碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系研究

碳酸盐岩引言：在第二次世界大战以后，由于在西亚地区的石灰岩和白云岩中发现了大量的石油，因而促进了现代碳酸盐沉积物的研究工作。

由于这些发现，石油工业部门感到对浅水碳酸盐的沉积作用、成岩作用和石化作用的基本知识的缺乏，于是展开对现代碳酸盐沉积环境的研究工作。

碳酸盐岩是重要的烃源岩和储集岩，在当前国内外的大油田中，碳酸盐岩占很大比例，据统计，在世界上储量在0.14亿吨以上的546个油田中，就数目而论，以碳酸盐岩为储集层者虽然只占总数的37.9%，但就储量而言，则占57.9%。

碳酸盐岩油气田的平均储量为2亿吨，而砂岩油气田的平均储量仅为0.9亿吨。

碳酸盐岩储集层不仅具有如上所述的高储量，而且往往具有极高的产能。

据统计，目前世界上共有9口日产量达万吨以上的高产井，其中8口属于碳酸盐储集层。

显然，碳酸岩储集层中的石油具有很大的经济价值，激励我们去了解碳酸盐岩作为储油岩所应具有的性质。

我国的碳酸盐岩油气田的勘探与开发有着悠久历史，如四川在碳酸盐岩地层中采气已经有两千多年历史，至今仍为我国重要的碳酸盐岩气田分布区。

此外，近年来在华北盆地老第三系和震旦亚阶至奥陶系中也证实了高产能碳酸盐岩储集层的存在，更进一步开拓了碳酸盐储集层在我国的广阔前景。

随着国内外对碳酸盐岩研究的日益深入，当前已从根本上改变了认为碳酸盐岩是单纯化学沉积的观点，绝大部分的现代海洋碳酸盐都是生物成因的。

与此同时，对碳酸盐岩含油性的研究和认识也获得了新飞跃。

碳酸盐岩孔隙空间特征在碳酸盐岩储集层中常见的和对油气储集作用影响较大的空隙类型，目前已知有以下几种。

①粒间孔隙：是指碎屑碳酸盐岩颗粒之间的孔隙，如内碎屑之间、生物碎屑之间、鲕粒直间的孔隙等。

其特征与碎屑岩的的粒间空隙相似。

碳酸盐岩的粒间孔隙一般是原生的，但也可以是次生的，如大颗粒之间的微晶基质的选择性溶解造成的粒间孔隙。

②粒内孔隙：组成碳酸盐岩的各种颗粒内部的孔隙，如骨屑、团块、内碎屑、鲕粒等颗粒内部的空隙。

1.8 简述油气藏的分类方法与主要类型。

答.油藏分类通常从以下几个方面进行:（1）.储集层岩性。

储集层岩石为砂岩，则为砂岩油气藏，如果为碳酸盐岩，则为碳酸盐岩油气藏。

（2）.圈闭类型。

主要类型有断层遮挡油藏，岩性油气藏，地层不整合油气藏，潜山油气藏，地层超覆油气藏。

