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中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5579-93 ────────────────────────────────────────────
砾岩储集层描述方法
1993-03-27发布 1993-09-01实施 ───────────────────────────────────────────
中华人民共和国能源部 发 布
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 5579-93
砾岩储集层描述方法
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1 主题内容与适应范围
本标准规定了砾岩储集层描述的内容与方法。
本标准适用于油气田评价勘探阶段开发初期对冲积-洪积相砾岩储集层的地质描述。砂砾岩储集层的描述方法可参照执行。
2 引用标准
SY 5336 常规岩心分析推荐作法
GBn 269 石油储量规范
3 储集层层组划分
3.1 层组划分原则
层组划分应与工作区域内的沉积旋回、韵律变化、厚度变化、隔层分布以及岩石物理性质、流体性质的变化相适应。
3.2 层组分级
从大到小可划分四级：
a.含油层系：根据压力系统、流体性质、岩性、物性、岩矿组分、隔层及标志层多种因素结合测井资料对比划分。通常一个含油层系反映一个沉积旋回。
b.砾岩组：比含油层系次一级的单元。根据系统取心井的岩性、岩矿组分和测井曲线对比划分。通常一个砾岩组代表一个较大的沉积韵律或由几个较小的，间断的韵律组合而成。
c.砾岩层：比砾岩组次一级的单元。是一个沉积韵律中的组成部分。通常根据测井曲线划分。 d.单层：比砾岩层次一级的单元。在电阻率测井曲线上一般反映为1～2个电阻峰。
3.3 层组划分程序
3.3.1 确定主要标志层及次要（辅助）标志层。
3.3.2 根据相应测井特征、沉积旋回、韵律关系、厚度变化、岩矿组分等因素，在含油层系中划分砾岩组和砾岩组。砾岩组之间应有稳定的隔层。
3.3.3 在砾岩层划分的基础上划分单层。能够作为一个单层的条件是在测井曲线上有明显的反映，且在开发基础井网中至少有50%以上的井点与上下层不连通。
4 储集层产状
描述储集层的倾角、倾向、走向及其在纵、横向上的变化。
5 储集层岩性
5.1 取心要求
5.1.1 重点取心井，必须在开采层系全部钻取大直径（10cm）岩心。
5.1.2 岩心观察、系统选样分析及选样密度按SY 5336-88标准的2.1.3所述执行。
5.2 砾岩定名
5.2.1 根据岩心描述及选样分析的资料综合确定岩石名称。岩石中颗粒直径大于2mm的碎屑称为砾石或角砾石；砾石或角砾石含量大于、等于50%的岩石称为砾岩或角砾岩。砾岩和角砾岩的区别在于碎屑颗粒圆度的差异。当50%以上的砾石为圆状或半圆状时称为砾岩；当50%以上的砾石呈次棱角状或棱角状时称为角砾岩。
5.2.2 按颗粒直径大小砾岩的分类如表1。
5.3 岩矿组分
5.3.1 确定岩石骨架成分及相对含量。描述岩石结构、构造；描述矿物结晶特点、生成顺序及岩石成因特征。
5.3.2 确定岩石骨架间充填物（胶结物或杂基）的成分及相对含量。描述胶结物的胶结类型及胶结程度。
5.3.3 描述与沉积环境、成岩作用及后生作用有关的矿物、重矿物及其组合的分布特征。
5.4 结构特征
5.4.1 描述砾岩颗粒的圆度及砾石表面构造特征。
5.4.2 计算粒度参数（均值、分选系数、偏度、峰态等），描述粒度分布特征。
5.5 基础图幅、照片
a.储集层岩性综合柱状剖面图（附岩样分析结果），纵向比例尺一般为1：200；
b.岩心观察素描图或岩心照片；
c.岩矿薄片鉴定照片；
d.C—M图；
e.粒度概率分布曲线。
6 储集层物性
6.1 有效孔隙度
6.1.1 以岩心分析资料为基础，将测井解释的孔隙度同岩心分析的孔隙度相拟合，如两者之间的绝对值不超过1.5%，则可用测井解释的孔隙度描述储集层。
6.1.2 对裂缝性储集层应确定裂缝（或溶孔、溶洞）孔隙度和基质孔隙度。
6.1.3 单井层段有效孔隙度平均值按以下方法计算：
单层中岩性相同的小段，当胶结程度也相同时，用算术平均法求得该岩性段的有效孔隙度；岩性相同的小段，当胶结程度不同时，用各胶结程度的小段有效厚度加权求得该岩性段的有效孔隙度。
一个层组的有效孔隙度平均值用该层组内不同岩性段的有效厚度加权求得。
6.1.4 区块有效孔隙度平均值计算方法：
如果各井或各井的同一层组的有效孔隙度值悬殊不大，且平面上井点分布比较均匀，则用算术平均法求得一个区块的有效孔隙度平均值。否则，必须用单井控制的有效孔隙体积加权求得。
6.1.5 选取适量的有代表性的岩心样品做压缩系数分析。研究储集层孔隙压缩规律，并将地面孔隙度校正为地下孔隙度。
6.1.6 描述有效孔隙度与储集层岩性的关系。
6.1.7 确定各类岩性储集层工业油流的有效孔隙度下限值。
6.1.8 应有基础图幅：
a.分层组、分区块有效孔隙度等值图；
b.有效孔隙度与岩性关系图；
c.工业油流层与有效孔隙度关系图。
6.2 渗透率
6.2.1 以岩心分析的水平渗透率为主，适量选取有代表性的岩心做垂直渗透率分析。有效渗透率数据通过试井资料计算求得。
6.2.2 描述岩心分析渗透率（水平和垂直）、测井解释渗透率及试井求得的有效渗透率三者之间的关系。
6.2.3 分井、分层、分岩性段的渗透率平均值计算方法与6.1.3有效孔隙度平均值计算方法相同。
6.2.4 一个区块的渗透率平均值，一般用调和平均或正倒数平均方法求得。如果渗透率的分布规律属正态分布，可用算术平均方法；如属对数正态分布，则用几何平均方法，见附录A（参考件）。
6.2.5 描述渗透率与岩性的关系。
6.2.6 确定储集层工业油流渗透率下限值。
6.2.7 分层组计算渗透率非均质性参数，见附录A（参考件）：
a.非均质系数；
b.变异系数；
c.级差。
6.2.8 确定渗透率分布规律。
6.2.9 应有基础图幅：
a.分层组、分区块渗透率等值图；
b.渗透率与岩性关系图；
c.工业油流层与渗透率关系图；
d.水平渗透率与垂直渗透率关系图；
e.空气渗透率与有效渗透率关系图；
f.渗透率分布图。
6.3 含油饱和度
6.3.1 含油饱和度一般用测井解释资料确定。如属大型油田，则应进行油基泥浆取心或密闭取心分析原始含油饱和度。此外，用有代表性的岩样测得的相对渗透率曲线及毛细管压力资料可作为确定储集层含油饱和度的辅助资料。对裂缝性储集层应分别确定裂缝含油饱和度和基质含油饱和度。
6.3.2 描述原始含油饱和度与岩性的关系。
6.3.3 描述原始含油饱和度与孔隙度的关系。
6.3.4 描述原油含油饱和度与渗透率的关系。
6.3.5 描述不同含油高度对饱和度的影响。
6.3.6 应有基础图幅：
a.原始含油饱和度与孔隙度关系图；
b.原始含油饱和度与渗透率关系图；
c.原始含油饱和度与含油高度关系图；
d.分层组原始含油饱和度平面分布图。
6.4 相对渗透率
6.4.1 在重点取心井中选取有代表性的储集层的岩样进行相对渗透率试验并绘制相对渗透率曲线。对重质油储集层应做高温相对渗透率试验。
6.4.2 确定相对渗透率曲线特征值（束缚水饱和度、残余油饱和度、可动油饱和度、等渗点含水饱和度、束缚水饱和度对应的油相渗透率、残余油饱和度对应的水相渗透率等）。
6.4.3 利用相对渗透率曲线计算采收率，见附录A（参考件）。
6.4.4 利用相对渗透率曲线描述储集层岩石的润湿性，见附录A（参考件）。
6.4.5 利用相对渗透率曲线计算油藏开发动态的有关参数，如含水率、水淹区平均含水饱和度等，见附录A（参考件）。
6.4.6 应有基础图幅：
a.相对渗透率曲线；
b.含水饱和度与含水率关系曲线；
c.含水饱和度与相对渗透率比值关系曲线。
6.5 岩石润湿性
选取有代表性的岩性进行润湿性测定，并应尽可能取得原始状态下的润湿性资料。
7 储集层孔隙结构
7.1 实验室描述方法
7.1.1 常用的描述孔隙结构的实验室方法有：
a.薄片镜下鉴定；
b.毛细管压力测试；
c.铸体薄片鉴定；
d.荧光薄片鉴定；
e.扫描电镜鉴定等。
