叶 超 刘宏义 李传浩 高 伟 李庆峰 潘乃豪

（中国石油长庆油田分公司陇东天然气项目部，甘肃 庆城 745100）

0 引言

陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南部，构造位置位于陕北斜坡及天环坳陷西南结合部。研究区内储层单一，下二叠统山西组1 段（以下简称山1段）为主要的含气层，沉积环境属于河流—三角洲相，储层为典型的低孔低渗储层，属于致密岩性气藏［1-5］。储层平均埋藏深度为4 200～4 300 m，平均地层压力为39.5 MPa，地层温度为120～140 ℃。储层“四性”特征，即岩性特征、物性特征、电性特征及含气性特征对于建立区域性储层评价分类标准、确定气井改造层段及改造参数、预测气井产能、确定储量计算参数有重要参考［6-12］。研究区天然气自2019 年正式开发，前期以区域勘探和储层评价为主。由于开发时间短，前期针对山1段储层物性及含气性关系的相关研究主要是借鉴苏里格气田的相关开发技术参数［13-14］。随着开发规模扩大，储层静态显示与气井产能不匹配、有效厚度下限与试气结果不相符的情况常有发生。因此，明确储层“四性”特征及其相互关系，对于提高有效砂体识别率和优化储层改造参数具有重要的理论与现实意义。

1 储层“四性”特征

储层物性与岩性密切相关，不同岩性的储层物性特征不同，一般情况下砂岩类储层的石英含量越高，物性越好。岩屑组分及含量影响储层的电性特征，而含气饱和度则与储层的储集空间、岩石类型相互关联。储层“四性”特征之间联系紧密，又互相影响，“四性”关系综合反映了储层的特征。

1.1 岩性特征

根据178块岩心样品观察分析及薄片鉴定结果表明，山1段砂岩粒度整体上以中—细粒为主，岩石颗粒分选中等，磨圆度较差，为次棱角状，接触方式主要为点接触和线状接触。岩石类型以石英砂岩和岩屑石英砂岩为主，石英平均含量为84.5%，岩屑平均含量为15.3%。岩屑成分以变质岩为主，火成岩含量次之，沉积岩含量最少。变质岩岩屑主要为石英岩、片岩、片麻岩及千枚岩等，火成岩岩屑主要为喷发岩、隐晶岩及花岗岩，沉积岩岩屑多为粉砂岩及泥岩。填隙物组分以水云母、硅质、高岭石为主，方解石、铁方解石和铁白云石次之，绿泥石含量最少；杂基以高岭石、水云母和凝灰质为主，含量在10.9%～20.1%。整体上山1段岩性呈现为结构成熟度及成分成熟度低的特点。

1.2 物性特征

岩心物性分析结果显示，山1段砂岩孔隙度分布范围在0.7%～13.4%，平均为5.9%；渗透率分布区间介于0.002～8.970 mD，平均为0.390 mD。孔隙类型主要为溶孔，其次为粒间孔和晶间孔。

1.3 电性特征

储层电性特征主要是分析电阻率、密度、补偿中子、自然伽马、声波时差等参数特征，岩性及含气性不同是造成储层电性特征差异较大的主要因素。基于测井解释，山1段砂岩解释结果主要有气层、含气层、干层。自然伽马值分布区间介于24.1～129.3 API，平均值为69.9 API；电阻率分布区间广，在15～244 Ω·m，平均为101 Ω·m；声波时差低到中等，分布在163～263 μs／m；密度介于2.26～2.78 g／cm3；补偿中子分布区间较大，介于3.65～20.48 P·U。通过测井响应特征识别储层，以电阻率曲线及声波时差曲线响应特征最为明显，补偿中子响应特征最差。表现在自然伽马曲线上，含气性越好、自然伽马值越低，含气性越差、自然伽马值越高，但伽马值变化较小。因此，山1段储层划分以电阻率曲线和声波时差曲线为主，自然伽马则一般作为储层与非储层的划分依据。

1.4 含气性特征

含气饱和度的高与低是反映储层含气性好与差最直观的特征参数，具体表现为气层、含气层、干层的含气饱和度依次降低。气层的含气饱和度介于39.2%～75.5%，平均值为58.5%；含气层的含气饱和度介于26.7%～64.5%，平均值为42.1%；干层的含气饱和度一般小于46%，平均值为13.6%。砂岩岩性越纯，物性越好，单井储层的含气饱和度越高。近井地带储层易受钻井液成分及性能的影响，个别情况下会造成含气饱和度值失真的现象。因此以含气饱和度作为重要依据划分储层时，必须要同时结合储层物性及电性特征共同确定储层类别。

