致密砂巖氣資源潛力關(guān)鍵參數(shù)確定方法
——以吐哈盆地為例

王偉明，趙 旭，孫計(jì)文，段勝強(qiáng)，王 洋，王貴磊，閆 旭，田偉超

(1.中國石油大學(xué) 非常規(guī)油氣與新能源研究院,山東 青島 266580； 2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.中國石油 遼河油田分公司 沈陽采油廠，遼寧 新民 110316； 4.中國石油測井有限公司 青海事業(yè)部，甘肅 敦煌 736202；5.中國石油 青海油田分公司 采油一廠，青海 茫崖 816499； 6.東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

伴隨世界油氣需求的持續(xù)增長與常規(guī)油氣產(chǎn)量的不斷下降，非常規(guī)天然氣已作為重要的接替能源而備受關(guān)注[1-5]。從目前國內(nèi)外非常規(guī)天然氣勘探的進(jìn)程來看，致密砂巖氣作為一種非常規(guī)天然氣資源越來越受到國內(nèi)外學(xué)者的重視，現(xiàn)今可開采儲(chǔ)量居各類非常規(guī)天然氣之首，是填補(bǔ)天然氣缺口的重要資源[6-8]。立足于油氣資源的戰(zhàn)略接替和中長期戰(zhàn)略目標(biāo)，我國地質(zhì)學(xué)家正迫切關(guān)注著在致密砂巖天然氣的勘探新領(lǐng)域中，各大含油氣盆地蘊(yùn)藏著多少天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量，這項(xiàng)工作是指導(dǎo)油田勘探與開發(fā)的重要依據(jù)。但致密砂巖儲(chǔ)層有別于常規(guī)儲(chǔ)層，具有儲(chǔ)層巖性致密、喉道比例大、泥質(zhì)含量高、束縛水飽和度高等特點(diǎn)[9-10]，這就會(huì)讓我們想到在常規(guī)天然氣資源評(píng)價(jià)中行之有效的方法及參數(shù)是否還適合于致密砂巖氣藏呢？因此，需要在清楚致密砂巖儲(chǔ)層特征基礎(chǔ)上，對(duì)關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行針對(duì)性的研究和探討。本文以吐哈盆地水西溝群致密砂巖氣藏為例，在致密儲(chǔ)層特征的針對(duì)性實(shí)驗(yàn)分析基礎(chǔ)上，確定儲(chǔ)層評(píng)價(jià)關(guān)鍵參數(shù)，其方法及研究思路具有一定的推廣意義。

