致密砂岩储层特征及产能有效性测井评价

刘伟，张德峰，刘海河，吕增伟，张文姣

（中石化胜利石油工程有限公司测井公司，山东 东营257096）

0 引 言

致密砂岩储层具有岩石成分复杂、孔隙度渗透率极低、孔隙结构异常复杂等特点［1］。储层的孔隙结构特征对渗透率具有非常重要的控制作用，单纯应用孔隙度等特征表示储层的渗流能力受到限制。在低渗透储层压裂改造过程中通常会遇到在相同的物性和电性条件下有的储层能获得高产，有的低产甚至不出液，应用宏观物性特征评价储层有效性的适用性受到限制，导致有些储层被误判或遗漏，严重影响着勘探效益和效率。因此，迫切需要探索致密砂岩储层有效性的评价方法。

1 致密砂岩储层储集空间特征

致密砂岩储层通常经历了复杂的成岩作用，特别是强烈的压实作用、胶结作用以及石英和长石的次生加大作用，大大降低储层沉积原生的孔隙度和渗透率，形成致密层。当有机质向油气转化时产生的大量酸性水使碳酸盐和一些骨架颗粒的溶解，产生次生孔隙，使孔隙度和渗透率有一定的增加，形成致密储层［2］。通常成岩作用越强烈，孔隙结构越复杂；复杂的孔隙结构对储层的渗流特征具有重要的影响［3－4］。

1．1 储集空间类型

（1）粒间孔。致密砂岩储层埋藏深，砂岩分选较差，成岩后生作用强，原生粒间孔大部分被机械压实、填隙物充填、胶结物胶结以及石英颗粒的次生加大而减小或堵塞，从薄片观察，残留粒间孔少而小，粒间孔径10～100μm，喉道1～20μm，连通性差［见图1（a）］。

（2）溶蚀孔。在特定的埋藏成岩环境下储层经孔隙水溶液溶解形成次生孔隙，以粒内溶孔和粒间溶孔2种类型为主。电镜下长石颗粒溶蚀较多见，溶蚀孔隙多呈长条形或不规则形状。长石沿解理或晶格溶蚀成片状、蜂窝状或网格状，各种溶蚀、被溶蚀的长石均保持了颗粒的原始状态；同时，存在部分由成岩缝经溶蚀扩大而形成的溶缝［见图1（b）］。

（3）裂缝和微裂缝。微裂缝在研究区主要以压裂缝、层间缝和溶蚀缝等类型存在，呈弯曲状。在铸体薄片中常可见到成岩缝呈尖灭现象。裂缝一般宽度为0．01～0．03mm，有的已被方解石完全充填，有的则为半充填或未充填，并且部分裂缝中充填有沥青［图1（c）］。

（4）微孔隙。微孔隙主要包括晶间孔和晶间溶孔。晶间孔主要存在于矿物晶粒之间。微孔隙空间一般非常微小，这类孔隙有的为原生孔隙，多为次生孔隙。图1（d）为灰色荧光泥质砂岩，微孔小于4μm，粒间孔喉不发育，分布伊利石及泻利盐。

1．2 孔隙结构特征

压汞资料分析表明，低渗透率储层孔隙结构主要特征为孔喉小，中细孔道为渗透率做出主要贡献，平均孔喉半径为1．66μm，小于0．1μm的非有效孔喉占的比例大；孔喉分选差，层内差异大，均质系数平均0．41，压汞曲线反映孔喉多呈单峰，主峰不太明显；退汞效率低（40%～60%）。根据储层孔隙结构可以分为3种类型（见图2）。①中孔较细喉型结构。岩石颗粒主要为中－细砂，孔隙度15%～20%，渗透率平均10×10－3μm2，压汞曲线形态为Ⅰ类，排驱压力平均0．15MPa，孔喉分选较好，平均孔喉半径大于1．5μm，退汞效率平均37．5%。②中小孔细喉型结构。岩石颗粒比中孔较细喉型细，主要为粉细砂岩，孔隙度10%～15%，渗透率（1～10）×10－3μm2，压汞曲线形态为Ⅱ类，排驱压力平均0．3MPa，孔喉分选中等偏差，平均孔喉半径1～1．5μm，退汞效率平均25%。③小孔极细喉结构。岩性主要为泥质粉细砂岩，孔隙度小于10%，渗透率小于1×10－3μm2，压汞曲线形态为Ⅲ类，排驱压力大于2．0MPa，孔喉分选差，平均孔喉半径1μm，退汞效率平均16．5%。

图1 致密砂岩储层储集空间类型

图2 储层分类毛细管压力曲线图

1．3 储层渗流特征

应用数字岩心技术对低渗透率砂岩中单相流体的流动规律进行了研究。图3为流体从岩石右侧和下部进入岩心（箭头指示方向）的流场特征。流体在孔隙中的流动特征：①并不是所有的孔隙空间都对流体渗流有贡献；②在流体流动过程中会在储层孔隙中形成主要的渗流通道；③在不同的渗流条件下（不同方向）流体的主要渗流通道是不同的，也就是说对流体流动起作用的孔隙是不同的。因此，只有对储层的孔隙结构特征进行全面描述才能正确判断储层的渗流能力。

