严 丽

（中国石化勘探南方分公司研究院，四川 成都 610041）

0 引言

有效储集层物性下限值是影响储量计算结果的一个重要因素，它对评价储层及编制油（气）开发方案都具有十分重要的意义[1]。它通常用能够储集和渗滤流体的最小有效孔隙度或最小渗透率来度量[2]，即用孔隙度或渗透率的某个确定值来表达。前人在求取物性下限方法方面已做了大量的工作。较成熟的方法有测试法、经验统计法、钻井液浸入法、分布函数曲线法、孔饱交会法、孔隙结构分类法[3]等。多是采用单一因素与孔隙度之间的回归分析资料来求解，每一种单独的方法均具有一定的局限性和适用范围。而元坝气田长兴组储层为裂缝—孔隙型储层，具有非均质性极强、孔隙类型多样、结构复杂等特点。针对以上特点，提出用产能模拟法与最小喉道半径（rhmin）法两种方法来确定孔隙度下限。从储层物性特征的多个角度出发，两种方法互相补充和验证，保证求取的孔隙度下限的合理性与正确性。

1 长兴组储层特征

元坝气田长兴组气藏为元坝气田的主力勘探层系，气藏埋深为6200～6600 m，为一受礁滩相控制的超深层岩性气藏。长兴组储层主要分布于台缘礁滩、礁后浅滩，储层有效厚度为20.00～110.00 m，平均厚度为65 m。台缘礁滩、礁后浅滩厚度大，台内滩厚度相对较薄。

长兴组储层岩性以礁白云岩、灰质白云岩、云质灰岩为主，储层类型以孔隙型为主，裂缝—孔隙复合型次之，孔隙型类型主要发育晶间溶孔及晶间孔，约占总孔隙的70%；溶洞及裂缝次之，约占总孔隙的25%。据岩心样品分析统计，储层孔隙度在0.74%～23.5%之间，平均值为5.18%，孔隙度大于2.0%的样品占总样品数的86.2%；渗透率集中分布于0.002～0.25 mD和大于等于1 mD两个区间，孔隙度与渗透率具有较好的正相关性，储层物性总体表现为中低孔—低渗、中孔—中高渗特征，为孔隙型、裂缝—孔隙型储层。

2 有效孔隙度下限标准确定方法及原理

2.1 产能模拟法

是应用全模拟实验技术，在全模拟储层上覆地层压力、地层压力、地层温度条件下测定储层岩心在不同生产压差下的产能系数，应用极限生产压差下的产能确定气藏储层的物性下限的一种方法[4]。地层压力、地层温度、地层水饱和度采用地层测试实测值，上覆地层压力根据下式计算：

式中，pf为上覆地层压力，MPa；ρ为上覆岩石密度，g／cm3；h为深度，m。

其基本原理是：对于气藏，其产能主要受气层的物理性质，即孔隙度（ϕ）、渗透率（K）和含气饱和度（Sg）的影响，K×Sg反映了油气层的储集能力，渗透率则反映了产气能力。因此，研究储层有效厚度的物性下限，主要是研究有效渗透率下限，对于裂缝—孔隙型储层，受裂缝的影响，渗透率值变化很大，难以确定其下限标准。Bullien（1975年）从毛细管模型中推出以下公式[5]：

式中，K为渗透率，mD；ϕ为孔隙度，%；r为喉道半径，μm。

式（2）表明孔隙度与渗透率之间具有相关性，通过研究孔隙度下限，单井产能是孔隙度、渗透率综合反映，通过不同物性条件的井下岩心进行产能模拟，建立单井产能与孔隙度的相关性式，以极限生产产能来确定有效储层孔隙度下限。

2.2 最小喉道半径法

rhmin指的是在亲水油（气）层中，在油、水（气水）两相存在的条件下，能够允许油气通过而进入孔隙的最小喉道半径[6]。1982年曲志浩根据霍布森（R.RBerg 1975）论述的二次运移具有水动力影响的计算油柱高度的基本公式，导出了rhmin的计算公式：

式中，rhmin为最小喉道半径，μm；σ为地层油水界面张力，dN／cm；rk为平均孔喉半径，μm； H为油柱高度，m；ds、dy分别为地下水、气比重，g／cm3；L为沿地下水流方向气藏的最大水平宽度，km；dh／dl为水力梯度，m／km。

从式（3）可以看出，rhmin受岩石孔隙结构、油柱高度、流体性质及水动力条件的控制，这些参数都难以确定，一些研究者提出用岩石颗粒表面吸附水膜厚度作为rhmin值。在实验室内采用吸附法，测定井下岩心表面覆着的最小水膜厚度，将此值作为rhmin值。这种方法被大家所认可。

其基本原理是：根据油气二次运移的理论，油或气向储层运移过程中受到毛细管压力、流体自身的浮力等各种力量的影响，流体自身的浮力是油气进入孔、喉空间的动力，而毛细管压力是油气进入孔、喉空间的阻力，该阻力与储层的喉道半径呈反比。在一定压差下，油气能否从岩石中流出，取决于喉道半径的大小，岩石的喉道半径越大，油或气就越易进入，并成为油（气）层，反之，则不能。储层水膜厚度[5]，它是储层中所含水均匀铺展在孔隙表面上的水的厚度，只要孔喉半径小于此厚度，其相应孔喉半径及其控制的孔隙空间则为水所饱和，则油气不可能在其中作二次运移，因此，大于该储层水膜厚度的孔喉半径也就是产层允许流动的最小流动孔喉半径。根据压汞资料建立孔喉半径与常规物性孔隙度的关系，取rhmin对应的储层孔隙度值，即可确定有效储层孔隙度下限。