1 致密砂巖氣資源評(píng)價(jià)方法優(yōu)選

可用于致密砂巖氣資源評(píng)價(jià)的方法很多，但不同的方法所基于的原理和模型有較大的差別，其評(píng)價(jià)結(jié)果差別也較大。國外常用的評(píng)價(jià)方法有類比法、單井儲(chǔ)量估算法、體積法、發(fā)現(xiàn)過程法和資源空間分布預(yù)測法等，也有人根據(jù)常規(guī)資源與非常規(guī)資源的比例來確定致密砂巖氣資源量[11-13]；國內(nèi)常用的致密氣資源評(píng)價(jià)方法可歸結(jié)為類比法、成因法、容積法和動(dòng)態(tài)法四大類。①類比法，選取國內(nèi)外勘探程度高的致密砂巖天然氣研究區(qū)作為比分樣板，對(duì)評(píng)價(jià)盆地或區(qū)帶的油氣地質(zhì)條件綜合打分，根據(jù)評(píng)分結(jié)果計(jì)算致密砂巖天然氣資源量。類比法適用于勘探程度低、資料少的地區(qū)，參數(shù)的類比更多依靠經(jīng)驗(yàn)，人為因素影響較大，評(píng)價(jià)結(jié)果的精度及可信度低。②成因法，從生烴量角度出發(fā)，通過源巖熱模擬實(shí)驗(yàn)可以定量評(píng)價(jià)生烴量和殘烴量(吸附氣+油溶氣+水溶氣)，應(yīng)用物質(zhì)平衡原理，得出有效排烴量，再乘以合理的聚集系數(shù)得出致密氣的資源量。眾所周知，致密砂巖氣藏由于源儲(chǔ)緊密疊置的地質(zhì)特征，天然氣聚集系數(shù)要高于常規(guī)天然氣的聚集系數(shù)，但對(duì)于聚集系數(shù)確切高于常規(guī)天然氣多少等問題至今還沒有針對(duì)性研究，因此，如何準(zhǔn)確求取致密砂巖氣聚集系數(shù)，在一定程度上增加了成因法評(píng)價(jià)資源量的不確定性。③容積法，也叫做體積法，與成因法不同，其評(píng)價(jià)對(duì)象是從儲(chǔ)層角度出發(fā)，實(shí)質(zhì)是計(jì)算地下巖石孔隙中油氣所占的體積，然后用地面的質(zhì)量單位或體積單位表示。該方法原理簡單實(shí)用，可應(yīng)用于不同勘探開發(fā)階段，關(guān)鍵在于致密儲(chǔ)層評(píng)價(jià)參數(shù)的選取及確定方法。④動(dòng)態(tài)法，包括產(chǎn)量遞減法、彈性二相法、壓降法等，應(yīng)用的原理均是利用致密氣開發(fā)區(qū)塊的動(dòng)態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)，從壓力、產(chǎn)能等數(shù)據(jù)的規(guī)律性變化預(yù)測可采油氣地質(zhì)儲(chǔ)量。該方法的關(guān)鍵在于動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性，以及生成數(shù)據(jù)記錄的全面性，而且不同動(dòng)態(tài)方法評(píng)價(jià)結(jié)果差別較大。

由此可見，容積法不僅適用于不同圈閉類型、儲(chǔ)集類型和驅(qū)動(dòng)方式，而且適用于不同的勘探開發(fā)階段，其計(jì)算的精度隨著資料掌握程度的增加而提高[14-15]。容積法氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量采用公式(1)計(jì)算。

G=0.01AghΦSgi/Bgi

(1)

式中：G——?dú)獠貧獾刭|(zhì)儲(chǔ)量，108m3；

Ag——含氣面積，km2；

h——有效厚度，m；

Φ——平均有效孔隙度，%；

Sgi——原始含氣飽和度，%；

Bgi——原始天然氣體積系數(shù)，無量綱。

容積法計(jì)算儲(chǔ)量原理簡單，只要知道氣藏的含氣面積、有效厚度、孔隙度、含水飽和度等關(guān)鍵參數(shù)，即可得出原始地質(zhì)儲(chǔ)量。

2 致密砂巖儲(chǔ)層特征

與常規(guī)儲(chǔ)層相比，致密砂巖儲(chǔ)層具有微觀孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜、粘土含量高、親水能力強(qiáng)等特點(diǎn)，除常規(guī)儲(chǔ)層巖石學(xué)特征及孔滲特征評(píng)價(jià)外，還需對(duì)喉道、潤濕性、束縛水含量等特征開展針對(duì)性研究。

2.1 喉道特征

致密砂巖儲(chǔ)層廣泛分布著納米級(jí)孔喉網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，孔喉尺寸的大小是決定儲(chǔ)集層儲(chǔ)集能力和滲流能力更直接的參數(shù)[16-18]。針對(duì)致密儲(chǔ)層低孔、低滲的特點(diǎn)，常規(guī)壓汞實(shí)驗(yàn)技術(shù)不能得到精確的孔喉尺寸，而恒速壓汞實(shí)驗(yàn)技術(shù)是采用高精度泵，以極低的恒定速度(0.000 05 mL/min)向巖樣喉道及孔隙內(nèi)進(jìn)汞，因孔隙半徑與喉道半徑在數(shù)量級(jí)上的差異，汞注入到孔隙后進(jìn)汞壓力會(huì)迅速下降，可根據(jù)進(jìn)汞曲線的波動(dòng)將孔隙與喉道區(qū)分開，因此，相比于常規(guī)壓汞技術(shù)，恒速壓汞分析結(jié)果能夠直觀、定量分析致密砂巖儲(chǔ)層的孔隙、喉道、孔喉半徑比值大小及分布特征[19-20]。

