蔡李梅,叶素娟,付　菊,南红丽,蒙　欣

(中国石化西南油气分公司 勘探开发研究院，成都 610041)

在通常的储层分类评价中，一般采用孔隙度作为主要评价指标来确定有效储层并对储层进行分类评价[1-5]。在孔隙结构相对简单的地区，评价结果与实际生产情况有较好的匹配性；但是，对于孔隙结构复杂的储层，以孔隙度为基础的评价结果通常与实际生产状况具较大差异。因此，需要采用能够综合反映储层的储渗、运聚和产出能力的渗透率作为基本评价指标，开展基于渗透率的致密砂岩储层精细评价。由此可见，渗透率单井、平面的准确预测至关重要。

前人针对致密非均质砂岩已尝试运用多种方法建立渗透率预测方法和模型[6-13]。目前，针对致密非均质砂岩储层渗透率的预测方法和模型主要基于流动单元分类[6]、砂岩组构分类[7]、分形理论[8]以及神经网络理论[9]等。这些方法主要从岩石物理参数(孔隙度、渗透率、储层质量指数RQI等)出发，通过分析这些参数的典型测井响应特征，采用不同的统计学方法建立多测井参数的渗透率预测模型。这些方法主要存在3方面的问题：①没有分析控制渗透率的主要地质因素，当岩石物理参数与测井曲线间没有明显相关性时，难以建立可靠的渗透率预测模型。②微裂隙可以明显改善致密砂岩储层的渗透性；但是，微裂隙通常不具有典型的测井、地震响应特征，导致裂缝预测一直是储层研究中的难点。③这些方法主要针对单井，普遍仅具有单井(点)渗透率可预测性，不具备平面可预测性；而渗透率的平面准确预测却正是致密砂岩储层精细预测、评价的关键。

本次研究从影响致密砂岩储层渗透率的地质主控因素出发，在总结影响渗透率的地质主控因素基础上，开展各项因素测井敏感参数及地震响应特征分析，并建立相应的测井及地震预测模型，最终实现地震-地质约束的多参数渗透率综合预测(图1)，为基于渗透率的非均质致密砂岩储层的精细评价奠定基础。

1　区域地质背景

中江气田位于四川盆地西部、川西拗陷东斜坡带地区，东临川中古隆起，西临成都凹陷，南接龙泉山构造带，北接梓潼凹陷，区内整体构造形态为“三隆夹一凹”特征，总面积达2 350 km2(图2)。

中江气田取得油气成果的层系从上到下分别为上侏罗统蓬莱镇组、中侏罗统上沙溪庙组、下沙溪庙组及下侏罗统自流井组大安寨段，通过近5年的勘探开发取得了丰硕的成果。目前，沙溪庙组完钻井共189口，前后有80口井投入试采，累计产气逾10亿立方米。气田经历了勘探阶段、水平井试验与初步建产、新层系评价与建产、扩大评价等阶段，随着开发进程的不断深入，研究目标也越来越复杂，勘探风险逐步增大。2018年主要勘探评价目标还是在沙溪庙组。通过最新一轮的清理，该地区潜在资源量为数百亿立方米，仍具有勘探潜力。因此，研究优质储层的精细预测和评价是很有必要的。

图1　多参数约束的致密砂岩储层渗透率预测技术流程图Fig.1　Flow chart for permeability prediction technique based on multi-parameter constrains

图2　川西拗陷中江气田构造分布图Fig.2　Structural map of the Zhongjiang gas field in western Sichuan Basin

2　储层基本特征

根据中江气田沙溪庙组2 408块岩石薄片鉴定结果统计，储层岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，占总样品数的90.4%(图3)。砂岩中石英的平均质量分数(w)为56.2%，长石的平均质量分数为22.9%，岩屑的平均质量分数为20.9%，成分成熟度为1.28。

图3　中江气田沙溪庙组砂岩碎屑组成Fig.3　Clastic compositions of sandstones of the Shaximiao Formation in the Zhongjiang gas fieldⅠ.石英砂岩； Ⅱ.长石石英砂岩； Ⅲ.岩屑石英砂岩； Ⅳ.长石砂岩； Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩； Ⅶ.岩屑砂岩

镜下薄片观察及X射线衍射分析结果表明，研究区沙溪庙组砂岩填隙物以碳酸盐胶结物和黏土矿物为主，少量硅质胶结物。碳酸盐胶结物主要为方解石，平均质量分数为2.32%，白云石少量；黏土矿物平均质量分数为11.21%，主要为绿泥石，其次为高岭石、伊利石等。岩石粒度以中、细粒为主，粗粒少量；岩石接触关系以接触式、接触-孔隙式为主；颗粒分选性为好-中等；磨圆度中等-较差，以次棱角状为主。