7.1.2 要求在重点取心井的目的层段系统选取岩样（压汞法测毛细压力曲线最好选取大直径或全直径岩样）进行分析测定，根据分析鉴定结果进行分层描述。
7.2 孔隙类型与孔隙组合
7.2.1 确定岩石的原生孔隙类型和次生孔隙类型。
7.2.2 确定岩石的孔隙组合类型。
7.2.3 描述孔隙（原生及次生）及裂缝充填物的成分、充填性质及充填程度。
7.3 孔喉分布特征
7.3.1 孔隙裂缝分布统计，包括：
a.各类孔隙直径大小及变化范围；
b.各类孔隙所占百分数；
c.面孔率及孔喉配位数；
d.裂缝分布统计（倾角、宽度、长度、分布密度等）。
7.3.2 孔喉分布特征统计，包括：
a.毛细管压力曲线特征参数（阀压及相应的最大连通孔喉半径、饱和度中值压力及相应的孔喉半径、最小非饱和孔隙体积、退出效率、平均毛细管压力及平均孔喉半径），见附录B（参考件）；
b.孔喉体积比、渗透率贡献值及有效孔喉半径下限，见附录B（参考件），各级孔喉所占百分数； c.概率分布特征参数（均质、分选系数、偏度、变异系数），见附录B（参考件）；
d.孔隙结构系数，见附录B（参考件）。
7.4 成岩作用和成岩后生作用
7.4.1 与成岩作用有关的孔隙结构特征：
a.各种成岩作用形成的孔隙结构特征；
b.与成岩作用有关的孔隙结构在纵、横向的分布。
7.4.2 与成岩后生作用有关的孔隙结构特征：
a.各种成岩后生作用形成的孔隙结构特征；
b.与成岩后生作用有关的孔隙结构在纵、横向的分布。
7.4.3 孔隙结构对比分类与评价
a.确定孔隙结构分类指标；
b.各类孔隙结构的分带对比与评价。
7.5 基础图幅、照片
a.岩石孔隙类型鉴定照片；
b.毛细管压力曲线；
c.孔喉分布直方图；
d.孔喉分布概率曲线；
e.岩石裂缝特征照片或素描图；
f.不同成岩及后生变化带孔隙结构特征图。
8 储集层微相划分[见附录C（参考件）]
8.1 微相分类
主要根据岩心观察、岩样分析、岩体形态、测井曲线、古生物等指标确定。
8.2 相带特征描述
8.2.1 各相带岩性及岩体特征，包括：
a.岩石比例统计；
b.厚度变化；
c.定量统计岩体形态及大小（岩体形状、边界规则程度、完整程度、储量占有程度）； d.岩体纵横向连通程度统计描述；
e.岩体物性变化定量统计；
f.岩体孔隙结构变化定量统计；
g.岩体分类评价。
8.2.2 应有基础图幅：
a.分层组相带分布图；
b.分层组岩体分布图（附岩性、物性、孔隙结构变化情况及储量占有情况）。
8.3 相带评价及有利相带分布
根据7.1～7.2各项内容综合分析对比，对各个微相带进行评价并指出对含油、气有利的微相带分布范围。
9 储集层渗流特征
9.1 对储集层进行水驱油试验。在室内进行水驱油试验时，应选择不同岩性、物性和孔隙结构的岩样进行分层组的系统对比试验；在有条件的地区可进行露头注水试验，观察见水特征。
9.2 计算不同类型储集层的水驱速度、水驱油效率、采收率，描述其变化特点。
9.3 对储集层进行敏感性试验。
9.4 分析影响储集层水驱油效率及注水采收率的地质因素。
9.5 应有基础图幅：
a.水驱油试验曲线；
b.岩石物性与采收率关系曲线；
c.岩石孔隙结构与采收率关系曲线；
d.储集层岩性与水驱油效率及采收率关系曲线。
10 储集层综合评价[见附录D（参考件）]
10.1 根据本标准第4章至第9章的各项参数进行综合对比，确定储集层综合评价分类指标。 10.2 储集层分类评价。
10.3 建立各类储集层模式。
10.4 有利储集层分布带描述和预测。
10.5 建立储集层数据库。
10.6 应有基础图幅：
a.油层综合图；
b.储集层综合评价图；
c.储集层分类及有利储集层分布预测图。
附 录 A
砾岩储集层物性参数计算方法
（参 考 件）
A1 渗透率
A1.1 渗透率平均值计算方法
A1.1.1 如果渗透率的分布规律属对数正态分布，则用几何平均方法求得一个层组或一个区块的渗透率平均值。其计算公式如下： KGK1K2K3Kn „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A1） 或 logKG
或
logKG
nlogKi1n „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A2） n1hilogK/hi „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A3） i12
2n式中：KG──几何平均渗透率，μm； Ki──某一单元的渗透率，μm；
hi──某一单元的厚度，m；
n──参与计算的单元数。
A1.1.2 如果渗透率的分布规律既不是正态分布，又不是对数正态分布，则需用调和平均法： KHn
1n1Ki „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A4）
或 KH
hi11nn „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A5） 1Ki
式中：KH──调和平均渗透率，μm。 2
A1.1.3 在60～70年代，曾用过“正倒数平均法”计算一个层组或一个区块的渗透率平均值： K正
K倒
Ki1nnnn1 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A6） „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A7） 1Ki
K
K正K倒2 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A8） 2式中：K正──渗透率正数平均值，μm；
K倒──渗透率倒数平均值，μm；； 2
K──渗透率正倒数平均值，μm。
A1.2 渗透率非均质系数计算方法
A1.2.1 渗透率非均质系数，是指各层组渗透率的算术平均值与该层组中所有样品（所有个体）的渗透2
率中值的比值。
A1.2.2 渗透率级差，是指同一种岩性或同一个层位的最大渗透率与最小渗透率的比值。
A1.2.3 渗透率变异系数，是用样品的渗透率频率分布曲线确定的。其计算公式如下： VK
KKaK „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A9） 式中：VK──渗透率变异系数，无因次； K──累积频率等于50%对应的渗透率值。又称为概率平均渗透率，μm；
Ka──累积频率等于84.1%对应的渗透率值，μm（图A1）。
渗透率变异系数的变化范围在0和1之间。完全均质时VK等于零，即Vk数值越小，储集层越均质，完全非均质的储集层Vk等于1。
A2 相对渗透率
A2.1 利用相对渗透率曲线计算采收率
A2.1.1 理想的水驱最终采收率计算公式为： 采收率22原始含油饱和度残余油饱和度 „„„„„„„„„„„„„（A10） 原始含油饱和度
A2.1.2 考虑到实际存在驱油效率的问题，如果不采取提高采收率措施，则驱油效率是采收率的极限，故 油层最大驱油效率可动油饱和度„„„„„„„„„„„„„„„„„（A11） 原始含油饱和
由于储集层非均质性及井网等的影响，水驱最大驱油效率是达不到的，必须考虑波及系数，故最终采收率可用下式计算：
水驱最终采收率=最大驱油效率×波及系数 „„„„„„„„„„„„„„„„（A12） A2.1.3 波及系数包括面积波及系数和体积波及系数，后者等于面积波及系数乘以纵向波及系数。 A2.2 利用相对渗透率曲线计算含水率和含水饱和度
A2.2.1 计算含水率的公式为 fw
11Krow
Krwo11(w)aebso „„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A13） w
式中：fw──含水率；
Kro──油的相对渗透率；
Krw──水的相对渗透率；
μo──地层原油粘度；
μw──地层水的粘度；
a──在相对渗透率比值和含水饱和度关系曲线上的截距（图A2）；
b──在相对渗透率比值和含水饱和度关系曲线上的斜率（图A2）；
e──自然对数的底；
Sw──含水饱和度。
A2.2.2 若油水粘度比一定,则含水率是含水饱和度的函数,故可根据图A3确定水淹区的含水饱和度.
