杨正明*，蒋帅，张亚蒲，朱光亚，郭和坤

低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法

杨正明1，2*，蒋帅1，2，张亚蒲1，2，朱光亚3，郭和坤1，2

1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007
2.中国科学院大学，北京石景山100049
3.中国石油勘探开发研究院，北京海淀100083

低渗碳酸盐岩油藏是中国石油在海外开发的重要油藏类型，该油藏储层微观孔喉结构复杂，与低渗砂岩油藏有明显的差异，急需进行低渗碳酸盐岩油藏储层评价方面的研究工作。在550块低渗碳酸盐岩岩芯测试的基础上，提出了用主流喉道半径、启动压力梯度、可动流体百分数和原油黏度4个参数作为低渗碳酸盐岩油藏储层评价参数。研究表明：不同渗透率的低渗碳酸盐岩岩芯，其喉道半径分布差异显著，全直径岩样的气测渗透率和可动流体百分数有较好的半对数关系；且在相同渗透率条件下，低渗碳酸盐岩岩芯中大部分的喉道半径要比低渗砂岩岩芯小，而可动流体百分数要大于低渗砂岩油藏的可动流体百分数，这与低渗碳酸盐岩储层特点相一致。在此基础上，提出了低渗碳酸盐岩油藏四元分综合分类系数，建立了低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法。并将该方法成功地应用于中国石油海外一典型低渗碳酸盐岩油藏10个小层的储层综合评价。

低渗碳酸盐岩油藏；储层评价；喉道；可动流体；启动压力梯度

引言

近年来，中国石油在海外收购或者参与开采的油藏大多数属于低品位油藏，而这些低品位油藏中，低渗碳酸盐岩油藏占有相当的比例。如：中国石油的A油田是海外获得开采的“超巨型”低渗碳酸盐岩油田，该油田含油面积为239 km2，油田的可采储量为41×108bb（l1 bbl=159 L）。该类型油田大多数处于开发初期，需要对储层进行综合评价。目前大多数储层评价文献［1-14］集中在低渗/致密砂岩油藏、低渗含水砂岩气藏、火山岩气藏和中高渗透碳酸盐岩油藏，很少涉及低渗碳酸盐岩油藏。

本文以中国石油一典型低渗碳酸盐岩油藏为例，利用恒速压汞、核磁共振和低渗透物理模拟实验系统等手段，系统地研究了低渗碳酸盐岩油藏岩芯的微观孔喉结构特征、流体的可动用性和渗流规律，提出低渗碳酸盐岩油藏储层评价参数，建立低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法，为该类油藏的开发提供技术支持。

1 低渗碳酸盐岩储层评价参数

1.1 主流喉道半径

在喉道半径对渗透率的累积贡献曲线上，对渗透率累积贡献达到80%时所对应的喉道半径称为主流喉道半径，它是低渗储层岩芯用来表征微观孔隙结构的重要参数之一［15］。本文利用恒速压汞技术对34块低渗碳酸盐岩岩芯进行孔喉测试分析，测试结果见图1～图3。

图1 不同渗透率岩样喉道半径的分布曲线Fig.1 The distribution curve of throat radius in different permeability cores

从图1可以看出：（1）岩芯喉道半径的分布决定低渗碳酸盐岩岩芯渗透率的大小。岩芯渗透率越大，其喉道半径分布范围越宽，整体峰值变低，但其较大喉道所占比例升高；岩芯渗透率越小，其喉道半径分布范围越窄，其小喉道所占比例越高，峰值越大。（2）当渗透率小于1 mD时，岩芯喉道半径分布在1µm以下；当渗透率在1～10 mD时，岩芯喉道半径分布在3µm以下；当渗透率大于10 mD时，岩芯喉道半径分布已大大拓宽，小于1µm的喉道所占比例较低。

图2 碳酸盐岩岩芯和砂岩岩芯的喉道半径分布对比Fig.2 The comparison of the throat radius distribution curves between the carbonate cores and the sandstone cores

从图2可以看出：在相同渗透率条件下，与砂岩岩芯的喉道半径分布相比，碳酸盐岩岩芯中大部分喉道半径要偏小，但也有一部分喉道半径比砂岩喉道半径要大。

从图3可以看出：（1）不论是碳酸盐岩岩芯，还是砂岩岩芯，其主流喉道半径与渗透率有较好的相关关系。（2）在相同渗透率条件下，碳酸盐岩储层主流喉道半径总体上比砂岩小。

