2017, Vol. 29
2. 中国石油西南油气分公司 川中油气矿，四川 遂宁 629000
2. Central Sichuan Oil and Gas Field, PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company, Suining 629000, Sichuan, China
2012年9月，川中磨溪—高石梯地区磨溪8井于下寒武统龙王庙组下储层段测试获日产107.2万m3的工业气流，标志着四川盆地下古生界油气勘探取得了历史性突破[1]。研究区龙王庙组白云岩储层受复杂沉积环境、成岩作用[2-6]以及多期构造运动[7]的影响，储集空间类型多样，孔-喉配置关系复杂，非均质性极强，渗透率计算难度较大[8]。
近年来，碳酸盐岩储层渗透率计算方法可分为3类：① 基于双重孔隙介质模型，利用常规测井资料分别计算缝洞渗透率和基质孔隙渗透率[9-11]；② 基于理论公式，利用核磁共振、阵列声波测井计算储层渗透率[10-12]；③ 通过引入新的岩石物理参数[13]、地质约束[14]、岩石结构控制[15]、岩性识别[16]、流动单元划分[17]等方法，分类统计岩心分析孔隙度与渗透率之间的关系，建立渗透率解释模型。理论公式通常基于各向同性介质模型，储层非均质性越强，其适用性越差；分类统计渗透率计算模型是对储层物性变化特征最直接、最客观的反映，最符合地区的特点。故采用第3种方法计算复杂滩控岩溶型白云岩储层渗透率，其关键在于分类方案的合理制定。
合理的分类方案应以储层主控因素为基础。溶洞中见渗流粉砂、岩溶角砾岩、大量未充填—半充填的顺层拉长状溶孔与溶洞、白云石及环边胶结物的泥晶化现象、“花斑”状岩溶系统、氧同位素显示大气淡水成岩流体、洞穴充填物等，表明优质储层的发育与岩溶作用密切相关，岩溶作用是控制储层非均质性的主要因素[18-23]。
因此，采用分类建模的方法，根据岩溶作用强弱来划分储层类型，分储层类型建立渗透率解释模型。现场应用结果表明，该方法可有效提高磨溪—高石梯地区碳酸盐岩滩控岩溶型储层渗透率计算结果的准确度。
1 地质背景川中磨溪—高石梯地区位于川中南部，北邻遂宁，南抵大足，西达安岳，东至潼南，工区总面积约2 330 km2，区域构造位置隶属于川中古隆起中斜平缓带乐山—龙女寺古隆起的东端轴部[24]。龙王庙组属于陆表海碳酸盐岩局限台地沉积，包括局限潟湖、颗粒滩、云坪等3个亚环境，沉积水体较浅，水动力较强，以颗粒滩的大面积发育为特征。纵向上，龙王庙组由2个向上变浅的沉积旋回构成，旋回底部以局限潟湖沉积为主，中上部以颗粒滩沉积为主，顶部可见云坪沉积，据此将其划分为2段[2]。除高台组尖灭线附近，研究区龙王庙组与下伏陆棚碎屑沉积的沧浪铺组和上覆混积潮坪沉积的高台组均为整合接触[25]（图 1）。钻井资料显示，区内龙王庙组与加里东运动形成的下古生界顶部风化剥蚀面最小距离仅20~30 m，大部分相距几十米到140余米不等[18, 20]。
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下载eps/tif图 图 1 研究区地质背景综合图（据文献[19]修改） Fig. 1 Comprehensive map of geological background of the study area |