图3 流体在孔隙中流动特征图

1．3．1 孔喉半径对渗透率的影响

储层孔喉半径对致密砂岩储层的渗流能力有较强的控制作用。图4为孔喉半径与储层渗透率关系图。图4中方形和圆形数据点分别为通过数字岩心技术模拟和实验得到的储层孔喉半径与渗流关系，三角形数据点为岩心实验得到的最大孔喉半径与渗透率关系。随着平均孔喉半径的增加渗透率迅速增大，可以用幂函数描述绝对渗透率和孔喉半径特征值之间的关系，当平均孔喉半径达到4μm时对渗透率影响逐渐变小，岩心实验结果与理论模拟结果吻合较好。

图4 孔喉半径与渗透率关系图

1．3．2 束缚水饱和度对渗透率的影响

由束缚水饱和度与渗透率关系图可以看出，束缚水饱和度与渗透率基本满足幂函数关系，束缚水饱和度越大，渗透率越低（见图5）。图5中两者关系点并没有完全在拟合曲线上，也说明束缚水饱和度是岩心微观孔隙结构的结果，只能在一定程度上反映渗透率特征。

图5 束缚水饱和度与渗透率关系图

2 储层有效性分类综合评价方法

从试油、岩心资料以及储层孔隙结构特征评价入手，针对致密砂岩储层的特点，把油气层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，通过对储层分类解决有效性评价的问题。Ⅰ类油气层在常规试油条件下能够获得一定自然产能；Ⅱ类油气层在常规试油条件下产液量较低，但经过改造措施后能够获得工业油气流；Ⅲ类油气层即使经过酸化压裂等改造措施后仍不能够获得工业油气流。

2．1 微观孔隙结构特征对产能特征的影响

通过核磁共振等资料可以对储层的孔隙结构特征进行评价［5－8］，结合试油资料，分析储层各参数与储层产液能力之间的对应关系，从中优选出对储层类型敏感的参数。

（1）孔喉半径均值。对于储集岩的孔隙结构，孔喉半径均值表示全孔喉分布的平均位置，物性越好，孔喉半径均值越大，反之越小。图6是束缚水饱和度—孔喉半径均值交会图，通过分析认为，Ⅰ 类储层的孔喉半径均值区主要集中在大于1．3μm的范围内，从 Ⅰ 类到 Ⅲ 类储层孔喉半径均值呈现下降的趋势。

图6 束缚水饱和度—孔喉半径均值交会图

（2）束缚水饱和度。束缚水饱和度与储层含油气饱和度、自然产能有着密不可分的关系。总体上束缚水饱和度随着物性变好而降低，Ⅰ类储层束缚水饱和度主要集中范围为38%以下，从Ⅰ类到Ⅲ类储层束缚水饱和度变大。

（3）最大孔喉半径。最大孔喉半径反映储层中流动能力最大的部分，对应于非湿相开始进入岩样时的排驱压力，它能直接反映出岩石的渗透能力，最大孔喉半径越大，储集层连通性越好。图7是最大孔喉半径—中值压力交会图，从图7中可以看出，Ⅰ、Ⅱ类储层最大孔喉半径大于1．3μm。

图7 最大孔喉半径—中值压力交会图

2．2 储层有效性分类评价方法

在实际应用中优选出的参数之间存在非常复杂的相关关系。应用主成分分析进行坐标变换和降维处理，消除或减少无用分量，将多种测井响应复合，提取能代表储层特征的少数几个主成分，从而更有效地划分储层类型。

式中，Rmax、Dm、φ、Swb分别为最大孔喉半径、半径均值、孔隙度、束缚水饱和度归一化后的曲线。

将第1、2主成分进行交会可以直观地判断储层类型（见图8）。采用系统聚类法中的离差平方和法对标准样本层主成分曲线进行聚类分析，对不同的样本特征进行归类，建立研究区的测井参数—储层类型数据库。通过对不同类型储层特征进行分析，确定了研究区储层类型分类标准（见表1），在实际应用中储层有效性分类符合率达到85．6%。

图8 第1、2主成分交会图

3 应用效果

表1 储层分类评价标准

该方法在胜利、东北、新疆、四川等油田进行了应用，取得了良好的效果。图9为Y185井储层有效性综合评价成果图。该井沙四下亚段4620．0～4627．0m井段孔隙度7．4%，渗透率0．12×10－3μm2，束缚水饱和度29．9%，中值压力11．07MPa，半径均值1．29μm。综合评价为Ⅱ类油水同层，判断压裂改造后具有产能，试油日产油0．038t，不含水，压裂后日产油最高为8．54t，含水率为26．5%，累计产油量为87．178t，累计产水量为149．04m3，创造了该油区砂岩储层获得工业油流最大埋深井。

图9 Y185井储层有效性评价成果图

4 结 论

（1）致密砂岩储层孔隙结构对产能特征具有决定性的作用，通过数字岩心技术和实验资料相结合能够很好地描述储层孔隙结构特征参数对渗流规律的影响。

（2）在对储层宏观和微观特征进行全面描述的基础上，通过对影响储层产能的各种因素进行相关分析优选产能主控因素，通过主成分分析等统计学方法能够直观有效地进行储层有效性分类评价。

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