0 引言
近年来，中东地区碳酸盐岩油气项目已经成为中国石油海外产能建设的重点合作区[1]，是中国石油海外油气上产的主战场。中东地区大多数碳酸盐岩油藏以孔隙型为主[2]，由于该类油藏储层孔隙结构复杂，其水驱剩余油分布特征也必然复杂。
低渗孔隙型碳酸盐岩储层是以孔隙为主、缝洞不发育为特征，这与中国碳酸盐岩油藏裂缝、孔洞发育的特征有很大的区别[3-5]，缝洞型碳酸盐岩的研究模式不再适用于该类油藏[6-7]。因此，在开发试验过程中将其与裂缝、孔洞同样不发育的低渗砂岩油藏进行对比分析，以期能将其丰富的开发经验移植到低渗孔隙型碳酸盐岩储层的开发中。从研究角度来讲，国内外学者主要集中在两类储层的岩性、地质成因、储集空间类型上的定性描述、孔渗物性关系的分析上[8-11]。对于两类储层的储集空间大小、喉道发育特征及水驱油剩余油分布特征的定量分析还未见报道。
本文以中东H低渗孔隙型碳酸盐岩油藏为例，基于孔渗物性、恒速压汞、CT扫描等实验手段及分析方法，研究低渗孔隙型碳酸盐岩储集空间、渗流通道等，并将其与低渗砂岩储层特征进行对比，明确低渗孔隙型碳酸盐岩储层特征及剩余油分布规律，以期为深刻认识该类储层的特征及剩余油的挖潜提供指导。
1 孔隙型碳酸盐岩储层特征H油田是中国石油目前在中东地区油气合作项目中最大的油田，是中国石油在海外的重要产量贡献区，占海外产量的1/3。该油田油层渗透率介于(0.40~48.00)×10-3 μm2之间，原油地质储量巨大，属于超巨型低渗碳酸盐岩油藏。该油田于2005年4月开始投入试采，注水开发先导试验表明部分生产井过早见水，导致注水波及效率低，水驱动用程度差。截止到目前，虽然该油田部分油层取得了较好的开采效果，但是由于储层非均质性严重，不同层系之间开采效果差异大。H油藏的储层特征及其影响下的剩余油分布规律研究将为该类油藏的有效开发提供理论基础。
1.1 储层孔渗参数特征孔隙度、渗透率是体现油藏储层特征最基本的物性参数，也是储层特征的宏观表现。本文选取中东H油藏主力油层123块岩心，对其进行孔渗参数测量，测量方法参考国家标准[12]，测试结果如图 1所示。H油藏的孔隙度分布区间为5%~35%，渗透率分布区间为(0.10~70.73)×10-3 μm2，依据石油行业标准评价方法[13]，H油藏整体上属于低渗、中孔碳酸盐岩储层，但孔隙度与渗透率并没有很好的相关关系。低孔隙型碳酸盐岩与国内典型低渗砂岩储层相比较，低渗砂岩孔隙度与渗透率相关性比较好；渗透率小于100×10-3 μm2的砂岩孔隙度全部小于20%；相同渗透率的两类储层，孔隙型碳酸盐岩孔隙度明显高于砂岩，说明储集能力也明显高于砂岩。
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| 图 1 中东H碳酸盐岩油藏与砂岩油藏孔渗关系对比 Fig. 1 Comparison of pore permeability relationship between Middle East H carbonate reservoir and sandstone reservoir |
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孔隙型碳酸盐岩通常认为储层没有缝洞发育，孔隙也是形状大小单一，分布均匀，连通性较好的发育状态。而实际孔隙型碳酸盐岩储层包含孔洞缝多种孔隙类型，不同的孔隙类型尺寸量级跨度大，从厘米到微米、亚微米。实验设备采用MicroXCT-400型微米扫描仪，该扫描仪的测量样品最大直径可以达到50 mm，最大样品高度可达40 mm，最小分辨率可达到0.7 μm。实验中能够识别最小20~40 μm的孔隙，设置扫描间隔为30 μm。
