碳酸盐岩油藏的油气产能评价较砂岩油藏更为复杂，是公认的勘探开发的难点。目前国内外针对碳酸盐岩油藏单井产能主控因素研究较少，尚未见对碳酸盐岩单井产能与各控制因素相关性的分析。本文基于岩芯分析、测井解释成果、储层微观表征与生产动态分析等资料，从宏观和微观两方面分析了影响碳酸盐岩产能的主控因素。宏观上以沉积作用、成岩作用和构造作用为主，微观上包括储层岩性、储层类型、物性、有效厚度等，其目的在于指出碳酸盐岩油藏单井产能的主控因素，揭示各因素对单井产能的影响规律，为制定初次开发方案提供指导，为调整开发方案和老区扩边勘探、滚动开发提供更为可靠的依据(祝旭双，2012)。

研究区哈萨克斯坦北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩包括KT-I与KT-II两套含油层系。截止2014年2月，共完钻探井、评价井、试采井及开发井160口，单井平均产量为22t/d，采油速度为1.1%，采出程度为5.06%。北特鲁瓦油田在开发过程中，主要存在以下几方面的问题：(1)压力下降快，其地层压力平均每年降低1.6MPa；(2)产能递减过快，新井初产平均每年降低20t，油田递减率也在逐年增加，2012年综合递减率为11.2%；(3)井网不完善，目前大部分仅为五点法井网；(4)含水率增速较快，自2013年起含水率年增长4%；(5)气油比上升快，平均每年增加200m³/t。本文针对北特鲁瓦油田KT-I油层组生产过程中遇到的问题，重点对碳酸盐岩单井产能主控因素进行了分析，旨在为后期动态跟踪及调整方案提供科学依据(樊金鹿，2012)。 2 区域地质背景 2.1 区域构造位置

哈萨克斯坦北特鲁瓦油田位于滨里海盆地东南缘。

滨里海盆地又称北里海盆地，东西向长1000km，南北向最宽处650km，轮廓近似椭圆形，面积58.5×10⁴km²，地理位置跨越哈萨克斯坦和俄罗斯两国，盆地总面积的85%位于哈萨克斯坦共和国西部，15%的面积位于俄罗斯联邦南部。

滨里海盆地发育于东欧地台之上的一个负向构造单元。北部和西北部以陡峭的深大断裂与伏尔加-乌拉尔台背斜相邻，东部和南部围绕以海西褶皱带(Wu et al., 2015)。盆地内部分为北部断阶带、中央坳陷带、阿斯特拉罕-阿克纠宾隆起带和东南坳陷带4个构造单元。北特鲁瓦油田位于阿斯特拉罕-阿克纠宾隆起带的东端(图 1; Liu et al., 2012；López-Horguea et al., 2010；何伶等，2014；田纳新等，2015)。

图 1

Fig. 1

图 1 滨里海盆地构造单元划分Fig. 1 Tectonic framework of Pre-Caspian Basin

滨里海盆地在前里菲结晶基底之上接受了里菲纪-早古生代裂谷沉积、晚泥盆世-石炭纪被动大陆边缘沉积、早二叠纪早-中期碰撞造山过程中的盐盆沉积、晚二叠世-第四纪造山后坳陷盆地沉积。从油气勘探的角度，滨里海盆地的沉积盖层可以划分为三大层系：盐上层系、含盐层系和盐下层系。

含盐层系是指下二叠统的盐岩、硬石膏夹少量陆源碎屑和碳酸盐岩，是优质的区域性油气盖层。盐的流动可以形成各种盐构造，因而厚度变化大，一般为1~5km。

盐上层系是指上二叠统-第四系巨厚的陆源碎屑沉积，厚度变化大，发育众多盐穿刺/底辟构造。多个层段发现油气田。

盐下层系是指下二叠统含盐层系之下的沉积，盆地边缘厚度3000~4000m，盆地中心部位可达10000~13000m，由巨厚的碎屑岩和碳酸盐岩组成。盐下层系已经发现多个大型、特大型油气田。北特鲁瓦油田就是盐下层系的一个大型油田，产于石炭系(图 2)。

图 2

Fig. 2

图 2 北特鲁瓦油田石炭系地层柱状剖面Fig. 2 Carboniferous columnar section of North Truva oil field

