元坝气田长兴组气藏含水饱和度计算

2014-06-15高红贤冯明刚王建波田雨刘帅

断块油气田 2014年3期

高红贤，冯明刚，王建波，田雨，刘帅

（中国石化勘探南方分公司研究院，四川成都610041）

0 引言

元坝气田是继普光气田之后中石化在四川盆地新发现的又一大型气田［1］。该气田构造上处于川北坳陷与川中低缓构造带结合部，主要目的层为长兴组。孔隙是主要的储集空间，但裂缝和溶蚀孔洞发育，具有较强的非均质性和各向异性［2-3］，给含水饱和度的精确计算带来较大困难。

元坝气田长兴组气藏礁滩相储层储集类型为孔隙型和裂缝-孔隙型，储层岩石泥质质量分数低［4-5］，本次研究中采用目前应用最广泛的Archie 公式计算含水饱和度［6-8］，岩电参数（岩石的胶结指数m、饱和度指数n）的确定主要运用岩心实验分析结果标定［9］。通常Archie 公式有2 个表达式：

式中：F 为地层因数；Ro为100%饱含地层水时的地层电阻率，Ω·m；Rw为地层水电阻率，Ω·m；a 为与岩石有关的比例系数；φ 为孔隙度；m 为岩石的胶结指数。

式中：I 为电阻率增大系数；Rt为含油气地层电阻率，Ω·m；b 为与岩性有关的常数；Sw为含水饱和度；n 为饱和度指数。

对于具有双重孔隙结构的碳酸盐岩地层，在裂缝发育层段，其基质孔隙度相对较低，而在裂缝不发育、孔隙度较高的层段，基质孔隙发育［10］。因此，研究过程中，按照孔隙型和裂缝-孔隙型2 种储层类型，以Archie 公式为基础，通过岩电实验数据回归分析研究不同储层类型的岩电参数，并对其进行影响因素分析和优化，提高了含水饱和度测井解释精度。

1 岩电实验

常温高压条件下，对元坝长兴组的岩样进行岩电实验［11］。岩样实验围压定为5 MPa 和10 MPa，NaCl 溶液质量浓度选用65.0 g/L，进行岩心地层因素和电阻率增大系数的测量。岩样孔隙度分布范围为2.83%～13.41%，分为孔隙型（渗透率与孔隙度之间有良好的相关性）和裂缝-孔隙型（孔隙度变化小而渗透率急剧增大）2 种孔隙类型。

通过F-φ，I-Sw的关系，拟合求得长兴组岩电参数m 和n 的值。参考FMI 成像测井资料划分孔隙类型，从而确定元坝地区长兴组裂缝-孔隙型储层的m 为1.711，n 为2.060；孔隙型储层的m 为1.792，n 为1.746。

利用岩电实验数据所得m，n 值计算得到的含水饱和度与密闭取心分析的含水饱和度偏差较大。因此，有必要对含水饱和度影响因素进行分析和优化。

2 m，n 值的影响因素

岩电参数m，n 值的影响因素较多，主要有围压、地层水矿化度、温度、孔隙度及孔隙结构等。由于普光地区和元坝地区均位于川东北台缘礁滩相，储层特征类似［12］（见表1），可利用普光地区的岩电实验结果对影响因素进行逐一分析，并针对元坝地区的特征确定m，n 值。

表1 普光气田与元坝气田储层特征对比

2.1 围压

不同围压条件下进行岩电实验发现，总体来讲，样品的胶结指数m 值随围压增大而增大，该特征在低于100 g/L 的矿化度条件下尤为明显，在高于100 g/L 的矿化度条件下，m 值增幅不大；饱和度指数n 随围压增大而减小。

元坝地区岩样岩电实验围压为5 MPa 和10 MPa；普光气田岩电实验围压为2 MPa 和15 MPa。普光气田实验围压在15 MPa 时，m 值为2.200，n 值为1.910，均高于元坝地区的测量值。当元坝地区岩电实验围压达到80 MPa 时，实验得到的m，n 值同样小于普光气田。由此可知，围压并不是造成元坝地区长兴组m，n 值偏小的主要因素。

