储层的孔隙结构是指储层所具有的孔隙和喉道的几何形态、大小、分布、相互连通情况以及孔隙与喉道的配置关系^[1]，它控制了储层流体的流动和分布，是储集岩的微观物理性质。虽然裂缝和溶洞是造成碳酸盐岩非均质性强、开发难度大的主要原因，但碳酸盐岩复杂的基质孔隙结构仍然不可忽视，尤其在孔隙型碳酸盐岩储层中，微观孔隙结构的差异将直接导致生产效果的差异。

碳酸盐岩多样化的成因及复杂的成岩过程，导致碳酸盐岩孔隙类型较多，孔隙及喉道的分选性差，孔隙连通性变化较大^[2]。以往在孔隙结构研究方面开展的大量工作主要集中于储层孔隙结构影响因素分析^[3-8]、孔隙结构定量表征和分类评价^[9-12]、基于储层孔隙结构研究进行储层评价^[15-18]、孔隙结构对流体流动和开发的影响以及开发过程中的增产措施对储层孔隙结构的影响^[19-25]等方面。这些方法大多是针对取心井的单井研究，未能在油藏范围内刻画孔隙结构的空间展布特征，而孔隙结构空间展布刻画对于整个油藏的注水开发机理分析和精细注水方式优化是至关重要的。此外，多数方法采用最大喉道半径（R_d）、中值半径（R₅₀）、Winland R₃₅等参数来评价孔隙结构，而这些参数在强非均质性碳酸盐岩中与渗透率相关性差，不能准确反映孔隙结构特征，有必要引入新的参数来评价孔隙结构。

伊拉克Ahdeb油田Khasib油藏自2011年开始采用水平井直线排井网投入开发，随着开发程度的提高，油田所面临的问题越来越多，其中最突出的问题是含水上升快，注水突窜较严重^[26-27]。岩心观察、铸体薄片鉴定及成像测井资料均表明，该油藏储层类型为孔隙型，裂缝基本不发育，注水突窜主要与微观孔隙结构密切相关^[28]。从孔隙结构的空间展布刻画入手，提取各岩石类型有效喉道半径，并通过测井曲线对比刻画出岩石类型的空间展布。以期揭示孔隙结构与注水突窜的内在联系。

Ahdeb油田位于伊拉克美索不达米亚平原中南部的Nomina镇与Kut镇之间，距首都巴格达约180 km。油田构造呈NW—SE走向，长约29 km，宽约8 km，发育3个构造高点，从东向西分别为AD1，AD2和AD4区；地层平缓，倾角小于2°，为低幅度构造，两翼不对称，北翼地层倾角较南翼陡[图 1（a）]。整个油田白垩系自下而上发育4套碳酸盐岩油藏，分别为Mauddud，Rumaila，Mishrif和Khasib，其中Khasib油藏含油面积最大，其储量占比为60%，为该油田最主要的开发层系^[27]。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 油田位置及地层特征 Fig. 1 Location of Ahdeb Oilfield and stratigraphic column

Khasib组自上而下划分为Kh1—Kh4油层组，其中Kh2油层组为主要油气富集层也是研究的目的层；该油层组细分为Kh2-1-1，Kh2-1-2 U，Kh2-1-2 L，Kh2-2，Kh2-3，Kh2-4，Kh2-5等7个小层[图 1（b）]。Kh2油层组岩性为较纯的灰岩，泥质含量极低，裂缝基本不发育，储集空间主要为基质孔隙和溶孔；岩心孔隙度为10.3%~30.0%，平均值为23.8%，渗透率为0.236~1 042.000 mD，平均值为12.8 mD，渗透率极差范围大，孔-渗相关性较差，交会点分散；储层的典型特征是沉积相横向变化较小，纵向变化较大，再加上生物扰动的影响，导致储层具有极强的纵向非均质性，孔隙结构复杂。

