蘇里格氣田東區致密砂巖儲層物性下限值的確定

黎 菁，楊 勇，王少飛，史嬋媛，趙 剛

(1.西南石油大學，四川 成都 610500;2.中油長慶油田分公司，陜西 西安 710018;3.成都理工大學，四川 成都 610059)

蘇里格氣田東區致密砂巖儲層物性下限值的確定

黎 菁1，楊 勇2，3，王少飛2，史嬋媛2，趙 剛1

(1.西南石油大學，四川 成都 610500;2.中油長慶油田分公司，陜西 西安 710018;3.成都理工大學，四川 成都 610059)

長慶油田蘇里格氣田東區盒8、山1、山2段致密砂巖儲層具有典型的低孔、低滲及多層系含氣特征。儲層下限標準的研究是劃分有效儲層的基礎，也是氣層識別和容積法儲量計算的前提。采用經驗統計法、測井計算φ－Sg法、孔隙結構參數分布等幾種方法對研究區儲層物性下限進行研究。結果表明，地面條件下有效儲層的孔隙度下限為5.0%，滲透率為0.10×10－3～0.15×10－3μm2，含氣飽和度下限為50% ～60%;原始地層溫度壓力條件下，孔隙度下限為4.5%，滲透率僅為0.001 0×10－3～0.001 5×10－3μm2。研究結果得到了試氣試采資料的證實，為儲量計算提供了依據，對儲層的開發生產具有指導作用。

蘇東地區;多層系氣藏;物性下限;有效孔隙度;有效滲透率;含氣飽和度

引 言

有效儲集層物性下限的確定是影響儲量計算結果的一個重要因素，也是儲層評價的重要參數［1］。目前，大多數國內外石油公司均認為有效儲層是指儲集了烴類流體并可采出的物性下限以上部分，該下限用能夠儲集并滲濾流體的最小有效孔隙度和最小滲透率來度量。其中，孔隙度具有直觀和易于確定的優點，一般采用孔隙度下限表征儲層的物性下限［2］。確定儲層物性下限有多種方法，某一種方法確定的儲層物性下限只能從一個方面反映儲層的特征，并不能代表儲層真正的下限。因此，要使確定的儲層下限能夠真正反映儲層的特征，需要利用多種方法互相驗證［3－4］。

蘇里格氣田東區勘探面積約1.1×104km2，目的層為下石盒子組盒8段、山西組山1段，兼探上石盒子組盒4、盒6、山西組山2段、本溪組及下古馬家溝組馬五41段，具典型的多層系含氣特征。致密砂巖氣藏具有豐度低、孔隙度低、滲透率低、單井日產量低等特點，氣藏開發技術難度大、開發投資、開采成本較大。以蘇里格氣田東區多層段儲層為重點，綜合分析氣層地質參數，確定有效儲層下限，對制訂科學的氣田開發方案、實現蘇里格氣田東區氣穩產具有重要意義。

1 蘇里格東區砂巖儲層巖性及孔喉特征

研究區上古生界砂巖主要有石英砂巖、巖屑石英砂巖、巖屑砂巖3種類型。盒8段以巖屑石英砂巖和石英砂巖為主，山1段以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主。主要儲集層段填隙物平均含量在14.3%～17.4%之間，主要為黏土礦物(水云母、高嶺石、綠泥石)、硅質和碳酸鹽膠結物，部分層段含較多凝灰質雜基。

盒8、山1段砂巖孔隙類型以溶孔、晶間孔、粒間孔為主，其中盒8段儲層的儲集空間主要為溶孔(雜基溶孔、巖屑溶孔等)、晶間孔、殘余粒間孔及少量微裂隙。

2 蘇東砂巖儲層物性下限值的確定

2.1 經驗統計法

經驗統計法是以巖心分析孔隙度、滲透率資料為基礎，以低孔滲段累計儲滲能力丟失占總累計的5%左右為界限的一種累計頻率統計法，現已被國內各大油田所采用［5－6］。其中，孔隙度儲氣能力、滲透率產氣能力公式為:

