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储层特征研究的一个重要目标就是对储层进行分类评价。储层特征研究的着眼点不同，分类参数的优选及评价指标的制定也会不同。本文储层分类评价研究关注的重点是储层的物性级别、储集能力、储量可动用性等三个方面，主要是从开发地质的角度对储层进行分类评价。
一、储层评价参数的选择
前述已从沉积及成岩、岩石学及物性、孔喉结构、流体特征、渗流规律等方面进行了苏里格气田储层特征的分析。参考前人对特低渗砂岩储层评价参数的优选结果，紧密结合本文储层评价研究的重点，优选出了适合研究区储层评价的六个关键参数：常压渗透率、常压孔隙度、含气饱和度、主流喉道半径、排驱压力和拟启动平方压力梯度，以此六个参数作为研究区储层评价的衡量指标。
除上述关键衡量参数外，还选择了其他几个参数作为研究区储层评价的辅助衡量指标，分别为地层渗透率、密度、孔隙类型、岩石类型、最大进汞饱和度、主要喉道半径等。
二、储层分类评价标准
1.六元参数单因素分类法
在前人对苏里格气田储层的划分的基础上，结合前述开展的储层特征研究，对研究区储层开展了单因素储层评价分类。首先以常压渗透率作为原始分类评价指标，根据实验数据建立其与其他五个评价参数之间的对应关系，从而确定其他指标的分类评价界限值，分类结果如表3-10所示。
表2-1苏里格气田单因素储层评价分类标准
上述分类法主要是基于单因素的单项评价，按照不同的评价参数，储层可能会分属不同的类别，综合考虑各单参数的分类结果，给出最终的储层分类评价结果。此方法的优点是方便快捷，易于操作，缺点是评价结果带有人的主观因素，致使储层的优劣排序较为模糊。
2.“六元综合分类系数”分类法
研究结果表明，常压渗透率、常压孔隙度、含气饱和度、主流喉道半径等与储层的优劣呈正相关关系，即上述参数值越大，储层质量越好；排驱压力和拟启动压力梯度与储层才优劣呈负相关关系，上述参数值越大，储层质量越差。
为解决上述问题，构建了一个能够综合反映分类参数特点并可以定量对储层进行分类的指标，即“六元综合分类系数”。它是在单因素分析的基础上，对上述各参数进行归一化处理得到的。其表达式为：
ψ=ln[（φ/φmstd）（k/kmstd）（sg/sgmstd）（r/rmstd）/（p/pmstd）（ λ/λmstd） ] （3-17）
式中，φ为常压孔隙度，%；φmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的常压孔隙度上限值，%；k为常压渗透率，mD；kmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的常压渗透率上限值，mD；sg为含气饱和度，%；sgmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的含气饱和度上限值，%；r为主流喉道半径，μm；rmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的主流喉道半径上限值，μm；p为排驱压力，MPa；pmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的排驱压力下限值，MPa；λ为拟启动压力平方梯度，MPa2/cm；λmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的拟启动压力梯度上限值。
以表3.10单因素分类标准为基础，制定了研究区的“六元综合分类系数”标准。以Ⅱ类标准为例，将常压孔隙度上限值（12%）、常压渗透率上限值（1mD）、含气饱和度上限值（70%）、主流喉道半径上限值（0.8μm）、排驱压力下限值（0.5 MPa）、拟启动压力梯度下限值（0.3 MPa2/cm）带入式3-17进行计算，计算结果为14.5，将该结果作为“五元综合分类系数”法中Ⅱ类标准的上限值、Ⅰ类标准的下限值。按照该思路计算每一类的上下界限。
最终，确定综合分类标准为：Ⅰ类：ψ>14.5；Ⅱ类：11.5<ψ<14.5；Ⅲ类：6.5<ψ<11.5；Ⅳ类：0<ψ<6.5；Ⅴ类：ψ<0。
三、综合储层分类评价标准
