储层物性研究

4.3 储层物性及其影响因素分析

4.3.1 储层物性分布特征

统计油田范围内46口取心井3043个孔、渗样品数据，孔隙度0.6～33.8%，平均值10.83%；渗透率0.01～4093mD，平均值32.37mD（图4-3-1、4-3-2）。其中，Ⅰ油组孔隙度1.7～27.1%，平均值12.53%；渗透率0.01～2681mD，平均值55.47mD；Ⅱ油组孔隙度2.5～21.9%，平均值12.95%；渗透率0.01～4093mD，平均值154.03mD。

图4-3-1 储层孔隙度分布直方图图4-3-2 储层渗透率分布直方图

根据中石油储层评价标准（表4-3-1）判断铜钵庙组储层物性以低孔、超低渗为主，特低孔、特低渗次之。

对应油层段991个物性样品资料统计，孔隙度6.0～27.1%，平均值13.58%，主峰分布于7～17%之间（图4-3-3）；渗透率0.1～4093mD，平均值2.57mD，主峰分布于0.1～4.2mD之间（图4-3-4）。其中Ⅰ油组孔隙度6.0～27.1%，平均值12.53%；渗透率0.1～2681mD，平均值1.47mD。Ⅱ油组孔隙度6.0～21.9%，平均值13.95%；渗透率0.1～4093mD，平均值3.03mD。

图4-3-3 油层段孔隙度分布直方图图4-3-4 油层段渗透率分布直方图

孔隙度和渗透率有一定的正相相关关系，随孔隙度的增大渗透率也增大（图4-3-5）。油层段孔-渗和含油气显示之间相关性较差，总体表现出随孔-渗的增大逐步由荧光、油斑显示变为油浸和含油显示，当孔隙度大于20％，渗透率大于20mD时，含油显示级别为油浸和含油显示。

图4-3-5 铜钵庙组油层孔-渗～含油性关系图

根据储层属性反演结果，以测井解释孔隙度值为人工调整依据，完成了铜钵庙组孔隙度平面分布特征研究。从各油组孔隙度等值线图分析（图4-3-6、图4-3-7），储层物性受沉积相带控制明显，在扇三角洲内前缘亚相区和近物源的扇三角洲平原亚相分布区物性较好，而扇三角洲外前缘亚相和滨浅湖区物性明显变差。

Ⅰ油组孔隙度分布范围在5-30%之间，孔隙度大于12%的优质储层在油田中西部连片分布。

图4-3-6 Ⅰ油组孔隙度等值线图图4-3-7 Ⅱ油组孔隙度等值线图

Ⅱ油组孔隙度分布趋势同Ⅰ油组相近，孔隙度分布范围在5-22%之间，孔隙度值大于12%的优质储层在油田中西部地区连片分布。

4.3.2 储层物性影响因素分析

图4-3-8 储层孔隙度-渗透率随深度变化关系图

①孔-渗随深度变化的关系

铜钵庙组储层孔隙度-渗透率与深度关系图分析表明（图4-3-8），储层物性随深度的增加而不断变差，在1900m以上孔-渗随深度增加呈线性减少；在1900～3000m之间存在次生

孔隙发育带，受微裂缝和溶蚀孔洞的影响在1900～3000m深度段，最高孔隙度仍可达20%以上，峰值出现在2520m左右。分析原因，一是与油气的生成和运移相伴生，由于排烃期排出有机酸演化脱羟作用产生二氧化碳及乙酸进入储层，造成矿物的溶解；二是1900m以下随粘土矿物演化加剧，析出的酸性水介质促进了储层中次生孔隙的发育。

②孔-渗与粘土矿物关系

对铜钵庙组储层452个分析化验样品统计表明，储层孔-渗与粘土矿物含量呈反比关系，粘土矿物含量增加孔-渗减少，当粘土矿物总量大于20%时，孔隙度小于10%，而渗透率小于1mD（图4-3-9）。

分矿物统计资料表明，储层孔隙度随伊利石和伊蒙混层含量的增加而减小（图4-3-10和图4-3-11），与其他矿物含量关系不明显。

各粘土矿物含量对储层渗透率影响很大，随矿物含量的增加，渗透率明显减少（图4-3-12～图4-3-15）。

图4-3-9 孔-渗透率与粘土矿物总量关系图

图4-3-10 孔隙度与伊蒙混层含量关系图图4-3-11 孔隙度～伊利石含量关系图

图4-3-12 渗透率与伊蒙混层含量关系图图4-3-13 渗透率与伊利石含量关系图

图4-3-14 渗透率与长石含量关系图图4-3-15 渗透率与高岭石含量关系图

③孔-渗与岩性的关系

分岩性统计资料表明，砾岩储层物性最好，孔隙度平均为12.79%，渗透率21.72mD；其次是砂岩和砂质砾岩储层孔隙度分别为9.87%和7.98%，渗透率为2.2mD和2.07mD；凝灰岩和凝灰质岩类储层物性普遍较差，渗透率小于1mD（图4-3-16）。

图4-3-16 铜钵庙组各岩类孔-渗分布直方图

④孔-渗与沉积相的关系

物性受沉积相类型的影响明显。Ⅰ油组平原相砂体孔隙度4～16.7%，平均为12.37%，渗透率0.04～97.1mD，平均为14.29mD；内前缘砂体孔隙度2.1～27.1%，平均为13.08%，渗透率0.01～2681mD，平均为68.65mD；外前缘砂体孔隙度1.66～10.9%，平均为6.74%，渗透率0.2～68.7mD，平均为2.7mD（表4-3-2、图4-3-17）。

Ⅱ油组平原相砂体孔隙度2.5～19.8%，平均为13.17%，渗透率0.04～2.39mD，平均为0.29mD；内前缘砂体孔隙度 4.2～21.9%，平均为13.52%，渗透率0.01～4093mD，平均为198.75mD，外前缘砂体孔隙度3.6～18.8%，平均为9.27%，渗透率0.02～1.24mD，平均为0.26mD（表4-3-3、图4-3-18）。

图4-3-17 孔隙度与沉积相关系图图4-3-18 渗透率与沉积相关系图