Ahdeb油田现有7口井在Khasib油藏进行了取心，其中AD1区4口（AD-X13，AD-X4 HP，ADX8 HP，ADX22 HP），AD2区1口（AD-X2），AD4区2口（AD-X5，AD-X6），井位分布覆盖了构造高部位和构造边部；岩心总长为315.2 m，岩心平均收获率为97%；所有岩心都进行了详细的观察、描述，其中4口井进行了岩心纵向剖切，并进行了连续照相，以观察岩心内部结构及含油性特征。岩心实验数据包括159个样品的常规压汞毛管压力曲线、1 573个样品的气测孔渗数据、242张铸体薄片鉴定、46张扫描电镜照片和4张10 cm×10 cm铸体大薄片鉴定。对单个柱塞样品进行了观察和筛选，剔除了少量受岩心破碎和微裂缝影响的样品，并对毛管压力曲线进行了麻皮效应校正。测井资料包括85口直井的常规测井资料和12口井成像测井以及9口井核磁共振测井资料。丰富的岩心和测井资料为精细孔隙结构研究奠定了基础。

薄片鉴定、扫描电镜和压汞实验反映的是微米级和厘米级的微观孔隙结构，如何将这种基于岩心的微观尺度孔隙结构扩展至整个油藏，则必须借助测井资料。由于测井资料和岩心资料分辨率差异较大，必须寻找一种测井资料能够识别的岩石类型作为孔隙结构研究的载体，提取单个岩石类型的孔隙结构参数，在刻画岩石类型空间展布的基础上，刻画出孔隙结构的空间展布。因此，岩石类型划分是碳酸盐岩储层孔隙结构研究的基础，其目的是将非均质碳酸盐岩储层划分为若干单元，并将这些单元作为孔隙结构研究的基本对象。研究思路是首先在7口取心井中根据岩心实验资料划分岩石类型，分析单个岩石类型的测井响应特征及孔隙结构特征；根据测井响应特征在未取心井中划分岩石类型，并刻画岩石类型的空间展布，最终实现孔隙结构特征的空间展布刻画。

岩石类型的定义和分类方法有多种，不同研究人员从不同角度提出了各自的定义和分类方案。Dunham^[29]从地质研究角度出发，根据沉积组构特征将碳酸盐岩进行了分类；Archie^[30]，Lucia^[31]，Chekani等^[32]从岩石物理研究角度出发，根据岩石物理特征（岩石组构因子RFN，流动单元指数FZI，储层品质指数RQI，Winland R₃₅，束缚水饱和度等）划分了岩石类型。但是仅根据岩石物理特征划分的岩石类型缺乏沉积相约束，没有明显的地质意义，在平面上难以预测其分布规律。所定义的岩石类是指在相似环境下沉积，并经历了相近的成岩作用而形成的具有相似矿物成分、颗粒类型及孔隙结构特征的岩石。因此，岩石类型的划分标准是相同的岩相和岩石物理相，两者必须同时满足。基于斯伦贝谢Techlog软件平台，具体的划分步骤分为3步：第1步划分岩相，第2步划分岩石物理相，第3步将相同岩相和相同岩石物理相的岩石划分为同一种岩石类型；将相同岩相，不同岩石物理相的岩石拆分为不同的岩石类型。

（1）岩相划分。通过7口取心井的岩心观察和铸体薄片鉴定，结合Dunham^[29]碳酸盐岩组构分类方案和颗粒类型将Kh1和Kh2油层组划分为8个岩相，用数字1~8表示，分别是含泥质生屑粒泥灰岩、浮游有孔虫粒泥灰岩、生屑粒泥灰岩、内碎屑生屑粒泥灰岩、斑块状绿藻泥粒灰岩、绿藻内碎屑泥粒灰岩、生屑内碎屑泥粒灰岩和内碎屑颗粒灰岩，其相应的岩心和铸体薄片照片如图 2所示。Khasib油藏为缓坡沉积环境，岩相横向变化小，在油田范围内一个小层即对应一个岩相，且各岩相测井响应特征明显，可对比性好，通过测井曲线对比即可在未取心井中划分出岩相。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 各岩相代表性铸体薄片及岩心照片 （a）含泥质生屑粒泥灰岩，未见孔隙，生屑以棘皮为主，AD-X13井，2 602.7 m；（b）浮游有孔虫粒泥灰岩，微孔为主，见较多有孔虫体腔孔，AD-X13井，2 649.1 m；（c）生屑粒泥灰岩，见较多选择性溶孔少量体腔孔，生屑以绿藻、棘屑、瓣鳃类为主，AD-X13井，2 620.3 m；（d）ADX13井，2 612.1 m，内碎屑生屑泥粒灰岩，见较多粒间孔和选择性溶孔，生屑以绿藻、棘屑为主；（e）斑块状绿藻泥粒灰岩，见较多选择性溶孔，生屑以绿藻为主，少量棘屑，AD-X13井，2 624.2 m；（f）绿藻内碎屑泥粒灰岩，选择性溶孔为主，次为粒间孔，AD-X13井，2 621.3 m，铸体薄片；（g）生屑内碎屑泥粒灰岩，见较多粒间孔和选择性溶孔，生屑以绿藻为主，少量棘屑及瓣鳃类，AD-X13井，2 613.4 m；（h）内碎屑颗粒灰岩，见大量粒间孔，生屑以绿藻为主，次为有孔虫，AD-X5井，2 625.6 m Fig. 2 Representative thin sections and core-plug photos for each lithofacies