北特鲁瓦油田的石炭系自上而下划分为KT-Ⅰ油层组、MKT碎屑岩组、KT-Ⅱ油层组。KT-I油层组平均地层厚度为150m，KT-II油层组平均地层厚度为230m，二者均以碳酸盐岩为主，MKT碎屑岩组平均地层厚度340m。 3 碳酸盐岩单井产能的影响因素分析

影响碳酸盐岩储层产能的因素包括人为因素与客观因素。人为因素包括钻井、井下施工作业中对油气层的改造，与在测试取样过程中由于工作环境、操作人员、仪器规格不同所产生的差别等。客观因素是来自储层的自身因素，是影响碳酸盐岩产能的地质因素，这也是本文的研究对象。影响碳酸盐岩储层产能的地质因素可分为宏观与微观两方面，宏观方面包括储层沉积微相、成岩相、构造等因素，微观方面包括储层岩性、物性、储层类型、储层有效厚度等因素(祝旭双，2012; 石强和赵宁，2009)。总体来说，宏观方面因素控制了微观方面因素的表征，而微观方面因素又恰恰是宏观方面因素的具体体现。具体来说，较有利的沉积微相、成岩相与构造部位的井所对应的储层类型较好，孔隙度、渗透率较高，有效厚度也更大一些。例如，本文中，云坪微相所发生的成岩相为云化-强溶蚀云岩相(ⅠA)，与靠近断裂带等有利构造位置配合，形成的储层类型多为裂缝-孔隙型与孔洞缝型，其孔隙度、渗透率、有效厚度也较大，因而产能也较高。

3.1 控制单井产能的宏观地质因素

宏观上影响和制约单井产能的地质因素因素主要包括储层的沉积微相类型和成岩作用。 3.1.1 沉积微相对产能的影响

碳酸盐岩储层的沉积方式一般为原地沉积，形成于原始造礁生物生长地域附近，而其沉积物主要由形成过程中环境的生物组分所决定，其颗粒直径、颗粒分选程度、储集空间特征、储层物性也受产生碳酸钙成分的生物群落活动、分布、生物超微结构特征决定(樊金鹿，2012; Blatt，1982; Krynine，1941; Folk，1954; Pettijohn，1957)。

储层具有的不同岩性与物性特征宏观上受控于沉积微相，具体表现为不同的碳酸盐岩沉积微相具有不同的储集岩类型与岩性组合(张鹏等，2008;Guo et al., 2011；梁爽等，2013)，而所对应的储层厚度、分布面积、孔隙度、渗透率、含油气饱和度也各不相同。上述参数是估算油气储量、划分开发层系和制定布井方案的直接依据(张鹏等，2008; Lander et al., 2008)，对储层单井产能起着重要的决定性作用。

研究区石炭系自上而下划分为KT-Ⅰ油层组、MKT碎屑岩组、KT-Ⅱ油层组。KT-Ⅰ油层组包含А1-А3、Б1-Б2、В1-В5等10个小层，发育蒸发台地、局限台地、开阔台地和台地边缘-浅海陆棚4个亚相，分别包括膏盐湖、膏云坪、云坪、灰坪、泻湖、粒屑滩、台内滩、礁滩、滩间海及灰质-泥质陆棚10个微相(图 3)，有利于储层发育的沉积微相主要为局限台地亚相云坪、粒屑滩(王淑琴等，2013^①；齐恩广等，2014^②)。

①王淑琴，许必锋，赵文琪. 2013. 北特鲁瓦油田开发效果评价及注水技术政策研究. 北京: 北京中油锐思技术开发有限责任公司
        ②齐恩广，王义鹏，蒋盘良. 2014. 北特鲁瓦碳酸盐岩储层评价及开发技术政策研究报告. 北京: 北京中油锐思技术开发有限责任公司

图 3

Fig. 3

图 3 北特鲁瓦油田石炭纪碳酸盐台地沉积模式图Fig. 3 The sedimentary pattern of North Truva oil field in the Carboniferous carbonate platform

本文基于前人研究成果，针对KT-I油层组主力产油层A₃小层，利用岩心、测试、测井、生产等资料，结合油层物性等特征(孔隙度、渗透率、油层厚度)及产能(产能、产液强度)资料(刘辉等，2013; 刘峰等，2011; 刘双莲等，2012)，统计与分析了160口生产井产能与沉积微相的关系。