本次對(duì)12個(gè)致密砂巖樣品進(jìn)行恒速壓汞實(shí)驗(yàn)分析，可以明顯看出，孔隙半徑均值與滲透率關(guān)系較差(圖1a)，而主流喉道半徑(指貢獻(xiàn)率達(dá)到95%時(shí)的所有喉道加權(quán)平均值)與滲透率具有較好的相關(guān)性，滲透率隨著主流喉道半徑的增大而增大(圖1b)，由此也說明了主流喉道半徑的大小影響儲(chǔ)層的滲流能力。從排驅(qū)壓力與孔隙半徑、主流喉道半徑的相關(guān)性上也可以得出類似的結(jié)論，孔隙半徑均值的大小與排驅(qū)壓力的變化沒有關(guān)系(圖2a)，而主流喉道半徑小到一定程度時(shí)，排驅(qū)壓力急劇增加(圖2b)。由此可見，喉道的大小不僅控制著致密砂巖儲(chǔ)層的滲流能力，而且也決定著天然氣是否能在致密儲(chǔ)層中有效的保存。

圖1 吐哈盆地水西溝群孔隙半徑、主流喉道半徑與滲透率關(guān)系Fig.1 Relationship between pore radius,mainstream throat radius and permeability of Xigou Group,Turfan-Hami Basina.孔隙半徑均值與滲透率關(guān)系；b.主流喉道半徑與滲透率關(guān)系

圖2 吐哈盆地水西溝群孔隙半徑、主流喉道半徑與排驅(qū)壓力關(guān)系Fig.2 Relationship between pore radius,mainstream throat radius and displacement pressure of Xigou Group,Turfan-Hami Basina.孔隙半徑均值與排驅(qū)壓力關(guān)系；b.主流喉道半徑與排驅(qū)壓力關(guān)系

2.2 巖石潤濕性特征

巖石的潤濕性影響著油氣在儲(chǔ)層中的運(yùn)移難易程度，不同的潤濕性造成油氣在孔隙中的流動(dòng)方式、殘留形式和數(shù)量的不同。而潤濕性的強(qiáng)弱可以用巖石和水之間潤濕角來表示，潤濕角越小，說明巖石的親水性越強(qiáng)。本次研究利用QB/T懸滴法測定20個(gè)致密砂巖的潤濕角，為了找出影響巖石潤濕性的主控因素，對(duì)這20個(gè)平行樣品進(jìn)行了全巖粘土礦物分析。分析表明，水西溝群致密砂巖的潤濕角變化較大，分布于10.35°～28.34°，表現(xiàn)為較強(qiáng)的親水性。

在常規(guī)儲(chǔ)層中，粘土總含量越高巖石的親水性越強(qiáng)，而吐哈盆地致密砂巖的親水性卻與粘土含量沒有直接關(guān)系，真正影響其潤濕性的卻是粘土礦物的成分及含量。全巖粘土礦物分析表明，研究區(qū)的粘土礦物不發(fā)育蒙皂石等極度膨脹礦物，主要是高嶺石、伊利石和綠泥石，這三種粘土礦物也表現(xiàn)出了不同的親水性(圖3)。①高嶺石，晶層的一面全部由氧組成，另一面全部由羥基組成，晶層之間通過氫鍵緊密聯(lián)結(jié)，水不易進(jìn)入其中。在水西溝群表現(xiàn)為含量小于10%時(shí)，高嶺石含量越高潤濕角越大，含量大于10%后，高嶺石含量變高潤濕角不再變化，說明巖石潤濕性不僅與礦物類型有關(guān)，更與粘土礦物含量有關(guān)(圖3a)；②伊利石，基本結(jié)構(gòu)層是由兩個(gè)硅氧四面體片和一個(gè)鋁氧八面體片組成，屬于層狀粘土礦物，通過共用氧聯(lián)結(jié)在一起。在水西溝群表現(xiàn)為伊利石的含量越高，潤濕角越小，巖石親水性越強(qiáng)(圖3b)；③綠泥石，與伊利石同是層型結(jié)構(gòu)，不同之處在于它的層間為水鎂石所充填，層間靜電引力更大。在水西溝群表現(xiàn)出與伊利石相反的特征，綠泥石含量越高，潤濕角越大(圖3c)；④粘土總量，其與潤濕角相關(guān)性較差，說明巖石的潤濕性與粘土礦物的成分與含量密切相關(guān)，并不是粘土總量控制著致密砂巖的親水性(圖3d)。

