储层孔隙度－渗透率关系曲线中的截止孔隙度与储层质量

黄思静 郎咸国 兰叶芳 魏文文

储层质量的评价参数很多，孔隙度、渗透率、孔隙构成（不同类型孔隙的相对含量）与孔隙结构是人们最常用的参数［1，2］。有些参数的数据量很大，而且很容易获得，如孔隙度和渗透率，在油田尺度范围，从岩心分析测试获得的样品经常可以超过106当量级，因而成为人们最常用和最可靠的储层质量评价参数；但具有相同或类似孔隙度的样品也可以具有不同的储层质量，这可以通过渗透率，尤其是孔隙结构参数或孔隙构成来进行评估。可是，孔隙结构参数或孔隙构成资料的获取相对困难，前者需要相对复杂的压汞分析，后者则需要有经验的岩矿工作者进行薄片分析或薄片图像分析。然而，一些对储层质量存在实质性影响的岩石矿物学、岩石学或结构特征很难在评价过程中通过孔隙度、渗透率和孔隙构成等方面的参数来进行定量评估，如早期的以孔隙衬里方式存在的胶结物，它们对岩石孔隙度的影响很小的前提下提高岩石的抗压实能力和降低化学成岩作用的强度［3－5］，因而被认为是重要的保持性成岩作用；但这些胶结物是如何定量影响岩石孔隙结构和储层质量的，有关的定量评价参数仍然难以表达。

实际上，储集岩的孔隙结构参数和孔隙构成会反映在孔隙度－渗透率关系上，因而岩石的孔隙度－渗透率关系可以成为我们进行储层质量评价的一个有用的指标，这对于确定不同尺度（如盆地尺度、油田尺度或生产开发尺度等）孔隙度下限值和进行储量计算很有帮助。

人们研究孔隙度－渗透率关系的主要目的经常是为了通过孔隙度预测渗透率，大多数钻井的岩心孔隙度往往是不完整的和不连续的，而一个钻井连续的孔隙度可以通过测井方法获得；但除了像核磁共振［6］等少数方法以外，渗透率的获取非常困难，或只能获得精度很差的渗透率。因此，人们通常的做法是通过岩心分析建立孔隙度－渗透率的关系，然后在没有岩心的地方使用孔隙度测井并从岩心的孔隙度－渗透率的关系估计渗透率。然而，人们已逐渐注意到，无论是碳酸盐岩还是碎屑岩储集岩，孔隙度－渗透率的关系是岩石结构（杂基含量、碎屑的粒度和分选性）、自生矿物构成和孔隙构成的反映，并可以作为储层质量的表征。尽管如此，有关的研究并不多见，国内较早的实例如黄思静等（2004）对鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组砂岩孔隙成因对孔隙度－渗透率关系的研究，作者注意到延长组不同油层组的砂岩具有不同的孔隙度－渗透率关系，要获取相同渗透率所需要的孔隙度值是不同的［7］；在碳酸盐储层领域内的重要研究成果是Lønøy（2006）发表在AAPG上的论文，他总结6种碳酸盐孔隙类型的18种孔隙度－渗透率关系，给碳酸盐地层烃类储量计算研究提供了重要的基础资料［8］；新近的成果还有兰叶芳等（2011）关于鄂尔多斯盆地陇东地区自生绿泥石对砂岩储层孔隙度－渗透率关系影响的研究，该结果首次用孔隙度－渗透率关系的研究方法评价了作为孔隙衬里的早期胶结物对储层质量的影响［9］。本文试图在总结前人在该领域研究成果的基础上，结合国内外有关研究实例，对用孔隙度－渗透率关系及相应的截止孔隙度评价储层质量的一些具体方法进行讨论。

1 孔隙度－渗透率关系评价储层质量的参数选择与获取方法

由于传统的储层孔隙度－渗透率关系研究的目的是通过岩心分析建立的孔隙度－渗透率的关系（这是通过渗透率对孔隙度的回归），以便从孔隙度（测井孔隙度）估计渗透率，因而在孔隙度－渗透率投点图中，通常将X轴定义为孔隙度，而将Y轴定义为渗透率。但在利用孔隙度－渗透率关系研究储层质量时，为了求取有关的评价参数，应该将孔隙度对渗透率回归，因而应将渗透率定义为X轴，而将孔隙度定义为Y轴。这是因为我们要求取的与储层质量有关的参数是要获取相同渗透率所需要的孔隙度值，人们关心的是孔隙度而不是渗透率。

