摘  要  鄂爾多斯盆地蘇里格氣田東區下二疊統山西組山2段、山1段及下石盒子組盒8段致密砂巖儲層具有典型的低孔、低滲特征，目前使用的儲層物性下限值可能偏高。為此，采用經驗統計法、孔隙度-滲透率交會法、最小流動孔喉半徑法、測井參數法等多種方法對該區物性下限開展了進一步研究，并通過單層試氣成果和產能模擬法驗證了新確定的下限值。結果表明：盒8段砂巖孔隙度下限值為5.0％，滲透率下限值為0.10 mD，含氣飽和度下限值為55％；山1段孔隙度下限值為4.0％，滲透率下限值為0.075 mD，含氣飽和度下限值為55％；山2段砂巖孔隙度下限值為3.5％，滲透率下限值為0.075 mD，含氣飽和度下限值為45％。重新認識和確定儲層物性下限值，對該區油氣勘探后備儲量的精確計算具有重要意義。

關鍵詞  鄂爾多斯盆地  蘇里格氣田  東區  儲集層  物性下限值  有效孔隙度  有效滲透率  含氣飽和度  重新確定

1 儲層巖性及孔喉特征

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田東區(以下簡稱蘇東地區)上古生界砂巖主要有石英砂巖、巖屑石英砂巖、巖屑砂巖3種類型。下二疊統下石盒子組盒8段以巖屑石英砂巖和石英砂巖為主，下二疊統山西組山l段、山2段以巖屑石英砂巖和巖屑砂巖為主。儲集層段填隙物平均含量在14．3％～l7．4％之間，主要為黏土礦物(水云母、高嶺石、綠泥石)、硅質和碳酸鹽膠結物，部分層段含較多凝灰質雜基。

蘇東地區盒8、山l、山2段砂巖孔隙類型以溶孔、晶間孔、粒間孔為主，其中盒8段的儲集空間主要為溶孔(雜基溶孔、巖屑溶孔等)、晶間孔、殘余粒問孔及少量微裂隙。

2確定儲層物性下限的分析方法

2．1經驗統計法

經驗統計法是以巖心分析孔隙度、滲透率資料為基礎，以低孔滲段累計儲滲能力丟失占總累計的5％左右為界限的一種累計頻率統計法，現已被國內各大油田所采用^[1-6]。利用蘇東地區盒8段、山1段、山2段儲層常規物性分析資料，編制的孔隙度、滲透率頻率分布、累計頻率及累計能力丟失曲線見圖l、2。孔隙度儲氣能力、滲透率產氣能力的計算公式為：

式中Q_φi為孔隙度儲集能力；Q_Ki為滲透率儲集能力；H_i為樣品長度或儲集層厚度，m；φ_i為孔隙度；K_i為滲透率，mD。

經對蘇東地區盒8段、山1段、山2段的物性特征、巖性特征和孔隙結構特征分析，認為該區儲層為典型的中低孔-低孔、低滲-特低滲儲層。孔隙度為5％～l5％，滲透率為0.1～1.0 mD，滲透率能力較差。按照經驗統計法(圖1、2)，考慮到長慶油田低孔、低滲的儲層特點，按照累計頻率丟失不超過總累計的20％，累計儲能、產能丟失不超過總累計的l0％。當

盒8段孔隙度下限取5.0％時，累計頻率丟失約l8％，儲能丟失8．5％；當盒8段滲透率下限取0.10 mD時，累計頻率丟失約18％、累計產能丟失約4％。因此，確定盒8段孔隙度下限為5.0％，滲透率下限為0.10mD；同理，可以確定山l段孔隙度下限為4.0％，滲透率下限為0．.075 mD；山2段孔隙度下限為3.5％，滲透率下限為0.075 mD。此時丟失的儲氣能力、產氣能力和厚度都符合盆地的地質特點。

2．2  孔隙度-滲透率交會法

根據蘇東地區巖心分析成果作出孔隙度-滲透率交會圖(圖3)，曲線呈3個線段：第一線段滲透率隨孔隙度迅速增加而增加甚少，該段孔隙主要為無效孔隙；第二線段滲透率隨孔隙度增加而明顯增加，此段孔隙是有一定滲透能力的有效孔隙；第三線段為孔隙度增加甚少而滲透率急劇增加，此段巖石滲流能力較強并趨于穩定。確定第一、第二線段的轉折點為儲集層與非儲集層的物性界限，即盒8段孔隙度下限為5.O％，山1段孔隙度下限為4.0％，山2段孔隙度下限為3.5%。

根據孔隙度-滲透率交會圖可得：當盒8段φ=5.0％時，對應的滲透率下限為0.10 mD；山l段φ=4.0％時，對應的滲透率下限為0.07 mD；山2段φ=3．5％時，對應的滲透率下限為0．08 mD。

2．3最小流動孔喉半徑法

通過蘇東地區壓汞資料分析認為，壓汞汞驅替巖樣中潤濕相的過程與地下氣相驅替地層水的過程是相似的^[7]。當試驗壓力轉化為喉道半徑后，可得到每塊巖樣的含汞(氣)飽和度與喉道半徑之間的相關關系(表1)；再根據該樣品實測的孔隙度、滲透率值，可得到孔隙度、滲透率、喉道半徑、含汞(氣)飽和度4者的關系圖(圖4)。

