柴达木盆地英西地区下干柴沟组混积型碳酸盐岩多口探井日产油达千吨以上^[1]，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组细粒混积型碳酸盐岩储量规模超亿吨^[2]，国内多个咸化湖盆碳酸盐岩勘探陆续获突破^[3-4]，展现出湖相碳酸盐岩良好的勘探前景。潜江凹陷古近系潜江组具有典型盐湖盆地沉积特征，自北向南依次发育砂泥岩相—碳酸盐岩相—硫酸盐岩相—盐岩相。近年来，针对碳酸盐岩相带开展攻关，H20X-4井试油获日产油26.22m³，实现潜江凹陷湖相碳酸盐岩新类型突破^[5]。

为了进一步扩大发现，落实潜江组碳酸盐岩储层资源潜力，陆续在潭口凸起带针对潜3³—潜3⁴油组实施老井复试6口，部署专探井1口（H61X井），6口复试老井均获工业油流，专探井目的层段钻遇厚层油层。但是不同井试油效果存在一定差异，造成试油效果差异的因素认识不清，制约该类油藏下一步勘探部署工作。已有研究表明，孔隙发育程度和烃源岩分布范围是控制柴达木盆地下干柴沟组混积型碳酸盐岩油藏油气富集的主要因素^[6-7]；林会喜等研究认为深洼陷带油源能够侧向对接是渤海湾盆地渤南洼陷沙河街组沙四上亚段碳酸盐岩储层能够成藏的主要原因^[8]；唐勇等通过对玛湖凹陷风城组研究认为，孔渗条件是影响油气富集的关键因素^[9]；支东明等通过对吉木萨尔凹陷吉28区块19口井的试验，认为大液量蓄能体积压裂，可以有效改善储层，形成效益动用^[3]。可以看出，生烃条件和储层岩性、物性是影响碳酸盐岩储层含油性的重要地质因素，而湖相碳酸盐岩储层普遍表现出“低孔、低渗—特低渗”的特点^[4-5]，有效的储层改造工艺是提高碳酸盐岩油藏单井产能的关键^[3]。

湖相碳酸盐岩储层在研究区属首次突破，未系统开展过该类油藏特征及油气富集高产主控因素的细致研究。本文基于专探井系统取心资料，结合试油井试油试采数据，进一步深化盐湖碳酸盐岩储层和油藏特征，探讨影响湖相碳酸盐岩油气富集高产的主控因素，以期为扩大研究区的勘探成果，以及其他类似湖盆碳酸盐岩油藏的勘探部署提供科学依据。

潜江凹陷位于湖北中部，江汉盆地北部，呈北西—南东向展布，勘探面积为2650km²。潭口凸起带位于潜江凹陷北部潜北断裂带中段，是潜北断裂带次级构造单元之一（图 1），整体北高南低，由凸起、东坡和西坡三部分组成，勘探面积约为70km²。潭口凸起带经历3期构造活动^[10-11]，古近系荆沙组沉积末期，潭口凸起带受构造抬升作用遭受剥蚀，随后整体下沉接受潜江组沉积^[12]；潜四下亚段沉积时期，潜北断层及其派生断层的活动，局部形成断块，构成了现今潭口凸起带的雏形；潜四下亚段沉积末期—潜三段沉积时期，潜江凹陷由断陷进入断坳期，潜北断层活动明显减弱，潭口凸起带雏形在该时期得到继承和持续发展；荆河镇组沉积时期，受区域张扭应力影响，早期断裂再次活动并产生一系列北东向次级断裂^[13]，潭口凸起带再次遭受抬升，断块高角度掀斜，北部的高部位受到强烈改造和不同程度剥蚀，形成现今北高南低的构造格局（图 1）。

图 1

图 1 潭口凸起带构造位置和构造单元划分图 Fig. 1 Location and division of structural units of Tankou bulge zone

