利用峰点孔喉半径确定储层物性下限值

黄彦锋，时新磊，陆云龙

（1.中海石油（中国）有限公司曹妃甸作业公司，天津300452；2.中海石油（中国）天津分公司，天津300452）

0 引 言

储层物性下限值是确定油、气层有效厚度的关键参数之一，直接影响油、气储量的规模。传统储层物性下限值的确定方法主要依赖DST测试和取样资料。海上油田测试和取样资料较少，使部分油田储层物性下限值确定困难，即使纵向上原油黏度变化较大，也往往使用一套物性下限值。利用现有基础资料确定合理的储层物性下限值是面临的重要课题。

1980年，Winland通过分析岩心压汞数据建立了r35（毛细管压力曲线上进汞饱和度为35%时对应的孔喉半径）与岩心孔隙度、渗透率关系式（Winland方程）［1］，在此基础上结合大量测试资料得到了合理的储层物性下限值。1992年Pittman［2］提出了峰点孔喉半径的概念，改进了Winland方程。本文为解决海上部分油田测试、取样资料少以及储层物性下限值确定困难的问题，运用 Winland和Pittman研究成果，对渤海10个测试以及取样资料丰富的油田的共435块岩心压汞数据进行了分析，发现峰点孔喉半径界限值与地层原油黏度具有较好的相关性。研究结果表明，在缺少测试资料的情况下可通过地层原油黏度得到峰点孔喉半径界限值，结合改进的Winland方程可确定储层物性下限值。该方法在渤海多个油田得到验证，效果较好。

1 利用峰点孔喉半径界限值确定储层物性下限值

1.1 峰点孔喉半径的确定

1980年Winland［1］对某油田300多块岩心压汞数据研究时发现，当进汞饱和度为35%时对应的孔喉半径与岩心分析的孔隙度、渗透率存在 Winland方程

式中，r35为进汞饱和度35%时对应的孔喉半径，μm；Kcor为岩心渗透率，mD＊非法定计量单位，1mD＝9.87×10－4μm2，下同；φcor为岩心孔隙度，%。

1992年，Pittman［2－4］进一步研究发现，当毛细管压力变化量与进汞饱和度比值最小时对应的孔喉半径与岩心分析孔隙度、渗透率相关性更好（见图1）。这一最小值对应的孔喉半径称为峰点孔喉半径［3］，即单位压差下进汞量最大。其物理意义在于，一旦油气突破峰点孔喉半径，含油饱和度会迅速增加，此时储层为有效油层［5－6］。

图1 峰点孔喉半径确定方法示意图

峰点孔喉半径与岩心分析孔隙度、渗透率关系［2］式为

该关系式称为改进的Winland方程。式中rx为峰点孔喉半径，μm。

1.2 峰点孔喉半径界限值的确定

与储层物性下限值相对应的峰点孔喉半径，这里称为峰点孔喉半径界限值。以渤海××9－4油田为例说明该界限值的确定方法。

第1步，根据Pittman研究成果对该油田沙河街组的5块岩心压汞数据采用图1所示的方法寻找每块岩样的峰点孔喉半径，并分析峰点孔喉半径与岩心孔隙度、渗透率相关关系，得到改进的Winland方程［7－8］

第2步，在渗透率与孔隙度交会图中，依据式（3）绘出不同孔喉半径下孔隙度与渗透率的变化关系（图2中三角点所示），并将岩心分析孔隙度、渗透率同时绘制在该图上（图2中圈点所示，共65块岩样）。

××9－4油田实测孔隙度下限值为17%；由图2的岩心渗透率与孔隙度关系（黑线所示）得渗透率下限值为7.3mD。将二者代入式（3）得峰点孔喉半径为1.5μm，即为峰点孔喉半径界限值。

图2 ××29－4油田沙河街组孔渗关系、孔喉半径关系图

1.3 地层原油黏度与孔隙度下限值关系

根据图2所示方法，对渤海近年测试资料充足的10个油田435块岩心压汞数据、926余块岩心孔隙度、渗透率数据进行分析，统计了这些油田测试孔隙度下限值以及相应的峰点孔喉半径界限值、地层原油黏度等相关数据（见表1）。

分析发现，峰点孔喉半径界限值与地层原油黏度具有很好的相关性（见图3），相关系数达0.91。该相关关系表明地层原油黏度越大，相应的孔喉半径界限值也越大［9－10］。

基于以上研究，根据原油黏度与峰点孔喉半径界限值关系，若已知原油黏度则可得到对应的峰点孔喉半径界限值，结合由岩心压汞、孔渗数据得到的Winland方程，可确定孔隙度和渗透率下限值。

表1 渤海海域10个油田峰点孔喉半径界限值统计表

图3 峰点孔喉半径界限值与地层原油黏度关系

2 应用实例分析

2.1 实例1

选择渤海××6－2油田验证该方法的实用性。整理该油田馆陶组岩心压汞和孔隙度、渗透率数据，得到峰点孔喉半径与孔隙度、渗透率关系图（见图4）。该油田馆陶组地层原油黏度0.56mPa·s，由图3得到对应的峰点孔喉半径界限值为1.7μm。图4中岩心孔隙度渗透率关系线（图3中黑线）与峰点孔喉半径为1.7μm线的交点孔隙度为17%，即为孔隙度下限值，对应渗透率下限值为2.8mD。与测试资料确定的孔隙度下限值（见图5）相同，证实了该方法的实用性。

2.2 实例2

图4 ××26－2油田峰点孔喉半径与孔隙度、渗透率关系图

图5 ××26－2油田测试层泥质含量与孔隙度交会图

渤海XC油田馆陶组DST测试2个层，未测到界限层，地层原油黏度502mPa·s，根据图3，该黏度对应的峰点孔喉半径界限值为6μm。孔隙度渗透率关系线与峰点孔喉半径界限值为6μm线的交点得到孔隙度下限值为27%，渗透率下限值为83mD（见图6）。该下限值与渤海海域类似油田储层物性下限值吻合。

图6 某油田馆陶组孔喉半径与孔隙度、渗透率关系图

×9－1油田同一地层原油黏度纵向上变化较大，明下段Ⅴ油组与明下段Ⅲ油组原油黏度分别为16.4mPa·s、135.1mPa·s，2个油组使用相同的孔隙度下限值显然不合理。由图3可知，16.4mPa·s、135.1mPa·s对应的峰点孔喉半径界限值分别为3.0μm、4.3μm。该油田依据岩心压汞和孔隙度、渗透率数据建立的 Winland方程见式（4），峰点孔喉半径与孔隙度、渗透率关系见图7。峰点孔喉半径3、4.3μm对应的孔隙度下限分别是20%、23%。

图7 ×9－1油田明下段孔喉半径与孔隙度、渗透率关系图

图8 DST测试、测压点孔隙度与泥质含量交会图

×9－1油田测试（取样）层孔隙度与泥质含量交会图显示孔隙度较低的3个层测井孔隙度分别为23.7%、21.0%、21.3%（见图8），地层原油黏度分别对应135.1、16.4、16.4mPa·s，与该方法确定的孔隙度下限值接近，证明利用峰点孔喉半径确定孔隙度下限值的方法合理可靠。

3 结论与建议

（1）研究充分利用了岩心资料，在一定程度上解决了测试资料较少时、储层物性下限值确定难的问题，为地层纵向上原油黏度变化大时储层物性下限值确定提供了一种新的思路。

（2）通过补充更多油田峰点孔喉半径界限值与地层原油黏度相关资料，不断完善二者关系，使该方法在渤海油田得以进一步推广应用，对储量评价中储层物性下限值的确定具有重要的指导意义。

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