高孔低渗碳酸盐岩孔隙结构及控制因素

唐洪明 ，庞 榆，，王锡伟，赵昱超

1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都610500

2.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都610041

3.中国石油西南油气田分公司勘探事业部，四川 成都610041

引言

全球石油产量的三分之二来自中东地区，该地区中80% 的油层位于碳酸盐岩储层中[1]。X 油田是伊拉克重要的石油生产区，石油可采储量达4 651.38×106bbl（1 bbl=0.137 t）[2]，而伊拉克上白垩统Khasib 组是该油田的主力产层。与塔里木盆地、四川盆地及鄂尔多斯盆地等具低孔低渗特征的缝洞型储层相比，伊拉克地区储层多为高孔低渗的孔隙型储层。虽无缝洞干扰，但与碎屑岩相比，由于生物的多样性和成岩作用的复杂性，孔渗相关性差、孔隙结构类型更复杂[3]，对储层质量和产能影响很大。针对伊拉克地区储层孔隙结构的影响因素，前人多侧重分析沉积相、成岩作用等[3-7]，缺乏结构组分及物性等因素与孔隙结构间关系的分析。因此，明确该套储层孔隙结构类型及控制因素是深入研究该套储层的关键。

本文以薄片鉴定、常规物性、扫描电镜、压汞分析和核磁共振分析为基础，结合岩石类型、孔隙类型及喉道类型，对伊拉克X 油田上白垩统Khasib 组碳酸盐岩储层孔隙结构开展研究，并明确物性、结构组分等因素与孔隙结构的关系，为中国碳酸盐岩油气藏开发提供可借鉴的成果。

1 地质概况

X 油田位于伊拉克Diyala 省，在构造区划上属于阿拉伯台地东部美索不达米亚前渊次盆地幼发拉底次带的中北部[8]。受阿尔卑斯构造运动的影响，发育地台型沉积[9]，自西向东可划分为西部稳定陆架区和东部不稳定陆架区，东部不稳定陆架区又可划分为美索不达米亚盆地带、高角度褶皱带和逆冲变形带[10]。X 油田属于美索不达米亚盆地中部，该区域埋藏深、沉积厚、构造相对稳定。白垩纪，美索不达米亚盆地构造活动弱，为浅海碳酸盐岩沉积[11]，这为大量生物碎屑的保存提供了条件，并在阿拉伯地区形成了极高的石油和天然气储量。

在土仑期—坎潘期，伊拉克中部和南部从下至上依次沉积了Khasib 组、Tanuma 组和Sa′di组[12-14]（图1），这些地层对应伊拉克的浮游有孔虫区[15]。Khasib 组在X 油田具有浅水沉积特征，该组含有大量的罕盖类和小型浮游生物群，可能沉积于次盆的局限环境[2]。本次研究的目的层段为中东地区X 油田上白垩统Khasib 组碳酸盐岩储层。

图1 X 油田地层综合柱状图Fig.1 Comprehensive stratigraphic map of X Oilfield

2 岩石学及物性特征

2.1 岩石学特征

本次研究样品采自中东X 油田A 井和B井，取芯层段为Khasib 组，取芯深度2 139.56∼2 649.08 m。

X 油田Khasib 组颗粒发育，主要包括砂屑颗粒和生物碎屑两大类。生物碎屑类型丰富多样，主要包括绿藻、浮游有孔虫、棘皮和双壳，并含有少量底栖有孔虫、苔藓及腹足等（表1，图2）。

表1 砂屑颗粒及生物碎屑镜下识别特征Tab.1 Characteristics of sand particles and biological debris under microscope

图2 生物镜下特征Fig.2 Biological characteristics under the microscope

根据福克石灰岩的分类方案[16]，Khasib 组岩石类型主要为泥晶颗粒灰岩，结合颗粒种类和含量，可细分为泥晶生屑砂屑灰岩、泥晶藻屑灰岩、泥晶生屑灰岩和泥晶浮游有孔虫灰岩（表2，图3）。薄片统计发现，Khasib 组岩石类型以富含绿藻屑、棘皮、浮游有孔虫及双壳等生物碎屑的泥晶生屑灰岩为主。4 种岩石类型识别特征如图4 所示。