通过孔隙度－渗透率关系来评价储层质量的参数是特征渗透率对应的孔隙度值，黄思静等（2004）将其称为要获得相同渗透率所需要的孔隙度值［6］。Lønøy（2006）在对具有不同孔隙类型的碳酸盐储层孔隙度－渗透率关系的研究中用“porosity cutoff”来定义该孔隙度值，认为该孔隙度值被用来排除那些没有足够渗透性使流体流动的孔隙［7］。本文建议将该孔隙度值称为截止孔隙度（或孔隙度截止值），其定义为，由储层孔隙度－渗透率关系曲线确定的要获得某一特征渗透率所需要的孔隙度临界值，当孔隙度小于该临界值时，储层将不具有所给定的特征渗透率。可以认为该孔隙度值代表了与该特定渗透率对应的流体流动的截止，同时该数值所代表的是那些需要排除的对于所给渗透率来说是没有足够渗透性的孔隙度。显然，该数值越小，某一给定的特征渗透率对应的孔隙度越小，需要排除的孔隙度越少，孔隙度截止值越低，储层质量越好。特征渗透率可以包括0.01×10－3μm2、0.1×10－3μm2、1×10－3μm2和10×10－3μm2等数值，其中往往有一个是某一特定储层的渗透率下限，如鄂尔多斯盆地陇东地区延长组砂岩的该数值可能大致在0.1×10－3μm2。该数值由具体储层的众多特征（储层物性、孔隙结构、岩石结构和成分等）以及开发的经济性决定。

2 与截止孔隙度有关的应用实例

2.1 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组不同油层组的截止孔隙度

陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南部，延长组是以河流和湖泊相为主的陆源碎屑沉积，底部与中三叠统纸坊组呈不整合接触（平行不整合），顶部在印支期暴露时间间隔中受到不同程度的剥蚀，与侏罗系延安组或富县组呈不整合接触（平行不整合）［10］。

延长组是鄂尔多斯盆地陇东地区重要的石油储层与产层，由10个油层组构成，从上往下依次为长1～长10。在10个油层组中，长7油层组是最为重要的烃源层，长4＋5和长9是次要烃源层。各油层组均可作为储层。10个油层组砂岩具有不同的孔隙度－渗透率关系（表1、图1、图2）。孔隙度－渗透率关系尤其表现在0.1×10－3μm2渗透率所对应的孔隙度上，即0.1×10－3μm2渗透率的截止孔隙度。0.1×10－3μm2渗透率可能大致是与目前鄂尔多斯盆地陇东地区产、储层状况及相应的开发的经济性相适应的用以计算储量的渗透率下限值。我们尤其关心的是相应的孔隙度下限值是多少。表1和图2表明：长1～长4＋5等上部油层组的截止孔隙度应该在11%左右，长8及其以下地层应该在8%左右，而长6和长7油层组大致在8%～10%之间。各油层组与0.1×10－3μm2渗透率对应的截止孔隙度应该就是用以计算储量的孔隙度下限值。

控制鄂尔多斯盆地陇东地区延长组不同油层组砂岩的孔隙度－渗透率关系和截止孔隙度的因素很多，但有2个因素是最为主要的并且是我们需要重点讨论的。第一个因素是砂岩孔隙的构成。已有的研究表明，由于印支期暴露时间间隔中大气淡水对长石等铝硅酸盐的溶解作用，从近不整合面附近的上部油层组向下，次生孔隙（主要由长石溶孔、岩屑溶孔和高岭石晶间孔构成）是减少的（与之相应的碎屑长石减少，代表长石溶解的自生高岭石和自生石英增加），因而上部油层组砂岩的孔隙度较高，但次生孔隙较多，下部油层组孔隙度较低，但原生孔隙较多［11］。次生孔隙的这种形成方式显著控制了陇东地区砂岩物性的纵向变化特征的同时，也控制了砂岩的孔隙构成方式以及孔隙度－渗透率关系和相应的截止孔隙度。第二个因素是砂岩的岩石学与矿物学特征，如岩石结构（杂基含量、碎屑的粒度和分选性）和自生矿物构成（尤其是以孔隙衬里方式存在的自生绿泥石的含量），一些油层组（如长6）虽然主要由原生孔隙构成，但砂岩粒度较细，分选较差，杂基含量较高，并有一定数量的以孔隙衬里方式存在的自生绿泥石（其对储层质量和截止孔隙度的影响后面作具体讨论），因而其截止孔隙度仍然偏高。从0.1×10－3μm2渗透率对应的截止孔隙度来说，陇东地区长8油层组的储层质量较好，截止孔隙度较小，需要排除的连通性较差的孔隙较少，用以计算储量的孔隙度下限值较低；而长2等上部油层组储层质量相对较差，截止孔隙度较大，需要排除的连通性较差的孔隙较多，用以计算储量的孔隙度下限值较高。当然，不同的渗透率区间（如更小的0.01×10－3μm2渗透率和更大的1×10－3μm2以及10×10－3μm2渗透率）的截止孔隙度是不一样的，这同样受孔隙构成及岩石的结构和成分等特征控制，但0.1×10－3μm2渗透率对于鄂尔多斯盆地陇东地区延长组储层来说应该是一个关键值，因而对应的截止孔隙度也是最为重要的。