根據蘇東地區儲層物性，擁有70％以上可供油氣通過的喉道及其所控制的孔隙空間體積為基質產氣提供條件，這時所對應的孔喉半徑值作為最小流動孔喉半徑^[7]。根據蘇東地區氣藏樣品壓汞資料分析(表1)，可得出以下結論：盒8段、山1段最小流動孔喉半徑定為0.05µm，山2段最小流動孔喉半徑定為0．02 µm。

由圖4可得，當飽和度一定時，孔隙度隨最小流動孔喉半徑的增大而增大；當最小流動孔喉半徑一定時，孔隙度隨含氣飽和度的增大而增大。盒8、山l段最小流動孔喉半徑為0.05µm，山2段最小流動孔喉半徑為0.02µm，根據物性和孔喉結構相關關系圖(圖4)，用最小流動孔喉半徑來確定儲層孔隙度，進而確定滲透率、含氣飽和度下限值：盒8、山l段孔隙度下限取值為5.0％，滲透率下限取值為0.10 mD，含氣飽和度下限為55.0％；山2段孔隙度下限為3.5％，滲透率下限為0.075 mD，含氣飽和度下限為45.0％。

2．4測井參數法確定物性下限

有效厚度的測井參數下限主要根據產層與非產層所顯示的測井參數特征確定。蘇東地區上古生界砂巖目前未測試到真正的干層，根據探區的儲層特點及試氣產量的分布特征，在保證儲能及產能丟失符合規范要求的基礎上，以單層試氣產量大于500 m³／d作為氣層下限。做出聲波時差與深側向電阻率的交會圖，并利用測井解釋參數作孔隙度與含水飽和度、泥質含量與密度交會圖，從而得到蘇東地區氣層有效厚度下限(表2)。

盒8段所確定氣層下限值為：△t≥208µs／m，R_t≥15Ω·m，泥質含量不大于20％，Ω≥5．0％，K=0.1mD，S_g≥55％。山1段所確定的氣層限值為：△t≥216µs／m，R_t≥20Ω·m，泥質含量不大于l9％，φ≥5．0％，K≥0.1 mD，S_g≥45％。山2段所確定的氣層限值為：△t≥192µs／m，R_t≥30Ω·m，泥質含量不大于15％，φ≥3.5％，K≥O.1 mD，S_g≥45％。

3儲層物性下限的驗證

3．1  生產資料法驗證儲層物性下限

一口氣井在其他條件不變的情況下，氣井生產時的滲透率為：

式中Q_g為氣井產量，10⁴ m³／d；p_e為地層壓力，MPa；p_w為氣井生產時井底流壓，MPa；T為氣層溫度，K；µ_g為氣體的地下黏度，mPa·s；Z為氣體的偏差系數；h為有效厚度，m；r_e為泄流半徑，m；r_w為井眼半徑，m；K為氣層滲透率，mD。這里討論的是氣體流動的最小滲透率值，故可以將井看作為完善井，即設S和Dq_g等于0。

根據單層試氣井試氣資料，在產能一定的情況下，就可以計算出蘇東地區主力氣層段產工業氣的滲透率下限(表3)。根據目前蘇東地區天然氣儲量規范，2 000～3 000 m井深的天然氣井達到工業氣流的標準為0.3×10⁴ m³／a。當采用生產壓差為5 MPa開采時，盒8段產層產氣的滲透率下限為0.120 mD，山l段產層產氣的滲透率下限為0.085 mD，山2段產層產氣的滲透率下限為0.097 mD，這和前述方法得到的結果基本符合。

3．2產能模擬法驗證儲層物性下限

產能模擬法是利用蘇東35-57井儲層巖心，在地層壓力溫度條件下，沿水平方向建立不同的生產壓差，獲得單向滲流條件下的氣相滲流速度，再轉換成徑向滲流條件下的單井產能^[8-10]。設實驗室巖心氣體流速為Q_R，巖心滲流面積為A，單井日產氣量為Q，有效厚度內氣體滲流面積為2πrh，D為試驗巖心的直徑。則可得：

根據統計結果，氣層的有效厚度取10 m。

本次研究根據產能模擬實驗結果見圖5。由實驗結果可知：隨著生產壓差的逐漸增大，產能模擬實驗得到的單井日產量逐漸增加。儲層孔隙度、滲透率等物性越好的氣層，單井日產量越高，兩者之間呈正相關關系。因此，根據室內產能模擬實驗結果可以確定，在目前蘇東地區天然氣井常用生產壓差6 MPa條件下，氣層孔隙度大于5％、滲透率大于0.10 mD時，則氣井單井產量可以達到蘇東地區工業氣流0.3 X 10⁴ m³／d的標準。

4  結論

1)根據以上幾種方法，綜合對比選取了蘇東地區盒8段砂巖孔隙度下限為5.0％，滲透率下限為0.10mD，含氣飽和度下限為55％。山1段孔隙度下限為4.0％，滲透率下限為0．075 mD，含氣飽和度下限為55％。山2段砂巖孔隙度下限為3.5％，滲透率下限為0.075 mD，含氣飽和度下限為45％。

2)利用單層試氣井生產資料和產能模擬法驗證了蘇東地區氣層物性下限：孔隙度下限為5％，滲透率下限為0.1 mD，這與理論分析結果相符合。

3)確定的物性下限真正反映了儲集層的特征，并得到了試氣試采資料證實。該參數的選取對后期的開發生產、試氣測試具有較好的指導性作用。

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本文作者：黎菁  趙峰劉鵬

作者單位：中國石油川慶鉆探工程公司地質勘探開發研究院  西南石油大學資源與環境學院中國石油西南油氣田公司川西北氣礦