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孔隙结构特征参数的确定方法

孔隙结构特征参数是描述岩石孔隙结构特征的定量指标，常用正态分布法、矩法（也称地质混合经验分布法）确定储层岩石的孔喉均值、孔隙分选系数、歪度等孔隙结构定量特征参数，并在油田开发中得到了广泛的应用。

对于一些具有较大的孔隙度和渗透率及原始粒间孔隙遭到破坏不多的中、高渗透率砂岩储层，大多数储层岩石孔隙喉道大小遵从正态分布，因此，可利用正态分布法确定岩石孔隙结构特征参数。而低渗透砂岩储层，具有较小的孔隙度和渗透率，在各种成岩作用以及构造应力的作用下，岩石具有包括片状微裂缝等在内的复杂孔隙结构，多数已不具有正态分布规律，用单一的孔喉大小分布模型研究低渗透储集层的孔隙结构不符合实际情况，所以，利用正态分布法确定低渗透储层的孔隙结构特征参数就不合理了。矩法考虑了储层的成岩作用及后生作用对岩石孔隙结构的影响，利用地质混合经验分布的数字特征描述孔隙结构的特征参数，其原理及处理方法符合低渗透储集层孔隙结构的实际情况（王长城等，2003）。因此，对于川东南地区低孔低渗储层，矩法应是确定其孔隙结构特征参数的合理方法。

该方法将孔喉半径和进汞饱和度这一组观测值按喉道大小分为10～15个区间，用数学语言把关于观测值的信息概括为可进行处理的数学方法，岩石孔喉的重要数学特征参数有以下几种。

（1）均值

均值是位置特征参数之一，它是描述实验数据取值的平均位置。对储集岩的孔隙结构来说，表示全孔喉分布的平均位置。均值可以用观测值的加权平均得到，即

复杂储层识别及预测

式中xi为区间的始值（中值、末值亦可），对于储集岩来说用Φ值表示；△Si为观测值。

（2）标准差（σ）

标准差属于散布特征参数，它是描述以均值－为x中心的散布程度。孔隙结构研究中标准差用来描述孔喉大小的分选程度，它也可以称为孔喉的分选系数（Sp）。标准差可用以描述实验数据在整个数轴上的分散程度。对于孔隙系统来说，孔喉分选越好，其分选系数越小。标准差σ可表示为：

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（3）变异系数（C）

变异系数是标准差对平均值之比，是观测值相对变化性的一种很有用的度量。它用以描述孔喉平均值和分选程度的比较。若孔喉的平均值（Φ值）越大（细孔越多）、分选越好（都是细孔），则C值越小。在一定范围内，C值可以反映储集岩孔隙结构的好坏。一般来说，C值越大，则表示储集岩的孔隙结构越好。变异系数表示为：

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（4）歪度（Sk）

歪度是分布特征参数之一，它是分布不对称的测度，又可称为偏度。歪度表示分布相对于平均值来说是偏于大孔还是偏于小孔，一般在＋2～－2之间，可表示为：

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储层喉道下限的确定

碳酸盐岩的孔隙结构除了受到成岩后生变化的影响外，还受到不同规模裂缝发育的影响，从而使其分类评价和下限确定变得更为复杂。

在一个储油气层中，连续含油气剖面上有不同岩性的储集岩，此时，截然将储集岩划分成有储集性和无储集性两类是比较困难的。因为储集岩的孔隙空间很不均匀，特别是碳酸盐岩油气层更是如此。一种简单的方法是用喉道大小作为储集岩的下限标准。

根据样品的毛管压力资料计算喉道半径对渗透率的贡献值，当渗透率的贡献值累积达时所对应的喉道半径，相当于岩石中流体难流动的临界孔喉半径（叶庆全等，2002），此时小于该值的孔喉半径对渗透率几乎没有意义。因此，可把渗透率累积贡献值为时所对应的孔喉半径视作喉道下限Rc。

当前国外油气储层研究的五大趋势

对储层沉积学的研究日益从宏观向微观方向发展

（1）岩性油气藏的勘探要求掌握沉积地质体的几何学特征（Ravenne，et al.，1989；，1993），即宏观非均质性的研究。

（2）加强层内非均质性研究，以露头和成熟油田研究为基础建立层内储层非均质性的地质模型。

（3）各种次生孔隙形成的成因机理也不断地有了新的见解和模式（，1986；，1986；Scherer，1987；，1989），为储层物性的预测和模拟提供了一定的依据，但不同成因盆地油气藏储层的次生孔隙定量研究和预测仍处在探索阶段。

