張海濤，時卓，鐘曉勤，劉天定，楊小明

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西 西安 710018）

0 引 言

有效厚度下限是劃分油氣層有效厚度的直接依據(jù)，是油氣藏的特征值之一。目前儲量計算規(guī)范中把有效厚度定義為工業(yè)油（氣）流井中對于產(chǎn)能有貢獻(xiàn)的儲層厚度［1］，說明有效厚度僅存在于已試油（氣）的工業(yè)油（氣）流井中，“對產(chǎn)油量有貢獻(xiàn)”限定其必為同一個開發(fā)單元，對其產(chǎn)油（氣）量沒有限定。關(guān)于有效厚度的概念，國內(nèi)外大體一致。

有效厚度下限通常指儲層的孔隙度、滲透率和飽和度等下限。影響儲層下限取值主要有2個方面因素［2－4］，①經(jīng)濟(jì)技術(shù)因素，主要有原油價格、開發(fā)工藝、油層改造技術(shù)等，隨著效益價格比的變化，下限標(biāo)準(zhǔn)也隨之變化，由此確定的下限稱之為技術(shù)經(jīng)濟(jì)下限；②儲層地質(zhì)因素，主要有儲層的巖性、膠結(jié)物的成分及含量、孔隙微觀結(jié)構(gòu)、孔喉的配置、原油（氣）性質(zhì)、地層壓力等，由此確定的下限稱為物理下限。低于該下限儲層僅含殘余油（氣），不存在可動油（氣），油（氣）在該狀態(tài)下不能形成連續(xù)相滲流。油氣層的厚度與有效厚度下限呈反比，厚度越大，下限值就越低。

靖邊氣田奧陶系馬家溝組馬五1＋2段儲層巖性主要為細(xì)粉晶白云巖，次為泥晶云巖和粒屑白云巖，儲層孔隙類型以溶孔為主，其次為晶間孔、膏?？?，此外還有少量晶間溶孔、粒內(nèi)孔，孔隙類型復(fù)雜多樣，裂縫與微裂縫普遍發(fā)育；有效儲層分布受巖性和古地貌雙重控制，非均質(zhì)性較強(qiáng)，儲層孔隙度主要分布在1.5%～9.5%，平均5.1%；滲透率主要分布在0.01～5.0 mD＊＊ 非法定計量單位，1 mD＝9.87×10－4μm2，下同，平均1.678 mD。研究儲層有效厚度物性下限就是研究儲層孔隙度［5］、滲透率下限，但是由于低滲透碳酸鹽巖儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，基質(zhì)滲透率極低，難以確定，在實際有效厚度解釋中可操作性差。Bullien［6］從毛細(xì)管模型推導(dǎo)出K＝φ·r2／8的關(guān)系式，表明K與φ之間存在一定的相關(guān)性，因此通?？紤]通過確定孔隙度下限值來確定儲層有效厚度的物性下限。要合理確定孔隙度下限值就要尋找既能有效控制孔隙度，又能反映能否成為有效氣層的影響因素。

在靖邊氣田馬家溝組馬五1＋2儲層評價過程中，發(fā)現(xiàn)即使是孔隙度小于原有孔隙度下限2.5%的巖樣，仍然有20%左右的樣品可構(gòu)成儲層。近些年來，伴隨著加砂壓裂改造工藝技術(shù)的提高和水平井開發(fā)技術(shù)應(yīng)用，原標(biāo)準(zhǔn)下（φ＜2.5%）解釋的差氣層和致密層測試獲得一定產(chǎn)能，儲層下限存在進(jìn)一步降低的空間。

本文結(jié)合靖邊氣田馬五1＋2儲層實際開發(fā)生產(chǎn)情況及壓汞、相滲等資料，重新標(biāo)定當(dāng)前技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下的有效孔隙度下限為1.5%，為靖邊氣田2011年新增2 210×108m3天然氣探明地質(zhì)儲量做出了重要貢獻(xiàn)。

1 氣層有效厚度物性下限標(biāo)準(zhǔn)的確定

1.1 儲層儲集空間類型

靖邊氣田馬五1＋2段儲層主要發(fā)育溶孔、晶間孔、晶間溶孔和膏?？椎?類孔隙（見表1）。馬五1＋2儲層總面孔率為2.22%，孔隙類型以溶孔為主，其次為晶間孔、膏?？?，三者約占總面孔率的91.7%，此外還有少量晶間溶孔。馬五1＋2儲層裂縫發(fā)育主要起溝通孔隙的作用，對提高儲層的滲濾能力有重要意義。

