储层研究方法

① 油气储层地质研究的主要内容

20世纪50年代初期，苏联科学院院士密尔钦科曾着有《油矿地质学》，它曾经是我国石油院校的专业课教材，其主要研究内容是，在油气藏范围内油气层的地质问题，最终归结到油气储量计算。1979年，P.A.迪基^［3］着有《石油开发地质学》，它是美国塔尔萨（Tulsa）大学的高年级地质学教材，其主要研究内容包括从沉积环境一直到油气采收率的提高，涉及面宽，但不够深入。1983年，由陈立官主编，马正、程光瑛等^［4］参编的《油气田地下地质学》出版，它是我国自行编写的第一部地下地质的高等院校教材。全书编写了钻井地质、油气水层的判断、地层对比、地下构造研究、储层研究、油气储量计算等章节，非常适合中国油气田的实际情况。1987年，由陈碧珏主编^［5］的《油矿地质学》出版，该书是我国石油院校使用的统编教材，它系统介绍了地质录井、地层测试、油气水层判识、地层对比、储集物性、构造研究和储量计算等内容。上述两本教材基本奠定了油矿地质的框架。1989年，中国科学院院士李德生^［6］着有《石油勘探地下地质学》，该书介绍了钻井地质技术、地下地层和构造的解释，以及国内外已发现油气田的评价实例，它作为石油地质勘探技术干部进修培训的教材，曾培训了一批后来的储层地质专家。

1992年，由裘怿楠、薛叔浩等^［7］编着的《油气储层评价技术》总结了十多年来国内外的实践经验，将储层评价划分为单井、区域、开发和敏感性四个部分，提出了评价内容和技术方法。1996年，由吴元燕、徐龙、张昌明等^［8］编着的首部《油气储层地质》出版，该书从油气田发现到开发对储层研究提出的要求出发，从宏观到微观、从定性到定量、从描述到评价，建立储层地质模型，并介绍利用地震、测井、地层测试等资料研究储层的方法。同年，裘怿楠、陈子琪主编^［9］的《油藏描述》出版，这本书虽然属于中国油藏管理技术手册，但它从构造、流体和储层各级非均质性的描述，到油藏地质模型的建立，都分别进行了详细的介绍。特别是针对我国石油地质的特点，突出了陆相储层和复杂断块油藏的描述方法。手册中附有大量的图例、表格和常用计算公式，可供实际操作时参考。1997年由唐泽尧主编^［10］的我国第一部《气田开发地质》出版，这本书以我国已投入开发的150个气田、500个气藏开发的地质实践为对象，系统论述了天然气开发地质理论和开发地质技术，内容包括气田构造、储集层、气田流体、压力和温度、气藏地质特征、开发地震、地球物理测井、气层物性测试、气藏描述和天然气储量计算技术。它既具有我国气田特色，又吸收了现代新理论和新技术，是对我国40年天然气开发经验的系统总结。1998年，方少仙、侯方浩^［11］出版了《石油天然气储层地质学》，该书作为高等学校教材系统地介绍了沉积岩石学特征、主要物理性质、沉积环境、相及储集岩发育特征、储层孔隙及孔隙结构特征、储层在成岩阶段发生的成岩变化、储层形成的控制因素以及储层的非均质性等。1999年，文献［12］作者根据多年授课内容并参考了上述教材和专着，编写了《油气储层评价》一书，内容包括了沉积、测井、物性、地震预测、岩溶和裂缝型储层、储层建模和储层模拟等多门学科的先进技术方法，对油气储层进行详细的描述和精确的预测，为勘探布井以及剩余油分布提供准确的油气藏地质模型。

上述专着和教材概括了油气储层地质所要研究的众多内容，为油气储层地质的归纳和提高打下了坚实的基础。

油气储层地质学作为研究生教材的提出来自于生产实践，广大石油地质工作者在长期工作中，认识到油气储层是勘探开发中的主要研究对象，没有油气储层就没有一切。在油田现场，最早流行的是储层的四性对比（即电性、物性、岩性和含油气性），20世纪80年代，一部分学者提出，储层地质研究应该以四性研究为中心，而四性研究中应以物性和孔隙结构为核心；另一部分学者则认为，沉积、成岩是形成现今储层的最重要成因，因此，储层地质学应以沉积学为基础。20世纪80年代是油气储层地质学迅速发展并得到公认的时期，原中国石油天然气总公司将油气储层研究提高到中国石油工业的第三次革命的高度，使一大批石油地质工作者投入到储层研究的行列，发表了许多优秀的论文和专着，油气储层地质研究的学术空气十分活跃，并一直延续至今。