（2）岩石物理相划分。相同沉积环境下形成的岩石经历了不同的成岩改造作用，可形成不同的孔隙结构。因此，在岩相划分的基础上，还需根据岩石物理特征（毛管压力曲线、孔-渗交会等）对岩相进一步细分。从已获得Khasib油藏7口取心井159个样品的常规压汞毛管压力曲线可看出[图 3（a）]，毛管压力曲线形态变化较大，具有明显的“多模态”特征，反映了储层具有极强的非均质性。首先根据曲线的形态特征对这159条曲线进行分类。具体的分类方法是计算2条曲线上任意压力点所对应的含水饱和度之差，如果差值小于容许误差则划分为同一类型，否则为不同类型（容许误差越小，分类越多，本次确定为10%）。该分类方法克服了单个特征参数（R_d，R₃₅或R₅₀）容易将形态差异较大的2条曲线划分为同一类的缺点。最终将159条曲线划分为14类，代表 14个岩石物理相，并按式（1）对同一类的毛管压力曲线进行粗化处理（曲线平均），得到每一类的代表性毛管压力曲线[图 3（b）]和对应的喉道分布曲线[图 3（c）]。一条曲线即代表一个岩石物理相，分别用数字1~14表示。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 毛管压力曲线及喉道分布曲线 Fig. 3 Capillary pressure curves and pore-throat size distribution

式中：S_wi第i个样品的含水饱和度，f；φ_i为第i个样品的孔隙度，f；N 为样品总数，个；W_i为第i个样品的权重系数，取1/N。

（3）岩石类型划分结果。根据岩相和岩石物理相划分结果，将具有相同岩相和岩石物理相的岩石合并为同一岩石类型，将相同岩相不同岩石物理相的岩石拆分为不同的岩石类型，最终得到24种岩石类型。每种岩石类型都具有唯一的名称，用字母“RT”和3个短线连接的数字组成：第1个数字代表油藏编号，第2个数字代表岩相编号，第3个数字代表岩石物理相编号，如RT1-1-1代表Khasib油藏含泥质生屑灰岩中岩石物理相为1的岩石类型。

在7口取心井岩石类型划分的基础上，系统分析了各岩石类型的常规测井响应特征（表 1），利用测井曲线形态及其组合特征对比法在未取心井中划分岩石类型，实现了整个油藏的岩石类型空间展布刻画，为孔隙结构空间展布刻画创造了条件。

表 1(Table 1)

