蘇碼頭構造須二段儲層物性下限研究

曾琪 馬華靈 劉柏 米慶

（1.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川江油 621709；2.中國石油西南油氣田公司川中油氣礦，四川遂寧 629000）

蘇碼頭構造須二段儲層物性下限研究

曾琪1馬華靈1劉柏1米慶2

（1.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川江油 621709；2.中國石油西南油氣田公司川中油氣礦，四川遂寧 629000）

前人對蘇碼頭構造須二段開展了一定程度的研究，但在儲層物性下限方面的研究較為薄弱，制約了對該區有效儲層展布的研究，致使該區須二段勘探迄今尚無太大進展。為此，采用氣—水毛細管壓力法、相滲透率法和最小孔喉半徑法確定了該區儲層物性下限標準，將工區須二段儲層產工業性天然氣的孔隙度下限定為4.5%，對應含水飽和度上限45%，滲透率下限值0.017 3 mD；如只考慮是否有天然氣產出，則含水飽和度上限可提高至65%。該下限標準的提出，為低緩構造帶有效儲層識別提供了依據。

蘇碼頭構造 須二段 物性下限 氣—水毛細管壓力 相滲透率 最小孔喉半徑

0 引言

經多年勘探證實，川西南部地區須家河組天然氣資源豐富，埋藏深度適中，具有形成大、中型氣田的地質基礎，其中須二段是主要的勘探層系。目前，已發現的氣田和含氣構造主要分布在熊坡斷裂以西，而在熊坡斷裂以東的構造帶，須二段勘探及認識程度較低，僅H1井獲工業氣流，這與潛在的資源量極不匹配。除此之外，前人對該區的研究也相對較為薄弱，致使該區須二段勘探迄今尚無太大進展。為此，筆者以蘇碼頭構造須二段為例進行儲層物性下限研究，以期為該區有效儲層識別提供依據，從而推動該區勘探進程。

1 地質背景

蘇碼頭構造位于川西中新生代沉積坳陷區南部、成都凹陷低緩構造帶東側的蘇碼頭—鹽井溝斷褶背斜構造帶北端。該構造兩側為熊坡斷層和蘇碼頭—鹽井溝斷層所夾持，整體呈北東向展布。

研究區須二段為一套海陸過渡相三角洲前緣河口壩、水下分流河道砂巖疊置沉積［1-3］。巖性以灰白、淺灰色厚層塊狀中、細粒長石石英砂巖、長石巖屑砂巖為主。巖石顆粒分選較好、次棱角狀、點線接觸，粒度以中粒為主。巖心孔隙度介于0.86%～6.87%，平均為4.36%。滲透率分布范圍為0.000 359～6.87 mD，平均為0.11 mD。孔隙類型以粒內溶孔為主，少量粒間溶孔及雜基微孔，微裂縫欠發育。孔隙結構具小孔、窄喉、有效連通孔隙體積小、中—高排驅壓力等特征［4］。總體上，蘇碼頭構造須二段為低孔、低滲裂縫—孔隙型致密砂巖儲層。

2 儲層物性下限研究

儲層物性下限包括孔隙度下限、滲透率下限和含水飽和度上限（氣飽和度下限）。在這三者之間，只要能準確確定其中之一，其余兩項參數即可根據它們之間的相關關系予以確定。研究儲層物性下限的方法很多，但鑒于研究區的儲層特征及實際資料情況，采用以下3種方法確定儲層物性下限。

2.1 半滲透隔板氣—水毛細管壓力法

2.1.1 理論基礎

根據毛細管壓力理論，任何油、氣藏的構造縱向上，其含水飽和度自下而上是逐漸降低的。因此，都存在100%產水—氣水同產—100%產純氣的變化規律。氣藏生產純氣的水飽和度的上限值即為氣水過渡帶頂（產純氣的最低點）所對應的水飽和度值。該值對應氣水相對滲透率試驗測得的臨界水飽和度點，它是水驅氣的過程中，水形成連續相而開始流動的起始點。當地層水飽和度大于該值時，有水產出；當地層水飽和度小于該值時，則地層生產純氣，在該氣柱高度以上的地層中都可生產純氣，但是否具有工業價值，還須考慮它在構造中所處的高度以及產層的儲滲能力等。從含水飽和度的角度考慮，如果所處的位置越高，則地層中的含水飽和度越低，氣相滲流的速度越快，其單井產能就越高。因此，使地層生產純氣并具有工業產能的水飽和度應低于臨界水飽和度值。要確定含水飽和度的上限值，須利用同一個樣品的相對滲透率曲線和氣—水毛細管壓力曲線綜合分析。由油層物理學知識可知：氣水兩相流動快慢的過渡點恰恰位于氣—水毛細管壓力曲線的轉折點。因此，過渡點的水飽和度即為由該樣品物性構成的儲層生產純氣時的含水飽和度上限值。

過氣—水毛細管壓力曲線首尾兩段切線的交點作毛細管壓力曲線的垂線，交點A（氣—水毛細管壓力曲線拐點）所對應的水飽和度即為該樣品物性構成的儲層在取樣深度生產工業氣的最大水飽和度——含水飽和度的上限（圖1）。