1.2 可动流体百分数

可动流体百分数是评价低渗储层开发潜力的重要物性参数，它比渗透率更能准确反映低渗透储集层开发潜力的大小［15］。低渗碳酸盐岩储层具有微观孔隙结构复杂，孔缝洞比较发育的特点，但小岩芯中如果有缝洞发育，则岩芯易破碎，在低渗碳酸盐岩小岩芯中很难获取缝洞信息，因此，本文利用核磁共振和X-CT扫描设备对同一层位12块全直径低渗碳酸盐岩样品进行了实验样品测试，实验测试结果如图4～图7和表1。

图3 碳酸盐岩岩芯和砂岩岩芯的主流喉道半径对比Fig.3 The comparison of the main throat radius between the carbonate cores and the sandstone cores

图412 块全直径岩样气测渗透率和可动流体百分数的关系Fig.4 The relationship between the gas permeability and the movable fluid percentage for 12 full diameter core

图5 渗透率为0.23 mD的全直径岩芯T2谱的分布和对应的X-CT扫描图片Fig.5 The distribution of NMR T2spectrum for the full diameter core with permeability of 0.23 mD and corresponding X-CT scanning picture

图6 渗透率为1.05 mD的全直径岩芯T2谱的分布和对应的X-CT扫描图片Fig.6 The distribution of NMR T2spectrum for the full diameter core with permeability of 1.05 mD and corresponding X-CT scanning picture

图7 渗透率为83.00 mD的全直径岩芯T2谱的分布和对应的X-CT扫描图片Fig.7 The distribution of NMR T2spectrum for the full diameter core with permeability of 83.00 mD and corresponding the X-CT scanning picture

表1 全直径岩样不同渗透率区间的核磁共振T2图谱分布特征Tab.1 The distribution characteristics of NMR T2spectrum for the full diameter core with different permeability

从图4～图7和表1中可以看出：（1）全直径岩样的气测渗透率和可动流体百分数有较好的半对数关系，可动流体百分数随气测渗透率的增大而增大。（2）当渗透率小于1 mD时，核磁共振T2图谱的弛豫时间主要分布在小于100 ms，若有大于100 ms的弛豫时间多为小裂隙存在，可动流体百分数也都小于48%，在CT扫描的图像上表现为岩芯中缝洞基本不发育；当渗透率在1～10 mD时，核磁共振T2图谱的弛豫时间主要分布在1～1 000 ms，可动流体百分数在48%～75%，在CT扫描的图像上表现为岩芯中发育一些裂缝；当渗透率大于10mD时，核磁共振T2图谱的弛豫时间主要在1～10 000 ms，大于1 000 ms的弛豫时间多表现为缝洞的存在，可动流体百分数大于75%，在CT扫描的图像上表现为岩芯缝洞比较发育。因此，可动流体百分数的大小不但能体现低渗碳酸盐岩储层的开发潜力，还能够体现低渗碳酸盐岩缝洞发育的程度。

图8为低渗碳酸盐岩油藏不同层位不同渗透率条件下所测试可动流体百分数的数值与不同油区典型低渗砂岩油藏不同层位不同渗透率条件下所测试可动流体百分数数值的对比。

从图中可以看出：（1）低渗碳酸盐岩油藏不同层位测试的可动流体百分数与渗透率的关系，与低渗砂岩油藏一样，没有很好的相关性，但总体上随渗透率的增加而增加。（2）在相同渗透率条件下，低渗碳酸盐岩油藏的可动流体百分数总体上要大于低渗砂岩油藏的可动流体百分数。

图8 低渗碳酸盐岩油藏和低渗砂岩油藏不同渗透率下可动流体百分数的对比Fig.8 The comparison of the movable fluid percentage between the low permeability carbonate reservoir and the low permeability sandstone reservoir in different permeability cores

1.3 拟启动压力梯度

由于低渗碳酸盐岩储层微观孔隙结构复杂，喉道细小，流体在渗流过程中受到的固液界面作用强，呈现出非线性渗流特征［16］。非线性渗流曲线中1个最重要参数为拟启动压力梯度，它是储层中平均喉道半径所对应的毛管启动压力梯度，表征了低渗储层开发的难易程度。

