子洲氣田山2段致密砂巖儲層物性下限確定

2015-07-02 01:40:18張銀德朱玉杰張城瑋

石油地質與工程 2015年2期

高干,張銀德,朱玉杰,張城瑋

(1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·成都理工大學，四川成都 610000；2.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠；3.成都理工大學能源學院)

子洲氣田山2段致密砂巖儲層物性下限確定

高干1,張銀德1,朱玉杰2,張城瑋3

(1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·成都理工大學，四川成都 610000；2.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠；3.成都理工大學能源學院)

根據子洲氣田山西組山2段為特低-超低孔、特低-超低滲致密砂巖儲層的特點，綜合運用實測物性數據、毛細管壓力資料、實測水膜厚度及單井試氣結果等資料，采用測試法、經驗統計法、壓汞參數法對儲層下限進行綜合研究，確定了儲層孔隙度和滲透率下限，確定了儲層的最小流動孔喉半徑，山2儲層的孔隙度下限為3.5%，滲透率下限為0.1×10-3μm2，最小流動孔喉半徑為0.15 μm，從而為山西組山2儲層的進一步合理開發提供了可靠的下限數據。

子洲氣田；物性下限；水膜厚度；孔喉半徑

物性下限是指使儲集層能夠成為有效儲層應具有的最低物性界限，一般以孔隙度、滲透率來度量。子洲氣田山西組山2段氣藏屬低孔、低滲氣藏[1]，開采難度大，開采成本高，需要制定科學合理的開發對策，因此確定其物性下限顯得尤為重要。確定儲層物性下限的方法很多，不同方法所得到的下限可能有所不同，且受測試資料限制，結果有較大的不確定性[2]，需運用多種方法相互印證，才能得出相對客觀準確的結論。

1 儲層特征

子洲氣田山西組山2段主要為石英砂巖、巖屑石英砂巖，其次為巖屑砂巖。根據山2段1013塊樣品的實測孔隙度、滲透率分析，其孔隙度主要分布在2%～8%，平均值為4.56%，滲透率主要分布在(0.03～2.00)×10-3μm2，占樣品總數的85.78%，其中山23段物性最好，是山2主要儲層發育段，山22段次之，山21較差。關于低滲透儲層的分類劃分標準，目前還不完全一致[3-4]，依據2011年開始實施的石油天然氣行業標準《油氣儲層評價方法》(SY/T 6285-2011),山西組山2儲層應屬特低-超低孔、特低-超低滲儲層(圖1)，盡管所分析樣品物性差、普遍致密，但孔滲具有較好的相關性，可利用二者的對應關系在確定其中一個參數時獲得另一個參數。

2 儲層下限的確定

2.1 測試法

圖1 山西組山2段儲層類型劃分與孔滲關系

根據分層試油試氣資料確定儲層下限是一種較為實用的方法。依據單井試氣結果，結合山2段氣層、水層和干層等的劃分標準，將物性分析數據按照差氣層、氣層、氣水層、水層和干層進行整理交會(圖2)，可以大致確定儲集層的物性下限，孔隙度下限為3.5%，滲透率下限為0.1×10-3μm2。該方法確定下限綜合反映了儲層眾多地質特征，可直接或間接反映儲層控制產氣能力的因素。不足之處是山2氣藏為致密砂巖氣藏，每口井都經過了壓裂改造等措施，和射孔層段的物性數據對應的試氣結果并不一定全部來自射孔層，壓裂溝通射孔層段的上下層位是完全可能的。因此，該種方法存在一定的誤差和局限。

2.2 經驗統計法

經驗統計法是通過巖心滲透率和孔隙度實測資料，借助這兩個參數的頻率分布直方圖及累積頻率、累積丟失能力曲線，研究產氣能力和儲氣能力丟失程度。

根據子洲氣田山2段146塊巖樣實測物性資料，繪制相應的圖件(圖3、圖4)。孔隙能力為孔隙度和樣品長度(或厚度)的乘積，反映儲油(氣)能力；滲透能力為滲透率和樣品長度(或厚度)的乘積，反映流體(油、氣)流動能力，即產油(氣)能力。累積滲透(或孔隙)能力丟失百分數是指界限值以下被統計丟失樣品的滲透率(或孔隙度)乘以樣品長度的累積占總累積滲透(或孔隙)能力的百分比[5-7]。一般按低孔滲段累積產氣能力丟失5%為下限值[5]，確定滲透率下限為0.12×10-3μm2，樣品丟失率為29%。若全部樣品取樣密度相同，即相當于厚度丟失29%。確定滲透率下限值后，可由孔滲關系(圖1)確定孔隙度值為3.5%左右。根據圖2、圖3，當孔隙度為3.5%時，儲存能力丟失6%，樣品丟失率11%。由此認為，將孔隙度3.5%和滲透率0.12×10-3μm2作為儲層的物性下限值是合適的。