潜江凹陷自下而上依次发育古近系荆沙组、潜江组、荆河镇组，以及新近系广华寺组和第四系平原组^[12]。其中，潜江组又可进一步划分为4段，自下而上分别为潜四段、潜三段、潜二段和潜一段（图 2）。受构造活动控制，潭口凸起带地层厚度变化大，整体上呈现往潜北断层方向地层抬升减薄（图 3）。勘探实践表明，潭口凸起带纵向发育多套含油层系，目前已发现油藏主要为潜四上亚段的潜4¹油组、潜4⁰中油组、潜4³油组砂岩油藏和潜一段稠油油藏^[14-15]。碳酸盐岩油藏勘探工作目前主要集中在潜三段潜3³油组、潜3³下油组和潜3⁴油组^[16-17]。

图 2

图 2 潜江凹陷潜江组地层综合柱状图(a)和H61X取心井柱状图（b） Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of Qianjiang Formation (a) and column of H61X coring well (b) in Qianjiang Sag

图 3

图 3 潜江凹陷潭口凸起带南北向地震解释剖面图（剖面位置见图 1） Fig. 3 N-S direction seismic interpretation profile in Tankou bulge zone in Qianjiang Sag (section location in Fig. 1)

本次研究岩心样品来自研究区系统取心井H61X井（图 1），该井针对潜3³—潜3⁴油组2159.77~2365.38m连续取心，累计长度为202.04m，见油气显示122.32m（图 2b），其中油浸显示14.32m，油斑显示68.02m，油迹显示35.32m，荧光显示4.66m，展现出碳酸盐岩良好的含油性。

H20X-4井位于潭口凸起带南部一台阶断块（图 1），该井潜3³—潜3⁴油组测井密度为2.54~2.63g/cm³，以往按砂岩解释，该段为干层。通过岩屑岩性复查，明确该段碳酸盐矿物含量高，为碳酸盐岩储层，测井曲线具有低自然伽马（GR < 80API），高光电截面指数（Pe > 3.5b/e）特征。基于岩性再认识，H20X-4井潜3³—潜3⁴油组二次解释油层9层、累计厚度132m，干层4层、累计厚度31m，优选潜3⁴油组2287.8~2313.5m油层试油，试油采用2mm油嘴控制放喷，获得日产油26.22m³高产工艺油流，自喷生产120天后转抽汲生产，目前该井日产油8.4t，每年可产油3059t。H20X-4井突破后，进一步优选潭口油田现存的低产且井况较好的老井开展复查，陆续优选5口老井复试，试油均获工业油流（表 1）。从试油效果看，复试井具有见油快、返排率低、自喷周期长的特点，6口井中T71X-7-10井压裂后放喷当天即见油，平均见油时间为4天，见油时返排率为1.6%~17.1%，平均为6.78%，自喷时间为17~120天，平均为44天（表 1）。

表 1

表 1 试油井初期产量及试采产量统计表 Table 1 Statistics of initial production and performance of trial production wells 井号 油层厚度/m 试油特征 原油产量 视厚度 真厚度 见油时间/d 见油返排率/% 自喷周期/d 初期产量/m3 试采30天/t 试采60天/t 试采90天/t 年产油/ t H20X-4 28.8 12.2 4 6.7 120 26.22* 12.6* 7.1* 6.8* 3059 T71X-7-3 24.4 21.1 3 2.6 44 20.21* 6.0* 9.8 7.6 2262 T71X-7-7 7.8 7.5 3 5.9 30 18.16* 2.6* 5.1 4.1 956 T71X-7-10 9.0 7.6 1 1.6 17 17.55* 7.0 5.8 4.1 1324 T71X-7-5C 5.2 0.86 2 17.1 16 5.82* 0.9 0.7 0.7 177.3 T70X-1 9.0 6.6 11 6.8 37 1.93* 0.8 1.2 0.8 228 注：*为自喷产量，未标注*为抽汲产量。

表 1 试油井初期产量及试采产量统计表 Table 1 Statistics of initial production and performance of trial production wells

尽管复试井试油初期日产油量分布在1.93~26.22m³之间，均达到工业油流，展现出良好的含油性和出油能力，但不同井复试初产和后期稳产效果差异较大（表 1）。图 4为不同试油井采油153天日产量变化曲线，可以看出6口试油井产量递减不同，其中H20X-4井和T71X-7-3井产量保持较好，在试采阶段仍保持着较高产量，原油日产量大于8t；T71X-7-10井和T71X-7-3井初期产量相对较高，但相对前2口井产量递减快，生产2个月后原油日产量递减减缓，日产量保持在2~4t；T71X-7-5C井和T70X-1井初期产量相对较低，且日产量快速递减至1t左右。

