CN114624163A - 基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于石油天然气勘探与开发技术领域，提出了一种基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法，选取岩样进行常温常压的孔隙度和渗透率测试；将对应岩样磨制铸体薄片，分析储层胶结物类型及储集空间特征；确定储层不同岩样的浊沸石含量及假缝发育程度；选择代表性岩样开展覆压条件下的孔隙度和渗透率测量；对比含浊沸石与不含浊沸石储层覆压条件孔隙度和渗透率的变化情况；拟合含浊沸石储层覆压条件下孔隙度和渗透率变化关系函数，实现物性校正；对比不同含量浊沸石储层覆压孔隙度和渗透率变化情况，建立不同含量浊沸石储层渗透率校正图版。本发明为富含浊沸石碎屑岩储层孔隙度与渗透率的准确预测提供了依据。
Description
技术领域
本发明属于石油天然气勘探与开发技术领域，具体涉及一种基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法。
背景技术
碎屑岩储层的孔隙度、渗透率等参数是储集和渗流油、气、水等流体能力的客观体现，其准确性对于正确的油气勘探决策和高效的开发方案部署具有重要意义。受现有技术条件所限，目前碎屑岩储层孔隙度和渗透率的测试主要是通过钻取地下岩心，在地表开展分析测试。然而，由于地表与地下温压条件存在显著差异，当碎屑岩储层中存在对温度和压力比较敏感的胶结物时，会导致地表测得的孔隙度和渗透率与实际地下情况存在显著差异。
浊沸石为典型的温压敏感胶结物，在四川盆地沙溪庙组、鄂尔多斯盆地延长组、准噶尔盆地佳木河组等中国含油气盆地碎屑岩储层中广泛发育，具有十分重要的油气地质意义。在岩石由地下取至地面过程中，地层应力迅速释放。由于浊沸石胶结物与碎屑颗粒膨胀率差异较大，减压膨胀超过岩石弹性形变的强度，使得胶结物与碎屑颗粒分离，在碎屑颗粒的周围形成假缝。这些假缝的产生导致在地表常温、常压条件下测得的储层孔隙度、渗透率明显大于地层温压条件下的孔隙度和渗透率值。因此，开展富浊沸石碎屑岩储层物性校正，消除由于假缝发育导致的地表孔隙度和渗透率误差，对于准确判定埋藏条件下富浊沸石碎屑岩储层物性具有十分重要的意义，可为该类型油气储层的有利勘探区优选提供参考。现阶段，大量研究忽视了假缝发育对富浊沸石储层物性的影响；部分学者针对富浊沸石储层假缝发育对孔隙度和渗透率的影响开展校正恢复，主要采样铸体薄片面孔率法、低压灌注法、孔隙度-渗透率回归法等。
上述方法在对富浊沸石储层中，假缝发育对孔隙度和渗透率的影响开展校正恢复时仍然存在以下问题：1)铸体薄片面孔率法：通过对铸体薄片视域进行拼接、识别假缝，进行图像分析，计算储层不发育假缝时的孔隙度和渗透率；但该方法操作繁琐、对分析样品数量、质量的要求较高。另外，还会出现部分孔隙连续性差、孔隙边缘识别不清等问题，无法回避人为经验的影响。2)低压灌注法：利用低压灌注全直径岩心，通过改变围压进而分析渗透率变化趋势，计算地层埋藏条件下的渗透率。但该方法所测的仍为假缝发育后的渗透率，未进行孔隙度和渗透率的校正。3)孔渗回归法：储层渗透率影响因素多，当渗透率与孔隙度相关性高时，可以用简单的孔渗回归代表；但当储层孔喉系统复杂，孔渗相关性差时，就需要考虑影响渗透率变化的其他地质因素。综上所述，针对假缝发育对富浊沸石碎屑岩储层孔隙度和渗透率的影响，亟需发展操作简便、准确度高、符合实际地质条件且广泛适用的校正方法。
发明内容
