中東地區(qū)孔隙型碳酸鹽巖儲層滲透率主控因素分析

呂苗苗，宋本彪，田昌炳，毛先宇，高 嚴，卜 宇

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100038）

滲透率是定量評價油氣儲層品質(zhì)的關鍵參數(shù)，儲層巖石的絕對滲透率取決于巖石的孔喉結(jié)構，尤其是孔隙和喉道的大小、分布及連通關系［1］。碳酸鹽巖油藏由于儲層巖石孔隙類型多樣、孔隙結(jié)構復雜，導致其非均質(zhì)性極強［2-5］，突出表現(xiàn)為碳酸鹽巖的滲透率與孔隙度相關性差。因此，準確計算和預測滲透率一直都是碳酸鹽巖儲層評價的重點和難點［6-8］。

中東地區(qū)近50%的油氣可采儲量來自于碳酸鹽巖儲層，Mishrif 組碳酸鹽巖儲層以孔隙型為主，少量發(fā)育溶孔和溶洞，基本不發(fā)育裂縫［9］，但其非均質(zhì)性依然很強，相同孔隙度的2 個不同樣品的滲透率相差達3個數(shù)量級。其原因為原生沉積差異與后生成巖改造相疊加［10-13］，使得巖石內(nèi)部微觀孔隙結(jié)構特征異常復雜，增加了該類油藏儲層表征的難度。

筆者以中東地區(qū)M 油田Mishrif 組高壓壓汞實驗數(shù)據(jù)為基礎，通過毛管壓力曲線分析，提取孔喉結(jié)構特征參數(shù)，并結(jié)合常規(guī)巖心分析孔隙度、滲透率和巖石鑄體薄片，對儲層內(nèi)部微觀孔隙結(jié)構特征進行定性和定量分析，以明確中東地區(qū)Mishrif 組孔隙型碳酸鹽巖油藏滲透率的主控因素，為準確評價該類油藏滲透率提供依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

M 油田位于伊拉克東南部巴士拉以北，在魯邁拉油田和祖拜爾油田以北約50 km 處，靠近兩伊界線，構造上位于美索不達米亞盆地構造前緣帶［14］，美索不達米亞盆地全部位于阿拉伯板塊的陸上部分，分為美索不達米亞前淵構造帶和穩(wěn)定阿拉伯地臺2 個構造單元［15-18］。M 油田呈南北向長軸背斜，面積約為750 km2，為巨型碳酸鹽巖油田，主力產(chǎn)層為白堊系Mishrif 組生物碎屑灰?guī)r［19］，其巖石類型主要包括厚殼蛤灰?guī)r、有孔蟲灰?guī)r、球粒生屑灰?guī)r、綠藻生屑灰?guī)r、含生屑細晶白云巖、生屑泥晶灰?guī)r和泥晶生屑灰?guī)r等［20］。

2 孔隙類型及孔喉分布特征

2.1 孔隙類型

以M油田Mishrif組415個具有高壓壓汞實驗分析的樣品為基礎開展相關研究。從其孔滲分析數(shù)據(jù)來看，孔隙度為2%～34%，滲透率為0.001～3 010 mD，孔隙度中值為17%，滲透率中值為3.6 mD。從孔滲交匯圖（圖1）可以看出，相同孔隙度條件下的滲透率相差超過3個數(shù)量級。分析具有巖石薄片資料的樣品發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)Mishrif 組原生孔隙和次生孔隙都很發(fā)育，主要的孔隙類型有基質(zhì)溶孔、微孔、粒間孔、鑄模孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔、體腔孔和少量格架孔［21］（圖1，圖2）。儲層孔隙組合類型多樣，同一樣品中單一類型孔隙獨占優(yōu)勢的占比并不大。其中，以粒間孔和粒間溶孔發(fā)育的儲層物性最好，微孔為主的儲層物性相對較差。以發(fā)育某一類型孔隙為主的儲層在孔滲交會圖上表現(xiàn)出較好的相關性，但發(fā)育多種孔隙類型的儲層在孔滲交匯圖上區(qū)分度較差。

圖1 M油田Mishrif組儲層主要巖石類型孔滲關系Fig.1 Main rocks’porosity-permeability crossplot of the Mishrif Formation in the M Oilfield

