天然氣儲層含氣性定量評價新參數

王 修 朝

中國石油集團長城鉆探工程有限公司地質研究院

0 引言

天然氣儲層的產能評價是儲層測井綜合解釋的重要環節，同時也是難點所在[1-5]。近年來，隨著致密氣、頁巖氣等復雜含氣儲層勘探程度的不斷加大，含氣性解釋評價的要求不斷增加[6-14]，難度也日益凸顯，主要表現在巖石物理實驗測量過程困難、低孔低滲對含水飽和度計算精度的影響大、孔隙結構對儲層導電機理的控制作用復雜等方面。同時，由于天然氣的物理性質特殊，氣態烴類在地下的賦存受到溫度、壓力、地層水、巖石性質等多方面因素的影響，基于體積百分比的飽和度評價參數已不能完全反映儲層的產氣能力，提出一套精確的天然氣產能評價方法迫在眉睫。為此，筆者針對儲層含氣性定量評價問題開展研究，提出了一種有效定量表征儲層天然氣含氣性的參數，并給出了確定該參數的評價方法，該方法在實際區塊評價中的應用效果理想，以期為天然氣的測井綜合解釋提供一條新的思路。

1 相對氣體摩爾量參數的提出

含氣飽和度（天然氣體積占比）在天然氣儲層產能評價中的局限性主要表現在：天然氣受其本身具有可壓縮性的影響，含氣體積的大小不能反映產氣量的多少。在天然氣充注飽含水巖石孔隙的過程中，當排烴壓力高于較大孔隙的毛細管壓力時，天然氣驅走孔隙內的地層水而本身充注在巖石孔隙中，隨著可動水的逐漸減少，天然氣的含量不斷增高，當天然氣將可動水全部驅替后，巖石孔隙只剩下束縛流體孔隙，此時天然氣便不能進入這類剩余的孔隙。由于天然氣與液態流體不同，當氣源的排烴壓力充足時，天然氣會繼續向巖石孔隙內充注，此時孔隙內氣體的體積不再改變，孔隙壓力不斷升高，天然氣密度不斷增大，直到排烴壓力與孔隙壓力平衡時為止，此時含氣量增加但含氣體積并未發生改變。因此，天然氣的體積與絕對含氣量不具有一一對應關系[15-16]，即儲層的含氣飽和度并不能直接反映儲層的產能。

基于此，在天然氣的解釋評價過程中，需要提出新的解釋參數來克服上述問題。天然氣的物質的量不隨其物理性質的改變而改變，天然氣的物質的量可表示為：

式中ng表示天然氣物質的量，mol；mg表示天然氣質量，kg；Mg表示天然氣視相對分子質量，kg/mol；ρg表示天然氣的密度，kg/m3；Vg表示天然氣體積，m3。

式中 表示儲層的孔隙度；Sw表示儲層的含水飽和度。

2 相對氣體摩爾量的計算方法

氣體的狀態方程表征氣體的壓力、溫度與體積的相互關系，理想氣體狀態方程（克拉柏龍方程）表達式如下[16]：

式中p表示氣體的壓力，MPa；V表示氣體的體積，m3；n表示氣體的摩爾量，mol；T表示氣體的絕對溫度，K；R表示通用氣體常數，8.314 MPa·m3/（mol·K）。

式（3）只適用于理想氣體的表達，實際地下儲層的天然氣并非理想氣體，目前在油氣藏工程中廣泛采用壓縮因子狀態方程：

式中Z表示氣體的壓縮因子。

由壓縮因子狀態方程可以推導儲層的天然氣密度，即

式中pp表示孔隙壓力，MPa。

將式（5）代入式（2），相對氣體摩爾量表示為：

由式（6）此可以看出，相對氣體摩爾量的計算取決于儲層的孔隙壓力與天然氣的壓縮因子。

2.1 孔隙壓力的計算

孔隙壓力是儲層孔隙空間中賦存的流體產生的壓力，也叫孔隙流體壓力或地層壓力。常壓情況下，孔隙壓力為靜水柱壓力。地層孔隙壓力確定方法很多，常用方法主要包括等效深度法、Eaton法、DC指數法、經驗法等[17-20]。Eaton法是在實驗的基礎上利用測井資料建立的地層孔隙壓力與測井響應相互關系的一種計算方法，綜合考慮了壓實作用與儲層異常高壓的形成機制，適用性強。其壓力計算公式為：

