基于孔隙结构综合评价指数的致密砂岩储层分类方法

周丽艳，罗少成，林伟川，单沙沙，周妍，马丽

（1.中国石油集团测井有限公司地质研究院，陕西 西安 710077；2.中国石油天然气有限公司测井重点实验室，陕西 西安 710077）

0 引 言

随着油田勘探开发的深入，致密砂岩储层已成为非常规油气勘探的热点。但此类储层孔隙度、渗透率低，非均质性强，具有复杂的微观孔隙结构，导致储层品质差异、油气采出差异大，严重影响勘探效益。储集岩的孔隙结构直接影响储层的渗流与储集能力，对储层的宏观物性、电性、产液类型及油气产能均有影响，因此，研究致密砂岩储层的孔隙结构并对储层进行合理的分类评价至关重要[1-2]。彭阳地区长8致密砂岩储层非均质性强、孔隙结构复杂，单井产油量变化大，油水层电性特征不明显，油水分异程度低，故开展该地区孔隙结构评价、明确储层类型，以提高油气水流体识别效率。

高压压汞实验能有效表征储层的孔隙结构，通过毛细管压力曲线可提取大量的孔隙结构信息。在利用压汞和核磁共振表征岩石微观孔隙结构特征方面，前人做了大量的理论研究工作。本文在此基础上，结合岩心实验数据与核磁共振测井数据，采用地质混合经验分布用矩法确定的压汞特征参数，构建了研究区孔隙结构综合评价指数，并结合储层品质因子进行储层分类[3-4]。利用核磁共振测井T2几何均值（T2gm）实现压汞特征参数的连续计算，最终确定储层类型。

1 区域地质概况

彭阳地区处于鄂尔多斯盆地西南缘，地处宁夏、甘肃交界处，地形十分复杂，起伏高差大，构造单元横跨西缘断褶带南段和天环坳陷西斜坡[5]。长8油藏属三角洲平原沉积环境，沉积砂体沿南西-北东方向连片分布，砂体发育稳定，砂体厚度大。结合研究区沉积、砂体特征，将长8储层细分为长、长和长82这3个小层，其中长砂体局部发育，长砂体分布稳定，主力层位为长储层。

根据薄片资料分析，长8储层岩石类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，砂岩颗粒组分以长石、石英为主；岩屑含量主要为火成岩、变质砂岩和少量沉积岩，粒度细，以中粒砂岩和细砂岩为主；岩石颗粒以次棱为主，磨圆度差，分选中等偏好；胶结类型以孔隙型、薄膜型、孔隙-薄膜型为主。根据岩石物性分析样品统计，孔隙度主要分布在8%～25%，平均值为15.51%；渗透率分布在0.10 ～100.00 mD** 非法定计量单位，1 mD=9.87×10-4 μm2，下同，平均值为5.07 mD。该储层为低孔隙度、低渗透率致密砂岩储层，储层非均质性强，渗透率级差大。

2 孔隙结构定量评价

2.1 基于压汞表征微观孔隙结构的储层分类

2.1.1 孔隙结构类型

彭阳地区长8储层孔隙类型以粒间孔为主，长石溶孔、粒间溶孔次之，孔径主要分布在20 ～60 μm。通过对彭阳地区长8储层56块岩样进行高压压汞实验，分析其毛细管压力曲线的形态及用于表征孔喉大小、分选、连通性等参数。

压汞参数的计算方法通常分为2种：①认为孔隙喉道大小的频率分布是对称的，通过正态概率曲线用图解法求取特征值；②认为储层的孔喉分布是在成岩及构造应力作用过程中多种成因作用后的结合，通过地质混合经验分布用矩法求取特征值。通过调研相关资料，认为砂岩和碳酸盐岩储层的孔喉分布并不属于正态分布；同时，用图解法确定的特征参数只具有一定的对比性。在统计学上使用地质混合经验分布的数字特征表征储层的孔喉分布，包括了所有百分位数的特征，与实际情况相符[3]。因此，对56块岩样采用地质混合经验分布用矩法求取压汞参数特征值。通过压汞特征参数将储层划分为Ⅰ类中孔细喉型、Ⅱ类小孔细喉型、Ⅲ类小孔微喉型这3大类（见图1、表1），长8储层类型以中孔细喉型和小孔细喉型为主。