目前，苏里格气田采用的储层分类评价标准是将储层划分为有效储层和非有效储层，其中有效储层（“甜点”）是目前开发动用的重点，非有效储层目前还难以开发动用。有效储层的物性下限为常压孔隙度5%、常压渗透率0.1mD、含气饱和度50%，“十一五”期间，以此下限提交了探明和基本探明储量2.2×1012 m3。
结合前述开展的储层特征研究和单因素分类结果可知，对于常压孔隙度介于5%～10%、常压渗透率介于0.1～0.5mD的Ⅲ类储层，含气饱和度的范围为35%～60%。“十一五”期间，Ⅲ类储层中仅含气饱和度介于50%～60%的那部分储层提交了探明储量，而含气饱和度介于35%～50%的那部分被划分为非有效储层。为了便于与先前的储层分类方案和储量的提交状况衔接和对比，将Ⅲ类储层细分为Ⅲ（1）和Ⅲ（2）两类。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ（1）类储层即为目前已开发动用的有效储层，即提交了探明储量的储层；而Ⅲ（2）、Ⅳ、Ⅴ类储层是还未有提交储量的储层，也是本文研究的重要目标。
结合储层评价的关键衡量参数及六元综合分类系数，同时参考辅助衡量指标，对苏里格气田致密砂岩储层进行了综合评价，建立了储层综合分类评价标准（表3-11）。各类储层的特征分述如下：
Ⅰ类储层：常压渗透率大于1mD，常压孔隙度大于12%，地层渗透率大于0.5 mD，含气饱和度大于70%，密度小于2.34g/cm3；纳米孔隙比例小于65%；主流喉道半径大于0.8μm，主要喉道半径大于0.16μm，排驱压力小于0.5MPa，最大进汞饱和度大于85%；启动压力平方梯度小于0.3MPa2/cm；六元综合分类系数大于14.5。
Ⅱ类储层：常压渗透率介于0.5～1mD，常压孔隙度介于10%～12%，地层渗透率介于0.1～0.5mD，含气饱和度介于60%～70%，密度介于2.34～2.38g/cm3；纳米孔隙比例介于65%～75%；主流喉道半径介于0.6～0.8μm，主要喉道半径介于0.13～0.16μm，排驱压力介于0.5～1MPa，最大进汞饱和度介于75%～85%。启动压力平方梯度介于0.3～0.6 MPa2/cm；六元综合分类系数介于11.5～14.5。 Ⅲ类储层：常压渗透率介于0.1～0.5mD，常压孔隙度介于5%～10%，地层渗透率介于0.005～0.1mD，密度介于2.38～2.52g/cm3；纳米孔隙比例介于75%～80%；岩性以中粒砂岩、粗砂岩为主，含少量细砂岩；主流喉道半径介于0.4～0.6μm，主要喉道半径介于0.1～0.13μm，排驱压力介于1～1.5MPa，最大进汞饱和度介于60%～75%；启动压力平方梯度介于0.6～2.4 MPa2/cm；六元综合分类系数介于6.5～11.5。Ⅲ（1）类储层含气饱和度范围为50%～60%，Ⅲ（2） 类储层含气饱和度范围为35%～50%。
Ⅳ类储层：常压渗透率介于0.01～0.1mD，常压孔隙度介于2.5%～5%，地层渗透率介于0.005～0.0001mD，含气饱和度介于25%～35%，密度介于2.52～2.62g/cm3；纳米孔隙比例介于85%～98%；岩性以细粒砂岩、中粒砂岩为主，含少量粗砂岩；主流喉道半径介于0.2～0.4μm，主要喉道半径介于0.06～0.13μm，排驱压力介于1.5～2.8MPa，最大进汞饱和度介于25%～60%；启动压力平方梯度介于2.4～18 MPa2/cm；六元综合分类系数介于0～6.5。
Ⅴ类储层：常压渗透率小于0.01mD，常压孔隙度小于2.5%，地层渗透率小于0.0001 mD，含气饱和度小于25%，密度大于2.62g/cm3；纳米孔隙比例大于98%；岩性以细砂岩为主；主流喉道半径小于0.2μm，主要喉道半径小于0.06μm，排驱压力大于2.8MPa，最大进汞饱和度小于25%；启动压力平方梯度大于18 MPa2/cm；六元综合分类系数小于0。
四、小结
通过对苏里格气田盒8段和山1段储层开展特征研究和分类评价，主要取得以下研究成果：
表3-1 苏里格气田储层综合分类评价标准
沉积和成岩作用共同控制着苏里格气田的储层发育，储层岩石类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主。储层物性总体较差，常压孔隙度主要分布于2.5%～12%，常压渗透率主要分布于0.1～1mD。常压孔隙度与渗透率在半对数坐标上表现出明显的三段式特征，在常压孔隙度5%、渗透率0.1mD和孔隙度2.5%、渗透率0.01mD的位置存在明显拐点。砂岩粒度对储层物性的控制作用较为明显，随着砂岩粒度变粗储层物性变好，粗粒、中粒、细粒砂岩中常压渗透率大于0.1mD的比例分别为81.0%、61.6%、17.4%。