对储层的描述和预测日益从定性向定量方向发展

（1）为了对地下储集体的孔渗进行计算和预测，以解决油气生产的实际需要，不少学者对此进行了大量的研究工作（，1987；Schmoher，1989；Robert，1991；，1992），并提出了一些经验公式或数学模型，但往往公式中的一些参数在实际应用中难以或无法确定。

（2）定量描述储层物性参数的三维空间展布是近年来油气藏数值模拟技术对储层研究提出的新要求。

（3）定量描述和预测储集体在横向上的连续性或空间展布特征，即开展储层（随机）建模或模拟研究已成为储层地质学家近年来的重点攻关内容，这也正是为满足油田开发、加密钻井和扩边井确定的需要。比较沉积学是这一研究的基础，计算机技术（尤其图形工作站）是实现其目的的重要手段和硬件。

理论沉积学向应用沉积学发展并形成储层表征技术

（1）第十三届国际沉积学大会、石油大会把储层沉积学和建立地质模型列为重点。

（2）20世纪80年代后期储层地质学、开发地质学的迅速复苏和再度崛起，是造成这一形势的前提。

储层表征从单学科向多学科协同研究发展

从目前国际上对储层的研究来看，主要有三个研究内容或角度，其目的是从不同的侧面对油气储层的物性特征和空间特征进行研究：

（1）为建立储层地质模型而大力开展露头储层和井下地质研究，已成为储层地质学新的研究范畴。

（2）测井资料数字处理技术的发展为油气藏描述和储层模拟与验证提供了基础。

（3）随着计算机技术的迅猛发展，储层地震勘探和模拟预测技术进一步发展与革新。

各种模拟方法和软件的不断涌现使储层的研究进一步计算机化

（1）常见的储层模拟或随机建模方法主要有：转带法（turning bands method）；协同克里格法／泛克里格法（Cokrging/universal Kriging）；指示克里格法（indicator Kriging method）；条件概率模拟（conditional probability simulation）；蒙特卡洛法（Monte crlo）；分形几何法（fractal geometry）；增强截断高斯法（enhance truncated Gaussian）。

（2）模拟软件的种类繁多。

国内油气储层研究现状、问题及今后研究的重点

尽管储层地质学，尤其是地质模型的研究在某些方面已达到或接近国际水平，但我国储层研究总体上还存在着一些不足之处：

（1）在手段上比较落后，在用计算机对地震和测井的处理手段及图形显示方面还存在着相当大的差距，目前主要是引进国外软件；另外地质解释的精度方面还相差甚远。

（2）各学科联合作战方面，虽然大家都已经明确了地质、地震、测井、测试及计算机相结合的优越之处和必由之路，但联合作战方面尚很不足，特别是综合研究方面显得相当薄弱，主要问题是科研人员的知识面较窄和长期单学科独立作战的习惯和观念一时难以扭转。

（3）在用计算机进行储层模拟和预测方面，研究力量相当薄弱，尤其是在储层模拟或随机建模中如何将地质描述转换为定量模型的研究还很不深入。这一点对于碎屑岩储层是这样，对于碳酸盐岩储层更是如此。

（4）在建立地质模型方面，还没有普及，许多储层地质工作者还陷在原来的模式之中，对各类模型的概念和建模思想了解得不够透彻，reservoir characterization和modelling此二词尚未完全为人们所接受。不能把建模仅仅理解成为最终画一张模式图。

（5）在建立地质知识库方面起步较晚，建立的标准地质剖面还很少，对于相似地质条件的类比性研究还不够重视。

国内潜山灰岩储层研究现状

目前已发现的国内潜山灰岩储层主要分布在渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地及四川盆地。由于各盆地的构造演化史、海相碳酸盐岩地层的发育时期、风化剥蚀期及油源岩等方面的不同，决定了它们所形成的潜山油气藏各具特点。