表1 长8 孔隙结构分类标准

图1 彭阳长8储层毛细管压力曲线

2.1.2 Ⅰ类储层

Ⅰ类储层为中孔细喉型储层。压汞曲线起始段较短，中间平直段位置较低，曲线尾部相对偏左；排驱压力值低，平均值为0.19 MPa；中值半径范围为0.100 ～0.360 μm，平均值为0.236 μm；喉道分选系数大，平均值为1.31；最大进汞饱和度为89.49%；孔喉半径主要分布于0.400 ～10.000 μm，孔喉半径值较大，峰值在粗孔喉处；渗透率贡献半径的峰位与粗孔喉的峰位对应较好，说明渗透率主要受粗孔喉影响[6]。Ⅰ类储层物性相对较好，孔隙度平均值为19.94%，渗透率平均值为16.43 mD，属于高孔隙度、低渗透率储层；储层孔喉分布比较集中，孔喉半径大，分选好。Ⅰ类储层在研究区油层比例大，占含油层位的60%，日产油量为1.6 ～21.2 t，为自然产能储层（见表1）。

2.1.3 Ⅱ类储层

Ⅱ类储层为小孔细喉型储层。压汞曲线的起始段较短，平直段长度中等，位置较低，曲线尾部处在中间偏右位置；排驱压力值较低，平均值为0.52 MPa；中值半径平均值为0.169 μm；分选系数较小，平均值为0.39；最大进汞饱和度为88.68%；孔喉半径相对较大，主要分布在0.016 ～2.500 μm，峰值与粗孔喉对应较好，呈单峰分布；渗透率贡献半径峰位与孔喉半径峰位对应较好，峰值处在偏粗孔喉，呈双峰分布。Ⅱ类储层物性中等，平均孔隙度为16.43%，平均渗透率为1.79 mD，属于低孔隙度、低渗透率储层；储层孔喉半径中等，分选中等，孔喉分布集中程度中等，连通性中等偏差。Ⅱ类储层日产油量为油花～4.5 t，需压裂改造。

2.1.4 Ⅲ类储层

Ⅲ类储层为小孔微喉型储层。压汞曲线的起始段明显较长，平直段明显较短，位置较偏上，曲线尾部明显偏右；排驱压力值高，平均值为1.44 MPa；中值半径平均值为0.050 μm；最大进汞饱和度为86.49%；孔喉半径小，主要分布在0.002 ～0.630 μm，峰值在细孔喉处，呈单峰或双峰分布，分选差；渗透率贡献半径峰位与粗孔喉半径峰位对应好，峰值呈偏细孔喉，单峰分布。Ⅲ类储层物性较差，平均孔隙度为11.34%，平均渗透率为0.30 mD，属于低孔隙度、特低渗透率储层；储层孔喉分布集中程度较差，孔喉半径较小，分选差，连通性较差。Ⅲ类储层无产能层，通常为干层、低产液层。

2.2 基于核磁共振区间孔隙分量的储层分类

高压压汞实验能较好地表征储层微观孔隙结构，但是不能应用于实际生产。徐风等[7]提出利用压汞实验求得孔喉分布标定核磁共振谱孔隙分量的方法，万金彬等[8]提出基于岩心核磁共振T2谱评价孔隙结构类型的方法。岩样饱含水时，其核磁共振T2谱的每一个分量与孔隙度的大小成正比，定义S1、S2、S3分别为微孔喉分布区间面积的小尺寸孔隙分量、细孔喉分布区间面积的中尺寸孔隙分量、较细及粗孔喉分布区间面积的大尺寸孔隙分量。S2、S3越大，岩石的孔隙结构越好。通过压汞实验进行标定，研究区长8储层孔喉半径以1、5 µm为标准刻度核磁共振T2谱，求得S1、S2、S3之间弛豫时间界限为10、100 ms，即T2谱小于10 ms时为S1，T2谱在10 ～100 ms时为S2，T2谱大于100 ms时为S3。