本发明旨在解决背景技术中记载的问题，提供一种基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：一种基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法，包括如下步骤：
步骤1：选取岩样进行常温常压的孔隙度和渗透率测试；
步骤2：将研究区碎屑岩储层对应岩样磨制铸体薄片，分析储层胶结物类型及储集空间特征；
步骤3：确定储层不同岩样的浊沸石含量及假缝发育程度；
步骤4：选择代表性岩样开展覆压条件下的孔隙度和渗透率测量；
步骤5：对比含浊沸石和不含浊沸石储层覆压条件孔隙度和渗透率的变化情况；
步骤6：拟合含浊沸石储层覆压条件下孔隙度和渗透率变化关系函数，实现物性校正；
步骤7：对比不同含量浊沸石储层覆压孔隙度和渗透率变化情况，建立不同含量浊沸石储层渗透率校正图版。
在本发明的一种优选实施方式，步骤1中，孔隙度测试方法如下：
将已制备好的岩样用游标卡尺测定长度和直径，得到岩样总体积；调节压力调节器，读取相应气体输入压力下的孔隙体积，对比标准曲线得到岩样固相体积，根据波义耳定律定量计算岩样孔隙度，其中，岩样总体积与颗粒体积之差即为孔隙度体积，公式如下：
式中：Vb为岩样总体积；Vg为颗粒体积；Vp为孔隙度体积；φ为孔隙度。
在本发明的一种优选实施方式，步骤1中，渗透率测试方法如下：
将已制备好的岩样用游标卡尺测量长度和直径，计算横截面积；让已知粘度的氦气流过已知尺寸的岩样测定压差和流量；进出压力和出口压力用测压表测出，气体流量靠一个标定的排气孔计量，从而计算岩样气体渗透率，公式如下：
式中：K:岩样的气体渗透率，μm2；A:岩样的截面积，cm2；L：岩样的长度，cm；μ:气体粘度，mPa·S；Q：绝对大气压时气体流量，cm3/s；P0：大气压力，MPa；P1：岩样的进口压力，MPa；P2：岩样的出口压力，MPa。
在本发明的一种优选实施方式，步骤2中，磨制铸体薄片的方法如下：使用铸体仪对岩样进行真空灌注、加压灌注；利用磨片机对岩样进行粗磨、中磨、细磨和精磨平面；采用固体冷杉胶将一面磨成毛面的载物片的中央部位与精磨好的岩样胶合，用镊子轻轻挤压载物片至胶层薄而均匀且无气泡；将粘好的岩样在磨片机上粗磨至0.28～0.40mm，细磨至0.12～0.18mm，精磨至0.04～0.05mm；在铸体薄片滴上适量冷杉胶，微微加热，将盖片放上，用镊子轻轻挤压，排除气泡。
在本发明的一种优选实施方式，步骤3中，选取不同岩样的铸体薄片，在显微镜下等概率3×3共拍摄9张照片，用于浊沸石含量统计分析；并利用Image-Pro-Plus6.0软件对岩样照片进行图像分析，以确定浊沸石含量以及假缝发育程度。
在本发明的一种优选实施方式，步骤4中，采用全自动覆压孔渗透率测量系统以获得所选取代表性岩样进行覆压孔隙度、渗透率和覆压值。
在本发明的一种优选实施方式，步骤5中，根据步骤4获得的覆压孔隙度、渗透率和覆压值，采用Grapher绘图软件，以覆压值为横坐标，孔隙度、渗透率分别为纵坐标，绘制某地区含浊沸石和不含浊沸石储层覆压孔隙度、渗透率对比图。
在本发明的一种优选实施方式，步骤6中，校正方法如下：
(1)校正假缝发育对孔隙度和渗透率的影响，
式中：Φr1：校正后的富含浊沸石常温常压下孔隙度；Φp：富含浊沸石覆压值为20Mpa下孔隙度；Kr1：校正后的富含浊沸石常温常压下渗透率；Kp：富含浊沸石覆压值为20Mpa下渗透率；
(2)仅知道储层浊沸石发育和地表常温常压孔隙度和渗透率值的情况下，根据校正前后的物性比值，获得对富含浊沸石储层孔隙度、渗透率的校正，