龙王庙组储集层经历的成岩作用序列可归结为3个阶段：孔隙形成、表生岩溶差异改造、后期埋藏阶段[2-7, 18-22]。孔隙形成阶段的成岩作用主要有颗粒滩沉积、海底胶结、准同生大气淡水溶蚀与准同生白云石化。颗粒滩沉积形成层状孔渗层，差异胶结与选择性溶蚀使孔渗层呈现高孔渗区与低孔渗区的“花斑”状分布；表生岩溶差异改造阶段包括风化壳岩溶（龙王庙组距离上部风化剥蚀面较近，处于风化壳岩溶作用的潜流带或渗流带）与顺层岩溶（地表水由研究区西北部龙王庙组和高台组暴露区向研究区顺层流动）。先期孔渗层的“花斑”状分布决定了地下水的活动趋势，高孔渗区在岩溶作用下孔渗变得更高，低孔渗区因渗流粉砂充填，孔渗变差。这一时期龙王庙组储渗体分布基本定型；后期埋藏阶段的主要成岩作用有中—晚二叠世的热液矿物充填、晚二叠世以来的埋藏溶蚀与沥青充填。此外，还经历了印支期到喜马拉雅期的多期构造破裂。然而，上述作用并未改变龙王庙组储渗体的基本特征和时空分布。
综上所述，优质储层在表生岩溶阶段基本定型。岩溶过程中，由于地下水具有连通性，岩溶作用形成的孔洞系统在较大尺度上也必然是连通的。既然孔洞系统连通，那么渗透率肯定受孔隙度大小的影响，并因岩溶作用强弱而存在差异。这为利用岩溶作用强弱来划分储层类型，进而进行渗透率建模提供了依据。
2 储层特征 2.1 岩性特征川中磨溪—高石梯地区龙王庙组储集层受差异胶结与选择性溶蚀的影响，岩心常呈现为“花斑”状[图 2（a）]。13口井251张薄片资料分析表明，龙王庙组储集层岩性主要为晶粒白云岩与砂屑白云岩（体积分数占96%以上），少量为鲕粒白云岩。晶粒白云岩原始颗粒结构因白云石化作用而被破坏，大多数颗粒结构完全消失，部分残留颗粒幻影。晶粒粒级大多介于粗粉晶到细晶（0.01~0.25 mm），晶粒形状呈半自形—他形，表明晶粒是次生的，即重结晶或交代作用的产物[图 2（b）]。砂屑白云岩中，砂屑体积分数占粒屑的65%以上，粒级主要为细砂屑—中砂屑（0.1~0.5 mm），也常见鲕粒、生物碎屑，偶见陆源石英，分选中—好，具有一定的磨圆度，颗粒支撑，以点和线接触为主，粒间可见颗粒状白云石胶结物[图 2（c）]。受后期白云石化作用影响，部分原始颗粒结构模糊不清。鲕粒白云岩残余鲕粒结构清晰，以椭圆或圆形为主，鲕粒内部较为污浊，磨圆较好，颗粒支撑，多为点接触，粉晶白云石沿鲕粒呈栉壳胶结，局部见残余粒间孔或粒间溶孔[图 2（d）]。
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下载eps/tif图 图 2 岩性与储集空间特征 Fig. 2 Characteristics of lithologies and reservoir spaces （a）“花斑”状白云岩，溶洞发育，磨溪202井，4 648.01 m；（b）晶粒白云岩，晶间孔发育，磨溪13井，4 577.05 m；（c）砂屑白云岩，粒间亮晶白云石胶结，高石17井，4 506.67 m；（d）鲕粒白云岩，白云石沿鲕粒栉壳胶结，黑色沥青全充填于残余粒间孔，高石10井，4 650.73 m；（e）“蜂窝”状分布溶洞，磨溪204井，4 656.71 m；（f）“针孔”状溶孔，磨溪17井，4 659.85 m；（g）粒间溶孔，磨溪13井，4 578.25 m；（h）晶间溶孔，见萤石充填，磨溪13井，4 577.11 m；（i）铸膜孔与粒内溶孔，沥青全充填，磨溪12井，4 633.83 m；（j）构造缝，磨溪17井，4 621.03 m；（k）溶蚀缝，大部分被沥青充填，磨溪12井，4 624.28 m；（l）缝合线，磨溪17井，4 607.64 m |
研究区龙王庙组储层由于复杂成岩作用改造，储集空间类型多样，以溶洞（直径≥2 mm）、溶孔（直径＜2 mm）为主，次为晶间孔、粒间孔、裂缝。
溶洞主要由强烈的表生岩溶改造作用形成，为非组构选择性的次生孔隙，连通性好，层状稳定分布，形态不规则，大小几毫米到数厘米不等（多数为2~10 mm），部分被自生白云石、黄铁矿、沥青充填[图 2（e）]。龙王庙组溶洞发育较稳定，分布广泛，是重要的储集空间。
