致密砂巖儲層物性下限的確定
——以鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)山1 段為例

葉 超 鄧 攀 賀瑞萱 李傳浩 高 偉 劉慶軍

1.中國石油長慶油田分公司隴東天然氣項目部 2.中國石油長慶油田工程監(jiān)督處 3.中國石油長慶油田分公司第四采氣廠 4.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠

0 引言

鄂爾多斯盆地西南部隴東地區(qū)天然氣自2013年開始評價，在此之前以石油開采為主。21 世紀(jì)初，長慶油田在盆地西南部上古生界勘探評價取得重要發(fā)現(xiàn)，于2004 年在鎮(zhèn)原地區(qū)完鉆的鎮(zhèn)探1 井下二疊統(tǒng)山西組1 段試氣獲得工業(yè)氣流，證明隴東地區(qū)上古生界天然氣具有較大的勘探潛力。隨著評價程度不斷深入，新的問題逐漸顯現(xiàn)。隴東地區(qū)砂巖致密，與蘇里格氣田儲層物性相似但又差于蘇里格氣田，主要表現(xiàn)為儲層埋藏深，平均埋深在4 200 ～4 300 m，巖性更為致密，無類似氣田的開發(fā)先例及成功經(jīng)驗可供借鑒。前期勘探過程中對于該地區(qū)儲層物性的相關(guān)性研究極少，主要借鑒蘇里格氣田、榆林氣田的物性下限標(biāo)準(zhǔn)作為依據(jù)，在試氣過程中多次出現(xiàn)干層，獲工業(yè)氣流井較少，導(dǎo)致鉆井成功率較低，嚴(yán)重制約了評價進(jìn)展及開發(fā)決策[1-4]，給勘探方向及試氣層位的確定造成極大困難。根據(jù)戴金星[5]等人研究，儲層物性下限主要考慮儲層產(chǎn)油氣能力的儲層物性參數(shù)下限及在現(xiàn)有開采工藝技術(shù)和條件下開采出具有經(jīng)濟效益的油氣流的儲層物性參數(shù)。目前多數(shù)研究以單一方法研究取值，在具體應(yīng)用中受到的限制影響因素較多。針對隴東地區(qū)儲層埋藏深、孔隙度低、滲透率低、儲層厚度小、氣井無阻流量普遍較小的特點，采用孔滲交會法、經(jīng)驗統(tǒng)計法、物性試氣法、最小流動孔喉半徑法、測井參數(shù)法多種方法系統(tǒng)地對隴東地區(qū)山1 段儲層物性下限進(jìn)行研究[6-11]，確定出物性下限值，對隴東地區(qū)后期規(guī)模建產(chǎn)開發(fā)具有指導(dǎo)作用。

1 基本地質(zhì)特征

隴東地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，構(gòu)造位于伊陜斜坡（圖1）。研究區(qū)內(nèi)整體構(gòu)造平緩，斷層不發(fā)育。上古生界下二疊統(tǒng)山西組山1 段砂體普遍發(fā)育，儲層較為單一，屬于河流、三角洲相沉積。巖性主要以石英砂巖、巖屑石英砂巖為主，石英含量占碎屑總量75%以上。巖屑成分以火成巖、變質(zhì)巖為主，含量約占11%。火成巖屑主要為噴發(fā)巖、隱晶巖；變質(zhì)巖屑以千枚巖、變質(zhì)砂巖為主。填隙物以水云母為主，平均含量達(dá)到8.5%，硅質(zhì)、高嶺石次之，含量約占4.2%。

圖1 研究區(qū)地理位置圖

鑄體薄片和掃描電鏡觀察分析結(jié)果顯示，儲層孔隙類型以晶間孔和粒間孔最為發(fā)育，其次為粒間溶孔和巖屑溶孔。在所分析巖樣中，晶間孔均有發(fā)育，但比例多小于1%，部分井點粒間孔比例較高。巖屑溶孔在0.2%～1%之間。

巖心分析儲層孔隙度范圍在2.0%～10.4%，平均5.6%；滲透率范圍在0.004 ～16.081 mD，平均0.42 mD?？紫抖却笥?%的樣品約占12%，滲透率小于0.3 mD 的樣品占75%，表現(xiàn)為“低孔、低滲”的致密砂巖特征，屬于典型的低滲—特低滲巖性氣藏[12-15]。

2 儲層物性下限確定

2.1 孔滲交會法

孔隙度—滲透率交會法為確定儲層物性常用方法之一，操作方便。根據(jù)隴東地區(qū)493 塊巖心樣品分析數(shù)據(jù)，做出山1 段砂體孔—滲交會圖（圖2）。結(jié)果表明，滲透率隨孔隙度增大呈現(xiàn)出先緩慢增大、后迅速增大的特點。研究發(fā)現(xiàn)，當(dāng)巖心孔隙度小于4.5%時，滲透率隨孔隙度急劇增大而緩慢增大，這一區(qū)間孔隙滲透能力極差，屬于無效孔隙；當(dāng)巖心孔隙度高于4.5%時，滲透率隨孔隙度增大而增大，這一區(qū)間孔隙具有一定的滲透性，屬于有效孔隙。因此以孔隙度4.5%作為有效儲層孔隙下限值，根據(jù)孔滲關(guān)系式，對應(yīng)滲透率下限值為0.064 mD。