式中：Φr2：未知覆压孔隙度校正后的富含浊沸石常温常压下孔隙度；Φc：未校正前的富含浊沸石常温常压下孔隙度；Kr2：未知覆压渗透率校正后的富含浊沸石常温常压下渗透率；Kc：未校正前富含浊沸石常温常压下渗透率。
本发明的原理以及有益效果：本发明在充分考虑富浊沸石碎屑岩储层综合实际地质条件下，重点解决了碎屑岩储层中由于富含浊沸石导致假缝发育，造成储层地表渗透率明显大于实际地下储层渗透率的影响，为富含浊沸石碎屑岩储层孔隙度与渗透率的准确预测提供了依据。取得了以下突破：(1)通过覆压孔隙度和渗透率测试，模拟富含浊沸石储层地下实际情况，有效消除假缝发育对储层孔隙度和渗透率测量带来的影响；(2)通过统计储层浊沸石含量，建立不同浊沸石含量下储层渗透率在覆压条件下的校正图版，有效指导其他地区相似地质背景下富浊沸石储层物性校正。
本发明的附加方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本发明的实践了解到。
附图说明
本发明的上述和/或附加的方面和优点从结合下面附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
图1为本发明基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法的流程示意图。
图2为四川盆地某地区碎屑岩储层孔渗交会对比图；
图3为四川盆地某地区碎屑岩储层浊沸石镜下特征对比图；
图4为四川盆地某地区碎屑岩储层不同浊沸石含量下假缝发育对比图；
图5为四川盆地某地区含浊沸石和不含浊沸石储层覆压渗透率对比图；
图6为四川盆地某地区碎屑岩储层校正前后孔渗交会对比图；
图7为四川盆地某地区碎屑岩储层校正前后孔渗交会对比图；
图8为四川盆地某地区碎屑岩储层不同含量下浊沸石孔隙度和渗透率对比图；
图9为四川盆地某地区储层不同含量的浊沸石储层渗透率校正比值变化图版。
具体实施方式
下面详细描述本发明的实施例，实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，仅用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。
在本发明的描述中，需要理解的是，术语“纵向”、“横向”、“竖向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
在本发明的描述中，除非另有规定和限定，需要说明的是，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是机械连接或电连接，也可以是两个元件内部的连通，可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语的具体含义。
本申请提供一种基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法，本实施例以以四川盆地某地区碎屑岩储层为例来说明该发明的具体技术方案，如附图1所示，包括如下步骤：
步骤1：选取岩样进行常温常压的孔隙度和渗透率测试。
选取研究区碎屑岩储层典型钻井岩心，钻取岩心柱塞样品(直径2.5cm，长5cm)，分别进行常温常压条件下孔隙度和渗透率测试：
1、为确定孔隙度，利用柱塞岩心孔隙测定仪对选取岩样进行常温常压下孔隙度测试。测试流程包括：将已制备好的岩样用游标卡尺测定长度和直径，得到岩样总体积；调节压力调节器，读取相应气体输入压力下的孔隙体积，对比标准曲线得到岩样固相体积，根据波义耳定律定量计算岩样孔隙度(公式1)，其中，岩样总体积与颗粒体积之差即为孔隙度体积。
