海外碳酸盐岩油藏储层特征分析及其对产能影响

卢志明，徐士鹏，艾尼·买买提，王成林，高立群，杨智刚，闫 超，霍进杰

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

随着全球油气勘探程度的提高，碳酸盐岩储层石油地质储量[1]占世界60%以上，碳酸盐岩油藏已经成为了一个重要的勘探新领域。近几年在南图尔盖盆地北部基底碳酸盐岩储层完钻多口井获工业油流，展示出该区良好的碳酸盐岩勘探前景。多年的勘探实践表明，碳酸盐岩储层具有储层岩性复杂、储集空间类型多样等特点[2-5]。卡拉布拉克油田储层岩性多样(主要为灰岩、生物灰岩、角砾灰岩、泥质灰岩)、储集空间类型复杂(原生孔、裂缝、溶蚀孔洞、岩溶角砾等)、有利储层识别难度较大、裂缝带分布特征认识不清，缺乏大量岩心化验分析资料和特殊测井资料。因此，在仅有的地震、常规测井、生产动态等资料的基础上，运用碳酸盐岩岩性及储层分类技术、井震结合预测碳酸盐岩有利储层和裂缝识别技术，建立一套适用于海外碳酸盐岩油藏储层特征分析的实用技术和方法，具有重要意义。

1 地质概况

卡拉布拉克油田位于哈萨克斯坦南图尔盖盆地南部Aryskum凹陷的Aksay凸起上，是一个规模较大的背斜碳酸盐岩油藏，中间存在局部凹陷，受断裂切割作用，形成多个独立断块。目的层为二叠系(Pz层)碳酸盐岩潜山，钻井揭示目的层厚度为47～498 m，油田分为北区、中区和南区。白垩系底部大套泥岩直接覆盖在Pz地层之上，是厚度比较稳定的区域盖层。油气来源于南部Aryskum凹陷，沿近南北向断裂带和不整合面运移，在卡拉布拉克油田聚集成藏[6-7]。油藏的油气富集很大程度上取决于储层内部孔隙和裂缝的发育程度。

2 储层特征分析

2.1 储层岩性识别

卡拉布拉克油田储层岩性复杂，横向变化快，岩石类型以碳酸盐岩为主，包括灰岩、角砾灰岩、泥质灰岩及生物灰岩。灰岩多见印模、珊瑚、海百合等生物化石，反映浅海沉积环境。碳酸盐岩潜山还发育一种特殊岩性——岩溶角砾岩，岩溶角砾岩多质地松散，由泥质和灰质角砾构成，反映古潜山风化壳经历的风化淋滤作用(图1)。

图1 目的层岩心照片Fig.1 The core data of target formation

由于岩石的成因、成分、结构和物理化学性质不同，其储集空间类型和储集性能存在很大差别。卡拉布拉克油田碳酸盐岩储层岩石类型多样，纵向上测井响应相互交错，岩性分类不清。此外，由于基底抬升后地层翻转，与上覆地层呈角度不整合接触，导致平面上优势岩性预测难度大，岩性分布规律不清。

为了更好识别及划分岩性，在岩心刻度下，通过制作常规曲线蛛网图，确定敏感响应特征曲线(图2a)。由图2a可知：灰岩表现为低中子、高光电吸收截面指数特征；角砾灰岩表现为低光电吸收截面指数、高中子特征；泥质灰岩光电吸收截面指数及中子特征介于二者之间。通过提取敏感响应特征曲线建立中子-光电吸收截面指数交会图(图2b)。由图2b可知：灰岩光电吸收指数大于3.0 b/e，补偿中子小于19%；泥质灰岩光电吸收截面指数为2.2～3.0 b/e，补偿中子为19%～28%；角砾灰岩光电吸收截面指数小于2.2 b/e，补偿中子大于25%。

图2 碳酸盐岩储层岩性交会图版Fig.2 The lithologic cross plot of carbonate reservoir

2.2 储层储集空间类型划分

国内外碳酸盐岩油藏的勘探开发经验表明，碳酸盐岩油藏研究重点集中于储层特征[8]。碳酸盐岩储集空间是碳酸盐岩储层的基本特征，与砂泥岩剖面的储集空间有本质区别。由于次生改造作用的差别，使得碳酸盐岩储层的次生孔隙结构复杂多样，难于划分[9-12]。通过对卡拉布拉克油田碳酸盐岩储层岩心的观察，并利用主因素分析的方法，将不易识别的储层划分为骨架型、裂缝-孔洞型和裂缝-岩溶角砾型的复合储集空间类型，再寻找敏感曲线，建立不同储集空间类型的测井解释图版[13]，进而完成全区储集空间类型划分(图3)。

