低孔、低渗致密砂岩储层物性下限值的确定

摘 要

　　　　　　　　　　　——以川中P地区须二段气藏为例摘　要：储层物性下限的确定是关系到油气勘探、开发决策的关键问题。四川盆地中部P地区上三叠统须家河组须二

　　　　　　　　　　　——以川中P地区须二段气藏为例

摘　要：储层物性下限的确定是关系到油气勘探、开发决策的关键问题。四川盆地中部P地区上三叠统须家河组须二段气藏致密砂岩储层具有典型的低孔隙度、低渗透率特征，前期勘探中由于没有精确确定有效储层的物性下限，导致试气段多次出现干层，给勘探开发工作带来较大影响。为此，综合利用岩心物性、压汞、试气等多种资料，采用经验统计法、孔渗关系法、最小流动孔喉半径法(水膜厚度法、Purcell法、Wall法)、产能模拟法、物性试气法等多种方法，分别获得其孔隙度、渗透率的下限值。在此基础上，采用算术平均法对该区储层的物性下限进行了综合确定，确定出该区须二段有效储层孔隙度的下限值为5.85%，渗透率的下限值为0.037mD。由于通过多种方法相互验证，避免了单一方法在物性下限取值时可能产生的较大偏差，确定出的储层物性下限值较为准确，并得到了新近试气资料的证实。该成果对气藏储量的精确计算和后续开发生产都具有重要意义。

关键词：四川盆地中部  晚三叠世  致密砂岩气藏  有效储层  物性下限值  孔隙度  渗透率

Determination of petrophysical property cutoffs of tight sandstone gas reservoirs：A case study of T3x2 gas reservoirs in P area of central Sichuan Basin

Abstract：The determination of petrophysical property cutoffs is the key to oil and gas exploration and development．The T3x2(the second member of the Upper Triassic Xujiahe Fm)tight sandstone gas reservoirs in P area of central Sichuan Basin are characterized by typically low porosity and low permeability．As no petrophysical property cutoffs of effective reservoirs are properly defined，dry layers are often tested in formation testing，severely influencing exploration and development．To figure out the solution to this problem，core physical properties，mercury injection data，testing data and other information were collected and integrated．Several methods such as experimental statistical method，porosity permeability relationship method，minimum flow Pore throat radius method．productivity simulation method and physical property testing method were used to analyze and determine the lower limits of Dorosity and permeability for reservoirs in this area．The calculated lower limit of porosity is 5.85％，and that of permeabilitv is 0.037mD for the T3x2 reservoirs．These renewed cutoffs are confirmed by the recent gas testing results．These vaIues are imDortant for accurate calculation of gas reserves and valuable guidance for further exploration and development in this studv area．

Keywords：central Sichuan Basin，Late Triassic，tight gas sands，effect ive reservoir，petrophysical property cutoffs，porosity，permeability

1　储层基本特征

四川盆地P地区上三叠统须家河组二段气藏位于川中低平构造档内，在南高北低单斜背景下，局部发育小潜高构造，断层不发育。区内须家河组沉积特征与川中其他地区类似，为一套砂泥岩互层的陆源碎屑岩系[1-2]。其中须二段属三角洲前缘亚相沉积，储层相对发育，主要分布在水下分流河道和河口坝沉积微相中。

气藏储集岩性以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主。分选中等—好，磨圆较好，多呈孔隙—接触式胶结。碎屑成分以石英为主，含量介于41％～76％，平均为56.73％；长石含量介于5％～25％，平均为l7.97％；岩屑含量介于8％～50％，平均为25.30％，成分包括变质岩、沉积岩和岩浆岩；填隙物含量介于4.2％～10.48％，平均为7.53％，成分以黏土质杂基和石英、方解石等胶结物为主。

储层总体具有低孔隙度、低渗透率特低孔隙度、特低渗透率的特征，只有个别井段孔隙发育相对较好。孔隙度主要集中在4％～l0％，平均为6.45％；渗透率主要集中在0.01～0.5mD，大于0.1mD的样品仅占总数的24.11％。岩心、薄片、物性分析和试气等资料表明残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔是主要的储集空间，部分井段发育的裂缝对储层渗透性改善作用大。总体而言，P地区须二段储层以孔隙型为主。

