海外碳酸鹽巖油藏儲層特征分析及其對產能影響

盧志明，徐士鵬，艾尼·買買提，王成林，高立群，楊智剛，閆 超，霍進杰

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

隨著全球油氣勘探程度的提高，碳酸鹽巖儲層石油地質儲量[1]占世界60%以上，碳酸鹽巖油藏已經成為了一個重要的勘探新領域。近幾年在南圖爾蓋盆地北部基底碳酸鹽巖儲層完鉆多口井獲工業(yè)油流，展示出該區(qū)良好的碳酸鹽巖勘探前景。多年的勘探實踐表明，碳酸鹽巖儲層具有儲層巖性復雜、儲集空間類型多樣等特點[2-5]?？ɡ祭擞吞飪訋r性多樣(主要為灰?guī)r、生物灰?guī)r、角礫灰?guī)r、泥質灰?guī)r)、儲集空間類型復雜(原生孔、裂縫、溶蝕孔洞、巖溶角礫等)、有利儲層識別難度較大、裂縫帶分布特征認識不清，缺乏大量巖心化驗分析資料和特殊測井資料。因此，在僅有的地震、常規(guī)測井、生產動態(tài)等資料的基礎上，運用碳酸鹽巖巖性及儲層分類技術、井震結合預測碳酸鹽巖有利儲層和裂縫識別技術，建立一套適用于海外碳酸鹽巖油藏儲層特征分析的實用技術和方法，具有重要意義。

1 地質概況

卡拉布拉克油田位于哈薩克斯坦南圖爾蓋盆地南部Aryskum凹陷的Aksay凸起上，是一個規(guī)模較大的背斜碳酸鹽巖油藏，中間存在局部凹陷，受斷裂切割作用，形成多個獨立斷塊。目的層為二疊系(Pz層)碳酸鹽巖潛山，鉆井揭示目的層厚度為47～498 m，油田分為北區(qū)、中區(qū)和南區(qū)。白堊系底部大套泥巖直接覆蓋在Pz地層之上，是厚度比較穩(wěn)定的區(qū)域蓋層。油氣來源于南部Aryskum凹陷，沿近南北向斷裂帶和不整合面運移，在卡拉布拉克油田聚集成藏[6-7]。油藏的油氣富集很大程度上取決于儲層內部孔隙和裂縫的發(fā)育程度。

2 儲層特征分析

2.1 儲層巖性識別

卡拉布拉克油田儲層巖性復雜，橫向變化快，巖石類型以碳酸鹽巖為主，包括灰?guī)r、角礫灰?guī)r、泥質灰?guī)r及生物灰?guī)r?；?guī)r多見印模、珊瑚、海百合等生物化石，反映淺海沉積環(huán)境。碳酸鹽巖潛山還發(fā)育一種特殊巖性——巖溶角礫巖，巖溶角礫巖多質地松散，由泥質和灰質角礫構成，反映古潛山風化殼經歷的風化淋濾作用(圖1)。

圖1 目的層巖心照片F(xiàn)ig.1 The core data of target formation

由于巖石的成因、成分、結構和物理化學性質不同，其儲集空間類型和儲集性能存在很大差別?？ɡ祭擞吞锾妓猁}巖儲層巖石類型多樣，縱向上測井響應相互交錯，巖性分類不清。此外，由于基底抬升后地層翻轉，與上覆地層呈角度不整合接觸，導致平面上優(yōu)勢巖性預測難度大，巖性分布規(guī)律不清。

為了更好識別及劃分巖性，在巖心刻度下，通過制作常規(guī)曲線蛛網(wǎng)圖，確定敏感響應特征曲線(圖2a)。由圖2a可知：灰?guī)r表現(xiàn)為低中子、高光電吸收截面指數(shù)特征；角礫灰?guī)r表現(xiàn)為低光電吸收截面指數(shù)、高中子特征；泥質灰?guī)r光電吸收截面指數(shù)及中子特征介于二者之間。通過提取敏感響應特征曲線建立中子-光電吸收截面指數(shù)交會圖(圖2b)。由圖2b可知：灰?guī)r光電吸收指數(shù)大于3.0 b/e，補償中子小于19%；泥質灰?guī)r光電吸收截面指數(shù)為2.2～3.0 b/e，補償中子為19%～28%；角礫灰?guī)r光電吸收截面指數(shù)小于2.2 b/e，補償中子大于25%。

