致密油储层大孔区间孔隙度计算渗透率方法

郑建东，王晓莲

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712）

致密油储层大孔区间孔隙度计算渗透率方法

郑建东，王晓莲

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712）

松辽盆地长垣南地区扶余致密油储层已经成为大庆油田持续稳产较为现实的勘探突破目标。渗透率作为判断致密油“甜点”的重要参数，其准确计算已成为致密油“七性”（岩性、物性、含油性、电性、脆性、烃源岩特性和地应力各向异性）参数评价和勘探开发部署的关键技术。通过分析几种常用的测井计算渗透率方法在致密油储层中的不适用性，应用压汞和核磁共振实验资料，明确了不同大小孔径分布与渗透率的关系，利用大孔区间孔隙度对储层渗透率贡献较大的特点，形成了一种应用大孔区间孔隙度计算渗透率的方法，提高了致密油储层测井计算渗透率的精度，为致密油藏的准确评价奠定了基础。

致密油；渗透率；大孔区间孔隙度；长垣南地区；松辽盆地

0　引言

随着松辽盆地北部中浅层石油勘探进程的不断推进，勘探开发对象日趋复杂，致密油储层已经成为大庆油田持续稳产较为现实的勘探突破目标。长垣南地区扶余油层上部发育一套高成熟的青一段优质烃源岩［1］，总有机碳质量分数平均为2.6%，镜质体反射率平均为0.8%。薄片和粒度分析资料均显示：储层岩石类型为岩屑长石砂岩或长石岩屑砂岩，砂岩粒级以细—粉砂为主，其次为黏土；砂岩孔隙类型多样，以原生粒间孔、次生溶蚀孔和微裂缝为主；喉道分布特征为细—极细歪度，孔隙比表面大，孔喉迂迥曲折，结构复杂。岩心分析有效孔隙度为4.0%～15.0%，平均为10.3%；渗透率为0.01～6.00 mD，平均为0.38 mD，属于近源致密油储层［2］。

相对于常规油气而言，致密油储层评价必须采用非常规思路和适用技术，优选出可供改造的具有商业价值的“甜点”区段是致密油储层评价的主要任务。渗透率大小是判断“甜点”的重要参数，其准确计算是致密油储层“三品质”（烃源岩品质、储层品质、工程品质）评价中的关键技术。笔者应用压汞资料分析不同大小孔径分布与渗透率的关系，明确致密岩样渗透率与孔隙结构有关，以及致密油储层渗流能力主要受大孔区间（≥0.1 μm）孔隙度的控制，进而形成一种应用大孔区间孔隙度计算渗透率的方法，提高致密油储层测井计算渗透率的精度，以期为研究区"甜点"的储层测井评价提供依据。

1　测井计算渗透率方法研究现状

储层渗透率（K）是指当只有单一流体在岩石孔隙中流动而岩石没有物理化学作用时所求得的渗透率，它是一个表征流体在岩石中流动难易程度的岩石物理参数。目前，渗透率的求取主要通过岩心分析、测井计算、地震解释及试井等途径［3-5］。通常，测井计算渗透率是一个既经济、高效，又相对准确的获取方法。

在测井计算储层参数中，渗透率计算是比较困难的。一方面，渗透率本身影响因素比较多，包括孔隙结构、岩石结构、构造特征及测量方式等；另一方面，渗透率不能通过测井方法直接获得，只能应用其他岩石物理参数（如孔隙度）间接转换得到。实际生产中使用最多的是应用岩心孔渗资料，建立渗透率与孔隙度的经验关系式。该方法简单易操作，但缺点是具有较强的区域性，同时没有考虑孔隙结构等因素的影响，不能满足复杂储层的计算精度要求。后来Timur公式解决了渗透率与孔隙度、束缚水饱和度的关系，其中束缚水饱和度在一定程度上反映了储层孔隙结构的变化［6］。该方法在物性较好的储层中计算精度尚可，但对于物性很差的致密油储层，由于孔隙结构复杂、束缚水饱和度计算精度较低等原因，导致此方法适用性较差。另外，针对低孔渗储层前人提出了在FZI（或RQI）分类的基础上，分别采用不同孔渗关系计算渗透率以提高其精度［7］，这种方法的前提是储层类别划分必须准确，否则会导致渗透率计算结果误差加大。核磁共振测井技术的出现使得测井计算渗透率精度有了一定的提高，其主要采用的是Coates束缚水-渗透率模型和SDR弛豫时间-渗透率模型［8］，该方法的计算精度依赖于核磁T2截止值的准确求取。通过对长垣南地区12块致密岩样核磁共振实验结果分析可知：致密岩样T2截止值变化范围较大，在实际处理解释中一般采用经验值（33 ms）或采用其他参数建立变T2截止值公式来计算，这对致密油储层来说一般有较大的误差。