通过统计160口生产井中不同油层层段的产液强度、沉积相类型，并作出了各沉积相类型与对应采液指数的关系图(图 4)。图 4中纵坐标采用的是采液指数，即单位有效厚度对应的产能，由此排除了由于储层有效厚度变化而导致产能变化的影响。从图 4可以看出，云坪微相所对应的平均采液指数最大(4.24m³/day/m)，其次为粒屑滩微相(2.18m³/day/m)，而灰坪微相、泻湖微相的采液指数相对较小。

图 4

Fig. 4

图 4 北特鲁瓦油田KT-I油层组A3小层采液指数与沉积相类型关系图Fig. 4 The diagram showing the relationship between fluid productivity index and the types of sedimentary facies small layer A3

根据初始产能、初始产液强度、油层厚度、孔隙度、渗透率等参数，对北特鲁瓦油田KT-I油层系160口生产井进行了产能分类，划分出高产井、中产井、低产井和特低产井四类(表 1)，发现其中高产井21口，中产井42口，低产井47口，特低产井50口。同时作者也基于不同划分标准对当前产能进行了分类，研究表明大部分井当前产能与沉积微相的相关性与初始产能一致。

表 1

Table 1

表 1(Table 1)

表 1 特鲁瓦油田KT-I层初始产能分类标准 Table 1 The classification st and ard of initial productivity in North Truvaoil oil field 产能分类 初期产能(t/d) 初期产液强度(t/(d·m)) 孔隙度(%) 渗透率(mD) 油层厚度(m) 井数(口) 百分比(%) 高产 >87 ≥5.0 10.1~13.8 31~148 10.1~19.7 21 13.13 中产 38~87 2.0~5.0 8.9~13.3 17~69 7.9~17.7 42 26.25 低产 5~38 0.5~2.0 8.4~12.7 0.5~43 4.5~13.3 47 29.38 特低 ≤5 ≤0.5 ≤8.4 ≤0.5 ≤4.5 50 31.25

表 1 特鲁瓦油田KT-I层初始产能分类标准 Table 1 The classification st and ard of initial productivity in North Truvaoil oil field

利用160口生产井资料编制了研究区A₃小层产能与沉积微相分布关系图(图 5a，b)。图 5a，b分别为A₃小层初始产能、初始产液强度与沉积微相关系图。产液强度即产能与油层有效厚度之比，该指标可以较产能更好地反映A3小层的生产能力。从图中可以看出，A₃小层主要发育云坪、粒屑滩、膏盐坪、灰坪、泻湖微相，其中云坪微相和粒屑滩微相储集性较好。初始产油时，处在云坪微相的有112口井，其中包括了90.0%的高产井、97.6%的中产井；而粒屑滩微相有20口井，包括10.0%高产井、2.4%中产井；而处在其他微相的井较少，且为无产能的特低产井。可见A₃小层高产井、中产井主要分布在云坪，少量分布在粒屑滩，其他微相的井几乎无产能。随着不断开采，研究区产能降低，但其产能、产液强度与沉积微相的相关性与初始时一致。

图 5

Fig. 5

图 5 北特鲁瓦油田A3小层初始产能与沉积微相关系图(a)和初始产液强度与沉积微相关系图(b)Fig. 5 The relationship between sediment diagenesis facies and initial productivity(a) and the relation between sediment diagenesis facies and initial production intensity(b)in A3 of North Truvaoil oil field

储层单井产能除了与沉积微相有关，也与成岩作用密切相关。北特鲁瓦油田KT-Ⅰ油层组碳酸盐岩的成岩作用类型主要有6种，其中溶蚀作用、白云化作用和破裂作用对形成孔隙、改善储渗性能起建设性的作用；而压实、压溶作用、胶结作用和充填作用使孔隙减小，降低其储渗性能，对储渗性能起破坏性作用(刘双莲等，2012)。