图9为低渗碳酸盐岩岩芯测试的启动压力梯度（水测）与渗透率的关系。可以看出：当岩芯渗透率在1 mD以下时，启动压力梯度随岩芯渗透率的减小而急剧增大，启动压力梯度大于0.09 MPa/m，此时启动压力梯度对储层开发难易程度影响很大，储层开发难度较大。当岩芯渗透率在1～10 mD时，由于储层发育有一定裂缝，且岩芯中喉道半径变大，此时岩芯中的启动压力梯度随渗透率的增大而急剧降低，启动压力梯度基本在0.09 MPa/m以下，此时启动压力梯度对储层的开发难易程度有一定影响。当渗透率大于10 mD时，由于储层岩芯中喉道半径变大，且缝洞比较发育，此时岩芯中的启动压力梯度较小，在0.01 MPa/m左右，基本可以忽略，此时启动压力梯度对储层的开发难易程度没有影响。

图9 低渗碳酸盐储层启动压力梯度与渗透率的关系Fig.9 The relationship between the threshold gradient and the permeability of the low permeability carbonate reservoir

1.4 原油黏度

低渗碳酸盐岩油藏的矿场实际和实验研究表明：原油黏度不仅是表征流体物性的一个特性参数，还是影响低渗碳酸盐岩油藏流体启动压力和渗流方式的重要因素。因此在低渗碳酸盐岩油藏储层评价分类时，必须考虑原油黏度的影响［16］。

以中国石油典型低渗碳酸盐岩A油藏为例，该油藏分为5层，5层的原油黏度分别为0.82，1.30，0.88，1.84和3.20 mPa·s。不同层位的原油黏度影响低渗碳酸盐岩油藏的开发效果。

2 低渗碳酸盐岩油藏储层综合分类方法

2.1 低渗碳酸盐岩油藏储层评价参数的单因素分级

界限

与低渗砂岩油藏相比，低渗碳酸盐岩油藏的黏土含量小于1%，黏土含量对低渗碳酸盐岩油藏的开发影响较小。故在低渗碳酸盐岩油藏储层评价体系中不考虑黏土矿物的影响。与低渗砂岩油藏的分级原理相同，在大量岩芯数据的基础上，确定低渗碳酸盐岩油藏储层评价参数的分级界限如表2所示。

表2 低渗透碳酸盐岩储层评价参数的单因素分级界限Tab.2 The single factor classification boundary of the low permeability carbonate reservoir

I类储层表示用常规开发技术是容易动用的；II类储层表示用常规开发技术较难动用，但可以通过技术攻关解决；III类储层是指用常规开发技术不能动用，需要用大型体积压裂改造等技术才能动用。

2.2 低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法

神经网络方法或者模糊综合评价方法在现场应用时［16-18］，由于难以确定各储层评价参数的权重，因而应用较少。根据上面的研究结果可以看出：低渗碳酸盐岩油藏中的可动流体百分数或者主流喉道半径越大，其开发效果越好，反之越差；低渗碳酸盐岩油藏中的原油黏度或者拟启动压力梯度越高，其开发效果越差，反之越好。因此，可动流体百分数和主流喉道半径与低渗碳酸盐岩油藏的开发效果呈正相关关系，原油黏度和拟启动压力梯度与低渗碳酸盐岩油藏的开发效果呈负相关关系。

据此，构建了低渗碳酸盐岩油藏四元综合评价系数。即

通过大量数据分析得到：低渗碳酸盐岩油藏I类为综合分类系数（Feci）大于3.5；低渗碳酸盐岩油藏II类为综合分类系数在1.5～3.5；低渗碳酸盐岩油藏III类为综合分类系数（Feci）小于1.5。综合分类系数越高，储层越好，越容易开发；其值越小，表明该储层越难动用。

利用该方法对中石油海外一典型低渗碳酸盐岩油藏10个小层进行储层综合评价，每个小层测试的储层评价参数的平均值和综合评价系数见表3。

从表中可以看出：（1）对于同一储层，用单一评价参数很难评价。如储层A，用原油黏度这个参数评价，该储层属于I类；用可动流体百分数这个参数评价，该储层属于II类；用主流喉道半径或者拟启动压力梯度评价，该储层属于III类。（2）通过综合评价系数可以得到：储层C、D和F属于III类；储层A、B、E、G和I属于II类；储层H和J属于I类。该分类与目前几个储层的开发效果相一致。

表3 一典型低渗碳酸盐岩油藏10个小层进行储层综合评价结果Tab.3 The comprehensive evaluation result of 10 layers of a typical low permeability carbonate reservoir

3 结论

（1）根据低渗碳酸盐岩储层特点，提出了4个储层评价参数，即用主流喉道半径来表征低渗碳酸盐岩储层岩芯微观孔隙结构特征；用可动流体百分数来表征孔隙流体赋存特征和缝洞发育的程度；用拟启动压力梯度表征了低渗储层开发的难易程度；用原油黏度表征储层中流体的物性和动用条件。