选取该区块代表性岩心10块(表 1)进行微米CT扫描及铸体薄片观察，代表性样品的扫描结果如图 2所示。图 2 CT扫描图片中红色表示扫描仪可以识别的孔洞缝空间，红色越多表示孔洞缝所占的孔隙体积越大，同时在图中可以明显看出裂缝的连通情况。根据CT扫描及铸体薄片分析结果将10块岩心孔隙结构分为3类：孔隙型(3块)、裂缝-孔隙型(6块)、裂缝型(1块)。孔隙型代表岩心号为193，渗透率为9.217×10-3 μm2，孔隙度为23.73%，这类样品扫描图像中没有明显的裂缝，以孔隙为主；裂缝-孔隙型代表岩心号为377，渗透率为23.225×10-3 μm2，孔隙度为26.03%，这类样品扫描图像显示除发育有孔隙外，还有微裂缝存在，但连通性较差，因此，裂缝-孔隙型是带有微裂缝的孔隙型；裂缝型代表岩心号为164，渗透率为6.834×10-3 μm2，孔隙度为9.84%，这类样品扫描图像显示裂缝发育，连通性好，而孔隙发育较少。总体而言，H油藏中孔隙型和裂缝-孔隙型是储层的主要孔隙类型，裂缝型储层局部发育。对照表 1，所有岩心样品的最大孔隙直径都在2.000~6.000 mm，孔隙类型为小洞，能识别的最小孔隙直径为0.050 mm左右，孔隙类型为微细孔，即微米CT扫描图像可识别的孔隙类型包含了细孔、中孔、粗孔、巨孔及部分小洞。10块岩心样品所包含的孔隙类型尺寸上差别不大，但是从扫描图像上看，不同尺寸的孔隙数量以及裂缝的发育程度有较大差异。因此，仅凭孔隙类型及尺寸不能作为判断储层属于孔隙型、裂缝-孔隙型还是裂缝型的依据。储层中孔、洞、缝所占的体积分数大小才能体现哪种孔隙类型占主导作用。孔隙型和裂缝-孔隙型中直径小于0.1 mm的微孔、隐孔体积占到了80%以上，是主要的流体储存空间。孔隙型、裂缝-孔隙型、裂缝型3种孔隙结构类型的孔洞缝组合特征如下：孔隙型储层孔洞缝的组合特征主要为微孔，中粗孔占一定比例，小洞发育，裂缝不发育，整体表现渗透性较好；微孔体积占90%以上，中粗孔和洞不发育，裂缝不发育，整体表现渗透性稍差。裂缝-孔隙型储层孔隙类型主要为微孔，发育有中粗孔、小洞及微缝，裂缝不连通，渗透性较好。裂缝型储层孔隙类型主要为微孔，但连通性差，中粗孔占比例较小，裂缝发育(体积分数大)且连通性好。裂缝型不属于该油藏主要的孔隙类型。通过这种方法可以明确储层中占主导作用的孔隙类型及其特征，为研究流体渗流规律提供依据。
| 孔隙结构类型 | 岩心号 | 渗透率/(10-3 μm2) | 孔隙度/% | 可识别最小孔隙直径/mm | 最大孔隙直径/mm | 最大缝长/mm | 孔隙数量/(个/ cm3) | 孔隙(< 0.100 mm)体积分数/% | 孔隙(0.100~2.000 mm)体积分数/% | 洞(2.000~5.000 mm)体积分数/% | 缝(0.100~3.600 mm)体积分数/% |
| 孔隙型 | 193 | 9.217 | 23.73 | 0.052 | 5.393 | 15.2 | 3 794.2 | 79.34 | 5.97 | 14.46 | 0.23 |
| 198 | 2.153 | 16.34 | 0.052 | 3.169 | 8.6 | 1 806.6 | 95.23 | 2.79 | 1.88 | 0.10 | |
| 199 | 8.651 | 26.51 | 0.049 | 4.938 | 10.3 | 3 652.7 | 92.51 | 3.88 | 3.33 | 0.28 | |
| 裂缝-孔隙型 | 56 | 12.704 | 21.31 | 0.049 | 4.563 | 24.2 | 3 654.6 | 87.28 | 2.24 | 9.96 | 0.52 |
| 86 | 19.447 | 14.52 | 0.049 | 4.307 | 15.9 | 4 932.4 | 70.04 | 9.48 | 20.16 | 0.32 | |
| 40 | 15.884 | 25.06 | 0.051 | 5.936 | 25.3 | 4 566.2 | 82.18 | 8.79 | 8.65 | 0.38 | |
| 187S | 25.902 | 25.20 | 0.051 | 2.146 | 16.7 | 4 986.5 | 80.57 | 9.67 | 9.31 | 0.45 | |