圖3 滲透率分布與累積頻率、累積產氣能力丟失曲線

圖4 孔隙度分布與累積頻率、累積儲存能力丟失曲線

2.3 壓汞參數法

壓汞法是目前國內用以測定毛細管壓力最常用的方法，壓汞法獲得的毛細管壓力曲線與流體性質、飽和度、巖石孔喉大小及分選、巖石礦物組成和毛細管滯后等因素有關[7]。排驅壓力、飽和度中值壓力、束縛水飽和度是定量分析毛細管壓力曲線的幾個主要特征參數。

鄂爾多斯盆地上古生界儲集層具有“先致密、后成藏”的特征，天然氣大量生成聚集的時期上古生界儲集層已基本致密化[8]。從山2段孔隙度、滲透率與排驅壓力關系看(圖5、6)，當山2地層滲透率小于0.1×10-3μm2或孔隙度小于3%時，排驅壓力值急劇增大，表明小于此滲透率和孔隙度時，需要足夠大的壓力才能使山2儲層中非潤濕相(氣)開始驅替潤濕相(水)形成油氣聚集，因此物性小于此值時儲層很難成為有效儲層。

圖5 排驅壓力和滲透率關系

圖6 排驅壓力和孔隙度關系

當滲透率小于0.1×10-3μm2或孔隙度小于3%時，山2地層中值壓力值也急劇增大(圖7，8)，在同樣的動力條件下，該參數是衡量有多少油氣能進入儲層。小于此滲透率或孔隙度值時巖石變得很致密；而滲透率大于0.1×10-3μm2或孔隙度大于3%，滲透率或孔隙度變化時中值壓力變化不大，巖石對氣的滲濾能力顯著變好，也具有高的生產能力。

圖7 中值壓力和滲透率關系

圖8 中值壓力和孔隙度關系

使用油(非潤濕相)水系統來測定束縛水飽和度，該值越大表示這類小孔喉所占的體積越多。當樣品滲透率大于0.1×10-3μm2時，山2儲層束縛水飽和度值較小，增幅也較小(圖9)；而滲透率小于0.1×10-3μm2時，束縛水飽和度遠離擬合線且其值急劇增大。同樣當孔隙度小于4%時束縛水飽和度值也具有這樣的特征(圖10)。

圖9 滲透率和束縛水飽和度關系

2.4 儲層喉道下限

圖10 孔隙度和束縛水飽和度關系

山西組山2儲層中天然氣是由自身或下伏的烴源巖生成并運移進入的(氣排水)，由于儲層孔喉內壁上附著了一層束縛水膜，因而氣體進入儲層孔隙則要求喉道半徑大于束縛水膜厚度。通常認為孔喉半徑≤0.1 μm時，在地層條件下油氣無法進入這樣的孔喉，這時喉道所控制的孔隙為無效孔隙[9]，全部被束縛水所飽和，因此一般將半徑為0.1 μm作為最小流動孔喉半徑。但有研究者認為只有孔喉半徑大于水膜厚度才是有效孔隙喉道[10]，否則油氣難以驅替束縛水占據的孔隙喉道，因而水膜厚度可作為最小流動孔喉半徑的下限。對子洲山2段4口井5個樣品進行了水膜厚度的測定，其水膜厚度的平均值為0.145 μm。因此認為山2段中孔喉半徑大于0.145 μm的孔隙才是有效孔隙。

對28口井78塊不同物性巖樣的滲透率累積貢獻值進行分析，其中73塊巖樣在孔喉半徑0.15 μm處累積滲透率貢獻值均已達到99%以上，半徑小于0.15 μm的孔喉對儲層滲透率貢獻值不足1%，可以忽略。從孔喉半徑和累積進汞飽和度看，孔喉半徑小于0.15 μm后，隨注入壓力增加，進汞量幾乎不再增加或增幅非常小。考慮到實際孔喉內壁的不光滑和結構黏土的影響，實驗室所測的水膜厚度及確定的半徑值偏小，由此將孔喉半徑0.15 μm作為山2儲層的最小流動孔喉半徑更合理。

3 結論

(1)利用測試法確定了山2氣藏儲層物性下限，該方法將靜態的實測物性和動態的生產測試相結合，直觀實用。物性下限周圍資料點越多時，下限越準確可靠；不足之處是射孔段物性和試氣結果對應性不好，存在一定的誤差和局限。經驗統計法和壓汞參數法涉及的參數均來自實驗室實測數據和經驗取值，確定的下限準確性依賴于樣品的個數，只要樣品足夠，下限可信度就高。

(2)采用測試法、經驗統計法和壓汞參數法確定的孔隙度下限為3.5%，滲透率下限為0.1×10-3μm2；借助實測水膜厚度數據和毛細管壓力資料確定的最小流動孔喉半徑為0.15 μm。儲層下限的確定對射孔試氣層段的選擇、氣藏儲量計算核實和儲層評價有一定的指導意義。

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編輯：李金華