不论研究的重点是什么，油气储层地质学的主要内容应包括：油气藏的构造地质、储层沉积学、孔隙演化和成岩作用、储集物性和孔隙结构、测井地质解释、储层综合预测、储层地质模型、建模和三维可视化表述技术，以及储层所含流体及其动态特征等等。它包含了多门学科，并且在储层解释中涉及许多工程技术方法，因此，作为油气储层地质研究者，不仅要精通地质，而且要懂得有关的工程技术，还需要具有熟练的计算机技术。总之，他应是一个综合能力很强的地质工作者。

② 研究方法

针对河流相沉积的特点，以测井、钻井、地震、测试、试采及化验分析资料的综合研究为基础，应用高分辨率层序地层对比技术、沉积相精细分析技术、储层非均质性研究技术、层位标定技术、地震资料特殊处理技术、多井测井约束反演层序地层分析技术、储层横向参数三维预测技术及各种图形编辑与输出技术；遵循宏观与微观结合，定量与定性结合的原则；从划分地层层序、建立不同级次的等时地层格架入手，利用相控-等时原理在等时地层格架内开展沉积精细分析、储层非均质性与储层流动单元研究；为气藏精细描述、气藏数值模拟、产能预测、储量估算及油气田开发方案的制订和完善提供依据。

其中，高分辨率层序地层对比是避免穿层、准确划分储层层次的关键；沉积相精细分析是储层横向对比预测的基础；储层非均质性研究技术是储层成因单元定量评价的工具；层位标定技术、地震资料特殊处理技术、储层横向参数三维预测技术是井间横向预测的有效手段；储层流动单元研究技术是对储层非均质性研究的深化；各种图形编辑与输出技术是表征储层空间分布规律的重要手段。

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④ 储层特征研究与预测的研究现状

1.1.1 当前国外油气储层研究的五大趋势

1.1.1.1 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；T.Dreyer，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（G.Schmmugan，1986；I.O.Meshri，1986；Scherer，1987；R.C.Sardam，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。

1.1.1.2 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（M.Scherer，1987；Schmoher，1989；Robert，1991；D.P.Edward，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。

1.1.1.3 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。

1.1.1.4 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。

1.1.1.5 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。

1.1.2 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。

1.1.3 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。

⑤ 储层非均质性的研究方法

在油田开发方面，随着油藏注水开发技术的发展，储层非均质性研究得到了重视，人们越来越认识到储层非均质性特征是影响注水波及效益和油气采收率的重要因素。20世纪80年代，人们依据层序地层学原理，应用地震、钻井、露头资料以及有关的沉积环境和岩相对等时地层格架内的有利储集相带及生储盖组合进行综合解释，各种储层横向预测技术也应运而生，从而大大提高了区域储层研究的精度。同时，随着各种新的测井技术的发展及其在地质学中的广泛应用，发展了测井地质学，人们充分应用测井和岩心信息，对井内储层岩相、储层物性及储层裂缝进行系统的解释。储层成岩作用及次生孔隙带预测研究也取得了进一步的发展，人们通过有机、无机相互作用研究次生孔隙的形成机理，从而逐步发展了储层地球化学。

近年来，非均质性研究取得了很大的进展，在认识上也有了很大的飞跃。人们从不同角度研究不同规模的储层非均质特征及其对油田二次、三次采油的影响。为了进行准确的油藏数值模拟、优化开采方案及预测剩余油分布，储层地质学家的一项重要任务便是建立三维储层地质模型。此时，地质统计学特别是随机模拟技术在储层建模中得到了广泛应用，定量储层沉积学研究也开始发展起来。

1985年以来，Andrew D.Mill和Douglas W.Jordan等人分别提出了用沉积界面和结构要素分析法分层次研究露头和现代沉积中河流相砂体的成因类型、内部建筑结构和非均质等级的思想。第十三届国际沉积学大会明确指出研究砂体几何学、内部建筑结构、不渗透薄夹层的空间变化是储层非均质研究的主要内容，并且认为研究沉积界面体系是搞清砂体内部建筑结构的关键。我国已经投入开发的河流相储层是一个复杂的非均质体系，在纵向上具有多级次的旋回性，平面有复杂的微相组合，非均质特征也表现出明显的层次性。河流相非均质的研究必须采用分层次解剖的思想，应用露头和现代沉积研究的方法来描述地下河流相储层。

目前，国内外储层评价研究的显着特点是紧密围绕油气勘探开发的需要，发展多学科综合研究，即综合地震、测井、试井和沉积地质学、数学地质学、计算机等各种技术手段多专业协同合作。在勘探开发前期河流相储层的研究所要解决的问题：①开发早期砂体预测问题，在资料少的情况下定量地表征储层，建立三维储层地质模型，以便更精确地找到目的开发层；②井间砂体对比、砂体连续性与连通性等非均质性问题；③砂体非均质性与流体流动非均质性关系；④不同尺度间储层描述、建模协同性问题。

