子洲气田山2段致密砂岩储层物性下限确定

高 干,张银德,朱玉杰,张城玮

(1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学，四川成都 610000；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂；3.成都理工大学能源学院)

子洲气田山2段致密砂岩储层物性下限确定

高 干1,张银德1,朱玉杰2,张城玮3

(1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·成都理工大学，四川成都 610000；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂；3.成都理工大学能源学院)

根据子洲气田山西组山2段为特低-超低孔、特低-超低渗致密砂岩储层的特点，综合运用实测物性数据、毛细管压力资料、实测水膜厚度及单井试气结果等资料，采用测试法、经验统计法、压汞参数法对储层下限进行综合研究，确定了储层孔隙度和渗透率下限，确定了储层的最小流动孔喉半径，山2储层的孔隙度下限为3.5%，渗透率下限为0.1×10-3μm2，最小流动孔喉半径为0.15 μm，从而为山西组山2储层的进一步合理开发提供了可靠的下限数据。

子洲气田；物性下限；水膜厚度；孔喉半径

物性下限是指使储集层能够成为有效储层应具有的最低物性界限，一般以孔隙度、渗透率来度量。子洲气田山西组山2段气藏属低孔、低渗气藏[1]，开采难度大，开采成本高，需要制定科学合理的开发对策，因此确定其物性下限显得尤为重要。确定储层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，且受测试资料限制，结果有较大的不确定性[2]，需运用多种方法相互印证，才能得出相对客观准确的结论。

1 储层特征

子洲气田山西组山2段主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩，其次为岩屑砂岩。根据山2段1013块样品的实测孔隙度、渗透率分析，其孔隙度主要分布在2%～8%，平均值为4.56%，渗透率主要分布在(0.03～2.00)×10-3μm2，占样品总数的85.78%，其中山23段物性最好，是山2主要储层发育段，山22段次之，山21较差。关于低渗透储层的分类划分标准，目前还不完全一致[3-4]，依据2011年开始实施的石油天然气行业标准《油气储层评价方法》(SY/T 6285-2011),山西组山2储层应属特低-超低孔、特低-超低渗储层(图1)，尽管所分析样品物性差、普遍致密，但孔渗具有较好的相关性，可利用二者的对应关系在确定其中一个参数时获得另一个参数。

2 储层下限的确定

2.1 测试法

图1 山西组山2段储层类型划分与孔渗关系

根据分层试油试气资料确定储层下限是一种较为实用的方法。依据单井试气结果，结合山2段气层、水层和干层等的划分标准，将物性分析数据按照差气层、气层、气水层、水层和干层进行整理交会(图2)，可以大致确定储集层的物性下限，孔隙度下限为3.5%，渗透率下限为0.1×10-3μm2。该方法确定下限综合反映了储层众多地质特征，可直接或间接反映储层控制产气能力的因素。不足之处是山2气藏为致密砂岩气藏，每口井都经过了压裂改造等措施，和射孔层段的物性数据对应的试气结果并不一定全部来自射孔层，压裂沟通射孔层段的上下层位是完全可能的。因此，该种方法存在一定的误差和局限。

2.2 经验统计法

经验统计法是通过岩心渗透率和孔隙度实测资料，借助这两个参数的频率分布直方图及累积频率、累积丢失能力曲线，研究产气能力和储气能力丢失程度。

根据子洲气田山2段146块岩样实测物性资料，绘制相应的图件(图3、图4)。孔隙能力为孔隙度和样品长度(或厚度)的乘积，反映储油(气)能力；渗透能力为渗透率和样品长度(或厚度)的乘积，反映流体(油、气)流动能力，即产油(气)能力。累积渗透(或孔隙)能力丢失百分数是指界限值以下被统计丢失样品的渗透率(或孔隙度)乘以样品长度的累积占总累积渗透(或孔隙)能力的百分比[5-7]。一般按低孔渗段累积产气能力丢失5%为下限值[5]，确定渗透率下限为0.12×10-3μm2，样品丢失率为29%。若全部样品取样密度相同，即相当于厚度丢失29%。确定渗透率下限值后，可由孔渗关系(图1)确定孔隙度值为3.5%左右。根据图2、图3，当孔隙度为3.5%时，储存能力丢失6%，样品丢失率11%。由此认为，将孔隙度3.5%和渗透率0.12×10-3μm2作为储层的物性下限值是合适的。

图3 渗透率分布与累积频率、累积产气能力丢失曲线

图4 孔隙度分布与累积频率、累积储存能力丢失曲线

2.3 压汞参数法

压汞法是目前国内用以测定毛细管压力最常用的方法，压汞法获得的毛细管压力曲线与流体性质、饱和度、岩石孔喉大小及分选、岩石矿物组成和毛细管滞后等因素有关[7]。排驱压力、饱和度中值压力、束缚水饱和度是定量分析毛细管压力曲线的几个主要特征参数。

