深层致密砂岩气藏有效储层的分类评价方法

赵 军 ，吴博深，武延亮，陈伟中，赵新建

1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都610500

2.陕西延长石油集团有限责任公司采气一厂，陕西 延安716000

3.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒841000

引言

近年来，深层、超深层致密气藏已成为中国油气勘探的热点领域。目前，针对超深层致密气藏有效储层的识别主要基于孔渗参数、孔隙结构参数等宏、微观物性参数，并结合试油和生产数据评价储层有效性[1-4]。

姚军朋等[5]采用K-means 聚类方法，优选矿物组分、孔渗参数、孔隙结构参数和束缚水饱和度作为储层分类评价的敏感参数，将储层有效性分为4 大类，建立了储层有效性的分类评价模式。陈国军[6]针对准噶尔盆地准平地泉组致密储层，采用核磁T2谱构建伪毛管曲线并计算孔隙结构参数，据此优选敏感参数，结合测试产能建立了储层评价标准。闫建平等[7]利用核磁资料建立了T2谱与孔隙结构类型的对应关系，进而利用核磁共振测井识别孔隙结构类型，为致密低渗储层的有效识别提供的了依据。郝以岭等[8]提出了基于核磁测井的渗透率计算模型，并在此基础上建立储层的分类标准和有效性评价方法。唐军等[9]利用斯通利波渗透率、反射系数对塔里木盆地致密砂岩储层的有效性进行了分析，确立了研究区致密气藏的分类划分方法。除此之外，肖承文等[10]还从影响储层致密性的力学机制出发，分析储层有效性与有效应力和水平应力的关系，提出了利用水平地应力差和有效应力比等岩石力学参数评价储层有效性的方法。

这些方法确定的有效储层分类标准都是在大量统计的基础上得出的，需要有大量代表性的岩芯分析数据为前提，同时，确定的下限和标准往往是固定不变的。

上述方法都未考虑处于不同埋深条件下的储层的成岩演化及油气充注成藏条件的差异而引起的有效储层分类标准的不同。而根据油气运移成藏机制，在一定埋深条件下，只有当油气的驱替力（浮力）大于储层的临界毛管压力的时候，油气才能充注到储层中去。随着埋深的变化，储层的临界毛管压力也是变化的，因此，油气充注成藏的有效储层界限也是变化的[11-22]。根据这一思想，本文通过油气成藏过程中毛管压力对油气成藏的控制作用，分析储层与相邻泥岩孔喉半径的大小及其比值，评价致密储层与相邻泥岩之间毛管压力的差异性及其与储层产能之间的关系，利用反映毛管压力差异性的孔喉比参数及其与产能的匹配关系，建立致密砂岩有效储层的判别标准，以此指导克拉苏西部深层气藏“甜点”储层的目标优选。

1 区域地质背景

克拉苏西部地区位于天山南麓与塔北隆起之间，库车拗陷克拉苏构造带西端，是一个以中、新生界沉积为主的前陆盆地，其主要目的层位于白垩系（图1）。

图1 研究工区区域构造图Fig.1 Regional structure diagram of the study area

该研究区气藏埋深普遍超过6 000 m，受埋深、多期构造、成岩等因素的影响，白垩系巴什基奇克组砂岩段岩芯孔隙度最小0.90%，最大11.63%，平均约为4.26%，其中，孔隙度大于8.00% 的样品仅占总体的8.15%（图2a）；渗透率最小0.001 mD，最大27.500 mD，平均约为0.436 mD，渗透率大于1.000 mD 的样品仅占总体的6.82%（图2b），属于典型的深层致密砂岩储层。

图2 研究区目的层段物性分布直方图Fig.2 Histogram of physical property distribution in the target interval of the study area

对此类致密砂岩储层中有效储层的识别与分类是油气勘探的关键。

2 砂泥孔喉比的确定

相邻岩层之间由于岩石孔喉喉道半径之间的差异性，导致两者之间存毛管压力差，孔喉半径之间的差异性越大，毛管压力差就表现得越明显，油气通过的能力就越小[23-25]。因此，储盖之间毛管压力差是衡量聚集油气及储层有效性的基本条件。