根据储层非均质性的研究层次及研究内容的侧重点，研究方法主要包括3类：

1）地质研究方法：该方法以高分辨率层序地层学原理为指导，在等时地层格架内的砂层划分对比基础上建立以过程沉积学为基础的沉积微相研究以及砂体展布研究。

2）储层微观研究：该方法基于现代测试分析成果，主要研究储层的微观孔隙、孔隙结构、成岩作用对非均质展布的控制。

3）参数展布的研究：主要研究参数包括：①物性参数变化为主线的非均质参数，如渗透率的变异系数、突进系数、级差、孔隙度和孔喉半径等；②表征砂体厚度及分布的非均质参数，如平均砂层厚度、分层系数和砂岩密度等；③表征储层中夹层分布变化的非均质参数，如夹层频率、夹层密度。

无论按哪种方法来刻画储层非均质程度，都是为了更好地了解储集单元中的流体分布及其渗流特征。本书采用综合研究方法，将上述3种方法融为一体，并贯穿于不同的研究尺度。

⑥ 研究方法概述

自1984年流动单元的概念提出以来，很多学者应用这一概念开展了储层表征或储层评价研究，但研究方法特别是流动单元的划分方法有所差异。不同学者根据自己对这一概念的理解，提出不同的流动单元研究方法。归纳起来，主要有以下几种。

1.根据岩相及宏观岩石物理参数进行流动单元研究

这一研究思路最早是由Hearn（1984）提出的，后有许多学者（Rodriguez,1988;Jackson等，1989;Hamlin等，1996）进一步开展这一研究。其思路是：首先，通过沉积学研究，在垂向上划分为若干个成因单元，并研究各成因单元内岩石性质及孔隙度、渗透率、孔隙大小等特征；然后，主要根据孔渗参数对成因单元（或相）进行进一步的细分，划分出若干个纵向上和横向上岩石性质和孔渗性质均相似的储集单元，即流动单元。

Jackson（1989）在对美国蒙大拿洲钟溪油田的一个障壁岛储层开展流动单元模型研究时，应用岩相及岩石物理性质研究得出的储层结构（由不同渗透层组成）基础上，应用渗透率、孔隙度、断层对其进行进一步的细分，最终得出由许多流动单元镶嵌组合而成的模型。

Hamlin等（1996）对南澳大利亚Tirrawarra油田的海相辫状河三角洲储层进行研究时，通过沉积相带的细分，进行了流动单元研究。首先，通过沉积学研究在纵向上划分出连续的四个相带，然后分析各相带孔隙度、渗透率及毛管压力特征，在此基础上，主要根据孔、渗特征对孔渗差异较大的相带在垂向上进行细分，将垂向上的四个相带细分为6个流动单元。

2.应用孔隙几何学进行流动单元研究

许多学者着重于孔隙几何学对流体渗流的影响，对流动单元进行划分和研究。如Ahr（1991）根据孔隙类型组合划分岩类，并根据对应的岩类对美国Vaccum San Auches油田白云岩储层进行流动单元划分和研究。Amare（1993）对这一白云岩体又根据孔隙类型、孔渗组合关系及岩石类型进行了进一步的流动单元研究，即将具有同一孔隙组合类型的岩类归属于同一类流动单元。

Davies Vessell（1996）在对美国西得克萨斯海相碳酸盐岩储层进行流动单元研究时，亦着重于储层孔隙几何学特征研究。他们首先按照孔隙类型（据孔隙大小、形状、孔喉比、配位数）、孔喉分布等将储层分为八种岩类，每种岩类均具有一定的、良好的孔－渗关系。岩类的纵向分布具有一定的规律性，其中高质量岩类组合与低质量岩类组合在垂向上具有一定的互层关系，据此将研究层自上而下划分了12个水力流动单元。这一方法实际上相当于应用孔隙几何学等对储层进行细分层。

Amaefule等（1993）和Abbaszaden等（1996）根据孔隙几何学对流体渗流具有很大影响的认识，提出了应用流动带指标FZI（Flow Zone Index）划分水力流动单元的方法。这一方法的理论基础是平均水力半径的概念及Kozeny-Carman的孔渗关系公式。

具有相似FZI的岩石被认为具有相似平均水力半径，因而属于同一水力流动单元（Amaefule,1993;Abbaszaden等，1996）。FZI值可依据样品的孔、渗值或测井响应值来计算，然后通过对众多样品的FZI值进行聚类分析，对水力流动单元进行分类。