根据中江气田沙溪庙组3 490块岩心物性分析资料统计(图4)，砂岩孔隙度(q)呈偏畸的正态分布，孔隙度平均为8.40%，其中孔隙度为9%～12%的占总样品数的52.0%；砂岩渗透率(K)呈明显的正态分布，渗透率平均为0.132×10-3μm2，其中渗透率为(0.08～0.32)×10-3μm2的占总样品数的61.0%。因而从储层物性总体特征来看，沙溪庙组属于低孔特低渗致密储层。

从中江气田沙溪庙组储层孔-渗关系图(图5)可以看出，大部分样品孔渗关系较好，随着孔隙度的增大渗透率有明显变好的趋势，储层类型以孔隙型为主，储层的储集和渗透能力依赖于基质孔隙与喉道；但是也有部分样品孔-渗相关性较差，表现在同样的孔隙度情况下，渗透率有着数量级的差别，表明储层中也发育有微裂缝。

3　影响渗透率的地质主控因素

对中江气田沙溪庙组1 075块样品的岩心孔渗数据及普通薄片鉴定数据统计分析，综合对比相同孔隙度下不同渗透率样品点的碎屑组分、粒度、分选性等岩石学特征以及微裂缝发育程度，认为影响渗透率的因素主要包括孔隙度、岩石粒度及微裂缝的发育程度。

3.1　碎屑组分含量

沙溪庙组砂岩骨架颗粒中石英的质量分数主要为40%～60%(占总样品数的91.4%)，长石的质量分数主要为30%～50%(占总样品数的86.8%)，岩屑的质量分数主要为10%～30%(占总样品数的95.1%)。岩性共有5类，以岩屑长石砂岩为主，占76.6%；其次为长石岩屑砂岩，占13.8%；长石砂岩、岩屑砂岩及岩屑石英砂岩共占9.6%。通过相同孔隙度下不同碎屑组分含量与渗透率的关系对比(图6)，认为碎屑组分含量与渗透率相关性较差，可见碎屑组分含量的差别对渗透率影响较小。

图4　中江气田沙溪庙组储层孔隙度、渗透率频率分布直方图Fig.4　Histogram showing porosity and permeability frequency for the Shaximiao Formation in the Zhongjiang gas field

图5　中江气田沙溪庙组孔-渗散点图Fig.5　Scatter diagram for the porosity and permeability of the Shaximiao Formation in the Zhongjiang gas field

图6　中江气田沙溪庙组不同碎屑组分含量与孔渗关系图Fig.6　Relationship between rock composition and porosity-permeability of the Shaximiao Formation in the Zhongjiang gas field

3.2　岩石粒度

研究区沙溪庙组砂岩以中粒为主，占59.7%；其次为细粒，占39.1%；粗粒仅占1.2%。不同粒度样品的孔渗统计分析表明(图7)，3种粒度的砂岩表现出不同的孔渗关系曲线，中、粗粒砂岩孔渗相关性较好，细粒砂岩的孔渗相关性较差；且在相同的孔隙度下，渗透率与粒度呈现明显的正相关关系，粒度越粗的砂岩渗透率越好。从中江气田沙溪庙组压汞数据(表1)可以看到，粒度较粗的砂岩其中值半径更大，孔隙喉道更粗。薄片鉴定数据也表明，粒度较粗的砂岩其胶结物及泥质含量更低(图8)，有利于孔喉的保存。可见，岩石粒度是影响渗透率的重要因素之一。

3.3　分选性

研究区沙溪庙组结构成熟度中等，分选性基本为好和中等，分别占总样品数的75.7%、24.1%；磨圆度相差不大，为次棱角状。从不同分选性的砂岩与孔渗关系图可看到(图9)，相同的孔隙度情况下，分选性与渗透率没有明显的相关性，对渗透率影响较小。