| 247S | 13.181 | 22.59 | 0.049 | 4.862 | 17.8 | 4 465.1 | 84.36 | 8.81 | 6.22 | 0.61 | |
| 377 | 23.225 | 26.03 | 0.051 | 4.186 | 20.6 | 4 765.3 | 84.19 | 7.62 | 7.84 | 0.35 | |
| 裂缝型 | 164 | 6.834 | 9.84 | 0.049 | 5.967 | 28.4 | 3 805.4 | 71.14 | 1.10 | 26.51 | 1.25 |
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| a. 孔隙型岩心，岩心号193，渗透率为9.217×10-3 μm2，孔隙度为23.73%；b. 裂缝-孔隙型岩心，岩心号377，渗透率为23.225×10-3 μm2，孔隙度为26.03%；c. 裂缝型岩心，岩心号164，渗透率为6.834×10-3 μm2，孔隙度为9.84%。 图 2 孔隙型碳酸盐岩CT扫描结果 Fig. 2 CT scan results of pore type carbonate rock |
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将低渗砂岩与碳酸盐岩储层样品扫描图像对比, 可以明显看出两类储层孔隙类型、孔隙数量、裂缝发育程度的差异。3块不同渗透率砂岩样品CT扫描(图 3)识别到最大孔隙直径为1.759 mm，属于巨孔，渗透率越小可识别到的最大孔隙直径越小。对比渗透率相当的碳酸盐岩，砂岩储层孔隙度小，孔隙尺寸小，且类型单一，整体表现均质性较好。按照石油行业标准SY/T 6285—2011[13]中裂缝的定义长与宽的比值大于10来界定，所选取的3块砂岩样品中未见有裂缝。对比单位体积孔隙数量，渗透率相近的两类样品，低渗碳酸盐岩储层中孔隙的数量要比低渗砂岩孔隙数量少。与低渗砂岩储层相比较，低渗碳酸盐岩孔隙发育呈现出“孔隙大而数量少”的特征。
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| a. 岩心号1，渗透率为10.355×10-3 μm2，孔隙度为15.93%；b. 岩心号2，渗透率为5.742×10-3 μm2，孔隙度为12.78%；c. 岩心号3，渗透率为1.532×10-3 μm2，孔隙度为8.25%。 图 3 低渗砂岩样品微米CT扫描结果 Fig. 3 Micro CT scan results of low permeability sandstone |
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基于低渗碳酸盐岩储层扫描图像、数据分析以及与低渗砂岩储层对比，两类储层孔洞缝组合特征可用图 4表示，其中a、b、c、d为低渗碳酸盐岩的孔隙特征示意图。由此可知H低渗碳酸盐岩油藏是以孔隙型占主导，微裂缝及洞都有发育的储层。
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| a. 孔隙型1；b. 孔隙型2；c. 裂缝-孔隙型；d. 裂缝型；e. 低渗砂岩。 图 4 低渗碳酸盐岩与低渗砂岩储层孔隙特征示意图 Fig. 4 Pore characteristics of low permeability carbonate and low permeability sandstone reservoirs |
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根据研究发现，喉道半径是影响储层渗流的主要因素，并将其作为储层评价的关键参数之一[14]。选取H油藏不同渗透率的19块岩心进行恒速压汞测试，实验测试结果见图 5。