式中po表示上覆地層壓力，MPa，可由密度測井積分獲得；pw表示地層靜水壓力，MPa；k表示測井曲線參數值或測井計算值，ki為第i個計算點的計算值k對應的正常趨勢線參數值（即相同深度點的正常壓實趨勢值）；c為Eaton指數，與區塊特征及地質年代有關，當（k/ki）＞1時，改為ki/k。根據研究區塊實際，本文使用聲波時差曲線的對數函數（lnΔt）作為k的計算值，Δt表示聲波時差，μs/m。

在實際表征孔隙壓力時，由于壓實作用，壓力存在數值上的偏差，該偏差可以通過校正系數進行校正。因此，孔隙壓力方程可改寫為：

式中校正系數α和c由擬合確定。

2.2 天然氣壓縮因子的確定

由于儲層中的天然氣是由低碳數的輕烴混合組成，其壓縮因子受天然氣的組分、溫度、壓力等因素影響。天然氣的壓縮因子可采用實驗測試、經驗公式及S—K圖版法進行求取[12]，采用S—K圖版法確定的壓縮因子精度高且相對簡便。

S—K圖版是Standing與Katz根據實驗測試資料及狀態方程推導建立的壓縮因子—視對比壓力和視對比溫度關系圖版[13]，也稱為天然氣的雙參數壓縮因子圖版，如圖1所示。

圖1 天然氣的雙參數壓縮因子圖版

結合式（8）與圖1，代入式（6），即可得到儲層的相對氣體摩爾量參數。

3 應用實例

按照上述計算過程，選取鄂爾多斯盆地蘇里格致密氣田某區X井資料進行綜合處理計算，上覆地層壓力由密度積分可得隨深度（H）的變化公式為：

利用聲波時差資料確定蘇里格致密氣田某區儲層正常壓實趨勢線，建立lnΔt與深度的函數關系，可得壓實關系曲線（圖2）。

圖2 蘇里格致密氣田某區聲波時差測井曲線正常壓實趨勢圖

通過式（14）即可根據聲波時差曲線確定不同深度的正常壓實趨勢值，并且根據每個深度點的實測值，確定方程（7）中k/ki的值。該區塊實際壓力方程式為：

式中lnΔti表示第i個深度點的聲波時差對數lnΔt對應的正常趨勢線參數值。

含水飽和度（Sw）計算采用Archie公式，即

式中a表示與巖石有關的比例系數，b表示與巖性有關的常數，m表示巖石膠結指數，n表示飽和度指數，均為常數，無量綱；Rw表示地層水電阻率，Ω·m；Rt表示地層電阻率，Ω·m。

根據公式（6），可計算縱向連續的相對氣體摩爾量參數，對X井進行計算，處理結果如圖3所示。試氣結果顯示，該測試井段有4個含氣層，由上至下分別為：微含氣層、含氣層、氣層、氣層，其物性參數差異不大。將各含氣儲層的相對氣體摩爾量計算結果與含氣飽和度計算結果對比，可以看到各含氣級別儲層的相對氣體摩爾量數值差異顯著，且與中子—密度差值程度有著相同的指示特征，說明相對氣體摩爾量參數可以較好地指示儲層的含氣性，而含氣飽和度參數在本解釋井段中不能較好區分氣層與含氣層。

從表1中可以看出，含氣飽和度最高的Ⅱ層試氣結果為含氣層，相對氣體摩爾量僅為130 mol/m3，含氣飽和度相對低的Ⅲ層，相對氣體摩爾量數值明顯高于Ⅱ層，與試氣結果高度一致，說明相對氣體摩爾量參數較含氣飽和度相比具有更強的天然氣產能識別能力。綜上分析表明，儲層的含氣飽和度與儲層的含氣性不是一一對應關系，即高含氣飽和度巖石在某些情況下并不發育較好的氣層，相對中等含氣飽和度的巖石也可以發育高產氣層。

圖3 X井相對氣體摩爾量參數計算處理結果圖

4 結論

1）相對氣體摩爾量參數受孔隙度、飽和度和孔隙壓力及天然氣壓縮因子的共同控制，孔隙壓力和天然氣壓縮因子的精確計算是確定相對氣體摩爾量參數的核心。

表1 X井儲層基本參數表

2）儲層的含氣飽和度與儲層的含氣性不一一對應，高含氣飽和度儲層并不一定具有較高的天然氣產能，相對中等含氣飽和度的儲層也可以發育為高產氣層。

3）相對氣體摩爾量參數能夠精確反映儲層的天然氣的絕對含氣量，利用其數值大小能夠直接指示儲層的含氣性優劣，較含氣飽和度相比具有更好的應用效果。