（3）.孔隙类型。

主要类型单一孔隙介质油气藏，如孔隙介质油藏；双重介质油气藏，如裂缝-溶洞型介质油藏，三重孔隙介质油气藏；如裂缝-溶洞-孔隙型介质油藏。

（4）.流体性质。

油藏按原油密度大小分为轻质油藏、中质油藏和重质油藏等；气藏根据凝析油含量的多少细分为干气藏、湿气藏和凝析气藏。

（5）.接触关系。

如底水油藏，边水油藏；层状油藏，层状边水油藏等。

1.9 简述砂岩储集层与碳酸盐岩储集层的主要区别。

答.大多数的碎屑岩都发育有开度较大的原生粒间孔隙，碳酸盐岩中发育了开度较大的次生孔隙（裂缝，溶洞等），则可以成为好的储集层。

碳酸盐岩与碎屑岩储层的区别：碳酸盐岩与碎屑岩相比，由于其化学性质不稳定，容易遭受剧烈的次生变化，通常经受更为复杂的沉积环境及沉积后的变化。

有以下几点区别：1.碳酸盐岩储集层储集空间的大小、形状变化很大，其原始孔隙度很大而最终孔隙度却较低。

因易产生次生变化所决定。

2.碳酸盐岩储集层储集空间的分布与岩石结构特征之间的关系变化很大。

以粒间孔等原生孔隙为主的碳酸盐岩储层其空间分布受岩石结构控制，而以次生孔隙为主的碳酸盐岩储层其储集空间分布与岩石结构特征无关系或关系不密切。

3.碳酸盐岩储集层储集空间多样，且后生作用复杂。

构成孔、洞、缝复合的孔隙空间系统。

4.碳酸盐岩储集层孔隙度与渗透率无明显关系。

孔隙大小主要影响孔隙容积。

2.1某天然气样品的摩尔组成为C1H4(0.90)，C2H6(0.06)和C3H8(0.04)。

若地层压力为30MPa,地层温度为80℃，试确定气体的相对密度和地层条件下的偏差因子；若把天然气视作理想气体，储量计算的偏差为多少？解.(1) 此天然气平均摩尔质量:M =∑M i∗x jM=16×0.9+30×0.06+44×0.04=17.96相对密度：γg=M / M ai r =17.96 /28.97 = 0.62气体拟临界压力：p pc=∑P ci∗x jp pc=4.6408×0.9+4.8835×0.06+4.2568=4.64MP a气体拟临界温度：T pc=∑T ci∗x jT pc=190.67×0.9+305.50×0.06+370×0.04=204.73K对比压力：p pr=pp pc=304.64=6.47对比温度：T pr=TT pc=353204.73=1.72查图2.1.2 可得偏差因子为0.92,理想气体偏差因子为1在此处键入公式。