圖1 氣—水毛細管壓力曲線圖

2.1.2 確定生產無水天然氣時含水飽和度上限值

根據前述須二段巖心物性特征，選取具有不同孔隙度和滲透率的14個樣品進行氣—水毛細管壓力試驗。按照上述方法，讀取過渡點的含水飽和度值，即得到相應樣品生產無水工業氣的含水飽和度上限，其平均值為49.43%。

2.1.3 確定孔隙度下限

將上述14個巖心實測氣—水毛細管壓力曲線得到的水飽和度與相應巖心孔隙度擬合（圖2），得相關關系式（1），按照含水飽和度上限49.43%計算，對應孔隙度下限為4.35%。

圖2 氣—水毛細管壓力曲線得到的水飽和度與相應巖心孔隙度交會圖

式中，Sw為含水飽和度，%；Φ為孔隙度，%；e為自然常數，2.718。

2.2 相滲透率法

在相對滲透率曲線圖上，隨著含水飽和度的增加，氣相流動性逐漸降低，當含水飽和度大于交叉點對應的含水飽和度時，儲層以產水為主。因此，可以取氣水兩相滲透率交叉點所對應的含水飽和度作為儲集層有天然氣產出（不一定具工業價值）的上限標準。根據M2-1井氣水相對滲透率試驗分析，其交叉點對應的含水飽和度值較高，為63.5%～70.5%，平均為67.84%。利用M2-1井巖心孔隙度—含水飽和度交會圖（圖3），求得對應的孔隙度下限為3.83%。

圖3 M2-1井巖心孔隙度—含水飽和度交會圖

2.3 最小孔喉半徑法

近20年來對川西北地區須二段致密砂巖儲層孔隙結構的研究結果認為：以大于0.075 μm的喉道所連通的孔隙體積大于30%的巖層，可作為有效儲層。將蘇碼頭與鄰區邛西構造須二段儲層對比分析認為，蘇碼頭地區物性條件略優于邛西［4］10，但二者孔隙結構特征基本類似。參考鄰區須二氣藏探明儲量中孔喉半徑下限取值，筆者以0.075 μm做為油氣流動的最小喉道半徑。根據M2-1井壓汞資料分析，孔喉半徑大于0.075 μm時，平均進汞量為53.606%。利用壓汞實驗測得的孔喉中值半徑與對應孔隙度、滲透率數據編繪圖4、圖5，得關系式（2）、（3）：

式中，r為孔喉中值半徑，取0.075 μm；K為滲透率，mD。

取最小孔喉半徑0.075 μm，算得滲透率的下限值為0.017 3 mD，孔隙度下限值為4.87%。再利用圖3，求得對應的含水飽和度上限為53.51%。在實際應用中，可以根據資料對喉道半徑作出適當的調整。

圖4 孔隙度與孔喉中值半徑關系圖

圖5 滲透率與孔喉中值半徑關系圖

3 結論與認識

1）綜上分析，在符合儲量規范的前提下，將工區須二段儲層產工業性天然氣的孔隙度下限定為4.5%，對應含水飽和度上限取45%，滲透率下限值0.017 3 mD；如只考慮是否有天然氣產出（不一定具工業價值），則含水飽和度上限可提高至65%。實踐證實，該下限標準能較好地指導測井儲層評價，測井解釋成果與試油結論基本吻合。同時，該下限標準對處于熊坡斷裂以東其他構造的儲層研究也具有重要的借鑒和參考價值。

2）需要指出的是，地層產氣或產水，除滿足物性下限條件外，還應考慮構造的閉合高度。閉合高度越高，毛細管壓力差越大，當圈閉的閉合高度大于產氣所需的閉合高度時，天然氣可克服地層毛細管阻力，驅替地層水，從而進入構造圈閉，反之亦然。一般用壓汞試驗測得的H10表示在地層條件下，天然氣開始驅替地層水時所需要的氣柱高度，用H50表示相應飽和度中值時地層生產油氣所需的閉合高度。利用M2-1井壓汞資料計算，在地層條件下，當氣柱高度達到51.6 m時，天然氣開始驅替地層水。蘇碼頭構造閉合度380 m，巖心壓汞試驗測得的H50平均值為286.5 m，表明蘇碼頭構造須二段具有一定的天然氣生產能力。

3）研究儲層物性下限的方法較多，每種方法各具優劣，為盡可能真實地反映儲層特征，應采用多種方法進行綜合研究，并用測井、試油等地質資料對下限標準加以驗證，才能合理確定儲層物性下限。

［1］朱如凱，趙霞，劉柳紅，等.四川盆地須家河組沉積體系與有利儲層分布［J］.石油勘探與開發，2009，36（1）：46-55.

［2］胡明毅，李士祥，魏國齊，等.川西前陸盆地上三疊統須家河組沉積體系及演化特征［J］.石油天然氣學報，2008，30（5）：5-10.

［3］付冠，張良華，袁志華，等.四川盆地上三疊統須家河組沉積環境分析［J］.重慶科技學院學報：自然科學版，2010，12（6）：17-20.

［4］劉柏，張豫，楊華，等.蘇碼頭構造須二段儲集層特征及勘探方向［J］.天然氣技術與經濟，2015，9（5）：10-12.

（編輯：盧櫟羽）

B

2095-1132（2016）06-0006-03

10.3969/j.issn.2095-1132.2016.06.002

修訂回稿日期：2016-11-08

曾琪（1983-），女，工程師，從事儲層研究工作。E-mail：zeng_qi@petrochina.com.cn。