研究區(qū)Mishrif 組儲層的生物鉆孔發(fā)育，被方解石/白云石充填，白云巖化與生物擾動作用相關。儲集空間有孔蟲灰?guī)r以粒間孔、粒內(nèi)溶孔和體腔孔為主，厚殼蛤灰?guī)r以格架孔、粒間孔為主，球粒生屑灰?guī)r以格架孔、粒間孔為主，綠藻生屑灰?guī)r以鑄模孔為主，細晶白云巖以晶間孔為主，生屑泥晶灰?guī)r和泥晶生屑灰?guī)r每種孔隙類型均有，且含量都較平均。在本組樣品中鑄模孔、粒間孔和粒內(nèi)溶孔物性最佳（圖2）。這是由于孔隙發(fā)育受巖石組構控制，灰泥及不同類型生屑共同控制孔隙發(fā)育，且?guī)r石滲透性及連通性受微觀孔喉制約，需結(jié)合注汞資料提取不同孔喉參數(shù)對物性進行相關性分析，以尋求孔隙型碳酸鹽巖滲透率的主控因素。

2.2 微觀孔喉分布特征

儲層的滲流能力取決于孔隙類型和孔喉結(jié)構［22］。毛管壓力曲線形態(tài)主要受孔喉的分選性和喉道大小控制，根據(jù)毛管壓力曲線形態(tài)可以定性評估儲層巖石的儲集性能［23］。從毛管壓力曲線提取孔喉半徑制成概率分布圖，其孔喉結(jié)構呈現(xiàn)單模態(tài)、雙模態(tài)和多模態(tài)特征。在研究區(qū)Mishrif 組巖心中，占優(yōu)勢的孔喉類型不止一種，在復雜的孔隙類型及相同孔隙類型下，成巖差異的影響導致儲層具有非均質(zhì)性極強和物性相關性差的特點。根據(jù)歸一化孔喉半徑頻率統(tǒng)計得，孔喉尺寸主要為0.001～100 μm，孔喉分布的峰值跨度較大，主要峰值分布點為0.001，0.05，0.1，0.5，10，60 和100 μm，甚至更高。

在本次實驗樣品中，單模態(tài)孔喉結(jié)構略多于雙模態(tài)，多模態(tài)孔喉結(jié)構發(fā)育比例為10%～15%。對比孔喉半徑、鑄體薄片和樣品的物性參數(shù)，分析不同模態(tài)孔喉結(jié)構的巖性和物性差異。

單模態(tài)孔喉結(jié)構儲層的孔喉半徑分布呈現(xiàn)錐形或鐘形單峰（圖3a），孔喉半徑單峰集中在0.1～1 μm，孔隙度為8%～32%，滲透率為0.2～100 mD。巖性主要為泥晶生屑灰?guī)r（圖4a），微孔、晶間孔和鑄模孔發(fā)育比例較高，生物擾動發(fā)育頻繁（圖4b），孔隙發(fā)育較好，與雙模態(tài)、多模態(tài)孔喉結(jié)構相比，孔隙度和滲透率的相關性較好，樣品分布較集中，同一孔隙度下滲透率級差達到2個數(shù)量級（圖3d）。

圖3 M油田Mishrif組儲層微觀孔喉分布特征Fig.3 Micro porous throat distribution in reservoirs of the Mishrif Formation in the M Oilfield

雙模態(tài)孔喉結(jié)構儲層的孔喉半徑呈雙峰特征（圖3b），孔喉半徑分散分布，主要為0.01～50 μm，雙峰出現(xiàn)的位置集中在0.05，0.1 和10 μm，個別樣品峰值超過10 μm。孔隙度為5%～35%，滲透率主要為0.01～1 000 mD，巖性主要為泥晶生屑灰?guī)r和粒泥灰?guī)r。多發(fā)育微孔、晶間孔和溶孔，黏土礦物、方解石（圖4c）和白云石的充填導致出現(xiàn)雙峰。次生孔隙中微孔、晶間孔和鑄模孔的發(fā)育比例較高，孔隙發(fā)育較好，局部連通性較好，孔隙度和滲透率相關性較差，滲透率級差達到3 個數(shù)量級（圖3e）。雙模態(tài)孔喉結(jié)構儲層的孔喉半徑分布范圍較單模態(tài)孔喉結(jié)構的更廣，孔隙度和滲透率區(qū)間跨度均比單模態(tài)大。生物擾動發(fā)育較頻繁，但對滲透率貢獻卻不明顯，且無規(guī)律的生物擾動造成了儲層微觀各向異性。孔隙及次生孔隙被礦物充填對于改變儲層的滲透率和滲流能力起到很大作用，進一步增強了儲層的非均質(zhì)性，并導致更復雜的孔喉結(jié)構及滲流規(guī)律。

圖4 M油田Mishrif組儲層微觀特征Fig.4 Micro reservoir characteristics of the Mishrif Formation in the M Oilfield

