海上低渗气藏流体饱和度场建立新方法

2021-03-08王健伟李久娣赵天沛盛志超李可维

复杂油气藏 2021年4期

田彬，金璨，王健伟，李久娣，赵天沛，盛志超，李可维

（1.中国石化上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120；2.中国石化上海海洋油气分公司油田开发管理部，上海 200120）

随着我国海上油气资源勘探开发的逐步深入，一些低渗气藏也陆续投入开发。与常规的中高渗气藏不同，部分低渗气藏、特别是低幅度构造低渗气藏在投产初期即见水，缺乏无水采气期［1］。针对上述现象，目前已有的研究表明:烃源岩、储层物性、储层非均质性及构造特征等因素是造成储层气水分布关系复杂的主控因素［2］，而气水分布关系又直接影响后续气田开发方案的设计。因此，明确储层的气水分布关系，准确刻画储层内流体的空间分布状况对低渗气藏的高效开发具有重要意义。

目前预测流体饱和度空间分布的主要方法包括地震正演模拟及AVO 交会分析法［3］、神经网络储层参数预测方法［4］、J 函数约束的饱和度计算方法［5-7］以及基于井点测井解释饱和度的插值方法，其中以基于井点测井解释饱和度的插值方法最为常用。然而，由于流体饱和度分布除了在一定程度上遵循地质统计学规律外，更与岩石的微观孔隙结构有关［8］，因此利用该方法建立的流体饱和度场往往很难真实地反映气藏的气水空间分布特征；特别是对于非均质性较强的海上低渗气田，由于井数较少、井点资料有限，利用井点插值建立的流体饱和度模型不确定性更大。因此，本文基于储层岩石学特征、储层物性及气井产能等资料建立储层分类标准，并在储层分类成果的基础上对不同类型储层的微观孔隙结构特征进行分析，求取每一类储层的J函数，并利用J 函数约束，建立更为真实、准确的流体饱和度场。

1 研究区概况

N气田为我国某海域一大型洼中隆背斜构造气田，主力气层H 层储层物性相对较差，孔隙度3.3%～18.2%，平均值9.1%；渗透率（0.01 ～261）×10-3μm2，平均值8.6×10-3μm2。H层砂体厚度较大，纵向上由三个沉积旋回组成，每个旋回表现为正韵律特征，储层物性由上至下逐渐变好（见图1a、1b）；平面上，H层南、北部物性也存在明显差异，统计H层渗透率变异系数1.8，突进系数24.6，级差26 100。综上所述，N气田H层为一非均质性较强的低孔低渗储层。周边相似气田的开发实践表明，低渗储层的含气性受储层物性影响较大，而储层的非均质性则会加剧气水关系的复杂程度［9］。因此，有必要通过储层分类对N 气田H 层气水空间分布进行精细刻画，这对后续开发井井型的选择及井位部署具有重要意义。

图1 H层物性参数纵向分布

2 储层分类评价

2.1 基于产能的储层分类标准建立

目前一般使用“千米井深稳定产量”作为划分气井产能高低的标准（见表1）:千米井深稳定产量大于15×104m3/d 时定义为高产，（5～15）×104m3/d定义为中产，（1～5）×104m3/d 定义为低产，低于1×104m3/d定义为特低产，通过收集统计N气田周边众多气井的产能及物性数据资料，可以建立H 层基于产能的物性分类标准:Ⅰ类储层与Ⅱ类储层的渗透率界线为15×10-3μm2，Ⅱ类储层与Ⅲ类储层的界线为4×10-3μm2，Ⅲ类储层与Ⅳ类储层的界线为1×10-3μm2。

表1 基于产能的储层物性划分标准

2.2 不同类型储层微观孔隙结构特征分析

孔隙是被岩石颗粒包围的较大储集空间，是油气的基本储集空间；喉道则是两个孔隙之间狭窄的连通部分，是流体渗流的重要通道［9］。基于铸体薄片鉴定及岩心孔隙结构特征分析，H 层孔隙类型以次生溶蚀孔隙为主（见图2），其次是原生粒间孔、铸模孔，粒内溶孔含量最少，局部发育少量微裂缝。

图2 H层孔隙类型岩心薄片鉴定

在已有储层分类成果的基础上，综合压汞资料及岩心薄片资料对H 层不同类型储层的微观孔隙结构特征进行分析（见图3）。统计结果表明:Ⅰ、Ⅱ类储层岩性为中细砂岩，沉积微相主要为水下分流河道，平均孔隙度11.1%～13.6%，平均渗透率（7.1～64.3）×10-3μm2，主要为中低孔中渗—低孔低渗储层；孔喉结构相对较好，最大孔喉半径9.8～11.2 μm，中值孔喉半径1.4～3.6 μm，平均孔喉半径3.6～5.9 μm，相应的中值压力为0.3～0.6 MPa，排驱压力为0.04～0.10 MPa。Ⅲ、Ⅳ类储层岩性为细砂岩和粉砂岩，沉积微相主要为水下分流河道和水下天然堤，平均孔隙度6.9%～9.4%，平均渗透率（0.2～1.1）×10-3μm2，属于低孔低渗—特低孔特低渗储层；孔喉结构较差，最大孔喉半径0.7～2.9 μm，中值孔喉半径0.14～0.48 μm，平均孔喉半径0.2～0.8 μm，对应的中值压力为1.9～12.6 MPa，排驱压力为0.3～1.2 MPa。