2.3 束縛水飽和度特征

由于致密儲(chǔ)層的巖石顆粒細(xì)小、孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜、泥質(zhì)含量高等特點(diǎn)[21-22]，致密砂巖的喉道管壁及孔隙空間都強(qiáng)吸附著一部分以強(qiáng)吸附狀態(tài)存在且難以自由流動(dòng)的束縛水。油氣充注排替水的成藏時(shí)期，這部分束縛水大多是不能完全被驅(qū)替出來的。因此，高束縛水飽和度是致密砂巖氣含氣飽和度低的關(guān)鍵因素。

圖3 吐哈盆地水西溝群粘土礦物與潤濕角關(guān)系Fig.3 Relationship between clay minerals and wetting angle of Xigou Group,Turfan-Hami Basina.高嶺石含量與潤濕角關(guān)系；b.伊利石含量與潤濕角關(guān)系；c.綠泥石含量與潤濕角關(guān)系；d.粘土總量與潤濕角關(guān)系

圖4 吐哈盆地水西溝群致密砂巖氣、水相對(duì)滲透率曲線Fig.4 Gas-water relative permeability curves of Xigou Group,Turfan-Hami Basina.柯33，3801.01 m，孔隙度4.5%，滲透率0.15×10-3 μm2;b.吉13，884.83 m，孔隙度5.4%，滲透率0.97×10-3 μm2

圖4為吐哈盆地水西溝群致密砂巖樣品的氣水相滲分析結(jié)果，表現(xiàn)出束縛水飽和度高、氣水共滲區(qū)窄、氣相滲透率急劇降低、氣體流動(dòng)性差等特點(diǎn)。通過核磁測井解釋的束縛水飽和度與實(shí)測孔隙度之間的關(guān)系也可以看出(圖5)，二者具有明顯的負(fù)相關(guān)，孔隙度越低，束縛水飽和度越高。由此可以說明，孔隙度越低孔隙結(jié)構(gòu)就越復(fù)雜，儲(chǔ)層中細(xì)小喉道所占的比例就越大，束縛水飽和度就越高。

3 關(guān)鍵參數(shù)的確定

影響容積法資源潛力評(píng)價(jià)的關(guān)鍵參數(shù)有含氣飽和度、有效孔隙度、含氣面積、有效厚度下限，大多數(shù)參數(shù)用常規(guī)方法可以準(zhǔn)確選取，但致密儲(chǔ)層的物性界線和含氣飽和度兩個(gè)參數(shù)受致密儲(chǔ)層的特殊性影響較大，需針對(duì)性研究。

圖5 吐哈盆地溫吉桑地區(qū)水西溝群砂巖孔隙度與核磁解釋束縛水飽和度關(guān)系Fig.5 Relationship between porosity and NMR bound water saturation of Xigou Group,Turfan-Hami Basin

3.1 致密儲(chǔ)層物性界線

3.1.1 儲(chǔ)層的致密界線確定方法

天然氣為什么能在構(gòu)造斜坡低部位的致密砂巖中富集，根本原因是取決于致密砂巖中天然氣向上運(yùn)移所受的動(dòng)力(浮力)與阻力(毛細(xì)管力)之間的關(guān)系[23]。若天然氣所受毛細(xì)管力大于浮力，則不能在浮力作用下向上運(yùn)移，在斜坡帶聚集成藏；當(dāng)浮力增大至超過毛細(xì)管力之后，天然氣在浮力作用下向上運(yùn)移驅(qū)替儲(chǔ)集層孔隙水，在構(gòu)造高部位聚集成藏。因此，劃分儲(chǔ)層的致密界線，需要從天然氣的浮力和毛管阻力入手。天然氣受浮力大小可表示為：