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| a. k＜2×10-3 μm2的岩心；b. k为(2~10)×10-3 μm2的岩心；c. k >10×10-3 μm2的岩心。 图 5 不同渗透率岩样喉道半径分布曲线 Fig. 5 Throat radius distribution curve of rock samples with different permeability |
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| 岩心号 | 渗透率/(10-3 μm2) | 孔隙度/% | 可识别最小孔隙直径/mm | 最大孔隙直径/mm | 最大缝长/mm | 孔隙数量/(个/cm3) |
| 1 | 10.355 | 15.93 | 0.033 | 1.759 | 未见 | 11 131.7 |
| 2 | 5.742 | 12.78 | 0.033 | 1.356 | 未见 | 10 444.8 |
| 3 | 1.532 | 8.25 | 0.033 | 1.235 | 未见 | 2 758.8 |
不同渗透率岩样喉道半径的分布曲线(图 5)显示：渗透率越高，喉道半径分布区间越宽，大喉道所占的频率越高，在曲线形态上表现为峰值越低越平缓；渗透率越小，曲线峰值越高，喉道半径分布越集中。不同尺寸的喉道半径对渗透率的贡献率曲线表明，大的喉道分布频率小，但是对渗透率的贡献起着重要作用，因此，喉道半径的分布区间及频率是影响渗透率的主要因素。渗透率 < 2×10-3 μm2时，喉道半径分布区间为0.1~2.1 μm，喉道半径峰值为0.5 μm左右，这类储层开发有一定难度；渗透率为(2~10)×10-3 μm2时，喉道半径分布区间为0.1~7.0 μm，喉道半径峰值在1.5~2.0 μm之间，同时>2 μm喉道对储层的渗透率贡献起到重要作用，此类储层开发比较容易；渗透率>10×10-3 μm2，喉道半径分布区间加宽为0.1~11.8 μm，峰值虽然还是1.5~2.0 μm，但>4 μm的喉道占了相当大的比例，对储层的渗流能力起到了决定性的作用，开发难度大大降低。当渗透率 < 2×10-3 μm2时，微细喉道(< 1 μm)占了绝大多数，将近100%；当渗透率分布在(2~10)×10-3 μm2时，储层以细喉道(1~2 μm)和中喉道(2~4 μm)为主，微细喉道占比例小；当渗透率>10×10-3 μm2时，储层以中喉道(2~4 μm)和粗喉道(>4 μm)为主，微细比例 < 10%，粗喉道占据相当的比例，也是对渗透率起主要贡献的喉道类型。
1.3.2 碳酸盐岩与砂岩储层孔喉特征对比图 6展示了渗透率相近的碳酸盐岩与砂岩储层的喉道半径分布频率对比关系，从图 6可以看出：两类储层渗透率越高，大喉道所占的比例越高；砂岩储层喉道半径分布频率的峰值较平缓，大喉道所占比例比碳酸盐岩高。按照渗透率区间不同的喉道类型所占比例进行对比(图 7)，可见两类储层的差别在于相同渗透率区间不同喉道类型所占的比例不同。如：渗透率 < 1.0×10-3 μm2的区间，碳酸盐岩储层中只发育有微喉道和微细喉道，而砂岩储层中细喉道和中喉道也有发育；渗透率越大，砂岩储层中大喉道(中喉道、粗喉道)比碳酸盐岩储层发育，而小喉道(微喉道、微细喉道、细喉道)所占比例比碳酸盐岩小。碳酸盐岩储层中喉道类型多样，且每种类型所占比例相对较为平均，而砂岩储层中通常以某种喉道类型为主，其他类型所占比例较小，整体表现均质性好。
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| 图 6 渗透率相近的碳酸盐岩与砂岩储层喉道半径对比 Fig. 6 Comparison of throat radius between carbonate and sandstone reservoirs with similar permeability |
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| a. 碳酸盐岩；b. 砂岩。 图 7 不同渗透率区间喉道所占比例 Fig. 7 Proportion of throat in different permeability interval |