多模態(tài)孔喉結(jié)構儲層的孔喉分布呈現(xiàn)多峰特征（圖3c），且峰值分布范圍廣，從0.01～100 μm 均有出現(xiàn)，孔隙度為5%～30%，滲透率分布更廣，相差可超過3 個數(shù)量級，孔滲相關程度非常低（圖3f）。巖性主要為生屑泥晶灰?guī)r，多見礦物充填，與雙模態(tài)孔喉結(jié)構相比，充填物除方解石、白云石，還有黏土礦物和黃鐵礦充填溶孔（圖4d，4e）。孔隙發(fā)育類型較多，有粒間溶孔、晶間溶孔、殼體內(nèi)溶孔、晶間孔、基質(zhì)溶孔、體腔孔及微孔等（圖4f）。多模態(tài)孔喉結(jié)構特征反映出微觀上復雜的孔喉結(jié)構和孔隙類型，也導致儲層具有非常強的非均質(zhì)性。

3 滲透率主控因素分析

3.1 滲透率變化規(guī)律

通過對研究區(qū)Mishrif組415塊樣品的孔隙度和滲透率進行統(tǒng)計學分析（圖5），分別提取最小值、中值、最大值、第一四分位、第三四分位以及樣品數(shù)。四分位是統(tǒng)計學中分位數(shù)的一種，即將所有數(shù)值由小到大排列并分成四等份，處于三個分割點位置的數(shù)值即為四分位。第一四分位（Q1），又稱較小四分位，等于該樣本中所有數(shù)值由小到大排列后第25%的數(shù)值。第三四分位（Q3），又稱較大四分位，等于該樣本中所有數(shù)值由小到大排列后第75%的數(shù)值。通過分析最小值、中值、最大值、第一四分位、第三四分位5 個統(tǒng)計量，可以更細致地觀察樣品點的分布規(guī)律、極端值以及分布峰度、斜度。

圖5 M油田Mishrif組儲層樣品滲透率統(tǒng)計學分析結(jié)果Fig.5 Statistics analysis of permeability of Mishrif Formation samples from the M Oilfield

分析圖5 發(fā)現(xiàn)，M 油田Mishrif 組儲層滲透率隨孔隙度的變化可以分為4 個階段：①第1 階段。孔隙度小于6%，滲透率隨孔隙度的增加快速遞增，5條曲線均表現(xiàn)出相同的變化趨勢和相似的斜率。孔隙類型以基質(zhì)微孔為主，絕大多數(shù)樣品滲透率低于10 mD。②第2 階段。孔隙度約為6%～20%，滲透率和孔隙度具有較好的正相關關系，即滲透率隨著孔隙度的增加緩慢遞增；孔隙類型多為晶間孔和粒內(nèi)溶孔（圖2），也見體腔孔。③第3階段。孔隙度約為20%～26%，滲透率最大值曲線和第三四分位曲線出現(xiàn)最大峰值區(qū)間，滲透率最大值在孔隙度約為22%～25%時達到1 000 mD，中值曲線也具有相同的變化趨勢，而最小值曲線則出現(xiàn)與其他4 條曲線不同的變化趨勢，甚至略有下降，由此看出該階段孔隙度增大，粒間孔、粒間溶孔以及鑄模孔的出現(xiàn)提高了孔隙度，溶蝕作用改善了孔隙間的連通性和儲層的滲透性。④第4階段。隨著孔隙度的進一步增加，最大值、第三四分位和中值降低，與孔隙度呈現(xiàn)負相關，即大孔隙不是滲流能力最強的區(qū)域，反映出儲層滲流能力強的區(qū)域并不在高孔區(qū)。

3.2 滲透率主控因素

孔隙結(jié)構是控制儲層物性的關鍵因素，其中孔喉半徑與儲層的滲透率具有很好的相關性，根據(jù)高壓壓汞實驗數(shù)據(jù)分析可以得到一系列孔喉半徑，目前較為常用的是汞飽和度為50%對應的孔喉半徑（R50）和汞飽和度為35%對應的孔喉半徑（R35）。為了進一步分析不同孔喉半徑與滲透率的相關性，針對研究區(qū)Mishrif 組415 個高壓壓汞實驗樣品，根據(jù)汞飽和度為5%～95%，共選取10 個不同的孔喉半徑值，分別與滲透率進行線性回歸，進而得到相關系數(shù)。將其與孔喉半徑進行對比分析，發(fā)現(xiàn)R20與滲透率的相關性最好，相關系數(shù)為0.77（圖6）。

圖6 M油田Mishrif組儲層樣品不同孔喉半徑與滲透率的相關系數(shù)Fig.6 Correlation coefficient between permeability and pore throat radius of Mishrif Formation samples from the M Oilfield