表2 岩石类型及主要结构组分Tab.2 Rock types and main structural components

图3 岩性分布直方图Fig.3 Lithology distribution histogram

图4 Khasib 组碳酸盐岩岩石类型Fig.4 Carbonate rock types of Khasib Formation

1）泥晶生屑砂屑灰岩（Y1）：颗粒支撑结构，颗粒粒径在0.15∼0.65 mm，粒间充填泥晶方解石，局部块状亮晶方解石胶结。砂屑含量在50%∼60%；生屑含量在20%∼30%，主要为有孔虫、棘屑及双壳等（图4a）。

2）泥晶藻屑灰岩（Y2）：颗粒支撑结构，颗粒粒径在0.30∼0.80 mm，粒间充填泥晶方解石。绿藻屑含量大于50%，能识别的有松藻属、粗枝藻科及蠕孔藻等；棘屑、双壳及浮游有孔虫含量在15%∼20%（图4b）。

3）泥晶生屑灰岩（Y3）：颗粒支撑结构，颗粒粒径在0.15∼1.50 mm，粒间充填泥晶方解石。生屑颗粒含量在50%∼80%，生屑相互混杂分布，无明显优势类型（图4c）。

4）泥晶浮游有孔虫灰岩（Y4）：颗粒支撑结构，颗粒粒径在0.15∼0.50 mm，粒间充填泥晶方解石。见薄壳体小且个体保存好的球截虫、抱球虫等，含量大于50%；局部富集棘屑、绿藻及双壳类等，含量在15%∼35%（图4d）。

2.2 物性特征

105 个样品中，Y1 孔隙度在13.88%∼26.41%，平均为20.68%，渗透率在12.45∼46.16 mD，平均为23.49 mD；Y2 孔隙度为19.21%∼24.77%，平均为21.76%，渗透率在6.15∼12.91 mD，平均为7.86 mD；Y3 孔隙度在10.26%∼26.84%，平均21.14%，渗透率变化大，为1.00∼100.00 mD，平均为6.94 mD；Y4 孔隙度在18.99%∼26.69%，平均为22.82%，渗透率在0.84∼11.40 mD，平均为4.75 mD。可以看出，4 种岩石类型的孔隙度变化不大，但渗透率差异明显，Y1物性最好，其次为Y2 和Y3，Y4 物性最差。

从岩性物性关系（图5）可以看出，不同岩石类型储层的孔渗关系存在差异，Y1 孔渗相关性最好，决定系数为0.766 3；其余岩性储层的孔渗相关性较差，Y2、Y3 和Y4 决定系数分别为0.037 6、0.239 0及0.023 0。整体上，储层孔隙度与渗透率相关性差，以高孔隙度与低渗透率为主要特征。

图5 Khasib 组储层孔渗关系图Fig.5 Reservoir porosity and permeability diagram of Khasib Formation

3 孔隙结构特征及控制因素

3.1 孔隙空间类型

根据研究层储层段薄片鉴定与扫描电镜，储层孔隙类型多样，组合形式复杂，不同岩石类型的主要孔隙类型也存在明显的差别（图6）。本文采用Choquette 等[17]对储集空间类型的分类方案，X油田原生孔隙主要为（残余）粒间孔和生物体腔孔，次生孔隙主要包括生物铸模孔（包括藻模孔、粒模孔）、粒内溶孔（包括藻颗粒溶孔、生屑溶孔）、粒间溶孔和晶间孔；溶洞和裂缝欠发育。

图6 每种岩石类型的不同孔隙的面孔率Fig.6 Percentage of different porosity for each rock type

1）（残余）粒间孔：存在于颗粒之间，经历成岩演化后残留的粒间孔隙，孔隙之间连通性较好，孔径主要分布在0.01∼0.25 mm。孔隙多被孔隙缩小型喉道和管状喉道连通（图7a）。

图7 Khasib 组储层孔隙结构及喉道镜下微观特征Fig.7 Microscopic characteristics of pore structure and throat of Khasib Formation reservoir under microscope

2）生物体腔孔：生物死亡后，壳内软体部分被腐蚀分解且未被充填而产生的孔隙。研究区的体腔孔主要包括抱球虫体腔孔、截球虫体腔孔和苔藓体腔孔（图7b，图7c），孔径主要分布在0.01∼0.10 mm。孔隙多被狭小片状喉道连通。

