長興組礁灘相儲層有效孔隙度下限標(biāo)準(zhǔn)的確定

嚴(yán) 麗

（中國石化勘探南方分公司研究院，四川 成都 610041）

0 引言

有效儲集層物性下限值是影響儲量計(jì)算結(jié)果的一個(gè)重要因素，它對評價(jià)儲層及編制油（氣）開發(fā)方案都具有十分重要的意義[1]。它通常用能夠儲集和滲濾流體的最小有效孔隙度或最小滲透率來度量[2]，即用孔隙度或滲透率的某個(gè)確定值來表達(dá)。前人在求取物性下限方法方面已做了大量的工作。較成熟的方法有測試法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法、鉆井液浸入法、分布函數(shù)曲線法、孔飽交會法、孔隙結(jié)構(gòu)分類法[3]等。多是采用單一因素與孔隙度之間的回歸分析資料來求解，每一種單獨(dú)的方法均具有一定的局限性和適用范圍。而元壩氣田長興組儲層為裂縫—孔隙型儲層，具有非均質(zhì)性極強(qiáng)、孔隙類型多樣、結(jié)構(gòu)復(fù)雜等特點(diǎn)。針對以上特點(diǎn)，提出用產(chǎn)能模擬法與最小喉道半徑（rhmin）法兩種方法來確定孔隙度下限。從儲層物性特征的多個(gè)角度出發(fā)，兩種方法互相補(bǔ)充和驗(yàn)證，保證求取的孔隙度下限的合理性與正確性。

1 長興組儲層特征

元壩氣田長興組氣藏為元壩氣田的主力勘探層系，氣藏埋深為6200～6600 m，為一受礁灘相控制的超深層巖性氣藏。長興組儲層主要分布于臺緣礁灘、礁后淺灘，儲層有效厚度為20.00～110.00 m，平均厚度為65 m。臺緣礁灘、礁后淺灘厚度大，臺內(nèi)灘厚度相對較薄。

長興組儲層巖性以礁白云巖、灰質(zhì)白云巖、云質(zhì)灰?guī)r為主，儲層類型以孔隙型為主，裂縫—孔隙復(fù)合型次之，孔隙型類型主要發(fā)育晶間溶孔及晶間孔，約占總孔隙的70%；溶洞及裂縫次之，約占總孔隙的25%。據(jù)巖心樣品分析統(tǒng)計(jì)，儲層孔隙度在0.74%～23.5%之間，平均值為5.18%，孔隙度大于2.0%的樣品占總樣品數(shù)的86.2%；滲透率集中分布于0.002～0.25 mD和大于等于1 mD兩個(gè)區(qū)間，孔隙度與滲透率具有較好的正相關(guān)性，儲層物性總體表現(xiàn)為中低孔—低滲、中孔—中高滲特征，為孔隙型、裂縫—孔隙型儲層。

2 有效孔隙度下限標(biāo)準(zhǔn)確定方法及原理

2.1 產(chǎn)能模擬法

是應(yīng)用全模擬實(shí)驗(yàn)技術(shù)，在全模擬儲層上覆地層壓力、地層壓力、地層溫度條件下測定儲層巖心在不同生產(chǎn)壓差下的產(chǎn)能系數(shù)，應(yīng)用極限生產(chǎn)壓差下的產(chǎn)能確定氣藏儲層的物性下限的一種方法[4]。地層壓力、地層溫度、地層水飽和度采用地層測試實(shí)測值，上覆地層壓力根據(jù)下式計(jì)算：

式中，pf為上覆地層壓力，MPa；ρ為上覆巖石密度，g／cm3；h為深度，m。

其基本原理是：對于氣藏，其產(chǎn)能主要受氣層的物理性質(zhì)，即孔隙度（?）、滲透率（K）和含氣飽和度（Sg）的影響，K×Sg反映了油氣層的儲集能力，滲透率則反映了產(chǎn)氣能力。因此，研究儲層有效厚度的物性下限，主要是研究有效滲透率下限，對于裂縫—孔隙型儲層，受裂縫的影響，滲透率值變化很大，難以確定其下限標(biāo)準(zhǔn)。Bullien（1975年）從毛細(xì)管模型中推出以下公式[5]：

式中，K為滲透率，mD；?為孔隙度，%；r為喉道半徑，μm。

式（2）表明孔隙度與滲透率之間具有相關(guān)性，通過研究孔隙度下限，單井產(chǎn)能是孔隙度、滲透率綜合反映，通過不同物性條件的井下巖心進(jìn)行產(chǎn)能模擬，建立單井產(chǎn)能與孔隙度的相關(guān)性式，以極限生產(chǎn)產(chǎn)能來確定有效儲層孔隙度下限。

