0 前言

随着勘探实践的不断深入，南海西部海域越来越多的砂砾岩油气藏被发现。本文研究对象位于北部湾盆地乌石凹陷，该区块流沙港组砂砾岩储层发育，录井有良好的含油气显示。近期针对该类储层开展了大量的勘探工作，部分钻探井经测试获得工业油气流。但由于该类储层的特殊性质，如埋藏的深度不一致、地层的非均质性强、岩石的孔隙结构复杂，致使研究区域砂砾岩储层物性差异大，低渗储层较为发育，应用传统孔隙度单一参数对储层进行渗透率评价已显然不适用。另外，孔隙结构和地层的非均质性又严重影响地层电阻率变化，导致研究区域油水层测井响应特征不明显^[1]。这些难题进一步制约着测井对该区砂砾岩储层的认识和评价 ，亟待开展对该类砂砾岩储层进行精细评价，建立适合乌石区块砂砾岩储层的测井评价标准。从查阅的大量文献来看，专门研究砂砾岩测井评价方法的报道数量不多。

在储集层评价中，孔隙结构是储集层性质微观物理研究的核心，其孔隙、喉道的大小、分布以及几何形状不但是影响储集层储集能力和渗透特征的主要因素，而且会影响到储集层的电性特征及测井评价^{[2, 3]}。本文主要利用本区域14口井岩心铸体薄片资料，结合核磁共振测井新技术深入分析孔隙微观结构对储集层性能的影响，总结该区砂砾岩储层的低对比度油层响应特征，分析本区域沉积环境和成岩压实作用对储层渗透率的影响，并结合模糊聚类法和流动单元指数法^{[4, 5]}建立一套适用于乌石地区砂砾岩储层的测井渗透率评价方法。

1 砂砾岩储层孔隙结构特征

本文所讨论的砂砾岩储层主要位于乌石凹陷流沙港组，储层岩石类型以岩屑砂岩为主，岩性主要为含砾中粗砂岩和砂砾岩，分选中——差为主，磨圆度为次棱——次圆状，表现为颗粒支撑的点-线状接触，以孔隙式-压嵌式胶结为主，结构成熟度较低。这些砂砾岩储集层主要为扇三角洲相砂体，物源来自北东方向，水下分流河道比较发育，砂体规模较大。沉积环境不同、成岩作用发育以及胶结物与胶结程度不同，导致储层中孔隙类型发育多样，孔隙结构较复杂。本研究区域储集空间的孔隙类型主要以原生粒间孔和长石溶孔为主，次为铸模孔，以及少量的高岭石晶间孔。

由于沉积环境不同、成岩作用复杂，该区砂砾岩储层的孔隙结构与常规储层往往存在差异性。对于常规高孔渗的砂砾岩储层，同一时期沉积单元储集层的孔隙结构会相对均质^[6]。储层孔隙结构测井分类及定量评价方法研究工作参照南海低渗油田储层孔隙结构评价标准：渗透率大于50 mD 毫达西(mD)为非法定计量单位，1 mD=9.87×10^-4 μm²，下同。 为I类中高渗储层；渗透率为10～50 mD属于II类中低渗储层；渗透率小于10 mD为III类低渗储层。如图 1a所示，据岩心铸体薄片分析，孔喉连通性较好，空气渗透率为212.00 mD，为该区典型的I类中高渗储层。而复杂的低渗砂砾岩储层不仅层间孔隙结构明显不同，层内孔隙结构也差异较大。

图 1 X8井、X9井和X1井砂岩铸体薄片镜下观察结果Fig. 1 Sand casting body slice of well X8,well X9 and well X1

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如图 1b所示，据岩心铸体薄片分析，孔隙间连通性较差，空气渗透率仅为0.87 mD，为该区典型的III类特低渗储层。介于上述两者之间的储层孔隙结构如图 1c所示，据岩心铸体薄片分析，孔隙间连通性一般，空气渗透率为26.90 mD，为该区典型的II类低渗储层。由此也可以看出，虽然储层样品面孔率几乎相同，但孔隙间的连通性差异很大。

