致密砂岩储层物性下限的确定——以鄂尔多斯盆地陇东地区山1 段为例

叶 超 邓 攀 贺瑞萱 李传浩 高 伟 刘庆军

1.中国石油长庆油田分公司陇东天然气项目部 2.中国石油长庆油田工程监督处 3.中国石油长庆油田分公司第四采气厂 4.中国石油长庆油田分公司第一采气厂

0 引言

鄂尔多斯盆地西南部陇东地区天然气自2013年开始评价，在此之前以石油开采为主。21 世纪初，长庆油田在盆地西南部上古生界勘探评价取得重要发现，于2004 年在镇原地区完钻的镇探1 井下二叠统山西组1 段试气获得工业气流，证明陇东地区上古生界天然气具有较大的勘探潜力。随着评价程度不断深入，新的问题逐渐显现。陇东地区砂岩致密，与苏里格气田储层物性相似但又差于苏里格气田，主要表现为储层埋藏深，平均埋深在4 200 ～4 300 m，岩性更为致密，无类似气田的开发先例及成功经验可供借鉴。前期勘探过程中对于该地区储层物性的相关性研究极少，主要借鉴苏里格气田、榆林气田的物性下限标准作为依据，在试气过程中多次出现干层，获工业气流井较少，导致钻井成功率较低，严重制约了评价进展及开发决策[1-4]，给勘探方向及试气层位的确定造成极大困难。根据戴金星[5]等人研究，储层物性下限主要考虑储层产油气能力的储层物性参数下限及在现有开采工艺技术和条件下开采出具有经济效益的油气流的储层物性参数。目前多数研究以单一方法研究取值，在具体应用中受到的限制影响因素较多。针对陇东地区储层埋藏深、孔隙度低、渗透率低、储层厚度小、气井无阻流量普遍较小的特点，采用孔渗交会法、经验统计法、物性试气法、最小流动孔喉半径法、测井参数法多种方法系统地对陇东地区山1 段储层物性下限进行研究[6-11]，确定出物性下限值，对陇东地区后期规模建产开发具有指导作用。

1 基本地质特征

陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南部，构造位于伊陕斜坡（图1）。研究区内整体构造平缓，断层不发育。上古生界下二叠统山西组山1 段砂体普遍发育，储层较为单一，属于河流、三角洲相沉积。岩性主要以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，石英含量占碎屑总量75%以上。岩屑成分以火成岩、变质岩为主，含量约占11%。火成岩屑主要为喷发岩、隐晶岩；变质岩屑以千枚岩、变质砂岩为主。填隙物以水云母为主，平均含量达到8.5%，硅质、高岭石次之，含量约占4.2%。

图1 研究区地理位置图

铸体薄片和扫描电镜观察分析结果显示，储层孔隙类型以晶间孔和粒间孔最为发育，其次为粒间溶孔和岩屑溶孔。在所分析岩样中，晶间孔均有发育，但比例多小于1%，部分井点粒间孔比例较高。岩屑溶孔在0.2%～1%之间。

岩心分析储层孔隙度范围在2.0%～10.4%，平均5.6%；渗透率范围在0.004 ～16.081 mD，平均0.42 mD。孔隙度大于8%的样品约占12%，渗透率小于0.3 mD 的样品占75%，表现为“低孔、低渗”的致密砂岩特征，属于典型的低渗—特低渗岩性气藏[12-15]。

2 储层物性下限确定

2.1 孔渗交会法

孔隙度—渗透率交会法为确定储层物性常用方法之一，操作方便。根据陇东地区493 块岩心样品分析数据，做出山1 段砂体孔—渗交会图（图2）。结果表明，渗透率随孔隙度增大呈现出先缓慢增大、后迅速增大的特点。研究发现，当岩心孔隙度小于4.5%时，渗透率随孔隙度急剧增大而缓慢增大，这一区间孔隙渗透能力极差，属于无效孔隙；当岩心孔隙度高于4.5%时，渗透率随孔隙度增大而增大，这一区间孔隙具有一定的渗透性，属于有效孔隙。因此以孔隙度4.5%作为有效储层孔隙下限值，根据孔渗关系式，对应渗透率下限值为0.064 mD。

