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%；……