基于孔隙結構綜合評價指數的致密砂巖儲層分類方法

周麗艷，羅少成，林偉川，單沙沙，周妍，馬麗

（1.中國石油集團測井有限公司地質研究院，陜西 西安 710077；2.中國石油天然氣有限公司測井重點實驗室，陜西 西安 710077）

0 引 言

隨著油田勘探開發的深入，致密砂巖儲層已成為非常規油氣勘探的熱點。但此類儲層孔隙度、滲透率低，非均質性強，具有復雜的微觀孔隙結構，導致儲層品質差異、油氣采出差異大，嚴重影響勘探效益。儲集巖的孔隙結構直接影響儲層的滲流與儲集能力，對儲層的宏觀物性、電性、產液類型及油氣產能均有影響，因此，研究致密砂巖儲層的孔隙結構并對儲層進行合理的分類評價至關重要[1-2]。彭陽地區長8致密砂巖儲層非均質性強、孔隙結構復雜，單井產油量變化大，油水層電性特征不明顯，油水分異程度低，故開展該地區孔隙結構評價、明確儲層類型，以提高油氣水流體識別效率。

高壓壓汞實驗能有效表征儲層的孔隙結構，通過毛細管壓力曲線可提取大量的孔隙結構信息。在利用壓汞和核磁共振表征巖石微觀孔隙結構特征方面，前人做了大量的理論研究工作。本文在此基礎上，結合巖心實驗數據與核磁共振測井數據，采用地質混合經驗分布用矩法確定的壓汞特征參數，構建了研究區孔隙結構綜合評價指數，并結合儲層品質因子進行儲層分類[3-4]。利用核磁共振測井T2幾何均值（T2gm）實現壓汞特征參數的連續計算，最終確定儲層類型。

1 區域地質概況

彭陽地區處于鄂爾多斯盆地西南緣，地處寧夏、甘肅交界處，地形十分復雜，起伏高差大，構造單元橫跨西緣斷褶帶南段和天環坳陷西斜坡[5]。長8油藏屬三角洲平原沉積環境，沉積砂體沿南西-北東方向連片分布，砂體發育穩定，砂體厚度大。結合研究區沉積、砂體特征，將長8儲層細分為長、長和長82這3個小層，其中長砂體局部發育，長砂體分布穩定，主力層位為長儲層。

根據薄片資料分析，長8儲層巖石類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，砂巖顆粒組分以長石、石英為主；巖屑含量主要為火成巖、變質砂巖和少量沉積巖，粒度細，以中粒砂巖和細砂巖為主；巖石顆粒以次棱為主，磨圓度差，分選中等偏好；膠結類型以孔隙型、薄膜型、孔隙-薄膜型為主。根據巖石物性分析樣品統計，孔隙度主要分布在8%～25%，平均值為15.51%；滲透率分布在0.10 ～100.00 mD** 非法定計量單位，1 mD=9.87×10-4 μm2，下同，平均值為5.07 mD。該儲層為低孔隙度、低滲透率致密砂巖儲層，儲層非均質性強，滲透率級差大。

2 孔隙結構定量評價

2.1 基于壓汞表征微觀孔隙結構的儲層分類

2.1.1 孔隙結構類型

彭陽地區長8儲層孔隙類型以粒間孔為主，長石溶孔、粒間溶孔次之，孔徑主要分布在20 ～60 μm。通過對彭陽地區長8儲層56塊巖樣進行高壓壓汞實驗，分析其毛細管壓力曲線的形態及用于表征孔喉大小、分選、連通性等參數。

壓汞參數的計算方法通常分為2種：①認為孔隙喉道大小的頻率分布是對稱的，通過正態概率曲線用圖解法求取特征值；②認為儲層的孔喉分布是在成巖及構造應力作用過程中多種成因作用后的結合，通過地質混合經驗分布用矩法求取特征值。通過調研相關資料，認為砂巖和碳酸鹽巖儲層的孔喉分布并不屬于正態分布；同時，用圖解法確定的特征參數只具有一定的對比性。在統計學上使用地質混合經驗分布的數字特征表征儲層的孔喉分布，包括了所有百分位數的特征，與實際情況相符[3]。因此，對56塊巖樣采用地質混合經驗分布用矩法求取壓汞參數特征值。通過壓汞特征參數將儲層劃分為Ⅰ類中孔細喉型、Ⅱ類小孔細喉型、Ⅲ類小孔微喉型這3大類（見圖1、表1），長8儲層類型以中孔細喉型和小孔細喉型為主。

