Ahdeb 油田Khasib 油藏孔隙結構及其對注水開發的影響

陳明江，程 亮，陸 濤

（中國石油川慶鉆探工程有限公司地質勘探開發研究院，成都 610051）

0 引言

儲層的孔隙結構是指儲層所具有的孔隙和喉道的幾何形態、大小、分布、相互連通情況以及孔隙與喉道的配置關系［1］，它控制了儲層流體的流動和分布，是儲集巖的微觀物理性質。雖然裂縫和溶洞是造成碳酸鹽巖非均質性強、開發難度大的主要原因，但碳酸鹽巖復雜的基質孔隙結構仍然不可忽視，尤其在孔隙型碳酸鹽巖儲層中，微觀孔隙結構的差異將直接導致生產效果的差異。

碳酸鹽巖多樣化的成因及復雜的成巖過程，導致碳酸鹽巖孔隙類型較多，孔隙及喉道的分選性差，孔隙連通性變化較大［2］。以往在孔隙結構研究方面開展的大量工作主要集中于儲層孔隙結構影響因素分析［3-8］、孔隙結構定量表征和分類評價［9-12］、基于儲層孔隙結構研究進行儲層評價［15-18］、孔隙結構對流體流動和開發的影響以及開發過程中的增產措施對儲層孔隙結構的影響［19-25］等方面。這些方法大多是針對取心井的單井研究，未能在油藏范圍內刻畫孔隙結構的空間展布特征，而孔隙結構空間展布刻畫對于整個油藏的注水開發機理分析和精細注水方式優化是至關重要的。此外，多數方法采用最大喉道半徑（Rd）、中值半徑（R50）、WinlandR35等參數來評價孔隙結構，而這些參數在強非均質性碳酸鹽巖中與滲透率相關性差，不能準確反映孔隙結構特征，有必要引入新的參數來評價孔隙結構。

伊拉克Ahdeb 油田Khasib 油藏自2011 年開始采用水平井直線排井網投入開發，隨著開發程度的提高，油田所面臨的問題越來越多，其中最突出的問題是含水上升快，注水突竄較嚴重［26-27］。巖心觀察、鑄體薄片鑒定及成像測井資料均表明，該油藏儲層類型為孔隙型，裂縫基本不發育，注水突竄主要與微觀孔隙結構密切相關［28］。從孔隙結構的空間展布刻畫入手，提取各巖石類型有效喉道半徑，并通過測井曲線對比刻畫出巖石類型的空間展布。以期揭示孔隙結構與注水突竄的內在聯系。

1 油田地質及儲層特征

Ahdeb 油田位于伊拉克美索不達米亞平原中南部的Nomina 鎮與Kut 鎮之間，距首都巴格達約180 km。油田構造呈NW—SE 走向，長約29 km，寬約8 km，發育3 個構造高點，從東向西分別為AD1，AD2 和AD4 區；地層平緩，傾角小于2°，為低幅度構造，兩翼不對稱，北翼地層傾角較南翼陡［圖1（a）］。整個油田白堊系自下而上發育4 套碳酸鹽巖油藏，分別為Mauddud，Rumaila，Mishrif 和Khasib，其中Khasib 油藏含油面積最大，其儲量占比為60%，為該油田最主要的開發層系［27］。

Khasib 組自上而下劃分為Kh1—Kh4 油層組，其中Kh2 油層組為主要油氣富集層也是研究的目的層；該油層組細分為Kh2-1-1，Kh2-1-2 U，Kh2-1-2 L，Kh2-2，Kh2-3，Kh2-4，Kh2-5 等7 個小層［圖1（b）］。Kh2 油層組巖性為較純的灰巖，泥質含量極低，裂縫基本不發育，儲集空間主要為基質孔隙和溶孔；巖心孔隙度為10.3%～30.0%，平均值為23.8%，滲透率為0.236～1 042.000 mD，平均值為12.8 mD，滲透率極差范圍大，孔-滲相關性較差，交會點分散；儲層的典型特征是沉積相橫向變化較小，縱向變化較大，再加上生物擾動的影響，導致儲層具有極強的縱向非均質性，孔隙結構復雜。