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渗透率相近的两类储层，碳酸盐岩样品平均喉道半径比砂岩小。其主要原因在于：碳酸盐岩样品中单位体积有效喉道个数比砂岩样品中单位体积有效喉道个数多(表 3)，即使碳酸盐岩储层中大喉道分布频率小，但是对渗透率起到贡献作用的喉道个数是相当的，因此两类储层宏观上表现为渗流能力相当。平均喉道半径是指喉道半径分布的方均根，该参数与喉道个数无关。相同渗透率储层，砂岩储层中大喉道所占比例较大，因此平均喉道半径要比碳酸盐岩平均喉道半径大。
| 岩心号 | 孔隙度/% | 渗透率/(10-3 μm2) | 平均喉道半径/μm | 最大喉道半径/μm | 分选系数 | 均质系数 | 相对分选系数 | 有效喉道数量/(个/cm3) |
| Tsy-1 | 13.09 | 3.520 | 1.302 | 3.0 | 0.486 | 0.658 | 0.184 | 6 448 |
| Tsy-2 | 19.77 | 6.750 | 1.904 | 6.9 | 1.324 | 0.209 | 0.696 | 8 798 |
| Tsy-3 | 22.38 | 12.290 | 2.375 | 8.0 | 1.301 | 0.252 | 0.548 | 7 913 |
| Sy-1 | 15.57 | 3.781 | 1.705 | 4.0 | 0.848 | 0.498 | 0.374 | 3 196 |
| Sy-2 | 19.88 | 7.175 | 2.001 | 3.8 | 0.740 | 0.370 | 0.491 | 4 569 |
| Sy-3 | 16.70 | 12.966 | 3.358 | 6.5 | 1.539 | 0.458 | 0.462 | 4 751 |
| 注：Tsy代表碳酸盐岩样品；Sy代表砂岩样品。 | ||||||||
基于以上分析，碳酸盐岩储层与砂岩储层孔喉特征可描述如下：碳酸盐岩储层单位体积有效喉道数量多，且包含微喉道、微细喉道、细喉道、中喉道和粗喉道，且每类喉道分布频率都相对较平均，非均质性强；砂岩储层中单位体积有效喉道个数少，包含微喉道、微细喉道、细喉道、中喉道和粗喉道，渗透率越大微喉道、微细喉道迅速减少，中粗喉道比例增加，相对非均质性弱，喉道相对单一，平均喉道半径较大。低渗碳酸盐岩喉道发育特征可以概括为“数量多且类型全”，而低渗砂岩储层喉道发育特征为“数量少且类型少”。
2 水驱剩余油分布特征储层微观孔隙结构差异是导致水驱剩余油分布差异的主要因素。定量地分析储层剩余油孔隙空间分布和富集规律对改善和提高油藏的开发效果具有重要意义。文中所指剩余油包含不可动的残余油和水驱后残留的可动油。可动油通常是指储层中容易动用的原油，水驱后残留的可动油虽然不容易动用，但是可以挖潜，也是开发方案制定及调整的关注点。
2.1 实验方法及原理本实验是将水驱油物理模拟实验与核磁共振测试技术相结合，采用以去氢煤油为驱替介质对可动油孔隙空间分布进行测试的实验技术。驱替介质模拟油不含氢元素，在进行核磁共振实验中图谱记录的信号量全部为水贡献，因此，水的T2弛豫时间谱的变化可间接反映油在孔隙中的变化，由此可以确定束缚水、残余油状态下的水驱可动油和剩余油在不同孔隙中的分布。该方法可有效地将宏观与微观两个层面结合起来，实现宏观剩余油微观分布的全面认识。
