CN104407397A - 一种致密油气储层物性下限的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种致密油气储层物性下限的确定方法，应用于致密油气储层物性下限的确定。首先建立平均毛细管压力的求取模型，其次建立最小流动孔喉半径的求取模型，最后求储层物性下限。效果是：为有效厚度划分及储量计算提供了依据，减少了计算的误差。

Description

一种致密油气储层物性下限的确定方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，特别涉及尤其涉及一种致密油气储层物性下限的确定方法。

背景技术

有效储集层物性下限值是影响储量计算结果的一个重要因素，它对评价储层及编制油(气)开发方案都具有十分重要的意义。致密砂岩气藏具有丰度低、孔隙度低、渗透率低、单井日产量低等特点，气藏开发技术难度和开发投资成本也比较大。有效储集层物性下限的确定是影响储量计算结果的一个重要因素，也是储层评价的重要参数；在油气田勘探开发中，为了计算有效地质储量，做好开发政策研究，井型及参数设计、储层射孔参数优化设计，储层压力改造工艺研究等工作，开展储层的物性下限探讨很有必要。储集层物性下限值通常用能够储集和滤流体的最小有效孔隙度或最小渗透率来度量，即用孔隙度或渗透率的某个确定值来表达。较成熟的方法有测试法、经验统计法、钻井液浸入法、分布函数曲线法、孔饱交会法、孔隙结构分类法等。但多是采用单一因素与孔隙度之间的回归分析资料来求解，每一种单独的方法均具有一定的局限性和适用范围。

发明内容

本发明的目的是：提供一种致密油气储层物性下限的确定方法，通过已钻井取得的岩心，以平均毛细管压力、最小流动孔喉半径的求取模型，建立储层孔隙度、渗透率与喉道半径的关系式，油气储层物性下限，为后期致密油气勘探提供理论依据，为有效厚度划分及储量计算提供了依据。

本发明为解决技术问题所采取的技术方案是：

第一步：建立平均毛细管压力的求取模型

$P_c=\frac{(S_w-S_{\mathrm{wc}})\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{(1-S_{\mathrm{wc}})(1+\ln \mathrm{\σ})\sqrt{\frac{K}{\mathrm{\φ}}+r_i}}...\left(1\right)$

(1)式中：P_c，为毛细管压力，MPa；σ为地层油水界面张力，N/m；θ为润湿接触角，(°)；K为渗透率，10^-3μm²；φ为孔隙度，％；S_w，为岩心含水饱和度；S_wc，为岩心束缚水饱和度，r_i为对应孔喉半径μm。

所述的P_c，σ，θ，S_w，S_wc，通过岩心试验获得，其试验方法是石油行业技术人员熟知的，在此不详述。

第二步：建立最小流动孔喉半径的求取模型

$\frac{{\mathrm{\ΔK}}_{\mathrm{mi}}}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔK}}_{\mathrm{mi}}}=\frac{\left[(2^i-1){r_i}^2\right]-1}{\mathrm{\Σ}[(2^i-1){r_i}^2-1]}\×100...\left(2\right)$

其中： ${\mathrm{\ΔK}}_{\mathrm{mi}}=\frac{1}{2}(\frac{1}{P_{\mathrm{ci}}^2}+\frac{1}{P_{\mathrm{ci}+1}^2}){\mathrm{\ΔS}}_{i~i+1}...\left(3\right)$

(2)、(3)式中：ΔS_i～i+1为区间进汞量；i为孔喉半径间隔单序号；ΔK_mi为区间最小渗透率；P_ci为孔喉半径i时的毛细管压力，MPa；P_ci+1为孔喉半径i+1时的毛细管压力，MPa；r_i为对应孔喉半径μm。

所述的ΔS_i～i+1、P_ci、P_ci+1，通过岩心试验获得，其试验方法是石油行业技术人员熟知的，在此不详述。

第三步：求储层物性下限

依据(1)、(2)、(3)式建立渗透率K、孔隙度φ与孔喉半径r的统计学关系，得到K、φ的值；其中：

本发明的有益效果：本发明致密油气储层物性下限的确定方法，通过已钻井取得的岩心，以平均毛细管压力、最小流动孔喉半径的求取模型，建立储层孔隙度、渗透率与喉道半径的关系式，油气储层物性下限，为有效厚度划分及储量计算提供了依据，减少了计算的误差。

具体实施方式

以国内XX盆地XX油田XX组为例对本发明作进一步的说明。国内XX盆地XX油田XX组储层孔隙度的分布范围在3.5％～7.2％之间，透率分布范围在0.01×10^-3～0.40×10^-3μm²