图 4

图 4 碳酸盐岩试油井试采曲线图 Fig. 4 Well trial production curve of carbonate reservoirs

研究区储层矿物组成复杂，组成变化大，主要包括方解石、白云石、石英、长石、钙芒硝、硬石膏、黏土矿物和黄铁矿，全岩X衍射测试结果显示，碳酸盐矿物含量为35.2%~79.6%，长英质矿物含量为5.8%~43.1%，黏土矿物含量为0.6%~21.8%。为了进一步开展研究，根据碳酸盐矿物含量，将研究区碳酸盐岩储层分为两大类，一类是碳酸盐矿物含量大于50%，命名为碳酸盐岩；另一类是碳酸盐矿物、长英质矿物和黏土矿物含量均低于50%，命名为混积岩。同时结合薄片镜下特征，根据矿物颗粒粒径大小进一步细分，粒径大于20μm的矿物占比大于50%的碳酸盐岩命名为颗粒碳酸盐岩，粒径小于20μm的矿物占比大于50%的碳酸盐岩命名为泥晶碳酸盐岩；粒径大于20μm的矿物占比大于50%的混积岩命名为颗粒混积岩，粒径小于20μm的矿物占比大于50%的混积岩命名为细粒混积岩（表 2）。

表 2

表 2 不同类型碳酸盐岩储层矿物组成统计表 Table 2 Statistics of mineral compositions of different types of carbonate reservoirs 储层类型 长英质/% 碳酸盐/% 黏土矿物/ % 钙芒硝等其他矿物/ % 孔隙度/ % 渗透率/ mD 石英 长石 方解石 白云石 碳酸盐岩 颗粒碳酸盐岩 $\frac{5.7 \sim 36.4^*}{17.89} $ $\frac{2.7 \sim 41.7}{19.44}$ $\frac{10.1 \sim 47.7}{26.58}$ $\frac{10.3 \sim 56.4}{24.82}$ $\frac{1.7 \sim 12.1}{4.41}$ $\frac{1.6 \sim 18.2}{6.86}$ $\frac{2.2 \sim 12.4}{7.01}$ $\frac{1.01 \sim 3.13}{2.44} $ 泥晶碳酸盐岩 $\frac{3.2 \sim 22.5}{10.65}$ $\frac{2.0 \sim 6.5}{3.34} $ $ \frac{6.1 \sim 25.5}{14.44}$ $\frac{19.1 \sim 51.5}{38.07}$ $\frac{6.9 \sim 32.0}{21.13}$ $\frac{5.8 \sim 20.8}{12.37} $ $\frac{2.6 \sim 11.5}{9.97}$ $ \frac{0.15 \sim 1.81}{0.75}$ 混积岩 颗粒混积岩 $\frac{18.9 \sim 32.7}{24.12}$ $ \frac{10.8 \sim 19.3}{11.81}$ $\frac{11.1 \sim 41.1}{21.40} $ $\frac{9.9 \sim 25.3}{16.12}$ $\frac{6.7 \sim 30.1}{19.22}$ $\frac{0 \sim 10.5}{7.33}$ $\frac{2.5 \sim 9.3}{7.30}$ $\frac{1.83 \sim 3.10}{2.10} $ 细粒混积岩 $\frac{6.1 \sim 25.9}{13.26}$ $\frac{3.0 \sim 19.9}{4.67} $ $\frac{0.3 \sim 21.2}{10.01}$ $\frac{6.5 \sim 41.4}{38.24}$ $\frac{5.6 \sim 38.4}{23.34}$ $\frac{7.0 \sim 32.3}{10.48}$ $\frac{1.3 \sim 12.6}{9.30}$ $\frac{0.16 \sim 2.65}{0.87}$ 注：*$ \frac{\text { 最小值 } \sim \text { 最大值 }}{\text { 平均值 }} \text { 。}$

表 2 不同类型碳酸盐岩储层矿物组成统计表 Table 2 Statistics of mineral compositions of different types of carbonate reservoirs

