苏里格气田东区致密砂岩储层物性下限值的确定

黎 菁，杨 勇，王少飞，史婵媛，赵 刚

(1.西南石油大学，四川 成都 610500;2.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710018;3.成都理工大学，四川 成都 610059)

苏里格气田东区致密砂岩储层物性下限值的确定

黎 菁1，杨 勇2，3，王少飞2，史婵媛2，赵 刚1

(1.西南石油大学，四川 成都 610500;2.中油长庆油田分公司，陕西 西安 710018;3.成都理工大学，四川 成都 610059)

长庆油田苏里格气田东区盒8、山1、山2段致密砂岩储层具有典型的低孔、低渗及多层系含气特征。储层下限标准的研究是划分有效储层的基础，也是气层识别和容积法储量计算的前提。采用经验统计法、测井计算φ－Sg法、孔隙结构参数分布等几种方法对研究区储层物性下限进行研究。结果表明，地面条件下有效储层的孔隙度下限为5.0%，渗透率为0.10×10－3～0.15×10－3μm2，含气饱和度下限为50% ～60%;原始地层温度压力条件下，孔隙度下限为4.5%，渗透率仅为0.001 0×10－3～0.001 5×10－3μm2。研究结果得到了试气试采资料的证实，为储量计算提供了依据，对储层的开发生产具有指导作用。

苏东地区;多层系气藏;物性下限;有效孔隙度;有效渗透率;含气饱和度

引 言

有效储集层物性下限的确定是影响储量计算结果的一个重要因素，也是储层评价的重要参数［1］。目前，大多数国内外石油公司均认为有效储层是指储集了烃类流体并可采出的物性下限以上部分，该下限用能够储集并渗滤流体的最小有效孔隙度和最小渗透率来度量。其中，孔隙度具有直观和易于确定的优点，一般采用孔隙度下限表征储层的物性下限［2］。确定储层物性下限有多种方法，某一种方法确定的储层物性下限只能从一个方面反映储层的特征，并不能代表储层真正的下限。因此，要使确定的储层下限能够真正反映储层的特征，需要利用多种方法互相验证［3－4］。

苏里格气田东区勘探面积约1.1×104km2，目的层为下石盒子组盒8段、山西组山1段，兼探上石盒子组盒4、盒6、山西组山2段、本溪组及下古马家沟组马五41段，具典型的多层系含气特征。致密砂岩气藏具有丰度低、孔隙度低、渗透率低、单井日产量低等特点，气藏开发技术难度大、开发投资、开采成本较大。以苏里格气田东区多层段储层为重点，综合分析气层地质参数，确定有效储层下限，对制订科学的气田开发方案、实现苏里格气田东区气稳产具有重要意义。

1 苏里格东区砂岩储层岩性及孔喉特征

研究区上古生界砂岩主要有石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩3种类型。盒8段以岩屑石英砂岩和石英砂岩为主，山1段以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主。主要储集层段填隙物平均含量在14.3%～17.4%之间，主要为黏土矿物(水云母、高岭石、绿泥石)、硅质和碳酸盐胶结物，部分层段含较多凝灰质杂基。

盒8、山1段砂岩孔隙类型以溶孔、晶间孔、粒间孔为主，其中盒8段储层的储集空间主要为溶孔(杂基溶孔、岩屑溶孔等)、晶间孔、残余粒间孔及少量微裂隙。

2 苏东砂岩储层物性下限值的确定

2.1 经验统计法

经验统计法是以岩心分析孔隙度、渗透率资料为基础，以低孔渗段累计储渗能力丢失占总累计的5%左右为界限的一种累计频率统计法，现已被国内各大油田所采用［5－6］。其中，孔隙度储气能力、渗透率产气能力公式为:

式中:Qφi为孔隙度储集能力，%;QKi为渗透率储集能力，%;Hi为样品长度/储集层厚度，m;φi为每个样品的孔隙度值，%;Ki为每个样品的渗透率值，μm2。

从苏东盒8、山1段储层的物性特征、岩性特征和孔隙结构特征分析，认为该区储层为典型的中低孔—低孔、低渗—特低渗储层。孔隙度为5% ～15%，渗透率一般为0.1 ×10－3～1.0 ×10－3μm2，渗率能力较差。考虑到长庆油田低孔低渗的储层特点，确定累计频率丢失不超过总累计的15%、累计储能丢失不超过总累计的10%。按照上述方法，根据表1、2可得:

表1 盒8、山1段砂岩储层孔隙度与累计频率、储能丢失频率关系

(1)盒8段储层。当孔隙度下限取5.0%时，累计频率丢失约13%，累计储能丢失6%，此时丢失的储油能力和厚度都符合盆地地质特点，因此，确定孔隙度下限为5.0%。盒8段储层渗透率约为0.10×10－3μm2时，累计频率丢失约15%，累计储能丢失约3%，因此，确定渗透率下限约为0.10×10－3μm2。盒8段储层孔隙度下限约为5.0%，渗透率下限约为0.10 ×10－3μm2。

(2)山1段储层。当孔隙度下限取5.0%时，累计频率丢失11%，累计储能丢失8%，此时丢失的储油能力和厚度都符合盆地地质特点，因此，确定孔隙度下限为5.0%。山1段渗透率约为0.10×10－3μm2时，累计频率丢失约10%、累计储能丢失约3%，因此，确定的渗透率下限约为0.10×10－3μm2。山1段储层孔隙度下限约为5.0%，渗透率下限约为0.10 ×10－3μm2。

苏里格东区储层段主力储层为盒8段、山1段，综上所述，经验统计法得出东区储层段孔隙度下限约为5.0%，渗透率下限约为 0.10×10－3μm2。

2.2 测井计算φ－Sg法

经测井计算的储层参数比较准确，可采用φ－Sg交会图方法以及分层试气法确定有效储层的孔隙度下限。在孔隙度与含气饱和度交会图中，气层交会点呈双曲线特征，当孔隙度大于某一界定值时，含气饱和度值迅速增大，即当孔隙度小于某一界定值时，孔隙包含的是未能被排驱压力所驱赶的束缚水，显然这一孔隙度值就是有效储层的孔隙度下限值。图1为苏东储层盒8、山1、山2段测井处理解释的孔隙度与含气饱和度交会图。交会图中数据点明显呈双曲线特征，由图1可知:当孔隙度大于5.0%时，对应的含气饱和度约大于48.47%时，含气饱和度迅速增大。因此，储层段有效孔隙度下限约为5.0%，含气饱和度下限约为50%。

图1 苏东储层段孔隙度与含气饱和度关系

2.3 孔隙结构参数分布法

从苏东地区盒8、山1、山2段储层孔隙度、渗透率与排驱压力关系图(图2)可以看出:

图2 苏东储层段排驱压力与渗透率、孔隙度关系

(1) 储层明显以渗透率0.15×10－3μm2、排驱压力1.5 MPa为拐点，当小于拐点时，排驱压力迅速增大。

(2)排驱压力为1.3 MPa时，对应的孔隙度为5.0%，曲线明显以此点为拐点。当孔隙度小于5.0%时，所对应的排驱压力明显增大，排驱压力大于1.3 MPa。

由该方法可以判断储层段有效孔隙度下限约为5.0%，渗透率下限约为 0.15 ×10－3μm2。

2.4 含气饱和度下限的确定

2.4.1 密闭取心法

苏30井和苏40－30井为密闭取心井，2口井的岩心收获率和泥浆含水率均达到了密闭取心要求，保证了分析数据的系统性和可靠性。选用264块样品，根据分析的含水饱和度与孔隙度拟合求得盒8段密闭取心法公式:

山1段召26井、召47井取心密闭率均大于90%，达到了储量计算要求。选用189块样品进行分析。根据分析的含水饱和度与孔隙度拟合求得山1段密闭取心法公式:

山2段借用榆林气田密闭取心资料确定的含水饱和度与孔隙度拟合关系为:

式中:Si为束缚水饱和度，%;φ为孔隙度，%。

2.4.2 高压压汞法

由于岩性气藏不存在区域性气水界面，无法利用自由水面以上高度来确定气层的含气饱和度。以压汞曲线上渗透率累计贡献值达到99%时的喉道值作为含气喉道下限，小于这一喉道值的孔隙体积百分数取为束缚水饱和度值。采用盒8段7口井64块样品，山1段8口井59块样品，山2段10口井41块样品，选取不同类型压汞曲线分别试算后综合确定其含气喉道半径下限为0.06～0.10 μm。采用喉道半径0.10 μm求得束缚水饱和度与对应岩心分析孔隙度进行拟合，得到的结果为:

2.4.3 相渗透率法

选用20块盒8段砂岩储层岩心样品进行氮气驱水的相渗透率实验，对测定的束缚水饱和度与对应的孔隙度分析值做拟合处理，得到的结果为:

选用18块山1段砂岩储层岩心样品进行氮气驱水的相渗透率实验，对测定的束缚水饱和度与对应的孔隙度分析值做拟合处理，得到的结果为:

选用5口井17块岩心样品对山2段石英砂岩储层进行了相渗透率实验，结果表明，测定的束缚水饱和度与孔隙度之间具有良好的相关性，其结果为:

2.4.4 含气饱和度下限综合取值

根据储层密闭取心、高压压汞、相渗法含水饱和度与孔隙度关系对比可得，盒8段砂岩当孔隙度约为6.0%时，3条曲线取值较接近，此时对应的束缚水饱和度为45%。因此，盒8段砂岩储层含气饱和度下限为55%。

山1段砂岩当孔隙度约为8.0%时，3条曲线取值较接近，此时对应的束缚水饱和度为40%。因此，山1段砂岩储层含气饱和度下限为60%。

山2段砂岩当孔隙度约为5.0%时，3条曲线取值较接近，此时对应的束缚水饱和度约30%。因此，山2段砂岩储层含气饱和度下限为70%。

3 苏东致密砂岩储层的物性下限确定

3.1 地面条件下储层物性下限取值

在确定储层物性下限的时候，应结合气田不同特征，或同一气田不同层段分别制订不同的标准来计算。确定有效储层物性下限的方法很多，但是各种方法均具有一定的局限性，应该避免因研究方法单一而在对下限标准取值时产生较大的偏差，所以应采用多种方法结合起来一起制订［1，3，7－8］。孔喉结构参数分布法是从孔喉的角度去确定储层下限，但由于没有定量的指标，下限值的截取有一定的可变动性。相对渗透率－孔饱关系法是用得较多的方法之一，该方法主要受实验数据的影响，只要实验数据较准确，那么所求得的物性下限值就比较可靠。

根据实验结果，最后综合对比选取了孔隙度5.0%、渗透率0.10×10－3～0.15 ×10－3μm2、含气饱和度下限为50% ～60%，作为研究区砂岩储层的物性下限值。

3.2 地层条件下致密砂岩的物性下限

对苏里格气田14块岩心在模拟上覆压力60.0 MPa、地层压力28.5 MPa、地层温度100℃的条件下进行了测试。如图3所示，在降低孔隙压力、高温高压下的孔隙度在2.06%至10.47%之间，平均值为6.45%。与地面孔隙度值相比，在高温高压原始状态下储层孔隙度比地面降低了0.29%至1.73%，平均降低了0.79%。随地面孔隙度的增大，孔隙度降低呈增大的趋势。由于高温使颗粒体积膨胀增大，从而使孔隙空间相对减小。地层孔隙度与地面孔隙度之间具有较好的相关关系(图3)。二者可用如下相关关系式表示:

φp=0.89984φo－0.066201，R=0.9908 (12)

式中:φo为地面条件下孔隙度值，%;φp为地层高温高压下孔隙度值，%。

图3 地面孔隙度与地层孔隙度之间的对应关系

苏东地面孔隙度下限约为5.0%，代入上式计算得地层条件下孔隙度下限为4.43%。地层条件下的渗透率测定是模拟地层温度(100℃)在逐渐增大上覆压力的条件下采用常规测定方法所测得的渗透率。

14块岩心在原始状态下的水平渗透率为0.001 49 ×10－3～1.315 6 ×10－3μm2，水平平均渗透率为0.110 6×10－3μm2。地层条件下的垂直渗透率为0.001 18×10－3～0.283 2×10－3μm2，平均值为0.033 3×10－3μm2。地层条件下渗透率剩余系数只有地表值的0.6% ～12%，多数样品只有1%～5%。苏东地面条件下渗透率下限约为0.10×10－3～0.15 ×10－3μm2，取地层条件下渗透率剩余系数为地表值的1%，则地层条件下渗透率下限约为0.001 0×10－3～0.001 5×10－3μm2。

4 结论

(1)苏东气藏盒8、山1段储层使用5.0%，山2段使用3.5%作为地层条件下的孔隙度下限，其对应的原始地层温度压力条件下的孔隙度分别为4.43%和3.08%。

(2)苏东气藏地面渗透率下限值为0.10×10－3～0.15 ×10－3μm2，地层条件下的渗透率下限为0.001 0 ×10－3～0.001 5 ×10－3μm2。

(3)盒8段砂岩储层含气饱和度下限为55%，山1段砂岩储层含气饱和度下限为60%，山2段砂岩储层含气饱和度下限为70%。

(4)确定的物性下限真正反映了储集层的特征，并得到了试气试采资料证实。该标准的建立对后期的开发生产、试气测试具有较好的指导性作用。

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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

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“致密气藏开发重大工程技术研究”(2010E－23)

黎菁(1987－)，女，2005年毕业于四川大学高分子材料与工程专业，现为西南石油大学资源与环境学院在读硕士研究生，主要从事储层地质、油气层保护技术等研究。

编辑 林树龙