(2)

式中：F——浮力，N；

rp——孔隙半徑，m；

ρw——水的密度，kg/m3;

ρg——?dú)獾拿芏?，kg/m3;

g——重力加速度，m/s2;

α——地層傾角，(°)。

天然氣受毛管阻力大小可表示為：

pc=2πr2σcosθ/rp

(3)

式中：pc——毛管阻力，N;

r——孔喉半徑，m；

rp——孔隙半徑，m；

θ——潤濕角，(°)；

σ——?dú)馑缑鎻埩?，N/m。

當(dāng)浮力F等于毛管力pc時(shí)為氣水界面平衡狀態(tài)(致密砂巖氣藏臨界狀態(tài)，取孔隙半徑與有效孔隙喉道半徑的比值為常數(shù)值5)，根據(jù)公式(2)和(3)推導(dǎo)：

r2=3σcosθ/[1250(ρw-ρg)gsinα]

(4)

由(4)式可看出，臨界孔喉半徑與油水密度差、潤濕角、地層傾角均呈負(fù)相關(guān)。天然氣上浮主要受孔喉半徑的影響，即存在一個(gè)臨界孔喉半徑，當(dāng)孔喉半徑大于臨界孔喉半徑時(shí)，天然氣將向上運(yùn)移；反之，天然氣將不能向上運(yùn)移。

3.1.2 參數(shù)取值

由天然氣浮力和阻力的受力分析可知，關(guān)鍵是如何準(zhǔn)確求取不同地層傾角情況下致密砂巖的孔喉比(rp/r)及潤濕角(θ)。為了準(zhǔn)確求取這兩個(gè)參數(shù)，開展了恒速壓汞實(shí)驗(yàn)和潤濕角測定實(shí)驗(yàn)(圖6)，取吐哈盆地水西溝群致密砂巖的孔喉比(rp/r)、潤濕角(θ)的平均值分別為90.01°和20.48°。

3.1.3 建立圖版

根據(jù)關(guān)鍵參數(shù)的實(shí)驗(yàn)取值，分別計(jì)算了10°～90°不同地層傾角的臨界孔喉半徑，建立了吐哈盆地水西溝群致密砂巖天然氣聚集物性臨界圖版(圖7)。為了更清晰表達(dá)臨界孔喉半徑與天然氣聚集的關(guān)系，圖版中只表示了地層傾角為10°和90°兩種情況。當(dāng)?shù)貙觾A角為10°時(shí)(圖7中黑線)，浮力與毛管阻力的臨界孔喉半徑為0.87 μm，當(dāng)喉道半徑大于0.87 μm時(shí)，天然氣受到的浮力會(huì)大于毛管阻力，則天然氣繼續(xù)向上運(yùn)移，在構(gòu)造發(fā)育的高部位聚集，形成常規(guī)油氣藏；當(dāng)喉道半徑小于0.87 μm時(shí)，天然氣受到的浮力不足以克服毛管阻力，則天然氣在斜坡帶聚集，形成非常規(guī)天然氣聚集，其分布不受構(gòu)造的控制；當(dāng)?shù)貙觾A角為90°時(shí)(圖7中紅線)，浮力與毛管阻力的臨界孔喉半徑下降到0.37 μm，由此可見，隨著地層傾角的增加，儲(chǔ)層喉道半徑的臨界值在降低。

圖6 吐哈盆地水西溝群致密砂巖孔喉比及潤濕角分布直方圖Fig.6 Histograms of pore-throat ratio and wetting angle of Xigou Group,Turfan-Hami Basina.孔喉比分布；b.潤濕角分布

