古潜山岩溶储集层特征及其对产能的控制作用

王进财，赵伦，张祥忠，杨智刚，曹海丽，陈礼，单发超，刘明慧

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油哈萨克斯坦公司）

古潜山岩溶储集层特征及其对产能的控制作用

王进财1，赵伦1，张祥忠1，杨智刚2，曹海丽1，陈礼1，单发超1，刘明慧1

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油哈萨克斯坦公司）

以哈萨克斯坦南图尔盖盆地NWKK碳酸盐岩油田为例，建立了古潜山岩溶储集层概念模型，从纵向上和平面上分析了储集层特征及其对产能的控制作用。纵向上，岩溶储集层自上而下可划分为风化壳带、表层带、洞穴带、渗流带和潜流带，裂缝发育程度依次增强；发育角砾孔隙型、洞穴型、孔洞型、裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型、孔隙型等6类储集层类型，裂缝和溶洞的发育使各岩溶带生产初期高产油低含水，但产量递减及含水上升快。平面上，岩溶储集层特征受控于构造海拔高度和古岩相特征：构造海拔高、岩性疏松的古潜山储集层受地表风化淋滤作用强，溶孔溶洞较发育，储集层类型主要为角砾孔隙型、洞穴型和孔洞型；构造海拔低、岩性致密的古潜山储集层裂缝发育程度高，储集层类型主要为裂缝-孔洞型和裂缝-孔隙型，储集层与底水沟通作用强，产能效果好，但产量递减及含水上升快，平面不同区域应采用不同的开发技术政策。图8表4参14

古潜山；岩溶储集层；储集层特征；储集层概念模型；产能特征；南图尔盖盆地

0 引言

碳酸盐岩古岩溶储集层属于改造型储集层[1]，缝-洞比较发育。由于成因机制复杂，非均质性极强，该类储集层预测难度很大[2]。目前，研究者在古岩溶储集层的成因机制[3-5]、缝洞识别手段[6-8]、三维地质建模[9-12]、开发方式[13-14]等方面做了大量工作，研究成果成功应用于国内外碳酸盐岩油藏的勘探和开发。本文以哈萨克斯坦南图尔盖盆地NWKK碳酸盐岩油田为例，基于14口井的岩心观察，综合地震、测井、录井、试油、产吸剖面和开发动态等资料，建立研究区古潜山岩溶储集层概念模型，明确古潜山岩溶储集层纵向和平面发育特征及其对产能的控制作用。

1 研究区地质概况

NWKK油田位于南图尔盖盆地南部阿雷斯库姆坳陷的阿克塞凸起上（见图1a），是1个古潜山碳酸盐岩油藏。平面上分为西北和东南两个古构造高点，西北

高点的海拔高于东南高点；潜山内断层发育，主要呈北北东、北北西和南北向（见图1b）。油藏整体上是一个块状边底水双重介质油藏（见图2），于2010年投入开发。

研究区古潜山碳酸盐岩受后期强烈的构造运动影响抬升出露至地表，遭受了长期的风化、剥蚀和地表水的淋滤改造作用，形成了顶部发育风化壳的古潜山岩溶储集层。岩溶储集层岩性有灰岩、变质砂岩和风化壳角砾岩等共计20余种，类型复杂多样，空间分布差异大；主要储集空间有溶孔、溶洞和孔隙，裂缝中等发育，为高角度缝，倾角在50°～75°，与断层走向基本一致，起着沟通孔隙和输导油气的作用。岩溶储集层物性变化范围大，储集层孔隙度为5.2%～40.0%，平均19.8%，渗透率为（0.1～300.0）×10-3μm2，平均8.4×10-3μm2，非均质性强。

图1 NWKK油田地质概况

图2 NWKK油田古潜山油藏剖面图（剖面位置见图1b）

2 岩溶储集层特征

2.1 岩溶储集层概念模型

综合岩心等静态地质资料和试油等开发动态资料，将研究区古潜山岩溶储集层（Pz）纵向上由浅至深划分为风化壳带、表层带、洞穴带、渗流带和潜流带，建立了岩溶储集层的概念模型（见图3），分析了不同岩溶带的储集层非均质性。