3.应用传导系数、储存系数等参数进行流动单元研究

Ti.G.等（1995）提出了应用传导系数（kh/u）、储存系数、砂岩含量等参数划分流动单元的方法。首先，通过岩心描述，将沉积层段分成若干个层，并根据岩石特征和物性特征将这些层进一步分为若干个亚层，然后，通过岩心、测井信息计算出各井各亚层的传导系数、储存系数和净砂岩含量，并应用聚类分析，将这些亚层进一步分为若干个流动单元。最后，将这些流动单元进行井间对比，做出流动单元的井间分布图。

4.应用生产动态资料进行流动单元研究

Canas等（1994）根据油田生产过程中井间流体流动速度及流动能力资料对哥伦比亚Lacira油田一个曲流带砂岩储层进行了流动单元研究。他应用井间流动能力指数（IFCI,InteR_Well Flow Capacity Index）来描述流动单元。IFCI指数可根据两类数据来求取，一类数据为生产井组实际井间流动速度，另一类数据为储层岩石物理性质数据。对于前者，

高含水油田剩余油分布研究：以辽河油田欢26断块为例

式中IFCI——应用两井岩石物理性质及储层厚度求取的井间流动能力指数；

（k·h）₁——代表较低渗层的流动能力，其中，k、h分别为渗透率和储层厚度；

（k·h）₂——代表较高渗层的流动能力，其中，k、h分别为渗透率和储层厚度。

应用上述公式分别求取各井的IFCI值，并分别编绘IFCI平面分布图。比较这二种方法确定的IFCI分布图，以确定成因单元内流动单元的分布。在井间流动受限制的情况下，基于生产数据的IFCI应低于基于岩石物性的IFCI，据此可在成因单元内进行流动单元的划分（差异带为流动单元边界）。在作者研究的实例（一个曲流带砂体）中，两种数据作出的IFCI值相似，因此这一曲流带砂体被认为属于同一流动单元。

⑦ 美国二叠盆地白云岩储层特征和研究方法

美国得克萨斯州奥斯町大学经济地质局对各种类型油气储层作了大量研究，对于碳酸盐岩溶蚀地貌形成的储层也进行了深入研究，其中对二叠盆地艾伦伯格群白云岩溶蚀孔洞及其角砾岩储集空间的研究成果（Kerans，1988）比较突出。

二叠盆地位于得克萨斯州，属于早古生代克拉通盆地，以碳酸盐岩沉积为主，其中在奥陶系发生过3次规模较大的沉积间断（图1-1），并且在下奥陶统白云岩顶部（即艾伦伯格群顶部）形成风化淋滤作用带，成为重要的油气储集相带。下面就以具有古喀斯特地貌特征的艾伦伯格群白云岩为例，介绍溶蚀孔洞和裂缝等储集空间的形成特征和分布规律。

（一）艾伦伯格群白云岩地质特征

角砾岩和裂缝是艾伦伯格群（特别是上部60～120m范围内）最显着的岩石学特征，目前钻井所取岩心中有1/3是角砾岩，有人称其为“破裂白云岩”。角砾岩主要是喀斯特垮塌作用形成的，裂缝也主要是在喀斯特发育过程中形成的，当然构造活动可能引起局部的裂缝和角砾岩形成。风化淋滤作用导致角砾岩和裂缝的成因有3条依据：①精细的沉积相研究指出艾伦伯格群没有角砾岩相带；②喀斯特角砾化作用控制了艾伦伯格群白云岩的储层性质和非均质性，而构造角砾化的控制作用不很明显；③喀斯特模式成为该类储层非均质性的预测工具，而构造活动产生的裂缝则不能完全解释储集空间的分布规律。

艾伦伯格群的角砾岩可分成两种类型：①喀斯特角砾化作用原地形成的裂缝和镶嵌状角砾岩；②基质或碎屑支撑的混杂角砾岩，即由原生碎屑和重力滑塌碎屑混合形成的角砾岩。这两种类型的角砾岩有的可以进行井间对比（即艾伦伯格群上部90～120m），有的钻井厚度可达180m，但是无法跟其他井对比，说明变化很大。其中可作井间对比的储集相带是由3种岩性组成的：下部为原生白云岩，溶蚀孔洞发育；中部为两种角砾岩组成，其下段为厚度较大的具有碎屑充填的混杂角砾岩，上段为粘土等碎屑支撑的角砾岩；上部为厚度较薄的碎裂白云岩。它们的垂向变化及其电性特征见图1-2所示。其中粘土等碎屑支撑的角砾岩在自然伽马和电阻率等测井曲线上最容易识别，所以成为混杂角砾岩和碎裂白云岩的对比标志。