溶孔受表生岩溶改造作用相对较弱，虽然岩溶作用没有大幅度增加储集空间，但改善了溶孔之间的沟通作用。溶孔在岩心上呈“针孔”状[图 2（f）]，其主要类型有粒间溶孔、晶间溶孔和铸模孔，镜下均能见部分被沥青充填。粒间溶孔为粒间孔隙经溶蚀扩大形成，孔隙边缘常有溶蚀圆滑现象和胶结物残余，形态上多呈三角形或斑块状[图 2（g）]；晶间溶孔在晶间孔隙基础上溶蚀扩大，形状极不规则，晶体形态也因溶蚀变得不规则，见萤石充填[图 2（h）]；铸模孔为颗粒内部完全溶蚀所形成的孔，仅剩下颗粒的模，保留颗粒的外部形态，颗粒内部没有完全溶蚀时形成粒内溶孔[图 2（i）]。溶孔系统的储集性能较溶洞系统差，但仍然是区内重要的储集空间。
粒间孔与晶间孔几乎均未被表生岩溶作用改造，连通性较差，可见沥青充填。粒间孔形成于颗粒滩沉积期，经后期白云石充填，残余部分形状不规则[图 2（d）]；晶间孔多见于晶粒白云岩，孔径大小受晶粒大小控制，呈棱角状或不规则多边形[图 2（b）]。粒间孔与晶间孔均具有一定的储集性能。
裂缝在龙王庙组储层段普遍发育，其储集能力虽然有限，但能改善渗流条件，有利于后期成岩流体的运移和溶蚀改造，改善岩溶系统的连通性。裂缝类型主要包括构造缝、溶蚀缝和缝合线。构造缝边缘平直，延伸远，具有一定的方向性，充填程度一般不高[图 2（j）]；溶蚀缝由成岩流体溶蚀改造形成，形态不规则，发育期次较多，互相切割，多被白云石、沥青等全充填或半充填[图 2（k）]；缝合线以锯齿状或网状为主，几乎全部被泥质、沥青、白云石等充填[图 2（l）]。
2.3 物性特征5口井岩心溶洞统计表明，71%的溶洞直径＜5 mm，即大部分溶洞仍在标准柱塞样的表征范围内，标准柱塞样与全直径岩样具有可对比性。对应深度的标准柱塞样与全直径岩样孔渗对比结果显示：① 受储层非均质性影响，部分样本点偏离45°线较远；② 整体上，孔隙度样本点沿45°线对称分布，证实标准柱塞样与全直径岩样相同，可以表征大部分溶洞；③ 与标准柱塞样相比，全直径岩样渗透率有偏大的趋势，但不明显（图 3）。
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下载eps/tif图 图 3 全直径岩样与标准柱塞样孔隙度、渗透率对比 Fig. 3 Contrast of porosity and permeability between full diameter core and standard plunger core |
5口井岩心裂缝统计表明：① 裂缝以构造缝为主；② 裂缝以小裂缝为主，未发育大裂缝（缝宽＞5 mm），中裂缝（缝宽1~5 mm）9条，小裂缝（缝宽小雨1 mm）384条；③ 裂缝以低角度缝和直立缝为主，低角度缝320条，斜交缝25条，直立缝122条；④ 裂缝充填物中，泥质充填32条，黄铁矿充填5条，石英与沥青充填各2条，方解石充填1条。
3 储层类型划分与识别川中磨溪—高石梯地区龙王庙组储层经历了复杂成岩作用改造和多期构造破裂，裂缝具有普遍发育的特征，但笔者在储层类型划分时，未考虑裂缝的影响，其原因为：① 产能高低与裂缝发育程度无明显相关性，例如，磨溪11、高石6、磨溪16等3口井测试日产天然气分别为217.5万m3、104.7万m3、11.5万m3，裂缝密度分别为0.17条/m、2.22条/m、6.38条/m，呈现产能高而裂缝密度低的特征；② 全直径岩样渗透率与标准柱塞样渗透率相比，无明显增大趋势；③ 裂缝在一定程度上隶属于岩溶系统，更多的是作为溶蚀成岩流体的运移通道，起优化岩溶系统的作用；④ 裂缝主要为小裂缝，地表条件缝宽＜1 mm，深埋藏条件下受压实作用的影响，裂缝宽度将减小，有效性大大降低。
因此，在小裂缝普遍发育的背景下，根据岩溶作用强弱，着重考虑储集空间与孔隙结构等2个因素[26-28]，利用电成像测井、岩心照片、岩石薄片、高压压汞、核磁共振等资料，划分出3种储层类型：溶洞型、溶孔型与基质孔隙型。
3.1 溶洞型该类储层经岩溶作用强烈改造，溶洞大量发育。岩心溶洞清晰可见[参见图 2（e）]，电成像测井见密集分布的“蜂窝”状低阻暗色圆形斑块[图 4（a）]。较小尺寸的溶洞在薄片上显示明显，被白云石、沥青部分充填。