基于孔隙结构及核磁共振三孔隙度组分特征，对30块核磁共振实验岩样T2谱进行分类（见表2、图 2），可以分为3类。Ⅰ类以单峰分布为主，主峰陡、分布范围窄，核磁共振总孔隙度大于17%；Ⅱ类以单峰分布为主，主峰形态平缓、分布范围宽，核磁共振总孔隙度为12%～18%；Ⅲ类以单峰分布为主，少数双峰且第2峰值远小于第1峰值，核磁共振总孔隙度小于12%。

图2 不同类型储层T2谱分布图

表2 三孔隙度组分分类标准

2.3 基于压汞特征与核磁共振T2谱的储层分类一致性分析

根据压汞特征和岩心核磁共振T2谱对储层进行划分并确定储层类别，与对应的铸体薄片对比，发现这2种储层划分标准的一致性较好。如图3所示，从岩样对应的薄片上可明显看出：Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层孔隙结构逐渐变差，储层类型由好逐渐变差。Ⅰ类储层样品压汞和核磁共振T2谱曲线表现为单峰粗孔喉型特征，储层物性相对较好，薄片孔隙类型以粒间孔为主；Ⅱ类储层样品压汞和核磁共振T2谱曲线呈双峰偏细孔喉型特征，储层物性中等，薄片孔隙类型以溶孔、粒间孔为主；Ⅲ类储层样品压汞和核磁共振T2谱曲线呈单峰细孔喉型特征，储层物性较差，薄片孔隙类型以溶孔为主。

图3 彭阳地区长8不同类型储层压汞、铸体薄片及核磁共振T2谱响应特征描述

3 孔隙结构参数的定量表征

3.1 基于核磁共振T2几何均值的孔隙结构参数定量表征

基于核磁共振T2谱分布与压汞曲线得到的孔喉半径分布都能反映储层的孔隙结构，其研究结果具有一致性[9-12]。可由核磁共振T2谱验证或替代压汞法得到岩石孔隙结构，这为只有核磁共振测井曲线、缺乏岩心孔隙结构分析资料的地层孔隙结构评价提供途径。通过毛细管压力曲线得到的孔隙结构参数与岩心核磁共振的T2几何均值（T2gm）进行拟合，得到研究区排驱压力、饱和度中值压力、孔喉半径均值、分选系数等压汞参数的定量计算模型，其模型相关性达0.9以上（见图4）。

图4 T2几何均值与压汞特征参数关系图

3.2 排驱压力与T2几何均值的关系

排驱压力（pd）对应岩样最大连通孔喉的毛细管压力，通常孔隙度高、渗透性好的样品，其排驱压力值低。排驱压力不仅反映岩石的孔隙结构特征，也反映岩石的渗透性和储集性。从图 4 （a）可见，排驱压力与T2gm呈负指数关系，即随T2gm增大排驱压力减小。

3.3 饱和度中值压力与T2几何均值的关系

饱和度中值压力（p50）是指非润湿相的饱和度为50%时对应的毛细管压力，反映孔隙中存在油、水两相时油的产能。排驱压力越高的样品，其饱和度中值压力也越高。p50值反映岩样的孔隙度、渗透率及与之相应的油水流动能力，饱和度中值压力值越大，说明岩石越致密，产油能力越弱；饱和度中值压力值越小，说明岩石对油的渗流能力越好，具有较高的生产能力。从图 4 （b）可见，饱和度中值压力与T2gm呈负幂函数关系，即随着T2gm增大饱和度中值压力减小。

3.4 孔喉半径均值与T2几何均值的关系

孔喉半径均值（X）是表征岩石孔隙平均孔喉的参数。数值越大，说明岩石孔隙结构越好，反之则越差。从图 4（ c）可见，X与T2gm呈正指数关系，即随着T2gm增大，孔喉半径均值也相应增大。