圖2 山1 段巖心孔隙度—滲透率交會圖

2.2 經(jīng)驗統(tǒng)計法

經(jīng)驗統(tǒng)計法目前是國內(nèi)各大油氣田評價儲層滲透性常用的方法之一，該方法的關(guān)鍵是取得大量巖心分析孔隙度及滲透率數(shù)據(jù)資料，根據(jù)分布頻率確定孔隙度、滲透率的界限值，當(dāng)小于界限值時，計算得到儲層儲氣能力和產(chǎn)氣能力可以忽略不計，則該值為對應(yīng)儲層的物性下限值。

根據(jù)隴東地區(qū)山1 段巖心物性分析數(shù)據(jù)，繪制出孔隙度—滲透率頻率分布直方圖、累計頻率及累計能力丟失曲線（圖3，4）?？紫抖葍饽芰?、滲透率產(chǎn)氣能力的計算公式為：

式中Qφi表示孔隙度儲氣能力；Qki表示滲透率產(chǎn)氣能力；Hi表示儲集層厚度，m；φi表示孔隙度；Ki表示滲透率，mD。

圖3 山1 段儲層孔隙度頻率分布圖

圖4 山1 段儲層滲透率頻率分布圖

統(tǒng)計結(jié)果顯示，山1 段孔隙度主要分布范圍3%～10%，滲透率主要分布范圍為0.01 ～1.2 mD，滲透率能力較差，屬于典型的中低孔—低孔、低滲—特低滲儲層。結(jié)合蘇里格氣田、榆林氣田、靖邊氣田儲層特點，確定累計頻率丟失小于12%，累計儲能、產(chǎn)能丟失小于4%。當(dāng)孔隙度下限值取4.1%時，儲能丟失2%，厚度丟失在10%左右；滲透率下限值取0.06 mD 時，產(chǎn)能丟失3%，厚度丟失12%。因此以孔隙度4.1%、滲透率0.06 mD 為有效物性下限，產(chǎn)氣能力及儲氣能力丟失符合儲層特點，滿足要求，取值合理。

2.3 試氣法

根據(jù)取心井取心層段的孔隙度、滲透率，結(jié)合取心層段試氣結(jié)果，編制孔隙度—滲透率交會圖（圖5）。目前隴東試氣結(jié)論為氣層和干層，以65 個樣品資料統(tǒng)計結(jié)果確定出山1 段孔隙度下限為5.2%，滲透率下限值為0.056 mD。為提高物性下限的精確度，該方法要求單層單試，且試氣結(jié)果準(zhǔn)確可靠，孔隙度與滲透率取單層平均值。

圖5 研究區(qū)試氣層段孔隙度—滲透率交會圖

2.4 最小流動孔喉半徑法

巖石的微觀孔隙結(jié)構(gòu)決定儲層宏觀滲透性能，其中孔隙反映巖石的儲集能力，而喉道大小及形狀控制著孔隙的儲集和滲透能力。巖石的孔隙和喉道，是天然氣的儲存空間和運移通道，在一定壓差下，孔隙喉道粗細(xì)，即孔喉半徑的大小決定著天然氣能否從巖石中運移流動，對應(yīng)的是天然氣滲流和儲集的最小孔隙通道，即天然氣最小流動孔喉半徑。通常采用壓汞實驗得到的毛細(xì)管壓力曲線及測試數(shù)據(jù)分析巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，得到最小流動孔喉半徑，進(jìn)一步根據(jù)最小流動孔喉半徑計算得到對應(yīng)的孔隙度及滲透率值，即儲層的物性下限值[16-21]。

2.4.1 “J”函數(shù)法確定毛細(xì)管壓力

對于整個氣層來說，所有已測定毛細(xì)管力曲線的巖石樣品只是一個個極小的分散點，要得到能代表整個氣層的毛細(xì)管力，必須將所有的測定資料加以平均和綜合。考慮到氣層的非均質(zhì)性，為了表示一個氣層的毛細(xì)管力特征，需要同時考慮每個巖石樣品的孔隙度和滲透率值，這樣才能更好地對氣層進(jìn)行評價和比對。根據(jù)毛細(xì)管力公式和孔隙半徑公式推導(dǎo)出的J 函數(shù)表征，即把流體界面張力、巖石潤濕性、滲透率和孔隙度的影響因素綜合在一起的一個表征儲層毛細(xì)管力曲線特征的函數(shù)。J 函數(shù)表達(dá)式為：

式中 表示J 函數(shù)，無量綱；pc表示毛細(xì)管壓力，MPa；K表示滲透率，mD；φ表示孔隙度，%；σ表示界面張力，mN/m；θ表示潤濕接觸角，（°）。