圖1 油田位置及地層特征Fig.1 Location of Ahdeb Oilfield and stratigraphic column

2 孔隙結構空間展布刻畫

2.1 巖心實驗數據及測井資料

Ahdeb 油田現有7 口井在Khasib 油藏進行了取心，其中AD1 區4 口（AD-X13，AD-X4 HP，ADX8 HP，ADX22 HP），AD2 區1 口（AD-X2），AD4 區2 口（AD-X5，AD-X6），井位分布覆蓋了構造高部位和構造邊部；巖心總長為315.2 m，巖心平均收獲率為97%；所有巖心都進行了詳細的觀察、描述，其中4 口井進行了巖心縱向剖切，并進行了連續照相，以觀察巖心內部結構及含油性特征。巖心實驗數據包括159 個樣品的常規壓汞毛管壓力曲線、1 573個樣品的氣測孔滲數據、242 張鑄體薄片鑒定、46張掃描電鏡照片和4 張10 cm×10 cm 鑄體大薄片鑒定。對單個柱塞樣品進行了觀察和篩選，剔除了少量受巖心破碎和微裂縫影響的樣品，并對毛管壓力曲線進行了麻皮效應校正。測井資料包括85 口直井的常規測井資料和12 口井成像測井以及9 口井核磁共振測井資料。豐富的巖心和測井資料為精細孔隙結構研究奠定了基礎。

2.2 方法原理

薄片鑒定、掃描電鏡和壓汞實驗反映的是微米級和厘米級的微觀孔隙結構，如何將這種基于巖心的微觀尺度孔隙結構擴展至整個油藏，則必須借助測井資料。由于測井資料和巖心資料分辨率差異較大，必須尋找一種測井資料能夠識別的巖石類型作為孔隙結構研究的載體，提取單個巖石類型的孔隙結構參數，在刻畫巖石類型空間展布的基礎上，刻畫出孔隙結構的空間展布。因此，巖石類型劃分是碳酸鹽巖儲層孔隙結構研究的基礎，其目的是將非均質碳酸鹽巖儲層劃分為若干單元，并將這些單元作為孔隙結構研究的基本對象。研究思路是首先在7 口取心井中根據巖心實驗資料劃分巖石類型，分析單個巖石類型的測井響應特征及孔隙結構特征；根據測井響應特征在未取心井中劃分巖石類型，并刻畫巖石類型的空間展布，最終實現孔隙結構特征的空間展布刻畫。

2.2.1 巖石類型劃分

巖石類型的定義和分類方法有多種，不同研究人員從不同角度提出了各自的定義和分類方案。Dunham［29］從地質研究角度出發，根據沉積組構特征將碳酸鹽 巖進行了分類；Archie［30］，Lucia［31］，Chekani 等［32］從巖石物理研究角度出發，根據巖石物理特征（巖石組構因子RFN，流動單元指數FZI，儲層品質指數RQI，WinlandR35，束縛水飽和度等）劃分了巖石類型。但是僅根據巖石物理特征劃分的巖石類型缺乏沉積相約束，沒有明顯的地質意義，在平面上難以預測其分布規律。所定義的巖石類是指在相似環境下沉積，并經歷了相近的成巖作用而形成的具有相似礦物成分、顆粒類型及孔隙結構特征的巖石。因此，巖石類型的劃分標準是相同的巖相和巖石物理相，兩者必須同時滿足。基于斯倫貝謝Techlog 軟件平臺，具體的劃分步驟分為3步：第1 步劃分巖相，第2 步劃分巖石物理相，第3步將相同巖相和相同巖石物理相的巖石劃分為同一種巖石類型；將相同巖相，不同巖石物理相的巖石拆分為不同的巖石類型。

（1）巖相劃分。通過7 口取心井的巖心觀察和鑄體薄片鑒定，結合Dunham［29］碳酸鹽巖組構分類方案和顆粒類型將Kh1 和Kh2 油層組劃分為8 個巖相，用數字1～8 表示，分別是含泥質生屑粒泥灰巖、浮游有孔蟲粒泥灰巖、生屑粒泥灰巖、內碎屑生屑粒泥灰巖、斑塊狀綠藻泥粒灰巖、綠藻內碎屑泥粒灰巖、生屑內碎屑泥粒灰巖和內碎屑顆粒灰巖，其相應的巖心和鑄體薄片照片如圖2 所示。Khasib油藏為緩坡沉積環境，巖相橫向變化小，在油田范圍內一個小層即對應一個巖相，且各巖相測井響應特征明顯，可對比性好，通過測井曲線對比即可在未取心井中劃分出巖相。