薄片显微镜下观察及扫描电镜测试结果显示（图 5），颗粒碳酸盐岩主要发育粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔（图 5a、b）, 孔径为5~200μm，孔隙度为2.2%~12.4%，平均为7.01%，渗透率为1.01~3.13mD，平均为2.44mD；泥晶碳酸盐岩主要发育晶间孔（图 5c），孔径为2~10μm，孔隙度为2.6%~11.5%，平均为9.97%，渗透率为0.15~1.81mD，平均为0.75mD；颗粒混积岩主要发育粒间孔和粒间溶孔（图 5d、e），孔径为2~100μm，孔隙度为2.5%~9.3%，平均为7.30%，渗透率为1.83~3.10mD，平均为2.10mD；细粒混积岩主要发育晶间孔，孔径为2~8μm（图 5f），孔隙度为1.3%~12.6%，平均为9.30%，渗透率为0.16~2.65mD，平均为0.87mD（表 2）。可以看出碳酸盐岩储层整体表现出低孔、低渗—特低渗特征，不同岩性储层物性特征存在差异，表现为颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩储层渗透率优于泥晶碳酸盐岩和细粒混积岩，这与颗粒结构的碳酸盐岩储层孔径更大有关（图 5），而从孔隙度来看，泥晶碳酸盐岩和细粒混积岩平均孔隙度分别为9.97%和9.30%，高于颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩（表 2）。

图 5

图 5 H61X井不同类型碳酸盐岩储层显微镜下照片及电镜照片 Fig. 5 Microscopic and electron microscopic photos of different types of carbonate reservoirs （a）2344.5m潜34油组，颗粒碳酸盐岩；（b）2344.5m潜34油组，颗粒碳酸盐岩；（c）2295.7m潜33下油组，泥晶碳酸盐岩；（d）2190.3m潜33油组，颗粒混积岩；（e）2190.3m潜33油组，颗粒混积岩；（f）2306.4m潜34油组，细粒混积岩

潭口凸起带碳酸盐岩油藏原油分析表明（表 3），试油井20℃时原油密度为0.899~0.945g/cm³，平均为0.914g/cm³，50℃时原油密度为0.880~0.928g/cm³，平均为0.896g/cm³。50℃时原油动力黏度为51.80~1010.56mPa·s，原油凝固点在33℃左右，初馏点介于65~195℃。可以看出T70X-1井原油密度和黏度明显高于其他复试井，原油密度达到0.945g/cm³（20℃），动力黏度超过1000mPa·s。除T70X-1井原油密度和黏度相对较高外，其余井之间原油物性差异相对较小，整体上随着埋藏深度增加，研究区原油黏度和密度变小，原油物性变好。

表 3

表 3 试油井原油物性统计表 Table 3 Statistics of crude oil properties in test wells 井号 深度/m 密度/(g·cm-3) 50℃动力黏度/（mPa·s） 凝固点/ ℃ 初馏点/ ℃ 顶深 底深 20℃ 50℃ H20X-4 2287.8 2316.6 0.915 0.901 130.95 — — T71X-7-3 2169.9 2194.9 0.899 0.880 51.80 32 65 T71X-7-7 2037.6 2041.6 0.913 0.895 108.48 33 108 T71X-7-10 2002.3 2011.3 0.898 0.879 57.81 32 195 T71X-7-5C 1571.8 1577.0 0.913 0.893 90.12 — — T70X-1 1692.0 1703.2 0.945 0.928 1010.56 33 70

表 3 试油井原油物性统计表 Table 3 Statistics of crude oil properties in test wells

通过开展典型油藏解剖，认为潭口凸起带碳酸盐岩油藏为岩性油藏。从过H20X-4井油藏剖面可以看出（图 6），碳酸盐岩储层向上倾方向相变为泥岩，泥岩形成侧缘封堵，纵向上碳酸盐岩储层与白云质泥岩纵向多韵律叠置（图 2b），白云质泥岩在纵向上形成封盖，并且潜3³油组顶部存在一套厚度大于20m且区域稳定发育的泥岩（图 6），为碳酸盐岩油藏提供良好的保存条件。潭口凸起带潜3²油组目前已发现油藏主要为受断层封堵的砂岩—构造油藏，油藏实测压力系数为1~1.05，为典型的常压系统（图 6），而碳酸盐岩储层实测压力系数为1.27，为弱超压系统，进一步表明碳酸盐岩油藏与上下油藏分隔，为独立的岩性油藏。

