靖边气田低孔隙度碳酸盐岩储层有效厚度下限研究

张海涛，时卓，钟晓勤，刘天定，杨小明

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018）

0 引 言

有效厚度下限是划分油气层有效厚度的直接依据，是油气藏的特征值之一。目前储量计算规范中把有效厚度定义为工业油（气）流井中对于产能有贡献的储层厚度［1］，说明有效厚度仅存在于已试油（气）的工业油（气）流井中，“对产油量有贡献”限定其必为同一个开发单元，对其产油（气）量没有限定。关于有效厚度的概念，国内外大体一致。

有效厚度下限通常指储层的孔隙度、渗透率和饱和度等下限。影响储层下限取值主要有2个方面因素［2－4］，①经济技术因素，主要有原油价格、开发工艺、油层改造技术等，随着效益价格比的变化，下限标准也随之变化，由此确定的下限称之为技术经济下限；②储层地质因素，主要有储层的岩性、胶结物的成分及含量、孔隙微观结构、孔喉的配置、原油（气）性质、地层压力等，由此确定的下限称为物理下限。低于该下限储层仅含残余油（气），不存在可动油（气），油（气）在该状态下不能形成连续相渗流。油气层的厚度与有效厚度下限呈反比，厚度越大，下限值就越低。

靖边气田奥陶系马家沟组马五1＋2段储层岩性主要为细粉晶白云岩，次为泥晶云岩和粒屑白云岩，储层孔隙类型以溶孔为主，其次为晶间孔、膏模孔，此外还有少量晶间溶孔、粒内孔，孔隙类型复杂多样，裂缝与微裂缝普遍发育；有效储层分布受岩性和古地貌双重控制，非均质性较强，储层孔隙度主要分布在1.5%～9.5%，平均5.1%；渗透率主要分布在0.01～5.0 mD＊＊ 非法定计量单位，1 mD＝9.87×10－4μm2，下同，平均1.678 mD。研究储层有效厚度物性下限就是研究储层孔隙度［5］、渗透率下限，但是由于低渗透碳酸盐岩储层非均质性强，基质渗透率极低，难以确定，在实际有效厚度解释中可操作性差。Bullien［6］从毛细管模型推导出K＝φ·r2／8的关系式，表明K与φ之间存在一定的相关性，因此通常考虑通过确定孔隙度下限值来确定储层有效厚度的物性下限。要合理确定孔隙度下限值就要寻找既能有效控制孔隙度，又能反映能否成为有效气层的影响因素。

在靖边气田马家沟组马五1＋2储层评价过程中，发现即使是孔隙度小于原有孔隙度下限2.5%的岩样，仍然有20%左右的样品可构成储层。近些年来，伴随着加砂压裂改造工艺技术的提高和水平井开发技术应用，原标准下（φ＜2.5%）解释的差气层和致密层测试获得一定产能，储层下限存在进一步降低的空间。

本文结合靖边气田马五1＋2储层实际开发生产情况及压汞、相渗等资料，重新标定当前技术经济条件下的有效孔隙度下限为1.5%，为靖边气田2011年新增2 210×108m3天然气探明地质储量做出了重要贡献。

1 气层有效厚度物性下限标准的确定

1.1 储层储集空间类型

靖边气田马五1＋2段储层主要发育溶孔、晶间孔、晶间溶孔和膏模孔等4类孔隙（见表1）。马五1＋2储层总面孔率为2.22%，孔隙类型以溶孔为主，其次为晶间孔、膏模孔，三者约占总面孔率的91.7%，此外还有少量晶间溶孔。马五1＋2储层裂缝发育主要起沟通孔隙的作用，对提高储层的渗滤能力有重要意义。

根据储层孔隙和裂缝的发育程度以及在空间上的组合形式，马五1＋2储层的储集空间类型大体上可分为3类。

（1）裂缝－孔隙型。岩性主要为白云岩，以成层分布的溶蚀孔洞为主要储集空间，网状微裂缝为渗滤通道，孔径一般为1～2 mm，最大可达10 mm×30 mm，孔隙度一般大于7.0%，渗透率一般大于0.8 mD，物性好。压汞曲线为一宽缓的平台，排驱压力小于0.1 MPa，分选好，较粗歪度。该类储层是马五1＋2储层主要的储集类型。

（2）孔隙型。岩性主要为细粉晶白云岩，以晶间孔和晶间溶孔为主要储集空间，孔径5～50μm，物性较好，孔隙度4.0%～7.0%，渗透率0.3～0.8 mD。压汞曲线为一较宽缓的平台，排驱压力0.1～1.0 MPa，分选较好，较粗歪度。该类储层是马五1＋2储层主要的储集类型。

（3）裂缝－微孔型。岩性主要为泥－细粉晶白云岩，以分散晶间孔、铸模孔为储集空间，角砾间缝和微细裂缝为其渗滤通道，孔径一般为5～20μm，物性较差，孔隙度一般为1.5%～4.0%，渗透率为0.01～0.3 mD。压汞曲线呈陡斜坡状，排驱压力大于1.0 MPa，分选差，细歪度。该类储层以马为主，其次为马、马小层，大多产能较低。