鉴于上述各种渗透率计算方法的不适用性，笔者根据渗透率与孔隙结构有关的特点，开展了不同孔径大小的区间孔隙度与渗透率关系研究，形成了一种新的大孔区间孔隙度计算渗透率方法。

2　孔径大小分布与渗透率关系

岩石渗透率的大小主要取决于喉道大小及其分布，与所通过的流体性质无关［9］。由长垣南地区扶余致密油储层43口取心井2 017块岩心分析孔渗资料可知，孔隙度相近条件下其渗透率相差可达2～3个数量级。如葡333井78号和141号样品孔隙度大小相近，分别为11.7%和11.4%，而渗透率则差别较大，分别为0.41 mD和1.60 mD。从2块样品的压汞孔隙分布特征可知：78号样品以小孔径孔隙分布为主（0.04～0.16 μm），其平均孔隙半径为0.102 μm，渗透率贡献分布峰位为0.16 μm；141号样品以较大孔径孔隙为主（0.04～1.00 μm），其平均孔隙半径为0.426 μm，渗透率贡献分布峰位为0.63 μm。由此可见，岩样不同及孔径大小分布状况对渗透率的大小具有控制作用。

为明确致密油储层孔径大小分布与渗透率的关系，笔者对14口井84块压汞实验资料进行了分析。结果显示：岩石样品平均孔隙半径主要为0.01～1.00μm，其中大于1μm的样品仅占3.2%，0.4～1.0 μm的样品占10%，0.1～0.4 μm的样品占58.9%，小于0.1μm的样品占27.9%［图1（a）］。据此将压汞样品按孔隙半径大小（R）分成3个区间，分别为R≥0.4 μm，0.1 μm≤R＜0.4 μm，R＜0.1 μm。对于同一样品先分别计算上述3个区间所含孔隙的百分含量，再与此样品的岩心分析有效孔隙度相乘，得到不同孔径区间所对应的区间孔隙度，然后分别建立3个区间孔隙度与岩心分析渗透率的关系［图1（b）、图1（c）、图1（d）］。从图1（b）可以看出：当岩样中存在大孔径孔隙时，其渗透率会快速增大，大孔区间孔隙度越大，渗透率越高。由于大孔的孔隙在总孔隙空间中所占比例稍低，导致其与渗透率的相关系数较低，仅为0.6。从图1（c）可以看出：随着该部分区间孔隙度的增大，渗透率也增大，并且其与渗透率的相关系数有所提高，达到0.82。从图1（d）可以看出：孔隙半径小于0.1 μm的区间孔隙度与渗透率相关性较差。

综上所述，长垣南地区致密油储层渗透率大小与孔隙半径大于0.1 μm的区间孔隙度关系密切。由压汞资料统计可知：当孔隙半径为0.1 μm时，所对应的渗透率贡献累积值平均为96.7%，即大于0.1 μm的孔隙对渗透率的贡献是占绝大部分的。因此，在渗透率计算中将孔径区间分成大孔（≥0.1 μm）和微孔（＜0.1 μm）2类。

图1　长垣南地区扶余致密油岩样渗透率与区间孔隙度关系Fig.1　Relationship between permeability and interval porosity of tight oil samples in the Fuyu layer of the southern placanticline

3　大孔区间孔隙度计算渗透率方法与应用

由于受实验室压汞数据和核磁共振实验的局限性，应用测井资料求取大孔区间孔隙度是准确计算渗透率的关键。到目前为止，还没有能直接测量到储层孔隙半径的测井技术，常用的方法也只是利用与孔隙尺寸相关的核磁共振测井建立与孔隙的关系。核磁T2谱的表面弛豫率受孔隙表面积和孔隙体积比值的控制，而该比值与孔喉半径分布相关，因此可以利用T2分布谱来划分孔隙类别［10］。核磁T2弛豫时间需通过一定的转换才能与孔隙半径相对应。本次研究利用7口井27块样品（孔隙度和渗透率分别为2.5%～14.0%和0.01～1.30 mD）的压汞和核磁共振实验联测结果，通过对核磁T2谱数据与压汞毛管压力数据的转换得到：当孔隙半径为0.1 μm时，对应的核磁T2弛豫时间为5 ms。图2中三角形标记的样品即为核磁T2值大于5 ms所计算的大孔区间孔隙度，可以看出与圆形标记的压汞大孔区间孔隙度关系基本一致。因此，在确定了致密油储层大孔、微孔的核磁T2界限值后，应用核磁测井T2谱计算大孔区间孔隙度（φ大孔），即可采用式（1）进行渗透率（K）的计算。与常规的孔渗关系法计算的渗透率（图2中方块符号）相比，其相关系数有了进一步提高，即从0.78增加到了0.92。