通过对本区碳酸盐岩成岩作用及成岩阶段的详细研究，依据沉积微相、岩石类型组合、主要成岩作用、成岩演化及孔隙组合类型，紧密结合油田开发实际需要，划分出四大类7小类成岩相：强溶蚀相(Ⅰ)，包括云化-强溶蚀云岩相(ⅠA)、强溶蚀藻格架灰岩相(ⅠB)、强溶蚀颗粒灰岩相(ⅠC)；中弱溶蚀相(Ⅱ)，包括云化-中弱溶蚀云岩相(ⅡA)、中弱溶蚀颗粒灰岩相(ⅡB)；强充填胶结颗粒灰岩相(Ⅲ)；压实压溶泥粉晶灰岩相(Ⅳ)。

研究区北特鲁瓦油田KT-Ⅰ油层组主力产层为A₃小层，其发育的成岩相包括云化-强溶蚀云岩相(ⅠA)、强溶蚀颗粒灰岩相(ⅠC)、云化-中弱溶蚀云岩相(ⅡA)、中弱溶蚀颗粒灰岩相(ⅡB)、强充填胶结颗粒灰岩相(Ⅲ)和压实压溶泥粉晶灰岩相(Ⅳ)(图 6a，b;田纳新等，2015)。根据钻达A₃小层的208口井资料分析，云化-强溶蚀云岩相(ⅠA)在研究区中部呈连片发育，强溶蚀颗粒灰岩相(ⅠC)呈孤立状分布于CT-40、CT-36、UT-1、CT-30、CT-57-CT-59、CT-27-653-622-673井区，云化-中弱溶蚀云岩相(ⅡA)仅分布于A-3井，中弱溶蚀颗粒灰岩相(ⅡB)呈孤立状零星分布于CT-42、CT-50、CT-46、CT-60井，强充填胶结颗粒灰岩相(Ⅲ)主要分布于中部ⅠA相的东部及南部，压实压溶泥粉晶灰岩相(Ⅳ)则主要分布于北部A-1井区、CT-37井、东部CT-49-CT-51-CT-52井及东南。

图 6

Fig. 6

图 6 北特鲁瓦油田A3小层初始产能与成岩相关系图(a)和初始产液强度与成岩相关系图初始产液强度与成岩相关系图 图a中：IA相：云化-强溶蚀云岩相；ⅠC：强溶蚀颗粒灰岩相；ⅡA：云化中弱溶蚀云岩相；ⅡB：中弱溶蚀颗粒灰岩相；Ⅲ：强充填胶结颗粒灰岩相；Ⅳ：压实压溶泥粉晶灰岩相；图中b：IA相：云化-强溶蚀云岩相；ⅠC：强溶蚀颗粒灰岩相；ⅡA：云化中弱溶蚀云岩相；ⅡB：中弱溶蚀颗粒灰岩相；Ⅲ：强充填胶结颗粒灰岩相；Ⅳ：压实压溶泥粉晶灰岩相Fig. 6 The relationship between diagenetic facies and initial productivity(a) and the relation between diagenetic facies and initial production intensity(b)in A3 of North Truvaoil oil field

不同成岩相类型的采液指数(图 7)分析表明，云化-强溶蚀云岩相(ⅠA)所对应的采液指数最大，为3.84m³/day/m；强溶蚀颗粒灰岩相(ⅠC)、云化-中弱溶蚀云岩相(ⅡA)所对应的采液指数较大，分别为1.78 m³/day/m和1.73 m³/day/m；中弱溶蚀颗粒灰岩相(ⅡB)、强充填胶结颗粒灰岩相(Ⅲ)所对应的采液指数较小，压实压溶泥粉晶灰岩相(Ⅳ)最小。

图 7

Fig. 7

图 7 不同成岩相类型对应产液强度图Fig. 7 Different diagenetic facies type corresponding initial production intensity

单井A₃小层初始产能及初始产液强度与成岩相分布关系图(图 6a，b)揭示，初始产油时，处在云化-强溶蚀云岩相(ⅠA)的井有112口，包括了95.8%高产井、93.8%中产井；强溶蚀颗粒灰岩相(ⅠC)有20口井，包括4.2%的高产井、6.2%中产井；而处在其他成岩相的井较少，且为无产能的特低产井。可 见A₃小层高产井、中产井主要分布在云化-强溶蚀云岩相(ⅠA)，少量分布在强溶蚀颗粒灰岩相(ⅠC)，其他成岩相的井几乎无产能。随着不断开采，研究区产能降低，但其产能、产液强度与成岩相类型的相关性与初始时仍一致。 3.1.3 构造作用对产能的影响