式中：Vb为岩样总体积；Vg为颗粒体积；Vp为孔隙度体积；φ为孔隙度。
2、为确定渗透率，利用STY-Ⅲ型气体渗透率测定仪对所选取岩样进行测量。测试流程包括：将已制备好的岩样用游标卡尺测量长度和直径，计算横截面积；让已知粘度的气体(氦气)流过已知尺寸的岩样测定压差和流量；进出压力和出口压力用测压表测出，气体流量靠一个标定的排气孔计量，从而计算岩样气体渗透率(公式2)。通过实验，获取常温常压下储层孔隙度、渗透率数值，采用Grapher绘图软件，以孔隙度为横坐标，渗透率为纵坐标，绘制四川盆地某地区碎屑岩储层孔隙度与渗透率交会对比图版，如附图2所示。
式中：K:岩样的气体渗透率，μm2；A:岩样的截面积，cm2；L：岩样的长度，cm；μ:气体粘度，mPa·S；Q：绝对大气压时气体流量，cm3/s；P0：大气压力，MPa；P1：岩样的进口压力，MPa；P2：岩样的出口压力，MPa。
步骤2:对应物性分析测试样品磨制铸体薄片，分析储层胶结物类型。
1、利用铸体图像分析系统对研究区内储层胶结物类型开展鉴定分析。样品的制备和测试流程包括：对研究区碎屑岩储层对应样品进行切片(直径25mm，厚度2～3.5mm)；使用铸体仪对岩样进行真空灌注、加压灌注；利用磨片机对岩样进行粗磨、中磨、细磨、精磨平面；采用固体冷杉胶将一面磨成毛面的载物片的中央部位与精磨好的岩样胶合，用镊子轻轻挤压载物片至胶层薄而均匀、无气泡；将粘好的岩样在磨片机上粗磨至0.28～0.40mm，细磨至0.12～0.18mm，精磨至0.04～0.05mm；在铸体薄片滴上适量冷杉胶，微微加热，将盖片放上，用镊子轻轻挤压，排除气泡。研究区碎屑岩储层浊沸石胶结物发育，偏光显微镜下，浊沸石在单偏光下无色，多呈连生嵌晶状充填孔隙间，负低突起，以一组完全解理为典型特征，部分可见两组近直交完全解理或无解理，如附图3a所示；正交偏光镜下，具一级灰白至一级黄干涉色，斜消光。
2、利用电子探针X射线显微分析仪对研究区内储层胶结物类型进行定量研究。电子探针分析过程中，为获得较好的空间分辨率，将直径为5μm细焦高能电子束(15kV)对试样微区进行轰击，在样品表层照射区域激发出不同组成元素特征的X射线，用波长色散谱仪(或能量色散谱仪)和检测计数系统，测量特征X射线的波长和强度，将其转化为定性、定量的元素种类和元素含量信息(表1)。通过分析浊沸石主要成分、次要成分化学含量(表1)，可知浊沸石化学式为Ca[AlSi2O6]2·4H2O。此外，在扫描电子显微镜下可见块状浊沸石充填孔隙，解理发育，且易沿着解理缝发生溶蚀，如附图3b所示。
表1四川盆地某地区储层浊沸石化学成分数据汇总表
步骤3：确定储层浊沸石含量及假缝发育程度
浊沸石在研究区内碎屑岩储层中广泛发育，但不同储层中浊沸石含量差异显著。选取不同岩样的铸体薄片，在显微镜下等概率3×3共拍摄9张照片，用于浊沸石含量统计分析；利用Image-Pro-Plus6.0软件对岩样照片进行图像分析，根据相应岩样浊沸石含量图像的分析结果，将研究区内储层浊沸石含量由少到多划分为0＜浊沸石含量＜3％，3％≤浊沸石含量＜6％，浊沸石含量≥6％三个区间。根据所划分的浊沸石含量区间，选取对应含量的铸体薄片，其中浊沸石含量≥6％，由浊沸石发育形成的碎屑颗粒边缘假缝明显，如附图4a-b所示；0＜浊沸石含量＜3％，浊沸石假缝不明显，如附图4c-d所示。