2 储层“四性”关系

山1段储层主要以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，胶结物主要为硅质胶结和钙质胶结。岩性不同，储层物性则有所差异。石英含量越高，物性越好；胶结物含量越高，物性越差。随岩石粒度由粗到细，发育孔隙类型依次为复合型孔隙、粒间孔—溶孔型孔隙、溶孔—微孔型孔隙，孔隙度逐渐变小，渗透率逐渐变差。岩性是储层电性特征的主要影响因素，在测井曲线响应特征上，自然伽马曲线特征与其他参数曲线特征具有良好的相关性。大段纯砂岩自然电位负异常特征明显，自然伽马值较低，一般小于50 API。随着杂基含量增大，储层孔隙结构变差，含水饱和度增加，电阻率降低，声波时差增大，自然伽马值升高。随着石英和硅质胶结物含量增加，声波时差降低，电阻率增大。以研究区103 口井的测井资料为基础分析山1段含气饱和度分别与渗透率、孔隙度的对应关系，可以发现，物性控制着储层含气性，随着渗透率、孔隙度变大，含气饱和度逐渐增大。

3 物性计算模型

研究储层物性下限参数主要是确定孔隙度、渗透率与含气饱和度的大小，目前这3个参数主要依靠测井曲线获得。利用岩心孔隙度、渗透率分别与测井孔隙度、渗透率的对应关系，建立孔隙度及渗透率计算模型，以确定测井参数结果的可靠性与精确性。

3.1 孔隙度计算模型

研究孔隙度与测井参数之间的相关性，分别建立孔隙度与测井参数的关系式，结果显示孔隙度与声波时差、测井密度相关性最高。利用山1段16口井84 个层点测井参数进行岩心孔隙度与声波时差拟合（图1），建立岩心孔隙度的计算公式：

式中，φf为岩心孔隙度，%；Δt 为声波时差，μs／m；ρb 为测井密度，g／cm3；R2为相关系数。

图1 岩心孔隙度与声波时差交会图

用测井孔隙度与式（1）计算得到的岩心孔隙度对比可知（图2），两者的绝对误差为0.29%，相对误差为6.10%，误差较小，计算精度达到要求。

图2 测井孔隙度与岩心孔隙度交会图

3.2 渗透率计算模型

影响渗透率的因素较多，岩石颗粒的结构成熟度、矿物成分、岩石孔隙结构和类型均会对渗透率大小产生影响。通常情况下根据岩心孔隙度与渗透率二者的关系（图3），线性回归得到岩心渗透率计算公式：

式中，kf为岩心渗透率，mD。

根据渗透率与测井参数的相关性，采用岩心孔隙度、自然伽马和含气饱和度多元回归分析方法得到渗透率计算模型：

式中，k 为渗透率，mD；GR 为自然伽马，API；Sg为含气饱和度。

运用多元回归分析方法建立的渗透率计算模型中各参数之间的相关性更高。根据测井渗透率与岩心渗透率交会图可以看出（图4），交会图资料点在对角线两边均匀分布，精度较高，可用于储层测井参数计算。

图4 测井渗透率与岩心渗透率交会图

3.3 含气饱和度计算模型

1）压汞曲线法

利用压汞曲线法确定含水饱和度，主要是要确定最小流动孔喉半径，再根据二者关系进一步确定含气饱和度。试验过程将汞注入岩心，驱替原始孔隙中的介质，把孔隙度由大到小对应的渗透率贡献值求和，一般当压汞曲线上渗透率累计贡献值达到99%时，此时对应的喉道即有效孔隙下限，小于有效孔隙下限的孔隙则是无效孔隙，这一部分孔隙体积占样品岩心总孔隙体积的百分比即是束缚水饱和度。根据51 块岩样压汞资料数据计算得到的喉道半径下限对应的含水饱和度与对应的岩心孔隙度进行拟合（图5a），得到二者之间的计算公式为：

