基于岩石物理相分类确定致密储层孔隙度——以苏里格气田东区为例

宋子齐 景 成 庞玉东 田 新 张景皓

1．西安石油大学石油工程学院 2．中国石油大学（华东）石油工程学院 3．西安石油大学地球科学与工程学院

苏里格气田东区致密储层孔隙空间细小，储层微观孔隙类型多样，结构复杂，储层中存在多种孔隙喉道类型，细小及无效喉道占喉道数量绝大部分，形成以成岩溶孔为主，多孔隙类型不同组合交织搭配，储层储集性能差且相差悬殊。在宏观物性上则表现为孔隙度、渗透率分布范围宽，孔渗关系复杂，相对高孔低渗、低孔高渗、低孔低渗共存，储层流动层带复杂，储层中不同岩石物理相流动单元孔隙结构差异体现出致密储层岩性和岩石物理性质的差异性，表现出致密储层十分明显的非均质、非线性分布和测井响应复杂特点［1－5］。因此，有必要利用该区目的层段致密储层不同岩石物理相信息，分析建立致密储层孔隙度参数模型。

1 储层岩石物理相分类及其评价

致密储层岩石物理相分类集中体现出岩性、物性、孔隙图像、压汞曲线、测井响应对储层的控制作用［4－7］，同类岩石物理相形成具有相同的沉积—成岩作用和条件，它们具有相似的储层岩石物理相分类特征，不同岩石物理相储层则难以用一个统计的标准进行表征。为此，依据致密储层岩石物理相形成的地质条件，在研究区划分出较好型、较差型、致密型的一、二、三类岩石物理相类型［5－9］。

一类石英支撑强溶蚀型岩石物理相储层主要为中粗粒石英砂岩，含部分岩屑石英砂岩（碎屑组分中石英含量在90%以上）。石英颗粒间呈线—凹凸接触，磨圆度呈次圆状，孔喉分选较好。该类储层处于心滩、边滩浅水河道有利微相带中，水浅水动力条件强，其中粗粒石英砂岩在成岩过程中抗压实作用较强，使部分原生粒间孔得以保存，且较粗石英砂岩相对于细粒砂岩抗硅质胶结强。从而在成岩中易溶组分溶蚀得以改善，形成较好的石英支撑强溶蚀粒间孔、溶孔型岩石物理相。

该类岩石物理相储层渗透率一般大于1．0mD，面孔率大于4．0%，孔隙度大于10%。压汞曲线呈较宽平台型，排驱压力小于0．5MPa，中值压力小于5．0 MPa，分选系数、变异系数、均质系数居中，最大孔喉半径大于1．0μm，中值半径大于0．1μm，退汞效率大于40%，孔隙结构综合参数大于20。测井响应主要呈现“六降低两升高”特征［5，8－9］，反映出一种相对有利较为渗透砂岩储层（主要指气层）的岩石物理相特征。

二类岩屑石英砂岩溶孔型岩石物理相储层主要为中粗粒岩屑石英砂岩，但岩屑含量相对较低。石英及岩屑颗粒以线接触为主，磨圆度呈次圆—次棱状，孔喉分选也较好。该类储层处于心滩、边滩及河道滞留充填砂体较为有利微相带中，储层成岩压实、石英次生加大及高岭石充填使原生粒间孔隙明显减少，但储层中易溶的岩屑、杂基溶解形成的溶蚀孔隙和发育的蚀变高岭石晶间孔，为储层提供了较好的排出扩散条件，形成研究区广泛分布发育的溶孔型岩石物理相。

该类岩石物理相储层物性和孔隙结构有所变差，储层渗透率0．3～1．0mD，面孔率1．0%～4．0%，孔隙度7%～10%。压汞曲线呈缓坡型，排驱压力0．5～1．5MPa，中值压力5．0～15．0MPa，分选系数、变异系数、均质系数较低，但变化范围增大，最大孔喉半径0．5～1．0μm，中值半径0．03～0．1μm，退汞效率35%～45%，孔隙结构综合参数10～20。测井响应主要呈现“六较低两较高”特征［5，8－9］，反映出一种较差砂岩储层（主要指差气层）的岩石物理相特征。

三类杂基微孔致密型岩石物理相储层主要为细、中、粗粒岩屑砂岩，含泥质石英砂岩、塑性岩屑、杂基类杂砂岩。处于河道边缘天然堤、决口扇和分流间湾砂体中，储层泥质含量高，受强烈成岩压实和钙质胶结交代形成杂基微孔型致密岩石物理相。