由油层物理可知，岩石的毛管压力通常与两相之间的界面张力和接触角以及喉道半径密切相关，由毛管压力理论可推得毛管压力计算公式为

式中：pc—毛管压力，MPa；

σ—表面张力，N/m；

r—孔喉半径，µm；

θ—接触角，（°）。

对于相邻的砂泥岩地层，由于σ 和θ 大致相同，根据毛管压力公式，它们毛管压力的比值只与各自的孔喉半径有关，即

式中：

pcsh—泥岩的毛管压力，MPa；

pcsd—砂岩的毛管压力，MPa；

rsd—砂岩的孔喉半径，µm；

rsh—泥岩的孔喉半径，µm。

因此，砂岩与泥岩的毛管压力比值就可以转换为两者的孔喉半径比值。砂泥岩孔喉半径比值越大，砂岩中越容易聚集油气。

根据研究区储层86 块压汞资料分析表明，砂岩的孔喉半径与孔隙度相关性较好（图3），利用压汞数据拟合得到砂岩孔喉半径与孔隙度之间关系为

图3 砂岩孔隙度与孔喉半径关系图Fig.3 Diagram of porosity and radius of pore throat of sandstone

式中：

ϕ—砂岩的孔隙度，%。

对于泥岩层段在正常压实条件下有效应力与深度具有较好的相关性（图4），利用研究区泥岩段的现场有效应力测试数据，建立了泥岩的有效应力与深度的经验公式如下

图4 泥岩段有效应力与深度的关系图Fig.4 Diagram of effective stress and depth in mudstone section

式中：

pe—泥岩的有效应力，MPa；

H—深度，m。

岩石的压实作用改变了地层的有效应力，导致岩石孔喉直径减小，孔隙之间连通程度变坏，储层的孔、渗变差。因此，有效应力对岩石的孔喉半径的大小有较大的影响。根据研究区3 口井15 个泥岩的压汞资料，首先，利用公式（4）计算其对应深度的有效应力，然后，与压汞资料的孔喉半径拟合，如图5 所示，得到如下公式

图5 泥岩有效应力与孔喉半径关系图Fig.5 Diagram of effective stress of mudstone and radius of pore throat

利用砂岩和泥岩的孔喉半径计算公式，分别计算研究区目的层段砂岩及上部邻近泥岩的孔喉半径，将目标层段所有经试气证实的有效储层和干层的孔喉半径比值与相应深度做散点图，如图6 所示，根据干层点与有效储层点在图中的分布，可以确定出研究区干层与有效储层的分布范围，图中干层与有效储层之间存在着一条明显的界限，该界限值随深度的增加而缓慢增加。

图6 砂泥孔喉半径比与埋深的关系Fig.6 Relationship between hole throat radius ratio and buried depth

根据该界限值随深度的变化关系，拟合得出储、干层的孔喉半径比界限值随埋深变化的关系式

同时，对图6 中比值最大值的包络线进行回归拟合，可得最大孔喉半径比值随深度变化的关系式

为了定量地表征孔喉半径比值界限值与最大值之间的有效储层储渗性能的好坏，建立孔喉半径比值指数RI

式中：RPTc—孔喉半径比界限值；

—最大孔喉半径比值；

RI—孔喉半径比值指数；

RPT—任意深度点的孔喉半径比值。

RI值越小，表示盖储层孔喉比值越小，说明同深度下储层的喉道半径越大，因而，储层的物性越好。不同类型的储层RI值分布范围不同，因此，可以用RI值来划分不同类型的有效储层。

3 基于RI值的储层分类标准

为了将有效储层合理、客观地进行分类，考虑以储层产气量指标为有效储层分类划分依据，根据产气量的大小，按产气量的相似程度将其划分为几大类，最终形成一个可行的分类系统，并用谱图的方式直观地展示出来。聚类图能够较好地把各元素之间的相似性和分类呈现出来，并通过聚类分析，可定量计算各元素之间的相似程度，从而为储层分类提供良好的依据。

具体方法是：先将n个样品归为一类，计算n个样品之间的相似测度，同时合并最小测度的两个样品为一类，再根据一定的聚类法则计算这个类和其余样品之间的测度，重复上述过程，并始终使并类的测度在系统中保持最小，直到所有样品都实现了并类。通过上述相似性聚类过程，可将聚类成果以谱图的形式绘制出来。