3）生物铸模孔：文石质和高镁方解石质颗粒发生选择性溶蚀，仅保留颗粒的轮廓的孔隙，孔隙多呈孤立状，连通性差（图7c，图7d，图7e）。研究区藻模孔发育，当藻模孔密集时，孔隙之间可被溶蚀连通，形成炭渣状、蜂窝状孔隙和具高配位数的网络状喉道（图7f），连通性极好[18-19]。

4）粒内溶孔：碳酸盐岩中颗粒内部由于选择性溶蚀，被部分溶解形成的孔隙为粒内溶孔（图7d，图7g）。孔隙多呈不规则状，连通性差，孔径主要分布在0.05∼0.20 mm。

5）粒间溶孔：颗粒或颗粒间的基质被溶蚀造成粒间孔扩大而形成的孔隙（图7a），孔径主要分布在0.10∼0.20 mm。孔隙连通性较好，多被孔隙缩小型喉道和管状喉道连通。

6）晶间孔：灰泥进行新生变形作用而在泥晶基质中产生晶间微孔，或溶孔内充填的方解石晶体间的孔隙。该类孔隙孔径很小，在扫描电镜下可观察片状喉道连通晶间孔隙（图7h，图7i）。

不同岩石类型的主要孔隙类型存在明显差异。Y1 中砂屑颗粒间孔隙保存较好，以粒间孔、粒间溶孔和粒内溶孔为主。Y2 和Y3 以生物溶蚀形成的粒内溶孔和铸模孔为主，Y2 绿藻发育，溶蚀孔隙中以藻模孔和藻颗粒溶孔为主，而Y3 则以绿藻、双壳、腹足等形成的粒内溶孔和铸模孔为主。Y4 则以有孔虫体腔孔为主。

3.2 毛管压力压汞曲线特征

X 油田Khasib 组碳酸盐岩储层主要受沉积环境、同生期成岩作用、早成岩作用和中成岩作用的共同改造，储层孔喉类型多样、孔渗相关性不明显、高压压汞曲线复杂。本文通过储层孔隙空间的划分及对105 件物性数据和40 件压汞数据的分析，将储层孔隙结构类型划分为3 类，即高孔中渗中喉型、高孔低渗中细喉型和高孔低渗细喉型（表3）[7，19]。毛管压力曲线可反映孔隙分布规律[20-22]，将Khasib组毛管压力曲线分为I、II、III 等3 类，由I 类至III类逐渐变差（图8），以便精细化定量表达各储层孔隙结构的差异性。

表3 孔隙结构类型划分Tab.3 Classification of pore structure types

图8 Khasib 组典型毛管压力曲线Fig.8 Typical capillary pressure curve of the Khasib Formation

1）高孔中渗中喉型：毛管压力曲线以I、II 类为主，为储渗性能最好的一类（表3，图8）。该类孔隙结构储层占全区的7%，孔隙类型主要为粒间溶孔、粒间孔、粒内溶孔和铸模孔，管束状喉道发育，由于原生粒间孔发育和强溶蚀作用改造程度不均一，该类孔隙结构具有高孔喉半径均值和中值喉道半径均值、低排驱压力、高分选系数及较高的退汞效率，反映了其孔喉较粗、孔隙连通性较好、孔喉分选较差。

2）高孔低渗中细喉型：毛管压力曲线以II 类为主，其次为III 类（表3，图8）。该类孔隙结构的储层在研究区发育最多，为主要孔隙结构类型，该类孔隙结构的储层占全区的72%，孔隙主要为铸模孔和粒内溶孔，可见网络状喉道，以溶蚀性孔喉为主，溶蚀改造能力不如高孔中渗中喉型强。两类孔隙结构的孔隙度差别不大，但是退汞效率明显降低、分选系数变小，反映了其孤立孔隙增多，孔喉连通性变差且分选变好。

3）高孔低渗细喉型：毛管压力曲线以III 类为主，其次为II 类（表3，图8）。该类孔隙结构的储层占全区的21%，孔隙主要为生物体腔孔、铸模孔和粒内溶孔，体腔孔孔径小且连通性差，溶蚀作用改造程度明显降低。孔隙度较高，但渗透率极低（一般小于5 mD），是中东地区最为特殊的孔隙结构类型[4]。