图3 储层储集空间类型划分Fig.3 The classification of reservoir space types

骨架型：3种孔隙度曲线响应明显，呈尖峰和指状，GR、SP及Rt曲线略有起伏。

裂缝-孔洞型：曲线整体较为平缓，裂缝-孔洞发育处3种孔隙度曲线呈齿状—指状，物性较好，声波时差可出现较明显的增大或跳跃现象，电阻率有幅度差。

裂缝-岩溶角砾型：测井曲线起伏较大，与上下围岩有明显差异，物性很好，电阻率及3种孔隙度曲线U型特征明显。

2.3 有利储层发育区表征

在完成岩性、储层储集空间类型划分的基础上，通过成像测井识别、地震多属性表征[14-18]，结合录井资料和试油试采结果，将储层划分3种类型，并识别出有利储层发育区(表1)。

表1 卡拉布拉克油田储层空间类型及分布区域Table 1 The reservoir space types and distribution areas in Karabulak Oilfield

Ⅰ类储层：储集空间以直径大于2 mm的溶洞为主。测井曲线整体较为平缓，仅在局部出现小尖峰，具有高声波、高中子、低密度的响应特征。地震特征表现为高频衰减，低频能量增强，反射特征为表层波峰低中度连续反射，其下波谷较强连续反射，内幕强连续反射。录井气测显示好，储层物性好，平均孔隙度为22.9%，平均渗透率为12.1 mD，平均含油饱和度为56%。此类储层发育区完钻井投产初期日产油均在32.0 t/d以上，平均单井日产油为50.0 t/d，是油田初期单井产量最高的区域。

Ⅱ类储层：测井曲线整体呈波浪状，深侧向和浅侧向电阻率曲线幅度差明显，具有较高声波、较高中子、较低密度的特征。地震特征为表层波峰中等强度连续反射，其下波谷较强连续反射，内幕中等连续层状反射。录井气测显示较好，储层物性相对较好，平均孔隙度为11.9%，平均渗透率为1.8 mD，平均含油饱和度为62%。此类储层分布面积大，是产量贡献最高、稳产时间最长、酸化措施效果最好的区域。

Ⅲ类储层：储层以泥质灰岩为主，多见岩溶角砾岩，发育溶孔、裂缝，但溶孔和裂缝多数被充填。测井曲线显示为低密度、高中子、高伽马，深侧向和浅侧向电阻率曲线具一定幅度差，地震反射特征为表层波峰连续强反射，内幕为弱反射。录井气测显示较差，储层物性较差，平均孔隙度为8.7%，平均渗透率为0.5 mD，平均含油饱和度为51%。此类储层发育区是单井产量最低且压裂措施效果明显的区域。

2.4 裂缝预测

根据储层特征分析结果可知，裂缝在碳酸盐岩储层研究中起到至关重要的作用，对储层的储集性能，油田开发生产、新井部署影响极大。为此，针对卡拉布拉克油田裂缝发育程度及主要分布特征开展研究[19-21]。

2.4.1 裂缝产状特征

通过岩心观察，全区主要发育3种类型的裂缝，分别为低角度裂缝、高角度裂缝、网状裂缝(图4)。裂缝数据统计结果表明：卡拉布拉克油田目的层裂缝倾角以中—高角度为主，主要为45～75 °，一般为构造活动的产物。因此，认为目的层的裂缝主要是构造成因裂缝，其分布规律与工区内的断裂展布有着密切联系。

图4 目的层岩心裂缝Fig.4 The diagram of core fracture in target formation

将裂缝倾向进行换算，得到裂缝走向信息。结果表明，全区的裂缝走向以NW20 ～NE10 °为主，与断层发育走向一致，表明目的层段的裂缝为构造成因。

2.4.2 裂缝特征地震属性分析

在裂缝预测方法选择上，根据收集到的初始资料特点，主要采用叠后地震属性分析法和地震不连续性检测法。叠后地震属性分析法是以最能表现裂缝特征的地震属性为基础，加以其他属性进行多方面验证，发现选择曲率、相干属性(图5)均有较好的响应特征；地震不连续性检测方面主要是利用方差属性，一方面结合RMS等细化研究区岩相边界，另一方面可在一定程度上反映裂缝发育程度。

