苏码头构造须二段储层物性下限研究

曾琪 马华灵 刘柏 米庆

（1.中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川江油 621709；2.中国石油西南油气田公司川中油气矿，四川遂宁 629000）

苏码头构造须二段储层物性下限研究

曾琪1马华灵1刘柏1米庆2

（1.中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川江油 621709；2.中国石油西南油气田公司川中油气矿，四川遂宁 629000）

前人对苏码头构造须二段开展了一定程度的研究，但在储层物性下限方面的研究较为薄弱，制约了对该区有效储层展布的研究，致使该区须二段勘探迄今尚无太大进展。为此，采用气—水毛细管压力法、相渗透率法和最小孔喉半径法确定了该区储层物性下限标准，将工区须二段储层产工业性天然气的孔隙度下限定为4.5%，对应含水饱和度上限45%，渗透率下限值0.017 3 mD；如只考虑是否有天然气产出，则含水饱和度上限可提高至65%。该下限标准的提出，为低缓构造带有效储层识别提供了依据。

苏码头构造 须二段 物性下限 气—水毛细管压力 相渗透率 最小孔喉半径

0 引言

经多年勘探证实，川西南部地区须家河组天然气资源丰富，埋藏深度适中，具有形成大、中型气田的地质基础，其中须二段是主要的勘探层系。目前，已发现的气田和含气构造主要分布在熊坡断裂以西，而在熊坡断裂以东的构造带，须二段勘探及认识程度较低，仅H1井获工业气流，这与潜在的资源量极不匹配。除此之外，前人对该区的研究也相对较为薄弱，致使该区须二段勘探迄今尚无太大进展。为此，笔者以苏码头构造须二段为例进行储层物性下限研究，以期为该区有效储层识别提供依据，从而推动该区勘探进程。

1 地质背景

苏码头构造位于川西中新生代沉积坳陷区南部、成都凹陷低缓构造带东侧的苏码头—盐井沟断褶背斜构造带北端。该构造两侧为熊坡断层和苏码头—盐井沟断层所夹持，整体呈北东向展布。

研究区须二段为一套海陆过渡相三角洲前缘河口坝、水下分流河道砂岩叠置沉积［1-3］。岩性以灰白、浅灰色厚层块状中、细粒长石石英砂岩、长石岩屑砂岩为主。岩石颗粒分选较好、次棱角状、点线接触，粒度以中粒为主。岩心孔隙度介于0.86%～6.87%，平均为4.36%。渗透率分布范围为0.000 359～6.87 mD，平均为0.11 mD。孔隙类型以粒内溶孔为主，少量粒间溶孔及杂基微孔，微裂缝欠发育。孔隙结构具小孔、窄喉、有效连通孔隙体积小、中—高排驱压力等特征［4］。总体上，苏码头构造须二段为低孔、低渗裂缝—孔隙型致密砂岩储层。

2 储层物性下限研究

储层物性下限包括孔隙度下限、渗透率下限和含水饱和度上限（气饱和度下限）。在这三者之间，只要能准确确定其中之一，其余两项参数即可根据它们之间的相关关系予以确定。研究储层物性下限的方法很多，但鉴于研究区的储层特征及实际资料情况，采用以下3种方法确定储层物性下限。

2.1 半渗透隔板气—水毛细管压力法

2.1.1 理论基础

根据毛细管压力理论，任何油、气藏的构造纵向上，其含水饱和度自下而上是逐渐降低的。因此，都存在100%产水—气水同产—100%产纯气的变化规律。气藏生产纯气的水饱和度的上限值即为气水过渡带顶（产纯气的最低点）所对应的水饱和度值。该值对应气水相对渗透率试验测得的临界水饱和度点，它是水驱气的过程中，水形成连续相而开始流动的起始点。当地层水饱和度大于该值时，有水产出；当地层水饱和度小于该值时，则地层生产纯气，在该气柱高度以上的地层中都可生产纯气，但是否具有工业价值，还须考虑它在构造中所处的高度以及产层的储渗能力等。从含水饱和度的角度考虑，如果所处的位置越高，则地层中的含水饱和度越低，气相渗流的速度越快，其单井产能就越高。因此，使地层生产纯气并具有工业产能的水饱和度应低于临界水饱和度值。要确定含水饱和度的上限值，须利用同一个样品的相对渗透率曲线和气—水毛细管压力曲线综合分析。由油层物理学知识可知：气水两相流动快慢的过渡点恰恰位于气—水毛细管压力曲线的转折点。因此，过渡点的水饱和度即为由该样品物性构成的储层生产纯气时的含水饱和度上限值。

过气—水毛细管压力曲线首尾两段切线的交点作毛细管压力曲线的垂线，交点A（气—水毛细管压力曲线拐点）所对应的水饱和度即为该样品物性构成的储层在取样深度生产工业气的最大水饱和度——含水饱和度的上限（图1）。