靖边气田碳酸盐岩储集空间是以次生孔隙为主，而次生孔隙的形成机理主要是水介质的溶解作用。不论是暴露地表后的大气淡水淋滤作用还是地下水的溶解作用，都是沿着相对高渗透率的通道进行。因此，原来较高渗透能力的储集空间在水流的作用下会形成渗透能力更强的次生孔隙网络，在原来基质孔隙的背景上形成了具有不同渗滤能力的2套孔隙网络。后期的充填和交代作用可以把连续的孔隙网络切断，形成高低渗透率相间分布的非均质系统。

当局部高渗透率区被低渗透率区包围时，储层在总体上表现为低渗透率，在酸化压裂改造后可以由低渗透率转变为异常的高渗透率。正因为碳酸盐岩具有如此强烈的非均质性而造成了孔隙度、渗透率、饱和度的特征与砂岩有很大差异。对于孔隙度低于原有的有效厚度下限标准（φ＜2.5%）时，碳酸盐岩孔隙度、渗透率、饱和度的表现形式从机理上可以分为以下3种（见图1）：①储集空间全部是微孔隙和微喉道，储层表现为低孔隙度、低渗透率、高含水饱和度，这部分储层基本是无效的，处于图1中A区域；②背景是微孔隙和小喉道，但中间有被包围的孤立的大孔隙或洞穴，由于常规分析手段的制约，储层仍然表现为低孔隙度、低渗透率、高含水饱和度，处于图1中A区域；③背景是微孔隙或少量溶孔，但有裂缝贯穿，储层为低孔隙度，但表现出中高渗透率以及中低含水饱和度特征，处于图1中B区域。

图1 靖边气田马五1＋2段储层分析孔隙度与分析渗透率关系图

显然B区域中的低孔隙度储层对于储量的动用并非完全没有用，若按照原有的有效厚度孔隙度的下限标准2.5%，必然导致一定数量有效厚度的丢失。因此，对于低孔隙度储层，是否发育裂缝是决定储层有效性的关键因素。

1.2 确定有效孔隙度下限值的基本原理

油（气）层并非工业产层储层中存在多相流体时，各相流体的相渗透率随该相饱和度增大而增大，当气水两相共存时，含水饱和度值越低，气的相渗透率越高，储层主要产气。正常情况下，油气层是否具有产能主要取决于油或气的相渗透率，而相渗透率的高低，又主要受含水饱和度的制约。可见，含水饱和度作为划分有效油气层的标准之一［7］，也是确定物性下限值的重要参数。

根据毛细管压力原理，在水润湿相的含气岩石中，孔隙度与含水饱和度呈近似的双曲线关系，这在理论上已被证实［8－9］，根据6口密闭取心井467块样品得出靖边气田马五1＋2储层孔隙度与含水饱和度关系曲线（见图2）。由图2可以看出，随孔隙度减小，含水饱和度增加，当孔隙度小到某个数值，含水饱和度急剧增加，这时储集岩的储集能力变差。对于孔隙型储层，一般取含水饱和度增至50%时所对应的孔隙度作为该储层的孔隙度下限。但在裂缝－孔隙型储层中，油气的渗流和聚集很大程度上受裂缝发育程度的影响和控制，储层岩石的孔隙度与含水饱和度之间呈更为复杂的关系，甚至不具有明显的相关性，因此引入喉道半径参数。

图2 靖边气田马五1＋2储层密闭取心含水饱和度与孔隙度关系图

式中，pc为毛细管压力；σ为岩石的表面张力；rt为喉道半径；rp为孔隙半径；θ为岩石的润湿角。一般rp≫rt，故式（1）可简化为

根据油气二次运移的理论，储层岩石中原被水所充填，油气要进入孔隙必须有足够大的浮力以克服孔隙喉道所具有的毛细管压力。在地层条件下，如果能够形成高度较大的气柱，则会得到较大的浮力，天然气便可能克服较细小的孔隙喉道阻力进入它们所连通的孔隙空间，否则便只能进入那些由较大的喉道连通的空间。因此，在相同的浮力条件下，孔喉毛细管压力的大小就决定了其能否成为有效储层，从理论上可知，孔喉的毛细管压力与孔喉半径之间关系为

喉道半径决定了孔隙的有效性。喉道半径越小，毛细管压力越高，油气就需要更大的浮力才能进入孔隙。因此，喉道半径是影响储层含气性的重要因素，可作为划分气层的标准之一，也是确定孔隙度下限的另一个重要参数。