图3 NWKK油田古潜山岩溶储集层概念模型

风化壳带由古潜山碳酸盐岩出露地表后遭受长期风化及淋滤作用而形成的角砾岩残积物组成，胶结疏松，滑塌现象明显，储集空间主要为风化淋滤后残留的角砾孔隙，具有砂岩孔隙的特征，风化壳带平均厚度12 m，横向发育不稳定。表层带位于古风化侵蚀面以下岩溶储集层的顶部，以地表水垂向渗透为主要特征，垂直溶蚀孔洞较发育，起着传导地表水的作用，平均厚度4 m，横向连续性差。洞穴带以垂直洞穴（落水洞）发育为主要特征，平均厚度6.4 m，横向分布稳定，裂缝发育；当地表水经风化壳带或表层带垂向渗透时，若其下部为岩性疏松的生物格架灰岩，则垂向及横向溶蚀作用相对容易，垂直溶蚀孔洞发展成垂直洞穴。渗流带位于洞穴带之下，相比上覆岩溶带，该层带亮晶灰岩沉积比例增大，岩性致密度和脆性增强，裂缝发育程度增大，地表水主要沿着裂缝发生垂向溶蚀作用，形成了裂缝-孔洞和裂缝-孔隙型储集空间，平均厚度大于100 m。潜流带位于古潜水面附近，主要受古潜水的横向溶蚀作用影响，储集空间以水平洞穴和水平溶蚀孔洞为主，裂缝发育，平均厚度约50 m；相比地表水的垂向淋滤作用，古潜水的横向溶蚀作用更强，水平洞穴的规模比洞穴带的落水洞规模更大。潜流带之下为基岩，位于隔水层之下，基本不受后期岩溶等地质作用影响，溶孔不发育。钻井结果表明，研究区钻遇潜流带的井较少，且潜流带都在油水界面以下，因此上部的4个岩溶带为主力岩溶带。

2.2 岩溶储集层非均质性

古潜山岩溶储集层特殊的成因机制决定了其具有强非均质性。岩溶带测井解释物性统计结果（见表1）表明，风化壳带角砾岩由于具有类似砂岩的孔隙特征，为中高孔、中低渗储集层，物性好，而溶蚀孔洞和溶蚀裂缝的发育使储集层非均质性较强，渗透率变异系数为1.8；其他岩溶带储集层具有低孔、低渗的特征，渗透率分布范围大，变异系数大于2，非均质性强，其中渗流带由于储集空间以裂缝-孔洞和裂缝-孔隙为主，孔隙度和渗透率最小，渗透率变异系数最大，非均质性最强。

表1 NWKK油田古潜山岩溶带储集层物性参数统计表

2.3 岩溶储集层岩电响应特征

根据成因机制，本文将研究区20余种岩性划分为3大类：原生的碳酸盐岩、原岩遭受风化改造后形成的角砾岩、外源的砂泥岩。原生的碳酸盐岩在经受了风化和淋滤作用后，形成了复杂的溶洞和溶孔系统，这些孔洞被后期的原岩风化产物和外源砂泥岩等沉积物所充填，使得古潜山岩性异常复杂，导致测井响应特征显示出多样性和不确定性，各岩溶带岩电响应特征在纵向上和平面上差异较大（见图4）。

纵向上，岩溶带埋藏越浅，岩性越疏松，三孔隙度曲线跳跃段、感应电阻率光滑段越发育，而埋藏越深，岩性越致密，脆性越强，裂缝发育程度越大，三孔隙度曲线平直段、感应电阻率曲线锯齿段越发育。风化壳带岩性主要为疏松的风化角砾岩，三孔隙度曲线具高声波、高中子孔隙度、低密度的特征，感应电阻率曲线平直光滑，与下伏岩溶带呈明显台阶。表层带岩性主要为亮晶灰岩，局部发育生物格架灰岩，三孔隙度曲线整体具低声波、低中子孔隙度、高密度的特征，在溶孔发育处曲线跳跃现象明显。洞穴带岩性以生物格架灰岩为主，落水洞发育层段厚1～4 m，三

孔隙度曲线具高声波、高中子孔隙度、低密度的特征，其中声波时差为984～1 575 μs/m（300～480 μs/ft），中子孔隙度为24%～40%，密度为2.2～2.6 g/cm3，感应电阻率呈低值。渗流带岩性为亮晶灰岩，与基岩岩性相似，三孔隙度曲线整体平缓，具低声波、低中子孔隙度和高密度的特征，仅在局部层段出现尖峰状；由于裂缝发育程度高，感应电阻率曲线具明显“锯齿”特征，跳动频繁，呈现“正差异”。潜流带岩性为亮晶灰岩，水平溶洞发育层段厚8～16 m，相比洞穴带溶洞，该类溶洞声波时差和中子孔隙度值更高，密度更低（接近2.1 g/cm3），感应电阻率曲线更光滑。基岩层段为岩性最致密的原岩，声波时差591～623 μs/m（180～190 μs/ft），中子孔隙度8%～9%，密度2.7 g/cm3，感应电阻率呈高值，曲线平直光滑。

图4 NWKK油田古岩溶储集层岩电响应特征

平面上，西北高点岩性疏松的生物格架灰岩比例大，构造海拔高，受风化淋滤作用较强，溶洞溶孔发育程度高，三孔隙度曲线“跳跃”现象更强烈，而东南高点岩性致密的亮晶灰岩比例大，构造海拔低，裂缝发育程度高，感应电阻率曲线“锯齿”特征更明显。