图2 山1 段岩心孔隙度—渗透率交会图

2.2 经验统计法

经验统计法目前是国内各大油气田评价储层渗透性常用的方法之一，该方法的关键是取得大量岩心分析孔隙度及渗透率数据资料，根据分布频率确定孔隙度、渗透率的界限值，当小于界限值时，计算得到储层储气能力和产气能力可以忽略不计，则该值为对应储层的物性下限值。

根据陇东地区山1 段岩心物性分析数据，绘制出孔隙度—渗透率频率分布直方图、累计频率及累计能力丢失曲线（图3，4）。孔隙度储气能力、渗透率产气能力的计算公式为：

式中Qφi表示孔隙度储气能力；Qki表示渗透率产气能力；Hi表示储集层厚度，m；φi表示孔隙度；Ki表示渗透率，mD。

图3 山1 段储层孔隙度频率分布图

图4 山1 段储层渗透率频率分布图

统计结果显示，山1 段孔隙度主要分布范围3%～10%，渗透率主要分布范围为0.01 ～1.2 mD，渗透率能力较差，属于典型的中低孔—低孔、低渗—特低渗储层。结合苏里格气田、榆林气田、靖边气田储层特点，确定累计频率丢失小于12%，累计储能、产能丢失小于4%。当孔隙度下限值取4.1%时，储能丢失2%，厚度丢失在10%左右；渗透率下限值取0.06 mD 时，产能丢失3%，厚度丢失12%。因此以孔隙度4.1%、渗透率0.06 mD 为有效物性下限，产气能力及储气能力丢失符合储层特点，满足要求，取值合理。

2.3 试气法

根据取心井取心层段的孔隙度、渗透率，结合取心层段试气结果，编制孔隙度—渗透率交会图（图5）。目前陇东试气结论为气层和干层，以65 个样品资料统计结果确定出山1 段孔隙度下限为5.2%，渗透率下限值为0.056 mD。为提高物性下限的精确度，该方法要求单层单试，且试气结果准确可靠，孔隙度与渗透率取单层平均值。

图5 研究区试气层段孔隙度—渗透率交会图

2.4 最小流动孔喉半径法

岩石的微观孔隙结构决定储层宏观渗透性能，其中孔隙反映岩石的储集能力，而喉道大小及形状控制着孔隙的储集和渗透能力。岩石的孔隙和喉道，是天然气的储存空间和运移通道，在一定压差下，孔隙喉道粗细，即孔喉半径的大小决定着天然气能否从岩石中运移流动，对应的是天然气渗流和储集的最小孔隙通道，即天然气最小流动孔喉半径。通常采用压汞实验得到的毛细管压力曲线及测试数据分析岩石微观孔隙结构特征，得到最小流动孔喉半径，进一步根据最小流动孔喉半径计算得到对应的孔隙度及渗透率值，即储层的物性下限值[16-21]。

2.4.1 “J”函数法确定毛细管压力

对于整个气层来说，所有已测定毛细管力曲线的岩石样品只是一个个极小的分散点，要得到能代表整个气层的毛细管力，必须将所有的测定资料加以平均和综合。考虑到气层的非均质性，为了表示一个气层的毛细管力特征，需要同时考虑每个岩石样品的孔隙度和渗透率值，这样才能更好地对气层进行评价和比对。根据毛细管力公式和孔隙半径公式推导出的J 函数表征，即把流体界面张力、岩石润湿性、渗透率和孔隙度的影响因素综合在一起的一个表征储层毛细管力曲线特征的函数。J 函数表达式为：