圖2 碳酸鹽巖儲層巖性交會圖版Fig.2 The lithologic cross plot of carbonate reservoir

2.2 儲層儲集空間類型劃分

國內外碳酸鹽巖油藏的勘探開發(fā)經驗表明，碳酸鹽巖油藏研究重點集中于儲層特征[8]。碳酸鹽巖儲集空間是碳酸鹽巖儲層的基本特征，與砂泥巖剖面的儲集空間有本質區(qū)別。由于次生改造作用的差別，使得碳酸鹽巖儲層的次生孔隙結構復雜多樣，難于劃分[9-12]。通過對卡拉布拉克油田碳酸鹽巖儲層巖心的觀察，并利用主因素分析的方法，將不易識別的儲層劃分為骨架型、裂縫-孔洞型和裂縫-巖溶角礫型的復合儲集空間類型，再尋找敏感曲線，建立不同儲集空間類型的測井解釋圖版[13]，進而完成全區(qū)儲集空間類型劃分(圖3)。

圖3 儲層儲集空間類型劃分Fig.3 The classification of reservoir space types

骨架型：3種孔隙度曲線響應明顯，呈尖峰和指狀，GR、SP及Rt曲線略有起伏。

裂縫-孔洞型：曲線整體較為平緩，裂縫-孔洞發(fā)育處3種孔隙度曲線呈齒狀—指狀，物性較好，聲波時差可出現(xiàn)較明顯的增大或跳躍現(xiàn)象，電阻率有幅度差。

裂縫-巖溶角礫型：測井曲線起伏較大，與上下圍巖有明顯差異，物性很好，電阻率及3種孔隙度曲線U型特征明顯。

2.3 有利儲層發(fā)育區(qū)表征

在完成巖性、儲層儲集空間類型劃分的基礎上，通過成像測井識別、地震多屬性表征[14-18]，結合錄井資料和試油試采結果，將儲層劃分3種類型，并識別出有利儲層發(fā)育區(qū)(表1)。

表1 卡拉布拉克油田儲層空間類型及分布區(qū)域Table 1 The reservoir space types and distribution areas in Karabulak Oilfield

Ⅰ類儲層：儲集空間以直徑大于2 mm的溶洞為主。測井曲線整體較為平緩，僅在局部出現(xiàn)小尖峰，具有高聲波、高中子、低密度的響應特征。地震特征表現(xiàn)為高頻衰減，低頻能量增強，反射特征為表層波峰低中度連續(xù)反射，其下波谷較強連續(xù)反射，內幕強連續(xù)反射。錄井氣測顯示好，儲層物性好，平均孔隙度為22.9%，平均滲透率為12.1 mD，平均含油飽和度為56%。此類儲層發(fā)育區(qū)完鉆井投產初期日產油均在32.0 t/d以上，平均單井日產油為50.0 t/d，是油田初期單井產量最高的區(qū)域。

Ⅱ類儲層：測井曲線整體呈波浪狀，深側向和淺側向電阻率曲線幅度差明顯，具有較高聲波、較高中子、較低密度的特征。地震特征為表層波峰中等強度連續(xù)反射，其下波谷較強連續(xù)反射，內幕中等連續(xù)層狀反射。錄井氣測顯示較好，儲層物性相對較好，平均孔隙度為11.9%，平均滲透率為1.8 mD，平均含油飽和度為62%。此類儲層分布面積大，是產量貢獻最高、穩(wěn)產時間最長、酸化措施效果最好的區(qū)域。