苏里格气田总体应属于致密砂岩气田，地层渗透率小于0.1mD的储层比例为 85%。储层表现出较强的覆压敏感性，在地层压力条件下，常压渗透率为0.01 mD、0.1mD、0.5mD、1mD的储层对应的地层渗透率依次为0.0001mD、0.005mD、0.1mD、0.5 mD，发生1～2个数量级的变化。在束缚水存在的地层压力条件下，储层的渗透率发生2～4个数量级的变化，仅为常压渗流率的1/100～1/10000，采用人工裂缝改造的方式可以较大程度的改善致密砂岩储层中天然气的渗流能力。随着储层物性变差，气水共渗区的范围逐渐变小且逐渐向Sw高值区偏移，相对渗透率向低值区下移，气、水相渗流能力逐渐变差。此外，储层表现出明显的非线性渗流特征，拟启动压力梯度和常压渗透率表现出较好的幂函数关系。
优选出了适合研究区储层评价的六个关键参数，开展了单因素储层评价分类；结合储层评价的关键衡量参数及六元综合分类系数，同时参考辅助衡量指标，对苏里格气田致密砂岩储层进行了综合评价，建立了苏里格气田储层综合分类评价标准。
参考文献
[1] 金之钧， 张金川， 王志欣. 深盆气成藏关键地质问题. 地质评论， 2003， 49（4）： 400-407
[2] 张金川， 金之钧. 深盆气成藏机理及分布预测[M].北京：石油工业出版社， 2005， 95-105
[3] 邹才能， 陶士振， 袁选俊， 等. 连续型油气藏形成条件与分布特征.石油学报. 2009. 30（3）： 324-331
[4] 袁政文. 东濮凹陷低渗致密砂岩成因与深层气探讨.石油与天然气地质， 1993， 14（1）：14-22
[5] 关德师，牛嘉玉. 中国非常规油气地质[M]. 北京：石油工业出版社， 1995. 60-85
[6] 邹才能等. 非常规油气地质. 北京：地质出版社， 2011： 50-53
[7] 邹才能， 陶士振， 张响响， 等. 中国低孔渗大气区地质特征、控制因素和成藏机制.
作者简介：田仕敏；男，助理工程师 2007年毕业于长江大学石油工程学院，现在长庆油田第三采气厂从事油气田开发。
一、储层评价参数的选择
前述已从沉积及成岩、岩石学及物性、孔喉结构、流体特征、渗流规律等方面进行了苏里格气田储层特征的分析。参考前人对特低渗砂岩储层评价参数的优选结果，紧密结合本文储层评价研究的重点，优选出了适合研究区储层评价的六个关键参数：常压渗透率、常压孔隙度、含气饱和度、主流喉道半径、排驱压力和拟启动平方压力梯度，以此六个参数作为研究区储层评价的衡量指标。
除上述关键衡量参数外，还选择了其他几个参数作为研究区储层评价的辅助衡量指标，分别为地层渗透率、密度、孔隙类型、岩石类型、最大进汞饱和度、主要喉道半径等。
二、储层分类评价标准
1.六元参数单因素分类法
在前人对苏里格气田储层的划分的基础上，结合前述开展的储层特征研究，对研究区储层开展了单因素储层评价分类。首先以常压渗透率作为原始分类评价指标，根据实验数据建立其与其他五个评价参数之间的对应关系，从而确定其他指标的分类评价界限值，分类结果如表3-10所示。
表2-1苏里格气田单因素储层评价分类标准
上述分类法主要是基于单因素的单项评价，按照不同的评价参数，储层可能会分属不同的类别，综合考虑各单参数的分类结果，给出最终的储层分类评价结果。此方法的优点是方便快捷，易于操作，缺点是评价结果带有人的主观因素，致使储层的优劣排序较为模糊。
2.“六元综合分类系数”分类法
研究结果表明，常压渗透率、常压孔隙度、含气饱和度、主流喉道半径等与储层的优劣呈正相关关系，即上述参数值越大，储层质量越好；排驱压力和拟启动压力梯度与储层才优劣呈负相关关系，上述参数值越大，储层质量越差。
为解决上述问题，构建了一个能够综合反映分类参数特点并可以定量对储层进行分类的指标，即“六元综合分类系数”。它是在单因素分析的基础上，对上述各参数进行归一化处理得到的。其表达式为：
ψ=ln[（φ/φmstd）（k/kmstd）（sg/sgmstd）（r/rmstd）/（p/pmstd）（ λ/λmstd） ] （3-17）