由于前期勘探中没有精确确定有效储层的物性下限，导致试气段屡屡出现干层，给勘探工作带来较大影响。为此，笔者针对P地区须二段致密砂岩储层物性下限开展了研究，运用多种方法，从多个方面对比分析，综合确定了有效储层物性下限的取值，为气藏储量的精确计算和后续开发生产提供了重要依据。

2　多种方法综合确定储层物性下限值

随着石油工业的发展进步，确定储层物性下限的方法越来越多样。但是每种方法都只是从某一个方面来反映储层的特征，并且运用不同的方法确定的储层物性下限经常有所不同，并不一定都能真实反映储层实际的下限值。这需要研究储层特征，运用多种方法进行检验和验证，确保得出的结论符合实际情况[3]。

2．1　经验统计法

目前，经验统计法在国内外均得到了较为广泛的使用[4-6]，是一种以岩心测试分析得到的孔隙度和渗透率资料为基础，按照低孔低渗段累计储渗能力丢失不超过总累计量的5％来划分物性下限的方法。其中储气能力和产气能力计算公式为：

Qji＝jiHi／∑jiHi            (1)

QKi＝KiHi／∑KiHi             (2)

式中Qji为储气能力，％；QKi为产气能力，％；ji为样品孔隙度；Ki为样品渗透率，mD；Hi为样品长度，m。

应用经验统计法划分P地区须二段气藏物性下限效果(图l、2)。按照储气能力丢失5％为界限，确定孔隙度下限值为5.5％，此时样品丢失率为l6.95％；按产气能力丢失5％为界限，确定渗透率下限值为0.033mD，此时样品丢失率为18.24％。以孔隙度5.5％、渗透率0.033mD作为下限值，其储气能力和产气能力丢失都很小，认为该下限值是比较合适的。

 

 

2．2　孔渗关系法

根据P地区须二段储层岩心分析结果，做出孔隙度—渗透率交会图(图3)。分析发现，岩心孔隙度低于6％时，渗透率随孔隙度增加而变化很小，此时孔隙以无效孔隙为主；岩心孔隙度大于6％时，渗透率随孔隙度增加也出现明显增加，此时孔隙是具有一定渗透能力的有效孔隙。因此，以6％作为储层与非储层的孔隙度界限值，由孔渗关系式(式3)计算得出的渗透率为0.038mD。

 

K＝0.003e0.4228j  　　　　　　 (3)

式中K为渗透率，mD；j为孔隙度，％。

2．3　最小流动孔喉半径法

岩石微观孔隙结构及喉道大小在很大程度上影响着岩石的宏观渗流特性。岩石喉道的粗细，也就是孔喉半径的大小，决定了油气是否能在一定压差下从岩石中流出。通常将既能储集油气又能使油气渗流的最小孔隙通道称为有效储层的最小流动孔喉半径[5，7]。研究表明，通过测量岩心水膜厚度[7-8]，或者运用毛细管压力资料开展岩石微观孔隙结构分析[9-11]，都可以确定储层的最小流动孔喉半径，进而根据孔喉半径与物性的相互关系划分储层的物性下限。

2．3．1水膜厚度法

储层水膜厚度是储层所含水均匀铺展于孔隙表面时的厚度。当水膜厚度大于孔喉半径时，孔喉所控制的孔隙空间被水所饱和，油气不能在其中流动。因此，该水膜厚度所对应的孔喉半径就是让油气在产层中能够流动的最小流动孔喉半径。P地区须二段储层12块岩心样品测定的水膜厚度介于0.0733～0.0764mm，平均为0.0749mm。

因此当孔喉半径小于或等于0.0749mm时，认为流体不能在孔隙中流动。将平均水膜厚度值带入中值喉道半径—孔隙度关系式(式4)，求得P地区须二段储层孔隙度下限为6.17％。由孔渗关系计算得出相应渗透率下限为0.042mD。

j＝l5.761r+4.9935 　　　   (4)

式中r为岩心中值喉道半径，mm。

2．3．2 J函数法

J函数法是以压汞数据为基础，针对岩石孔喉特征进行研究的方法。因为实验室测定的小尺寸岩样的毛细管压力曲线只能代表气层中的一个点，而要得到能够表征整个气层的毛细管压力曲线，就必须将获得的所有毛细管压力资料综合平均。为此，Leverett提出了“J”函数的概念和汁算公式：

 

