富县油田D区长8致密砂岩油藏有效储层物性下限研究

丁点儿 吴少波 吴志明 张 萌

(西安石油大学 地球科学与工程学院/陕西省油气成藏地质学重点实验室， 西安 710065)

0 前 言

有效储层是指在当前条件下具有商业价值的油气可采储层，其物性下限一般以能够储集和渗滤油气的最小孔隙度、渗透率来度量[1]。目前，对于有效储层的物性下限，大多研究人员是根据岩心分析、试油及生产测试资料予以界定。他们利用试油资料，基于大量岩心样品实际测量的物性结果得到识别有效储层的物性下限标准，再综合测井资料得到有效储层的物性下限，并用一个确定的物性参数值来描述[2-4]。有效储层物性下限的界定问题是油气藏储量计算中的一项重要内容，是评价有效储层的一大难点，更是制定油气田勘探、开发方案的关键。为了获得更客观的油藏认识与评价，必须明确界定合理的油层物性下限[5]。

现有关于富县油田D区长8油层组储层的研究并不多，更是缺乏针对该区域储层物性下限的探索。为了进一步明确D区长8油层组致密砂岩油藏有效储层的物性下限，本次研究将采用动静态资料相结合的方法，利用岩心分析与试油资料对其进行分析。

1 D区长8储层特征

位于延安市富县西北部的D区，是富县油田自21世纪初以来勘探开发的一个油气新区块[6]。其构造处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡一级构造单元的东南部(见图1)，勘探面积约350 km2。截至目前，该区已投入大规模油气开发十数年之久，三叠系延长组长8油层组为其主要含油层位，同时长9、长6及长2油层组油气显示良好，长8油藏已完钻各类探井、开发井300多口。

图1 研究区位置示意图

通过岩心观察及铸体薄片鉴定发现，D区长8储层以深灰色极细砂岩为主，具有粒度细、成分成熟度低以及结构成熟度、碎屑成分中云母含量均较高等特点。其平均粒度为0.05～0.12 mm，粒度中值为0.05～0.15 mm[7]，以岩屑长石砂岩为主，含少量长石岩屑砂岩和长石砂岩。

根据区内30口井300余块岩心样品资料分析，长8储层的孔隙度集中分布于7%～13%(平均为9.7%)，渗透率集中分布于(0.1～0.5)×10-3μm2(平均为0.32×10-3μm2)(见图2)，表现出超低渗致密储层特征。

图2 D区长8储层孔隙度、渗透率分布直方图

2 长8有效储层物性下限值的确定

根据D区长8油层组致密砂岩储层的特征及实际资料，采用经验统计法、含油产状法、测试法、压汞参数法及最小孔喉半径法确定其有效储层的物性下限。各方法的特点如表1所示。

表1 确定有效储层物性下限所用方法

2.1 经验统计法

经验统计法通常是指基于岩心孔渗数据，以低孔、低渗段总累计储渗能力的5%为储能丢失界限进行累计频率统计[8]。该方法在我国大部分石油公司及美国的岩心公司得到了广泛应用。也有研究人员提出，可以在低孔低渗储层段将总累计储渗能力的15%设定为累计储能丢失上限[9-10]，或将总累计储渗能力的10%设定为累计储能丢失上限[11]。

运用经验统计法分析富县油田D区310 块岩心样品的孔隙度和渗透率，并根据统计数据绘制D区长8储层孔隙度 — 渗透率交会图(见图3)。以10%的丢失比例为累计储能丢失上限，确定孔隙度的下限为7%，孔隙度累计丢失13.5%。当孔隙度取7%时，对应的渗透率为0.15×10-3μm2，累计产油能力丢失6.06%。

图3 D区长8储层孔隙度-渗透率交会图

2.2 含油产状法

借助取心资料得到孔隙度与含油产状的关系(见图4)，根据含油产状确定有效储层的物性下限。 区内大量的录井及试油资料显示，D区长82段已获工业油流井射孔段的含油产状均表现为油迹级，油迹级以下砂岩储层的产油能力均小于工业油流标准(标准为0.5 t/d)。由此可知，油迹级为其含油级别下限，其孔隙度下限为7.8%，对应的渗透率取值为0.19×10-3μm2。

图4 D区长8储层孔隙度与含油产状的关系

2.3 测试法

单层试油结果是流体性质、储层物性及采油工艺技术的综合体现，也是分析储层内可动油和不可动油界限的直接依据[12]。根据全区内30口井的单层试油资料，当初周月的日产油量无限趋近于0时，其孔隙度、渗透率分别为7.0%、0.15×10-3μm2左右(见图5、图6)。在该物性界限以下，储层已基本不具备产油的条件。因此，可以将有效储层的物性下限确定为孔隙度7.0%、渗透率0.15×10-3μm2。

图5 单井产量与孔隙度的关系

图6 单井产量与渗透率的关系

2.4 压汞参数法

储层孔隙结构会导致渗透率的差异，因此渗透率的下限可根据中值压力、排驱压力和渗透率之间的关系来确定，相应的孔隙度下限可根据孔渗关系来确定[13-15]。

根据D区6口井52块岩样的压汞资料，在渗透率低于0.18×10-3μm2时排驱压力和中值压力快速增大(见图7、图8)，不具备形成有效储层的条件。因此，形成有效储层的渗透率下限为0.18×10-3μm2，其对应的孔隙度为7.5%。

图7 渗透率与排驱压力的关系

图8 渗透率与中值压力的关系

2.5 最小孔喉半径法

最小孔喉半径法是根据喉道半径来确定有效储层物性下限的方法。经实验验证，当储层孔喉半径小于 0.1 μm时，油气基本难以突破巨大的毛细管阻力，无法流入储层以形成油气藏。因此，可将喉道半径为0.1 μm时对应的渗透率取值作为有效储层的物性下限。

根据压汞分析数据可知孔喉中值半径与渗透率的关系(见图9)。已知最小孔喉中值半径为 0.1 μm，其对应的渗透率下限为 0.18×10- 3μm2。同时，对照研究区孔隙度与渗透率交会图可知孔隙度下限为7.5%。

图9 D区长8储层渗透率与孔喉中值半径的关系

3 有效储层物性下限取值

在以上方法中，经验统计法和含油产状法均属于静态方法，而测试法、压汞参数法和最小孔喉半径法属于动态方法。应用这些方法得到有效储层的孔隙度和渗透率下限分别为7.0%～7.8%和(0.15～0.19)×10-3μm2(见表2)，结果基本趋于一致，接近于准确值。最后，通过算术平均法计算并确定该区域有效储层的物性下限，即孔隙度7.4%、渗透率 0.17×10-3μm2。

表2 研究区物性下限

4 结 语

三叠系长8油层组是富县油田D区的主要油气勘探目的层，其储层孔隙度介于5%～12%，渗透率普遍低于0.5×10-3μm2，属致密砂岩储层。针对长8油层的油藏有效储层物性作了研究，采用经验统计法、含油产状法、测试法、压汞参数法和最小孔喉半径法确定了其物性下限。富县油田D区长8储层具有粒度较细、成分成熟度较低、结构成熟度较高、储层物性较差的特点，属于致密砂岩储层。综合应用以上方法，最终确定富县油田D区长8储层的物性下限为孔隙度7.4%、渗透率0.17×10-3μm2。