图1-1 美国二叠盆地下古生界简化柱状图和艾伦伯格群岩性特征图

（二）角砾状白云岩的喀斯特成因模式

上述的混杂角砾岩和碎屑支撑的角砾岩是在碳酸盐溶洞中形成的溶洞充填沉积物（图1-3），其中的粘土和硅质碎屑可能是从围岩和上覆地层中搬运而来的。溶洞充填物距离艾伦伯格群与上覆辛普森群之间的不整合面一般约30m，表明该区溶洞形成期具有一个稳定的区域潜水面，因为潜水面附近的渗流作用使碳酸盐岩快速溶蚀，溶洞可以快速扩大。

位于原生白云岩之上的碎裂白云岩和镶嵌状白云质角砾岩是溶洞顶部垮塌作用形成的（图1-3）。在此之上才形成溶洞充填物（混杂角砾岩和碎屑支撑角砾岩）。

原生白云岩的裂缝和溶蚀孔洞是在风化淋滤过程中形成的。此外，在上覆辛普森群沉积时，地下水活动及其性质变化也促使一些裂缝和溶蚀孔洞形成。同时在辛普森群沉积和埋藏过程中，由于艾伦伯格群白云岩溶蚀孔洞发育不均衡，或由于角砾充填的不均匀，它们受到的压实作用也不均衡，以致产生了更多的裂缝。因为溶洞顶层的裂缝和角砾岩中很少发现辛普森群的碎屑物质，所以溶蚀孔洞主要是在辛普森群沉积之前发育的。那些没有被艾伦伯格群或辛普森群充填的溶蚀孔洞，由风化淋滤产生的裂缝及差异压实作用而导致了溶洞顶部的垮塌，形成混杂-垮塌式角砾岩，而不是形成原地的裂缝镶嵌状白云质角砾岩。

（三）艾伦伯格群古喀斯特形成的模式

艾伦伯格群沉积后海平面下降，二叠盆地成为广泛出露的碳酸盐台地。在大气水和残余海水交互作用下，形成了由潜水面控制的区域白云岩溶蚀现象，并形成大面积的（约12950km²）喀斯特地貌。上述可以进行井间对比的角砾岩组合就是在区域喀斯特地貌中形成的。

艾伦伯格群沉积后的古喀斯特明显地受潜水面控制。根据多方面研究，其古潜水面距风化面（即现今的艾伦伯格群与辛普森群之间的不整合面）的深度约为30～60m，而且延续了相当长的时间。图1-3所示的碎屑支撑的艾伦伯格角砾岩（垮塌堆积物下部），是溶洞发育结束期沉积形成的。由于淡水和残余海水在构造裂隙中的渗流，使溶蚀作用可以深达300m。

图1-2 艾伦伯格群上部分布较广、井间可对比的含砾白云岩岩性组成及电性特征

中奥陶世初期，海平面上升，辛普森群开始沉积，艾伦伯格群白云岩的溶蚀和溶洞充填作用逐渐中止。但是，局部地区由于辛普森群的差异压实作用，造成溶洞顶部垮塌，形成垮塌角砾岩，同时形成艾伦伯格群和辛普森群混合碎屑充填物。

随着辛普森群的继续沉积，艾伦伯格群埋藏深度加大，原来没有完全充填的溶蚀孔洞周围裂缝继续发育，洞顶白云岩的垮塌作用和洞内的角砾岩继续形成。此时，即埋藏-压实作用导致的溶洞垮塌作用形成的角砾岩，是储集物性最好的溶蚀垮塌相带储层（图1-4）。其他储集物性较好的相带是靠近原生白云岩的下部垮塌角砾岩（图1-2）。

（四）构造裂缝和孔隙度的发育

艾伦伯格群白云岩的裂缝发育主要受控于自身的成岩作用史，即埋藏—抬升风化—埋藏的历史。有些研究人员认为，虽然艾伦伯格群在沉积之后的中奥陶世初期—晚奥陶世末期经历了风化淋滤，产生了许多裂缝和溶蚀垮塌现象，但是得克萨斯州中西部古生代末期（宾夕法尼亚期）的前陆造山运动产生的裂缝更加明显，而且使奥陶纪形成的白云质角砾岩孔隙得以连通、孔隙度扩大，储集性能得以改善。宾夕法尼亚期的裂缝切割了溶洞充填的角砾和白云质胶结物，也是鉴别晚期裂缝与早期裂缝的依据。