表 1 Khasib油藏岩石类型及孔隙结构参数 Table 1 Rock types and pore structure parameters of Khasib reservoir 岩相 岩相编号 岩石物理相 岩石类型 有效喉道半径/μm 平均渗透率/mD 常规测井响应特征 GR/API AC/（μs·m-1） RILD/（Ω·m） 含泥质生屑粒泥灰岩 1 1 RT1-1-1 0.09 0.42 微齿箱形增大，14~27 微齿状箱形降低，177~210 光滑箱形增大，5~15 浮游有孔虫粒泥灰岩 2 2 RT1-2-2 0.18 0.94 微齿箱形降低，局部指形增大，13~23 光滑箱形降低，253~272 光滑箱形降低，0.3~0.9 浮游有孔虫粒泥灰岩 2 3 RT1-2-3 0.35 2.44 微齿箱形降低，局部指形增大，11~25 光滑箱形降低，266~282 光滑箱形降低，0.4~0.8 生屑粒泥灰岩 3 2 RT1-3-2 0.18 1.03 微齿漏斗形增大，15~20 光滑漏斗形降低，256~276 光滑钟形降低，1~2 生屑粒泥灰岩 3 3 RT1-3-3 0.35 2.87 光滑箱形降低，13~17 光滑箱形增大，269~282 光滑箱形降低，1~2 生屑粒泥灰岩 3 4 RT1-3-4 0.5 5.86 光滑钟形降低，18~25 光滑S形，276~292 光滑S形，2~4 生屑粒泥灰岩 3 8 RT1-3-8 0.75 6.59 光滑箱形降低，15~19 光滑箱形降低，272~289 光滑箱形降低，0.6~0.9 内碎屑生屑粒泥灰岩 4 5 RT1-4-5 0.89 8.23 光滑箱形降低，13~16 光滑箱形增大，249~259 光滑箱形降低，1.5~4.5 内碎屑生屑粒泥灰岩 4 6 RT1-4-6 0.54 4.29 光滑钟形降低，16~20 光滑钟形增大，220~233 光滑钟形降低，3~6 内碎屑生屑粒泥灰岩 4 7 RT1-4-7 1.08 4.68 光滑指形降低，17~20 光滑指形增大，240~253 光滑指形降低，8~13 斑块状绿藻泥粒灰岩 5 4 RT1-5-4 0.5 7.46 微齿指形降低，19~23 光滑指形增大，266~272 光滑指形降低，1.5~2.5 斑块状绿藻泥粒灰岩 5 8 RT1-5-8 0.75 6.84 微齿箱形增大，19~27 微齿箱形降低，259~276 光滑箱形增大，2~4 斑块状绿藻泥粒灰岩 5 9 RT1-5-9 1.12 22.97 微齿箱形增大，20~29 微齿箱形降低，259~276 光滑箱形增大，3~6 斑块状绿藻泥粒灰岩 5 12 RT1-5-12 1.92 35.64 微齿箱形增大，21~34 微齿箱形降低，259~276 光滑钟形增大，5~13 绿藻内碎屑泥粒灰岩 6 4 RT1-6-4 0.50 5.69 光滑箱形降低，15~20 光滑箱形增大，269~282 光滑箱形降低，1.5~4 绿藻内碎屑泥粒灰岩 6 8 RT1-6-8 0.75 11.80 微齿箱形增大，18~24 微齿箱形增大，262~276 光滑箱形降低，2~6 绿藻内碎屑泥粒灰岩 6 9 RT1-6-9 1.12 24.37 光滑指形增大，18~24 光滑S形，256~272 光滑钟形降低，3~10 绿藻内碎屑泥粒灰岩 6 10 RT1-6-10 1.47 18.73 光滑指形降低，19~22 光滑指形增大，240~253 光滑指形降低，3~13 内碎屑泥粒灰岩 7 6 RT1-7-6 0.54 4.29 光滑指形增大，15~18 光滑指形增大，226~240 光滑指形降低，2~4 内碎屑泥粒灰岩 7 10 RT1-7-10 1.47 18.73 光滑指形降低，19~22 光滑指形增大，240~253 光滑指形降低，3~13 内碎屑泥粒灰岩 7 11 RT1-7-11 4.26 46.56 光滑指形增大，21~25 光滑指形降低，213~233 光滑漏斗形增大，4~10 内碎屑泥粒灰岩 8 11 RT1-8-11 4.26 51.32 光滑指形降低，17~21 光滑指形降低，220~253 光滑指形增大，2~5 内碎屑泥粒灰岩 8 13 RT1-8-13 8.04 177.16 光滑指形降低，15~19 光滑指形降低，223~240 光滑指形增大，3~7 内碎屑颗粒灰岩 8 14 RT1-8-14 9.2 378.36 光滑指形降低，15~19 光滑指形降低，233~253 光滑指形增大，5~15