表1 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组（长1～长10油层组）储层砂岩的孔隙度－渗透率方程及不同渗透率所对应的截止孔隙度Table 1 Equations of porosity－permeability and the porosity cutoffs at different permeabilities calculated from the equations of different members of Yanchang sandstone（Chang 1～Chang 10）of Triassic，eastern Gansu，Ordos Basin

图1 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组部分油层组（长1、长8和长10）储层砂岩的孔隙度－渗透率投点图及相应的孔隙度－渗透率方程Fig.1 Porosity－permeability plots and corresponding equations for Members Chang 1，Chang 8and Chang 10 strata of Yanchang sandstone，Triassic，eastern Gansu，Ordos Basin

图2 （A）综合的陇东地区延长组不同油层组储层砂岩的孔隙度－渗透率关系曲线；（B）陇东地区延长组不同油层组（没有包括主要作为烃源层的长4＋5、长7和长9油层组）0.1×10－3μm2渗透率对应的截止孔隙度分布直方图Fig.2 （A）Integrated relation curves of porosity－permeability of Yanchang Formation different oil－bearing formations of Triassic，eastern Gansu，Ordos Basin；（B）The histogram of the permeability of 0.1×10－3μm2corresponding porosity cutoffs of Yanchang Formation different oil－bearing formations（except the hydrocarbon source bed Chang 4＋5，Chang 7and Chang 9oil－bearing formation）of Triassic，eastern Gansu，Ordos Basin

2.2 用截止孔隙度评价以孔隙衬里方式存在的自生绿泥石对储层质量的影响

以孔隙衬里方式存在的自生矿物对埋藏条件下，尤其是深埋藏条件下的储集空间具有保护作用，典型的如砂岩中以孔隙衬里方式存在的自生绿泥石和碳酸盐岩的硬底胶结物，它们往往是深埋藏条件下异常高孔隙度存在的主要机制［3，4，12－17］，因而这类自生矿物的数 量与岩石的孔隙度之间表现为正相关关系［5，18］，并被认为是重要的保持性成岩作用。然而，到目前为止，仍然没有一个很好的办法来定量描述这类储层的质量。显然，对一个特定的油田、区块或地层来说，含量较高的以孔隙衬里方式存在的自生矿物的储层具有较高的孔隙度，由于孔隙度和渗透率之间总体上的正相关关系，因而这些岩石总体上也具有较大的渗透率；但这并不代表以孔隙衬里方式存在的自生绿泥石含量较高的岩石具有较好的储层质量，人们早已从岩石的结构的直观观察中注意到了这些以孔隙衬里方式存在的自生矿物对喉道及渗透率的伤害［19，20］。表2、图3和图4给出了鄂尔多斯盆地陇东地区长8油层组具有不同自生绿泥石含量的砂岩样品的孔隙度、渗透率投点图、孔隙度－渗透率关系方程及由此获得的不同特征渗透率所对应的截止孔隙度，表明在孔隙度变化不大的情况下，当砂岩中以孔隙衬里方式自生绿泥石的含量增加时，0.01×10－3μm2、0.1×1 0－3μm2、1×10－3μm2和10×10－3μm2渗透率对应的截止孔隙度总体上是增加的。以具典型意义的0.1×10－3μm2渗透率为例，当砂岩中自生绿泥石的质量分数从＜2%增加到10%～14%时，0.1×10－3μm2渗透率对应的截止孔隙度从7.2%增加到10.9%，增加了近4%，这意味着在确定用以进行储量计算的渗砂体下限时，当岩石中以孔隙衬里的自生绿泥石含量很低（如质量分数＜2%）时，只要有大致7%的孔隙度就够了；但当自生绿泥石的质量分数增加到10%～14%时，则需要近11%的孔隙度；显然，在孔隙度类似的情况，孔隙衬里自生绿泥石含量越低的样品，储层质量越好。

图3 陇东地区长8油层组具有不同孔隙衬里自生绿泥石含量的砂岩样品的孔隙度－渗透率投点图及相应的孔隙度－渗透率方程Fig.3 Porosity－permeability plots and corresponding equations of sandstone samples with different contents of pore－lining chlorite for Members Chang 8of Yanchang Formation，Triassic，eastern Gansu，Ordos Basin注意这些样品具有类似的孔隙度变化范围