A2.3 利用相对渗透率曲线判别储集层岩石的润湿性 A2.3.1 岩石润湿性的特征可按(表A1)确定:
A2.3.2 使用相对渗透率曲线时应注意分析影响曲线形态的各种因素,以免得出错误的结论.
附 录 B
储集岩孔喉分布描述方法
(参 考 件)
B1 毛细管压力曲线特征参数
B1.1 利用压汞法测定的毛细管压力曲线特征参数有:
a.阀压(又称排驱压力)Pc:为汞饱和度5%时毛细管压力曲线上某点所对应的毛细管压力.它和一般砂岩储集层以汞饱和度10%所对应的毛细管压力作为阀压不同，因为砾岩储集层的孔喉分布的非均质程度高，多属分选差的偏细歪度类型。阀压越小，储集层性质越好。
b.饱和度中值压力：指汞饱和度50%对应的毛细管压力，该值也是越小越好。
c.最小非饱和孔隙体积：指100%汞饱和度与实际最大汞饱和度之差值。该值越小越好。 d.退出效率：指在压汞仪的额定压力范围内从最大注入压力降低到最小压力时，岩样中退出汞的体积占压力降落前注入汞的总体积的百分数。相当于非润湿相的毛细管效应采收率，该值越大越好。 e.孔喉体积比：指孔隙体积与喉道体积之比值。该值在毛细管压力曲线图上是根据压汞曲线和退汞曲线所绘制的直方图来确定的。孔喉体积比值越小越好。 f.平均毛细管压力Pc，用下列方法求得（图B1）： Pc
ASHgmax
o
SHgmax
PeidSHgi
SHgmax
„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B1）
式中：A──毛细管压力曲线与最大汞饱和度之间的封闭面积（图B1阴影部分）； SHgmax──最大汞饱和度。 B1.2 利用毛细管压力曲线确定J函数
B1.2.1 表达一个层组或一个储集层的毛细管压力特征，必须作J函数曲线。为此需用莱弗列特（L-everett）公式：
1000pc J(Sw)
cos
„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B2）
式中：J（Sw）──毛细管压力曲线的J函数，无因次量； Pc──毛细管丈夫力，MPa； σ──界面张力，mN/m； θ──润湿接触角，（）； K──岩心渗透率，μm； φ──岩心孔隙度，小数； Sw──含水饱和度，小数。
B1.2.2 如果毛细管压力曲线是由压汞法测定的，已知汞与空气的界面张力σ=480mN/m，汞的润湿接触角θ=140，并考虑到Sw=1-SHg（SHg为汞饱和度）则由（B2）求得： J(SWD)2.72Pc
（B3）式中的Pc
Hg
Hg
20
(SWD)
„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B3）
可以在每个岩样的毛细管压力曲线上读出，每个压力值对应的含水饱和度用
Sw=1-SHg求出，K和φ用岩样分析资料，然后代入（B3）式中，即可求出J（SWD）函数并作出J（SWD）函数曲线（图B2）。当各个储集层都作J函数曲线后，可进行层组或各储集层之间的对比（图B3）。
B2 绘制孔喉分布曲线，计算孔喉分布特征值 B2.1 绘制正态概率分布或混合分布曲线
B2.1.1 将孔喉直径按φ=-log2D换算，D为孔喉直径（mm），然后将φ值标在正态概率坐标纸的横坐标上，纵坐标为汞饱和度（SHg）百分数。若孔喉分布遵从正态分布，则在正态概率坐标纸上为一直线。但对非均质的砾岩储集层来说，基本上都不是一条直线，而是由多条直线构成的折线，且尾部直线的斜率往往很大。这是“混合分布”的特征反映（见图B4）。
B2.1.2 计算正态概率曲线特征值。对于遵从正态概率分布的曲线，可取的量度： a.中值（D50或φ50）：代表分布处于最中间的孔喉直径； b.均值（DM）：是孔喉大小总平均的量度，计算公式为：
D5D15D25D85D95
„„„„„„„„„„„„„„„„（B4）
10
D16D50D84
或 DM „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B5）
3
DM
c.峰值（dm）:是孔喉分布最大百分率区间所对应的孔喉直径； d.分选度（SP）：是孔喉分布标准偏差的量度。计算公式为： Sp
(D84D16)(D95D5)
„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B6）
46.6
e.歪度（Skp）：是孔喉分布的非正态性量度。计算公式为： Skp
(D84D162D50)(D95D52D50)
„„„„„„„„„„„„（B7）
2(D84D16)2(D95D25)
f.峰态（Kp）：是孔喉分布曲线峰凸情况的量度。计算公式为 Kp
D95D5
„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B8）
2.44(D75D25)
若Kp=1，则为正态分布；若Kp>1，为有峰分布；若Kp
在公式B4～B8中：D──孔喉直径，mm；
D5──频率为5%的孔喉直径，mm；余此类推。 B2.2 计算孔喉分布特征值
B2.2.1 计算地质混合经验分布的特征值，内容见表B1.