步骤4：选择代表性的岩样开展覆压孔隙度和渗透率测试
结合研究区内碎屑岩储层浊沸石含量分析和孔渗交会图，如附图2所示，选取不同浊沸石含量岩样作为代表性岩样进行覆压孔隙度和渗透率测试。采用全自动覆压孔渗透率测量系统对所选取岩样进行覆压孔隙度、渗透率测试，实验过程同第一步，用电子控制的流体注射泵来调节上覆压力，使覆压值依次为2，4，6，8，10，15，20，25，30，35MPa，待每一个压力点稳定后，记录数值；孔隙度采用波义耳定律(公式1)，渗透率由非稳态脉冲衰减技术测定，从而获得各项参数，包括上覆地层压力(围压)、全自动仪器渗透率、全自动孔隙度等。
步骤5:对比含浊沸石和不含浊沸石储层覆压渗透率的变化情况。
根据第四步获得的覆压下储层孔隙度、渗透率数值、覆压值，采用Grapher绘图软件，以覆压值为横坐标，孔隙度、渗透率分别为纵坐标，绘制四川盆地某地区含浊沸石和不含浊沸石储层覆压孔隙度、渗透率对比图，如附图5所示，其中井1、井2、井3富含浊沸石，井4、井5不含浊沸石。考虑研究区内实际地层上覆压力达到20MPa，当碎屑岩储层在不含浊沸石时，覆压值从0MPa升高到20MPa时，孔隙度降低幅度最大为11.8％，渗透率降低幅度最大为40.6％；当碎屑岩储层在富含浊沸石时，孔隙度降低幅度最大为54.2％；渗透率降低幅度最大为97.9％。对比结果可知，富含浊沸石的碎屑岩储层岩样在覆压条件下的孔隙度、渗透率变化更为显。
步骤6:根据已获得的储层孔隙度、渗透率数据(包括常温常压下碎屑岩储层孔隙度、渗透率，覆压实验所取得的储层孔隙度、渗透率、覆压值等参数)，建立富含浊沸石储层孔隙度、渗透率校正模型。利用计算软件分别计算不含浊沸石储层在对应实际地层条件下(覆压值为20Mpa)的孔隙度、渗透率与地表常温常压下的孔隙度、渗透率比值，并计算获得的孔隙度、渗透率比值平均值，分别为0.88、0.53。根据盒须图提供信息可知孔隙度、渗透率比值的集中性较好，如附图6a-b所示，认为储层在假缝不发育的情况下，覆压值为20Mpa条件下的孔隙度和渗透率值与常温常压条件下的孔隙度和渗透率值的比值趋于恒定。含浊沸石储层在地层实际条件下(覆压值为20Mpa)假缝不发育，则根据富含浊沸石储层覆压值为20Mpa条件下的孔隙度和渗透率值，计算其在常温常压条件下假不发育的孔隙度、渗透率值(公式3、公式4)，校正假缝发育对孔隙度和渗透率的影响。
式中：Φr1：校正后的富含浊沸石常温常压下孔隙度；Φp：富含浊沸石覆压值为20Mpa下孔隙度；Kr1：校正后的富含浊沸石常温常压下渗透率；Kp：富含浊沸石覆压值为20Mpa下渗透率。
通常情况下，地表以测试常温常压孔隙度和渗透率值为主，储层覆压孔隙度、渗透率数据稀少。根据覆压测试数据校正的孔隙度、渗透率值与常温常压下的孔隙度和渗透率值之间存在一定相关性，计算常温常压下富含浊沸石假缝发育的孔隙度和渗透率值与校正后的孔隙度、渗透率值的比值平均值，分别为1.29、2.07。根据盒须图提供信息可知孔隙度、渗透率比值的集中性较好，如附图6a-b所示，认为浊沸石发育形成的假缝对储层孔隙度和渗透率的影响趋于一致，即校正前后比值趋于恒定。在仅知道储层浊沸石发育和地表常温常压孔隙度和渗透率值的情况下，根据校正前后的物性比值，获得对富含浊沸石储层孔隙度、渗透率的校正(公式5、公式6)。
式中：Φr2：未知覆压孔隙度校正后的富含浊沸石常温常压下孔隙度；Φc：未校正前的富含浊沸石常温常压下孔隙度；Kr2：未知覆压渗透率校正后的富含浊沸石常温常压下渗透率；Kc：未校正前富含浊沸石常温常压下渗透率。