圖7 吐哈盆地致密砂巖氣聚集圖版Fig.7 Tight sandstone gas accumulating chart board of Turfan-Hami Basin

3.1.4 致密物性確定

盡管利用浮力與毛管力建立的致密砂巖氣聚集圖版可以計(jì)算出不同地層傾角下的臨界孔喉半徑，但該參數(shù)實(shí)用性不強(qiáng)，需要利用孔喉半徑與滲透率之間很好的線性關(guān)系(圖1b)，把致密界線的劃分指標(biāo)轉(zhuǎn)到滲透率上，再由滲透率與孔隙度之間的關(guān)系，求出臨界的孔隙度值。

表1為根據(jù)以上方法求取的不同地層傾角情況下致密砂巖氣聚集的臨界物性匯總表。從中可以看出，地層傾角是控制斜坡帶致密砂巖氣聚集的主要影響因素，隨著地層傾角的增加，儲(chǔ)層物性界線價(jià)在逐漸減小。那么對(duì)于斷陷盆地的致密砂巖氣聚集而言，全盆地的構(gòu)造傾角差異大，僅在盆地中心發(fā)育局部的構(gòu)造平穩(wěn)且地層傾角小的區(qū)域，向邊部逐漸地過渡為受邊界斷裂控制的地層傾角較大的區(qū)域。因此，斷陷盆地同一套致密層系在不同的構(gòu)造部位致密氣聚集的物性界線應(yīng)該是不一樣的，而是從盆地中心到邊緣致密物性界線逐漸變小。

3.2 含氣飽和度確定

3.2.1 選取解釋模型

合理的含氣飽和度測井解釋模型直接影響資源評(píng)價(jià)的精度。針對(duì)常規(guī)儲(chǔ)層含氣飽和度的測井解釋，阿爾奇公式已經(jīng)得到廣泛的應(yīng)用，其核心內(nèi)容是把測井的巖石電阻率轉(zhuǎn)換成飽和度24。由阿爾奇公式計(jì)算含水及含氣飽和度的解釋模型如下：

表1 吐哈盆地水西溝群致密砂巖氣儲(chǔ)層物性上限值Table 1 Upper physical property limit of tight sandstone reservoir of Xigou Group,Turfan-Hami Basin

(5)

Sg=1-Sw

(6)

式中：Sw——含水飽和度，%；

Sg——含氣飽和度，%；

a——巖性有關(guān)的系數(shù)(取值在0.6～1.2之間)，無量綱，這里取值為1.19；

b——巖電實(shí)驗(yàn)中與巖性有關(guān)的參數(shù)，無量綱；

m——孔隙度指數(shù)，無量綱，這里取值為2.2；

n——飽和度指數(shù)，無量綱，這里取值為1.2；

Rw——地層水電阻率，Ω·m,這里取值為0.1；

Rt——地層電阻率，Ω·m,這里取值為3；

Φ——孔隙度，%。

但阿爾奇公式是建立在純砂巖模型基礎(chǔ)上的，理論上應(yīng)該不再適合致密砂巖的含氣飽和度解釋。因?yàn)橹旅軆?chǔ)層中泥質(zhì)含量高，泥質(zhì)本身不導(dǎo)電，但泥質(zhì)中粘土礦物在水中通常帶有負(fù)電荷，在其周圍必然分布著電荷數(shù)相等的反離子，一方面受到固體表面電荷的吸引，靠近固體表面；另一方面由于反離子的熱運(yùn)動(dòng)，又有擴(kuò)散到液相內(nèi)部的能力[25]。二者相互作用下形成的擴(kuò)散雙電層具有導(dǎo)電性(圖8)，雙電層的厚度主要是受伊利石含量的影響，伊利石含量越高，雙電層的厚度就會(huì)越大(圖3b)。因?yàn)殡p電層的存在，在應(yīng)用阿爾奇公式計(jì)算致密儲(chǔ)層束縛水飽和度時(shí)，相當(dāng)于把泥質(zhì)導(dǎo)電的電阻率解釋為地層水的電阻率貢獻(xiàn)，也就說束縛水Sw計(jì)算偏高，則含氣飽和度計(jì)算結(jié)果偏低。