φ为岩样分析孔隙度。
在表B1中,φi为某一孔喉直径的对数，即φI=-logzDi；△S为两种相邻孔喉半径间的汞饱和度差值；
B2.2.2 计算渗透率贡献值及累积渗透率贡献值。渗透率贡献值是对应每一个毛细管压力值的实际进汞量（%）占总进汞量的百分数；累积渗透率贡献值是前一个渗透率贡献值的叠加。根据渗透率贡献值绘制的曲线可以直观地判别对渗滤起主要作用的孔喉大小；根据累积渗透率贡献值分布曲线可以估计确定有效渗滤孔喉半径下限（图B5）。
附 录 C
洪积扇砾岩储集层的微相划分
（参 考 件）
C1 划相指标
C1.1 依据的资料有
a.重点取心井的岩心观察、描述及岩样分析资料； b.标准测井、微电极测井资料； c.岩性解释资料； d.试油、试采资料； e.层组划分数据。 C1.2 微相划分指标 a.岩体平面形态；
b.岩体垂直流向剖面形态； c.沉积厚度；
d.砾岩岩比（砾岩厚度/砂砾岩厚度），%； e.泥岩岩比（泥岩厚度/沉积厚度），%； f.粒度中值； g.分选系数； h.碎屑岩含泥量，%； i.典型层理； j.其它层理； k.韵律性；
l.支撑砾岩分布特征； m.其它沉积构造； n.特殊成分； o.电阻率曲线特征； p.自然电位幅度； q.微电极曲线形态； r.渗透率； s.古生物； t.含油性。 C1.3 岩体的定量描述
C1.3.1 岩体是构成砾岩储集层的最小单元，砾岩岩比高的岩体通常称为砾岩体，砾岩岩比低的为砂砾岩体或砂岩体，具体界限见表C1。
微相划分以单层为基础，一个单层往往包含一个乃至若干个岩体。
C1.3.2 岩体的形态特征从面积大小、边界规则程度、岩体完整程度三个方面描述。
C1.3.2.1 从面积大小方面描述有以下原则：
a.层状岩体：指在注水开发的区块内，岩体的面积超过所在区块总面积30%以上者； b.透镜状岩体：指岩体面积占所在的注水开发区块总面积的30%～10%者； c.透镜体：指岩体面积占所在的注水开发区块总面积不足10%者。
C1.3.2.2 从岩体完整程度和边界规则程度方面描述，应统计两个参数； a.不完整系数：指岩体内部非渗透部分所占面积与岩体总面积之比； b.不规则系数：指岩体的面积与该岩体周长相同的圆面积的比值。
C1.3.3 对岩体含油气性的描述可用储量系数，即一个岩体的地质储量占整个含油层系地质储量的百分数。
C1.3.4 岩体形态及大小分类见表C2。
C2 相级划分系统
C2.1 洪积扇的亚相划分
C2.1.1 扇顶亚相：是洪积扇体最上部以片状漫流垂向加积为主的沉积区。 C2.1.2 扇中亚相：是洪积扇辫状分支水流活动的沉积区。 C2.1.3 扇缘亚相：是洪积扇分支水流交叉点以下的地区。 C2.2 洪积扇的微相划分
C2.2.1 扇顶亚相可分为四个微相带：
a.主槽：位于扇顶中间部位。顶端针对山口，呈喇叭形向下展宽。横断面呈底微下凸的宽浅槽形。槽内布满流沟。流沟宽数米，深不到1m，呈放射状编辫撒开。其间为相对较高的砾石滩。沉积物为一套很厚的砂砾岩，砾岩岩比达90%以上，且普遍发育洪积层理。其中上部剖面出现支撑砾岩，沉积物分选差。流沟是主槽洪水活动的主要场所。洪峰过后的洪水多在流沟活动，支撑砾岩即形成于流沟中。沟间滩接受的是悬移质最多的漫洪期物质。多属泥质砾石层，砾径大而分选差。流沟和沟间滩不断更替迁移，造成两种渗透性差别很大的沉积物在主槽剖面上反复交替。
b.侧缘槽：位于扇顶一侧或两侧，其上游端在山口附近与主槽分叉，形态狭长。下游端消失于扇间地带。侧缘槽沉积物与主槽无明显差别。砾岩岩比仍在90%以上。
c.漫洪带：是扇顶亚相带内地形最高部位，仅在特大洪水期才接受沉积。岩性为含砂砾泥岩或泥质砂砾岩，单层厚度仅数十厘米至数米，有成层性，见不规则洪水层理。砂砾分布不均，呈团块状，分选差。
d.槽滩：是扇顶主槽、侧缘槽与相对高部位（漫洪带等）间的过渡地带。岩性以巨粗砂岩、砾岩为主夹薄层泥岩。砾岩岩比在70%～90%之间。含泥量稍高于主槽和侧缘槽，支撑砾岩少见，洪积层理发育。
C2.2.2 扇中亚相分为三个微相带：
a.辫流线：是主槽在扇中部位的分支，也是流沟在扇中的归并，呈辐向散布。一般宽10～50m，深3～5m，最深处在中上部位，向扇缘变浅。沉积物为槽洪携带的砂砾，层厚一般为数米。砾岩岩比占70%～90%，粒度中值较扇顶小，分选略好，含泥量则有所增加。洪积层理和多层系大型交错层理为主要层理类型。扁平砾石排列显著，细层内部粒度有韵律性变化。
b.辫流砂岛：是辫流线中间或边上的砾石滩。面积不大，顺辫流线走向延伸。沉积物比辫流线沉积细，砾岩岩比在50%～70%之间，含泥量与辫流线接近，普遍发育大型交错层理。
c.漫流带：是辫流线间的高部位，只接受漫洪期细粒悬浮负载沉积，边部往往有砂岛镶边。沉积物为泥质细粉砂岩和细、粉砂质泥岩，常混有少量粗粒砂和小砾石。有块状层理及不规则洪水层理。有时见根系印痕和植物残屑。
C2.2.3 扇缘亚相带主要为细粒沉积。层理有块状、波状等，常见草、木本植物根系和枝叶印痕。虽偶有次生扇和小股水流的粗碎屑沉积，但所占比例甚小。无条件储集油气，故不再划分微相带。 C2.2.4 扇间地带以相邻两扇侧缘槽交汇点为界。以上称扇间滩地，以下称扇间凹地。扇间滩地面积有限，沉积特征与槽滩类似。扇间凹地是扇面水流主要汇集地带。流入盆地的间歇或暂时河流往往都由此流出，地貌呈槽形，由上向下稍变宽，然后过渡为扇缘。岩性为砂砾岩和泥岩不规则互层，砾岩岩比50%左右，含泥量较高。层理类型多，洪积扇所有层理几乎都有出现，但以交错层理为主。两个物源的沉积物在横剖面上犬牙交错，故岩性非均质程度高。 C3 洪积扇相带划分模式 C3.1 相级系统表（表C3）
C3.2 相带分布模式图
C3.2.1 微相带典型测井曲线见（图C1）。 C3.2.2 微相带分布模式图见（图C2）。
附 录 D 砾岩储集层的综合评价 （参 考 件）
D1 综合评价内容
D1.1 评价储集层的储、渗性能，需要把对储、渗性能有影响的因素挑选出来比较。如岩性因素、物性，因素、孔隙结构因素等。
D1.2 评价储集层的储量丰度，可分为高丰度储量（>300×10t/km）、中丰度储量（>100×10～300×10t/km）、低丰度储量（50×10～100×10t/km）及特低丰度储量（
D1.3 从井网布局评价储集层，需将含油岩体的形态、大小、厚薄、物性、孔隙结构、连通程度、储量系数等因素进行对比评价，按GBn 269执行。
D1.4 从埋藏深度评价储集层可划分为浅层（﹤2000m）、中深层（2000～3200m）、深层（3200～4000m）及超深层（﹥4000m）四种。
D2 综合评价方法
D2.1 评价的单元是所评价的区块内的层组或整个含油层系。因此所有评价指标都是代表评价区块内的层组或含油层系的。
D2.2 用统计方法对每个层组或含油层系的评价对比指标进行排队，确定同一类指标中每个层组所居的名次，列出最佳、中等和差的储集层（层组或含油层系）。
D2.3 编制储集层综合评价图。内容包括岩性、物性、孔隙结构、储量、相带分布及埋藏深度等分类对比指标。
D2.4 编绘油层综合图。内容包括岩性、物性、油气水分布及井的初期产量等。为了保持图纸的清晰，图例应尽量简化，各项内容也应尽可能综合。如有效厚度及渗透率的平面分布可用两者的乘积（KH），即地层系数的等值线表示。井的初期产量指的是初期稳定的日产油量。可用按比例设计的直径作半圆图形表示。不同类别含油岩体的富集范围应分别圈定。并按好、中、差等相应地标注“Ⅰ”、“Ⅱ”、“Ⅲ”等类别，为编制开发设计提供依据（图D1）。
────────────
附加说明：
本标准由油气田开发专业标准化委员提出并技术归口。 本标准由新疆石油管理局勘探开发研究院起草。 本标准起草人吴虻。
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中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5579-93 ────────────────────────────────────────────