表1 長8 孔隙結構分類標準

圖1 彭陽長8儲層毛細管壓力曲線

2.1.2 Ⅰ類儲層

Ⅰ類儲層為中孔細喉型儲層。壓汞曲線起始段較短，中間平直段位置較低，曲線尾部相對偏左；排驅壓力值低，平均值為0.19 MPa；中值半徑范圍為0.100 ～0.360 μm，平均值為0.236 μm；喉道分選系數大，平均值為1.31；最大進汞飽和度為89.49%；孔喉半徑主要分布于0.400 ～10.000 μm，孔喉半徑值較大，峰值在粗孔喉處；滲透率貢獻半徑的峰位與粗孔喉的峰位對應較好，說明滲透率主要受粗孔喉影響[6]。Ⅰ類儲層物性相對較好，孔隙度平均值為19.94%，滲透率平均值為16.43 mD，屬于高孔隙度、低滲透率儲層；儲層孔喉分布比較集中，孔喉半徑大，分選好。Ⅰ類儲層在研究區油層比例大，占含油層位的60%，日產油量為1.6 ～21.2 t，為自然產能儲層（見表1）。

2.1.3 Ⅱ類儲層

Ⅱ類儲層為小孔細喉型儲層。壓汞曲線的起始段較短，平直段長度中等，位置較低，曲線尾部處在中間偏右位置；排驅壓力值較低，平均值為0.52 MPa；中值半徑平均值為0.169 μm；分選系數較小，平均值為0.39；最大進汞飽和度為88.68%；孔喉半徑相對較大，主要分布在0.016 ～2.500 μm，峰值與粗孔喉對應較好，呈單峰分布；滲透率貢獻半徑峰位與孔喉半徑峰位對應較好，峰值處在偏粗孔喉，呈雙峰分布。Ⅱ類儲層物性中等，平均孔隙度為16.43%，平均滲透率為1.79 mD，屬于低孔隙度、低滲透率儲層；儲層孔喉半徑中等，分選中等，孔喉分布集中程度中等，連通性中等偏差。Ⅱ類儲層日產油量為油花～4.5 t，需壓裂改造。

2.1.4 Ⅲ類儲層

Ⅲ類儲層為小孔微喉型儲層。壓汞曲線的起始段明顯較長，平直段明顯較短，位置較偏上，曲線尾部明顯偏右；排驅壓力值高，平均值為1.44 MPa；中值半徑平均值為0.050 μm；最大進汞飽和度為86.49%；孔喉半徑小，主要分布在0.002 ～0.630 μm，峰值在細孔喉處，呈單峰或雙峰分布，分選差；滲透率貢獻半徑峰位與粗孔喉半徑峰位對應好，峰值呈偏細孔喉，單峰分布。Ⅲ類儲層物性較差，平均孔隙度為11.34%，平均滲透率為0.30 mD，屬于低孔隙度、特低滲透率儲層；儲層孔喉分布集中程度較差，孔喉半徑較小，分選差，連通性較差。Ⅲ類儲層無產能層，通常為干層、低產液層。

2.2 基于核磁共振區間孔隙分量的儲層分類

高壓壓汞實驗能較好地表征儲層微觀孔隙結構，但是不能應用于實際生產。徐風等[7]提出利用壓汞實驗求得孔喉分布標定核磁共振譜孔隙分量的方法，萬金彬等[8]提出基于巖心核磁共振T2譜評價孔隙結構類型的方法。巖樣飽含水時，其核磁共振T2譜的每一個分量與孔隙度的大小成正比，定義S1、S2、S3分別為微孔喉分布區間面積的小尺寸孔隙分量、細孔喉分布區間面積的中尺寸孔隙分量、較細及粗孔喉分布區間面積的大尺寸孔隙分量。S2、S3越大，巖石的孔隙結構越好。通過壓汞實驗進行標定，研究區長8儲層孔喉半徑以1、5 μm為標準刻度核磁共振T2譜，求得S1、S2、S3之間弛豫時間界限為10、100 ms，即T2譜小于10 ms時為S1，T2譜在10 ～100 ms時為S2，T2譜大于100 ms時為S3。