另外一個(gè)常用的含氣飽和度測井解釋模型是印度尼西亞公式，簡稱印尼公式。它與阿爾奇公式的基本原理相同，都是把測井的巖石電阻率轉(zhuǎn)換成飽和度，其表達(dá)式如下：

圖8 粘土層面的雙電層示意圖Fig.8 Diagram of electric double layers on clay surface

(7)

式中：Vsh——泥質(zhì)含量，%；

Rsh——泥質(zhì)電阻率，Ω·m;

其余同上。

但從表達(dá)式的對(duì)比上可以看出(5)式和(7)式，二者的本質(zhì)區(qū)別在于印尼公式考慮了泥質(zhì)導(dǎo)電的影響，當(dāng)泥質(zhì)含量為零時(shí)，兩個(gè)公式計(jì)算結(jié)果一致[26]。結(jié)合儲(chǔ)層分析結(jié)果，認(rèn)為理論上印尼公式比阿爾奇公式更適合致密砂巖的含氣飽和度解釋。

3.2.2 實(shí)際資料對(duì)比解釋模型

為了證實(shí)是否由于粘土表面雙電層的存在而影響了阿爾奇公式計(jì)算含氣飽和度的精度，本次針對(duì)性的選取了泥質(zhì)含量接近，但伊利石含量差別較大的3個(gè)致密砂巖樣品。應(yīng)用相同的巖電參數(shù)，分別用印尼公式和阿爾奇公式對(duì)含氣飽和度進(jìn)行解釋(表2)。從表2可以看出，3個(gè)樣品的泥質(zhì)含量接近(20.57%～24.29%)，但伊利石相對(duì)含量差別較大(12%～33%)，伊利石含量為12%時(shí)，兩個(gè)公式計(jì)算結(jié)果相差5.0%；伊利石含量為33%時(shí)，二者相差達(dá)12.7%，由此可見伊利石含量高低是影響二者差值的主要因素，與上述儲(chǔ)層潤濕性的研究結(jié)論一致。因此，對(duì)伊利石含量較高的致密砂巖儲(chǔ)層，印尼公式更適合含氣飽和度的測井解釋。

4 結(jié)論

1) 容積法實(shí)質(zhì)是計(jì)算地下巖石孔隙中油氣所占的體積，目前是評(píng)價(jià)致密砂巖氣資源潛力的比較可靠方法，該方法應(yīng)用的關(guān)鍵在于先要明確致密儲(chǔ)層的特征。

2) 致密砂巖孔喉分布復(fù)雜，喉道大小控制儲(chǔ)層的滲流能力；巖石的親水性并不受粘土總量控制，而是與具體的粘土礦物成分及含量有關(guān)，尤其是伊利石含量越高，巖石的潤濕角越小，親水性就越強(qiáng)；

3) 致密砂巖氣斜坡帶聚集保存的條件是天然氣在喉道處所受的浮力小于毛管力，二者相等時(shí)對(duì)應(yīng)的的喉道半徑大小為致密儲(chǔ)層的臨界物性值。致密儲(chǔ)層物性的界線受地層傾角的影響明顯，隨著地層傾角的增加，臨界物性值在逐漸的減小。

表2 阿爾奇與印尼公式解釋致密砂巖儲(chǔ)層含氣飽和度結(jié)果對(duì)比Table 2 Comparision of tight sandstone gas saturation explained by Archie formula with Indonesia formula

4) 伊利石表面強(qiáng)吸附水形成的雙電層具有較強(qiáng)的導(dǎo)電能力，使傳統(tǒng)的阿爾奇公式不適合致密砂巖含氣飽和度的解釋。而印尼公式充分考慮了泥質(zhì)含量的影響，是對(duì)阿爾奇公式的改進(jìn)，更適合于致密儲(chǔ)層含氣飽和度的解釋。

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