砾岩储集层描述方法
1993-03-27发布 1993-09-01实施 ───────────────────────────────────────────
中华人民共和国能源部 发 布
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 5579-93
砾岩储集层描述方法
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1 主题内容与适应范围
本标准规定了砾岩储集层描述的内容与方法。
本标准适用于油气田评价勘探阶段开发初期对冲积-洪积相砾岩储集层的地质描述。砂砾岩储集层的描述方法可参照执行。
2 引用标准
SY 5336 常规岩心分析推荐作法
GBn 269 石油储量规范
3 储集层层组划分
3.1 层组划分原则
层组划分应与工作区域内的沉积旋回、韵律变化、厚度变化、隔层分布以及岩石物理性质、流体性质的变化相适应。
3.2 层组分级
从大到小可划分四级：
a.含油层系：根据压力系统、流体性质、岩性、物性、岩矿组分、隔层及标志层多种因素结合测井资料对比划分。通常一个含油层系反映一个沉积旋回。
b.砾岩组：比含油层系次一级的单元。根据系统取心井的岩性、岩矿组分和测井曲线对比划分。通常一个砾岩组代表一个较大的沉积韵律或由几个较小的，间断的韵律组合而成。
c.砾岩层：比砾岩组次一级的单元。是一个沉积韵律中的组成部分。通常根据测井曲线划分。 d.单层：比砾岩层次一级的单元。在电阻率测井曲线上一般反映为1～2个电阻峰。
3.3 层组划分程序
3.3.1 确定主要标志层及次要（辅助）标志层。
3.3.2 根据相应测井特征、沉积旋回、韵律关系、厚度变化、岩矿组分等因素，在含油层系中划分砾岩组和砾岩组。砾岩组之间应有稳定的隔层。
3.3.3 在砾岩层划分的基础上划分单层。能够作为一个单层的条件是在测井曲线上有明显的反映，且在开发基础井网中至少有50%以上的井点与上下层不连通。
4 储集层产状
描述储集层的倾角、倾向、走向及其在纵、横向上的变化。
5 储集层岩性
5.1 取心要求
5.1.1 重点取心井，必须在开采层系全部钻取大直径（10cm）岩心。
5.1.2 岩心观察、系统选样分析及选样密度按SY 5336-88标准的2.1.3所述执行。
5.2 砾岩定名
5.2.1 根据岩心描述及选样分析的资料综合确定岩石名称。岩石中颗粒直径大于2mm的碎屑称为砾石或角砾石；砾石或角砾石含量大于、等于50%的岩石称为砾岩或角砾岩。砾岩和角砾岩的区别在于碎屑颗粒圆度的差异。当50%以上的砾石为圆状或半圆状时称为砾岩；当50%以上的砾石呈次棱角状或棱角状时称为角砾岩。
5.2.2 按颗粒直径大小砾岩的分类如表1。
5.3 岩矿组分
5.3.1 确定岩石骨架成分及相对含量。描述岩石结构、构造；描述矿物结晶特点、生成顺序及岩石成因特征。
5.3.2 确定岩石骨架间充填物（胶结物或杂基）的成分及相对含量。描述胶结物的胶结类型及胶结程度。
5.3.3 描述与沉积环境、成岩作用及后生作用有关的矿物、重矿物及其组合的分布特征。
5.4 结构特征
5.4.1 描述砾岩颗粒的圆度及砾石表面构造特征。
5.4.2 计算粒度参数（均值、分选系数、偏度、峰态等），描述粒度分布特征。
5.5 基础图幅、照片
a.储集层岩性综合柱状剖面图（附岩样分析结果），纵向比例尺一般为1：200；
b.岩心观察素描图或岩心照片；
c.岩矿薄片鉴定照片；
d.C—M图；
e.粒度概率分布曲线。
6 储集层物性
6.1 有效孔隙度
6.1.1 以岩心分析资料为基础，将测井解释的孔隙度同岩心分析的孔隙度相拟合，如两者之间的绝对值不超过1.5%，则可用测井解释的孔隙度描述储集层。
6.1.2 对裂缝性储集层应确定裂缝（或溶孔、溶洞）孔隙度和基质孔隙度。
6.1.3 单井层段有效孔隙度平均值按以下方法计算：
单层中岩性相同的小段，当胶结程度也相同时，用算术平均法求得该岩性段的有效孔隙度；岩性相同的小段，当胶结程度不同时，用各胶结程度的小段有效厚度加权求得该岩性段的有效孔隙度。
一个层组的有效孔隙度平均值用该层组内不同岩性段的有效厚度加权求得。
6.1.4 区块有效孔隙度平均值计算方法：
如果各井或各井的同一层组的有效孔隙度值悬殊不大，且平面上井点分布比较均匀，则用算术平均法求得一个区块的有效孔隙度平均值。否则，必须用单井控制的有效孔隙体积加权求得。
6.1.5 选取适量的有代表性的岩心样品做压缩系数分析。研究储集层孔隙压缩规律，并将地面孔隙度校正为地下孔隙度。
6.1.6 描述有效孔隙度与储集层岩性的关系。
6.1.7 确定各类岩性储集层工业油流的有效孔隙度下限值。
6.1.8 应有基础图幅：
a.分层组、分区块有效孔隙度等值图；
b.有效孔隙度与岩性关系图；
c.工业油流层与有效孔隙度关系图。
6.2 渗透率
6.2.1 以岩心分析的水平渗透率为主，适量选取有代表性的岩心做垂直渗透率分析。有效渗透率数据通过试井资料计算求得。
6.2.2 描述岩心分析渗透率（水平和垂直）、测井解释渗透率及试井求得的有效渗透率三者之间的关系。
6.2.3 分井、分层、分岩性段的渗透率平均值计算方法与6.1.3有效孔隙度平均值计算方法相同。
6.2.4 一个区块的渗透率平均值，一般用调和平均或正倒数平均方法求得。如果渗透率的分布规律属正态分布，可用算术平均方法；如属对数正态分布，则用几何平均方法，见附录A（参考件）。
6.2.5 描述渗透率与岩性的关系。
6.2.6 确定储集层工业油流渗透率下限值。
6.2.7 分层组计算渗透率非均质性参数，见附录A（参考件）：
a.非均质系数；
b.变异系数；
c.级差。
6.2.8 确定渗透率分布规律。
6.2.9 应有基础图幅：
a.分层组、分区块渗透率等值图；
b.渗透率与岩性关系图；
c.工业油流层与渗透率关系图；
d.水平渗透率与垂直渗透率关系图；
e.空气渗透率与有效渗透率关系图；
f.渗透率分布图。
6.3 含油饱和度
6.3.1 含油饱和度一般用测井解释资料确定。如属大型油田，则应进行油基泥浆取心或密闭取心分析原始含油饱和度。此外，用有代表性的岩样测得的相对渗透率曲线及毛细管压力资料可作为确定储集层含油饱和度的辅助资料。对裂缝性储集层应分别确定裂缝含油饱和度和基质含油饱和度。
6.3.2 描述原始含油饱和度与岩性的关系。
6.3.3 描述原始含油饱和度与孔隙度的关系。
6.3.4 描述原油含油饱和度与渗透率的关系。
6.3.5 描述不同含油高度对饱和度的影响。
6.3.6 应有基础图幅：
a.原始含油饱和度与孔隙度关系图；
b.原始含油饱和度与渗透率关系图；
c.原始含油饱和度与含油高度关系图；
d.分层组原始含油饱和度平面分布图。
6.4 相对渗透率
6.4.1 在重点取心井中选取有代表性的储集层的岩样进行相对渗透率试验并绘制相对渗透率曲线。对重质油储集层应做高温相对渗透率试验。
6.4.2 确定相对渗透率曲线特征值（束缚水饱和度、残余油饱和度、可动油饱和度、等渗点含水饱和度、束缚水饱和度对应的油相渗透率、残余油饱和度对应的水相渗透率等）。
6.4.3 利用相对渗透率曲线计算采收率，见附录A（参考件）。
6.4.4 利用相对渗透率曲线描述储集层岩石的润湿性，见附录A（参考件）。
6.4.5 利用相对渗透率曲线计算油藏开发动态的有关参数，如含水率、水淹区平均含水饱和度等，见附录A（参考件）。
6.4.6 应有基础图幅：
a.相对渗透率曲线；
b.含水饱和度与含水率关系曲线；
c.含水饱和度与相对渗透率比值关系曲线。
6.5 岩石润湿性
选取有代表性的岩性进行润湿性测定，并应尽可能取得原始状态下的润湿性资料。
7 储集层孔隙结构
7.1 实验室描述方法
7.1.1 常用的描述孔隙结构的实验室方法有：
a.薄片镜下鉴定；
b.毛细管压力测试；
c.铸体薄片鉴定；
d.荧光薄片鉴定；
e.扫描电镜鉴定等。
7.1.2 要求在重点取心井的目的层段系统选取岩样（压汞法测毛细压力曲线最好选取大直径或全直径岩样）进行分析测定，根据分析鉴定结果进行分层描述。