构造作用可以产生裂缝，而裂缝既是碳酸盐岩储层的储集空间，更重要的是油气渗滤的重要通道(闫晓芳和陈景阳，2005)。本文基于前人研究(王淑琴等，2013)，针对研究区北特鲁瓦油田KT-I油层组A₃小层，选用Aggressive ants的追踪方法，得到了裂缝分布体及不同层面裂缝分布，揭示了裂缝纵向剖面分布(图 8)与KT-I油层组A₃小层裂缝平面分布(图 9)。可以看出，剖面上裂缝主要分布在逆断层带附近，尤其是断层上升盘，同时在构造变形较强烈的区域裂缝也较发育(图 8)。平面上，地震解释出的断层分布与蚂蚁追踪体展示的裂缝带分布较为一致。在小层构造解释断层平面分布图上(图 9左)，规模较大的断裂与裂缝分布带较一致(图 9)。据研究区160口井统计分析发现，靠近断层处的井以高、中产井为主(图 10)，而距离断层较远的井为低产或特低产井。可见断层及其控制的裂缝带的发育，将显著改善储层的物性，尤其是增加其渗透率、增大流体的流动能力。

图 8

Fig. 8

图 8 北特鲁瓦油田裂缝纵向分布剖面图Fig. 8 The profile showing structural fracture distribution in North Truva oil field

图 9

Fig. 9

图 9 小层构造图(左)及裂缝平面分布图(右)Fig. 9 Structural(left) and fracture distribution(right)maps of A3 layer

图 10

Fig. 10

图 10 研究区A3小层不同构造部位产能分布Fig. 10 The relationship between structure and initial production intensity in layer A3

碳酸盐岩储层主要微观控制因素包括储层岩性、储层类型、物性参数(孔隙度、渗透率)及有效厚度等。各微观控制因素，尤其是物性参数的优劣(孔隙度、渗透率)是评价储层质量高低的重要标准。 3.2.1 储层类型对产能的影响

在碳酸盐岩储层中，一般按孔隙和裂缝的发育情况将储层分为孔隙型、孔隙-裂缝型、裂缝-孔隙型和裂缝型。最好的储层类型往往是孔隙和裂缝均较为发育，尤其是微裂缝发育的储层，因为微裂缝将基质孔隙连通起来，构成有效的储集体。

研究区北特鲁瓦油田KT-Ⅰ油层组碳酸盐岩孔隙发育，并有溶洞和裂缝发育，储集空间类型较为复杂，可将其储集空间类型归纳为原生孔隙、次生孔隙和裂缝三类14亚类(表 2)。其中裂缝发育是储层渗透率增大的主要因素，油区的产能与储集空间类型有着密切关系。

表 2

Table 2

表 2(Table 2)

表 2 北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩储集空间类型 Table 2 The Carboniferous carbonate reservoir pore types in North Truva oil field 孔隙分类 特征 类 亚类 原 生 孔 隙 粒间孔 颗粒之间未被灰泥或胶结物充填的部分，或部分充填残留的孔隙 架间孔 由于生物造礁形成骨架空间，没有充填或局部充填形成的孔隙 体腔孔 生物死亡后软体部分腐烂分解后的体腔，未被充填或半充填残留的孔隙 晶间孔 碳酸盐矿物晶体之间的孔隙，由白云石化或重结晶作用形成 次 生 孔 隙 溶洞 大于2mm的溶孔型空间 溶孔 颗粒、胶结物、泥粉晶白云石被强烈溶蚀形成的孔隙，不受岩石组构控制 粒间溶孔 颗粒之间的原先充填的泥晶或亮晶胶结物经后期部分或完全溶蚀后形成的孔隙 架间溶孔 生物造礁形成骨架空间充填的胶结物，后期被溶蚀形成的孔隙 粒内溶孔 生屑、鲕粒、砂屑等颗粒内部部分溶蚀后形成的孔隙 晶间溶孔 粉晶、细晶之间溶蚀扩大孔隙 壳溶孔 生物硬壳被部分或全部溶蚀形成的孔隙，包括壳壁孔和壳模孔 晶模孔 膏、盐晶体被完全溶蚀形成 裂 缝 构造缝 由构造应力形成，特点是有组系性、平直 溶蚀缝 不规则弯曲状，多被方解石部分充填 压溶缝 压溶作用形成的缝合线，空间见于缝合柱面