式中，Swi为束缚水饱和度。

2）密闭取心法

通过岩心密闭取心实验分析含水饱和度与岩心孔隙度的关系，得到二者关系式，计算得到含水饱和度，进而确定含气饱和度。以Q13-63、L36 两口井50 块岩样实验数据拟合，做含水饱和度与岩心孔隙度的交会图，二者相关性高（图5b）。通过实验对密闭取心饱和度资料进行了脱气、挥发等损失校正，得到的含水饱和度较真实地反应了原始地层孔隙流体分布特征，数据精度高。通过该实验法得到的含水饱和度与岩心孔隙度计算公式为：

3）核磁共振实验法

核磁共振实验作为一种较新的确定含水饱和度的方法在近几年应用较为广泛。其原理主要是通过核磁共振测试可动流体T2 驰豫时间谱，确定样品的束缚水饱和度，进而得到可动流体饱和度。根据13块山1段岩样核磁共振测试数据计算得到储层束缚水饱和度，做岩心孔隙度与束缚水饱和度交会关系图（图5c），可以发现二者呈一定的负相关性，随着孔隙度的增大，含水饱和度逐渐降低。通过该实验法得到的含水饱和度与岩心孔隙度关系式为：

含气饱和度计算方法较多，不同方法的计算结果各有差异，利用上述3种方法计算结果的平均值做为研究区储层的含气饱和度，降低了单一方法计算结果的偏差，提高了取值的精度。

图5 不同计算模型下含水饱和度与岩心孔隙度关系图

4 有效厚度下限研究

有效厚度下限主要依据获得工业气流的储层段参数确定［15］。不同于计算地质储量时的储层参数，气井获得工业气流与钻井工艺、储层改造工艺有很大关系。因此以目前储层改造技术为依据，以测井资料为基础，以获得工业气流的储层参数最小值作为储层有效厚度的下限标准。

4.1 岩性下限

研究区山1段岩石类型主要为泥岩和砂岩，产气层岩性主要为砂岩，泥岩不产气。通过薄片鉴定和粒度分析，结合试气结果对产气层段砂岩统计分析，含气层、气层砂岩粒度以细砂岩、中砂岩为主，而粉砂岩、泥质砂岩不含气，因此确定陇东地区山1段产气层岩性下限为细砂岩。

4.2 有效厚度下限

研究区平均储层厚度与苏里格气田、靖边气田相比较小，平均单砂体储层厚度为5.2 m，根据测井分辨率并结合储层厚度实际情况，夹层厚度扣除标准取值0.2 m。山1段储层与非储层物性差异较小，此次研究根据单井试气结果及测井资料确定储层电性下限，为提高下限参数取值的精确度，要求单层单试。对49口井67段山1试气层深侧向电阻率（Rt）与声波时差（Δt）、测井密度（ρb）与泥质含量（Vsh）、测井孔隙度（φ）和含水饱和度（Sw）进行拟合分析，同时结合67个山1储层段的试气结果，分别确定出有效储层的电性和物性下限参数（图6、图7、图8、表1）。

图6 声波时差—深侧向电阻率交会图

图7 测井密度—泥质含量交会图

图8 测井孔隙度—含水饱和度交会图

表1 山1段储层电性下限值表

根据确定的储层下限值，以获得工业气流为标准，对63 个试气层段的预测结果与试气结果进行对比，预测21 个点可获工业气流，而试气结果中的3个点未获工业气流；预测42 个点不能获工业气流，而试气结果中的1 个点获工业气流。共计63 个点中仅有4个点与预测结果不相符，符合率达93.6%。

5 结论

1）研究区山1段储层岩石类型为石英砂岩和岩屑石英砂岩，在储层“四性”关系中，岩性特征是基础，控制了储层的电性特征、孔隙类型和孔隙结构，进而影响储层的物性，而物性直接决定着储层含气性特征。对建立的储层物性解释模型，通过岩心分析参数和测井参数相互验证，解释精度高，满足气田开发需求。

2）储层的有效厚度下限是气田开发全过程中某个开发阶段的特定值，反映了气田在该开发阶段的工艺水平，在气田的不同开发阶段，有效厚度下限值不同。根据有效下限参数确定的目的层段预测试气结果，与实际试气结果进行验证，符合率高，有效下限参数取值合理。有效厚度下限值对于储层改造层段的确定、压裂参数的优化提供了重要的理论依据。