图3 不同类型储层压汞及退汞曲线

3 流体饱和度场建立

3.1 流体饱和度计算方法

低渗储层中流体饱和度大小主要受储层物性、构造幅度以及岩石的微观孔隙结构特征控制。对于海上气田，特别是非均质性较强的低渗气田，由于井数较少，很难获取储层任意位置的毛管压力曲线，因此有必要利用J 函数根据已有的压汞资料求取不同位置的毛管压力，并利用求取的毛细管压力曲线结合储层物性及构造高度来计算流体饱和度（公式（1）～（4））。具体而言，根据储层中任意一点的构造高度，根据公式（3）可求得该点的毛管力数据，同时结合该点的孔隙度和渗透率数据利用公式（2）可计算出该点的J函数，并最终利用拟合得到的不同类型储层的J函数（公式（1））和公式（4）计算出该点的含水饱和度Sw。

式中，J(Swn)为J 函数，无因次；pc为毛细管压力，Pa；K为空气渗透率，μm2；σ 为界面张力，mN/m；ϕ为孔隙度，小数；H为气柱高度，m；ρw、ρo分别为水和油的密度，kg/m3；g为重力加速度，9.8 m/s2；Sw为含水饱和度，小数；Swc为束缚水饱和度，小数；Swn为无因次含水饱和度，小数。

需要注意的是，J 函数是对毛管压力曲线进行平均化的有效工具，但当储集层非均质性较强时，每个岩样的J 函数曲线形态不一，储层的非均质性越强，形态差别越大，这种情况下用一个J 函数拟合的流体饱和度与实际值相差较大，因此需要对不同类型储层的毛管压力数据资料分别回归相应的J函数，回归参数值见表2。

表2 储层J函数回归参数统计

3.2 束缚水饱和度标定

除J 函数以外，由公式（4）可以看出，束缚水饱和度的大小对最终含水饱和度的确定至关重要。目前获取束缚水饱和度常用的方法主要包括核磁共振法、相渗曲线法和离心毛管力曲线法。核磁共振法主要是根据核磁共振的T2 谱分布来确定地层的粒径分布和流体性质［10-12］，并最终对地层的束缚水饱和度进行评价；相渗实验法则是将真空后的岩心饱和地层水，并在分离器中进行气驱水实验，通过计算驱替出的水量，确定束缚水饱和度大小［13］；离心毛管曲线法则是通过离心装置，不断提高实验中的离心力，直至岩心含水饱和度不随离心力的增加而变化，即作为岩心的束缚水饱和度［14］。

分别利用核磁共振法、相渗曲线法和离心毛管曲线法对H 层岩样的束缚水饱和度进行测定。测定结果表明:三种方法测定的束缚水饱和度结果总体一致，储层束缚水饱和度同储层物性之间存在较好的负相关关系，随着储层物性的下降，储层束缚水饱和度逐渐增加，通过回归束缚水饱和度同储层渗透率的关系（公式（5）），可以求取任意储层物性条件下的束缚水饱和度（见图4）。

图4 束缚水饱和度同渗透率关系

3.3 流体饱和度场建立

在构造模型及属性模型的基础上，利用不同类型储层的J 函数曲线进行约束，建立H 层流体饱和度场（见图5）。通过对比H 层平面及纵向上储层物性与含气饱和度分布特征不难发现:气水的空间分布状况与储层的物性密切相关。平面上，在储层物性较差的区域，气藏含气饱和度较低，而在储层物性较好的区域，气藏含气饱和度较高；纵向上，其含气饱和度并非仅受构造控制，H 层由三个正韵律的沉积旋回组成，在每个旋回底部物性较好的区域含气饱和度均较高，而在顶部物性较差的区域虽然构造较高，但其含气性并不理想。

图5 H层储层物性与流体饱和度分布对比

3.4 井上测井饱和度对比

N1井为N 气田的一口探井，基于上述流体饱和度场，N1 井在H 层上钻遇储层以对比H 层H1 井井上测井解释含水饱和度与利用上述方法计算的井上含水饱和度，可以看出:在储层分类的基础上，利用J函数约束建立的含水饱和度分布与测井实测含水饱和度曲线基本吻合，表明利用该方法建立的流体饱和度场能够较真实地反映H 层内的气水分布状况。特别是对于Ⅰ、Ⅱ类储层，预测含水饱和度与实际含水饱和度误差较小，而Ⅲ、Ⅳ类储层的预测含水饱和度与实际含水饱和度误差则相对较大，主要原因为对于较为致密的Ⅲ、Ⅳ类储层，其束缚水饱和度与渗透率的关系开始逐渐偏离拟合所得的线性关系曲线（见图4），实际束缚水饱和度高于线性关系曲线预测值，通过对致密储层更为精细的束缚水饱和度实验测试，获得致密储层范围内的束缚水饱和度与储层物性的关系曲线，可获得更好的储层流体饱和度预测结果。

对比H1 井井上的可动水饱和度分布可以看出，Ⅰ、Ⅱ类储层可动水饱和度较低，总体小于2%，而Ⅲ、Ⅳ类储层的可动水饱和度则相对较高，介于5%～12%之间。表明对于低渗气藏，储层物性影响储层含气性，在物性较好的区域，含气性较好，投产后产能较高；而在储层较差的区域，含水饱和度显著增加，气井投产后极有可能出现气水同产的现象（见图6）。