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下载eps/tif图 图 4 不同类型储层电成像测井特征 Fig. 4 Resistivity imaging characteristics of different types of reservoirs |
孔隙结构方面，溶洞型储层优于溶孔型与基质孔隙型储层。压汞毛管压力曲线两头陡、中间缓，中间平缓段的进汞饱和度从10%延伸至70%左右，所占饱和度比例较大且对应毛管压力较小，排驱压力与中值压力均较小，表明大部分孔隙的孔径大、连通性好；歪度较大、峰态较大，表明孔径分布偏集中于大孔；变异系数较大，表明孔径分布不均匀，既有大孔，也有小孔；图解孔径＞2 μm的部分所占比例为68.9%~77.0%（表 1、图 5）。核磁共振横向弛豫时间（T2）为1~2 000 ms，主峰位于400~ 1 100 ms，且幅度很大；T2算数平均值超过180 ms、几何平均值超过545 ms，表明大孔占孔隙的主要部分；T2截止值变化范围较大，表明孔隙结构复杂，这与复杂成岩作用改造相符（表 2、图 5）。
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下载eps/tif图 图 5 不同类型储层压汞毛管压力曲线与核磁共振T2分布特征 Fig. 5 Mercury injection capillary pressure and NMR T2 distribution characteristics of different types of reservoirs |
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下载CSV 表 1 不同类型储层压汞主要参数统计 Table 1 Main parameters of mercury injection capillary pressure of different types of reservoirs |
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下载CSV 表 2 不同类型储层核磁共振主要参数统计表 Table 2 Main parameters of NMR of different types of reservoirs |
该类储层岩溶作用相对较弱，储集空间主要为溶孔，伴随有少量尺寸较小的溶洞。电成像测井图上见暗色小点[图 4（b）]，岩心上溶孔呈“针孔”状[参见图 2（f）]，须在薄片上才能观察出溶孔的具体形态[参见图 2（g）~（i）]。
与溶洞型储层相似，溶孔型储层压汞毛管压力曲线两头陡、中间缓，但中间平缓段更短，其进汞饱和度从10%延伸至50%左右，对应毛管压力更大，排驱压力与中值压力也均有所增大，表明主要孔径减小、连通性变差；歪度减小、峰态减小，表明孔径分布向小孔靠近；变异系数减小，表明孔径分布均匀性增强，大孔少，以小孔为主；图解孔径＞2 μm的部分所占比例为47.16%~70.53%，明显减小（表 1、图 5）。T2谱主峰左移，幅度大大减小；T2算数平均值为90 ms左右、几何平均值＜400 ms，表明孔径明显减小（表 2、图 5）。
3.3 基质孔隙型此类储层几乎不受岩溶作用影响，主要储集空间为晶间孔和粒间孔。电成像测井图上无明显暗色斑点[图 4（c）]，晶间孔与粒间孔仅能在薄片上较为清晰地识别[参见图 2（b），（d）]。