图1-3 艾伦伯格群白云质砾岩成因模式图

图1-4 艾伦伯格群溶蚀的孔洞在辛普森群沉积埋藏过程中形成储集性能很好的洞顶垮塌角

与喀斯特有成因联系的裂缝一般顺层分布，局限在角砾岩相带之上30m的厚度范围内。而与晚期构造活动有关的裂缝随机地分布在整个艾伦伯格群白云岩层之内。

（五）古喀斯特控制的储层非均质性

在地表条件下的风化和喀斯特溶蚀垮塌作用，使艾伦伯格群白云岩成为储层起了决定性的作用。由于原生的艾伦伯格群白云岩非常致密，基本上不发育粒间孔隙和晶间孔隙，而碎裂、溶蚀、垮塌形成的裂缝、溶蚀孔洞和角砾岩产生了大量储集空间。但是这种储集空间具有明显的垂向和横向非均质性：垂向非均质性主要是由溶蚀孔洞、裂隙和角砾岩垂向上分带作用造成的，与上述的角砾岩、溶洞充填物相带有关；横向非均质性主要是在喀斯特时期，地下水运动受到不渗透的垮塌物的阻拦而改变流向形成的溶蚀孔洞在水平方向不连续的现象。

利用油藏开发中的试井资料可以判断喀斯特地貌形成的储层非均质性，而岩心观察很难发现该类储层垂向和横向非均质性。但是试井资料无法区分裂缝是构造成因的，还是喀斯特成因的，只能依靠裂缝与角砾及其胶结物的切割关系判断裂缝的成因和期次。

⑧ 煤储层的研究方法及实验技术

煤储层研究方法和实验技术的不断改进是煤储层研究取得重要进展的标志之一。在煤的孔裂隙系统和渗透性的表征研究中，传统的研究方法主要有露头、煤壁的野外观察法（王生维等，2005），煤岩显微裂隙观察法（姚艳斌等，2006a），压汞毛管压力法（姚艳斌等，2006b），氮气或二氧化碳吸附法和扫描电镜分析法（SEM）等；其他新型研究方法有，透射电镜分析法（Lee et al.，2006），小角度中子散射法（SANS）（Radlinski et al.，2004）和小角度X射线散射法（SAXS）（Diszko et al.，2000）等。

近年来，大量的非常规技术，特别是无损检测手段开始应用于煤储层的表征，其中包括医学中应用较广的核磁共振（NMR）技术和CT扫描技术，以及近来在常规低渗油气储层中取得重要应用进展的恒速压汞分析技术、X射线衍射（XRD）技术等。Karacan等（2001）采用X射线CT扫描（X-CT）方法研究了煤层气在煤的微观结构中的吸附和传输特征。Pitman等（2003）和Soto-Acosta等（2008）通过对煤中矿物的碳、氧同位素的X射线衍射（XRD）研究，分别分析了美国黑勇士盆地和印第安那宾夕法尼亚煤中割理发育及其成因特征。Mazumder等（2006）应用X射线计算机层析技术分析了割理和节理的发育特征。Karl-Heinze等（2008）首次采用CT扫描成像分析技术研究了煤中割理的发育特征，结果证明这种方法与实际割理的发育方位和密度具有高度一致性。国内的研究者，胡志明等（2006）和杨正明等（2006）首次将低场核磁共振技术和恒速压汞技术应用于低渗透率油田储层的研究，证明这种方法在研究煤的孔隙结构和吼道分布上具有较大优势。辽宁工程技术大学唐巨鹏等（2005）采用核磁成像（MRI）技术研究了煤层气解吸渗流特性，得出了新的煤层气解吸特性、渗流特性与有效应力间关系的实验结论。迄今为止，国内外还没有或少有应用核磁共振（NMR）技术和CT扫描技术来定量分析煤储层孔裂隙系统和渗透率等的相关报道。

另外，随着多学科交叉研究的发展，测井和地震等常规油气的方法逐渐应用于煤层气领域。如胡朝元等（2005）通过波阻抗、纵横波速和振幅、反射强度、瞬时相位等地震参数与煤储层物性关系理论的推导，建立了采用地震响应来预测煤储层裂隙发育程度的数学模型。杜翔（2007）提出了根据测井原理，利用煤层气测井参数来评价煤层气储层特征的方法。该方法为测井技术应用于分析煤储层的深度、厚度、煤质、含气量、渗透率、岩石力学性质、储层温度等研究提供了初步的研究思路。

总的来看，关于煤储层的研究方法与实验分析技术的研究已成为目前煤储层研究领域最活跃、进展最快的研究分支之一。然而，将低场核磁共振技术、恒速压汞技术和CT成像技术等用于煤储层的研究，在国内外还未见报道，因此进一步确定这些研究手段在煤储层研究中的具体应用将是今后的趋势。同时，地震和测井等手段有望进一步推动煤储层研究领域的发展。本书第4章和第5章内容将对低场核磁共振技术（low-field NMR）、恒速压汞技术和微焦点X射线断层扫描（μ-CT）技术在储层研究中的新应用进行重点阐述。