图 6

图 6 潭口凸起带典型碳酸盐岩油藏成藏模式图（剖面位置见图 1） Fig. 6 Typical hydrocarbon accumulation pattern of carbonate oil reservoirs in Tankou bulge zone(section location is in Fig. 1)

潭口凸起带碳酸盐岩成分复杂、变化快，基于岩性划分方案，总结4种岩性测井响应特征并建立测井岩性识别图版。潭口凸起带已试油井试油段岩性为颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩（表 4），其中4口井试油段岩性为颗粒碳酸盐岩和2口井试油段岩性为颗粒混积岩，岩性为颗粒碳酸盐岩的4口井试油日产油5.86~26.22m³，平均日产油17.61m³，岩性为颗粒混积岩的2口井试油日产油1.93~17.55m³，整体上颗粒碳酸盐岩复试井试油效果略好，且后期稳产效果也较颗粒混积岩试油井好（图 4）。两种岩性试油效果存在一定差异，表明岩性对储层含油性存在一定控制作用。通过开展岩心观察和荧光薄片显微观察（图 7），可以看出两种岩性在岩心手标本上均展现出良好的含油性，达到油浸级别，但荧光照片观察发现，虽然两种碳酸盐岩储层普遍被油质沥青浸染发黄绿色中暗—中亮光，但薄片内碳酸盐颗粒在荧光下发黄绿色中暗—中亮光，而长英质碎屑基本不发光（图 7c、e），表明颗粒结构的碳酸盐被原油浸染，具有一定储集能力。这是由于研究区颗粒结构碳酸盐由众多泥晶结构的白云石或方解石组成（图 5b、c），白云石和方解石晶体之间存在大量晶间孔，可为原油储集提供空间，而长石和石英则不具备该条件。进一步根据颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩两类岩性储层中碳酸盐含量与热解S₁的关系可以看出（图 7f），随着碳酸盐含量增加，S₁明显增加，储层含油性增加。通过薄片镜下观察可以看出，这两类储层中碳酸盐主要为泥晶白云石和方解石形成的颗粒结构的碳酸盐，因此碳酸盐含量增加，额外形成了更多的晶间孔，因此整体含油性增加。

表 4

表 4 碳酸盐岩试油井测井参数及解释成果统计表 Table 4 Statistics of logging parameters and interpretation results of carbonate reservoirs in test wells 井号 测井参数 测井解释 GR/API Pe/（b·e-1） RLLD/（Ω·m) DEN/(g·cm-3） AC/（μs·m-1） 岩性 孔隙度/% H20X-4 43.2 3.8 67.8 2.54 194.1 颗粒碳酸盐岩 7.7 T71X-7-3 36.8 3.8 123.4 2.56 191.2 颗粒碳酸盐岩 7.4 T71X-7-7 49.9 4.4 22.8 2.52 209.3 颗粒碳酸盐岩 8.0 T71X-7-10 74.6 3.2 11.8 2.52 237 颗粒混积岩 13.6 T71X-7-5C 46.9 5.2 145.5 2.42 216.5 颗粒碳酸盐岩 16.5 T70X-1 57.9 3.7 153.4 2.51 215.6 颗粒混积岩 10.8

表 4 碳酸盐岩试油井测井参数及解释成果统计表 Table 4 Statistics of logging parameters and interpretation results of carbonate reservoirs in test wells

图 7

图 7 H61X井不同岩性储层含油性及荧光照片 Fig. 7 Oil-bearing properties and fluorescent photos of reservoirs with various lithologies in Well H61X （a）2355~2356m，潜34油组，颗粒碳酸盐岩岩心，油浸—油斑显示；（b）2345m，潜34油组，颗粒碳酸盐岩岩心，断面明显含油；（c）2344.5m，潜34油组，颗粒碳酸盐岩，荧光照片；（d）2190.3m，潜33油组，颗粒混积岩岩心，油浸显示；（e）2351m，潜34油组，颗粒碳酸盐岩，荧光照片；（f）碳酸盐岩含量与S1关系图