2.2 可动油孔隙空间分布特征选取代表性岩心样品8块进行核磁共振油水分布实验测试。对测试结果进行分析得到不同渗透率岩心样品孔隙空间分布特征见图 8。从图 8a不同孔隙类型可动油分布柱状图来看: 渗透率相对较小(< 5.00×10-3 μm2)的样品可动油主要分布在中孔，其次是粗孔及细孔；渗透率较大(>5.00×10-3 μm2)的样品可动油主要分布在粗孔中，其次是巨孔及中孔。分析原因：1)可动油的孔隙空间分布与岩心样品的主要孔隙空间类型相一致，渗透率较低的样品中中孔是主要的储集空间，渗透率越大储集空间的孔隙越大；2)样品中细孔、微孔空间也占有一定比例，但大部分空间在饱和油过程中形成了束缚水。从图 8b不同孔隙类型剩余油分布柱状图来看: 渗透率较小(< 5.00×10-3 μm2)的样品剩余油主要赋存在中孔及部分粗孔中; 渗透率较大(>5.00×10-3 μm2)的样品剩余油主要赋存在粗孔及部分巨孔中，渗透率为15.14×10-3 μm2的样品小洞中还有部分剩余油未被采出。
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| a. 可动油分布；b. 剩余油分布。 图 8 碳酸盐岩岩心样品中不同孔隙类型流体分布特征 Fig. 8 Fluid distribution characteristics of different pore types in carbonate core samples |
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选取国内油田低渗砂岩储层样品同样进行了可动油及剩余油孔隙空间分布特征研究，与低渗碳酸盐岩研究结果进行比较。
由图 9可知，低渗砂岩储层可动油主要来自于粗孔、中孔及细孔，这也是储层的主要孔隙空间。渗透率越大，大的孔隙所占的比例越大，可动油主要来自于这部分孔隙。与低渗碳酸盐岩储层可动油分布规律相似。两类储层不同之处在于剩余油的赋存空间，砂岩岩心水驱后，样品中相对较大孔隙中的饱和油大部分被采出，剩余油主要赋存在相对较小孔隙空间内；而低渗碳酸盐岩样品中剩余油在所有孔隙空间中都占有相当的比例，即使是大的孔隙中也有部分油残余。
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| a. 可动油分布；b. 剩余油分布。 图 9 砂岩岩心不同孔隙类型流体分布 Fig. 9 Fluid distribution of different pore types in sandstone cores |
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两种类型储层的剩余油赋存规律的差异主要由微观孔隙结构所致。碳酸盐岩储层孔隙大，与之连通的喉道虽多但尺寸差异大，这必然形成较大孔喉比，即使是大孔道中部分油驱替过程也会受到较大阻力，成为剩余油。相比较砂岩储层中孔隙小，但与之连通的喉道大小差异较小，且孔喉比小，驱替过程中受到阻力小，其中油几乎完全可以动用。除此之外，碳酸盐岩储层大多为亲油储层，岩石表面吸附油分子，注入水沿着孔道中间部位驱替原油，即使是大孔隙的孔壁上也会形成油膜，成为剩余油。
剩余油分布的差异说明低渗碳酸盐岩与低渗砂岩剩余油的挖潜对象不同。低渗砂岩储层需要关注水驱后小孔隙中的剩余油，而低渗碳酸盐岩储层大孔隙中的剩余油仍然是需要研究的对象(此处实指水驱后残留的可动油部分)。因此，低渗碳酸盐岩注水开发过程中，可以考虑采用周期注水、降低注入速度和改善润湿性等方式提高整体驱油效率。
3 结论与建议1) 中东H低渗孔隙型碳酸盐岩油藏孔隙包含孔、洞、缝3种类型，其中直径小于2.000 mm的孔隙体积占80%以上，该油藏是以孔隙为主，微缝、洞偶有发育的储层；整体以孔隙型和裂缝-孔隙型为主。
2) 与低渗透砂岩储层相比较，低渗碳酸盐岩储层呈现出“孔隙大而数量少”“喉道数量多且类型全”的特征。
3) 对于低渗碳酸盐岩储层，当渗透率 < 5.00×10-3 μm2时，可动油主要来自于中孔、粗孔及细孔，剩余油主要赋存在中孔及部分粗孔中；当渗透率>5.00×10-3 μm2时，可动油主要来自于粗孔、巨孔及中孔，剩余油主要赋存在粗孔及部分巨孔中；与低渗砂岩储层流体赋存状态存在明显差异，低渗碳酸盐岩储层除小孔隙外，中孔、粗孔及巨孔中仍有大部分剩余油赋存，是注水开发中需要关注的对象。
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