關于低孔特低滲砂巖油藏儲量參數中有效孔隙度計算問題探討

沈妍斐

(中石化華北油氣分公司，河南 鄭州 457006)

引 言

當前，常采用氦氣法測試巖心的物性作為巖心的總孔隙度。用巖心孔隙度對測井聲波時差或補償密度擬合關系解釋的孔隙度進行標定。

儲量規范中對參與容積法計算使用的孔隙度為有效孔隙度，是指有效厚度段的地下有效孔隙度，可直接采用巖心分析資料，也可用測井解釋確定。對于未膠結的砂層和膠結不甚致密的砂巖，有效孔隙度與總孔隙度相差不大；對于膠結致密的砂巖或碳酸鹽巖，二者可有很大差別。

1 儲層特征

1.1 巖性特征

紅河油田長9期主要發育辮狀河三角洲前緣和辮狀河三角洲平原沉積[1]。根據薄片資料分析，長9段儲層砂巖巖性主要為巖屑長石砂巖，其次為長石砂巖、長石巖屑砂巖。填隙物主要為綠泥石、方解石等，雜基主要為黏土，為微毛細管孔隙[2-4]或黏土束縛孔隙和非泥質微孔隙發育創造物質條件。

1.2 物性特征

據13口井678塊樣品物性分析，長9儲層孔隙度介于2.82%～19.05%，平均孔隙度12.83%；滲透率介于0.009 mD～78.3 mD，平均滲透率2.7 mD，屬于低孔特低滲儲層。

1.3 孔隙結構特征

由鑄體薄片和掃描電鏡分析，長9儲層原生孔隙和次生孔隙混合發育?？紫犊讖狡骄禐?8.4 μm。儲層平均面孔率4.4%，配位數0.0～7.0，孔喉比0～9.97，表明長9儲層孔隙連通性較差。

根據189塊壓汞資料分析，長9儲層孔喉半徑分布多呈雙峰、雙眾數分布，具有雙孔喉結構發育特征(第80頁圖1～圖2)。對于此類儲集層，油氣在運移過程中首先進入較大孔隙，而無法進入排驅壓力較高的微孔隙。

圖1 XX55P3-60樣品孔喉分布及壓汞曲線圖

圖2 XX120井巖心核磁共振T2圖譜

2 壓汞特征參數統計分析

按照黏土束縛水體積、非泥質微孔隙地層水體積、毛細管束縛水體積和可采出流體體積等4類孔隙體積對長9儲層189塊壓汞資料統計分析(第80頁表1)，油浸和油斑砂巖中相對較發育可采出流體體積，油跡和無顯示細砂巖相對較發育黏土束縛水體積和非泥質微孔隙地層水體積。毛細管束縛水體積以上的汞飽和度在油浸砂巖平均為58.6%，油斑砂巖平均為48.4%，油跡砂巖平均為28.9%，無含油顯示砂巖平均為29.6%。

表1 紅河油田長9儲層壓汞資料統計表

統計數字與前期及國內外研究成果較一致[5]，油氣常賦存于可采出流體體積和毛細管束縛水體積(二者孔喉半徑大于0.1 μm)中，只有那些彼此連通的大于0.1 μm孔隙才是有效的油氣儲集空間，即有效孔隙。

3 與核磁共振測井對比分析

從5口井核磁共振測井解釋與巖心壓汞實驗數據對比分析來看(表2)，巖心孔隙度與核磁共振解釋地層總孔隙度之差平均值-0.11%；巖心孔隙度與核磁共振解釋有效孔隙體積之差平均值-0.81%。

表2 長9油層核磁共振測井解釋與巖心化驗分析對比表

可動流體體積占地層總隙度的41.3%～65.7%，平均占地層總隙度的56.0%，而孔喉半徑0.1 μm時對應汞飽和度分布在45.1%～60.0%之間，平均值為54.6%，核磁共振測井解釋可動流體體積與壓汞資料統計出的可采出流體體積、毛細管束縛水體積的和接近。也即是喉道半徑0.1 μm時對應的進汞飽和度約等于核磁共振測井解釋可動流體體積占地層總隙度的比值。因此，喉道半徑0.1 μm時對應進汞飽和度值與汞飽和度100%時的比值可作為低孔特低滲砂巖儲層有效孔隙度校正系數，對巖心孔隙度或測井解釋孔隙度進行校正到有效孔隙度，這樣對低孔特低滲砂巖儲層物性研究或者儲量參數中有效孔隙度研究、計算和取值較為合理。

4 結論

1)統計表明，低孔特低滲砂巖儲層發育相對較大的孔隙和微孔隙并存，易形成雙孔喉系統。

2)以喉道半徑0.1 μm時對應進汞飽和度值與汞飽和度100%時的比值作為低孔特低滲砂巖儲層有效孔隙度校正系數，可將巖心孔隙度或測井解釋孔隙度校正為有效孔隙度，參有效孔隙度研究、計算、取值較為合理。