基于孔隙結構及核磁共振三孔隙度組分特征，對30塊核磁共振實驗巖樣T2譜進行分類（見表2、圖 2），可以分為3類。Ⅰ類以單峰分布為主，主峰陡、分布范圍窄，核磁共振總孔隙度大于17%；Ⅱ類以單峰分布為主，主峰形態平緩、分布范圍寬，核磁共振總孔隙度為12%～18%；Ⅲ類以單峰分布為主，少數雙峰且第2峰值遠小于第1峰值，核磁共振總孔隙度小于12%。

圖2 不同類型儲層T2譜分布圖

表2 三孔隙度組分分類標準

2.3 基于壓汞特征與核磁共振T2譜的儲層分類一致性分析

根據壓汞特征和巖心核磁共振T2譜對儲層進行劃分并確定儲層類別，與對應的鑄體薄片對比，發現這2種儲層劃分標準的一致性較好。如圖3所示，從巖樣對應的薄片上可明顯看出：Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類儲層孔隙結構逐漸變差，儲層類型由好逐漸變差。Ⅰ類儲層樣品壓汞和核磁共振T2譜曲線表現為單峰粗孔喉型特征，儲層物性相對較好，薄片孔隙類型以粒間孔為主；Ⅱ類儲層樣品壓汞和核磁共振T2譜曲線呈雙峰偏細孔喉型特征，儲層物性中等，薄片孔隙類型以溶孔、粒間孔為主；Ⅲ類儲層樣品壓汞和核磁共振T2譜曲線呈單峰細孔喉型特征，儲層物性較差，薄片孔隙類型以溶孔為主。

圖3 彭陽地區長8不同類型儲層壓汞、鑄體薄片及核磁共振T2譜響應特征描述

3 孔隙結構參數的定量表征

3.1 基于核磁共振T2幾何均值的孔隙結構參數定量表征

基于核磁共振T2譜分布與壓汞曲線得到的孔喉半徑分布都能反映儲層的孔隙結構，其研究結果具有一致性[9-12]?？捎珊舜殴舱馮2譜驗證或替代壓汞法得到巖石孔隙結構，這為只有核磁共振測井曲線、缺乏巖心孔隙結構分析資料的地層孔隙結構評價提供途徑。通過毛細管壓力曲線得到的孔隙結構參數與巖心核磁共振的T2幾何均值（T2gm）進行擬合，得到研究區排驅壓力、飽和度中值壓力、孔喉半徑均值、分選系數等壓汞參數的定量計算模型，其模型相關性達0.9以上（見圖4）。

圖4 T2幾何均值與壓汞特征參數關系圖

3.2 排驅壓力與T2幾何均值的關系

排驅壓力（pd）對應巖樣最大連通孔喉的毛細管壓力，通?？紫抖雀?、滲透性好的樣品，其排驅壓力值低。排驅壓力不僅反映巖石的孔隙結構特征，也反映巖石的滲透性和儲集性。從圖 4 （a）可見，排驅壓力與T2gm呈負指數關系，即隨T2gm增大排驅壓力減小。

3.3 飽和度中值壓力與T2幾何均值的關系

飽和度中值壓力（p50）是指非潤濕相的飽和度為50%時對應的毛細管壓力，反映孔隙中存在油、水兩相時油的產能。排驅壓力越高的樣品，其飽和度中值壓力也越高。p50值反映巖樣的孔隙度、滲透率及與之相應的油水流動能力，飽和度中值壓力值越大，說明巖石越致密，產油能力越弱；飽和度中值壓力值越小，說明巖石對油的滲流能力越好，具有較高的生產能力。從圖 4 （b）可見，飽和度中值壓力與T2gm呈負冪函數關系，即隨著T2gm增大飽和度中值壓力減小。

3.4 孔喉半徑均值與T2幾何均值的關系

孔喉半徑均值（X）是表征巖石孔隙平均孔喉的參數。數值越大，說明巖石孔隙結構越好，反之則越差。從圖 4（ c）可見，X與T2gm呈正指數關系，即隨著T2gm增大，孔喉半徑均值也相應增大。