表 2 北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩储集空间类型 Table 2 The Carboniferous carbonate reservoir pore types in North Truva oil field

本文基于测井解释与铸体薄片研究，按照孔隙和裂缝的发育情况将储层分为不连通型、孔洞缝型、孔洞型、孔隙型和裂缝-孔隙型5类。通过对北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐岩KT-I层具有代表性的32口典型井的岩心数据统计分析，确定了每口井所揭示的储层类型以及各储层类型对应的每米产能(图 11)与产能百分比(图 12)。

图 11

Fig. 11

图 11 北特鲁瓦油田KT-I层储层类型与采油强度关系图Fig. 11 The relationship between reservoir type and fluid productivity index of reservoir formation KT-I in North Truvaoil field

图 12

Fig. 12

图 12 北特鲁瓦油田KT-I层储层类型与产能百分比关系图Fig. 12 The relationship between reservoir type and capacity percentage of reservoir formation KT-I in North Truva oil field

通过对各单井不同类型储层每米产能(图 11)研究看出，每米单井产能超过2t/d的井有19口，其中大部分井的产能由裂缝-孔隙型储层所贡献，其次为孔隙型与孔洞缝型储层贡献，而孔洞型与不连通型几乎无产能贡献。

通过对北特鲁瓦油田35口井石炭系碳酸盐岩KT-I层不同类型储层每米产能贡献百分比研究发现，对产能贡献超过50%的储层类型中，最主要的是裂缝-孔隙型储层(图 12)，占总井数的44.12%，其中10口井产能全部为裂缝-孔隙型储层贡献；其次是孔隙型与孔洞缝型储层，分别占26.47%和17.65%。而孔洞型与不连通型几乎无产能贡献。由此可见，裂缝-孔隙型储层对产能的贡献最大，其次为孔洞缝型和孔隙型储层。 3.2.2 岩石类型对产能的影响

碳酸盐岩主要由白云石和方解石两种矿物构成，主要岩性包括白云岩和灰岩(Wang et al., 2012；Dosbergenov，2010)。北特鲁瓦油田KT-I层碳酸盐岩储层118个岩样化学分析结果显示(图 13)，其化学成分主要是CaO(平均含量42.18%)和MgO(平均含量9.19%)，个别样品含微量三氧化物(R₂O₃)，平均0.12%。相应地矿物成分主要由方解石(平均含量52.46%)和白云石(平均含量42.08%)组成，粘土矿物(平均含量1.82%)等酸不溶物平均4.47%。

图 13

Fig. 13

图 13 北特鲁瓦油田KT-I层储层矿物成分与化学成分含量Fig. 13 The chemical composition and mineral composition content of reservoir formation KT-I in North Truva field

北特鲁瓦油田KT-I层主要产油层А₃小层白云石平均含量69.22%，方解石平均含量27.81%，以白云岩为主，灰岩为辅。统计单井平均采液指数与射孔段矿物含量对应关系发现，随着白云石含量相对增大，其产能相应逐渐增加，呈现较好的正相关关系(图 14)。另外，А₃小层与非主要产液层А₂层对比发现，后者白云石平均含量较低(13.38%)，方解石平均含量相对较高(82.98%)。以上均揭示了岩性对产能的控制作用。

图 14

Fig. 14

图 14 北特鲁瓦油田KT-I层主要矿物含量与采液指数关系图Fig. 14 The relationship between main mineral content and fluid productivity index of reservoir formation KT-I in North Truva field

在碳酸盐岩储层中，储层物性参数一般指的是储层的孔隙度与渗透率。孔隙度越高，表示储层中储集的流体越多，储量越大；而渗透率越高，表示储层中流体的流动能力越好，自然供油的能力越强。因而孔渗物性参数较好的储层，其单井产能较高。