2.4 岩溶储集层类型及特征

古潜山岩溶储集层纵向明显的分带性和异常复杂的储集空间使得其储集层类型多种多样。岩心特征和

储集层概念模型表明，研究区主要发育角砾孔隙型、洞穴型、孔洞型、裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型、孔隙型等6类储集层类型。从岩心、测井响应等7个方面对每类储集层进行了定性描述和分析（见表2），明确了角砾孔隙型、洞穴型和孔洞型储集层为Ⅰ类储集层，纵向上主要分布于风化壳带、洞穴带、渗流带和潜流带，平面上主要发育于西北高点；裂缝-孔洞型为Ⅱ类储集层，纵向上主要分布于风化壳带和渗流带，平面上主要发育于东南高点；裂缝-孔隙型和孔隙型为Ⅲ类储集层，纵向上主要分布于风化壳带和渗流带，平面上主要发育于东南高点。

表2 NWKK油田古潜山岩溶储集层特征

裂缝和溶洞发育是古潜山岩溶储集层的重要特征。研究区裂缝和溶洞的发育程度受控于构造海拔高度、岩溶带埋深和古岩相特征，其中裂缝特征与断层活动密切相关。纵向上，风化壳带、洞穴带、渗流带主要岩性分别为疏松的风化壳角砾岩、生物格架灰岩、致密亮晶灰岩，岩石脆性逐渐增大，裂缝发育程度逐渐增强；地震曲率和相干属性预测结果表明，主力岩溶带中，渗流带裂缝发育程度最强，风化壳带裂缝发育程度最弱，表层带和洞穴带裂缝发育程度介于二者之间（见图5）。平面上，西北高点构造海拔高于东南高点（见图6a），岩性主要为疏松的生物格架灰岩，而东南高点岩性主要为脆性较强的亮晶灰岩，在相同的构造作用下，亮晶灰岩容易发育裂缝，因此，在每个

岩溶带中，东南高点裂缝发育程度均强于西北高点（见图5），方向与断层走向基本一致；在相同的地表水淋滤作用下，西北高点生物格架灰岩更容易发育溶洞，遗传反演孔隙度结果表明，洞穴带西北高点孔隙度高值区明显多于东南高点（见图6b），其中在57井区，孔隙度高值区域较大，而该井岩心见直径7～8 cm的溶洞（见表2），因此，西北高点溶洞发育程度强于东南高点。

图5 NWKK油田岩溶带地震曲率和相干属性预测裂缝发育程度

图6 NWKK油田洞穴带遗传反演孔隙度平面展布特征

3 岩溶储集层对产能的控制作用

层状砂岩油藏的产能与有效厚度基本成正比，而古潜山岩溶储集层的产能特征与储集层内洞穴、溶孔溶洞，特别是与裂缝的发育程度紧密相关，而有效厚度仅仅反映了储集层的供油潜力。如果裂缝不发育或者发育程度低，在低孔低渗的碳酸盐岩储集层中油气很难实现垂向和横向上的流动。岩溶带有效厚度及试油情况统计结果（见表3）表明，主力岩溶带有效厚度变化范围大，最小0.2 m，最大43.8 m，平均值在7 m以上，有一定的供油潜力；岩溶带试油平均日产油在60 m3以上，平均含水率在5%以下，具有碳酸盐岩油藏初期高产油、低含水的一般特征。

经过一段时间的开采，风化壳带和渗流带的平均日产油量快速下降，含水快速上升，平均日产油由投产初期的60 m3以上减少到目前的15 m3以下，平均含水率由投产初期的基本不含水上升到目前的70%以

上，而洞穴带平均日产油和含水率变化相对风化壳带和渗流带变化幅度较小（见图7）。这是由于风化壳带具有砂岩和碳酸盐岩的双重特征，类似砂岩孔隙的角砾型孔隙使储集层横向连通性变好，受边水影响大；渗流带位于岩溶带下部，裂缝发育程度高，裂缝特有的垂向沟通能力使储集层与底水沟通程度高，受底水作用明显，而洞穴带位于岩溶带上部，离底水较远，短期内产量下降和含水上升均较慢。

平面上，相比西北高点，东南高点岩石脆性强，裂缝发育程度高，储集层与底水沟通作用强，开发效果好。在投产井数相近而有效厚度东南高点小于西北高点的情况下，生产初期（2010年9月）东南高点日产油为西北高点的1.4倍，采油指数为西北高点的1.2倍；2014年10月，东南高点采油指数仍为西北高点的1.4倍（见表4）；东南高点含水上升快，目前综合含水率为75.8%，处于中高含水阶段，产量递减快，而西北高点目前综合含水率为27.8%，处于低含水阶段，产量递减慢（见图8）。