碳酸盐岩储层矿物组成差异大、变化快，对密度和声波时差有较大影响（表 4），因此基于H61X井系统取心测录井资料和分析测试数据，建立颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩的物性解释模型，分别计算两类储层孔隙度和渗透率。其中，岩性为颗粒碳酸盐岩的试油井测井计算孔隙度为8%~16.5%，平均为9.9%，岩性为颗粒混积岩的试油井测井计算孔隙度为10.8%~13.6%，平均为12.2%。结合不同试油井初产效果，可以看出相同岩性条件下，随着初产物性变化，试油日产油量整体呈增加趋势（图 8a），反映出物性对于储层含油性的控制作用。其次，从岩心手标本上也可以观察到（图 7a），H61X井2355~2356m岩性均为颗粒碳酸盐岩，但含油性存在明显差异，从底部向顶部含油级别从油斑变为油浸，含油饱和度由45%升至65%。通过开展物性分析，该段从底部向顶部，孔隙度由5.6%升至9.8%，渗透率由0.5mD变为1.3mD，储层物性变好，对应层段含油性明显变好。统计了H61X井颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩实测孔隙度与热解S₁，通过关系图可以看出，随着孔隙度增加，S₁明显增加（图 8b），佐证了储层物性是影响油气富集的重要因素。

图 8

图 8 试油井产量、含油性与储层厚度、孔隙度及原油黏度关系图 Fig. 8 Relationship between oil production, oil-bearing properties in test wells and reservoir thickness, porosity, and crude oil viscosity

6口试油井分布在潭口凸起带南部斜坡的2个断块（图 1），其中H20X-4井、T71X-7-10井、T71X-7-3井和T71X-7-7井位于南部一台阶，T70X-1井和T71X-7-5C井位于靠近北部的二台阶。从现阶段试油效果对比可以看出，位于二台阶的T70X-1井和T71X-7-5C井初期产量明显低于南部一台阶的4口井（图 4，表 1）。并且在一台阶内H20X-4井、T71X-7-3井和T71X-7-7井试油层位相同，均为潜3⁴油组，试油段岩性为颗粒碳酸盐岩，测井解释储层孔隙度相近，H20X-4井和T71X-7-7井原油物性相当，T71X-7-3井原油物性略好于前两口井，但从试油日产量曲线可以看出H20X-4井和T71X-7-3井初期产量更高，自喷周期更长，试油稳产效果明显好于T71X-7-7井（图 4，表 1）。表明不同构造位置对碳酸盐岩油藏原油富集存在一定影响，一台阶断块更靠近洼陷中心，来自洼陷中心成熟烃源岩产生的原油侧向近距离运移优先富集在一台阶碳酸盐岩储层中，导致一台阶碳酸盐岩储层原油富集程度高于二台阶碳酸盐岩储层。

碳酸盐岩油藏原油富集为试油试采奠定了物质基础，但富集并不完全等同于高产，单井试油日产量及稳产效果同时还受储层厚度、原油物性及储层改造工艺影响。

储层厚度大小是潭口凸起带颗粒碳酸盐岩油藏高产稳产的基础。试油井油层视厚度为3.5~28.2m，真厚度为3.2~12.2m，厚度差别较大。从试油井油层厚度与试油初期产量关系图可以看出，油层厚度越大，试油初期产量越高（表 1，图 8c）；并且从稳产效果看，H20X-4井和T71-7-3井油层厚度大于10m，试采阶段原油日产量整体下降速度较其他井慢（图 4）。此外，T71-7-5C井试油段油层厚度为5.2m，真厚度仅为0.86m，该井初期试油获日产油5.82m³，后期日产量下降相对较快，该井试油段通过测井岩性图版识别为颗粒碳酸盐岩，声波时差和密度计算测井孔隙度为16.5%，物性明显好于H20X-4井试油段，然而该井试采阶段原油日产量下降速度较H20X-4井更快，反映出该井段油层厚度较薄，导致其初产相对低且后期稳产效果相当较差。通过6口井试油效果可以看出，储层厚度大于10m，碳酸盐岩油藏试油可获得较稳定的日产量。储层厚度大一方面油气聚集的总量更大，另一方面生产过程中向井筒中排油的面积也越大。针对碳酸盐岩油藏特点，通过部署大斜度井和水平井的方式来增加储层出油厚度，提高单井产能，如玛湖凹陷部署的大斜度井玛51X井获得百吨高产和稳产的成效^[9]。