7.2 孔隙类型与孔隙组合
7.2.1 确定岩石的原生孔隙类型和次生孔隙类型。
7.2.2 确定岩石的孔隙组合类型。
7.2.3 描述孔隙（原生及次生）及裂缝充填物的成分、充填性质及充填程度。
7.3 孔喉分布特征
7.3.1 孔隙裂缝分布统计，包括：
a.各类孔隙直径大小及变化范围；
b.各类孔隙所占百分数；
c.面孔率及孔喉配位数；
d.裂缝分布统计（倾角、宽度、长度、分布密度等）。
7.3.2 孔喉分布特征统计，包括：
a.毛细管压力曲线特征参数（阀压及相应的最大连通孔喉半径、饱和度中值压力及相应的孔喉半径、最小非饱和孔隙体积、退出效率、平均毛细管压力及平均孔喉半径），见附录B（参考件）；
b.孔喉体积比、渗透率贡献值及有效孔喉半径下限，见附录B（参考件），各级孔喉所占百分数； c.概率分布特征参数（均质、分选系数、偏度、变异系数），见附录B（参考件）；
d.孔隙结构系数，见附录B（参考件）。
7.4 成岩作用和成岩后生作用
7.4.1 与成岩作用有关的孔隙结构特征：
a.各种成岩作用形成的孔隙结构特征；
b.与成岩作用有关的孔隙结构在纵、横向的分布。
7.4.2 与成岩后生作用有关的孔隙结构特征：
a.各种成岩后生作用形成的孔隙结构特征；
b.与成岩后生作用有关的孔隙结构在纵、横向的分布。
7.4.3 孔隙结构对比分类与评价
a.确定孔隙结构分类指标；
b.各类孔隙结构的分带对比与评价。
7.5 基础图幅、照片
a.岩石孔隙类型鉴定照片；
b.毛细管压力曲线；
c.孔喉分布直方图；
d.孔喉分布概率曲线；
e.岩石裂缝特征照片或素描图；
f.不同成岩及后生变化带孔隙结构特征图。
8 储集层微相划分[见附录C（参考件）]
8.1 微相分类
主要根据岩心观察、岩样分析、岩体形态、测井曲线、古生物等指标确定。
8.2 相带特征描述
8.2.1 各相带岩性及岩体特征，包括：
a.岩石比例统计；
b.厚度变化；
c.定量统计岩体形态及大小（岩体形状、边界规则程度、完整程度、储量占有程度）； d.岩体纵横向连通程度统计描述；
e.岩体物性变化定量统计；
f.岩体孔隙结构变化定量统计；
g.岩体分类评价。
8.2.2 应有基础图幅：
a.分层组相带分布图；
b.分层组岩体分布图（附岩性、物性、孔隙结构变化情况及储量占有情况）。
8.3 相带评价及有利相带分布
根据7.1～7.2各项内容综合分析对比，对各个微相带进行评价并指出对含油、气有利的微相带分布范围。
9 储集层渗流特征
9.1 对储集层进行水驱油试验。在室内进行水驱油试验时，应选择不同岩性、物性和孔隙结构的岩样进行分层组的系统对比试验；在有条件的地区可进行露头注水试验，观察见水特征。
9.2 计算不同类型储集层的水驱速度、水驱油效率、采收率，描述其变化特点。
9.3 对储集层进行敏感性试验。
9.4 分析影响储集层水驱油效率及注水采收率的地质因素。
9.5 应有基础图幅：
a.水驱油试验曲线；
b.岩石物性与采收率关系曲线；
c.岩石孔隙结构与采收率关系曲线；
d.储集层岩性与水驱油效率及采收率关系曲线。
10 储集层综合评价[见附录D（参考件）]
10.1 根据本标准第4章至第9章的各项参数进行综合对比，确定储集层综合评价分类指标。 10.2 储集层分类评价。
10.3 建立各类储集层模式。
10.4 有利储集层分布带描述和预测。
10.5 建立储集层数据库。
10.6 应有基础图幅：
a.油层综合图；
b.储集层综合评价图；
c.储集层分类及有利储集层分布预测图。
附 录 A
砾岩储集层物性参数计算方法
（参 考 件）
A1 渗透率
A1.1 渗透率平均值计算方法
A1.1.1 如果渗透率的分布规律属对数正态分布，则用几何平均方法求得一个层组或一个区块的渗透率平均值。其计算公式如下： KGK1K2K3Kn „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A1） 或 logKG
或
logKG
nlogKi1n „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A2） n1hilogK/hi „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A3） i12
2n式中：KG──几何平均渗透率，μm； Ki──某一单元的渗透率，μm；
hi──某一单元的厚度，m；
n──参与计算的单元数。
A1.1.2 如果渗透率的分布规律既不是正态分布，又不是对数正态分布，则需用调和平均法： KHn
1n1Ki „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A4）
或 KH
hi11nn „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A5） 1Ki
式中：KH──调和平均渗透率，μm。 2
A1.1.3 在60～70年代，曾用过“正倒数平均法”计算一个层组或一个区块的渗透率平均值： K正
K倒
Ki1nnnn1 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A6） „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A7） 1Ki
K
K正K倒2 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A8） 2式中：K正──渗透率正数平均值，μm；
K倒──渗透率倒数平均值，μm；； 2
K──渗透率正倒数平均值，μm。
A1.2 渗透率非均质系数计算方法
A1.2.1 渗透率非均质系数，是指各层组渗透率的算术平均值与该层组中所有样品（所有个体）的渗透2
率中值的比值。
A1.2.2 渗透率级差，是指同一种岩性或同一个层位的最大渗透率与最小渗透率的比值。
A1.2.3 渗透率变异系数，是用样品的渗透率频率分布曲线确定的。其计算公式如下： VK
KKaK „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A9） 式中：VK──渗透率变异系数，无因次； K──累积频率等于50%对应的渗透率值。又称为概率平均渗透率，μm；
Ka──累积频率等于84.1%对应的渗透率值，μm（图A1）。
渗透率变异系数的变化范围在0和1之间。完全均质时VK等于零，即Vk数值越小，储集层越均质，完全非均质的储集层Vk等于1。
A2 相对渗透率
A2.1 利用相对渗透率曲线计算采收率
A2.1.1 理想的水驱最终采收率计算公式为： 采收率22原始含油饱和度残余油饱和度 „„„„„„„„„„„„„（A10） 原始含油饱和度
A2.1.2 考虑到实际存在驱油效率的问题，如果不采取提高采收率措施，则驱油效率是采收率的极限，故 油层最大驱油效率可动油饱和度„„„„„„„„„„„„„„„„„（A11） 原始含油饱和
由于储集层非均质性及井网等的影响，水驱最大驱油效率是达不到的，必须考虑波及系数，故最终采收率可用下式计算：
水驱最终采收率=最大驱油效率×波及系数 „„„„„„„„„„„„„„„„（A12） A2.1.3 波及系数包括面积波及系数和体积波及系数，后者等于面积波及系数乘以纵向波及系数。 A2.2 利用相对渗透率曲线计算含水率和含水饱和度
A2.2.1 计算含水率的公式为 fw
11Krow
Krwo11(w)aebso „„„„„„„„„„„„„„„„„„„（A13） w
式中：fw──含水率；
Kro──油的相对渗透率；
Krw──水的相对渗透率；
μo──地层原油粘度；
μw──地层水的粘度；
a──在相对渗透率比值和含水饱和度关系曲线上的截距（图A2）；
b──在相对渗透率比值和含水饱和度关系曲线上的斜率（图A2）；
e──自然对数的底；
Sw──含水饱和度。
A2.2.2 若油水粘度比一定,则含水率是含水饱和度的函数,故可根据图A3确定水淹区的含水饱和度.