3.5 分选系数与T2几何均值的关系

分选系数（σ）为表示沉积物粒度分选程度的参数，反映孔隙喉道分布的集中程度。分选系数在孔隙中的应用是表征孔喉的分选程度，其值越小，孔隙分布越均匀，反之则越差。从图 4 （d）可见，随T2gm增大，分选系数呈递增趋势，表明大孔喉占比增加。

4 基于孔隙结构综合评价指数的储层分类标准

核磁共振测井能很好地反映储集岩的孔隙结构，利用核磁共振测井资料可以得到孔隙结构参数。孔隙结构特征参数较多，饱和度中值压力、排驱压力反映孔喉渗流能力，孔喉半径均值表征岩石孔喉大小，分选系数表征岩石孔喉分选特性。通过各参数与储层质量分析发现，储层品质因子RQI[见式（1）]、孔喉半径均值、分选系数与储层品质成正比关系，即储层品质越好其值越大；排驱压力、饱和度中值压力与储层品质成反比关系，即储层品质越好其数值越小。因此，孔隙结构参数可作为储层分类的依据。储层孔隙结构主要反映储层的渗透性，要实现储层品质的准确评价，还需考虑孔隙空间的大小。综合以上敏感参数，构建储层有效性的孔隙结构综合评价指数δ[见式（2）]作为储层分类的依据。

式中，K为储层渗透率，mD；ϕ为储层有效孔隙度，%，反映储层孔隙性；σ为分选系数，无量纲；X为孔喉半径均值，μm；pd为排驱压力，MPa；σ×X/pd反映储层渗透性。

基于研究区储层有效性孔隙结构综合评价指数，结合储层品质因子，建立了储层分类图版及分类标准[13-15]（见图5和表3）。

图5 孔隙结构综合评价指数与储层品质因子的储层分类图版

表3 孔隙结构综合评价指数与储层品质因子的储层分类标准

5 应用实例

图6为M井核磁共振测井储层分类处理成果图。其中第9道为核磁共振标准T2谱，第10道为孔隙结构综合评价指数，第11道为储层品质因子，第13道为储层类型，充填红色表示Ⅰ类储层、充填蓝色表示Ⅱ类储层。从第7道、第8道看出，储层在2 391.0 ～2 396.6 m和2 397.8 ～2 411.0 m井段，孔隙度、渗透率值较高，孔隙度平均值为18.97%，渗透率平均值为18.74 mD。根据研究区建立的模型计算得到饱和度中值压力、排驱压力、孔喉半径均值和分选系数，其值与岩心分析值相对误差小于5%，可见计算结果真实可用。从第10道和第11道可看出，计算的孔隙结构综合评价指数和储层品质因子与岩心分析结果吻合较好。根据孔隙度和渗透率特征，压汞特征参数和建立的综合参数确定的储层分类标准，判定2 391.0 ～2 396.6 m，2 397.8 ～2 411.0 m井段为Ⅰ类储层。该井在2 392.0 ～2 394.0 m试油，日产油8.61 t，无水产出；在2 398.0 ～2 402.0 m试油，日产油25.2 t，获高产油流，无水产出。这2层试油结论均为油层，试油段均为Ⅰ类储层，储层类型判断结论与试油获高产层结论吻合。由此可见，通过构建的孔隙结构综合评价指数，可实现连续定量化的储层孔隙结构评价，有效提高致密储集层的识别。

图6 核磁共振测井储层分类成果图

6 结 论

（1）研究区长8储层基于高压压汞毛细管压力曲线形态及核磁共振区间孔隙分量储层划分标准的一致性较好。将储层划分为3类，Ⅰ类为中孔细喉型储层，Ⅱ类为小孔细喉型储层，Ⅲ类为小孔微喉型储层。

（2）核磁共振测井可实现孔隙结构综合评价指数的连续计算，基于孔隙结构综合评价指数的储层精细评价认为，研究区Ⅰ类储层为自然高产区，Ⅱ类储层为需压裂改造层，Ⅲ类储层为干层、低产层。

（3）基于孔隙结构综合评价指数的储层精细评价为流体识别提供了基础，该方法可以很好地指导优选试油层段，快速判别储集层类型。随着勘探开发的扩大，该方法能更好地指导致密储层的开发。