式中，φ为常压孔隙度，%；φmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的常压孔隙度上限值，%；k为常压渗透率，mD；kmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的常压渗透率上限值，mD；sg为含气饱和度，%；sgmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的含气饱和度上限值，%；r为主流喉道半径，μm；rmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的主流喉道半径上限值，μm；p为排驱压力，MPa；pmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的排驱压力下限值，MPa；λ为拟启动压力平方梯度，MPa2/cm；λmstd为表3.10所示Ⅴ类标准中的拟启动压力梯度上限值。
以表3.10单因素分类标准为基础，制定了研究区的“六元综合分类系数”标准。以Ⅱ类标准为例，将常压孔隙度上限值（12%）、常压渗透率上限值（1mD）、含气饱和度上限值（70%）、主流喉道半径上限值（0.8μm）、排驱压力下限值（0.5 MPa）、拟启动压力梯度下限值（0.3 MPa2/cm）带入式3-17进行计算，计算结果为14.5，将该结果作为“五元综合分类系数”法中Ⅱ类标准的上限值、Ⅰ类标准的下限值。按照该思路计算每一类的上下界限。
最终，确定综合分类标准为：Ⅰ类：ψ>14.5；Ⅱ类：11.5<ψ<14.5；Ⅲ类：6.5<ψ<11.5；Ⅳ类：0<ψ<6.5；Ⅴ类：ψ<0。
三、综合储层分类评价标准
目前，苏里格气田采用的储层分类评价标准是将储层划分为有效储层和非有效储层，其中有效储层（“甜点”）是目前开发动用的重点，非有效储层目前还难以开发动用。有效储层的物性下限为常压孔隙度5%、常压渗透率0.1mD、含气饱和度50%，“十一五”期间，以此下限提交了探明和基本探明储量2.2×1012 m3。
结合前述开展的储层特征研究和单因素分类结果可知，对于常压孔隙度介于5%～10%、常压渗透率介于0.1～0.5mD的Ⅲ类储层，含气饱和度的范围为35%～60%。“十一五”期间，Ⅲ类储层中仅含气饱和度介于50%～60%的那部分储层提交了探明储量，而含气饱和度介于35%～50%的那部分被划分为非有效储层。为了便于与先前的储层分类方案和储量的提交状况衔接和对比，将Ⅲ类储层细分为Ⅲ（1）和Ⅲ（2）两类。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ（1）类储层即为目前已开发动用的有效储层，即提交了探明储量的储层；而Ⅲ（2）、Ⅳ、Ⅴ类储层是还未有提交储量的储层，也是本文研究的重要目标。
结合储层评价的关键衡量参数及六元综合分类系数，同时参考辅助衡量指标，对苏里格气田致密砂岩储层进行了综合评价，建立了储层综合分类评价标准（表3-11）。各类储层的特征分述如下：
Ⅰ类储层：常压渗透率大于1mD，常压孔隙度大于12%，地层渗透率大于0.5 mD，含气饱和度大于70%，密度小于2.34g/cm3；纳米孔隙比例小于65%；主流喉道半径大于0.8μm，主要喉道半径大于0.16μm，排驱压力小于0.5MPa，最大进汞饱和度大于85%；启动压力平方梯度小于0.3MPa2/cm；六元综合分类系数大于14.5。
Ⅱ类储层：常压渗透率介于0.5～1mD，常压孔隙度介于10%～12%，地层渗透率介于0.1～0.5mD，含气饱和度介于60%～70%，密度介于2.34～2.38g/cm3；纳米孔隙比例介于65%～75%；主流喉道半径介于0.6～0.8μm，主要喉道半径介于0.13～0.16μm，排驱压力介于0.5～1MPa，最大进汞饱和度介于75%～85%。启动压力平方梯度介于0.3～0.6 MPa2/cm；六元综合分类系数介于11.5～14.5。 Ⅲ类储层：常压渗透率介于0.1～0.5mD，常压孔隙度介于5%～10%，地层渗透率介于0.005～0.1mD，密度介于2.38～2.52g/cm3；纳米孔隙比例介于75%～80%；岩性以中粒砂岩、粗砂岩为主，含少量细砂岩；主流喉道半径介于0.4～0.6μm，主要喉道半径介于0.1～0.13μm，排驱压力介于1～1.5MPa，最大进汞饱和度介于60%～75%；启动压力平方梯度介于0.6～2.4 MPa2/cm；六元综合分类系数介于6.5～11.5。Ⅲ（1）类储层含气饱和度范围为50%～60%，Ⅲ（2） 类储层含气饱和度范围为35%～50%。