根据所得校正模型，校正富含浊沸石储层中出现的低孔隙度、高渗透率异常数据点，如附图7-a所示，可得校正之后的常温常压下孔隙度、渗透率，采用Grapher绘图软件，以校正之后的孔隙度为横坐标，以校正之后的渗透率为纵坐标，绘制四川盆地某地区碎屑岩储层校正后孔隙度与渗透率交会，如附图7-b所示，校正前后物性差异显著。
步骤7:对比不同含量浊沸石储层覆压孔隙度和渗透率变化情况，建立不同含量浊沸石储层渗透率变化图版。
1、根据第三步中研究区碎屑岩储层所含浊沸石含量区间，对应选取不同浊沸石含量区间的岩样，利用第四步获得的覆压下储层孔隙度、渗透率数值、覆压值等对其分析。采用Grapher绘图软件，以覆压值为横坐标，储层孔隙度、渗透率为纵坐标，绘制四川盆地某地区碎屑岩储层不同含量下浊沸石孔隙度和渗透率对比图，如图8所示。考虑研究区内实际地层上覆压力达到20MPa，当覆压值从0MPa升至20MPa时，当浊沸石含量≥6％，孔隙度降低幅度最大为23.8％，渗透率降低幅度最大为80.0％；当3％≤浊沸石含量＜6％，孔隙度降低幅度最大为16.7％，渗透率降低幅度最大为33.0％；当0＜浊沸石含量＜3％，孔隙度降低幅度最大为5.8％；渗透率降低幅度最大为6.2％。对比可知，储层物性特征与浊沸石含量密切相关，碎屑岩储层孔隙度、渗透率的降低幅度随着浊沸石含量的增大而增大。
根据第六步中富含浊沸石的渗透率校正模型(公式4)，计算在覆压值为20Mpa下对应富含浊沸石储层岩样校正后的常温常压下渗透率。结合第三步中研究区碎屑岩储层所含浊沸石含量区间，计算储层各浊沸石含量区间内校正前常温常压下渗透率与校正后的常温常压下渗透率比值平均值。采用Grapher绘图软件，以浊沸石含量区间为横坐标，以不同浊沸石含量区间下校正前常温常压下渗透率与校正后的常温常压下渗透率比值平均值为纵坐标，绘制储层不同含量的浊沸石储层渗透率变化图版，如图9所示，该变化趋势可为其他盆地富浊沸石碎屑岩储层物性校正提供借鉴。
在本说明书的描述中，参考术语“优选的实施方式”、“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
尽管已经示出和描述了本发明的实施例，本领域的普通技术人员可以理解：在不脱离本发明的原理和宗旨的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由权利要求及其等同物限定。
Claims (8)
1.基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1：选取岩样进行常温常压的孔隙度和渗透率测试；
步骤2：将研究区碎屑岩储层对应岩样磨制铸体薄片，分析储层胶结物类型及储集空间特征；
步骤3：确定储层不同岩样的浊沸石含量及假缝发育程度；
步骤4：选择代表性岩样开展覆压条件下的孔隙度和渗透率测量；
步骤5：对比含浊沸石和不含浊沸石储层覆压条件孔隙度和渗透率的变化情况；
步骤6：拟合含浊沸石储层覆压条件下孔隙度和渗透率变化关系函数，实现物性校正；
步骤7：对比不同含量浊沸石储层覆压孔隙度和渗透率变化情况，建立不同含量浊沸石储层渗透率校正图版。
2.如权利要求1所述的基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法，其特征在于，步骤1中，孔隙度测试方法如下：
将已制备好的岩样用游标卡尺测定长度和直径，得到岩样总体积；调节压力调节器，读取相应气体输入压力下的孔隙体积，对比标准曲线得到岩样固相体积，根据波义耳定律定量计算岩样孔隙度，其中，岩样总体积与颗粒体积之差即为孔隙度体积，公式如下：