在實驗室用非潤濕相流體汞測試接觸角，砂巖表現(xiàn)為強烈的非潤濕性，因此σ一般取值0.048，θ取140°。

根據(jù)壓汞巖樣物性資料統(tǒng)計，平均孔隙度為5.1%，平均滲透率為0.058 mD，根據(jù)“J”函數(shù)法對數(shù)據(jù)分析處理，轉(zhuǎn)換得到J 函數(shù)曲線（圖6）。

圖6 山1 段儲層“J”函數(shù)曲線圖

2.4.2 最小流動孔喉半徑

根據(jù)沃爾（1965 年）提出的用巖石喉道大小計算滲透率的方法，巖石的孔隙喉道是由不同大小的毛細(xì)管組成，根據(jù)統(tǒng)計學(xué)理論，將由不同大小孔喉控制的孔隙體積劃分成若干個相等的區(qū)間，計算每一個孔隙體積級別的滲透率，求和得到巖石的總滲透率。將總滲透率與每個級別滲透率相比，得到每個孔喉區(qū)間的滲透率貢獻(xiàn)值。即

式中：K為巖石總滲透率，mD； 為各區(qū)間滲透率貢獻(xiàn)值，%， 為巖樣孔隙度；n為等量孔隙體積的級數(shù)；ri為相應(yīng)的喉道半徑r1>r2>r3>…>rn），μm。

從喉道半徑由大到小，分別計算每個喉道半徑對應(yīng)的滲透率貢獻(xiàn)值，依次累加求和。當(dāng)累計滲透率貢獻(xiàn)值達(dá)到99%時，對應(yīng)的孔喉半徑則為最小流動孔喉半徑。根據(jù)壓汞資料分析，山1 段最小流動孔喉半徑為0.016 4 μm，根據(jù)壓汞巖樣孔喉半徑分別與滲透率、孔隙度建立交會圖（圖7，8），得到孔隙度、滲透率的計算公式，計算得到對應(yīng)的孔隙度下限為4.2%，滲透率下限為0.062 mD.

圖7 中值半徑與孔隙度關(guān)系交會圖

圖8 中值半徑與滲透率關(guān)系交會圖

孔隙度計算公式：=0.726ln(r)+7.176 3

滲透率計算公式：K=0.514 7r+0.053 9

2.5 測井參數(shù)法

根據(jù)試氣結(jié)論及解釋參數(shù)作聲波時差—深側(cè)向電阻率、孔隙度—含水飽和度、泥質(zhì)含量—密度交會圖，分別確定氣層下限值。與蘇里格氣田、靖邊氣田相比，隴東地區(qū)試氣無阻流量普遍較低，以試氣井口產(chǎn)量大于1000 m3/d 氣層，小于1000 m3/d為干層作為起算標(biāo)準(zhǔn)。確定出山1 段有效厚度下限（表1）。聲波時差(Δt)≥210 μs/m，深側(cè)向電阻 率(Rt)≥26 Ω·m，同 時 滿 足Δt在210 ～224 μs/m 時，lg(Rt) ≥11.108 － 0.042 1Δt；泥 質(zhì) 含 量Vsh≤18.0%，密度ρb≤2.55 g/cm3， ≥5.0%，滲透率(K)≥0.059 mD，含水飽和度(Sw)≤50%。

綜合以上方法，確定山1 段儲層物性下限值（表2），不同方法求得的物性下限有所不同?？紫抖认孪薹植挤秶?.0%～5.2%，滲透率下限分布范圍0.056 ～0.064 mD，以5 種方法計算結(jié)果的算術(shù)平均值作為山1 段儲層最終物性下限，孔隙度下限4.6%，滲透率下限0.06 mD.

表1 山1 段儲層有效厚度下限劃分表

表2 山1 段儲層物性下限統(tǒng)計表

3 結(jié)論

1）隴東地區(qū)天然氣處于開發(fā)初期，開發(fā)技術(shù)及決策有待完善配套，儲層物性下限的確定直接影響著后期工藝技術(shù)發(fā)展。

2）不同方法確定的物性下限均有不同的局限性，甚至同一方法在不同開發(fā)階段確定的物性下限也會有所差別。因此，為盡量降低單一方法產(chǎn)生的偏差和影響，實際應(yīng)用中應(yīng)采用多種方法確定物性下限值，建立不同方法的計算圖版及模型，根據(jù)需要進(jìn)行修正。

3）采用孔滲交會法、經(jīng)驗統(tǒng)計法、物性試氣法、最小流動孔喉半徑法、測井參數(shù)法多種方法綜合確定，隴東地區(qū)山1 段儲層物性下限值：孔隙度為4.6%，滲透率為0.06 mD。物性下限值反映儲層的儲集性能，對試氣層位的確定具有較強指導(dǎo)作用，同時對地質(zhì)儲量的計算提供參數(shù)依據(jù)。