根據(jù)儲層孔隙和裂縫的發(fā)育程度以及在空間上的組合形式，馬五1＋2儲層的儲集空間類型大體上可分為3類。

（1）裂縫－孔隙型。巖性主要為白云巖，以成層分布的溶蝕孔洞為主要儲集空間，網(wǎng)狀微裂縫為滲濾通道，孔徑一般為1～2 mm，最大可達(dá)10 mm×30 mm，孔隙度一般大于7.0%，滲透率一般大于0.8 mD，物性好。壓汞曲線為一寬緩的平臺，排驅(qū)壓力小于0.1 MPa，分選好，較粗歪度。該類儲層是馬五1＋2儲層主要的儲集類型。

（2）孔隙型。巖性主要為細(xì)粉晶白云巖，以晶間孔和晶間溶孔為主要儲集空間，孔徑5～50μm，物性較好，孔隙度4.0%～7.0%，滲透率0.3～0.8 mD。壓汞曲線為一較寬緩的平臺，排驅(qū)壓力0.1～1.0 MPa，分選較好，較粗歪度。該類儲層是馬五1＋2儲層主要的儲集類型。

（3）裂縫－微孔型。巖性主要為泥－細(xì)粉晶白云巖，以分散晶間孔、鑄模孔為儲集空間，角礫間縫和微細(xì)裂縫為其滲濾通道，孔徑一般為5～20μm，物性較差，孔隙度一般為1.5%～4.0%，滲透率為0.01～0.3 mD。壓汞曲線呈陡斜坡狀，排驅(qū)壓力大于1.0 MPa，分選差，細(xì)歪度。該類儲層以馬為主，其次為馬、馬小層，大多產(chǎn)能較低。

靖邊氣田碳酸鹽巖儲集空間是以次生孔隙為主，而次生孔隙的形成機(jī)理主要是水介質(zhì)的溶解作用。不論是暴露地表后的大氣淡水淋濾作用還是地下水的溶解作用，都是沿著相對高滲透率的通道進(jìn)行。因此，原來較高滲透能力的儲集空間在水流的作用下會形成滲透能力更強(qiáng)的次生孔隙網(wǎng)絡(luò)，在原來基質(zhì)孔隙的背景上形成了具有不同滲濾能力的2套孔隙網(wǎng)絡(luò)。后期的充填和交代作用可以把連續(xù)的孔隙網(wǎng)絡(luò)切斷，形成高低滲透率相間分布的非均質(zhì)系統(tǒng)。

當(dāng)局部高滲透率區(qū)被低滲透率區(qū)包圍時，儲層在總體上表現(xiàn)為低滲透率，在酸化壓裂改造后可以由低滲透率轉(zhuǎn)變?yōu)楫惓５母邼B透率。正因為碳酸鹽巖具有如此強(qiáng)烈的非均質(zhì)性而造成了孔隙度、滲透率、飽和度的特征與砂巖有很大差異。對于孔隙度低于原有的有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)（φ＜2.5%）時，碳酸鹽巖孔隙度、滲透率、飽和度的表現(xiàn)形式從機(jī)理上可以分為以下3種（見圖1）：①儲集空間全部是微孔隙和微喉道，儲層表現(xiàn)為低孔隙度、低滲透率、高含水飽和度，這部分儲層基本是無效的，處于圖1中A區(qū)域；②背景是微孔隙和小喉道，但中間有被包圍的孤立的大孔隙或洞穴，由于常規(guī)分析手段的制約，儲層仍然表現(xiàn)為低孔隙度、低滲透率、高含水飽和度，處于圖1中A區(qū)域；③背景是微孔隙或少量溶孔，但有裂縫貫穿，儲層為低孔隙度，但表現(xiàn)出中高滲透率以及中低含水飽和度特征，處于圖1中B區(qū)域。

圖1 靖邊氣田馬五1＋2段儲層分析孔隙度與分析滲透率關(guān)系圖

顯然B區(qū)域中的低孔隙度儲層對于儲量的動用并非完全沒有用，若按照原有的有效厚度孔隙度的下限標(biāo)準(zhǔn)2.5%，必然導(dǎo)致一定數(shù)量有效厚度的丟失。因此，對于低孔隙度儲層，是否發(fā)育裂縫是決定儲層有效性的關(guān)鍵因素。

1.2 確定有效孔隙度下限值的基本原理

油（氣）層并非工業(yè)產(chǎn)層儲層中存在多相流體時，各相流體的相滲透率隨該相飽和度增大而增大，當(dāng)氣水兩相共存時，含水飽和度值越低，氣的相滲透率越高，儲層主要產(chǎn)氣。正常情況下，油氣層是否具有產(chǎn)能主要取決于油或氣的相滲透率，而相滲透率的高低，又主要受含水飽和度的制約?？梢?，含水飽和度作為劃分有效油氣層的標(biāo)準(zhǔn)之一［7］，也是確定物性下限值的重要參數(shù)。