碳酸盐岩油藏渗流规律研究1. 引言碳酸盐岩油藏是世界上重要的油气资源之一，其渗流规律的研究对于油藏的开发和管理至关重要。

本文将探讨碳酸盐岩油藏渗流规律的研究进展以及相关的理论和实践应用。

2. 碳酸盐岩油藏特征碳酸盐岩油藏具有高孔隙度、高渗透率、低渗透边界等特点，往往伴随着复杂的孔隙结构和岩石物理性质。

碳酸盐岩的渗透性主要来自于溶蚀孔和裂缝，其渗透率和渗透能力与岩石的孔隙结构、孔隙度和孔隙连通性等因素密切相关。

3. 渗流机制(1) 溶蚀作用：碳酸盐岩的渗透性主要来自于储层溶蚀孔的作用，溶蚀作用的机制包括化学溶蚀、物理溶蚀和生物溶蚀等。

溶蚀作用对油藏的渗透性和孔隙结构具有重要影响。

(2) 多孔性：碳酸盐岩由于具有高孔隙度，因此多孔性是影响渗流规律的重要因素。

渗流过程中，岩石内部的多孔介质和裂缝系统起到了储集和传输油气的作用。

(3) 渗透率：碳酸盐岩油藏通常具有较高的渗透率，其中主要受控于溶蚀孔、裂缝和构造缝等，后者往往对于流体运移具有决定性影响。

4. 渗流规律研究方法(1) 地质模型构建：在碳酸盐岩油藏渗流规律的研究中，地质模型的构建是关键步骤。

通过地震资料、测井数据和岩心分析等手段，建立尽可能准确的地质模型，以便进行后续渗流规律的研究。

(2) 数值模拟：数值模拟方法广泛应用于碳酸盐岩油藏渗流规律的研究。

通过建立油藏的物理模型和数学模型，运用数值模拟软件进行模拟计算，可以得到渗流规律的详细信息和预测结果，为油藏开发和管理提供有益参考。

(3) 物理实验：物理实验通过建立相应的岩心模型，模拟实际地质条件下的渗流过程，研究碳酸盐岩油藏的渗流规律。

物理实验可用于验证数值模拟结果的准确性，同时也可以探索新的渗流规律和机制。

5. 渗流规律研究进展(1) 渗流模型：针对碳酸盐岩油藏的特点，研究人员建立了不同的渗流模型，如双孔隙渗流模型、双渗透率渗流模型、溶蚀裂缝渗流模型等。

这些模型试图从微观和宏观角度解释油气在碳酸盐岩中的运移与分布规律。

166碳酸盐岩储层在世界油气分布中有着十分重要的地位，占据了油气总储量的50%和总产量的60%以上[1]。

随着全球油气勘探程度的提高，碳酸盐岩裂缝型油气藏以及成为一个重要的勘探新领域[2]。

但是在大多数情况下，碳酸盐岩储层的物性较差，孔隙度、渗透率较低，储层非均质性严重[1，3]。

裂缝在碳酸盐岩储层中普遍发育。

已有诸多学者开展了关于碳酸盐岩储层裂缝的研究并取得了一些成果。

通过对碳酸盐岩储层天然裂缝的研究认为，受多种构造作用和成岩作用的影响，碳酸盐岩储层天然裂缝较为发育，裂缝是储层重要的储集空间，为储层油气聚集提供了有利的储集条件[4]；其他学者研究认为，天然裂缝是控制碳酸盐岩储层中岩溶作用的关键因素，有利于储层中次生孔隙的发育，产生孔洞缝相连的有效储层，进而提高储层的渗透率[4]。

因此，天然裂缝系统发育程度不仅直接影响碳酸盐岩油气藏的开采效益，而且还决定着碳酸盐岩油气藏产量的高低[5]。

但是，有时新裂缝的产生会破坏已经形成的旧裂缝，从而导致旧裂缝中储存的油气散失，从而对油气的发育产生不利影响。

所以，我们需要弄清楚碳酸盐岩储层中天然裂缝的形成机制，以便更好的探索和开发油气藏。

羌塘盆地是我国西藏地区的一个重要地质地貌单位，其裂缝发育期次对于地质演化和资源勘探具有重要意义。

裂缝是地壳变动的产物，而羌塘盆地裂缝的发育可分为多个期次。

早期期次的裂缝发育主要受到构造运动的影响，地壳的强烈变动导致了地下岩石的断裂和开裂。

这一时期的裂缝形成对于理解羌塘盆地的古构造演化提供了重要线索，同时也为后续的地质过程奠定了基础。

中期期次的裂缝发育受到多种地质因素的综合影响。

气候变化、沉积作用等因素共同作用于裂缝的演化过程，使其呈现出多样化的特征。

这一时期的裂缝记录了羌塘盆地地质演化的多个阶段，为地质学家还原地壳运动历史提供了丰富的地质资料。

近期期次的裂缝发育主要受到人类活动的影响。

随着社会经济的发展和人类活动的增加，羌塘盆地的地下资源勘探逐渐成为焦点，人为开发和利用导致了新一轮裂缝的形成。

碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系研究首先，孔隙度是指岩石储层中空隙的相对含量，是描述岩石储层质量的重要指标之一、碳酸盐岩的孔隙度通常较低，主要由于碳酸盐岩具有良好的溶解能力，形成了特殊的溶蚀空隙和颗粒溶解孔洞，这些空隙尺寸较小，分布较为均匀。