聚合归类时一般应遵循以下原则：（1）数据准备，所使用数据如果存在量级或单位上的差异，必须对数据进行处理和换算，确保聚类数据的均衡性；（2）计算各样品之间的相似测度，将测度最小的两个样品合并成一类；（3）计算类间的距离，根据距离大小合并最小的类，重复并类直到所有类归为一类截止；（4）聚类图的绘制，根据不同的聚类规则，得出不同的聚类图。根据上述思想，将日产气量，气层层厚等相关参数，作为聚类分析的因变量，采用系统聚类的方法，对研究区42 个井层的试气产量数据进行逐级归类，将储层划分为4 个等级（图7）。

图7 研究区储层产量聚类分析等级划分树状图Fig.7 Classification tree of cluster analysis in the study area

根据聚类分析结果，可将研究区储层分为如下4 类：I 类储层单井日产气大于50.0×104m3，II 类储层日产气（10.0∼50.0）×104m3，III 类储层日产气（0.5∼10.0）×104m3，IV 类储层日产气小于0.5×104m3，将I∼III 类划为有效储层，IV 类为干层。利用聚类方法将储层按试气产量划分4 类之后，再根据建立的散点图计算出不同类型储层的孔喉半径比值指数RI，将I∼III 类有效储层的RI值做频率直方图，如图8 所示。图中3 种类型储层随RI值依次排列，随RI值增大，储层类型依次从III类变化到I 类。

图8 不同储层类型的孔喉半径比值指数分布图Fig.8 Distribution of capillary ratio index for different reservoir types

为了合理地确定不同类型之间的界限，根据统计学思想，当两个数据类的概率分布有相互重叠时，则分区这两类的界限应该定在两类丢失概率之和最小的位置，此时，该位置正好位于两类概率分布曲线的交会处。按照这一思想，根据图中3 种类型储层RI值的频率分布曲线的交点确定了各类储层的RI界限值。据此，克拉苏西部地区白垩系巴什基奇克组储层分类综合评价指标如表1 所示。

表1 研究区目的层段储层分类综合评价指标统计表Tab.1 Reservoir classification comprehensive evaluation indexes of target interval in the study area

研究区致密砂岩储集层的分类评价指标：I 类储层，(0.110,1.000]；II 类储层，(0.015,0.110]；III 类储层，(0,0.015]；IV 类储层，RI<0。

4 实际应用及效果检验

利用上述方法对研究区X304 井6 872∼7 001 m井段资料进行了计算和处理，并按表1 所确定的分类标准对该井段地层进行了储层类型划分，共划分出储层34个，其中，I 类层10 个、II 类层15 个、III类层2 个、IV 类层7 个（图9）。

图9 研究区目的层段X304 井储盖组合识别储层类型成果图Fig.9 Reservoir type identification of Well X304 in the study area

根据划分结果，该段储层以I、II 类储层为主，含少量的III 类储层和干层。整体上，储层品质较好。

该井6 873∼6 991 m 进行了测试求产，日产油4.52 m3，日产气23.23×104m3，试气结论为气层。按照试气产量，该层应该划分为II 类储层。综合对比认为，RI分类结果与测试分类结果基本吻合。说明该储层分类方法和标准能够有效地指导研究区有效储层类型的划分。

5 结论

（1）通常利用常规物性参数难以准确识别与划分致密砂岩的有效储层，采用基于油气充注成藏理论的孔喉半径比值法能很好地反映有效储层界限随深度变化的趋势，克服了常规物性下限值不变所带来的局限性。

（2）研究区深层有效储层孔喉半径比值的界限值与埋深具有较好的相关性，随埋深的增加呈指数规律缓慢增大。表明有效储层的界限值并非固定不变的，会随着压实程度和后期改造等因素而变化。

（3）利用孔喉半径比值指数RI可有效划分储层品质。对研究区测试产量定量分类的基础上，建立了RI值的有效储层分类标准，并将有效储层划分为I、II、III 类。实际应用表明，克拉苏西部深层有效储层以I、II 类为主，III 类储层相对较少。