（2）巖石物理相劃分。相同沉積環境下形成的巖石經歷了不同的成巖改造作用，可形成不同的孔隙結構。因此，在巖相劃分的基礎上，還需根據巖石物理特征（毛管壓力曲線、孔-滲交會等）對巖相進一步細分。從已獲得Khasib 油藏7 口取心井159個樣品的常規壓汞毛管壓力曲線可看出［圖3（a）］，毛管壓力曲線形態變化較大，具有明顯的“多模態”特征，反映了儲層具有極強的非均質性。首先根據曲線的形態特征對這159 條曲線進行分類。具體的分類方法是計算2 條曲線上任意壓力點所對應的含水飽和度之差，如果差值小于容許誤差則劃分為同一類型，否則為不同類型（容許誤差越小，分類越多，本次確定為10%）。該分類方法克服了單個特征參數（Rd，R35或R50）容易將形態差異較大的2條曲線劃分為同一類的缺點。最終將159 條曲線劃分為14 類，代表14 個巖石物理相，并按式（1）對同一類的毛管壓力曲線進行粗化處理（曲線平均），得到每一類的代表性毛管壓力曲線［圖3（b）］和對應的喉道分布曲線［圖3（c）］。一條曲線即代表一個巖石物理相，分別用數字1～14 表示。

圖2 各巖相代表性鑄體薄片及巖心照片（a）含泥質生屑粒泥灰巖，未見孔隙，生屑以棘皮為主，AD-X13 井，2 602.7 m；（b）浮游有孔蟲粒泥灰巖，微孔為主，見較多有孔蟲體腔孔，AD-X13 井，2 649.1 m；（c）生屑粒泥灰巖，見較多選擇性溶孔少量體腔孔，生屑以綠藻、棘屑、瓣鰓類為主，AD-X13 井，2 620.3 m；（d）ADX13 井，2 612.1 m，內碎屑生屑泥粒灰巖，見較多粒間孔和選擇性溶孔，生屑以綠藻、棘屑為主；（e）斑塊狀綠藻泥粒灰巖，見較多選擇性溶孔，生屑以綠藻為主，少量棘屑，AD-X13 井，2 624.2 m；（f）綠藻內碎屑泥粒灰巖，選擇性溶孔為主，次為粒間孔，AD-X13 井，2 621.3 m，鑄體薄片；（g）生屑內碎屑泥粒灰巖，見較多粒間孔和選擇性溶孔，生屑以綠藻為主，少量棘屑及瓣鰓類，AD-X13 井，2 613.4 m；（h）內碎屑顆粒灰巖，見大量粒間孔，生屑以綠藻為主，次為有孔蟲，AD-X5 井，2 625.6 mFig.2 Representative thin sections and core-plug photos for each lithofacies

圖3 毛管壓力曲線及喉道分布曲線Fig.3 Capillary pressure curves and pore-throat size distribution

式中：Swi第i個樣品的含水飽和度，f；φi為第i個樣品的孔隙度，f；N為樣品總數，個；Wi為第i個樣品的權重系數，取1/N。

（3）巖石類型劃分結果。根據巖相和巖石物理相劃分結果，將具有相同巖相和巖石物理相的巖石合并為同一巖石類型，將相同巖相不同巖石物理相的巖石拆分為不同的巖石類型，最終得到24 種巖石類型。每種巖石類型都具有唯一的名稱，用字母“RT”和3 個短線連接的數字組成：第1 個數字代表油藏編號，第2 個數字代表巖相編號，第3 個數字代表巖石物理相編號，如RT1-1-1 代表Khasib 油藏含泥質生屑灰巖中巖石物理相為1 的巖石類型。

在7 口取心井巖石類型劃分的基礎上，系統分析了各巖石類型的常規測井響應特征（表1），利用測井曲線形態及其組合特征對比法在未取心井中劃分巖石類型，實現了整個油藏的巖石類型空間展布刻畫，為孔隙結構空間展布刻畫創造了條件。

