰岩，肉眼可见厘米—分米级厚壳蛤碎屑，局部发育强烈的胶结作用，呈“斑块”状分布。测井响应变化特征明显，表现为自然伽马、密度呈“台阶”式增大，声波时差、中子孔隙度和电阻率呈“台阶”式降低（见图5）。碳氧同位素方面，在层序界面处，δ13C表现为-3‰～-4‰高幅度负偏移，δ18O亦有高幅度负偏移特征，表明储层受大气淡水环境胶结作用的影响，R1井也表现出相似的特征，但变化幅度较小（见图4）。

第2类为短期地表暴露型，对应古地貌次高位置，水体能量降低，岩石组分中厚壳蛤占比减少，暴露时间较第1类短（见图6）。以R4井为例，岩性由漂砾灰岩突变为泥粒灰岩，漂砾主要为厚壳蛤，双壳类、棘皮类也较为发育，顶部发育溶蚀孔洞。测井曲线变化幅度降低，表现为自然伽马呈“弱台阶”式增大，其他曲线均呈渐变趋势（密度逐渐增大，声波时差、中子孔隙度和电阻率逐渐降低）。碳氧同位素中，δ18O只有一个较窄负偏移，表明受淡水环境胶结作用影响程度低（见图4、图 5）。

第3类为水下硬底型，对应古地貌相对低处，水体能量更低，沉积颗粒更细，基本被海水覆盖，暴露时间更短（见图6）。以R5井为例，岩性表现为漂砾或泥粒灰岩突变为泥粒—粒泥灰岩，岩石呈斑块状胶结，胶结处发育溶蚀孔洞及轻微生物钻孔遗迹，表明遭受一定的溶蚀作用（见图5）。碳氧同位素方面，δ13C与δ18O基本无偏移，表明受大气淡水环境胶结作用影响小。测井响应上为无明显变化特征与趋势，此外R6井和R7井也具有相似特征（见图4）。值得注意的是，位于北部R2井层序界面在岩性上也基本无变化，均为泥粒灰岩，测井响应上变化特征不明显，碳氧同位素也表现为极低幅度负偏移 （见图4）。这说明R2井与R5井相同，也长期处于海水成岩环境，但该井层序界面处孔隙整体发育，岩石颗粒具有较好的分选与磨圆，说明遭受很强的水动力筛选。综合判断，R2井可能处于内缓坡潮汐水道环境［12］，这也与等时地层格架中R2井位置表现为“下凹”特征相印证（见图4）。类似潮道地貌的发现也为之后沉积模式综合研判提供了支撑。

4 层序界面类型对储层的差异影响

不同类型层序界面之下，原生沉积物质、沉积结构，及其早成岩作用类型与强度均不相同，相互叠加作用控制储层品质，对其进行深入分析有助于储层成因认识，也可为地质建模提供理论支撑［4，27-29］。

四级层序FS1界面下为内缓坡高能环境，岩石组分以生屑为主，以厚壳蛤为典型代表，还包含双壳类、棘皮类等粗碎屑，但生屑在横向上分布不均，微古地貌越高处，厚壳蛤占比越高，厚壳蛤颗粒越大。上述划分的3种类型早成岩特征差异较大，直接影响储层品质（见图 5）。

中期地表暴露型沉积颗粒最粗，生屑以厘米—分米级厚壳蛤为主，岩石呈“蜂窝”状，发育大量溶洞，表明遭受较长时间暴露溶蚀，形成大量次生孔隙，海水胶结物不发育，储层最为发育。如R3井厚壳蛤颗粒灰岩储层厚度可达19 m，储渗能力极强（见图4）。但储层顶部“斑块”状胶结作用明显，薄片上表现为洁净镶嵌状结构，通过发育特征和碳氧稳定同位素等资料证实为大气淡水胶结物［27］（见图 6、图 7a），这主要与缓坡沉积背景及较高的原生孔隙度有关。中期暴露使原生孔隙中充填了大量的大气淡水，孔隙水在缓坡背景下流动性差，溶解物质不易被带出，当溶解物质浓度达到一定程度，大气淡水环境胶结作用则会取代溶解作用占主导地位，部分孔隙将被大气淡水胶结物充填。随后，伴随相对海平面上升，残余孔隙继续被“粉晶质”海水胶结物充填，形成完全胶结。这种特征使得在优质储层中有形成夹层的可能。