该类岩石物理相储层孔隙类型以杂基微孔和零星分布的颗粒溶孔为主，储层渗透率小于0．3mD，面孔率小于1．0%，孔隙度小于7．0%。压汞曲线呈斜坡型，排驱压力大于1．5MPa，中值压力大于10．0MPa，分选系数、变异系数、均质系数分布范围大，最大孔喉半径小于0．5μm，中值半径小于0．06μm，退汞效率小于35%，孔隙结构综合参数小于10。测井响应主要呈现“五升高三降低”特征［5，8－9］，反映出一种致密砂岩的干砂层（主要指气显示层和干层）岩石物理相特征。

从上述岩石物理相分类特征可以看出，岩石物理相分类集中体现储层形成的沉积、成岩作用及其相应的地质条件。3种不同类别岩石物理相具有不同岩性、物性、孔隙图像、孔隙结构及其相应测井响应参数分布的特征与差异［8－10］。为此，利用灰色理论致密储层岩石物理相的分类原则及处理方法，对该区不同类型致密储层岩石物理相测井响应进行统计，利用参数准确率及分辨率提取储层岩石物理相的多种信息，并根据气田具体地质特征进行系数统计分析、调整和匹配，建立起该区致密储层岩石物理相评价划分标准及权系数［11－15］（表1）。

为评价表中一、二、三类岩石物理相类别，采用上述10种测井响应特征性参数和计算的流动层带指标，利用灰色理论集成和综合多种测井信息，确定和划分出该区目的层段较好、较差和致密的3类岩石物理相［15－18］。

表1 研究区致密储层岩石物理相评价划分标准及权系数表

2 致密储层孔隙度参数建模

不同类别岩石物理相储层孔隙度大小主要取决于组成岩石颗粒大小、孔隙类型、结构等，反映出不同类别岩石物理相储层参数分布概率的差异。一类较好型岩石物理相以粗粒石英砂岩及岩屑石英砂岩为主，粒级较粗，孔隙类型主要为残余粒间孔和较大次生溶孔组合为主，储层具较好的物性及孔隙结构特征，储层孔隙度（含相应测井响应参数）的分布趋于相对集中的较高范围。而三类致密型岩石物理相以细、中粒岩屑砂岩为主，孔隙类型以杂基微孔和零星分布的颗粒溶孔为主，储层物性及孔隙结构差，储层孔隙度（含相应测井响应参数）的分布趋于相对集中的较低范围。二类较差型岩石物理相储层的岩性、物性、孔隙类型与结构的分布则趋于居中。因此，必须研究岩石物理相分类才能准确进行致密储层参数建模［18－20］。

在该区致密储层岩石物理相分类评价基础上，采用岩心刻度测井方法有效地区分和建立测井储层参数解释模型。表2为该区致密储层不同岩石物理相测井解释孔隙度模型。

表2中孔隙度参数ρb、Δt、φN分别为密度、声波时差、中子孔隙度测井值。岩石物理相分类后密度和声波时差与岩心分析建立的孔隙度模型相关关系趋于较高，它们计算的致密储层孔隙度都分别具有各自岩石物理相特征及其合理性。中子孔隙度与岩心建立的孔隙度模型，因挖掘效应相关关系差，不具明显岩石物理相特征差异［18－20］。

图1～3是该区致密储层分类岩石物理相岩心孔隙度与密度、声波时差关系图，可见分类后孔隙度与测井响应参数对应关系明显较好。

上述岩石物理相分类后建立的储层孔隙度模型，明显改善了数据点的均匀程度及其线性关系，在一定程度上克服了致密储层低信噪比、低分辨力的评价特征。

表2 研究区致密储层不同岩石物理相测井解释孔隙度模型表

图1 一类岩石物理相岩心分析孔隙度与密度、声波时差关系图

图2 二类岩石物理相岩心分析孔隙度与密度、声波时差关系图

图3 三类岩石物理相岩心分析孔隙度与密度、声波时差关系图

利用上述密度、声波时差解释模型及其相应密度、声波时差交会模式的综合拟合值求取孔隙度解释模型，可以更为准确地拟合密度、声波时差综合信息求取不同岩石物理相孔隙度参数值。