图4 （A）综合的陇东地区长8油层组具不同以孔隙衬里自生绿泥石含量砂岩的孔隙度－渗透率关系曲线；（B）陇东地区长8油层组具不同以孔隙衬里自生绿泥石含量砂岩的0.1×10－3μm2渗透率对应的截止孔隙度分布直方图Fig.4 （A）Porosity－permeability relationship of sandstone samples with different contents of pore－lining chlorites in Member 8of Yanchang Formation，Triassic，eastern Gansu，Ordos Basin；（B）Porosity cutoff distribution histogram at 0.1×10－3μm2 permeability of pore－lining chlorites in Member 8of Yanchang Formation，Triassic，eastern Gansu，Ordos Basin

表2 陇东地区长8油层组具有不同自生绿泥石含量的砂岩样品的孔隙度－渗透率关系方程及不同渗透率所对应的截止孔隙度Table 2 Equations of porosity－permeability and the porosity cutoffs at different permeabilities calculated from the equations of sandstone samples with different contents of authigenic chlorites in Member Chang 8of Yanchang sandstone，Triassic，eastern Gansu，Ordos Basin

我们可以对以孔隙衬里方式存在的胶结物对储层质量的影响作如下解释：虽然以孔隙衬里方式存在的自生矿物是一种早期的胶结物，它们占据的孔隙空间也十分有限，其沉淀可以显著提高岩石的机械强度和抗压实能力（一些自生矿物还具有阻止胶结作用进一步发生的功能），从而改变岩石的孔隙度—深度曲线并使相对深埋藏条件下岩石具有较高的孔隙度；但这是在牺牲了一部分喉道、并降低渗透率的前提下达到保护孔隙的目的的。如果深埋藏条件下孔隙的保存机制不是通过孔隙衬里方式存在的自生矿物来实现的，而是通过刚性颗粒的存在或异常孔隙压力等保持性成岩作用来实现的；或者说，如果岩石中缺乏孔隙衬里的自生矿物，并具有类似的孔隙度，则这些岩石将具有更好的储层质量。兰叶芳等（2011）的研究也表明，在孔隙度变化不大的情况下，随着砂岩中自生绿泥石含量的增加，渗透率降低、排驱压力增加、中值压力增加、对应的喉道半径显著减小、退出效率降低［21］。

2.3 不同孔隙类型的碳酸盐岩的孔隙度－渗透率关系和截止孔隙度

Lønøy（2006）主要根据来自欧洲和中东的经验数据、结合沉积、成岩作用以及与流体流动有关的特征，建立了一个孔隙类型分类体系［7］。该体系包括20种孔隙类型，表3中列出了这20种孔隙类型中的18种碳酸盐岩的孔隙度－渗透率关系和截止孔隙度，这不但使我们经常使用的很多沉积及成岩参数或模式可以作为预测储层质量的关键参数，也使得碳酸盐岩的孔隙度－渗透率关系具有可预测性。因而，我们可以利用岩石结构（如灰泥基质的数量、白云岩的结构）、胶结物的类型（如以孔隙衬里方式存在的自生矿物的数量）和储层孔隙构成（粒间孔、晶间孔、粒内孔、铸模孔、大孔、中孔和微孔等）等各种沉积、成岩因素预测碳酸盐岩的储层质量。

Lønøy（2006）选择的用以求取截止孔隙度的关键渗透率值是1×10－3μm2，而不同于我们前边讨论的鄂尔多斯盆地陇东地区延长组砂岩储层选择的0.1×10－3μm2，这说明不同的研究者对储层质量具有不同的定义。按1×10－3μm2的渗透率典型值，由不同类型孔隙构成的碳酸盐岩的截止孔隙度具有非常大的变化范围，从均一晶间大孔的5.4%，变化至第三系白垩微孔31.3%；因此，如果我们单从孔隙定义储层质量、确定储层的某些边界条件和计算烃类储量，会得出完全不同的结果。Lønøy（2006）报道的一个实例基于一个泥盆系油气田的数据表明，碳酸盐岩孔隙类型的变化所导致油气储量计算结果的差别可以高达百分之几百。