（2）岩芯喉道半径的分布决定低渗碳酸盐岩岩芯渗透率的大小。岩芯渗透率越大，其喉道半径分布范围越宽，整体峰值变低，但较大喉道所占比例升高；岩芯渗透率越小，其喉道半径分布范围越窄，小喉道所占比例越高，峰值越大。全直径岩样的气测渗透率和可动流体百分数有较好的半对数关系，可动流体百分数随气测渗透率的增大而增大。

（3）在相同渗透率条件下，低渗碳酸盐岩岩芯与低渗砂岩岩芯相比，其岩芯中大部分的喉道半径要偏小，只有少部分喉道半径要比砂岩喉道半径要大，其主流喉道半径总体上要小；低渗碳酸盐岩油藏的可动流体百分数总体上要大于低渗砂岩油藏的可动流体百分数。

（4）提出了低渗碳酸盐岩油藏四元分综合分类系数，建立了低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法。并将该方法成功地应用于中石油海外一典型低渗碳酸盐岩油藏10个小层的储层综合评价。

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郭和坤，1968年生，男，汉族，江苏如皋人，高级工程师，主要从事油气层物理实验研究。E-mail：nmrghk69@petrochina.com.cn

编辑：张云云

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Comprehensive Evaluation Method for the Low Permeability Carbonate Reservoir

YANG Zhengming1，2*，JIANG Shuai1，2，ZHANG Yapu1，2，ZHU Guangya3，GUO Hekun1，2
1.Langfang Branch，PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development，Langfang，Hebei 065007，China
2.University of Chinese Academy of Sciences，Shijingshan，Beijing 100049，China
3.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development，Haidian，Beijing 100083，China

The low permeability carbonate reservoir is an important oil reservoir type developed overseas by PetroChina.Due to the complex structures of microscopic pore-throat and apparent differences with low permeability sandstone reservoir，it is necessary to research on the evaluation method of the low permeability carbonate reservoirs.Based on the test of 550 low permeability carbonate cores，the mainstream throat radius，the movable fluid percentage，the threshold gradient and the crude oil viscosity are determined to be the four paramenters to evaluate the low permeability carbonate reservoir.The research shows that the throat radius changes largely at the low permeability carbonate cores with different permeability and the full diameter cores′gas permeability has a semi-logarithmic relationship with the percentage of movable fluid.Besides，under the condition ofsamepermeability，mostthroatradiusoflowpermeabilitycarbonatecoresissmallerthanthatoflowpermeabilitysandstone，whilethemovablefluidpercentageofcarbonateislargerthanthatofsandstonewhichisinagreementwiththereservoirproperty. Based on the results，four-factor classification of low permeability carbonate reservoir is put forward and the comprehensive evaluationmethodishenceintroduced，whichissuccessfullyappliedtotheevaluationofthelayersinatypicallowpermeability carbonate reservoir overseas.

low permeability carbonate oil reservoir；reservoir evaluation；throat；movable fluid；threshold gradient

杨正明，1969年生，男，汉族，江苏盐城人，高级工程师，博士，主要从事低渗/致密油藏储层评价、非线性数值模拟及渗流理论方面的研究。E-mail：yzhm69@petrochina.com.cn

蒋帅，1990年生，男，汉族，山东东营人，硕士研究生，主要从事低渗透油气储层评价研究。E-mail：chianshuai@qq.com

张亚蒲，1981年生，女，汉族，河北保定人，工程师，硕士，主要从事油气藏储层评价研究。E-mail：zhangyapu69@petrochina.com.cn

朱光亚，1975年生，男，汉族，高级工程师，博士，主要从事海外碳酸盐岩油气田开发研究。E-mail：cn_zgy@163.com

10.11885/j.issn.1674-5086.2014.08.10.02

1674-5086（2016）01-0068-08

TE311

A

http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20160104.1710.018.html

杨正明，蒋帅，张亚蒲，等．低渗碳酸盐岩油藏储层综合评价方法［J］．西南石油大学学报（自然科学版），2016，38（1）：68-75．

YANG Zhengming，JIANG Shuai，ZHANG Yapu，et al．Comprehensive Evaluation Method for the Low Permeability Carbonate Reservoir［J］．Journal of Southwest Petroleum University（Science&Technology Edition），2016，38（1）：68-75．*

2014-08-10网络出版时间：2016-01-04

杨正明，E-mail：yzhm69@petrochina.com.cn

国家科技重大专项（2011ZX05013-006）；中国石油重点科技攻关项目（2014B-1203）。