不同岩石类型的主要孔隙结构类型存在明显差异（表4）。Y1 的排驱压力最低、孔喉半径均值和中值喉道半径最高、分选系数最大；Y4 排驱压力最大、孔喉半径均值和中值喉道半径最小、分选性最好；Y2 和Y3 介于二者之间。由以上孔隙结构参数分析可知，Y1 孔隙结构最好，主要为高孔中渗中喉型；其次为Y2 和Y3，主要为高孔低渗中细喉型；Y4孔隙结构较差，主要为高孔低渗细喉型。

表4 不同岩石类型储层特征Tab.4 Reservoir characteristics of different rock types

孔喉半径区间的渗流能力和孔喉分选性可用孔喉半径的分布形态及频率来表征。Khasib 组4 种不同岩石类型的孔喉分布统计如图9 所示。

图9 Khasib 组不同岩性的孔喉半径分布特征Fig.9 Distribution of pore throat radius of different lithology in Khasib Formation

Y1 峰值分布范围大，主要在0.80∼10.00µm，大孔喉半径对应的样品泥质含量更低、粒间孔及粒间溶孔保存较好，大孔喉对渗流能力起主要贡献作用；Y2 和Y3 峰值主要分布在0.60∼6.00µm，峰型复杂，孔隙以次生溶孔为主，溶蚀作用的强弱及分布的均匀程度是造成峰型复杂的重要原因。Y4 峰值主要分布在0.06∼2.50µm，分布范围最小，小孔喉对储层的渗流能力起主要作用。

3.3 核磁共振T2 谱曲线及可动流体饱和度

核磁共振实验通过测试岩石内含氢流体的分布情况来表征孔隙结构，是目前评价孔隙结构最有效的方法之一。通过核磁共振T2谱特征参数，可半定量或定量表示孔隙大小分布及连通性等。弛豫时间受孔隙尺寸的影响，孔隙越大对应的弛豫时间越长。

根据完全饱和盐水状态下的T2谱（图10），Y3的T2谱主峰对应的弛豫时间为120∼360 ms，明显大于Y4 的T2谱主峰对应的弛豫时间100∼200 ms，且分布范围更广，表明Y3 主要孔隙类型的孔隙尺寸较Y4 大且孔隙半径变化范围更大。

图10 完全饱水岩芯的核磁共振T2 谱曲线Fig.10 NMR T2 spectrum curve of water-saturated rocks

可动流体饱和度受孔隙连通性影响，孔隙连通程度越高对应的可动流体饱和度越高。研究采用面积法计算可动流体饱和度，即离心至束缚水状态下的T2谱峰面积与饱水状态下T2谱峰面积的比值。由表5 可以看出，Y3 及Y4 可动流体饱和度平均值分别在69.09%和58.99%；Y3 连通孔隙比例高于Y4。这与压汞数据的规律相符合。

表5 可动流体饱和度统计表Tab.5 Movable fluid saturation statistics table

3.4 物性与孔隙结构的关系

孔隙度与渗透率是描述储层物性特征的两个重要参数。储层孔隙结构的差异会映射到储层物性参数上，也即是孔隙度与渗透率的差异。

40 个样品的储层物性与孔隙结构参数相关性如图11 所示，可以看出，排驱压力与渗透率呈明显的负相关关系（决定系数为0.568 7），与孔隙度呈相关性较弱的负相关关系（决定系数为0.007 0）；孔喉半径均值与渗透率呈明显的正相关关系（决定系数为0.807 7），与孔隙度相关性较差（决定系数为0.007 8）。这说明对于Khasib 组储层而言，储层渗透率的好坏反映了孔喉的连通程度及孔喉半径的大小，储层孔隙度的大小变化不能反映储层孔隙结构参数的差异。

图11 储层物性与孔隙结构参数相关性图Fig.11 Correlation diagram of reservoir physical properties and pore structure parameters

3.5 结构组分与孔隙结构的关系

X 油田上白垩统Khasib 组储层时代较新，处于中—浅埋藏阶段，成岩作用对储层的改造能力相对较弱。储层孔隙的类型及发育程度受结构组分的控制；Khasib 组生物类型丰富、灰泥含量变化明显，故本次重点讨论了生物碎屑类型及含量、灰泥含量对孔隙结构的影响。

3.5.1 生物碎屑与孔隙结构的关系

不同岩性的生物种类和含量差异明显，影响原生孔隙的发育和成岩作用的强度[23]。

Y1 砂屑颗粒较发育，且大量椭圆形砂屑颗粒起支撑作用，增强了储层孔隙的抗压实能力，原生粒间孔及粒间溶孔具有较好的保存条件，对应的孔渗条件好，其孔隙结构类型主要为高孔中渗中喉型（图12）。