在碳酸盐岩的各种孔隙类型中，晶洞孔隙、粒间孔隙和晶间孔隙的截止孔隙度较小，按1×10－3μm2的渗透率典型值，对应的截止孔隙度平均值都在10%以下（表3，图5、图6）。除晶洞以外，与溶解作用有关的次生孔隙（包括一些主要是原生孔隙的粒内孔）的截止孔隙度较大，1×10－3μm2的渗透率对应的截止孔隙度平均值在13%～16%；灰泥微孔（主要是白垩微孔）具有最大的1×10－3μm2的渗透率对应的截止孔隙度，平均值高达30%（图6）。就孔隙大小而论（表3，注意不同类型的孔隙具有不同的尺寸定义），大孔具有最小的1×10－3μm2的渗透率对应的截止孔隙度平均值，粒间孔和晶间孔分别为7.6%和5.4%；中孔次之；微孔具有最大的1×10－3μm2的渗透率对应的截止孔隙度平均值，粒间孔和晶间孔分别为11.0%和20.1%（图6）。晶洞也是一种尺寸较大的孔隙，黄思静（2010）将其定义为次生溶解成因的、非组构选择性的、相对孤立且形态不规则的较大孔隙（通常情况孔径大于1mm），因而也具有较小的截止孔隙度平均值（图6）。

表3 碳酸盐岩的孔隙分类系统、对应的孔隙度－渗透率方程、决定系数和1×10－3μm2渗透率对应的截止孔隙度Table 3 Carbonate porosity classification system，corresponding porosity－permeability equations，coefficients of determination，porosity cutoffs at 1×10－3μm2 permeability

就孔隙大小而言，大孔对应着较好的储层质量，而微孔对应着较差的储层质量；就孔隙类型而言，粒间孔和晶间孔对应着较好的储层质量，晶间孔较好的储层质量与碳酸盐岩的晶间孔主要为白云石晶间孔有关。另外，在大孔范围内，碳酸盐晶间孔对应岩石的储层质量甚至好于粒间孔（图6－B），这也是很多白云岩具有较好储层质量的原因之一。

3 结论

a.不同类型储层具有不同的孔隙度－渗透率关系曲线，从该曲线中可以获得特征渗透率所对应的截止孔隙度，其表征的是要获得某一特征渗透率所需要的孔隙度临界值，当孔隙度小于该临界值时，储层将不具有所给定的特征渗透率，因而截止孔隙度代表了与该特定渗透率对应的流体流动的截止值。

b.储层的截止孔隙度是储层质量的反映，与某一特征渗透率对应的截止孔隙度越小，储层质量越好，反之储层质量较差。鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组不同油层组储层与0.1×10－3μm2渗透率对应的截止孔隙度大致变化在7%～12%之间。0.1×10－3μm2渗透率可能是渗砂岩的下限，因而相应孔隙度的下限也大致变化于7%～12%之间，这将导致渗砂岩孔隙度下限定义的变化并影响烃类的储量计算。

图5 不同孔隙类型碳酸盐岩的孔隙度－渗透率投点图Fig.5 Porosity－permeability plots of different carbonate pore types

c.储层的截止孔隙度是储集岩各种沉积、成岩因素的反映，岩石结构（杂基或灰泥的含量、碎屑的粒度和分选性）、自生矿物构成（如以孔隙衬里方式存在的自生矿物的数量）、白云石的含量和储层孔隙构成（粒间孔、晶间孔、粒内孔、铸模孔、大孔、中孔和微孔等），会显著影响储层的截止孔隙度，因此，我们可以通过储层的沉积及成岩参数预测储层质量。

d.以孔隙衬里方式存在的自生矿物对埋藏条件下，尤其是深埋藏条件下的储集空间具有保护作用，典型的如砂岩中以孔隙衬里方式存在的自生绿泥石和碳酸盐岩的硬底胶结物；但这些胶结物数量的增加会导致储层截止孔隙度的增加，这类储层的质量比孔隙度类似但缺乏孔隙衬里胶结物的储层差。

e.与沉积—成岩过程相关的碳酸盐岩的孔隙类型会显著影响截止孔隙度，由不同类型孔隙构成的碳酸盐岩储层的1×10－3μm2渗透率对应的截止孔隙度变化在5.4%～31.3%之间，具有非常大的变化范围（显示截止孔隙度对碳酸盐岩烃类含量计算的强烈影响）。粒间孔、晶间孔为主的碳酸盐岩截止孔隙度较小，储层质量较好；灰泥岩微孔为主的碳酸盐岩的截止孔隙度最大，储层质量最差；粒内孔和铸模孔为主的碳酸盐岩具有中等的截止孔隙度及中等的储层质量。

图6 不同孔隙类型碳酸盐岩的孔隙度－渗透率关系中1×10－3μm2渗透率对应的截止孔隙度平均值分布直方图Fig.6 Porosity cutoff histogram at 1×10－3μm2 permeability of different carbonate pore types

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