(1)孔隙度对产能的影响

根据北特鲁瓦油田石炭系碳酸盐储层4112个岩心样品孔、渗数据统计发现，其孔隙度平均10.43%，最大39.20%。孔隙度分布范围较广，孔隙度<3%的样品占38.3%，3%~5%占9.3%，两者之和47.6%；≥5%的样品合计占52.4%。本文选取了31口数据完整的典型井统计研究产能与孔隙度的关系(图 15)。结果表明，碳酸盐岩储层孔隙度与产能之间存在较好的正相关关系，即孔隙度是表征储层单井产能的重要因素，孔隙度越高，储层中所能储集的地层流体就越多。

图 15

Fig. 15

图 15 北特鲁瓦油田KT-I层孔隙度与平均日产油量相关性Fig. 15 The correlation between porosity and average daily oil production of reservoir formation KT-I in North Truva field

(2)渗透率对产能的影响

据北特鲁瓦油田4112个样品统计，渗透率平均为23.75mD，最大1870.06mD。渗透率分布区间很大，<0.1mD的样品占50%，0.1~1mD样品占11.6%，1~10mD样品占16.1%，10~100mD样品占16.4%，≥100mD样品占5.8%，渗透率高的样品主要由裂缝所致。

本文统计研究了31口数据完整的典型井产能与渗透率关系(图 16)，反映二者之间存在着一定程度的正相关关系。可见，储层渗透率越高，储层流体流动能力越强，油藏的供油能力也就越强，其自然产能也就越高。

图 16

Fig. 16

图 16 北特鲁瓦油田KT-I层渗透率与平均日产油量相关性Fig. 16 The correlation between permeability and average daily oil production of reservoir formation KT-I in North Truva feild

单井产能的微观影响因素中，除了上述油藏流体相渗形态对产能影响外，油藏规模的影响也不容忽视，其主要表征参数即为储层的有效厚度。

无论是砂岩还是碳酸盐岩储层，油藏规模越大或油层的有效厚度越大时，储层的产油量就可能越高(祝旭双，2012; 石强和赵宁，2009)。对31口典型井数据统计分析发现，碳酸盐岩中储层产能与有效厚度存在较好的正相关关系，即有效厚度越大，产能越高(图 17)。

图 17

Fig. 17

图 17 北特鲁瓦油田KT-I层有效厚度与平均日产油量相关性Fig. 17 The correlation between effective thickness and average daily oil production of reservoir formation KT-I in North Truva field

(1)研究区A₃小层沉积微相控制产能大小。从初始产能及初始产液强度看，高产井、中产井主要分布在云坪微相，少量分布在粒屑滩微相，其他微相的井几乎无产能。随着不断开采，研究区产能降低，但其当前产能、产液强度与沉积微相也具有与初始产能一致的相关性。

(2)研究区A₃小层产能与成岩相关系密切。高产井、中产井主要分布在云化-强溶蚀云岩相(ⅠA)，少量分布在强溶蚀颗粒灰岩相(ⅠC)，其他成岩相的井几乎无产能。研究区现今产能(产能、产液强度)与成岩相的相关规律性与初始时一致。

(3)研究区裂缝主要分布在逆断层带附近，在构造变形较强烈的区域也较发育。断裂带及裂缝带发育控制油气产能，靠近断层带处的井以高、中产井为主，而距离断层较远的井为低产、特低产井。

(4)微观上，产能受储层类型、岩性、孔隙度、渗透率、有效厚度等控制。无论是单井不同类型每米储层的产能，还是单井不同类型储层对产能贡献的百分比，均以裂缝-孔隙型储层最大，其次为孔隙型与孔洞缝型储层，而孔洞型与不连通型储层几乎不贡献产能；研究区A₃小层储层的孔隙度、渗透率和有效厚度等微观因素均与单井产能具正相关关系；白云岩储层优于灰岩储层。

(5)研究区控制产能的宏观与微观因素综合分析表明，产能直接受孔隙体积、渗透率与储层有效厚度影响。而孔隙体积是否发育即孔隙度大小以及孔隙空间类型，在宏观上与储层形成过程密切相关，即受沉积微相、成岩相、岩性控制；在碳酸盐岩中，裂缝对于改善孔隙连通性、增加渗透率至关重要，其主要受是否靠近断裂带、构造变形程度控制，也与岩性、成岩作用等密切相关。