表1 Khasib 油藏巖石類型及孔隙結構參數Table 1 Rock types and pore structure parameters of Khasib reservoir

2.2.2 孔隙結構特征參數提取

顏其彬等［33］研究表明：毛管壓力曲線拐點（曲線上凸與上凹的轉折點）對應的喉道半徑是控制儲層滲透率的有效喉道半徑，是反映巖石孔隙結構最具代表性的特征參數。對于孔喉分選性較好的巖石，其喉道通常具有正態分布特征，拐點喉道半徑即為峰值對應的喉道半徑。當喉道具有雙峰或多峰分布特征時，其有效喉道半徑按各峰值對應喉道半徑加權對數平均進行計算。如圖4 所示的喉道分布具有明顯的雙峰特征，2 個峰值對應2 個子孔隙系統的有效喉道半徑分別為Rinfx_1和Rinfx_2，其所對應的孔隙體積分別為PV1和PV2，則總孔隙系統的有效喉道半徑Rinfx按式（2）和式（3）計算加權平均值。

圖4 子孔隙系統有效喉道半徑及孔隙體積示意圖Fig.4 Pore-throat size distribution of sub pore systems

式中：PVi為第i個子孔隙系統有效喉道半徑對應的孔隙體積百分比，%；Rinfx_i為第i個子孔隙系統的有效喉道半徑，μm；Rinfx為總孔隙系統的有效喉道半徑，μm。

2.3 結果分析

各巖石類型名稱、常規測井響應特征、有效喉道半徑及平均滲透率如表1 所列。從中可以看出：①24種巖石類型孔隙結構差異較大，有效喉道半徑為0.09～9.20 μm，平均滲透率為0.42～387.36 mD；②有效喉道半徑小于1.00 μm，滲透率小于10.00 mD的巖石類型有14 個，占比為48%；③孔隙結構最好的巖石類型為RT1-8-14 和RT1-8-13，其巖相為內碎屑顆粒灰巖，孔隙類型以粒間孔為主，有效喉道半徑分別達到了9.20 μm 和8.04 μm，滲透率高達378.36 mD 和177.16 mD。

從單井孔隙結構綜合評價成果圖可明顯看出孔隙結構縱向變化特征（圖5）：①有效喉道半徑整體向下呈降低趨勢，其中Kh2-1-2 L 小層主要包含RT1-8-14 和RT1-8-13 等2 種巖石類型，其有效喉道半徑最大，喉道類型主要為超大喉和大喉，孔隙類型主要為粒間孔，滲透率高于相鄰小層數十倍；②Kh2-1-2 U 有效喉道半徑次之，喉道類型主要為大喉和中喉，孔隙類型除粒間孔之外還發育較多孤立孔洞和微孔；③從Kh2-3 至Kh2-5 孔隙結構逐漸變差，有效喉道半徑和滲透率逐漸降低，微喉道連通孔隙體積增大，但喉道分選性逐漸變好。

圖5 單井孔隙結構綜合評價成果圖Fig.5 Comprehensive pore structure evaluation

圖6 展示了巖石類型的空間分布和有效喉道半徑的平面展布特征：巖石類型在縱向上變化特征明顯，反映了油藏縱向上的強非均質性；平面上有效喉道半徑從AD1 區到AD2 區和AD4 區呈逐漸降低趨勢，在AD1 區內部表現為北部高，南部略低的特征。

圖6 巖石類型空間分布剖面（a）及有效喉道半徑分布（b）Fig.6 Rock type distribution profile（a）and effective pore-throat distribution（b）

3 孔隙結構對注水開發的影響及調整措施

3.1 孔隙結構對注水開發的影響

前述孔隙結構研究表明，Kh2-1-2 L 小層包含的2 種巖石類型RT1-8-13 和RT1-8-14 以粒間孔為主，有效喉道半徑明顯高于相鄰小層，其平均滲透率達到277.8 mD，與相鄰小層滲透率級差在10 倍以上。該層在全區穩定分布，被稱為高滲層或“賊層”。由于Khasib 油藏的采油井主要穿過該高滲層，生產后該層儲量首先被動用，油藏壓力下降幅度最大，而高滲層與注水井之間的垂向距離較近，注入水很快到達壓力較低的高滲層，并沿該層向兩邊采油井突進，導致采油井快速見水。