⑨ 地下储层结构分析方法

自从Miall在1985年和1988年发表了两篇经典性的论文以来，结构要素分析法得到了沉积学工作者普遍关注。Miall随后对这种方法做了进一步的完善，并逐渐从露头研究转移到地下储层非均质性的研究，为解剖地下储层非均质性提供了方法。

1. 储层细分单元

岩心上，交错层系和交错层系组分析提供了一级和二级界面限定的岩性体的信息。这些岩性体一般是不能在井间对比的。

根据Miall的西水谷段的研究经验，要恢复由四级界面限定的坝单元和三级界面限定的亚单元就需要3口/km²甚至更大的井网密度 （图8-9，底部）。Busch （2002） 用6.3口/km²井网密度编制一个直径为6km的点坝。在较大的河流体系，巨型底形相应地发育较大，因此较大的井距也许可以进行对比。

如果有合适的井距，就能用测井曲线井间对比确定五级和六级界面限定的制图和模拟单元。在许多成熟盆地，上述单元的井间对比是可行的。由于单元内部侵蚀和席状砂体的分叉和合并，井间对比仍难以解决问题。例如，Santos ＆Turner-Peterson （2004） 报道了在细分Morrison组时存在的困难。另外，Brown （1995） 已经描述了用三维地震编制五级或六级界面限定的砂岩体或砾岩体图，因此在描述高级别界面限定的单元时三维地震是有相当潜力的技术。

由于带状砂岩体的宽度通常小于井距，因此在编图时会出现特别困难的问题。裘怿楠指出：由于顺直和限制性河道砂体在侧向上的不连续，精细解剖它们需要特别密的井网（图8-9）。

制图单元的确定要根据研究区资料密度、分辨率及开发深度。在特别复杂的储层中，如果无法确定与开发要求相适应的储层单元，可以采用大一级别的储层单元进行制图，但是在单井上必须划分与开发要求相应的储层单元，而储层单元内的结构要素的井间展布只有通过地质知识、三维地震及井资料约束随机地生成。

图8-9 3种规模的沉积单元与地下制图方法

2. 地下储层结构要素划分

裘怿楠 （1993） 指出，就石油开采而言，开采井网的布置必须适应砂体的规模和几何形态。一套含油层系由多个被不渗透岩类 （泥质岩类为主） 所分隔的砂体组成。一个砂体内部不同的结构、构造形成了不同的渗透率单元，不管其地质成因如何，石油开采中各种流体总是以最高渗透率的单元作为优先渗流的通道。依据渗透率的大小和连通状况，自然构成了很多的不同渗透率的流体流动单元 （Fluid Flow Units）。同时砂体内还存在很多不连续的不渗透隔夹层，各种产状的不连续的薄层泥质夹层、泥质披覆层、泥质纹层、成岩条带以及某些界面现象等等，使得流动单元之间的连通状况大大复杂化。就沉积学而言，储层砂体内流动单元、各种隔夹层、界面的配置，实际上就是各级 “结构要素”（Architectural Elements） 相互叠置的结果。只有通过对砂体内部结构要素的详细解剖，才能建立起正确的流体流动单元的组成。搞清它们的几何形态和大小，是开发地质工作者的首要任务。

从上面论述可以看出，裘先生的结构要素概念为我们地下储层精细解剖拓展了思路，结构要素的划分更加具有了灵活性，适合于不同沉积体系储层的精细描述。

在油田开发后期，精细油藏描述中结构要素划分到那一级呢？这主要取决于资料的密度。Miall （1998） 认为要描述由四级界面限定的巨型底形砂坝单元及其内部由三级界面限定的亚单元需要3口/km²的井网密度。这就是说，根据目前老油田的资料，已经能描述微相以下级别的结构要素。

吴朝东 （2003） 在研究孤东和孤岛等油田新近系馆陶组河流沉积时，通过岩石相和测井相分析，结合平面图综合分析，确定孤岛和孤东油田馆陶组上段油层为河流沉积，主要发育河道、河漫及天然堤沉积，进一步划分了10种结构要素 （表8-5）。很显然，这些要素是微相单元的进一步细化，从而可以大大提高储层非均质性的研究精度。

表8-5 沾化坳陷馆陶组上段结构要素

3. 精细储层描述步骤

我国学者根据油田储层研究实践系统总结了河流-三角洲相储层精细描述法 （赵翰卿，2009）。他们认为，应根据油田密井网测井资料所反映的各种沉积特征和沉积界面，由大到小、由粗到细分层次逐级解剖砂体几何形态和内部结构，精细地建立储层地质模型，系统描述储层的非均质体系。具体步骤如下：