选用研究区4口井的20块岩心进行储层物性下限的确定。

第一步：建立平均毛细管压力的求取模型

$P_c=\frac{(S_w-S_{\mathrm{wc}})\mathrm{\σ}\cos \mathrm{\θ}}{(1-S_{\mathrm{wc}})(1+\ln \mathrm{\σ})\sqrt{\frac{K}{\mathrm{\φ}}+r_i}}...\left(1\right)$

(1)式中：P_c，为毛细管压力，MPa；σ为地层油水界面张力，N/m；θ为润湿接触角，(°)；K为渗透率，10^-3μm²；φ为孔隙度，％；S_w，为岩心含水饱和度；S_wc，为岩心束缚水饱和度，r_i为对应孔喉半径μm。

第二步：最小流动孔喉半径的求取模型

$\frac{{\mathrm{\ΔK}}_{\mathrm{mi}}}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\ΔK}}_{\mathrm{mi}}}=\frac{\left[(2^i-1){r_i}^2\right]-1}{\mathrm{\Σ}[(2^i-1){r_i}^2-1]}\×100...\left(2\right)$

其中： ${\mathrm{\ΔK}}_{\mathrm{mi}}=\frac{1}{2}(\frac{1}{P_{\mathrm{ci}}^2}+\frac{1}{P_{\mathrm{ci}+1}^2}){\mathrm{\ΔS}}_{i~i+1}...\left(3\right)$

(2)、(3)式中：ΔS_i～i+1为区间进汞量；i为孔喉半径间隔单序号；ΔK_mi为区间最小渗透率；P_ci为孔喉半径i时的毛细管压力，MPa；P_ci+1为孔喉半径i+1时的毛细管压力，MPa；r_i为对应孔喉半径μm。

第三步：求储层物性下限

依据(1)、(2)、(3)式建立渗透率K、孔隙度φ与孔喉半径r的统计学关系，得到K、φ的值；其中：

K＝0.817r²+1.562r-0.1669-0.05547＝5.547％

φ＝-0.4028r²+0.637r+0.0685＝0.151

这样，国内XX盆地XX油田XX组储层物性下限孔隙度为5.5％、渗透率为0.15×10-3μm²，也就是说在储层有效厚度划分及储量计算时，孔隙度不能低于5.5％，渗透率为0.15×10-3μm²，否则，就会出现储层有效厚度划分及储量计算的误差大。

所述的建立渗透率K、孔隙度φ与孔喉半径r的统计学关系，是常用的数学方法，石油行业技术人员熟悉，在此不详述。

本说明书中采用的表示方法，是本领域技术人员习惯用法，本领域技术人员熟知，不做更详细解释。

如上所述，对本发明的实施例进行了详细地说明，但是只要实质上没有脱离本发明的发明点及效果可以有很多的变形，这对本领域的技术人员来说是显而易见的。因此，这样的变形例也全部包含在本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种致密油气储层物性下限的确定方法，其特征在于： 

步骤1：建立平均毛细管压力的求取模型 

(1)式中：P_c，为毛细管压力，MPa；σ为地层油水界面张力，N/m；θ为润湿接触角，(°)；K为渗透率，10^-3μm²；φ为孔隙度，％；S_w，为岩心含水饱和度；S_wc，为岩心束缚水饱和度，r_i为对应孔喉半径μm； 

步骤2：建立最小流动孔喉半径的求取模型 

其中：

(2)、(3)式中：ΔS_i～i+1为区间进汞量；i为孔喉半径间隔单序号；ΔK_mi为区间最小渗透率；P_ci为孔喉半径i时的毛细管压力，MPa；P_ci+1为孔喉半径i+1时的毛细管压力，MPa；r_i为对应孔喉半径μm； 

步骤3：求储层物性下限 

依据(1)、(2)、(3)式建立渗透率K、孔隙度φ与孔喉半径r的统计学关系，得到K、φ的值；其中： 。

2.如权利要求1所述的P_c，σ，θ，S_w，S_wc，通过岩心试验获得，其试验方法是石油行业技术人员熟知的。 

3.如权利要求1所述的ΔS_i～i+1、P_ci、P_ci+1，通过岩心试验获得，其试 验方法是石油行业技术人员熟知的。 

4.如权利要求1所述的建立渗透率K、孔隙度φ与孔喉半径r的统计学关系，是常用的数学方法，石油行业技术人员熟悉。