渤海湾盆地是华北地台中新生代块断解体过程中，形成的第三纪拉张断块盆地。陈霞等（1994）认为该盆地的油气储集层是沉积成岩作用叠合加里东期、印支-燕山期、燕山-喜马拉雅期构造作用改造形成的。在漫长的地史过程中，演化出三种类型五大套储集层，其中第Ⅳ套燕山—喜马拉雅期不整合面附近奥陶系基岩古潜山则是华北地区新生界石油富集体。胡见义等（1990）在“渤海湾盆地地质基础与油气富集”一文中指出“渤海湾盆地是一个多断陷、多含油气层系和多种油气藏类型的大型含油气盆地，它的地质结构和成油规律与国外有些大型含油气盆地不同，具有自身独特的特点。在纵向上由断陷前期、断陷期和拗陷期等三套构造层系组成，在平面上具有多凸多凹和凸凹相间排列的分布特点。在油气藏分布方面，在不同凹陷或凹陷不同类型构造断裂带，油气藏和复式油气聚集（区）带有一定差异，但仍有一定分布规律”。

济阳坳陷是渤海湾盆地中的一个含油气坳陷，其中的潜山油田都是在反向断层切割的屋脊型断块山背景上形成的，又称“坡上山”潜山油藏，是潜山油藏的又一种类型。李春光等（1997）指出，“济阳坳陷共发现17个古潜山油气藏，它们存在于沾化、车镇和东营3个凹陷之中。多数分布其边缘，紧靠凸起的部位。济阳坳陷的古潜山油气藏均是下第三系沙四段、沙三段的烃类运移至潜山圈闭中聚集成藏。从油气藏的特点分析：有褶皱山油藏、断块山油藏和残丘山油藏三类。断块山油气藏是油气经断层通道运移至断块山圈闭中聚集而成，有六个，分布于东营、沾化和车镇凹陷，含油气层位均为奥陶系灰岩。

在海相碳酸盐岩储层发育影响因素研究方面，余家仁等（1998）认为储层中泥质白云岩与粗结构藻白云岩韵律性的岩性剖面，在纵向上储层与非储层交替出现，孔洞的发育顺层分布，形成同层渗透带；多次沉积间断构成多岩溶期，并有沿风化壳的溶蚀缝洞带及古水平岩溶带；构造应力产生断层和构造缝发育带，可形成断裂高渗带；成岩后生作用及储层演化经历了各种次生改造，形成现今的储层面貌。在岩溶学与碳酸盐岩地区油气普查勘探研究方面，曾允孚等（1996）、袁道先（1993）等指出：从岩溶学看来，古老致密碳酸盐岩中的油气储存空间或介质，如古潜山、溶孔、溶缝、溶洞等都属于一种岩溶形态，即岩溶作用的产物。

在用地震资料预测灰岩储层孔缝发育带的研究方面，李卫忠等（1996）根据灰岩储层的岩石物理学特征，提出了综合利用各种瞬时动力学信息、相对层速度信息及频率—时间谱扫描技术，预测灰岩储层孔隙-裂缝发育带的方法。该方法克服了利用单一物性参数进行储层预测的局限性和多解性，还可直观地识别同一灰岩储层中孔隙-裂缝发育带在横向和垂向上的分布情况。汤长彪等（1991）认为利用地震资料预测灰岩储层孔缝发育带，是从地震资料中反演与灰岩孔隙、孔缝、含油气性有关的地震参数。然后依据储层的空间形态计算灰岩储层的平均吸收系数、振幅等参数的相对变化，预测孔缝发育带。

在古潜山有利含油区分布规律研究方面，唐飞等（1989）认为，古潜山油气藏距大断层愈近，储集条件愈优越，孔隙度越高，渗流条件越好，断层带是油气高产区块。余家仁（1987）依据任丘油田的实际资料，分析了碳酸盐岩储集层缝洞孔发育的影响因素及其分布规律，提出由溶蚀孔洞、构造裂缝、古风化壳、古水平岩溶带及沿隔层顶底板分布的岩溶带等五种缝洞孔发育带交织叠加，构成储集层连通网络，勾绘出碳酸盐岩油藏缝洞孔发育带的连通模式。潜山带储层在纵向上主要集中在潜山的风化壳，平面上主要沿断层分布。沿断层发育的奥陶系潜山是该区古生界潜山勘探的最有利目标。