2.2 最小喉道半徑法

rhmin指的是在親水油（氣）層中，在油、水（氣水）兩相存在的條件下，能夠允許油氣通過而進(jìn)入孔隙的最小喉道半徑[6]。1982年曲志浩根據(jù)霍布森（R.RBerg 1975）論述的二次運(yùn)移具有水動力影響的計(jì)算油柱高度的基本公式，導(dǎo)出了rhmin的計(jì)算公式：

式中，rhmin為最小喉道半徑，μm；σ為地層油水界面張力，dN／cm；rk為平均孔喉半徑，μm； H為油柱高度，m；ds、dy分別為地下水、氣比重，g／cm3；L為沿地下水流方向氣藏的最大水平寬度，km；dh／dl為水力梯度，m／km。

從式（3）可以看出，rhmin受巖石孔隙結(jié)構(gòu)、油柱高度、流體性質(zhì)及水動力條件的控制，這些參數(shù)都難以確定，一些研究者提出用巖石顆粒表面吸附水膜厚度作為rhmin值。在實(shí)驗(yàn)室內(nèi)采用吸附法，測定井下巖心表面覆著的最小水膜厚度，將此值作為rhmin值。這種方法被大家所認(rèn)可。

其基本原理是：根據(jù)油氣二次運(yùn)移的理論，油或氣向儲層運(yùn)移過程中受到毛細(xì)管壓力、流體自身的浮力等各種力量的影響，流體自身的浮力是油氣進(jìn)入孔、喉空間的動力，而毛細(xì)管壓力是油氣進(jìn)入孔、喉空間的阻力，該阻力與儲層的喉道半徑呈反比。在一定壓差下，油氣能否從巖石中流出，取決于喉道半徑的大小，巖石的喉道半徑越大，油或氣就越易進(jìn)入，并成為油（氣）層，反之，則不能。儲層水膜厚度[5]，它是儲層中所含水均勻鋪展在孔隙表面上的水的厚度，只要孔喉半徑小于此厚度，其相應(yīng)孔喉半徑及其控制的孔隙空間則為水所飽和，則油氣不可能在其中作二次運(yùn)移，因此，大于該儲層水膜厚度的孔喉半徑也就是產(chǎn)層允許流動的最小流動孔喉半徑。根據(jù)壓汞資料建立孔喉半徑與常規(guī)物性孔隙度的關(guān)系，取rhmin對應(yīng)的儲層孔隙度值，即可確定有效儲層孔隙度下限。

3 有效孔隙度下限值的確定

3.1 產(chǎn)能模擬資料確定的孔隙度下限

根據(jù)天然氣儲量規(guī)范，產(chǎn)層埋深為4000 m時(shí)，產(chǎn)工業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)為2×104m3／d，長興組氣藏埋深大于6000 m，因此本項(xiàng)研究中，將按照這一標(biāo)準(zhǔn)對長興組氣藏的物性下限進(jìn)行研究與論證。

全模擬長興組氣藏地層條件（上覆壓力為95 MPa，地層壓力為80 MPa，地層溫度為160℃），分別對10塊井下巖心進(jìn)行產(chǎn)能模擬，選取儲層有效厚度15 m、20 m、25 m、30 m，測試其在5 MPa、6 MPa、7 MPa各個(gè)生產(chǎn)壓差下的單井日產(chǎn)氣量，按單井日產(chǎn)量，擬合出不同生產(chǎn)壓差下，儲層有效厚度、產(chǎn)量與孔隙度、滲透率的關(guān)系式（圖1），按石油天然氣儲量計(jì)算規(guī)范行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，取2×104m3／d為工業(yè)氣產(chǎn)量的標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)相應(yīng)函數(shù)關(guān)系式計(jì)算出滿足該標(biāo)準(zhǔn)下儲層有效厚度、生產(chǎn)壓差、孔隙度、滲透率的要求（表1、2）。

由10塊巖心產(chǎn)能模擬資料可以看出：

圖1 生產(chǎn)壓差分別為5 MPa、6 MPa時(shí)產(chǎn)量與孔隙度、滲透率、儲層有效厚度的關(guān)系圖

表1 滿足工業(yè)產(chǎn)能要求的儲層有效厚度、生產(chǎn)壓差和孔隙度表

1）有效厚度小于15 m、生產(chǎn)壓差低于5 MPa的儲層，孔隙度必須大于2.3%，滲透率必須大于0.116 mD，方能滿足產(chǎn)工業(yè)氣的最低標(biāo)準(zhǔn)（2×104m3／d）。顯然元壩氣田的長興組氣藏的I、II類儲層是適合的。

2）當(dāng)儲層有效厚度滿足15 m，生產(chǎn)壓差大于6 MPa時(shí)，儲層孔隙度2.0%，滲透率0.102 mD；長興組氣藏I、II、III類儲層單井日產(chǎn)量都能達(dá)到產(chǎn)工業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)。