图12 不同岩石类型对应孔渗分布特征及孔隙结构类型Fig.12 Porosity and permeability distribution and pore structure types of different rock types

Y2 和Y3 高镁方解石质生物的大量发育利于后期溶蚀作用的发生[24-25]，后期成岩作用下形成的粒内溶孔和铸模孔为这两类岩石的主要孔隙类型，相对粒间孔及粒间溶孔而言连通性较差，这两类岩石的储层孔隙结构类型主要为高孔低渗中细喉型（图12）。Y2 相较Y3 而言，易溶组分绿藻含量更高（含量超过50%），当大量藻模孔密集发育时可被溶蚀连通形成蜂窝状孔隙，极大地改善了孔隙的连通性，故Y2 的孔隙结构较Y3 好。

Y4 中文石质浮游有孔虫含量大于50%，在沉积时浮游有孔虫体腔内软体组织被腐蚀分解形成大量的体腔孔，其孔径小且为孤立孔隙。孔隙之间主要通过片状喉道和晶间微孔连通，且后期溶蚀改造作用较弱[26-28]。孔径小且连通性差的体腔孔对储层渗透率起主要贡献作用。因此，该类岩石的孔隙结构质量较差，虽孔隙度高，但渗透率极低（大多低于5 mD），主要为高孔低渗细喉型（图12）。

3.5.2 灰泥含量与孔隙结构的关系

不同岩性之间生物的类型和含量是制约孔隙结构类型的重要因素；而同种岩性之间，孔隙结构也存在差异。Y3 从高孔低渗细喉型区域（样品A）到高孔中渗中喉型（样品B）均有分布（图13）。

通过薄片分析可知，样品A 灰泥含量明显大于样品B，灰泥含量越高，对喉道充填程度越大，降低孔隙之间的连通性，造成了两块样品具相似孔隙度但孔隙结构差异明显（表6）。

表6 样品的储层参数Tab.6 Reservoir parameters of samples

孔喉半径均值反映岩石的孔喉大小，图14 为灰泥含量和孔喉半径均值的交会图，可以看出，随着灰泥含量的减少，孔喉半径均值逐渐增大，即孔隙结构质量不断变好。这表明灰泥含量对同类岩性的孔隙结构类型和质量起到了约束作用。

图14 灰泥含量和孔喉半径均值交会图Fig.14 Intersection diagram of the mean value of stucco content and pore throat radius

4 结论

1）结合生物的种类和含量，X 油田Khasib 组岩石类型划分出泥晶生屑砂屑灰岩、泥晶藻屑灰岩、泥晶生屑灰岩和泥晶浮游有孔虫灰岩4 类。除泥晶生屑砂屑灰岩具高孔中渗特征外，储层物性具高孔低渗特征。

2）Khasib 组碳酸盐岩储层经历了同生期至埋藏期的成岩改造，孔喉结构复杂多样，孔隙类型主要包括生物体腔孔、（残余）粒间孔、铸模孔、粒内溶孔、粒间溶孔和晶间孔，其中，次生溶孔为储层重要孔隙类型。

3）根据孔隙度、渗透率等物性数据和排驱压力、孔喉半径均值、中值喉道半径及分选系数等孔隙结构参数，Khasib 组储层孔隙结构类型可划分为3 类，即高孔中渗中喉型、高孔低渗中细喉型和高孔低渗细喉型，其中，高孔低渗中细喉型是Khasib组储层主要孔隙结构类型。结合毛管压力曲线类型（I、II、III）、弛豫时间和可动流体饱和度，判断研究区不同岩石类型对应的孔隙结构由好到差依次为泥晶生屑砂屑灰岩、泥晶藻屑灰岩、泥晶生屑灰岩及泥晶浮游有孔虫。

4）物性的差异反映出孔隙结构存在差异，Khasib 组储层孔隙度与孔隙结构参数相关性差，而储层渗透率的大小与孔隙结构的好坏呈明显正相关。对结构组分定性、定量分析表明，不同岩性之间，生物碎屑通过影响原生孔隙发育程度及成岩作用强弱造成了孔隙类型的差异，从而导致储层渗透率和孔隙结构的差异；同种岩性之间，灰泥含量越多，孔隙结构质量越差。