图 2a为选取的三块砂砾岩岩样(WZ1，WS1，WS2)核磁共振实验T₂谱。尽管其孔隙度(φ)相近，但WZ1、WS1和WS2的T₂谱分布存在一定差异；表明它们的孔隙结构不同。

图 2 不同孔隙结构条件下的核磁共振实验T2谱图(a)及I-Sw关系图(b)Fig. 2 Relationship of different pore structure of nuclear magnetic resonance T2 spectra (a) and I-Sw (b)

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即相对来说，WZ1号岩样大孔隙组分占优，孔隙结构好；WS2号岩样小孔隙组分占优，孔隙结构差；而WS1号岩样孔隙大小介于两者之间。这反映了低渗砂砾岩储集层孔隙结构的复杂性。图 2b为对应的电阻率指数(I)-含水饱和度(S_w)关系图。从图 2b中可以看出，储层的孔隙结构对岩电关系影响较大，对其拟合确定的饱和度指数(n)，WZ1号样为2.291、WS1号样为1.745、WS2号样为1.354。孔隙结构越好，n值越大；孔隙结构越差，n值越小。另外，当孔隙结构变差时，I值变小。如WS1号和WS2号岩样的I值相对WZ1号样较小，可能会形成低渗背景下的低对比度油气层。

2 砂砾岩储层渗透率影响因素

沉积物物源情况是影响储层的主要因素^[7]。一般来说，沉积物的单物源、多物源和混合物源控制着组成储层岩石的颗粒、胶结物的成分以及含量，并且影响储层砂体的厚度。砂体物源的近源和远源控制着储层岩石颗粒的粒度和分选，如物源供给充足，则砂岩储层厚度大、延伸范围广^[8]。不同的沉积相具有不同的颗粒结构、成分、构造等属性，导致其具有不同的物性特征，即具有不同的孔隙度和渗透率^[9]。研究区接受来自北东方向物源的水进型扇三角洲沉积(图 3)，主要为扇三角洲前缘沉积。根据其岩性和电性组合特征的不同，将扇三角洲前缘亚相细分为水下分流河道、河口坝、席状砂、远砂坝和水下分流河道间5种沉积微相。

图 3 X油田流沙港组沉积相平面图Fig. 3 Sedimentary phase map of Liushagang Formation in X oilfield

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从宏观上分析，结合测压流度可以发现，不同井区渗透率表现特征不一致。X2、X3、X5井区主要受近物源的扇三角洲前缘水道间沉积微相控制，快速堆积的碎屑杂基充填孔隙，溶蚀作用强，孔隙连通性较差;由图 4可以看出：X2、X5井区砂砾岩储层流度为1～10 mD/cp 厘泊(cp)为非法定计量单位，1 cp = 1 mPa·s，下同。 ，属于典型受近物源控制的II类低渗砂砾岩储层。X4、X7和X8井区离物源距离较远，水下分流河道砂体受到一定水动力搬运作用后沉积，杂基含量明显减少，且溶蚀作用改善了孔隙，孔隙连通性较好；X7和X8井区储层流度为10～200 mD/cp，属于远物源控制的I类中高渗砂砾岩储层(图 4)。需要指出的是，X9、X11和X14井区沉积相带虽与X4、X7、X8井区相似，但是该区埋深大于2 600 m，压实作用较为强烈；且虽然水动力搬运作用和溶蚀作用使孔喉得到改善，但压实作用较强且泥质含量增加导致孔隙和喉道减少，原本喉道较为细小，经过压实作用使渗透率迅速降低，物性主要受压实作用控制。由图 4可知，该类储层流度仅为0.1～5 mD/cp，表现为III类特低渗储层特征。

图 4 流沙港组深度与测压流度关系图Fig. 4 The relationship between depth and pressure intensity map of Liushagang formation