根據(jù)毛細(xì)管壓力原理，在水潤濕相的含氣巖石中，孔隙度與含水飽和度呈近似的雙曲線關(guān)系，這在理論上已被證實［8－9］，根據(jù)6口密閉取心井467塊樣品得出靖邊氣田馬五1＋2儲層孔隙度與含水飽和度關(guān)系曲線（見圖2）。由圖2可以看出，隨孔隙度減小，含水飽和度增加，當(dāng)孔隙度小到某個數(shù)值，含水飽和度急劇增加，這時儲集巖的儲集能力變差。對于孔隙型儲層，一般取含水飽和度增至50%時所對應(yīng)的孔隙度作為該儲層的孔隙度下限。但在裂縫－孔隙型儲層中，油氣的滲流和聚集很大程度上受裂縫發(fā)育程度的影響和控制，儲層巖石的孔隙度與含水飽和度之間呈更為復(fù)雜的關(guān)系，甚至不具有明顯的相關(guān)性，因此引入喉道半徑參數(shù)。

圖2 靖邊氣田馬五1＋2儲層密閉取心含水飽和度與孔隙度關(guān)系圖

式中，pc為毛細(xì)管壓力；σ為巖石的表面張力；rt為喉道半徑；rp為孔隙半徑；θ為巖石的潤濕角。一般rp?rt，故式（1）可簡化為

根據(jù)油氣二次運移的理論，儲層巖石中原被水所充填，油氣要進(jìn)入孔隙必須有足夠大的浮力以克服孔隙喉道所具有的毛細(xì)管壓力。在地層條件下，如果能夠形成高度較大的氣柱，則會得到較大的浮力，天然氣便可能克服較細(xì)小的孔隙喉道阻力進(jìn)入它們所連通的孔隙空間，否則便只能進(jìn)入那些由較大的喉道連通的空間。因此，在相同的浮力條件下，孔喉毛細(xì)管壓力的大小就決定了其能否成為有效儲層，從理論上可知，孔喉的毛細(xì)管壓力與孔喉半徑之間關(guān)系為

喉道半徑?jīng)Q定了孔隙的有效性。喉道半徑越小，毛細(xì)管壓力越高，油氣就需要更大的浮力才能進(jìn)入孔隙。因此，喉道半徑是影響儲層含氣性的重要因素，可作為劃分氣層的標(biāo)準(zhǔn)之一，也是確定孔隙度下限的另一個重要參數(shù)。

圖3 靖邊氣田馬五1＋2儲層孔隙度與中值半徑的關(guān)系

在儲層孔隙結(jié)構(gòu)資料中，毛細(xì)管壓力曲線反映的是三維空間的定量特征。一般認(rèn)為，汞驅(qū)替巖樣中潤濕相的過程與地下氣相驅(qū)替地層水的過程相似。當(dāng)試驗壓力轉(zhuǎn)化為喉道半徑后，可得到每塊巖樣的含汞（氣）飽和度與喉道半徑的關(guān)系曲線；再根據(jù)該樣品實測的孔隙度值，可得到孔隙度、喉道半徑、含汞（氣）飽和度三者的關(guān)系。根據(jù)靖邊氣田16口井35個裂縫－孔隙型儲層樣品的壓汞資料，繪制孔隙度與喉道半徑的關(guān)系（見圖3）?？梢钥闯?，當(dāng)飽和度一定時，孔隙度隨喉道半徑的增大而增大，孔隙度的下限值受到喉道半徑的制約。

1.3 確定碳酸鹽巖有效孔隙度下限值的方法

1.3.1 確定φ－r／Sw回歸關(guān)系式

有效孔隙度隨喉道半徑的增大而增大，隨含水飽和度的增大而減小，利用氣田實測的孔隙度及壓汞資料，經(jīng)數(shù)學(xué)回歸分析處理后，建立孔隙度和喉道半徑（中值半徑或均值）與含水飽和度的相關(guān)方程，即φ－r／Sw關(guān)系式（見圖4）