式中：Vb为岩样总体积；Vg为颗粒体积；Vp为孔隙度体积；φ为孔隙度。
3.如权利要求2所述的基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法，其特征在于，步骤1中，渗透率测试方法如下：
将已制备好的岩样用游标卡尺测量长度和直径，计算横截面积；让已知粘度的氦气流过已知尺寸的岩样测定压差和流量；进出压力和出口压力用测压表测出，气体流量靠一个标定的排气孔计量，从而计算岩样气体渗透率，公式如下：
式中：K:岩样的气体渗透率，μm2；A:岩样的截面积，cm2；L：岩样的长度，cm；μ:气体粘度，mPa·S；Q：绝对大气压时气体流量，cm3/s；P0：大气压力，MPa；P1：岩样的进口压力，MPa；P2：岩样的出口压力，MPa。
4.如权利要求3所述的基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法，其特征在于，步骤2中，磨制铸体薄片的方法如下：使用铸体仪对岩样进行真空灌注、加压灌注；利用磨片机对岩样进行粗磨、中磨、细磨和精磨平面；采用固体冷杉胶将一面磨成毛面的载物片的中央部位与精磨好的岩样胶合，用镊子轻轻挤压载物片至胶层薄而均匀且无气泡；将粘好的岩样在磨片机上粗磨至0.28～0.40mm，细磨至0.12～0.18mm，精磨至0.04～0.05mm；在铸体薄片滴上适量冷杉胶，微微加热，将盖片放上，用镊子轻轻挤压，排除气泡。
5.如权利要求4所述的基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法，其特征在于，步骤3中，选取不同岩样的铸体薄片，在显微镜下等概率3×3共拍摄9张照片，用于浊沸石含量统计分析；并利用Image-Pro-Plus6.0软件对岩样照片进行图像分析，以确定浊沸石含量以及假缝发育程度。
6.如权利要求5所述的基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法，其特征在于，步骤4中，采用全自动覆压孔渗透率测量系统以获得所选取代表性岩样进行覆压孔隙度、渗透率和覆压值。
7.如权利要求6所述的基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法，其特征在于，步骤5中，根据步骤4获得的覆压孔隙度、渗透率和覆压值，采用Grapher绘图软件，以覆压值为横坐标，孔隙度、渗透率分别为纵坐标，绘制某地区含浊沸石和不含浊沸石储层覆压孔隙度、渗透率对比图。
8.如权利要求7所述的基于覆压孔渗测试的富浊沸石碎屑岩储层物性校正方法，步骤6中，校正方法如下：
(1)校正假缝发育对孔隙度和渗透率的影响，
式中：Φr1：校正后的富含浊沸石常温常压下孔隙度；Φp：富含浊沸石覆压值为20Mpa下孔隙度；Kr1：校正后的富含浊沸石常温常压下渗透率；Kp：富含浊沸石覆压值为20Mpa下渗透率；
(2)仅知道储层浊沸石发育和地表常温常压孔隙度和渗透率值的情况下，根据校正前后的物性比值，获得对富含浊沸石储层孔隙度、渗透率的校正，
式中：Φr2：未知覆压孔隙度校正后的富含浊沸石常温常压下孔隙度；Φc：未校正前的富含浊沸石常温常压下孔隙度；Kr2：未知覆压渗透率校正后的富含浊沸石常温常压下渗透率；Kc：未校正前富含浊沸石常温常压下渗透率。
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