式中J为函数，无因次；pc为毛细管压力，MPa；s为界面张力，mN／m；Sw为岩心含水饱和度；Swc为岩心束缚水饱和度；Swn为岩心标准化饱和度。

用J函数法对P地区须二气藏4口井36块岩心的压汞资料进行处理，得到J函数曲线(图4-a)和储层平均毛细管压力曲线(图4-b，图中SAg为进汞饱和度)，再利用Purcell法和Wall法计算储层的最小流动孔喉半径。

 

Purcell法以等对数孔喉半径间隔为单元，从注汞压力与进汞量之间的关系求取每个单元的渗透率贡献值。当孔喉半径从大到小累计渗透率贡献值达99％时，对应的孔喉半径即为储层的最小流动孔喉半径，计算公式如下：

 

 

式中DSi～i+1为区间进汞量；i为孔喉半径间隔单元序号；DKi为区间渗透率贡献；

 

为累积渗透率贡献。

Wall法以等孔隙体积增量为基础，从孔喉半径和进汞量的关系出发，求取不同孔喉半径对渗透能力的贡献。同样将孔喉半径从大到小累计渗透率贡献值达99％时对应的孔喉半径作为储层最小流动孔喉半径，计算公式如下：

 

式中ri为对应的孔喉半径，mm；i为等量孔隙体积间隔序号；DKi为区间渗透率贡献；

 

为累积渗透率贡献。

应用Purcell法计算的储层最小流动孔喉半径为0.0618mm，Wall法计算结果为0.0459mm。将结果带入中值喉道半径—孔隙度关系式，得到P地区须二气藏孔隙度下限分别为5.97％和5.72％，根据孔渗关系式，计算相应渗透率下限分别为0.038mD和0.034mD。

2．4　产能模拟法

利用P地区须二段气藏砂岩段岩心，在实验室模拟地层的压力和温度，采用从低到高的生产压差开展渗流模拟实验。首先获得单向渗流速度，然后转换成径向流动条件下的单井日产气量[12]。当储层有效厚度为h时单井日产气量为：

Q＝2prwhQR×8.64／A           (12)

式中Q为单井日产气量，l04m3／d；rw为井眼半径，m；h为产层有效厚度，m；QR为实验室岩心流速，m3／s；A为岩心渗流面积，m2。

根据统计结果，气层有效厚度取l5m，生产压差设为5MPa，产能模拟实验结果如图5所示。孔隙度越好的气层，单井日产量越高，两者之间具有很好的正相关关系。当孔隙度大于5.59％时，单井日产量能够达到四川地区0.5×104m3／d的最低工业气流标准。根据孔渗关系式，得到相应渗透率下限为0.032mD。

 

2．5　物性试气法

统计取心井试气层段资料点的孔隙度和渗透率数值，结合试气结论，绘制孔隙度—渗透率交会图(图6)。在资料齐全且可信度高的情况下，这种方法可以高效直观地划分出有效储层的物性下限。将P地区须二段气藏试气段岩心分析孔隙度与渗透率作交会图版，并按照试气结论标在图版上，可以确定孔隙度下限值为6％，渗透率下限值为0.04mD。

 

根据上述不同方法确定的有限储层物性下限值详见表1。其中，气藏有效储层孔隙度下限范围在5.5％～6.17％，平均值为5.85％。渗透率下限范围在0.032～0.042mD，平均值为0.037mD。因此，综合多种方法，确定P地区有效储层的物性下限：孔隙度为5.85％，渗透率为0.037mD。

 

3　结论

1)目前用来确定储层物性下限的方法较多，但这些方法都只是从某二方面来反映储层的特征，各种方法分析的结果也经常不同，单独使用某种或两三种方法就不能准确可靠地解决物性下限划分的问题。

2)采用经验统计法、孔渗关系法、最小流动孔喉半径法(水膜厚度法、Purcell法、Wall法)、产能模拟法、物性试气法等多种方法，综合确定出川中P地区须二段低孔低渗储层的物性下限为：孔隙度下限5.85％，渗透率下限0.037mD。通过多种方法相互验证，避免了因方法单一而在物性下限取值时可能产生的较大偏差，确定出的储层物性下限值得到了新近试气资料的证实，为气藏的储量计算提供了依据。

 

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本文作者：李烨  司马立强  闫建平  杨玲

作者单位：西南石油大学地球科学与技术学院

  中国石油川庆钻探工程公司