关于低孔特低渗砂岩油藏储量参数中有效孔隙度计算问题探讨

沈妍斐

(中石化华北油气分公司，河南 郑州 457006)

引 言

当前，常采用氦气法测试岩心的物性作为岩心的总孔隙度。用岩心孔隙度对测井声波时差或补偿密度拟合关系解释的孔隙度进行标定。

储量规范中对参与容积法计算使用的孔隙度为有效孔隙度，是指有效厚度段的地下有效孔隙度，可直接采用岩心分析资料，也可用测井解释确定。对于未胶结的砂层和胶结不甚致密的砂岩，有效孔隙度与总孔隙度相差不大；对于胶结致密的砂岩或碳酸盐岩，二者可有很大差别。

1 储层特征

1.1 岩性特征

红河油田长9期主要发育辫状河三角洲前缘和辫状河三角洲平原沉积[1]。根据薄片资料分析，长9段储层砂岩岩性主要为岩屑长石砂岩，其次为长石砂岩、长石岩屑砂岩。填隙物主要为绿泥石、方解石等，杂基主要为黏土，为微毛细管孔隙[2-4]或黏土束缚孔隙和非泥质微孔隙发育创造物质条件。

1.2 物性特征

据13口井678块样品物性分析，长9储层孔隙度介于2.82%～19.05%，平均孔隙度12.83%；渗透率介于0.009 mD～78.3 mD，平均渗透率2.7 mD，属于低孔特低渗储层。

1.3 孔隙结构特征

由铸体薄片和扫描电镜分析，长9储层原生孔隙和次生孔隙混合发育。孔隙孔径平均值为18.4 μm。储层平均面孔率4.4%，配位数0.0～7.0，孔喉比0～9.97，表明长9储层孔隙连通性较差。

根据189块压汞资料分析，长9储层孔喉半径分布多呈双峰、双众数分布，具有双孔喉结构发育特征(第80页图1～图2)。对于此类储集层，油气在运移过程中首先进入较大孔隙，而无法进入排驱压力较高的微孔隙。

图1 XX55P3-60样品孔喉分布及压汞曲线图

图2 XX120井岩心核磁共振T2图谱

2 压汞特征参数统计分析

按照黏土束缚水体积、非泥质微孔隙地层水体积、毛细管束缚水体积和可采出流体体积等4类孔隙体积对长9储层189块压汞资料统计分析(第80页表1)，油浸和油斑砂岩中相对较发育可采出流体体积，油迹和无显示细砂岩相对较发育黏土束缚水体积和非泥质微孔隙地层水体积。毛细管束缚水体积以上的汞饱和度在油浸砂岩平均为58.6%，油斑砂岩平均为48.4%，油迹砂岩平均为28.9%，无含油显示砂岩平均为29.6%。

表1 红河油田长9储层压汞资料统计表

统计数字与前期及国内外研究成果较一致[5]，油气常赋存于可采出流体体积和毛细管束缚水体积(二者孔喉半径大于0.1 μm)中，只有那些彼此连通的大于0.1 μm孔隙才是有效的油气储集空间，即有效孔隙。

3 与核磁共振测井对比分析

从5口井核磁共振测井解释与岩心压汞实验数据对比分析来看(表2)，岩心孔隙度与核磁共振解释地层总孔隙度之差平均值-0.11%；岩心孔隙度与核磁共振解释有效孔隙体积之差平均值-0.81%。

表2 长9油层核磁共振测井解释与岩心化验分析对比表

可动流体体积占地层总隙度的41.3%～65.7%，平均占地层总隙度的56.0%，而孔喉半径0.1 μm时对应汞饱和度分布在45.1%～60.0%之间，平均值为54.6%，核磁共振测井解释可动流体体积与压汞资料统计出的可采出流体体积、毛细管束缚水体积的和接近。也即是喉道半径0.1 μm时对应的进汞饱和度约等于核磁共振测井解释可动流体体积占地层总隙度的比值。因此，喉道半径0.1 μm时对应进汞饱和度值与汞饱和度100%时的比值可作为低孔特低渗砂岩储层有效孔隙度校正系数，对岩心孔隙度或测井解释孔隙度进行校正到有效孔隙度，这样对低孔特低渗砂岩储层物性研究或者储量参数中有效孔隙度研究、计算和取值较为合理。

4 结论

1)统计表明，低孔特低渗砂岩储层发育相对较大的孔隙和微孔隙并存，易形成双孔喉系统。

2)以喉道半径0.1 μm时对应进汞饱和度值与汞饱和度100%时的比值作为低孔特低渗砂岩储层有效孔隙度校正系数，可将岩心孔隙度或测井解释孔隙度校正为有效孔隙度，参有效孔隙度研究、计算、取值较为合理。