图2　核磁和压汞大孔区间孔隙度与渗透率关系Fig.2　Relationship between permeability and big pore interval porosity of NMR and mercury intrusion method

由于成本因素，研究区大部分探井、评价井和开发井均无核磁测井资料。为了生产需要，应用常规测井和压汞资料得到的大孔区间孔隙度，通过测井参数敏感性分析，优选密度（ρ）、声波时差（Δt）和泥质含量（VSH）建立了应用常规测井资料计算储层大孔区间孔隙度的计算公式［式（2）］。通过测井计算大孔区间孔隙度与压汞分析的对比，绝对误差为0.68%，相对误差为9.7%。在此基础上应用式（1）求取储层的渗透率，即

式中：φ为孔隙度，%；Δt为声波时差，μs/m；ρ为岩石密度，g/cm3；VSH为泥质体积分数，%。

图3　敖A井测井计算渗透率成果Fig.3　The results of permeability from the logging calculation of Ao A well

表1　敖A井测井计算与岩心分析渗透率对比Table1　Correlation of permeability between the logging calculation and core analysis of Ao A well

通过长垣南地区扶余致密油层121口取心井的实际应用，采用上述方法计算的渗透率其精度有了明显提高，相对误差从原来的62%降低到了38%。图3为敖A井测井计算渗透率成果图，图中第7道实线为区间孔隙计算渗透率曲线，虚线为常规孔渗方法计算渗透率曲线。从图3和表1可以看出：79号层的Ⅰ和Ⅳ小层用2种方法计算的渗透率值基本相当，但79号Ⅱ小层和81号层区间孔隙计算的渗透率值较常规计算方法的精度要高。分析其原因主要是79号Ⅱ小层和81号层泥质含量稍大，微孔较发育，两层的微孔孔隙度均大于4%，导致储层渗透性变差，常规方法计算的渗透率值偏高。本文方法由于考虑了不同孔径孔隙对渗透率的贡献，消除了对渗透率无贡献的微孔部分，在致密油储层能够获得更加准确的渗透率计算值。

4　结论

（1）渗透率大小是判断致密油储层“甜点”区段的重要参数，通过本次研究形成了一种应用大孔区间孔隙度计算渗透率的方法，提高了测井计算渗透率的精度。

（2）致密岩样渗透率大小与孔隙结构有关，不同孔径区间孔隙度对渗透率的贡献不同，致密油储层渗流能力主要受大孔区间（≥0.1μm）孔隙度的控制。

（3）应用核磁和常规测井资料在求准大孔区间孔隙度的基础上计算致密油储层渗透率，可有效提高渗透率的计算精度。

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（本文编辑：杨琦）

Calculation method of permeability for big pore interval porosity of tight oil reservoir

ZHENG Jiandong，WANG Xiaolian
（Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Daqing Oilfield Company Ltd.，Daqing 163712，Heilongjiang，China）

The tight oil reservoir of Fuyu layer in the southern placanticline of Songliao Basin has become more practical exploration breakthrough objective for the sustained and stable yields of Daqing Oilfield.Permeability is an important parameter for evaluating the“sweet spots”of tight oil，and the accurate calculation of permeability is a key technology for parameter evaluation of“seven properties”（lithologies，physical properties，oiliness，electric properties，brittleness，source rock features and ground stress anisotropy）and the deployment and implementation of tight oil exploration and development.Based on the analysis of the inapplicability of several commonly used methods of calculating permeability by logging for tight oil reservoir，combined with experimental data from NMR and mercury intrusion，this paper determined the relationship between different pore size distribution and permeability.Accorded to the largest contribution characteristic of the big pore interval porosity to reservoir permeability，a method of using the big pore interval porosity for calculating permeability was formed.This method improved the calculation precision of logging permeability in tight oil reservoir，and provided a basis for accurate evaluation of tight oil reservoir.

tight oil；permeability；bigpore interval porosity；southern placanticline；SongliaoBasin

P618.13

A

1673-8926（2015）03-0061-05

2014-12-30；

2015-02-28

中国石油天然气股份公司重大科技专项“大庆探区非常规油气勘探开发关键技术研究与现场试验”（编号：2012E-2603-05）资助

郑建东（1977-），男，硕士，高级工程师，主要从事致密油储层岩石物理综合评价工作。地址：（163712）黑龙江省大庆市让胡路区勘探开发研究院测井室。E-mail：zhengjd@petrochina.com.cn。