因此，碳酸盐岩储层的孔隙度与其岩石中的岩石组分、岩石组构、溶蚀作用等因素密切相关。

研究表明，碳酸盐岩储层的孔隙度与矿物组成和溶孔结构之间存在较强的关联性。

矿物组成中含有较多的溶解性矿物，如方解石、白云石等，其碳酸盐矿物晶体结构容易被酸侵蚀，形成溶蚀空隙，从而提高了储层孔隙度。

此外，岩石组构也会对孔隙度造成影响，碳酸盐岩储层中存在着不同类型的孔隙，如溶蚀孔隙、晶间孔隙、溶蚀裂缝等，这些孔隙大小和分布情况直接影响储层的孔隙度。

其次，渗透率是指岩石储层中液体或气体通过岩石孔隙的能力，是评价岩石透水性和可渗性的重要参数。

碳酸盐岩的渗透率通常较低，主要由于碳酸盐岩的颗粒间隙较小，连接不畅，导致流体在岩石内的运动受到阻碍。

碳酸盐岩的渗透率与岩石孔隙度、孔隙连通性、孔隙分布等因素密切相关。

孔隙度是决定渗透率的重要因素之一，孔隙度越大，岩石内的液体或气体流动越容易，渗透率越高。

此外，孔隙连通性也是影响渗透率的重要因素之一，孔隙连通性差，流体在岩石内的运动受到限制，渗透率较低。

另外，孔隙分布的均匀性也会对渗透率产生影响，孔隙分布越均匀，渗透率越高。

碳酸盐岩油气藏储层孔隙度与渗透率关系的研究对于评价油气藏的储集性能和开发潜力具有重要意义。

研究发现，碳酸盐岩储层孔隙度与渗透率之间存在一定的正相关关系，即储层孔隙度越大，渗透率越高。

这是因为碳酸盐岩储层中的孔隙度增大，岩石中的孔隙连通性增强，流体的运动和渗透能力提高，从而使渗透率增大。

然而，碳酸盐岩储层中的孔隙度与渗透率之间并不是简单的线性关系，还受到各种因素的综合影响，如储层孔隙结构、酸溶作用、压实作用等。

因此，通过综合分析储层的物性参数，才能更准确地评价碳酸盐岩油气藏的储层质量和开发潜力。

摘要通过查阅资料整理后，阐述了碎屑岩和碳酸盐岩储层的特性及其差异，得出碳酸盐岩和碎屑岩最主要的区别是在各向异性较大，且孔洞缝较发育。

然后通过对比碳酸盐岩和碎屑岩的非均质性、建立相关性模型，分析并描述了在多种情形下其对原油采收率的影响。

碎屑岩储集层特性99%以上的储集层为沉积岩，其中又以碎屑岩和碳酸盐岩为主，1%为其它岩类储集层。

所以按岩类可分以下三种类型储集层。

碎屑岩储集层的岩类包括：砾岩，含砾砂岩，中、粗砂岩，细砂岩及粉砂岩，其中物性最好的是中-细砂岩和粗粉砂岩。

一、碎屑岩储集层的孔隙类型传统的观念认为砂岩储集层的孔隙类型以原生的粒间孔隙为主，只有很小一部分是次生的，并且都把次生孔隙（除了裂缝以外）解释为是地层出露地表时大气水淋滤的结果。