表2 滿足工業(yè)產(chǎn)能要求的儲層有效厚度、物性和生產(chǎn)壓差表

3）當(dāng)儲層有效厚度為20 m以上，生產(chǎn)壓差為5 MPa時(shí)，孔隙度2.0%以上，滲透率0.093 mD，長興組氣藏I、II、III類儲層單井日產(chǎn)量都能達(dá)到產(chǎn)工業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)。

按照四川地區(qū)常用極限生產(chǎn)壓差5 MPa時(shí)計(jì)算，當(dāng)儲層滿足15 m，生產(chǎn)壓差為5 MPa，孔隙度大于2.2%，滲透率大于0.116 mD，長興組I、II類儲層單井日產(chǎn)量都能夠達(dá)到產(chǎn)工業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)，III類儲層小氣量生產(chǎn)；當(dāng)儲層有效厚度大于20 m，孔隙度大于2.0%，滲透率大于0.093 mD時(shí)，單井氣產(chǎn)量達(dá)到2×104m3／d，達(dá)到行業(yè)產(chǎn)工業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)。

綜上所述，將元壩地區(qū)長興組儲層孔隙度下限定為2.0%，滲透率下限定為0.093 mD是合適的。

3.2 最小喉道半徑確定的孔隙度下限

本項(xiàng)研究中，其束縛水膜厚度是采用半滲透隔板氣水毛細(xì)管壓力測得的束縛水飽和度，應(yīng)用前蘇聯(lián)學(xué)者計(jì)算水膜厚度的公式得出[5]。長興組5個(gè)井下巖心樣，在實(shí)驗(yàn)室測定水膜厚度為0.0342～0.0386 μm，平均為0.0369 μm。只要孔喉半徑小于此厚度值，其相應(yīng)孔喉半徑及其控制的孔隙空間則為水所飽和，油氣不可能作二次運(yùn)移。只有當(dāng)孔喉半徑大于該水膜厚度0.0369 μm的喉道及其連通的孔隙才是有用的“孔隙體積”，表示0.0369 μm的喉道半徑是油氣可以通過的喉道半徑的下限值，即長興組儲層的rhmin為0.0369 μm。

依據(jù)壓汞分析資料，建立孔喉半徑與儲層孔隙度關(guān)系式（圖2），?＝1.5748 ln（x）＋7.2108，其中x為孔喉半徑。將rhmin值0.0369 μm代入相關(guān)式，求得長興組儲層有效孔隙度下限為2.01%。

圖2 rhmin確定儲層孔隙度下限圖版圖

4 結(jié)論

1）應(yīng)用產(chǎn)能模擬法與rhmin法確定的長興組裂縫—孔隙型儲層孔隙度下限值為2%，與測試法、孔隙結(jié)構(gòu)分類法相比，結(jié)果基本一致。

2）rhmin反映了儲層的含氣性，亦較大程度上影響著巖石的滲透性。由于裂縫在碳酸鹽巖儲層中往往起連通喉道的作用，該方法充分考慮了喉道半徑對孔隙度下限的影響，因此可以用于裂縫—孔隙型儲層下限的計(jì)算。

3）對于元壩長興組氣藏，儲層滿足有效厚度15 m，生產(chǎn)壓差5 MPa，孔隙度大于2.2%，滲透率大于0.116 mD，長興組I、II類儲層單井日產(chǎn)量都能夠達(dá)到產(chǎn)工業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)，III類儲層小氣量生產(chǎn)；當(dāng)儲層有效厚度滿足大于20 m，孔隙度大于2.0%，滲透率大于0.093 mD時(shí)，單井氣產(chǎn)量達(dá)到2×104m3／d，達(dá)到行業(yè)產(chǎn)工業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)。

［1］戚厚發(fā).天然氣儲層物性下限及深層氣勘探問題的探討［J］.天然氣工業(yè)，1989，9（5）：26-30.

［2］郭睿.儲層物性下限值確定方法及其補(bǔ)充［J］.石油勘探與開發(fā)，2004，31（5）：140-144.

［3］楊通佑，范尚炯，陳元千，等.石油及天然氣儲量計(jì)算方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1990.

［4］王亮國，唐立章，鄧?yán)颍?致密儲層物性下限研究［J］.鉆采工藝，2011，6（34）：33-37.

［5］M.M庫沙柯夫.束縛水膜厚度［D］.第四屆國際石油會議報(bào)告論文集，第四卷，1957.

［6］蔡正旗，鄭永堅(jiān)，劉云鶴，等.確定碳酸鹽巖油氣層有效孔隙度下限值的新方法［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，1993，15（1）：10-15.