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从微观上看，由于受沉积作用、成岩作用及压实作用的影响，砂砾岩的孔喉发育程度存在明显差异。表面上岩性相同的储层，其孔喉特征参数有实质的差别。具体可以表现在渗透率与平均孔喉半径的关系上(图 5)，岩样覆压渗透率随着平均孔喉半径增大而增高。

图 5 覆压渗透率与平均孔喉半径关系图Fig. 5 Overburden pressure permeability and average pore throat radius diagram

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同时可以清晰发现，不同井区储层孔喉半径的大小明显不同。当平均孔喉半径小于1 μm时，表现为III类特低渗储层特征；平均孔喉半径为1～4 μm时，表现为II类低渗储层特征；平均孔喉半径大于4 μm时，表现为I类中高渗储层特征。上述分析说明了岩石孔喉尺寸及分布决定了储层渗透率的高低，即岩石平均孔喉半径是渗透率的重要内在控制因素。

3 流动单元法评价测井渗透率 3.1 砂砾岩储层测井响应特征

根据上述砂砾岩孔隙结构特征与渗透率影响因素分析：砂砾岩储层孔隙结构复杂，孔隙度相同条件下孔隙分布及连通性差异较大。众多研究资料表明，储层的渗透率和孔隙结构不仅影响着油气的运移和油气藏的分布规律，而且在油气勘探开发过程中对储层的产液性质、产能大小和测井电性响应特征有重要影响^{[10, 11, 12]}。

图 6为WS2井砂砾岩储层常规随钻测井与电缆核磁测井曲线对比图。由图 6中自然伽马和三孔隙度曲线可知：本层段砂砾岩储层的物性基本一致，纯砂岩段补偿密度为2.30～2.35 g/cm³，补偿中子孔隙度为18%～22%，声波时差较大，为80～90 μs/ft 英尺(ft)为非法定计量单位，1 ft=0.304 8 m，下同。 ；纯砂岩储层电阻率4～5 Ω·m，泥岩电阻率4～5 Ω·m，两者电阻率相近；录井含油级别为油斑，测井一次解释为水层。但通过分析储层段电阻率曲线和核磁测井曲线发现：核磁T₂谱左边信号强度强，中间和右边信号较弱，即束缚水信号强、可动流体信号弱，表明束缚水含量高；其次储层电阻率曲线与核磁束缚水含量曲线变化规律很一致，当束缚水含量增大时，电阻率曲线值降低。因此可认为该储层段地层水以束缚水为主，基本不含可动水，从而导致电阻率值降低，测井二次解释为油层。经DST(drill stem testing)测试(2 432～2 446 m)，日产油2.17 m³/d，不产水，证实测井解释为低对比度油层是可靠的。

图 6 WS2井常规随钻测井与电缆核磁测井曲线对比图Fig. 6 Conventional logging and NMR logging curve comparison chart of well WS2

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3.2 流动单元原理及划分

在常规基本均质的储集层中，孔隙度和渗透率之间相关性很高。但在复杂砂砾岩储层中，孔隙结构的复杂性导致孔隙度相同的储集层之间渗透率差异很大。综合实际资料和理论分析发现，储层品质指数(I_rq)与地层流动带指数(I_fz)能够有效反映微观孔隙结构的差异^[13]。因此可以通过采用流动单元及模糊聚类分析^{[14, 15, 16]}相结合的方法，对研究区域砂砾岩储层进行流动单元划分，得到不同流动单元的渗透率解释模型。

由Kozeny-Carman方程可得到储层品质指数与地层流动带指数：

定义标准化孔隙度指标(φ_z)：

根据上述研究区域的渗透率影响因素分析，不同区域沉积环境及成岩作用条件下渗透率分布特征不相同。本文主要利用I_rq、I_fz及φ_z三个参数对研究区砂砾岩储层进行模糊聚类分析，做出其I_rq与φ_z双对数关系图(图 7)。