3.4　微裂缝发育程度

3.4.1微裂缝对渗透率的影响

微裂缝包括成岩缝、构造动力缝及异常压力缝。成岩缝是在成岩过程中形成的微裂缝，包括压实作用、脱水收缩作用形成的收缩缝和溶蚀或压溶作用形成的贴粒缝。构造动力缝是在构造运动影响下，由于构造应力变化引起岩石破裂而形成的裂缝。异常压力缝是由于异常高压，致使矿物颗粒发生破裂而形成的微裂缝[14-16]。显微镜下可见沙溪庙组储层中发育成岩缝、构造动力缝等(图10)，它们的存在极大地提高了局部井区储层的渗透率，如A3井2 525.4 m深度发育成岩缝，A19井1 959.58 m深度发育构造动力缝，岩样的渗透率分别为2.427×10-3μm2、1.479×10-3μm2，比研究区沙溪庙组储层渗透率的平均值(0.132×10-3μm2)高了一个数量级。

图7　中江气田沙溪庙组不同粒度砂岩的孔渗散点图Fig.7　Relationship between grain size and porosity-permeability of the Shaximiao Formation in the Zhongjiang gas field

表1　中江气田沙溪庙组不同粒度砂岩的孔隙结构参数表Table 1　Parameters of pore textures for different grain size sandstones of the Shaximiao Formation in the Zhongjiang gas field

图8　中江气田沙溪庙组不同粒度砂岩的填隙物含量对比图Fig.8　Relationship between grain size and interstitial filling content of the Shaximiao Formation in the Zhongjiang gas field

图9　中江气田沙溪庙组不同分选性砂岩孔渗散点图Fig.9　Relationship between the sorting characteristics and porosity-permeability of the Shaximiao Formation in the Zhongjiang gas field

3.4.2裂缝发育控制因素

研究表明，裂缝发育程度主要受岩性、岩层厚度和断层、褶皱等构造因素的控制。结合研究区沙溪庙组砂岩中微裂缝的发育特征，通过裂缝发育的地质主控因素分析可知，微裂缝发育主要受砂体构型及到断层的距离共同影响。

a.砂体构型

中江气田沙溪庙组主要发育水下分流河道沉积微相，砂体以复合分流河道砂体为主。砂体叠置关系对储层渗透率有着重要的影响，因此本次研究开展砂体构型分析。复合分流河道单砂体识别主要从垂向和横向进行，垂向分期采用电性法识别单砂体厚度，平面分界采用单井对比结合地震方法。在垂向单砂体划分基础上，按照砂体垂向叠置关系，将砂体构型分为两大类，即复合型和均一型。复合型构型主要由于水动力频繁变化、河道迁移变化所致。均一型构型则由河道的进积、退积叠置和侧积叠置形成。

通过开展不同砂体构型的孔隙度与渗透率相关性可知(图11)，研究区砂体中复合型砂体构型具有较好的孔渗相关性，且储层渗透率较均一型砂体要高。

图10　中江气田沙溪庙组裂缝显微照片Fig.10　Photomicrographs showing fracture of the Shaximiao Formation in the Zhongjiang gas field(A)成岩缝，q=4.84%，K=2.427×10-3μm2,A3井，深度2 525.4 m，50×，单偏光；(B)构造动力缝，q=12.49%，K=1.479×10-3μm2，A19井，深度1 959.58 m，50×，单偏光

b.到断层的距离

研究裂缝发育区与断层的距离发现，裂缝发育区主要分布在断层附近。 据到烃源断层的距离与砂体裂缝发育密度相关图可知(图12)， 到断层的距离与裂缝发育程度呈较明显的负相关关系，距离断层越近裂缝密度越大，呈近断层裂缝发育的特征。

图11　中江气田沙溪庙组不同砂体构型储层孔-渗相关图Fig.11　Relationship between sandstone configuration and porosity-permeability of the Shaximiao Formation in the Zhongjiang gas field

图12　中江气田沙溪庙组砂体到断层的距离与裂缝发育密度相关图Fig.12　Relationship between the distance from sand body to the fault and the fracture density of the Shaximiao Formation in the Zhongjiang gas field

铸体薄片镜下观察也表明，近断层发育的复合型砂体相对更发育微裂缝。A2井2 606.08 m深度的砂体为复合型构型，到断层的垂向距离为1.2 km，镜下见3条微裂缝贯穿薄片(图13-A)；而A19井2 659.60 m深度的砂体为均一型构型，到断层的垂向距离为5.1 km，镜下未见微裂缝(图13-B)。同样的孔隙度下，前者渗透率为955×10-3μm2，后者渗透率仅为0.378×10-3μm2。

4　渗透率预测模型

在前述影响渗透率主控因素研究的基础上，开展了以下几方面工作：①建立了孔隙度、粒度的测井及地震预测模型，完成孔隙度、粒度的单井、平面预测。②建立了可以综合表征裂缝发育程度的裂缝发育指数计算模型，完成了裂缝发育程度的单井、平面预测。③建立了基于孔隙度、粒度及裂缝发育指数的地震-地质约束的多参数渗透率综合预测模型，实现高精度的致密砂岩储层渗透率单井、平面预测。