6口试油井原油密度（20℃）介于0.898~0.945g/cm³，50℃动力黏度为51.80~1010.56mPa·s，其中除了T70X-1井原油物性相对较差，其余5口井原油物性相差较小，可以看出T70X-1井在6口试油井中试油初期产量明显低于其他5口井（表 1），原油黏度与试油初期产量关系图可以看出，随着原油黏度增加，试油初期产量明显降低（图 8d），且后期产量下降较快，稳产效果差（图 4）。因此，认为原油物性对碳酸盐岩油藏试油具有一定的控制作用。进一步分析表明，潭口凸起带潜3³—潜3⁴油组原油黏度受油藏埋藏深度和原油来源控制。随着埋藏深度增加，原油黏度逐渐降低，原油流动性变好，试油初产和后期稳产效果较好。其次，潭口凸起带碳酸盐岩油藏原油来源主要有碳酸盐岩上下段页岩和邻近洼陷中心成熟页岩^{[5, 16]}，且自上向下来自洼陷中心成熟烃源岩生成的原油比例逐渐增加，进而改善碳酸盐岩油藏中原油黏度和流动性。

潭口凸起带碳酸盐岩试油主要采用“复合酸压加砂”储层改造工艺，试油井均获工业油流，合计增油超8000×10⁴t（表 4）。从目前试油整体效果看，不同井试油试采效果存在一定差异。通过统计试油井改造施工参数，选择相同岩性试油井，对比各参数与各井每米日产油（日产油与视厚度比值）的关系（图 9），可以发现相同岩性条件下，每米日产油与用酸强度和用减阻水强度具有一定正相关关系（图 9a、c）。碳酸盐岩储层中碳酸盐矿物含量最高可达79.6%，酸液可溶解部分碳酸盐岩矿物形成酸蚀蚓孔，达到扩孔、增渗的作用，进而提高改造后碳酸盐岩储层导流能力^[18-19]；减阻水的增加，可以有效降低压裂过程中高流速、高压力对储层结构的影响^[20-21]，颗粒碳酸盐岩储层中碳酸盐岩矿物和长英质矿物直接为颗粒支撑（图 5a、b），酸液对碳酸盐岩矿物的溶蚀作用导致整体储层结构破坏^[22]，增加减阻水比例可降低储层结构破坏的影响^[20-21]。因此，随着用酸强度和减阻水强度的增加，颗粒碳酸盐岩和颗粒混积岩储层试油效果得到改善。而用液强度和加砂强度与试油初产和换算到每米的日产油量之间没有明显的相关性，表明针对颗粒碳酸盐岩储层和颗粒混积岩储层压裂改造过程中，用液量和加砂量还有待进一步评价和优化。

图 9

图 9 用液强度和加砂强度与初期产量关系图 Fig. 9 Relationship between liquid injection intensity, sand addition intensity and initial oil production

（1）潜江凹陷潭口西坡6口井试油结果表明，碳酸盐岩油藏具有见油快、返排率低和自喷周期长的特点，试油均获工业油流展现出碳酸盐岩储层良好的含油性和出油能力。

（2）潜江组碳酸盐岩储层矿物组成复杂，组成变化大，储层孔隙类型主要为粒间孔、次生溶孔和晶间孔，孔隙度介于2.2%~12.4%，渗透率介于0.15~3.13mD，整体表现出低孔、低渗—特低渗特征。

（3）碳酸盐岩储层物性受矿物组成影响，高碳酸盐含量有利于形成更多储集空间，而好的物性条件是油气富集的物质基础，受烃源岩分布和油气来源影响，近源圈闭（古构造位置）油气富集程度更高；储层厚度和原油物性是碳酸盐岩油藏高产稳产的关键，储层厚度大于10m、原油黏度小于200mPa·s的井持续稳产能力好，“复合酸压加砂”改造工艺可达到扩孔、增渗的作用，进而提高改造后碳酸盐岩储层导流能力，提高碳酸盐岩油藏试油产量。