图 7 流动单元展布图Fig. 7 Flow unit distribution map

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在I_rq与φ_z双对数关系图上，具有不同I_fz的样品落在相互平行的直线上。结合沉积环境特征、物源以及岩心薄片分析微观孔隙结构数据，将储层流动单元分为三大类：第1类流动单元为高渗储层(4≤I_fz<14)，主要分布于远物源的X4、X7及X8井区；第2类流动单元为低渗储层(0.8≤I_fz<4)，主要分布于近物源的X2、X3与X5井区；第3类流动单元为特低渗渗储层(0.1<I_fz<0.8)，主要分布于远物源的X1、X9、X11及X14井区，且受压实作用及泥质含量充填作用影响明显。不同流动单元有效孔隙度与渗透率分布如图 8所示。其中，有效孔隙度的计算主要根据本地区经验方法求取。利用中子与密度测井交会求得的有效孔隙度与岩心分析孔隙度最接近，故选取中子密度交会求取地层的有效孔隙度(φ_DNe)，计算公式如下：

图 8 不同流动单元有效孔隙度与渗透率分布图Fig. 8 Flow unit of effective porosity and permeability distribution map

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由图 8可建立不同流动单元的渗透率模型。

第1类流动单元：

第2类流动单元：

第3类流动单元：

流动单元划分后，基于模糊聚类的思想，在对曲线进行归一化的基础上，将最能反映岩石岩性和物性的补偿中子、补偿密度以及泥质体积分数等测井曲线，采用Fisher线性判别方法建立常规测井曲线与地层流动带指数的关系^[17]，可以得到3类不同流动单元的测井参数判别模型。第1、2、3类流动单元的测井参数判别波形分别为：

图 9是X9井的渗透率计算分析成果图。由图 9右边第一道结果可见，利用中子与密度测井交会求得的有效孔隙度和岩心分析孔隙度相匹配。由图 9右边第二道可以看出，岩心分析的渗透率与采用流动单元法计算的渗透率相对吻合。另外，应用流动单元方法对砂砾岩储层进行渗透率预测效果明显，与传统孔渗模型方法相比精度更高(图 10)：流动单元法计算渗透率相对误差基本保持在50%以内，而传统孔渗模型法相对误差在100%左右甚至更高。从而进一步验证了所建流动单元渗透率模型具有一定的区域适用性及准确性。

图 9 X9井流动单元法渗透率与岩心渗透率对比图Fig. 9 Flow unit method of permeability and core permeability contrast chart of well X9

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图 10 不同方法计算的预测渗透率与岩心渗透率对比图Fig. 10 Comparison between predicted permeability and core permeability by different methods

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4 结论

1)在砂砾岩储层中，由于沉积、成岩以及压实的共同作用，胶结物和胶结程度的不同，从而造成储层中孔隙类型多样，孔隙结构复杂。从宏观上看，在近物源扇三角洲前缘水道间沉积微相的控制下，储层渗透率表现为低渗特征；远物源由于溶蚀作用改善了孔隙，孔隙连通性较好，渗透率表现为中高渗特征；而压实作用较为强烈的储层则表现为特低渗特征。在微观上看，岩石孔喉尺寸的大小及分布决定了储层渗透率的高低，即岩石平均孔喉半径是渗透率的重要内在控制因素。

2)储层的孔隙结构与渗透率不仅影响着油气的运移及油气藏的分布规律，而且在对储集层的产液性质、产能大小和测井电性特征均有重要影响。孔隙结构越差，即小孔隙组分占优，n值越小，可能会形成低渗背景下的低对比度油气层。低渗砂砾岩油层束缚水含量高，表现为低阻特征。利用核磁共振测井资料可充分刻画出储层孔隙结构、束缚水及可动流体特征，并结合常规测井曲线能有效识别低渗背景下的低对比度油层。

3)对砂砾岩储层采用模糊聚类分析法和地层流动带指数法能有效对储层进行分类，并得到不同储层类别条件下的渗透率模型，再根据Fisher线性判别函数建立测井数据与流动带指数的关系，最终预测渗透率相对误差基本保持在50%以内，与传统孔渗模型方法相比精度更高。说明流动单元渗透率模型在研究区域更具有适用性和准确性。