直到1979年，自从施密特麦克唐纳（Schmidt）发表了“砂岩成岩过程中的次生储集孔隙”【1】之后。

人们对次生孔隙的概念、类型、识别标志、形成机制及意义才有了较明确的认识。

Schmidt将碎屑岩孔隙类型分为5种类型:间孔隙：一般为原生孔隙。

其孔隙度随埋深的增加有所降低，但降低的速度比粘土岩慢得多。

特大孔隙：按Schmidt标准，超过相邻颗粒直径1.2倍的孔隙属特大孔隙。

多数为次生孔隙。

铸模孔隙：是指砂岩中具有一定特征几何形状的介壳碎屑、碳酸盐粒屑、结晶矿物（盐、石膏、菱铁矿）被溶蚀后，保持原组构外形的那些孔隙。

属于一种溶蚀的次生孔隙。

组分内孔隙：一切组分，如颗粒、杂基、胶结物内出现的孔隙。

可以是原生的（沉积的和沉积前），也可以是后生的（成岩过程及其后新生的）。

裂缝：砂岩中裂缝较为次要，但如果沿裂缝发生较强烈的溶蚀作用时，它的作用就十分重要。

二、影响碎屑岩储集层储集性的因素1、沉积作用对砂岩储层原生孔隙发育的影响(1)矿物成分对原生孔隙的影响矿物成份主要以石英、长石、云母。

矿物成份对储集物性的影响主要视以下两个方面：矿物的润湿性：润湿性强，亲水的矿物，表面束缚薄膜较厚，缩小孔隙空间，渗透性变差。

基于储层分类的碳酸盐岩储层渗透率预测方法摘要：中东地区H油田M组碳酸盐岩储层孔隙结构复杂，非均质性强，孔渗相关性较差，导致直接利用孔渗拟合关系计算渗透率误差较大。

为有效对研究区储层渗透率进行准确评价，以岩心压汞资料为基础，采用Winland R35岩石物理分类方法将研究区储层类别划分为四类，并从物性特征方面验证了分类的合理性。

对分类后的每类储层建立了相应的孔渗回归模型，与分类前的孔渗回归模型相比，Winland R35岩石物理分类的渗透率计算结果与岩心渗透率吻合度更高，验证了该方法的准确性与实用性。

关键词：碳酸盐岩；储层分类；渗透率；Winland R351 引言碳酸盐岩储层沉积时代久远，具有较长的成岩作用时期以及比较广泛的成岩类型，相对于碎屑岩储层非均质性严重、储层各向异性大。

因此准确评价碳酸盐岩储层的渗透率具有一定的难度[1-2]。

碳酸盐岩岩石物理分类是在储层具有强烈非均质性的条件下，以岩石物理特征为依据，将储层划分为若干相对均质的过程，一般借助于岩石物性资料实现，比如说孔隙度、渗透率以及毛管压力曲线参数等[3]，在这种相对均质的储层中评价储层参数即变得较为容易且更为准确。

本文以中东地区H油田M组碳酸盐岩储层为例，基于Winland R35岩石物理分类方法对渗透率进行分类评价。

2 储层分类Winland R35岩石物理分类作为碳酸盐岩储层中最常用的方法[4]，认为R35反映岩石中最大连通孔喉半径，与岩石的物性参数具有直接关系，储层岩石分类可依据R35的大小来进行。

参照Winland经验公式，针对该研究区的实际情况，对903块岩心的孔隙度、渗透率和压汞实测R35进行拟合，拟合公式见式（1）。

（1）其中：R35为压汞测试中进汞饱和度达到35%时对应的孔喉半径，μm；k为渗透率，mD；Φ为孔隙度，%。

利用式（1）求取了拟合后的R35值，与压汞实测R35值较为吻合，故根据此式来进行储层分类，划分原理参考Al-Qenae K J[5]。

一．研究碳酸盐岩储层有效性影响因素1.渗透率1.1存在成层渗流的渗透率对于渗流成层性的存在, 地下水往往具有承压性质。

即使渗流的成层性不甚明显, 但岩体的渗透性随深度的增加而降低的规律总是存在的。

将岩体的渗透系数表达为1.2裂缝型介质等效渗透率张量计算方法（详见李亚军《缝洞型介质等效连续模型油水两相流动模拟理论研究》）先通过建立裂缝型介质几何模型，利用几何模型对裂缝型介质做关于等效渗透率张量的分析，建立了求解裂缝型多孔介质等效渗透率张量的数学模型,通过求解连续边界条件和周期边界条件下的边界积分方程,得到裂缝型多孔介质网格块的等效渗透率张量。

所求得的等效渗透率张量能够反映裂缝的空间分布和属性参数对油藏渗透特性的影响假设裂缝型介质为水平介质,裂缝为垂直于水平面且具有一定厚度的矩形面,裂缝的纵向切深等于所研究区域的厚度,此时可视为二维空间中的介质体,裂缝等价于二维空间中的线型裂缝。

