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2确定储层物性下限的分析方法
2.1经验统计法经验统计法是以岩心分析孔隙度、渗透率资料为基础,以低孔渗段累计储渗能力丢失占总累计的左右为界限的一种累计频率统计法,现已被国内各大油田所采用[1-6]。利用苏东地区盒8段、山1段、山2段储层常规物性分析资料,编制的孔隙度、渗透率频率分布、累计频率及累计能力丢失曲线见图1、2。孔隙度储气能力、渗透率产气能力的计算公式为:式中Qφi为孔隙度储集能力;QKi为渗透率储集能力;Hi为样品长度或储集层厚度,m;φi为孔隙度;Ki为渗透率,mD。经对苏东地区盒8段、山1段、山2段的物性特征、岩性特征和孔隙结构特征分析,认为该区储层为典型的中低孔—低孔、低渗—特低渗储层。孔隙度为5%~15%,渗透率为0.1~1.0mD,渗透率能力较差。按照经验统计法(图1、2),考虑到长庆油田低孔、低渗的储层特点,按照累计频率丢失不超过总累计的20%,累计储能、产能丢失不超过总累计的10%。当盒8段孔隙度下限取5.0%时,累计频率丢失约18%,储能丢失8.5%;当盒8段渗透率下限取0.10mD时,累计频率丢失约18%、累计产能丢失约4%。因此,确定盒8段孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.10mD;同理,可以确定山1段孔隙度下限为4.0%,渗透率下限为0.075mD;山2段孔隙度下限为3.5%,渗透率下限为0.075mD。此时丢失的储气能力、产气能力和厚度都符合盆地的地质特点。
2.2孔隙度—渗透率交会法根据苏东地区岩心分析成果作出孔隙度—渗透率交会图(图3),曲线呈3个线段:__线段渗透率随孔隙度迅速增加而增加甚少,该段孔隙主要为无效孔隙;第二线段渗透率随孔隙度增加而明显增加,此段孔隙是有一定渗透能力的有效孔隙;第三线段为孔隙度增加甚少而渗透率急剧增加,此段岩石渗流能力较强并趋于稳定。确定__、第二线段的转折点为储集层与非储集层的物性界限,即盒8段孔隙度下限为5.0%,图2各段砂岩储层渗透率频率直方图及累计渗流能力丢失图山1段孔隙度下限为4.0%,山2段孔隙度下限为3.5%。根据孔隙度—渗透率交会图可得:当盒8段φ=5.0%时,对应的渗透率下限为0.10mD;山1段φ=4.0%时,对应的渗透率下限为0.07mD;山2段φ=3.5%时,对应的渗透率下限为0.08mD。
2.3最小流动孔喉半径法通过苏东地区压汞资料分析认为,压汞汞驱替岩样中润湿相的过程与地下气相驱替地层水的过程是相似的[7]。当试验压力转化为喉道半径后,可得到每块岩样的含汞(气)饱和度与喉道半径之间的相关关系(表1);再根据该样品实测的孔隙度、渗透率值,可得到孔隙度、渗透率、喉道半径、含汞(气)饱和度4者的关系图(图4)。根据苏东地区储层物性,拥有70%以上可供油气通过的喉道及其所控制的孔隙空间体积为基质产气提供条件,这时所对应的孔喉半径值作为最小流动孔喉半径[7]。根据苏东地区气藏样品压汞资料分析(表1),可得出以下结论:盒8段、山1段最小流动孔喉半径定为0.05μm,山2段最小流动孔喉半径定为0.02μm。由图4可得,当饱和度一定时,孔隙度随最小流动孔喉半径的增大而增大;当最小流动孔喉半径一定时,孔隙度随含气饱和度的增大而增大。盒8、山1段最小流动孔喉半径为0.05μm,山2段最小流动孔喉半径为0.02μm,根据物性和孔喉结构相关关系图(图4),用最小流动孔喉半径来确定储层孔隙度,进而确定渗透率、含气饱和度下限值:盒8、山1段孔隙度下限取值为5.0%,渗透率下限取值为0.10mD,含气饱和度下限为55.0%;山2段孔隙度下限为3.5%,渗透率下限为0.075mD,含气饱和度下限为45.0%。
2.4测井参数法确定物性下限有效厚度的测井参数下限主要根据产层与非产层所显示的测井参数特征确定。苏东地区上古生界砂岩目前未测试到真正的干层,根据探区的储层特点及试气产量的分布特征,在保证储能及产能丢失符合规范要求的基础上,以单层试气产量大于500m3/d作为气层下限。做出声波时差与深侧向电阻率的交会图,并利用测井解释参数作孔隙度与含水饱和度、泥质含量与密度交会图,从而得到苏东地区气层有效厚度下限。
3储层物性下限的验证
3.1生产资料法验证储层物性下限一口气井在其他条件不变的情况下,气井生产时的渗透率为:式中Qg为气井产量,104m3/d;pe为地层压力,MPa;pw为气井生产时井底流压,MPa;T为气层温度,K;μg为气体的地下黏度,mPa?s;Z为气体的偏差系数;h为有效厚度,m;re为泄流半径,m;rw为井眼半径,m;K为气层渗透率,mD。这里讨论的是气体流动的最小渗透率值,故可以将井看作为完善井,即设S和Dqg等于0。根据单层试气井试气资料,在产能一定的情况下,就可以计算出苏东地区主力气层段产工业气的渗透率下限(表3)。根据目前苏东地区天然气储量规范,2000~3000m井深的天然气井达到工业气流的标准为0.3×104m3/d。当采用生产压差为5MPa开采时,盒8段产层产气的渗透率下限为0.120mD,山1段产层产气的渗透率下限为0.085mD,山2段产层产气的渗透率下限为0.097mD,这和前述方法得到的结果基本符合。
3.2产能模拟法验证储层物性下限产能模拟法是利用苏东35-57井储层岩心,在地层压力温度条件下,沿水平方向建立不同的生产压差,获得单向渗流条件下的气相渗流速度,再转换成径向渗流条件下的单井产能[8-10]。设实验室岩心气体流速为QR,岩心渗流面积为A,单井日产气量为Q,有效厚度内气体渗流面积为2πrh,D为试验岩心的直径。则可得:根据统计结果,气层的有效厚度取10m。本次研究根据产能模拟实验结果见图5。由实验结果可知:随着生产压差的逐渐增大,产能模拟实验得到的单井日产量逐渐增加。储层孔隙度、渗透率等物性越好的气层,单井日产量越高,两者之间呈正相关关系。因此,根据室内产能模拟实验结果可以确定,在目前苏东地区天然气井常用生产压差6MPa条件下,气层孔隙度大于5%、渗透率大于0.10mD时,则气井单井产量可以达到苏东地区工业气流0.3×104m3/d的标准。
4结论
1)根据以上几种方法,综合对比选取了苏东地区盒8段砂岩孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.10mD,含气饱和度下限为55%。山1段孔隙度下限为4.0%,渗透率下限为0.075mD,含气饱和度下限为55%。山2段砂岩孔隙度下限为3.5%,渗透率下限为0.075mD,含气饱和度下限为45%。2)利用单层试气井生产资料和产能模拟法验证了苏东地区气层物性下限:孔隙度下限为5%,渗透率下限为0.1mD,这与理论分析结果相符合。3)确定的物性下限真正反映了储集层的特征,并得到了试气试采资料证实。该参数的选取对后期的开发生产、试气测试具有较好的指导性作用。
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