A2.3 利用相对渗透率曲线判别储集层岩石的润湿性 A2.3.1 岩石润湿性的特征可按(表A1)确定:
A2.3.2 使用相对渗透率曲线时应注意分析影响曲线形态的各种因素,以免得出错误的结论.
附 录 B
储集岩孔喉分布描述方法
(参 考 件)
B1 毛细管压力曲线特征参数
B1.1 利用压汞法测定的毛细管压力曲线特征参数有:
a.阀压(又称排驱压力)Pc:为汞饱和度5%时毛细管压力曲线上某点所对应的毛细管压力.它和一般砂岩储集层以汞饱和度10%所对应的毛细管压力作为阀压不同，因为砾岩储集层的孔喉分布的非均质程度高，多属分选差的偏细歪度类型。阀压越小，储集层性质越好。
b.饱和度中值压力：指汞饱和度50%对应的毛细管压力，该值也是越小越好。
c.最小非饱和孔隙体积：指100%汞饱和度与实际最大汞饱和度之差值。该值越小越好。 d.退出效率：指在压汞仪的额定压力范围内从最大注入压力降低到最小压力时，岩样中退出汞的体积占压力降落前注入汞的总体积的百分数。相当于非润湿相的毛细管效应采收率，该值越大越好。 e.孔喉体积比：指孔隙体积与喉道体积之比值。该值在毛细管压力曲线图上是根据压汞曲线和退汞曲线所绘制的直方图来确定的。孔喉体积比值越小越好。 f.平均毛细管压力Pc，用下列方法求得（图B1）： Pc
ASHgmax
o
SHgmax
PeidSHgi
SHgmax
„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B1）
式中：A──毛细管压力曲线与最大汞饱和度之间的封闭面积（图B1阴影部分）； SHgmax──最大汞饱和度。 B1.2 利用毛细管压力曲线确定J函数
B1.2.1 表达一个层组或一个储集层的毛细管压力特征，必须作J函数曲线。为此需用莱弗列特（L-everett）公式：
1000pc J(Sw)
cos
„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B2）
式中：J（Sw）──毛细管压力曲线的J函数，无因次量； Pc──毛细管丈夫力，MPa； σ──界面张力，mN/m； θ──润湿接触角，（）； K──岩心渗透率，μm； φ──岩心孔隙度，小数； Sw──含水饱和度，小数。
B1.2.2 如果毛细管压力曲线是由压汞法测定的，已知汞与空气的界面张力σ=480mN/m，汞的润湿接触角θ=140，并考虑到Sw=1-SHg（SHg为汞饱和度）则由（B2）求得： J(SWD)2.72Pc
（B3）式中的Pc
Hg
Hg
20
(SWD)
„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B3）
可以在每个岩样的毛细管压力曲线上读出，每个压力值对应的含水饱和度用
Sw=1-SHg求出，K和φ用岩样分析资料，然后代入（B3）式中，即可求出J（SWD）函数并作出J（SWD）函数曲线（图B2）。当各个储集层都作J函数曲线后，可进行层组或各储集层之间的对比（图B3）。
B2 绘制孔喉分布曲线，计算孔喉分布特征值 B2.1 绘制正态概率分布或混合分布曲线
B2.1.1 将孔喉直径按φ=-log2D换算，D为孔喉直径（mm），然后将φ值标在正态概率坐标纸的横坐标上，纵坐标为汞饱和度（SHg）百分数。若孔喉分布遵从正态分布，则在正态概率坐标纸上为一直线。但对非均质的砾岩储集层来说，基本上都不是一条直线，而是由多条直线构成的折线，且尾部直线的斜率往往很大。这是“混合分布”的特征反映（见图B4）。
B2.1.2 计算正态概率曲线特征值。对于遵从正态概率分布的曲线，可取的量度： a.中值（D50或φ50）：代表分布处于最中间的孔喉直径； b.均值（DM）：是孔喉大小总平均的量度，计算公式为：
D5D15D25D85D95
„„„„„„„„„„„„„„„„（B4）
10
D16D50D84
或 DM „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B5）
3
DM
c.峰值（dm）:是孔喉分布最大百分率区间所对应的孔喉直径； d.分选度（SP）：是孔喉分布标准偏差的量度。计算公式为： Sp
(D84D16)(D95D5)
„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B6）
46.6
e.歪度（Skp）：是孔喉分布的非正态性量度。计算公式为： Skp
(D84D162D50)(D95D52D50)
„„„„„„„„„„„„（B7）
2(D84D16)2(D95D25)
f.峰态（Kp）：是孔喉分布曲线峰凸情况的量度。计算公式为 Kp
D95D5
„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„（B8）
2.44(D75D25)
若Kp=1，则为正态分布；若Kp>1，为有峰分布；若Kp
在公式B4～B8中：D──孔喉直径，mm；
D5──频率为5%的孔喉直径，mm；余此类推。 B2.2 计算孔喉分布特征值
B2.2.1 计算地质混合经验分布的特征值，内容见表B1.