式中 表示J 函数，无量纲；pc表示毛细管压力，MPa；K表示渗透率，mD；φ表示孔隙度，%；σ表示界面张力，mN/m；θ表示润湿接触角，（°）。

在实验室用非润湿相流体汞测试接触角，砂岩表现为强烈的非润湿性，因此σ一般取值0.048，θ取140°。

根据压汞岩样物性资料统计，平均孔隙度为5.1%，平均渗透率为0.058 mD，根据“J”函数法对数据分析处理，转换得到J 函数曲线（图6）。

图6 山1 段储层“J”函数曲线图

2.4.2 最小流动孔喉半径

根据沃尔（1965 年）提出的用岩石喉道大小计算渗透率的方法，岩石的孔隙喉道是由不同大小的毛细管组成，根据统计学理论，将由不同大小孔喉控制的孔隙体积划分成若干个相等的区间，计算每一个孔隙体积级别的渗透率，求和得到岩石的总渗透率。将总渗透率与每个级别渗透率相比，得到每个孔喉区间的渗透率贡献值。即

式中：K为岩石总渗透率，mD； 为各区间渗透率贡献值，%， 为岩样孔隙度；n为等量孔隙体积的级数；ri为相应的喉道半径r1>r2>r3>…>rn），μm。

从喉道半径由大到小，分别计算每个喉道半径对应的渗透率贡献值，依次累加求和。当累计渗透率贡献值达到99%时，对应的孔喉半径则为最小流动孔喉半径。根据压汞资料分析，山1 段最小流动孔喉半径为0.016 4 μm，根据压汞岩样孔喉半径分别与渗透率、孔隙度建立交会图（图7，8），得到孔隙度、渗透率的计算公式，计算得到对应的孔隙度下限为4.2%，渗透率下限为0.062 mD.

图7 中值半径与孔隙度关系交会图

图8 中值半径与渗透率关系交会图

孔隙度计算公式：=0.726ln(r)+7.176 3

渗透率计算公式：K=0.514 7r+0.053 9

2.5 测井参数法

根据试气结论及解释参数作声波时差—深侧向电阻率、孔隙度—含水饱和度、泥质含量—密度交会图，分别确定气层下限值。与苏里格气田、靖边气田相比，陇东地区试气无阻流量普遍较低，以试气井口产量大于1000 m3/d 气层，小于1000 m3/d为干层作为起算标准。确定出山1 段有效厚度下限（表1）。声波时差(Δt)≥210 μs/m，深侧向电阻 率(Rt)≥26 Ω·m，同 时 满 足Δt在210 ～224 μs/m 时，lg(Rt) ≥11.108 － 0.042 1Δt；泥 质 含 量Vsh≤18.0%，密度ρb≤2.55 g/cm3， ≥5.0%，渗透率(K)≥0.059 mD，含水饱和度(Sw)≤50%。

综合以上方法，确定山1 段储层物性下限值（表2），不同方法求得的物性下限有所不同。孔隙度下限分布范围4.0%～5.2%，渗透率下限分布范围0.056 ～0.064 mD，以5 种方法计算结果的算术平均值作为山1 段储层最终物性下限，孔隙度下限4.6%，渗透率下限0.06 mD.

表1 山1 段储层有效厚度下限划分表

表2 山1 段储层物性下限统计表

3 结论

1）陇东地区天然气处于开发初期，开发技术及决策有待完善配套，储层物性下限的确定直接影响着后期工艺技术发展。

2）不同方法确定的物性下限均有不同的局限性，甚至同一方法在不同开发阶段确定的物性下限也会有所差别。因此，为尽量降低单一方法产生的偏差和影响，实际应用中应采用多种方法确定物性下限值，建立不同方法的计算图版及模型，根据需要进行修正。

3）采用孔渗交会法、经验统计法、物性试气法、最小流动孔喉半径法、测井参数法多种方法综合确定，陇东地区山1 段储层物性下限值：孔隙度为4.6%，渗透率为0.06 mD。物性下限值反映储层的储集性能，对试气层位的确定具有较强指导作用，同时对地质储量的计算提供参数依据。