式中:Qφi為孔隙度儲集能力，%;QKi為滲透率儲集能力，%;Hi為樣品長度/儲集層厚度，m;φi為每個樣品的孔隙度值，%;Ki為每個樣品的滲透率值，μm2。

從蘇東盒8、山1段儲層的物性特征、巖性特征和孔隙結構特征分析，認為該區儲層為典型的中低孔—低孔、低滲—特低滲儲層。孔隙度為5% ～15%，滲透率一般為0.1 ×10－3～1.0 ×10－3μm2，滲率能力較差。考慮到長慶油田低孔低滲的儲層特點，確定累計頻率丟失不超過總累計的15%、累計儲能丟失不超過總累計的10%。按照上述方法，根據表1、2可得:

表1 盒8、山1段砂巖儲層孔隙度與累計頻率、儲能丟失頻率關系

(1)盒8段儲層。當孔隙度下限取5.0%時，累計頻率丟失約13%，累計儲能丟失6%，此時丟失的儲油能力和厚度都符合盆地地質特點，因此，確定孔隙度下限為5.0%。盒8段儲層滲透率約為0.10×10－3μm2時，累計頻率丟失約15%，累計儲能丟失約3%，因此，確定滲透率下限約為0.10×10－3μm2。盒8段儲層孔隙度下限約為5.0%，滲透率下限約為0.10 ×10－3μm2。

(2)山1段儲層。當孔隙度下限取5.0%時，累計頻率丟失11%，累計儲能丟失8%，此時丟失的儲油能力和厚度都符合盆地地質特點，因此，確定孔隙度下限為5.0%。山1段滲透率約為0.10×10－3μm2時，累計頻率丟失約10%、累計儲能丟失約3%，因此，確定的滲透率下限約為0.10×10－3μm2。山1段儲層孔隙度下限約為5.0%，滲透率下限約為0.10 ×10－3μm2。

蘇里格東區儲層段主力儲層為盒8段、山1段，綜上所述，經驗統計法得出東區儲層段孔隙度下限約為5.0%，滲透率下限約為 0.10×10－3μm2。

2.2 測井計算φ－Sg法

經測井計算的儲層參數比較準確，可采用φ－Sg交會圖方法以及分層試氣法確定有效儲層的孔隙度下限。在孔隙度與含氣飽和度交會圖中，氣層交會點呈雙曲線特征，當孔隙度大于某一界定值時，含氣飽和度值迅速增大，即當孔隙度小于某一界定值時，孔隙包含的是未能被排驅壓力所驅趕的束縛水，顯然這一孔隙度值就是有效儲層的孔隙度下限值。圖1為蘇東儲層盒8、山1、山2段測井處理解釋的孔隙度與含氣飽和度交會圖。交會圖中數據點明顯呈雙曲線特征，由圖1可知:當孔隙度大于5.0%時，對應的含氣飽和度約大于48.47%時，含氣飽和度迅速增大。因此，儲層段有效孔隙度下限約為5.0%，含氣飽和度下限約為50%。

圖1 蘇東儲層段孔隙度與含氣飽和度關系

2.3 孔隙結構參數分布法

從蘇東地區盒8、山1、山2段儲層孔隙度、滲透率與排驅壓力關系圖(圖2)可以看出:

圖2 蘇東儲層段排驅壓力與滲透率、孔隙度關系

(1) 儲層明顯以滲透率0.15×10－3μm2、排驅壓力1.5 MPa為拐點，當小于拐點時，排驅壓力迅速增大。

(2)排驅壓力為1.3 MPa時，對應的孔隙度為5.0%，曲線明顯以此點為拐點。當孔隙度小于5.0%時，所對應的排驅壓力明顯增大，排驅壓力大于1.3 MPa。

由該方法可以判斷儲層段有效孔隙度下限約為5.0%，滲透率下限約為 0.15 ×10－3μm2。

2.4 含氣飽和度下限的確定

2.4.1 密閉取心法

蘇30井和蘇40－30井為密閉取心井，2口井的巖心收獲率和泥漿含水率均達到了密閉取心要求，保證了分析數據的系統性和可靠性。選用264塊樣品，根據分析的含水飽和度與孔隙度擬合求得盒8段密閉取心法公式:

山1段召26井、召47井取心密閉率均大于90%，達到了儲量計算要求。選用189塊樣品進行分析。根據分析的含水飽和度與孔隙度擬合求得山1段密閉取心法公式:

山2段借用榆林氣田密閉取心資料確定的含水飽和度與孔隙度擬合關系為:

式中:Si為束縛水飽和度，%;φ為孔隙度，%。

2.4.2 高壓壓汞法

由于巖性氣藏不存在區域性氣水界面，無法利用自由水面以上高度來確定氣層的含氣飽和度。以壓汞曲線上滲透率累計貢獻值達到99%時的喉道值作為含氣喉道下限，小于這一喉道值的孔隙體積百分數取為束縛水飽和度值。采用盒8段7口井64塊樣品，山1段8口井59塊樣品，山2段10口井41塊樣品，選取不同類型壓汞曲線分別試算后綜合確定其含氣喉道半徑下限為0.06～0.10 μm。采用喉道半徑0.10 μm求得束縛水飽和度與對應巖心分析孔隙度進行擬合，得到的結果為:

2.4.3 相滲透率法

選用20塊盒8段砂巖儲層巖心樣品進行氮氣驅水的相滲透率實驗，對測定的束縛水飽和度與對應的孔隙度分析值做擬合處理，得到的結果為:

選用18塊山1段砂巖儲層巖心樣品進行氮氣驅水的相滲透率實驗，對測定的束縛水飽和度與對應的孔隙度分析值做擬合處理，得到的結果為:

選用5口井17塊巖心樣品對山2段石英砂巖儲層進行了相滲透率實驗，結果表明，測定的束縛水飽和度與孔隙度之間具有良好的相關性，其結果為:

2.4.4 含氣飽和度下限綜合取值

根據儲層密閉取心、高壓壓汞、相滲法含水飽和度與孔隙度關系對比可得，盒8段砂巖當孔隙度約為6.0%時，3條曲線取值較接近，此時對應的束縛水飽和度為45%。因此，盒8段砂巖儲層含氣飽和度下限為55%。

山1段砂巖當孔隙度約為8.0%時，3條曲線取值較接近，此時對應的束縛水飽和度為40%。因此，山1段砂巖儲層含氣飽和度下限為60%。

山2段砂巖當孔隙度約為5.0%時，3條曲線取值較接近，此時對應的束縛水飽和度約30%。因此，山2段砂巖儲層含氣飽和度下限為70%。

3 蘇東致密砂巖儲層的物性下限確定

3.1 地面條件下儲層物性下限取值

在確定儲層物性下限的時候，應結合氣田不同特征，或同一氣田不同層段分別制訂不同的標準來計算。確定有效儲層物性下限的方法很多，但是各種方法均具有一定的局限性，應該避免因研究方法單一而在對下限標準取值時產生較大的偏差，所以應采用多種方法結合起來一起制訂［1，3，7－8］。孔喉結構參數分布法是從孔喉的角度去確定儲層下限，但由于沒有定量的指標，下限值的截取有一定的可變動性。相對滲透率－孔飽關系法是用得較多的方法之一，該方法主要受實驗數據的影響，只要實驗數據較準確，那么所求得的物性下限值就比較可靠。

根據實驗結果，最后綜合對比選取了孔隙度5.0%、滲透率0.10×10－3～0.15 ×10－3μm2、含氣飽和度下限為50% ～60%，作為研究區砂巖儲層的物性下限值。

3.2 地層條件下致密砂巖的物性下限

對蘇里格氣田14塊巖心在模擬上覆壓力60.0 MPa、地層壓力28.5 MPa、地層溫度100℃的條件下進行了測試。如圖3所示，在降低孔隙壓力、高溫高壓下的孔隙度在2.06%至10.47%之間，平均值為6.45%。與地面孔隙度值相比，在高溫高壓原始狀態下儲層孔隙度比地面降低了0.29%至1.73%，平均降低了0.79%。隨地面孔隙度的增大，孔隙度降低呈增大的趨勢。由于高溫使顆粒體積膨脹增大，從而使孔隙空間相對減小。地層孔隙度與地面孔隙度之間具有較好的相關關系(圖3)。二者可用如下相關關系式表示:

φp=0.89984φo－0.066201，R=0.9908 (12)

式中:φo為地面條件下孔隙度值，%;φp為地層高溫高壓下孔隙度值，%。

圖3 地面孔隙度與地層孔隙度之間的對應關系

蘇東地面孔隙度下限約為5.0%，代入上式計算得地層條件下孔隙度下限為4.43%。地層條件下的滲透率測定是模擬地層溫度(100℃)在逐漸增大上覆壓力的條件下采用常規測定方法所測得的滲透率。

14塊巖心在原始狀態下的水平滲透率為0.001 49 ×10－3～1.315 6 ×10－3μm2，水平平均滲透率為0.110 6×10－3μm2。地層條件下的垂直滲透率為0.001 18×10－3～0.283 2×10－3μm2，平均值為0.033 3×10－3μm2。地層條件下滲透率剩余系數只有地表值的0.6% ～12%，多數樣品只有1%～5%。蘇東地面條件下滲透率下限約為0.10×10－3～0.15 ×10－3μm2，取地層條件下滲透率剩余系數為地表值的1%，則地層條件下滲透率下限約為0.001 0×10－3～0.001 5×10－3μm2。

4 結論

(1)蘇東氣藏盒8、山1段儲層使用5.0%，山2段使用3.5%作為地層條件下的孔隙度下限，其對應的原始地層溫度壓力條件下的孔隙度分別為4.43%和3.08%。

(2)蘇東氣藏地面滲透率下限值為0.10×10－3～0.15 ×10－3μm2，地層條件下的滲透率下限為0.001 0 ×10－3～0.001 5 ×10－3μm2。

(3)盒8段砂巖儲層含氣飽和度下限為55%，山1段砂巖儲層含氣飽和度下限為60%，山2段砂巖儲層含氣飽和度下限為70%。

(4)確定的物性下限真正反映了儲集層的特征，并得到了試氣試采資料證實。該標準的建立對后期的開發生產、試氣測試具有較好的指導性作用。

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Determination of the lower limits of the physical properties of consolidated sandstone reservoirs in eastern Sulige gas field

LI Jing1，YANG Yong2，3，WANG Shao – fei2，SHI Chan – yuan2，ZHAO Gang1
(1．Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China;2．Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi’an，Shaanxi 710018，China;3．Chengdu University of Technology，Chengdu，Sichuan 610059，China)

The consolidated sandstone reservoirs in the He8，Shan1 and Shan2 members in eastern Sulige gas field of Changqing Oilfield are characterized by low porosity，low permeability and multiple gas－bearing layers．The lower limits of the reservoirs are not only the benchmark for dividing the effective reservoir，but also the prerequisite for identifying the gas formations and calculating the reserves by volumetric method．This paper studied the lower limits of the physical properties of the reservoirs in the study area with several methods，such as empirical statistics，log calculation of Ф － Sg，and pore structure parameter distribution．The results indicate that under surface conditions，the lower limit of porosity of the effective reservoir is 5.0%，permeability 0.10×10－3～0.15×10－3μm2and gas saturation 50% ～60%．Under the initial formation temperature and pressure conditions，the lower limit of porosity is 4.5%，permeability merely 0.001 0×10－3～0.001 5 ×10－3μm2．The study results were confirmed by the data from well tests and production tests，providing a basis for the calculation of reserves and guidance for the production of the reservoirs．

eastern Sulige gas field;multi－layer gas reservoir;lower limit of physical property;effective porosity;effective permeability;gas saturation

TE122.2

A

1006－6535(2011)06－0052－05

20110424;改回日期20110915

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項“致密氣藏開發重大工程技術研究”(2010E－23)

黎菁(1987－)，女，2005年畢業于四川大學高分子材料與工程專業，現為西南石油大學資源與環境學院在讀碩士研究生，主要從事儲層地質、油氣層保護技術等研究。

編輯 林樹龍