短期地表暴露型沉积颗粒稍细，厚壳蛤仍占主导地位，顶部暴露时间较前者短，受胶结作用影响小，早成岩作用以单一溶解作用为主，非选择性溶蚀作用明显，表现为壳体“港湾”状边缘，并发育大量溶洞，海水、大气淡水胶结物发育较少，储层整体孔渗性较好（见图6、图 7b）。

水下硬底型一般水体相对较深，沉积能量较低，沉积颗粒较细，棘皮类、双壳类占比增加，泥晶组分增多。由于长时间位于水下，沉积缓慢，海水环境胶结作用明显，有些被完全胶结，有些遭受一定大气淡水溶蚀，发育次生铸模孔和小型孤立溶孔（见图6、图7c），储层品质受到较大影响。而位于潮道内的沉积物，基本以双壳类、棘皮类，以及底栖有孔虫类为主，沉积能量较高，具有较好的分选性、磨圆度，储层孔隙连通性好，储层品质高（见图 7d）。

区别于四级层序界面，三级层序界面下属于潟湖或潮坪相局限低能环境，沉积能量低，泥质组分占比高，以粒泥灰岩为主，且岩性横向变化较小，生物以底栖有孔虫为主，发育大量潜穴、钻孔等生物遗迹构造。局限环境下，水体较浅，沉积物易间歇性暴露溶蚀，早期海水胶结物也受到一定溶蚀，并形成铸模孔，但孔隙空间大多被后期地层水胶结物充填，次生孔隙较不发育，与上覆中、外缓坡亚相泥晶灰岩形成一套稳定的隔层（见图 6、图 7e）。

二级层序界面下发育潮坪相低能沉积，以粒泥灰岩为主。与三级层序界面相比，其早成岩特征具有巨大差别，遭受了更为长期的风化剥蚀和溶蚀坍塌，形成了砾屑质结构和大量孔隙，但这些孔隙后期完全被大气淡水胶结物充填，对应碳氧同位素高幅度负偏移特征，储层物性整体差，与上覆Khasib组泥晶灰岩构成Mishrif组稳定的盖层。此外，大气淡水流体向下渗透，直接作用于下伏四级层序界面下内缓坡相颗粒灰岩，大量次生溶孔被大气淡水胶结物充填，储层物性急剧降低，储层品质显著变差（见图4、图6、图7f）。

图7 R油田Mishrif组层序界面典型薄片

5 结论

1）结合区域地质认识，根据沉积旋回特征和多种资料，建立了R油田层序地层格架，分为1.5个三级层序（S1，S2）和5个四级层序。其中，S1为海退半旋回，S2为一套完整旋回，其三级层序最大海泛面对应K140，与OAE2事件相关。

2）不同类型层序界面特征多样，根据其差异沉积与早成岩演化特征，可归纳为3级5种类型，分别为二级层序长期地表暴露型、三级层序S1界面中长期间歇暴露硬底型、四级层序FS1界面的中期地表暴露型、短期地表暴露型和水下硬底型。

3）不同类型层序界面控制下早成岩作用对储层的差异影响，主要体现在溶蚀作用与胶结作用强度以及二者的相对关系上。二级层序界面对应长时间暴露，导致溶蚀垮塌，大气淡水环境胶结作用占主导地位，储层物性极差，是盖层的重要组成部分。在R油田范围内，三级层序界面以潟湖或潮坪环境为主要标志，底栖有孔虫活跃，发育大量生物遗迹构造，顶部间歇暴露形成的铸模孔大多被后期地层水胶结物充填，储层物性差，形成一套稳定的隔层。在R油田范围内，四级层序FS1界面主要是内缓坡环境，粗碎屑发育，但横向上早成岩特征构成较为复杂，中期地表暴露型发育厘米—分米级厚壳蛤，溶蚀作用最强，储层最为发育，但孔隙局部会被大气淡水与海水胶结物充填，有形成夹层的可能；短期地表暴露型以溶蚀作用为主，形成大量溶蚀孔洞，储层较发育；水下硬底型海水胶结物保存较好，只发育一定的铸模孔与孤立溶孔，储层品质一般。