Ⅲ類儲層：儲層以泥質灰?guī)r為主，多見巖溶角礫巖，發(fā)育溶孔、裂縫，但溶孔和裂縫多數(shù)被充填。測井曲線顯示為低密度、高中子、高伽馬，深側向和淺側向電阻率曲線具一定幅度差，地震反射特征為表層波峰連續(xù)強反射，內幕為弱反射。錄井氣測顯示較差，儲層物性較差，平均孔隙度為8.7%，平均滲透率為0.5 mD，平均含油飽和度為51%。此類儲層發(fā)育區(qū)是單井產量最低且壓裂措施效果明顯的區(qū)域。

2.4 裂縫預測

根據(jù)儲層特征分析結果可知，裂縫在碳酸鹽巖儲層研究中起到至關重要的作用，對儲層的儲集性能，油田開發(fā)生產、新井部署影響極大。為此，針對卡拉布拉克油田裂縫發(fā)育程度及主要分布特征開展研究[19-21]。

2.4.1 裂縫產狀特征

通過巖心觀察，全區(qū)主要發(fā)育3種類型的裂縫，分別為低角度裂縫、高角度裂縫、網(wǎng)狀裂縫(圖4)。裂縫數(shù)據(jù)統(tǒng)計結果表明：卡拉布拉克油田目的層裂縫傾角以中—高角度為主，主要為45～75 °，一般為構造活動的產物。因此，認為目的層的裂縫主要是構造成因裂縫，其分布規(guī)律與工區(qū)內的斷裂展布有著密切聯(lián)系。

圖4 目的層巖心裂縫Fig.4 The diagram of core fracture in target formation

將裂縫傾向進行換算，得到裂縫走向信息。結果表明，全區(qū)的裂縫走向以NW20 ～NE10 °為主，與斷層發(fā)育走向一致，表明目的層段的裂縫為構造成因。

2.4.2 裂縫特征地震屬性分析

在裂縫預測方法選擇上，根據(jù)收集到的初始資料特點，主要采用疊后地震屬性分析法和地震不連續(xù)性檢測法。疊后地震屬性分析法是以最能表現(xiàn)裂縫特征的地震屬性為基礎，加以其他屬性進行多方面驗證，發(fā)現(xiàn)選擇曲率、相干屬性(圖5)均有較好的響應特征；地震不連續(xù)性檢測方面主要是利用方差屬性，一方面結合RMS等細化研究區(qū)巖相邊界，另一方面可在一定程度上反映裂縫發(fā)育程度。

圖5 地震多屬性分布Fig.5 The seismic multi-attribute distribution

運用地震曲率、相干屬性和簡單方差屬性綜合顯示，可更加清晰地描述地質體產狀的細微變化，有利于分析構造的變形程度和裂縫的發(fā)育程度，判斷儲層物性優(yōu)劣。

通過分析得出，裂縫發(fā)育程度與油井生產情況基本吻合，裂縫集中分布在中區(qū)北部斷裂帶附近，與斷裂走向一致。油井初期產量高、含水低，伴隨長時間開采，裂縫溝通邊底水，產量下降，含水上升快。中區(qū)南部灰?guī)r及南區(qū)泥質灰?guī)r發(fā)育區(qū)洞縫發(fā)育，但多數(shù)被充填，油井產量低。

綜上研究可知，利用測井儲層劃分結果縱向上精細標定地震響應特征，根據(jù)地震反射特征及敏感地震屬性，結合生產動態(tài)資料，明確了卡拉布拉克油田有利儲層類型及其展布特征，最終將卡拉布拉克油田儲層刻畫為3類并確定潛力區(qū)平面分布范圍(圖6)。Ⅰ類儲層為生物灰?guī)r發(fā)育區(qū)，其分布面積小，主要位于油田北部的18井區(qū)和中部的53井區(qū)；Ⅱ類儲層為裂縫型灰?guī)r發(fā)育區(qū)，主要分布于油田中區(qū)北部，儲集空間類型以裂縫為主，其次為溶蝕孔洞；Ⅲ類儲層為泥質灰?guī)r及巖溶角礫巖發(fā)育區(qū)，主要分布于油田中、南區(qū)域。