2.2 地层水矿化度和温度

m 值随地层水矿化度cp的升高，呈增大的趋势；但cp高于16 g/L 后，m 值变化幅度很小，即在地层水矿化度较高的条件下，m 值变化不明显（见图1a）；当cp低于64 g/L 时，随着cp的升高，n 值的增大趋势明显；但当cp高于64 g/L 时，随矿化度的升高，n 值增加得越来越缓慢（见图1b）。元坝地区地层水矿化度为56.2～65.0 g/L，故m 值几乎不受地层水矿化度的影响，n 值会随矿化度的升高有微弱的增大。因此，地层水矿化度不是影响m，n 值较小的主要因素。

当地层水矿化度较低时，随着温度升高，m 值有所减小，但减小幅度较小；当地层水矿化度较高时，温度对m 值影响很小（见图1a）。随着温度的增加，n 值减小，但减小幅度较小（见图1b）。所以，温度也不是影响m，n 值偏小的主要因素。

图1 地层水矿化度、温度对m，n 的影响

2.3 孔隙度和孔隙结构

孔隙度较小时，随着孔隙度增大，m 值增大；当孔隙度大到一定程度时，随着孔隙度继续增大，m 值逐渐减小（见图2a）。溶蚀孔洞越发育，m 值越高。均质孔隙型储层，m 值随孔隙度增大而增大的幅度较小，即受孔隙度影响较小；而缝洞型储层，m 值随孔隙度增大而增大的幅度较大，m 值受孔隙度影响较大。

随着孔隙度的增大，饱和度指数n 逐渐增大，但增大的幅度越来越小，达到一定程度后，n 值不再变化（见图2b）。

图2 孔隙度对m，n 的影响

元坝地区长兴组的岩心基质孔隙度较低，岩样平均孔隙度为6.54%，裂缝相对较发育。较低的基质孔隙度导致m，n 值降低，这是元坝地区m，n 值偏低的主要因素。

3 m，n 值的优化

鉴于较低的基质孔隙度是导致元坝地区m，n 值偏低的主要原因，研究中尝试增加基质孔隙度较高的岩电实验数据，以充分反映碳酸盐岩非均质储层的多元性，得到元坝气田长兴组礁滩相储层不同孔隙分布区间含水饱和度计算公式中的m，n 值。

图3为长兴组岩心渗透率与孔隙度的关系。储层孔隙类型主要为裂缝-孔隙型和孔隙型2 种，说明岩心孔隙结构复杂，溶孔、裂缝发育，非均质性强。将所有井的层位、沉积环境、孔隙类型相同且岩性相近的实验数据点合并，对m，n 值进行优化。优化后的m，n 值可以扩展应用到四川盆地川东北地区礁滩相储层。

图3 长兴组岩心渗透率-孔隙度关系

胶结指数m 是计算含水饱和度的关键参数，合理的m 值不仅能够更真实地反映储层的孔隙结构，而且能够提高含水饱和度的计算精度［13-14］。长兴组储层微裂缝发育，非均质性强，储层孔隙度变化范围较大，但储层的m 值与孔隙度之间具有较好的相关性。图4为元坝地区长兴组F-φ 关系图，以孔隙度4%为界，将2个孔隙区间的数据分别拟合a＝1 时的F-φ 关系，拟合关系式F＝aφ-m，回归线斜率不同，即二者的m 值不同，从而确定不同孔隙空间的m 值。

图4 长兴组a＝1 时F-φ 关系

在计算饱和度指数n 值的众多方法中，I-Sw回归分析法是目前利用岩电资料求取n 值的常用方法［15］。在深入揭示和了解碳酸盐岩储层n 值的分布范围和变化特点的基础上［16］，将岩电实验数据按孔隙区间和孔隙类型，合理优选n 值（见图5）。图5为元坝气田长兴组的I-Sw关系图，以孔隙度4%为界，分孔隙区间拟合关系式I＝bSw－n，确定不同孔隙空间的n 值。优化后的m，n 值取值见表2。

图5 长兴组b=1 时I-Sw 关系

表2 元坝地区长兴组岩电实验m，n 值统计

4 应用效果分析

根据长兴组地层水分析资料，计算得出平均地层水电阻率为0.032 Ω·m。结合上述岩电参数，采用Archie 公式计算含水饱和度。将元坝Y 井测井计算的含水饱和度与密闭取心含水饱和度分析结果进行对比（见图6），验证m，n 值选取的合理性，同时评价测井计算含水饱和度精度。从图6可看出，二者变化趋势基本一致且数值接近。