表3 NWKK油田古潜山主力岩溶带有效厚度及试油情况

图7 NWKK油田古潜山主力岩溶带生产曲线特征

表4 NWKK油田古潜山岩溶储集层不同区域不同时期产能

图8 NWKK油田古潜山岩溶储集层不同区域产量递减及含水变化特征图

4 开发技术对策

NWKK油田古潜山岩溶储集层纵向分带性强，平面差异大，开发过程中具有产量递减及含水上升快的特征，其中裂缝和溶洞对产能的影响较大，整体上新井尽量部署在溶洞和裂缝发育区，实现高产。东南高点开发技术对策包括：①根据流入动态曲线，老井需要保持合理的生产压差（约3 MPa），保持驱动能量；②依据油藏实际数据和数值模拟结果,新井射孔位置要在合理避水高度（约5 m）以上，防止由裂缝引起的油藏暴性水淹。西北高点开发技术对策包括：①由于油层厚度大，横向变化快，单井储量控制程度大，适当实施井网加密，提高储量动用程度；②裂缝发育程度相对较低，在裂缝欠发育区布署水平井，提高单井产量。

5 结论

NWKK油田古潜山分为西北和东南两个古构造高点，西北高点的构造海拔高于东南高点，岩溶储集层

在纵向上可划分为风化壳带、表层带、洞穴带、渗流带、潜流带等5个岩溶带，发育角砾孔隙型、洞穴型、孔洞型、裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型、孔隙型等6类储集层类型，储集层非均质性强。

岩性的差异使岩溶储集层在纵向上和平面上呈现不同的特征。纵向上，风化壳带、洞穴带、渗流带主要岩溶储集层类型分别为角砾孔隙型、洞穴型、裂缝-孔洞+裂缝-孔隙型，由风化壳带向下至渗流带，岩石脆性逐渐增大，裂缝发育程度逐渐增强。平面上，西北高点岩性主要为疏松的生物格架灰岩，溶孔溶洞较发育，而东南高点岩性主要为脆性较强的亮晶灰岩，裂缝发育程度高。

岩溶储集层特征控制其产能特征。纵向上，由于裂缝、溶洞溶孔发育，岩溶带生产初期高产油低含水，但产量递减及含水上升快；平面上，相比西北高点，东南高点由于构造海拔低，裂缝发育程度高，储集层与底水沟通作用强，产能效果好，但含水上升速度和产量递减均高于西北高点。由于岩溶储集层特征的平面差异性，东南高点和西北高点应制定不同的开发技术对策。

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（编辑 胡苇玮 郭海莉）

Buried hill karst reservoirs and their controls on productivity

Wang Jincai1,Zhao Lun1,Zhang Xiangzhong1,Yang Zhigang2,Cao Haili1,Chen Li1,Shan Fachao1,Liu Minghui1
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China;2.CNPC International in Kazakhstan,Beijing 120001,China)

The concept model of ancient buried hill karst reservoirs was built taking the NWKK carbonate rock oilfield in the South Turgay Basin in Kazakhstan as an example,and the characteristics of karst reservoirs and their controls on productivity were analyzed in vertical and horizontal directions.Vertically,the karst reservoirs can be subdivided into,from top to bottom,weathering crust zone,epikarst zone,caves zone,vadose zone and phreatic zone,in which the development of fractures is strengthened gradually;Six reservoir types,breccia pore,cave,vug,fracture-vug,fracture-pore and pore,were developed;Each karst zone has high oil production and low water cut in the initial stage because of the developed fractures and karst caves,but the production declines rapidly and the water cut rises fast.Horizontally,the karst reservoir characteristics are controlled by structure altitude and ancient lithofacies: the ancient buried hill with high structure altitude and loose lithology suffers from stronger weathering and leaching,has much more solution caves and holes,the main reservoir types are breccia pore,cave,and vug,while the ancient buried hill with low structure altitude and compacted lithology has highly developed fractures and stronger communication with bottom water,the main reservoir types are fracture-vug and fracture-pore,and the reservoirs have better productivity effect but rapid production declines and water cut rising.Different areas in plane should adopt different development techniques and policies.

ancient buried hill;karst reservoir;reservoir characteristics;reservoir concept model;productivity characteristics;South Turgay Basin

中国石油天然气集团公司重大专项（2011E-2506）

TE348

A

1000-0747(2015)06-0779-08

10.11698/PED.2015.06.11

王进财（1985-），男，回族，宁夏海原人，硕士，中国石油勘探开发研究院工程师，主要从事海外油气田开发地质研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院中亚俄罗斯研究所，邮政编码：100083。E-mail：wangjincai1@petrochina.com.cn

联系作者：赵伦（1970-），男，重庆南川人，博士，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事海外油气田开发研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院中亚俄罗斯研究所，邮政编码：100083。E-mail：zhaolun@cnpcint.com

2015-02-25

2015-07-17