圖7 為Khasib 油藏典型生產井產水特征曲線，圖中水油比（WOR）和水油比導數（WOR'）隨無因次時間（tD）變化曲線呈現2 個明顯的變化特征：①受注入水快速突破影響，WOR曲線初始階段上升速率極大、見水早，前期水竄特征明顯。WOR'曲線中前期陡峭的正斜率加負斜率曲線變化特征表明了注入水快速向上錐進的特征；②中后期因水錐體形成水竄通道，通過高滲層快速竄進，導致WOR和WOR'曲線斜率再次增加，水竄通道特征顯著。

圖7 Khasib 油藏典型產水特征Fig.7 Typical water control diagnostic plot of Khasib reservoir

［圖8（a）］水竄示意圖表明，大多數油藏注水井位于Kh2-3 小層，多數采油井位于Kh2-1-2 L 小層或部分井段穿過Kh2-1-2 L 小層，注入水快速形成垂向水錐體向上錐進，到達高滲層后迅速形成水竄通道，導致油井水淹。電阻率曲線對比也表明，過路井電阻率在Kh2-1-2 L 小層降低最明顯（紅色區域），其次為Kh2-1-2 U 小層；Kh2-2 小層頂部電阻率小幅降低，其他小層電阻率均未發生明顯降低。此外，從［圖8（b）］所展示的AD1-XH 水平井軌跡和實測PLT（Production Logging Tool，生產測井）產液剖面可以看出，該井水平段主要穿行于Kh2-1-2 U和Kh2-1-2 L 小層，穿過高滲層Kh2-1-2 L 的井段產液量明顯增大，進一步證實了高滲層的水竄特征。

由此可見，發生竄流的根本原因是孔隙型油藏的微觀孔隙結構決定的。當各種孔隙類型混雜時，大喉道連通的孔隙很容易被水突破，而繞過小喉道連通的孔隙；互相連通的大孔隙一旦被水突破，便形成水流優勢通道，大量的水流優勢通道的累積導流作用使油井見水后含水急劇升高，表現出與裂縫型儲層類似的竄流特征。

圖8 過路井電阻率對比、水竄路徑示意圖、水平井實測PLT 產液剖面Fig.8 Resistivity comparison，sketch of water breakthrough，well trajectory and PLT profile

3.2 開發調整措施

針對Khasib 油藏孔隙結構差異導致的層間非均質性，制定了調整注水開發策略及配注原則，實施區域與單井同時調配，實時進行注采優化，盡快恢復地層壓力和復產關停井。

區域調配方面，針對地層壓力＜2 800 psi 的區域：①井組累計注采比＞1.0：單井含水率＞50%，月度注采比=1.0；單井含水率＜50%，月度注采比=1.1；②井組累計注采比0.5～1.0：單井含水率＞50%，月度注采比=1.1；單井含水率＜50%，月度注采比=1.1～1.3。針對地層壓力＞2 800 psi 的區域：①井組累計注采比0.5～1.0：單井含水率＞50%，月度注采比=1.0；單井含水率＜50%，月度注采比=1.0～1.1；②井組累計注采比＜0.5：單井含水率＞50%，月度注采比=0.8～1.0；單井含水率＜50%，月度注采比=1.0～1.1。

單井調配方面，根據單井構造位置，井軌跡穿行高滲透層的相對位置關系與長度及油井與注水井之間的構造高差位置關系，對注采井組實施優化調整。

4 結論

（1）以巖石類型作為孔隙結構研究的載體和基本研究單元是碳酸鹽巖儲層孔隙結構評價的新思路和有效途徑；通過刻畫巖石類型的空間展布，提取各巖石類型的孔隙結構特征參數，達到刻畫孔隙結構空間展布的目的。

（2）伊拉克Ahdeb 油田Khasib 油藏縱向上極強的層間非均質性及高滲“賊層”的橫向穩定分布，為注入水提供了優勢滲流通道，是造成該油藏注水突竄的主要地質因素。

（3）精細的孔隙結構空間展布刻畫有效解決了Khasib 油藏快速見水機理分析的難題，得到了油藏典型產水特征曲線、PLT 測試和過路直井電阻率測井的驗證，為油藏穩油控水提供了可靠措施依據，并據此制定了合理的開發調整建議。