4.1　孔隙度、粒度的测井、地震模型

以46个实测样品的孔隙度(q)、粒度中值(Dm)为基础，通过多元线性回归方法，分析实测孔隙度、粒度中值与测井参数的相关性，分别选择声波测井值AC(Δt)、ΔGR(Δγ)建立了孔隙度、粒度中值测井解释模型

q=0.4853 Δt-26.725

图13　中江气田沙溪庙组微裂缝显微照片Fig.13　Photomicrographs showing fractures in the Shaximiao Formation(A)砂体构型为复合型，到断层的距离1.2 km，发育微裂缝，q=11.32%，K=955×10-3μm2，A2井，深度2 606.08 m，50×，单偏光； (B)砂体构型为均一型，到断层的距离5.1 km，裂缝不发育，q=11.0%， K=0.19×10-3μm2，A19井，深度3 073.76 m，50×，单偏光

Dm=2.7943 Δγ+1.7207

其中Δγ=(γ-γmin)/(γ-γmax)。

通过分析实测孔隙度、粒度中值与地震参数如振幅、波阻抗(Z)的相关性，结合相带精细刻画以及地质统计学岩性反演结果，优选波阻抗值建立了孔隙度、粒度中值的地震预测模型

q=-0.0020Z+30.4138

Dm= -1.1×10-4Z+3.096

4.2　裂缝发育程度预测模型

由于微裂缝不具有典型的测井、地震响应特征，导致裂缝预测一直是储层研究中的难点。前人针对构造成因的裂缝预测已进行过研究[17-20]，但其方法在微裂缝相对发育的致密储层中适应性较差。

本次采用地质、地震数据共同开展裂缝发育程度的综合预测研究。前述地质分析表明，裂缝发育主要受砂体构型及到断层的距离等因素共同影响，同时，裂缝及断层发育区具有“高相干、高曲率” 的特征；因此，本次研究优选了相干、曲率等地震参数，结合砂体构型、到断层的距离等分析，完成了微裂缝的地震-地质综合预测。

通过多元线性回归统计方法，确定了砂体构型(T)、到断层的距离(d)、相干(i)和曲率(κ)等参数的权重系数，建立了表征裂缝发育程度的复合参数——裂缝发育指数(IFD)的计算模型

IFD=-35.219+0.0747T-0.010353d+36.7045i+380.245κ

式中：对应均一型和复合型构型，T分别取值1和2；d为井点到断层的垂直距离；相干(i)及曲率(κ)为地震预测值。

4.3　渗透率预测模型及应用效果

在上述孔隙度、粒度中值及裂缝发育指数计算的基础上，通过多参数拟合方法，建立了渗透率的综合预测模型

K=exp(1.9412+0.25645q-4.11463Dm+2.50071IFD)

采用上述模型对研究区沙溪庙组砂岩46个已知渗透率样品进行了多参数渗透率计算，并与孔隙度单一参数渗透率计算结果进行对比，对比分析表明，多参数预测模型计算渗透率与实测渗透率具有更好的一致性 (图14、图15)。

图14　多参数预测渗透率与实测渗透率交汇图Fig.14　Cross plot for the predicted permeability and measured permeability based on multi-parameter prediction model

图15　多参数预测渗透率、单一参数预测渗透率与实测渗透率对比图Fig.15　Comparison of multi-parameter permeability prediction model,single permeability prediction model and measured permeability

5　结 论

a.川西拗陷中江气田沙溪庙组致密砂岩气藏属于低孔、特低渗致密砂岩储层，储层中微裂隙较发育且非均质性较强，导致砂岩的孔、渗相关性较差。

b.通过开展渗透率与碎屑组分、粒度、分选性及微裂缝发育程度的相关性分析，提出影响渗透率的因素主要包括孔隙度、岩石粒度及微裂缝的发育程度。

c.在建立孔隙度、粒度中值、裂缝发育指数预测模型的基础上，通过多元线性回归统计方法，建立了多参数渗透率综合预测模型。与孔隙度单一参数预测模型计算结果相比，新模型计算结果与实测渗透率具有更好的一致性。

d.通过本研究形成的地震-地质约束的多参数渗透率综合预测方法，提高了致密砂岩储层渗透率单井、平面预测的精度，为基于渗透率的储层精细评价奠定了基础。