3 有效孔隙度下限值的确定

3.1 产能模拟资料确定的孔隙度下限

根据天然气储量规范，产层埋深为4000 m时，产工业气流标准为2×104m3／d，长兴组气藏埋深大于6000 m，因此本项研究中，将按照这一标准对长兴组气藏的物性下限进行研究与论证。

全模拟长兴组气藏地层条件（上覆压力为95 MPa，地层压力为80 MPa，地层温度为160℃），分别对10块井下岩心进行产能模拟，选取储层有效厚度15 m、20 m、25 m、30 m，测试其在5 MPa、6 MPa、7 MPa各个生产压差下的单井日产气量，按单井日产量，拟合出不同生产压差下，储层有效厚度、产量与孔隙度、渗透率的关系式（图1），按石油天然气储量计算规范行业标准，取2×104m3／d为工业气产量的标准，根据相应函数关系式计算出满足该标准下储层有效厚度、生产压差、孔隙度、渗透率的要求（表1、2）。

由10块岩心产能模拟资料可以看出：

图1 生产压差分别为5 MPa、6 MPa时产量与孔隙度、渗透率、储层有效厚度的关系图

表1 满足工业产能要求的储层有效厚度、生产压差和孔隙度表

1）有效厚度小于15 m、生产压差低于5 MPa的储层，孔隙度必须大于2.3%，渗透率必须大于0.116 mD，方能满足产工业气的最低标准（2×104m3／d）。显然元坝气田的长兴组气藏的I、II类储层是适合的。

2）当储层有效厚度满足15 m，生产压差大于6 MPa时，储层孔隙度2.0%，渗透率0.102 mD；长兴组气藏I、II、III类储层单井日产量都能达到产工业气流标准。

表2 满足工业产能要求的储层有效厚度、物性和生产压差表

3）当储层有效厚度为20 m以上，生产压差为5 MPa时，孔隙度2.0%以上，渗透率0.093 mD，长兴组气藏I、II、III类储层单井日产量都能达到产工业气流标准。

按照四川地区常用极限生产压差5 MPa时计算，当储层满足15 m，生产压差为5 MPa，孔隙度大于2.2%，渗透率大于0.116 mD，长兴组I、II类储层单井日产量都能够达到产工业气流标准，III类储层小气量生产；当储层有效厚度大于20 m，孔隙度大于2.0%，渗透率大于0.093 mD时，单井气产量达到2×104m3／d，达到行业产工业气流标准。

综上所述，将元坝地区长兴组储层孔隙度下限定为2.0%，渗透率下限定为0.093 mD是合适的。

3.2 最小喉道半径确定的孔隙度下限

本项研究中，其束缚水膜厚度是采用半渗透隔板气水毛细管压力测得的束缚水饱和度，应用前苏联学者计算水膜厚度的公式得出[5]。长兴组5个井下岩心样，在实验室测定水膜厚度为0.0342～0.0386 μm，平均为0.0369 μm。只要孔喉半径小于此厚度值，其相应孔喉半径及其控制的孔隙空间则为水所饱和，油气不可能作二次运移。只有当孔喉半径大于该水膜厚度0.0369 μm的喉道及其连通的孔隙才是有用的“孔隙体积”，表示0.0369 μm的喉道半径是油气可以通过的喉道半径的下限值，即长兴组储层的rhmin为0.0369 μm。

依据压汞分析资料，建立孔喉半径与储层孔隙度关系式（图2），ϕ＝1.5748 ln（x）＋7.2108，其中x为孔喉半径。将rhmin值0.0369 μm代入相关式，求得长兴组储层有效孔隙度下限为2.01%。

图2 rhmin确定储层孔隙度下限图版图

4 结论

1）应用产能模拟法与rhmin法确定的长兴组裂缝—孔隙型储层孔隙度下限值为2%，与测试法、孔隙结构分类法相比，结果基本一致。

2）rhmin反映了储层的含气性，亦较大程度上影响着岩石的渗透性。由于裂缝在碳酸盐岩储层中往往起连通喉道的作用，该方法充分考虑了喉道半径对孔隙度下限的影响，因此可以用于裂缝—孔隙型储层下限的计算。

3）对于元坝长兴组气藏，储层满足有效厚度15 m，生产压差5 MPa，孔隙度大于2.2%，渗透率大于0.116 mD，长兴组I、II类储层单井日产量都能够达到产工业气流标准，III类储层小气量生产；当储层有效厚度满足大于20 m，孔隙度大于2.0%，渗透率大于0.093 mD时，单井气产量达到2×104m3／d，达到行业产工业气流标准。

［1］戚厚发.天然气储层物性下限及深层气勘探问题的探讨［J］.天然气工业，1989，9（5）：26-30.

［2］郭睿.储层物性下限值确定方法及其补充［J］.石油勘探与开发，2004，31（5）：140-144.

［3］杨通佑，范尚炯，陈元千，等.石油及天然气储量计算方法［M］.北京：石油工业出版社，1990.

［4］王亮国，唐立章，邓莉，等.致密储层物性下限研究［J］.钻采工艺，2011，6（34）：33-37.

［5］M.M库沙柯夫.束缚水膜厚度［D］.第四届国际石油会议报告论文集，第四卷，1957.

［6］蔡正旗，郑永坚，刘云鹤，等.确定碳酸盐岩油气层有效孔隙度下限值的新方法［J］.西南石油学院学报，1993，15（1）：10-15.