图1 气—水毛细管压力曲线图

2.1.2 确定生产无水天然气时含水饱和度上限值

根据前述须二段岩心物性特征，选取具有不同孔隙度和渗透率的14个样品进行气—水毛细管压力试验。按照上述方法，读取过渡点的含水饱和度值，即得到相应样品生产无水工业气的含水饱和度上限，其平均值为49.43%。

2.1.3 确定孔隙度下限

将上述14个岩心实测气—水毛细管压力曲线得到的水饱和度与相应岩心孔隙度拟合（图2），得相关关系式（1），按照含水饱和度上限49.43%计算，对应孔隙度下限为4.35%。

图2 气—水毛细管压力曲线得到的水饱和度与相应岩心孔隙度交会图

式中，Sw为含水饱和度，%；Φ为孔隙度，%；e为自然常数，2.718。

2.2 相渗透率法

在相对渗透率曲线图上，随着含水饱和度的增加，气相流动性逐渐降低，当含水饱和度大于交叉点对应的含水饱和度时，储层以产水为主。因此，可以取气水两相渗透率交叉点所对应的含水饱和度作为储集层有天然气产出（不一定具工业价值）的上限标准。根据M2-1井气水相对渗透率试验分析，其交叉点对应的含水饱和度值较高，为63.5%～70.5%，平均为67.84%。利用M2-1井岩心孔隙度—含水饱和度交会图（图3），求得对应的孔隙度下限为3.83%。

图3 M2-1井岩心孔隙度—含水饱和度交会图

2.3 最小孔喉半径法

近20年来对川西北地区须二段致密砂岩储层孔隙结构的研究结果认为：以大于0.075 μm的喉道所连通的孔隙体积大于30%的岩层，可作为有效储层。将苏码头与邻区邛西构造须二段储层对比分析认为，苏码头地区物性条件略优于邛西［4］10，但二者孔隙结构特征基本类似。参考邻区须二气藏探明储量中孔喉半径下限取值，笔者以0.075 μm做为油气流动的最小喉道半径。根据M2-1井压汞资料分析，孔喉半径大于0.075 μm时，平均进汞量为53.606%。利用压汞实验测得的孔喉中值半径与对应孔隙度、渗透率数据编绘图4、图5，得关系式（2）、（3）：

式中，r为孔喉中值半径，取0.075 μm；K为渗透率，mD。

取最小孔喉半径0.075 μm，算得渗透率的下限值为0.017 3 mD，孔隙度下限值为4.87%。再利用图3，求得对应的含水饱和度上限为53.51%。在实际应用中，可以根据资料对喉道半径作出适当的调整。

图4 孔隙度与孔喉中值半径关系图

图5 渗透率与孔喉中值半径关系图

3 结论与认识

1）综上分析，在符合储量规范的前提下，将工区须二段储层产工业性天然气的孔隙度下限定为4.5%，对应含水饱和度上限取45%，渗透率下限值0.017 3 mD；如只考虑是否有天然气产出（不一定具工业价值），则含水饱和度上限可提高至65%。实践证实，该下限标准能较好地指导测井储层评价，测井解释成果与试油结论基本吻合。同时，该下限标准对处于熊坡断裂以东其他构造的储层研究也具有重要的借鉴和参考价值。

2）需要指出的是，地层产气或产水，除满足物性下限条件外，还应考虑构造的闭合高度。闭合高度越高，毛细管压力差越大，当圈闭的闭合高度大于产气所需的闭合高度时，天然气可克服地层毛细管阻力，驱替地层水，从而进入构造圈闭，反之亦然。一般用压汞试验测得的H10表示在地层条件下，天然气开始驱替地层水时所需要的气柱高度，用H50表示相应饱和度中值时地层生产油气所需的闭合高度。利用M2-1井压汞资料计算，在地层条件下，当气柱高度达到51.6 m时，天然气开始驱替地层水。苏码头构造闭合度380 m，岩心压汞试验测得的H50平均值为286.5 m，表明苏码头构造须二段具有一定的天然气生产能力。

3）研究储层物性下限的方法较多，每种方法各具优劣，为尽可能真实地反映储层特征，应采用多种方法进行综合研究，并用测井、试油等地质资料对下限标准加以验证，才能合理确定储层物性下限。

［1］朱如凯，赵霞，刘柳红，等.四川盆地须家河组沉积体系与有利储层分布［J］.石油勘探与开发，2009，36（1）：46-55.

［2］胡明毅，李士祥，魏国齐，等.川西前陆盆地上三叠统须家河组沉积体系及演化特征［J］.石油天然气学报，2008，30（5）：5-10.

［3］付冠，张良华，袁志华，等.四川盆地上三叠统须家河组沉积环境分析［J］.重庆科技学院学报：自然科学版，2010，12（6）：17-20.

［4］刘柏，张豫，杨华，等.苏码头构造须二段储集层特征及勘探方向［J］.天然气技术与经济，2015，9（5）：10-12.

（编辑：卢栎羽）

B

2095-1132（2016）06-0006-03

10.3969/j.issn.2095-1132.2016.06.002

修订回稿日期：2016-11-08

曾琪（1983-），女，工程师，从事储层研究工作。E-mail：zeng_qi@petrochina.com.cn。