Ⅳ类储层：常压渗透率介于0.01～0.1mD，常压孔隙度介于2.5%～5%，地层渗透率介于0.005～0.0001mD，含气饱和度介于25%～35%，密度介于2.52～2.62g/cm3；纳米孔隙比例介于85%～98%；岩性以细粒砂岩、中粒砂岩为主，含少量粗砂岩；主流喉道半径介于0.2～0.4μm，主要喉道半径介于0.06～0.13μm，排驱压力介于1.5～2.8MPa，最大进汞饱和度介于25%～60%；启动压力平方梯度介于2.4～18 MPa2/cm；六元综合分类系数介于0～6.5。
Ⅴ类储层：常压渗透率小于0.01mD，常压孔隙度小于2.5%，地层渗透率小于0.0001 mD，含气饱和度小于25%，密度大于2.62g/cm3；纳米孔隙比例大于98%；岩性以细砂岩为主；主流喉道半径小于0.2μm，主要喉道半径小于0.06μm，排驱压力大于2.8MPa，最大进汞饱和度小于25%；启动压力平方梯度大于18 MPa2/cm；六元综合分类系数小于0。
四、小结
通过对苏里格气田盒8段和山1段储层开展特征研究和分类评价，主要取得以下研究成果：
表3-1 苏里格气田储层综合分类评价标准
沉积和成岩作用共同控制着苏里格气田的储层发育，储层岩石类型以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主。储层物性总体较差，常压孔隙度主要分布于2.5%～12%，常压渗透率主要分布于0.1～1mD。常压孔隙度与渗透率在半对数坐标上表现出明显的三段式特征，在常压孔隙度5%、渗透率0.1mD和孔隙度2.5%、渗透率0.01mD的位置存在明显拐点。砂岩粒度对储层物性的控制作用较为明显，随着砂岩粒度变粗储层物性变好，粗粒、中粒、细粒砂岩中常压渗透率大于0.1mD的比例分别为81.0%、61.6%、17.4%。
苏里格气田总体应属于致密砂岩气田，地层渗透率小于0.1mD的储层比例为 85%。储层表现出较强的覆压敏感性，在地层压力条件下，常压渗透率为0.01 mD、0.1mD、0.5mD、1mD的储层对应的地层渗透率依次为0.0001mD、0.005mD、0.1mD、0.5 mD，发生1～2个数量级的变化。在束缚水存在的地层压力条件下，储层的渗透率发生2～4个数量级的变化，仅为常压渗流率的1/100～1/10000，采用人工裂缝改造的方式可以较大程度的改善致密砂岩储层中天然气的渗流能力。随着储层物性变差，气水共渗区的范围逐渐变小且逐渐向Sw高值区偏移，相对渗透率向低值区下移，气、水相渗流能力逐渐变差。此外，储层表现出明显的非线性渗流特征，拟启动压力梯度和常压渗透率表现出较好的幂函数关系。
优选出了适合研究区储层评价的六个关键参数，开展了单因素储层评价分类；结合储层评价的关键衡量参数及六元综合分类系数，同时参考辅助衡量指标，对苏里格气田致密砂岩储层进行了综合评价，建立了苏里格气田储层综合分类评价标准。
参考文献
[1] 金之钧， 张金川， 王志欣. 深盆气成藏关键地质问题. 地质评论， 2003， 49（4）： 400-407
[2] 张金川， 金之钧. 深盆气成藏机理及分布预测[M].北京：石油工业出版社， 2005， 95-105
[3] 邹才能， 陶士振， 袁选俊， 等. 连续型油气藏形成条件与分布特征.石油学报. 2009. 30（3）： 324-331
[4] 袁政文. 东濮凹陷低渗致密砂岩成因与深层气探讨.石油与天然气地质， 1993， 14（1）：14-22
[5] 关德师，牛嘉玉. 中国非常规油气地质[M]. 北京：石油工业出版社， 1995. 60-85
[6] 邹才能等. 非常规油气地质. 北京：地质出版社， 2011： 50-53
[7] 邹才能， 陶士振， 张响响， 等. 中国低孔渗大气区地质特征、控制因素和成藏机制.
作者简介：田仕敏；男，助理工程师 2007年毕业于长江大学石油工程学院，现在长庆油田第三采气厂从事油气田开发。