图5 地震多属性分布Fig.5 The seismic multi-attribute distribution

运用地震曲率、相干属性和简单方差属性综合显示，可更加清晰地描述地质体产状的细微变化，有利于分析构造的变形程度和裂缝的发育程度，判断储层物性优劣。

通过分析得出，裂缝发育程度与油井生产情况基本吻合，裂缝集中分布在中区北部断裂带附近，与断裂走向一致。油井初期产量高、含水低，伴随长时间开采，裂缝沟通边底水，产量下降，含水上升快。中区南部灰岩及南区泥质灰岩发育区洞缝发育，但多数被充填，油井产量低。

综上研究可知，利用测井储层划分结果纵向上精细标定地震响应特征，根据地震反射特征及敏感地震属性，结合生产动态资料，明确了卡拉布拉克油田有利储层类型及其展布特征，最终将卡拉布拉克油田储层刻画为3类并确定潜力区平面分布范围(图6)。Ⅰ类储层为生物灰岩发育区，其分布面积小，主要位于油田北部的18井区和中部的53井区；Ⅱ类储层为裂缝型灰岩发育区，主要分布于油田中区北部，储集空间类型以裂缝为主，其次为溶蚀孔洞；Ⅲ类储层为泥质灰岩及岩溶角砾岩发育区，主要分布于油田中、南区域。

图6 卡拉布拉克油田潜力区域分布范围Fig.6 The potential area distribution range of Karabulak Oilfield, coinciding with the initial production status

3 储层对产能影响

在碳酸盐岩油藏研究中，依据储层内孔隙、洞穴、裂缝的发育程度及有效厚度可反映出储层的供油潜力，在低孔隙、低渗透性碳酸盐岩储层中，若裂缝不发育或发育程度低，油气难以实现横向和纵向的流动[22]。

对不同储层发育区有效厚度及投产后生产情况研究表明(表2)，Ⅰ类储层平均有效厚度为11 m，物性最好，供油能力充足，平均单井日产油为50.0 t/d，具有碳酸盐岩油藏初期高产油、低含水的特征；Ⅱ类储层平均有效厚度为24 m，平均单井日产油为32.0 t/d，但是经过长时间开采，导致日产油快速下降，含水率快速上升，相比Ⅰ类储层单井日产油较低，这是受Ⅱ类储层发育区岩性、物性及储集空间类型制约。由于Ⅱ类储层发育区分布在断裂带附近，裂缝发育程度高，边底水能量充足，裂缝垂向沟通能力使储层与底水沟通程度高，受底水影响明显。Ⅲ类储层平均有效厚度为14 m，主要集中分布油田西南部，主要以泥质灰岩和岩溶角砾岩为主，物性较差。该区域距底水较远，投产井少，开发效果较差，产能贡献率低，产能水平根本原因取决于该区域发育的岩性及储集空间类型所致。

表2 卡拉布拉克油田碳酸盐岩储层有效厚度及生产情况Table 2 The statistics of effective thickness and production of carbonate reservoirs in Karabulak Oilfield

4 结论及认识

(1) 卡拉布拉克油田碳酸盐岩油藏储层可划分为Ⅰ类生物灰岩发育区、Ⅱ类裂缝型灰岩发育区、Ⅲ类泥质灰岩、岩溶角砾岩发育区。储集空间主要为骨架、裂缝-孔洞、裂缝-岩溶角砾岩三大类型。其中，Ⅰ类生物灰岩发育区和Ⅱ类裂缝型灰岩发育区是油田单井产量高和贡献率大的区域。

(2) 岩性的差异使得卡拉布拉克碳酸盐岩油藏在不同区域表现出不同的特征。Ⅰ类储层岩性主要为生物灰岩，发育直径大于2 mm的溶洞；Ⅱ类储层岩性主要为亮晶灰岩，主要分布在中区断裂带附近，裂缝、孔洞发育程度高；Ⅲ类储层岩性主要为泥质灰岩，主要分布在中区南部和南区，见有溶孔、裂缝，但裂缝多数被充填。

(3) 不同储层特征控制其油田产能。通过对油田储层特征精细研究，Ⅰ类储层由于发育溶洞，储层物性好，供油能力充足，具有碳酸盐岩油藏初期高产油、低含水的特征，产量递减小，产能效果最好；Ⅱ类储层裂缝发育程度高，储层与边底水沟通作用强，伴随长期开采，产量递减大及含水上升快，产能效果好；Ⅲ类储层裂缝发育程度较低，物性较差，该区域距底水较远，投产井少，开发效果较差，产能贡献率低。为此，针对不同的储层发育区，制订不同的开发技术对策。