XY凹陷非均质性储层含油性下限研究

袁磊　周颖　陈高攀　陈啸宇

【摘 要】储层物性和含油性下限能为油田的进一步开发提供重要依据。但是，非均质性砂岩储层特征受到众多因素的影响，导致有效储层物性下限确定较为困难。本次研究以XY凹陷非均质性储层为例，通过应用经验统计法、最大曲面半径法、测试法等多种方法相互对比，综合3种方法的平均值求取储层的物性下限。通过应用到实际资料中，检验各种方法的适用性与准确性，取得了良好的效果。

【关键词】物性下限；非均质储层；含油性

0 前言

非均质性砂岩储集层是一个复杂的系统，其物性受孔隙结构、原油密度、润湿性、地层温度、地层压力等众多因素的影响。因此，准确确定该类储层物性下限是比较困难的。虽然前人总结的研究储层下限的方法比较多。但是，每种方法都因为每一种方法所受到的影响因素都不同，因此，在确定储集层物性下限的过程几乎都存在一定的局限性。本次研究以国内XY凹陷储层X油层为例，对比和验证多种实验方法，综合确定储层物性的下限，为油田的下一步开发提供重要的数据支持。

1 储层物性下限标定

1.1 经验统计法

经验统计法是以岩心物性分析资料为基础的一种累计频率分析统计法，以非均质性储集层段的累计丢失储集渗流能力占总累计储集渗流能力的5%左右为界限。其中孔隙能力指孔隙度乘以样本长度（即厚度），反应储油能力。渗流能力指渗透率乘以样品长度，反应产油能力。美国岩心公司通常将累积储渗能力丢失界限确定为5%，但在具体实验计算过程中，根据油气田储层的不同类型，储渗能力丢失界限可以上下浮动，一般限定丢失累积频率不超过总累计的10%。

依据上述方法，采用本区内12口井工业流油X层段的岩心样品的分析数据作孔隙度和渗透率分布频率。采用储层能力丢失为5%，得到孔隙度下限是11.3%，渗透率下限为0.11mD。

1.2 最大曲面半径法

有效厚度的物性下限可以通过排驱压力、中值压力与孔隙度的关系来确定。利用压汞法测得岩心中驱替毛管压力曲线上进汞饱和度为50%时相应的毛管压力值。这个压力定义为饱和度中值压力Pc50。用半渗透隔板法、离心机法、氮气吸附法测得的毛管压力可以校正到与压汞同一压力下。

取该区的32块岩样的毛管压力资料分析，当孔隙度小于14.2%之后，饱和度中值压力Pc50急速增大，这点是最大曲面半径的一个点。此孔隙度为地面孔隙度，经过覆压校正后的孔隙度为13.1%，表明小于13.1%很难成为有效储层，因此取孔隙度为13.1%，此孔隙度对应的渗透率0.12mD为本地区有效厚度的物性下限值。

1.3 测试法

有效厚度的物性下限可以通过DST米采液指数、渗透率和孔隙度的关系来确定。通过观察渗透率大小的变化对采液量的影响来确定渗透率的下限。

通过对该地区的4个测试层的分析，当渗透率小于0.15mD时，单位厚度试油产量受渗透率值变化的影响较小，即渗透率下为0.15mD，对应的孔隙度下限为10.1%。

2 应用实例

笔者利用上述3种方法对XY凹陷非均质性储层物性下限进行了计算，但是这些方法的原理各不相同，均有一定的局限性，其准确性均受数据和资料丰富程度的限制。因此，我们可以将3种方法的平均值作为最终的储层物性下限值。图1是国内XY凹陷储层X油层内分析样品的渗透率和孔隙度直方图，采用储层能力丢失为5%，得到孔隙度下限是11.3%，渗透率下限为0.11mD。图2是采用最大曲面半径法确定的X油层渗透率下限，取孔隙度为13.1%，此孔隙度对应的渗透率0.12mD为本地区有效厚度的物性下限值。图3是采用测试法确定X油层渗透率下限，取渗透率为0.15mD，对应的孔隙度是10.1%作为X油层物性下限。综合以上3种方法，最终取孔隙度是11.5%，渗透率是0.13mD作为XY凹陷储层X油层的物性下限。

3 结论与认识

（1）储层的物性下限受多种因数的影响，导致有效储层物性下限的确定比较复杂。本次研究使用经验统计法、最大曲面半径法、测试3种方法相互对比，采用3种方法的平均值确定XY凹陷储层X油层有效储层的物性下限，其中孔隙度的下限为11.5%、渗透率的下限为0.13mD。

（2）由于储层的物性下限的确定比较复杂，可以尽可能的应用所拥有的资料，综合应用多种方法，从多个影响因素方（下转第208页）（上接第144页）面研究来确定储层的物性下限，避免了单一方法在确定过程中的局限性，可以得到更加准确的结果。

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[责任编辑：王楠]