图3 靖边气田马五1＋2储层孔隙度与中值半径的关系

在储层孔隙结构资料中，毛细管压力曲线反映的是三维空间的定量特征。一般认为，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相似。当试验压力转化为喉道半径后，可得到每块岩样的含汞（气）饱和度与喉道半径的关系曲线；再根据该样品实测的孔隙度值，可得到孔隙度、喉道半径、含汞（气）饱和度三者的关系。根据靖边气田16口井35个裂缝－孔隙型储层样品的压汞资料，绘制孔隙度与喉道半径的关系（见图3）。可以看出，当饱和度一定时，孔隙度随喉道半径的增大而增大，孔隙度的下限值受到喉道半径的制约。

1.3 确定碳酸盐岩有效孔隙度下限值的方法

1.3.1 确定φ－r／Sw回归关系式

有效孔隙度随喉道半径的增大而增大，随含水饱和度的增大而减小，利用气田实测的孔隙度及压汞资料，经数学回归分析处理后，建立孔隙度和喉道半径（中值半径或均值）与含水饱和度的相关方程，即φ－r／Sw关系式（见图4）

根据式（3），只需求得喉道半径及含水饱和度的临界值，即可得到有效孔隙度的下限值。

图4 靖边气田马五1＋2储层孔隙度与含水饱和度及中值半径的关系图

1.3.2 确定喉道半径的下限值

碳酸盐岩储层偏小的孔喉半径、发达的微孔隙系统和强亲水性决定了气、水在储层中独特的分布方式。气主要分布于与大喉道连通的孔隙体积之中，而水则占据小喉道的微孔隙体积。气与水分布的孔隙喉道半径临界值称为最小有效含油气孔隙喉道半径，或流动孔隙喉道半径下限。研究中采用靖边气田马五1＋2典型储层平均毛细管压力曲线，当累计渗流能力贡献值大于99%时确定该储层对应的喉道半径下限为0.008μm（见图5）。

1.3.3 确定含水饱和度的临界值

图5 靖边气田马五1＋2储层平均压汞曲线渗流能力分布图

在岩样气水两相的相对渗透率曲线上，残余气饱和度Sgr（其对应的含水饱和度为Swa）以及气的相渗透率曲线的拐点所对应的含水饱和度Swb，对于储层流体的渗透具有重要意义。当储层的含水饱和度小于Swa时气的相对渗透率才不会为0，储层才可能产出天然气，故Swa可作为确定孔隙度绝对下限的含水饱和度临界值。同理，当含水饱和度小于Swb时，气的相对渗透率剧增，储层主要是产气并具有一定的产能，故Swb可作为孔隙度产出下限的含水饱和度的临界值。但由于Swb不易确定，故常用气的相对渗透率曲线Krg与水的相对渗透率曲线Krw的交点所对应的含水饱和度Swc代替（见图6）。

图6 相对渗透率曲线示意图

利用靖边气田11口井38个气水两相的相对渗透率资料（见表2），分别求出各样品的Swa和Swc，再计算它们的平均值，求得Swa平均＝90.43%，Swc平均＝65.12%。

1.3.4 孔隙度下限的计算

将上述参数（绝对下限r50、Swa；产出下限r50、Swc）分别代入φ－r／Sw回归关系式，即可求得孔隙度的绝对下限和产出下限。经计算，靖边气田马五1＋2碳酸盐岩储层的孔隙度绝对下限为1.50%，其产出下限为1.80%。

表2 靖边气田马五1＋2储层相对渗透率参数统计表

2 实例分析

图7 S308井马家沟组马五1＋2段测井解释综合图

以S308井马家沟组马五1＋2段白云岩储层为例（见图7）。该井马五31解释差气层3.7 m，储层视电阻率315.4Ω·m，声波时差154.8μs／m，密度2.80 g／cm3，分析孔隙度1.3%，分析渗透率0.045 mD；马解释差气层2.1 m，视电阻率654.6Ω·m，声波时差155.0μs／m，密度2.81 g／cm3，分析孔隙度1.6%，分析渗透率0.143 mD。2段储层岩性均比较致密，物性在下限附近（见图7），铸体薄片资料显示马段储层发育微裂缝，该井马、马层位合试，采用组合酸酸化工艺获得井口产量0.128×104m3／d。

针对确定的孔隙度1.5%的下限标准，选择物性下限值附近的S308、S331、S371、S433、T40等井分别进行试气，试气结果证实上述下限值附近的储层具有一定的产气能力（见表3）。

表3 靖边气田马家沟组马五1＋2段碳酸盐岩储层下限层数据表

3 结 论

（1）低孔隙度碳酸盐岩储层下限的确定是一个不断认识与实践的过程，开发工艺技术的进步可以不断推动储层下限从技术经济下限向物理下限逐步逼近。

（2）低孔隙度碳酸盐岩储层孔隙类型复杂，裂缝、微裂隙普遍发育，基质渗透率下限在实际有效厚度解释中可操作性差，一般是通过孔隙度下限对致密层进行扣除。

（3）通过确定与储层储集能力和气水密切相关的喉道半径、含水饱和度等参数，重新标定有效储层下限，马五1＋2储层孔隙度下限由2.5%降低至1.5%，下限层试气结果证实具有一定的产气能力。

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