（1） 划分不同结构的岩相段——建立层段结构模型

依据各小层相带及砂、泥岩空间分布结构特征，在垂向上划分出若干个砂、泥岩空间分布结构不同的岩相段。所采用的油层细分对比方法：如果把油层划分为孤立水道型、叠加水道型、稳定互层型及不稳定互层型4种岩相段，那么前两种岩相段中可采用河流相对比方法，第三种类型采用湖相小层对比方法，而第四种则要同时采用上述两种对比方法。

（2） 岩相段内细分对比单砂层——建立单砂层对比模型

采用 “相控旋回等时对比方法” （即旋回对比、分级控制、不同相带区别对待） 进行区块闭合对比。在泛滥分流平原相岩相段内，依据河流旋回特征与隔夹层发育状况，把相互叠置的厚层河道砂岩细分对比到井间可追溯的单一河流沉积单元 （一般5～6m厚，主力油层7～8m）；在三角洲前缘相岩相段内，依据小层内次级旋回和薄隔夹层的发育程度，把储层细分对比到内部无明显连续夹层的单砂层 （砂岩厚度多数小于2m）。这一层次的描述相当于在纵向上把储层划分到区域性最小可对比的流动单元，相当于五级界面所限定的单元。这是储层精细描述的基础。

（3） 单砂层平面上细分沉积微相和相对均质单元——建立微相分布模型

依据各井点单砂层内测井曲线形态类型 （如正渐变中厚层、反渐变中厚层、薄互层等基本类型） 详细描绘各类砂体的几何形态。在区域沉积背景 （相和亚相） 控制下，以现代沉积为指导，结合各类砂体的几何形态和相互配置关系，进一步确定砂体的微相类型，并对各种微相的分布面貌进行描述，如在泛滥分流平原相中细分出主河道砂、废弃河道砂、决口水道砂、天然堤、河漫滩及决口席状砂等沉积微相；在三角洲前缘相中识别出水下分流河道、前缘席状砂、河砂坝及滨外坝等微相，并在大面积分布的前缘席状砂中，又根据岩性、物性的相似性，在平面上进一步细分出主体席状砂、非主体席状砂及表外储层等相对均质单元。这一层次是储层平面描述的关键环节。

（4） 在复合砂体中识别和描述单砂体——建立单砂体分布模型

在侧向复合型河道砂体中识别和描述单一河道砂体。首先要依据复合砂体的成因类型和分布模式、河间及废弃河道沉积的分布状况，初步勾绘出单一河道砂体的分布轮廓。然后根据砂岩的层位、发育程度、曲线形态的变化以及每条河道砂体可能的宽度、厚度及河曲形态的演变趋势，结合复合砂体的宏观分布模式综合识别单一河道砂体的分布状况。并参照现代沉积的分布特征，描述单一河道砂体的井间边界位置、几何形态、分布规模、连续性和方向性，进而判断每条河道砂体的成因类型。在交错叠置的河间砂体和不连续分布的三角洲前缘亚相砂体中，可依据相互间的层位关系，及其与主河道或主体砂岩的平面配置关系、自身的几何形态等，进一步识别描绘出由一次性沉积事件形成的单一成因砂体，同时判别它们的成因类型及其与主体砂岩的连通关系 （图8-10）。单砂体的识别和描述，实质上是平面细分流动单元的工作，也是储层描述的难点所在。

图8-10 三角洲前缘亚相单砂体的识别

（5） 描述储层平面非均质特征——建立单砂体精细沉积模型和平面非均质模型

针对不同成因砂体特有的沉积规律和沉积模式，采用模式预测描述法和小间距等厚图（1m等值距） 的形式，预测性描述储层沉积模型 （图8-11）。并在沉积模型指导下，精细绘制砂体内不同层段渗透率平面分布图或流动单元分布图，建立储层物性非均质模型，描述砂体宏观非均质特征。这是储层定量表征的基础。

（6） 解剖单砂体内部结构——建立单砂体内部非均质模型

精细沉积模型可揭示各种河道砂体的内部结构和加积方式，结合各井点层内薄夹层与韵律段分布状况、露头与现代沉积知识及河流水工经验公式等，能够定量估算各类河流古地貌参数 （如河宽、河深、宽/厚比、曲率、曲流波长及河曲振幅），进一步展现各种单一增生体 （或翻译为加积体，如点坝侧积体） 及其间薄夹层的分布方式、几何形态、规模、倾向、倾角、分布密度，以及高渗透大孔道层段的分布状况等砂体内部非均质特征（图8-12）。

图8-11 曲流河砂体沉积模型

图8-12 单一河道砂体内部非均质模型