φ为岩样分析孔隙度。
在表B1中,φi为某一孔喉直径的对数，即φI=-logzDi；△S为两种相邻孔喉半径间的汞饱和度差值；
B2.2.2 计算渗透率贡献值及累积渗透率贡献值。渗透率贡献值是对应每一个毛细管压力值的实际进汞量（%）占总进汞量的百分数；累积渗透率贡献值是前一个渗透率贡献值的叠加。根据渗透率贡献值绘制的曲线可以直观地判别对渗滤起主要作用的孔喉大小；根据累积渗透率贡献值分布曲线可以估计确定有效渗滤孔喉半径下限（图B5）。
附 录 C
洪积扇砾岩储集层的微相划分
（参 考 件）
C1 划相指标
C1.1 依据的资料有
a.重点取心井的岩心观察、描述及岩样分析资料； b.标准测井、微电极测井资料； c.岩性解释资料； d.试油、试采资料； e.层组划分数据。 C1.2 微相划分指标 a.岩体平面形态；
b.岩体垂直流向剖面形态； c.沉积厚度；
d.砾岩岩比（砾岩厚度/砂砾岩厚度），%； e.泥岩岩比（泥岩厚度/沉积厚度），%； f.粒度中值； g.分选系数； h.碎屑岩含泥量，%； i.典型层理； j.其它层理； k.韵律性；
l.支撑砾岩分布特征； m.其它沉积构造； n.特殊成分； o.电阻率曲线特征； p.自然电位幅度； q.微电极曲线形态； r.渗透率； s.古生物； t.含油性。 C1.3 岩体的定量描述
C1.3.1 岩体是构成砾岩储集层的最小单元，砾岩岩比高的岩体通常称为砾岩体，砾岩岩比低的为砂砾岩体或砂岩体，具体界限见表C1。
微相划分以单层为基础，一个单层往往包含一个乃至若干个岩体。
C1.3.2 岩体的形态特征从面积大小、边界规则程度、岩体完整程度三个方面描述。
C1.3.2.1 从面积大小方面描述有以下原则：
a.层状岩体：指在注水开发的区块内，岩体的面积超过所在区块总面积30%以上者； b.透镜状岩体：指岩体面积占所在的注水开发区块总面积的30%～10%者； c.透镜体：指岩体面积占所在的注水开发区块总面积不足10%者。
C1.3.2.2 从岩体完整程度和边界规则程度方面描述，应统计两个参数； a.不完整系数：指岩体内部非渗透部分所占面积与岩体总面积之比； b.不规则系数：指岩体的面积与该岩体周长相同的圆面积的比值。
C1.3.3 对岩体含油气性的描述可用储量系数，即一个岩体的地质储量占整个含油层系地质储量的百分数。
C1.3.4 岩体形态及大小分类见表C2。
C2 相级划分系统
C2.1 洪积扇的亚相划分
C2.1.1 扇顶亚相：是洪积扇体最上部以片状漫流垂向加积为主的沉积区。 C2.1.2 扇中亚相：是洪积扇辫状分支水流活动的沉积区。 C2.1.3 扇缘亚相：是洪积扇分支水流交叉点以下的地区。 C2.2 洪积扇的微相划分
C2.2.1 扇顶亚相可分为四个微相带：
a.主槽：位于扇顶中间部位。顶端针对山口，呈喇叭形向下展宽。横断面呈底微下凸的宽浅槽形。槽内布满流沟。流沟宽数米，深不到1m，呈放射状编辫撒开。其间为相对较高的砾石滩。沉积物为一套很厚的砂砾岩，砾岩岩比达90%以上，且普遍发育洪积层理。其中上部剖面出现支撑砾岩，沉积物分选差。流沟是主槽洪水活动的主要场所。洪峰过后的洪水多在流沟活动，支撑砾岩即形成于流沟中。沟间滩接受的是悬移质最多的漫洪期物质。多属泥质砾石层，砾径大而分选差。流沟和沟间滩不断更替迁移，造成两种渗透性差别很大的沉积物在主槽剖面上反复交替。
b.侧缘槽：位于扇顶一侧或两侧，其上游端在山口附近与主槽分叉，形态狭长。下游端消失于扇间地带。侧缘槽沉积物与主槽无明显差别。砾岩岩比仍在90%以上。
c.漫洪带：是扇顶亚相带内地形最高部位，仅在特大洪水期才接受沉积。岩性为含砂砾泥岩或泥质砂砾岩，单层厚度仅数十厘米至数米，有成层性，见不规则洪水层理。砂砾分布不均，呈团块状，分选差。
d.槽滩：是扇顶主槽、侧缘槽与相对高部位（漫洪带等）间的过渡地带。岩性以巨粗砂岩、砾岩为主夹薄层泥岩。砾岩岩比在70%～90%之间。含泥量稍高于主槽和侧缘槽，支撑砾岩少见，洪积层理发育。
C2.2.2 扇中亚相分为三个微相带：
a.辫流线：是主槽在扇中部位的分支，也是流沟在扇中的归并，呈辐向散布。一般宽10～50m，深3～5m，最深处在中上部位，向扇缘变浅。沉积物为槽洪携带的砂砾，层厚一般为数米。砾岩岩比占70%～90%，粒度中值较扇顶小，分选略好，含泥量则有所增加。洪积层理和多层系大型交错层理为主要层理类型。扁平砾石排列显著，细层内部粒度有韵律性变化。
b.辫流砂岛：是辫流线中间或边上的砾石滩。面积不大，顺辫流线走向延伸。沉积物比辫流线沉积细，砾岩岩比在50%～70%之间，含泥量与辫流线接近，普遍发育大型交错层理。
c.漫流带：是辫流线间的高部位，只接受漫洪期细粒悬浮负载沉积，边部往往有砂岛镶边。沉积物为泥质细粉砂岩和细、粉砂质泥岩，常混有少量粗粒砂和小砾石。有块状层理及不规则洪水层理。有时见根系印痕和植物残屑。
C2.2.3 扇缘亚相带主要为细粒沉积。层理有块状、波状等，常见草、木本植物根系和枝叶印痕。虽偶有次生扇和小股水流的粗碎屑沉积，但所占比例甚小。无条件储集油气，故不再划分微相带。 C2.2.4 扇间地带以相邻两扇侧缘槽交汇点为界。以上称扇间滩地，以下称扇间凹地。扇间滩地面积有限，沉积特征与槽滩类似。扇间凹地是扇面水流主要汇集地带。流入盆地的间歇或暂时河流往往都由此流出，地貌呈槽形，由上向下稍变宽，然后过渡为扇缘。岩性为砂砾岩和泥岩不规则互层，砾岩岩比50%左右，含泥量较高。层理类型多，洪积扇所有层理几乎都有出现，但以交错层理为主。两个物源的沉积物在横剖面上犬牙交错，故岩性非均质程度高。 C3 洪积扇相带划分模式 C3.1 相级系统表（表C3）
C3.2 相带分布模式图
C3.2.1 微相带典型测井曲线见（图C1）。 C3.2.2 微相带分布模式图见（图C2）。
附 录 D 砾岩储集层的综合评价 （参 考 件）
D1 综合评价内容
D1.1 评价储集层的储、渗性能，需要把对储、渗性能有影响的因素挑选出来比较。如岩性因素、物性，因素、孔隙结构因素等。
D1.2 评价储集层的储量丰度，可分为高丰度储量（>300×10t/km）、中丰度储量（>100×10～300×10t/km）、低丰度储量（50×10～100×10t/km）及特低丰度储量（
D1.3 从井网布局评价储集层，需将含油岩体的形态、大小、厚薄、物性、孔隙结构、连通程度、储量系数等因素进行对比评价，按GBn 269执行。
D1.4 从埋藏深度评价储集层可划分为浅层（﹤2000m）、中深层（2000～3200m）、深层（3200～4000m）及超深层（﹥4000m）四种。
D2 综合评价方法
D2.1 评价的单元是所评价的区块内的层组或整个含油层系。因此所有评价指标都是代表评价区块内的层组或含油层系的。
D2.2 用统计方法对每个层组或含油层系的评价对比指标进行排队，确定同一类指标中每个层组所居的名次，列出最佳、中等和差的储集层（层组或含油层系）。
D2.3 编制储集层综合评价图。内容包括岩性、物性、孔隙结构、储量、相带分布及埋藏深度等分类对比指标。
D2.4 编绘油层综合图。内容包括岩性、物性、油气水分布及井的初期产量等。为了保持图纸的清晰，图例应尽量简化，各项内容也应尽可能综合。如有效厚度及渗透率的平面分布可用两者的乘积（KH），即地层系数的等值线表示。井的初期产量指的是初期稳定的日产油量。可用按比例设计的直径作半圆图形表示。不同类别含油岩体的富集范围应分别圈定。并按好、中、差等相应地标注“Ⅰ”、“Ⅱ”、“Ⅲ”等类别，为编制开发设计提供依据（图D1）。
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附加说明：
本标准由油气田开发专业标准化委员提出并技术归口。 本标准由新疆石油管理局勘探开发研究院起草。 本标准起草人吴虻。
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