下载CSV 表 1 Khasib油藏岩石类型及孔隙结构参数 Table 1 Rock types and pore structure parameters of Khasib reservoir

颜其彬等^[33]研究表明：毛管压力曲线拐点（曲线上凸与上凹的转折点）对应的喉道半径是控制储层渗透率的有效喉道半径，是反映岩石孔隙结构最具代表性的特征参数。对于孔喉分选性较好的岩石，其喉道通常具有正态分布特征，拐点喉道半径即为峰值对应的喉道半径。当喉道具有双峰或多峰分布特征时，其有效喉道半径按各峰值对应喉道半径加权对数平均进行计算。如图 4所示的喉道分布具有明显的双峰特征，2个峰值对应2个子孔隙系统的有效喉道半径分别为R_{infx_1}和R_{infx_2}，其所对应的孔隙体积分别为PV₁和PV₂，则总孔隙系统的有效喉道半径R_infx 按式（2）和式（3）计算加权平均值。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 子孔隙系统有效喉道半径及孔隙体积示意图 Fig. 4 Pore-throat size distribution of sub pore systems

式中：PV_i为第i个子孔隙系统有效喉道半径对应的岩相孔隙体积百分比，%；R_{infx_i}为第i个子孔隙系统的有效喉道半径，μm；R_infx为总孔隙系统的有效喉道半径，μm。

各岩石类型名称、常规测井响应特征、有效喉道半径及平均渗透率如表 1所列。从中可以看出：①24种岩石类型孔隙结构差异较大，有效喉道半径为0.09~9.20 μm，平均渗透率为0.42~387.36 mD；②有效喉道半径小于1.00 μm，渗透率小于10.00 mD的岩石类型有14个，占比为48%；③孔隙结构最好的岩石类型为RT1-8-14和RT1-8-13，其岩相为内碎屑颗粒灰岩，孔隙类型以粒间孔为主，有效喉道半径分别达到了9.20 μm和8.04 μm，渗透率高达378.36 mD和177.16 mD。

从单井孔隙结构综合评价成果图可明显看出孔隙结构纵向变化特征（图 5）：①有效喉道半径整体向下呈降低趋势，其中Kh2-1-2 L小层主要包含RT1-8-14和RT1-8-13等2种岩石类型，其有效喉道半径最大，喉道类型主要为超大喉和大喉，孔隙类型主要为粒间孔，渗透率高于相邻小层数十倍；②Kh2-1-2 U有效喉道半径次之，喉道类型主要为大喉和中喉，孔隙类型除粒间孔之外还发育较多孤立孔洞和微孔；③从Kh2-3至Kh2-5孔隙结构逐渐变差，有效喉道半径和渗透率逐渐降低，微喉道连通孔隙体积增大，但喉道分选性逐渐变好。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 单井孔隙结构综合评价成果图 Fig. 5 Comprehensive pore structure evaluation

图 6展示了岩石类型的空间分布和有效喉道半径的平面展布特征：岩石类型在纵向上变化特征明显，反映了油藏纵向上的强非均质性；平面上有效喉道半径从AD1区到AD2区和AD4区呈逐渐降低趋势，在AD1区内部表现为北部高，南部略低的特征。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 岩石类型空间分布剖面（a）及有效喉道半径分布（b） Fig. 6 Rock type distribution profile(a)and effective pore-throat distribution(b)

前述孔隙结构研究表明，Kh2-1-2 L小层包含的2种岩石类型RT1-8-13和RT1-8-14以粒间孔为主，有效喉道半径明显高于相邻小层，其平均渗透率达到277.8 mD，与相邻小层渗透率级差在10倍以上。该层在全区稳定分布，被称为高渗层或“贼层”。由于Khasib油藏的采油井主要穿过该高渗层，生产后该层储量首先被动用，油藏压力下降幅度最大，而高渗层与注水井之间的垂向距离较近，注入水很快到达压力较低的高渗层，并沿该层向两边采油井突进，导致采油井快速见水。