3.5 分選系數與T2幾何均值的關系

分選系數（σ）為表示沉積物粒度分選程度的參數，反映孔隙喉道分布的集中程度。分選系數在孔隙中的應用是表征孔喉的分選程度，其值越小，孔隙分布越均勻，反之則越差。從圖 4 （d）可見，隨T2gm增大，分選系數呈遞增趨勢，表明大孔喉占比增加。

4 基于孔隙結構綜合評價指數的儲層分類標準

核磁共振測井能很好地反映儲集巖的孔隙結構，利用核磁共振測井資料可以得到孔隙結構參數?？紫督Y構特征參數較多，飽和度中值壓力、排驅壓力反映孔喉滲流能力，孔喉半徑均值表征巖石孔喉大小，分選系數表征巖石孔喉分選特性。通過各參數與儲層質量分析發現，儲層品質因子RQI[見式（1）]、孔喉半徑均值、分選系數與儲層品質成正比關系，即儲層品質越好其值越大；排驅壓力、飽和度中值壓力與儲層品質成反比關系，即儲層品質越好其數值越小。因此，孔隙結構參數可作為儲層分類的依據。儲層孔隙結構主要反映儲層的滲透性，要實現儲層品質的準確評價，還需考慮孔隙空間的大小。綜合以上敏感參數，構建儲層有效性的孔隙結構綜合評價指數δ[見式（2）]作為儲層分類的依據。

式中，K為儲層滲透率，mD；?為儲層有效孔隙度，%，反映儲層孔隙性；σ為分選系數，無量綱；X為孔喉半徑均值，μm；pd為排驅壓力，MPa；σ×X/pd反映儲層滲透性。

基于研究區儲層有效性孔隙結構綜合評價指數，結合儲層品質因子，建立了儲層分類圖版及分類標準[13-15]（見圖5和表3）。

圖5 孔隙結構綜合評價指數與儲層品質因子的儲層分類圖版

表3 孔隙結構綜合評價指數與儲層品質因子的儲層分類標準

5 應用實例

圖6為M井核磁共振測井儲層分類處理成果圖。其中第9道為核磁共振標準T2譜，第10道為孔隙結構綜合評價指數，第11道為儲層品質因子，第13道為儲層類型，充填紅色表示Ⅰ類儲層、充填藍色表示Ⅱ類儲層。從第7道、第8道看出，儲層在2 391.0 ～2 396.6 m和2 397.8 ～2 411.0 m井段，孔隙度、滲透率值較高，孔隙度平均值為18.97%，滲透率平均值為18.74 mD。根據研究區建立的模型計算得到飽和度中值壓力、排驅壓力、孔喉半徑均值和分選系數，其值與巖心分析值相對誤差小于5%，可見計算結果真實可用。從第10道和第11道可看出，計算的孔隙結構綜合評價指數和儲層品質因子與巖心分析結果吻合較好。根據孔隙度和滲透率特征，壓汞特征參數和建立的綜合參數確定的儲層分類標準，判定2 391.0 ～2 396.6 m，2 397.8 ～2 411.0 m井段為Ⅰ類儲層。該井在2 392.0 ～2 394.0 m試油，日產油8.61 t，無水產出；在2 398.0 ～2 402.0 m試油，日產油25.2 t，獲高產油流，無水產出。這2層試油結論均為油層，試油段均為Ⅰ類儲層，儲層類型判斷結論與試油獲高產層結論吻合。由此可見，通過構建的孔隙結構綜合評價指數，可實現連續定量化的儲層孔隙結構評價，有效提高致密儲集層的識別。

圖6 核磁共振測井儲層分類成果圖

6 結 論

（1）研究區長8儲層基于高壓壓汞毛細管壓力曲線形態及核磁共振區間孔隙分量儲層劃分標準的一致性較好。將儲層劃分為3類，Ⅰ類為中孔細喉型儲層，Ⅱ類為小孔細喉型儲層，Ⅲ類為小孔微喉型儲層。

（2）核磁共振測井可實現孔隙結構綜合評價指數的連續計算，基于孔隙結構綜合評價指數的儲層精細評價認為，研究區Ⅰ類儲層為自然高產區，Ⅱ類儲層為需壓裂改造層，Ⅲ類儲層為干層、低產層。

（3）基于孔隙結構綜合評價指數的儲層精細評價為流體識別提供了基礎，該方法可以很好地指導優選試油層段，快速判別儲集層類型。隨著勘探開發的擴大，該方法能更好地指導致密儲層的開發。