根據(jù)式（3），只需求得喉道半徑及含水飽和度的臨界值，即可得到有效孔隙度的下限值。

圖4 靖邊氣田馬五1＋2儲層孔隙度與含水飽和度及中值半徑的關(guān)系圖

1.3.2 確定喉道半徑的下限值

碳酸鹽巖儲層偏小的孔喉半徑、發(fā)達(dá)的微孔隙系統(tǒng)和強(qiáng)親水性決定了氣、水在儲層中獨特的分布方式。氣主要分布于與大喉道連通的孔隙體積之中，而水則占據(jù)小喉道的微孔隙體積。氣與水分布的孔隙喉道半徑臨界值稱為最小有效含油氣孔隙喉道半徑，或流動孔隙喉道半徑下限。研究中采用靖邊氣田馬五1＋2典型儲層平均毛細(xì)管壓力曲線，當(dāng)累計滲流能力貢獻(xiàn)值大于99%時確定該儲層對應(yīng)的喉道半徑下限為0.008μm（見圖5）。

1.3.3 確定含水飽和度的臨界值

圖5 靖邊氣田馬五1＋2儲層平均壓汞曲線滲流能力分布圖

在巖樣氣水兩相的相對滲透率曲線上，殘余氣飽和度Sgr（其對應(yīng)的含水飽和度為Swa）以及氣的相滲透率曲線的拐點所對應(yīng)的含水飽和度Swb，對于儲層流體的滲透具有重要意義。當(dāng)儲層的含水飽和度小于Swa時氣的相對滲透率才不會為0，儲層才可能產(chǎn)出天然氣，故Swa可作為確定孔隙度絕對下限的含水飽和度臨界值。同理，當(dāng)含水飽和度小于Swb時，氣的相對滲透率劇增，儲層主要是產(chǎn)氣并具有一定的產(chǎn)能，故Swb可作為孔隙度產(chǎn)出下限的含水飽和度的臨界值。但由于Swb不易確定，故常用氣的相對滲透率曲線Krg與水的相對滲透率曲線Krw的交點所對應(yīng)的含水飽和度Swc代替（見圖6）。

圖6 相對滲透率曲線示意圖

利用靖邊氣田11口井38個氣水兩相的相對滲透率資料（見表2），分別求出各樣品的Swa和Swc，再計算它們的平均值，求得Swa平均＝90.43%，Swc平均＝65.12%。

1.3.4 孔隙度下限的計算

將上述參數(shù)（絕對下限r(nóng)50、Swa；產(chǎn)出下限r(nóng)50、Swc）分別代入φ－r／Sw回歸關(guān)系式，即可求得孔隙度的絕對下限和產(chǎn)出下限。經(jīng)計算，靖邊氣田馬五1＋2碳酸鹽巖儲層的孔隙度絕對下限為1.50%，其產(chǎn)出下限為1.80%。

表2 靖邊氣田馬五1＋2儲層相對滲透率參數(shù)統(tǒng)計表

2 實例分析

圖7 S308井馬家溝組馬五1＋2段測井解釋綜合圖

以S308井馬家溝組馬五1＋2段白云巖儲層為例（見圖7）。該井馬五31解釋差氣層3.7 m，儲層視電阻率315.4Ω·m，聲波時差154.8μs／m，密度2.80 g／cm3，分析孔隙度1.3%，分析滲透率0.045 mD；馬解釋差氣層2.1 m，視電阻率654.6Ω·m，聲波時差155.0μs／m，密度2.81 g／cm3，分析孔隙度1.6%，分析滲透率0.143 mD。2段儲層巖性均比較致密，物性在下限附近（見圖7），鑄體薄片資料顯示馬段儲層發(fā)育微裂縫，該井馬、馬層位合試，采用組合酸酸化工藝獲得井口產(chǎn)量0.128×104m3／d。

針對確定的孔隙度1.5%的下限標(biāo)準(zhǔn)，選擇物性下限值附近的S308、S331、S371、S433、T40等井分別進(jìn)行試氣，試氣結(jié)果證實上述下限值附近的儲層具有一定的產(chǎn)氣能力（見表3）。

表3 靖邊氣田馬家溝組馬五1＋2段碳酸鹽巖儲層下限層數(shù)據(jù)表

3 結(jié) 論

（1）低孔隙度碳酸鹽巖儲層下限的確定是一個不斷認(rèn)識與實踐的過程，開發(fā)工藝技術(shù)的進(jìn)步可以不斷推動儲層下限從技術(shù)經(jīng)濟(jì)下限向物理下限逐步逼近。

（2）低孔隙度碳酸鹽巖儲層孔隙類型復(fù)雜，裂縫、微裂隙普遍發(fā)育，基質(zhì)滲透率下限在實際有效厚度解釋中可操作性差，一般是通過孔隙度下限對致密層進(jìn)行扣除。

（3）通過確定與儲層儲集能力和氣水密切相關(guān)的喉道半徑、含水飽和度等參數(shù)，重新標(biāo)定有效儲層下限，馬五1＋2儲層孔隙度下限由2.5%降低至1.5%，下限層試氣結(jié)果證實具有一定的產(chǎn)氣能力。

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