密度计算孔隙度模型：

声波时差计算孔隙度模型：

分别制作声波时差与密度测井值交会关系图（图4），得到相关公式为：

如图4所示，需要计算的某层点孔隙度所对应的密度、声波时差测井值分别为ρi、Δti，对应到密度与声波时差测井值交会关系图中的点分别为F与E点，显然这两点不在Δt＝Aρb＋B这条直线上，这样就造成了分别采用密度和声波时差计算的孔隙度相差较大，采用该层点密度、声波时差对应到其交会直线上两点E、F的中点M，把该中点M作为校正后的计算点，分别采用密度和声波时差模型计算孔隙度，求取两者孔隙度参数模型综合拟合值为较可靠的孔隙度值。具体操作步骤如下：

图4 密度、声波时差求取孔隙度交会关系图

E点坐标 为（ρi′，Δti），Δti＝Aρi′＋B，则ρi′＝点坐标为则中点M点坐标为把M点分别带入上述孔隙度模型中，分别得到密度、声波时差来计算孔隙度值：

则该层点孔隙度值为：

表3为不同岩石物理相密度、声波时差交会统计式及利用密度、声波时差交会求取孔隙度相关特征参数及解释模型表。

表3 研究区致密储层分类岩石物理相密度—声波时差综合拟合计算孔隙度模型表

3 致密储层测井评价解释

在该区致密储层测井评价解释中，通过一、二、三类岩石物理相分类研究储层参数建模，特别是利用上述孔隙度参数建模集中地提取反映储层骨架特征的岩相类别，更为准确、合理地分类建立和提取储层孔隙度模型，不同程度地提高了致密储层测井解释的精度及效果［19－22］。

图5为该区统28井二叠系石盒子组8段下亚段致密储层分类岩石物理相测井评价解释成果图。图5中2 749．3～2 751．9m 井段的第35层，测井响应 “六低两高”评价为一类较好型岩石物理相，利用表3分类岩石物理相密度、声波时差综合信息，计算孔隙度模型为：φi＝－25．88ρi＋0．15Δti＋39．59，将该层段密度测井值2．389g／cm3、声波时差测井值247．7μs／m，代入后求得层段孔隙度为14．91%。同样对下部2 753．0～2 756．5m的第36层和上部2 745．0～2 749．3m的第34层分别评价为一类、二类岩石物理相，利用表3的密度、声波综合信息，分别求取孔隙度为15．47%和10．07%，并利用分类模型计算出相应渗透率及含气饱和度参数。通过在2 750．0～2 754．0m 井段的第35、36层的一类岩石物理相储层试气，日产气1．15×104m3，无水，这有效地证实了岩石物理相分类评价划分致密储层的有效性及可靠性。

4 结论

1）储层中不同岩石物理相流动单元孔隙结构差异体现出致密储层岩性和岩石物理性质的差异性，表现出致密储层十分明显的非均质、非线性分布和测井响应复杂的特点。岩石物理相分类集中地反映出致密储层不同岩石物理相形成的地质特点，同一种岩石物理相形成具有相同的沉积、成岩作用和条件，它们具有相似的岩性、物性、孔隙类型结构及测井响应特征，不同岩石物理相储层则难以用一个统一的解释模型对储层进行表征。

图5 统28井盒8下亚段致密储层分类岩石物理相测井评价解释成果图

2）利用各类测井、岩心和试气资料，通过灰色理论集成和综合多种测井地质信息，确定和划分致密气藏一、二、三类岩石物理相储层，分析不同类别岩石物理相孔隙度参数建模。通过有效的测井地质参数处理以其规则化方式消除孔隙流体影响，集中地体现出岩性、物性、孔隙类型结构和测井响应特征和差异，并利用实例分析了岩石物理相分类确定致密储层孔隙度分类建模技术，有效地阐明了不同岩石物理相致密储层参数的求取方法和效果。

3）在研究区致密储层分类建立和提取孔隙度参数解释模型研究中，分类模型数据点分布的拟合具有相对集中分布趋势及其较好的线性关系。特别是分类模型中分别利用分类密度、声波时差孔隙度参数模型综合拟合值求取有效的孔隙度参数，明显改善和提高了致密储层孔隙度参数的计算精度和效果，有效地克服了致密储层低信噪比、低分辨力的评价特征。从而实现了将非均质、非线性问题转化为相对均质、线性问题来解决，为准确建立致密储层参数模型提供了有效方法。

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