鄂尔多斯盆地上古生界储集层具有“先致密、后成藏”的特征，天然气大量生成聚集的时期上古生界储集层已基本致密化[8]。从山2段孔隙度、渗透率与排驱压力关系看(图5、6)，当山2地层渗透率小于0.1×10-3μm2或孔隙度小于3%时，排驱压力值急剧增大，表明小于此渗透率和孔隙度时，需要足够大的压力才能使山2储层中非润湿相(气)开始驱替润湿相(水)形成油气聚集，因此物性小于此值时储层很难成为有效储层。

图5 排驱压力和渗透率关系

图6 排驱压力和孔隙度关系

当渗透率小于0.1×10-3μm2或孔隙度小于3%时，山2地层中值压力值也急剧增大(图7，8)，在同样的动力条件下，该参数是衡量有多少油气能进入储层。小于此渗透率或孔隙度值时岩石变得很致密；而渗透率大于0.1×10-3μm2或孔隙度大于3%，渗透率或孔隙度变化时中值压力变化不大，岩石对气的渗滤能力显著变好，也具有高的生产能力。

图7 中值压力和渗透率关系

图8 中值压力和孔隙度关系

使用油(非润湿相)水系统来测定束缚水饱和度，该值越大表示这类小孔喉所占的体积越多。当样品渗透率大于0.1×10-3μm2时，山2储层束缚水饱和度值较小，增幅也较小(图9)；而渗透率小于0.1×10-3μm2时，束缚水饱和度远离拟合线且其值急剧增大。同样当孔隙度小于4%时束缚水饱和度值也具有这样的特征(图10)。

图9 渗透率和束缚水饱和度关系

2.4 储层喉道下限

图10 孔隙度和束缚水饱和度关系

山西组山2储层中天然气是由自身或下伏的烃源岩生成并运移进入的(气排水)，由于储层孔喉内壁上附着了一层束缚水膜，因而气体进入储层孔隙则要求喉道半径大于束缚水膜厚度。通常认为孔喉半径≤0.1 μm时，在地层条件下油气无法进入这样的孔喉，这时喉道所控制的孔隙为无效孔隙[9]，全部被束缚水所饱和，因此一般将半径为0.1 μm作为最小流动孔喉半径。但有研究者认为只有孔喉半径大于水膜厚度才是有效孔隙喉道[10]，否则油气难以驱替束缚水占据的孔隙喉道，因而水膜厚度可作为最小流动孔喉半径的下限。对子洲山2段4口井5个样品进行了水膜厚度的测定，其水膜厚度的平均值为0.145 μm。因此认为山2段中孔喉半径大于0.145 μm的孔隙才是有效孔隙。

对28口井78块不同物性岩样的渗透率累积贡献值进行分析，其中73块岩样在孔喉半径0.15 μm处累积渗透率贡献值均已达到99%以上，半径小于0.15 μm的孔喉对储层渗透率贡献值不足1%，可以忽略。从孔喉半径和累积进汞饱和度看，孔喉半径小于0.15 μm后，随注入压力增加，进汞量几乎不再增加或增幅非常小。考虑到实际孔喉内壁的不光滑和结构黏土的影响，实验室所测的水膜厚度及确定的半径值偏小，由此将孔喉半径0.15 μm作为山2储层的最小流动孔喉半径更合理。

3 结论

(1)利用测试法确定了山2气藏储层物性下限，该方法将静态的实测物性和动态的生产测试相结合，直观实用。物性下限周围资料点越多时，下限越准确可靠；不足之处是射孔段物性和试气结果对应性不好，存在一定的误差和局限。经验统计法和压汞参数法涉及的参数均来自实验室实测数据和经验取值，确定的下限准确性依赖于样品的个数，只要样品足够，下限可信度就高。

(2)采用测试法、经验统计法和压汞参数法确定的孔隙度下限为3.5%，渗透率下限为0.1×10-3μm2；借助实测水膜厚度数据和毛细管压力资料确定的最小流动孔喉半径为0.15 μm。储层下限的确定对射孔试气层段的选择、气藏储量计算核实和储层评价有一定的指导意义。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)02-0104-04

2014-09-16

高干，硕士，1991年生，2013年毕业于成都理工大学，现从事石油及天然气地质勘探、开发方面研究。

国家科技专项“低渗低丰度砂岩气藏经济有效开发技术”(2011ZX05015-001)资助。

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