图一裂缝的中心位置，开度，长度，倾角，方位角，密度，组系等参数称为裂缝的特征参数,所有裂缝以这些特征参数进行定义。

如图二在二维空间,裂缝通过中点O方位角H长度L 及开度h 确定。

根据裂缝属性参数的地质学统计分析研究,假设裂缝中心位置服从均匀分布,裂缝长度服从指数分布，方位角服从正态分。

图二裂缝的开度是指裂缝壁之间的距离,主要取决于所处深度。

孔隙压力和岩石类型。

根据所发表的一些关于天然裂缝的宽度数据可知,裂缝开度通常在10~200Lm之间变化,统计资料表明最常见的范围在10~40Lm之间（如图三），且服从对数正态分。

假设采用裂缝开度的对数正态分布，裂缝系统各属性参数的统计分布函数见表一。

表一图三裂缝密度是表征裂缝型介质几何模型的重要参数,某区域的裂缝密度高意味着在该区域裂缝发育良好,这些区域是油田开发重点考虑的地区。

裂缝系统的面密度是指单位岩石面积内的裂缝长度,定义为:公式（1）其中A表示研究区域的总面积,m2;l i为区域内第i条裂缝的延伸长度,m; n为总的裂缝条数。

基于孔隙类型的碳酸盐岩储层渗透率计算方法研究作者：崔长鹏来源：《中国化工贸易·下旬刊》2019年第06期摘要：碳酸盐岩储层孔隙度-渗透率关系复杂，渗透率表征难度大。

本文以K油田孔缝双重介质碳酸盐岩储层为例，从岩芯、岩石物理、动态验证三个方面出发，通过计算孔构参数识别孔隙类型，建立不同孔隙类型孔隙度--渗透率关系，最终实现碳酸盐岩储层渗透率的准确计算。

关键词：碳酸盐岩;孔隙度;渗透率;物理建模0 引言碳酸盐岩油气藏有效储集空间有孔隙和裂缝、溶洞等，其中，受差异性溶蚀、白云化等作用，孔隙类型又可以分为粒内孔、粒间孔等多种类型，孔隙结构差异大。

多种孔隙类型和裂缝的发育使得碳酸盐岩储层非均质性强，孔隙度--渗透率关系复杂。

目前没有任何测井方法能够直接连续测量渗透率，因此，如何通过表征孔隙类型，建立孔隙度和渗透率的关系来准确解释渗透率，是碳酸盐岩储层开发中的首要难题。

针对碳酸盐岩孔缝双重介质油气藏储层存在的问题，本次研究以哈国K油田为例，首先从岩心分析不同孔隙类型特征，开展岩心尺度储层分类评价;然后在岩心分析的基础上开展岩石物理建模，寻找能够表征孔隙类型的弹性参数，实现测井孔隙类型的识别。

最后基于孔隙类型建立分孔隙类型孔隙度--渗透率关系模型，实现渗透率的计算。

1 区域概况K油田区域构造上位于滨里海盆地的东侧，含油气层系为石炭系。

属于海相开阔台地碳酸盐岩沉积，有效储层为孔-缝双重介质的碳酸盐岩，非均质性强。

生产开发中发现：孔隙度、地层系数与油井产能、水井注入能力相关性差，单纯按孔隙度评价碳酸盐岩储层，无法准确表征储层品质和能力。

2 岩心分析本次分析共统计167个样品点，通过岩心孔隙度--渗透率交会图版分析，可以孔隙类型分为4类（粒内孔、混合孔、裂缝孔隙型、裂缝型）。

其中，混合孔和裂缝--孔隙具有相对高的孔隙度、渗透率，是主要产层（图1）。

3 岩石物理建模在岩心分类的基础上，开展岩石物理建模，引入能够表征孔隙类型的孔隙结构参数，实现测井尺度储集空间的分类表征。