与溶洞、溶孔型储层相比，基质孔隙型储层的压汞毛管压力曲线分2段，平缓段从进汞饱和度5%一直延伸到进汞结束，且对应毛管压力明显增大，排驱压力与中值压力也均明显增大，表明孔径较小；歪度小、峰态大，表明孔径分布集中于小孔；变异系数最小，表明孔径分布最均匀，基本只有小孔；图解孔径＞2 μm的部分所占比例为1.91%~ 8.17%（表 1、图 5）。T2谱主峰左移明显、幅度小，位于30~150 ms；T2算数平均值为26 ms、几何平均值为56 ms，表明孔径在3种储层类型中最小（表 2、图 5）。
3.4 储层类型识别首先进行储层识别，即利用常规测井资料排除非储层。储层与非储层的常规测井响应差异较大，储层自然伽马值低，井径不稳定，密度测井值＜2.84 g/cm3，中子测井值＞4 pu，声波测井值＞146.6 μs/m，深侧向电阻率值＜4 000 Ω·m。不同类型储层之间，常规测井响应无明显分界线，仅在整体上表现出：溶洞型、溶孔型与基质孔隙型储层的孔隙度依次减小，深侧向电阻率依次增大（图 6）。
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下载eps/tif图 图 6 不同类型储层常规测井响应特征 Fig. 6 Conventional logging response characteristics of different types of reservoirs |
特殊测井可用来进一步识别储层类型，如3类储层的电成像测井响应特征差异明显，在核磁共振测井上也有较明显的表现：溶洞型储层T2分布范围最广、主峰最高、有效储集空间最多；溶孔型储层T2分布范围有所减小、主峰高度降低；基质孔隙型储层核磁响应非常微弱（图 7）。这样，常规测井结合电成像、核磁共振测井，可有效识别储层类型。
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下载eps/tif图 图 7 磨溪202井龙王庙组渗透率计算结果（4 622~4 715 m） Fig. 7 Permeability calculation result of Longwangmiao Formation in well Moxi 202(4 622-4 715 m) |
在识别储层类型的基础上，分析3类储层标准柱塞样与全直径岩样的孔渗关系特征。其中，标准柱塞样在3类储层中均有一定数量分布，而全直径岩样基本集中于溶洞型储层。
标准柱塞样统计结果显示：① 不分类情况下，样品的孔渗关系差，一定数量样品表现出高孔、低渗或低孔、高渗的特征[图 8（a）]；② 与全直径岩样相比，标准柱塞样表征尺度小，难以有效表征储层溶洞特征，使得孔渗相关性较差[图 8（b）]；③ 溶孔型储层非均质性相对较弱，标准柱塞样可有效表征其孔渗特征，这类储层的储集空间连通性较好，孔渗相关性较好，相关系数为0.76[图 8（c）]；④ 基质孔隙型储层的储集空间连通性差，孔渗相关性也差，相关系数为0.39，但其孔隙度、渗透率总体都很小，这类储层在研究区发育较少，所以可以将回归公式用于渗透率计算[图 8（d）]。
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下载eps/tif图 图 8 渗透率解释模型 Fig. 8 Permeability interpretation models |
全直径岩样统计结果显示：① 不分类情况下，少数溶孔型与基质孔隙型样本点使得孔渗相关性较差[图 8（e）]；② 全直径岩样表征尺度较大，排除了孔渗层“花斑”状分布的干扰，体现出岩溶系统的整体性，溶洞型储层的孔渗相关性良好，相关系数为0.69[图 8（f）]。
综上所述，根据表征尺度的差别，用全直径岩样建立溶洞型储层渗透率解释模型，用标准柱塞样建立溶孔型与基质孔隙型储层渗透率解释模型