圖6 卡拉布拉克油田潛力區(qū)域分布范圍Fig.6 The potential area distribution range of Karabulak Oilfield, coinciding with the initial production status

3 儲層對產能影響

在碳酸鹽巖油藏研究中，依據(jù)儲層內孔隙、洞穴、裂縫的發(fā)育程度及有效厚度可反映出儲層的供油潛力，在低孔隙、低滲透性碳酸鹽巖儲層中，若裂縫不發(fā)育或發(fā)育程度低，油氣難以實現(xiàn)橫向和縱向的流動[22]。

對不同儲層發(fā)育區(qū)有效厚度及投產后生產情況研究表明(表2)，Ⅰ類儲層平均有效厚度為11 m，物性最好，供油能力充足，平均單井日產油為50.0 t/d，具有碳酸鹽巖油藏初期高產油、低含水的特征；Ⅱ類儲層平均有效厚度為24 m，平均單井日產油為32.0 t/d，但是經過長時間開采，導致日產油快速下降，含水率快速上升，相比Ⅰ類儲層單井日產油較低，這是受Ⅱ類儲層發(fā)育區(qū)巖性、物性及儲集空間類型制約。由于Ⅱ類儲層發(fā)育區(qū)分布在斷裂帶附近，裂縫發(fā)育程度高，邊底水能量充足，裂縫垂向溝通能力使儲層與底水溝通程度高，受底水影響明顯。Ⅲ類儲層平均有效厚度為14 m，主要集中分布油田西南部，主要以泥質灰?guī)r和巖溶角礫巖為主，物性較差。該區(qū)域距底水較遠，投產井少，開發(fā)效果較差，產能貢獻率低，產能水平根本原因取決于該區(qū)域發(fā)育的巖性及儲集空間類型所致。

表2 卡拉布拉克油田碳酸鹽巖儲層有效厚度及生產情況Table 2 The statistics of effective thickness and production of carbonate reservoirs in Karabulak Oilfield

4 結論及認識

(1) 卡拉布拉克油田碳酸鹽巖油藏儲層可劃分為Ⅰ類生物灰?guī)r發(fā)育區(qū)、Ⅱ類裂縫型灰?guī)r發(fā)育區(qū)、Ⅲ類泥質灰?guī)r、巖溶角礫巖發(fā)育區(qū)。儲集空間主要為骨架、裂縫-孔洞、裂縫-巖溶角礫巖三大類型。其中，Ⅰ類生物灰?guī)r發(fā)育區(qū)和Ⅱ類裂縫型灰?guī)r發(fā)育區(qū)是油田單井產量高和貢獻率大的區(qū)域。

(2) 巖性的差異使得卡拉布拉克碳酸鹽巖油藏在不同區(qū)域表現(xiàn)出不同的特征。Ⅰ類儲層巖性主要為生物灰?guī)r，發(fā)育直徑大于2 mm的溶洞；Ⅱ類儲層巖性主要為亮晶灰?guī)r，主要分布在中區(qū)斷裂帶附近，裂縫、孔洞發(fā)育程度高；Ⅲ類儲層巖性主要為泥質灰?guī)r，主要分布在中區(qū)南部和南區(qū)，見有溶孔、裂縫，但裂縫多數(shù)被充填。

(3) 不同儲層特征控制其油田產能。通過對油田儲層特征精細研究，Ⅰ類儲層由于發(fā)育溶洞，儲層物性好，供油能力充足，具有碳酸鹽巖油藏初期高產油、低含水的特征，產量遞減小，產能效果最好；Ⅱ類儲層裂縫發(fā)育程度高，儲層與邊底水溝通作用強，伴隨長期開采，產量遞減大及含水上升快，產能效果好；Ⅲ類儲層裂縫發(fā)育程度較低，物性較差，該區(qū)域距底水較遠，投產井少，開發(fā)效果較差，產能貢獻率低。為此，針對不同的儲層發(fā)育區(qū)，制訂不同的開發(fā)技術對策。