图 7为Khasib油藏典型生产井产水特征曲线，图中水油比（WOR）和水油比导数（WOR'）随无因次时间（t_D）变化曲线呈现2个明显的变化特征：①受注入水快速突破影响，WOR曲线初始阶段上升速率极大、见水早，前期水窜特征明显。WOR'曲线中前期陡峭的正斜率加负斜率曲线变化特征表明了注入水快速向上锥进的特征；②中后期因水锥体形成水窜通道，通过高渗层快速窜进，导致WOR和WOR'曲线斜率再次增加，水窜通道特征显著。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 Khasib油藏典型产水特征 Fig. 7 Typical water control diagnostic plot of Khasib reservoir

[图 8（a）]水窜示意图表明，大多数油藏注水井位于Kh2-3小层，多数采油井位于Kh2-1-2 L小层或部分井段穿过Kh2-1-2 L小层，注入水快速形成垂向水锥体向上锥进，到达高渗层后迅速形成水窜通道，导致油井水淹。电阻率曲线对比也表明，过路井电阻率在Kh2-1-2 L小层降低最明显（红色区域），其次为Kh2-1-2 U小层；Kh2-2小层顶部电阻率小幅降低，其他小层电阻率均未发生明显降低。此外，从[图 8（b）]所展示的AD1-XH水平井轨迹和实测PLT（Production Logging Tool，生产测井）产液剖面可以看出，该井水平段主要穿行于Kh2-1-2 U和Kh2-1-2 L小层，穿过高渗层Kh2-1-2 L的井段产液量明显增大，进一步证实了高渗层的水窜特征。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 过路井电阻率对比、水窜路径示意图、水平井实测 PLT 产液剖面 Fig. 8 Resistivity comparison，sketch of water breakthrough，well trajectory and PLT profile

由此可见，发生窜流的根本原因是孔隙型油藏的微观孔隙结构决定的。当各种孔隙类型混杂时，大喉道连通的孔隙很容易被水突破，而绕过小喉道连通的孔隙；互相连通的大孔隙一旦被水突破，便形成水流优势通道，大量的水流优势通道的累积导流作用使油井见水后含水急剧升高，表现出与裂缝型储层类似的窜流特征。

针对Khasib油藏孔隙结构差异导致的层间非均质性，制定了调整注水开发策略及配注原则，实施区域与单井同时调配，实时进行注采优化，尽快恢复地层压力和复产关停井。

区域调配方面，针对地层压力＜2 800 psi的区域：①井组累计注采比＞1.0：单井含水率＞50%，月度注采比=1.0；单井含水率＜50%，月度注采比=1.1；②井组累计注采比0.5~1.0：单井含水率＞50%，月度注采比= 1.1；单井含水率＜50%，月度注采比= 1.1~1.3。针对地层压力＞2 800 psi的区域：①井组累计注采比0.5~1.0：单井含水率＞50%，月度注采比=1.0；单井含水率＜50%，月度注采比=1.0~1.1；②井组累计注采比＜0.5：单井含水率＞50%，月度注采比=0.8~1.0；单井含水率＜50%，月度注采比= 1.0~1.1。

单井调配方面，根据单井构造位置，井轨迹穿行高渗透层的相对位置关系与长度及油井与注水井之间的构造高差位置关系，对注采井组实施优化调整。

（1）以岩石类型作为孔隙结构研究的载体和基本研究单元是碳酸盐岩储层孔隙结构评价的新思路和有效途径；通过刻画岩石类型的空间展布，提取各岩石类型的孔隙结构特征参数，达到刻画孔隙结构空间展布的目的。

（2）伊拉克Ahdeb油田Khasib油藏纵向上极强的层间非均质性及高渗“贼层”的横向稳定分布，为注入水提供了优势渗流通道，是造成该油藏注水突窜的主要地质因素。

（3）精细的孔隙结构空间展布刻画有效解决了Khasib油藏快速见水机理分析的难题，得到了油藏典型产水特征曲线、PLT测试和过路直井电阻率测井的验证，为油藏稳油控水提供了可靠措施依据，并据此制定了合理的开发调整建议。