將415個高壓壓汞實驗樣品的孔隙度和滲透率繪制交會圖（圖7），并根據(jù)樣品R20 值的范圍按照從小到大的順序劃分為RⅠ—RⅦ共7個區(qū)間，其對應的孔喉半徑分別為0～0.1，0.1～0.5，0.5～1，1～2，2～5，5～10，10～21 μm（表1）。對同一孔喉半徑區(qū)間的樣品點用同一顏色標注，并對每一個R20 范圍內(nèi)的滲透率求取平均值，進而獲得更直觀、清晰的孔滲分布及孔喉半徑與滲透率的關系（圖8）。從圖7 和圖8 可以看出：①樣品整體物性與孔喉半徑具有很好的正相關關系，隨著R20的增大，滲透率持續(xù)增大，滲透率最大值和最大平均值均處于RⅦ區(qū)間（圖7），即孔喉半徑最大區(qū)間。②孔隙度與滲透率相關性較差，同一孔隙度條件下滲透率區(qū)間跨度大，可達1～4 個數(shù)量級。③滲透率最大值超過1 000 mD，平均值約為100 mD，孔隙度為14%～24%，平均值約為20%，滲透率并未一直隨著孔隙度的增大而增大。④當孔喉半徑大于2 μm，滲透率明顯與孔喉半徑相關性更好，而與孔隙度呈負相關。

圖7 M油田Mishrif組孔隙度與滲透率交會圖Fig.7 Corssplot of porosity with permeability of the Mishrif Formation in the M Oilfield

表1 M油田Mishrif組物性參數(shù)統(tǒng)計Table1 Physical parameters of the Mishrif Formation in the M Oilfield

圖8 M油田Mishrif組滲透率平均值與孔隙度平均值交會圖Fig.8 Crossplost of average permeability with average porosity of the Mishrif Formation in the M Oilfield

由M 油田Mishrif 組儲層R20 與滲透率交會圖（圖9）可以看出，排除樣品數(shù)過少的孔喉半徑小于0.01 μm 和大于50 μm 的區(qū)間，滲透率與R20具有明顯的正相關關系，且滲透率隨著R20的增加而增大。

圖9 M油田Mishrif組儲層R20與滲透率交會圖Fig.9 Crossplot of reservoir R20 with permeability of the Mishrif Formation in the M Oilfield

基于高壓壓汞實驗數(shù)據(jù)、巖石鑄體薄片和巖石物理學資料分析，研究區(qū)Mishrif 組碳酸鹽巖滲透率的主控因素為孔喉半徑，滲透率與R20相關性最高。因不同的沉積背景和成巖環(huán)境，導致中東地區(qū)碳酸鹽巖具有復雜多變的巖性和孔隙類型，不同儲層滲透率對不同孔喉半徑的響應特征不同。通過此次研究厘清了伊拉克M 油田儲層微觀分布特征和物性規(guī)律，明確了滲透率的主控因素，為更準確的評價碳酸鹽巖儲層品質(zhì)及分類提供了有利依據(jù)。

4 結(jié)論

綜合中東地區(qū)M 油田Mishrif 組高壓壓汞實驗數(shù)據(jù)和常規(guī)孔滲分析、巖石薄片分析等資料，認為孔隙結(jié)構是決定巖石滲透率的關鍵參數(shù)，孔喉半徑與滲透率具有很好的相關關系，以R20 與滲透率的相關性最好。研究區(qū)Mishrif 組碳酸鹽巖儲層存在多種模態(tài)并存的孔喉結(jié)構特征，其中單模態(tài)孔喉結(jié)構的孔滲相關性明顯好于雙模態(tài)和多模態(tài)孔喉結(jié)構儲層，多種模態(tài)孔喉結(jié)構共存也是中東地區(qū)同類型碳酸鹽巖儲層非均質(zhì)性嚴重的根本原因。隨著孔喉半徑的增加，孔隙度和滲透率具有不同的變化趨勢。從統(tǒng)計規(guī)律看，隨著孔喉半徑的增加，平均滲透率持續(xù)增加，但平均孔隙度增加至一定程度后開始下降，究其原因為成巖作用發(fā)生過程中溶蝕和膠結(jié)作用同時存在，溶蝕作用導致孔喉半徑擴大，改善了滲透性，而同時發(fā)生的膠結(jié)作用生成的膠結(jié)物占據(jù)孔隙，導致孔隙度降低。中東地區(qū)碳酸鹽巖儲層中最大孔隙度與最大滲透率并不對應，且隨著孔喉半徑的變化，孔隙度和滲透率具有明顯不同的變化規(guī)律，因此對于該類儲層滲透率計算模型的建立需充分考慮孔喉半徑的影響。