| $ \mathit{PER}{\mathit{M}_{溶洞型}}{\rm{ = 0}}{\rm{.022}}\;{\rm{6}}\;{{\rm{e}}^{{\rm{0}}{\rm{.513}}\;{\rm{9}}\mathit{POR}}} $ | (1) |
| $ \mathit{PER}{\mathit{M}_{{\rm{溶孔型}}}}{\rm{ = 0}}{\rm{.000}}\;{\rm{4}}\;{{\rm{e}}^{{\rm{0}}{\rm{.851}}\;{\rm{9}}\mathit{POR}}} $ | (2) |
| $ \mathit{PER}{\mathit{M}_{{\rm{基质孔隙型}}}}{\rm{ = 0}}{\rm{.001}}\;{\rm{2}}\;{{\rm{e}}^{{\rm{0}}{\rm{.596}}\;{\rm{1}}\mathit{POR}}} $ | (3) |
式中：PERM为渗透率，mD；POR为孔隙度，%。
5 实例应用运用上述模型对川中磨溪—高石梯地区龙王庙组多口井进行渗透率测井解释，解释结果显示计算渗透率与岩心分析渗透率接近。同时，常规Timur[29]公式[式（4）]与核磁Coates等[30]模型[式（5）]的解释准确度均不如分类计算方法高。
| $ \mathit{PERM}{\rm{ = 0}}{\rm{.136}}\frac{{\mathit{PO}{\mathit{R}^{{\rm{4}}{\rm{.4}}}}}}{{\mathit{SIR}{\mathit{R}^{\rm{2}}}}} $ | (4) |
| $ \mathit{PERM}{\rm{ = }}{\left( {\frac{{\mathit{POR}}}{\mathit{C}}} \right)^{\rm{4}}}{\left( {\frac{{\mathit{FFI}}}{{\mathit{BVI}}}} \right)^{\rm{2}}} $ | (5) |
式中：SIRR为束缚水饱和度，%；C为地区系数；FFI为可动流体孔隙度，%；BVI为束缚流体孔隙度，%。经岩心刻度，SIRR取值为20%，C取值为14.22。
Timur公式在溶洞型储层的计算结果较为准确，而在溶孔型储层计算结果明显偏大，在基质孔隙型储层计算结果明显偏小（参见图 7）。这是由于溶洞型储层孔隙度大、孔隙结构好，满足Timur公式的应用条件。相对于溶洞型储层，溶孔型与基质孔隙型储层的孔隙度较小、孔隙结构较差，Timur公式不再适用。
核磁Coates等模型所计算渗透率的偏差更大，在溶洞型与基质孔隙型储层都明显偏小，在溶孔型储层明显偏大。另外，少数核磁响应较弱的溶孔型储层段，其计算结果偏小（参见图 7）。这种偏差主要由2个原因造成：一是核磁共振测井难以有效反映尺寸较大的溶洞；二是储层孔隙结构非常复杂，T2截止值难以准确计算，导致FFI与BVI的计算结果本身就存在较大误差。
总之，分类建模的方法在研究区适用性最强，渗透率计算结果与岩心分析数据相关性最好，其解释结果能准确表征非均质性极强的滩控岩溶型白云岩储层渗透率。
6 结论（1）根据岩溶作用强弱，着重考虑储集空间与孔隙结构等2个因素，将川中磨溪—高石梯地区龙王庙组非均质性极强的滩控岩溶型白云岩储层划分为相对均质的3类储层，分别为溶洞型、溶孔型与基质孔隙型。
（2）分类建模就是有效运用全直径岩样与标准柱塞样2类物性分析资料，借助其表征尺度的差异，利用全直径岩样建立溶洞型储层渗透率解释模型，利用标准柱塞样建立溶孔型与基质孔隙型储层渗透率解释模型。
（3）分类建模的方法在川中磨溪—高石梯地区龙王庙组具有良好的适用性，计算渗透率与岩心分析结果吻合度高，达到了提高解释精度的目的，较好地解决了滩控岩溶型白云岩储层渗透率准确计算的难题，为后续储层评价提供了可靠的渗透率参数。
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