CN114370269A - 深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，包括如下步骤：步骤一：选取区域内深层碳酸盐岩气藏储层岩心，并依据岩心是否含有裂缝和溶洞进行分类，运用多种测试资料，通过静态物性下限确认方法，综合确定有效储层物性下限值；步骤二：统计区域内深层碳酸盐岩气藏储层物性资料和气井测试资料，运用建立的深层碳酸盐岩气藏三项式产能预测模型、测试层段物性试气解释图版和产能模拟实验数据，通过动态法，对静态法确定的有效储层物性下限值进行验证和修正；步骤三：基于步骤一和步骤二得到的多个有效储层物性下限数值，验证其准确性。本发明形为深层碳酸盐岩气藏的储量精准评估与高效开发方案的制定提供了重要依据。
Description
技术领域
本发明属于有效储层物性下限综合确定技术领域，特别是涉及深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法。
背景技术
随着油气理论与技术的不断创新，具有巨大资源潜力的深层油气藏已成为未来油气勘探开发的重点领域，加快这一领域的研究与开发，对巩固我国能源安全的资源基础具有重要的现实和战略意义。四川盆地深层碳酸盐岩气藏具有巨大的储集规模与开发潜力，已成为四川盆地重要的接替和上产气藏，但也面临着众多挑战。其中，有效储层物性下限是油气储量可动性评价的重要参数，其准确性直接影响开发方案的制定与调整。由于有效储层物性下限受储层特征、油气性质及开发策略等多方面的影响，需要结合多方面的技术手段来综合确定。现阶段有效储层物性下限确定方法的研究集中在碎屑岩储层，该类储层孔隙结构简单，储集介质以孔隙为主，均质程度强，孔隙度-渗透率相关性强。然而，深层碳酸盐岩气藏孔隙结构复杂与强非均质性等特征，导致孔隙度-渗透率相关性极差，且孔隙、裂缝、溶洞多类型储集介质并存，这些典型特征均使得常规物性下限方法无法适用于深层碳酸盐岩气藏，需要依据深层碳酸盐岩气藏的这些特点进行改进。
发明内容
本发明的目的在于提供深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法。
本发明所采用的技术方案是：
深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，包括如下步骤：
步骤一：选取区域内深层碳酸盐岩气藏储层岩心，并依据岩心是否含有裂缝和溶洞进行分类，运用岩心物性、低场核磁共振、高压压汞等多种测试资料，通过累积频率统计法、束缚水饱和度法、最小流动孔喉半径法、束缚水膜厚度法等静态物性下限确认方法，综合确定有效储层物性下限值；
步骤二：统计区域内深层碳酸盐岩气藏储层物性资料和气井测试资料，运用建立的深层碳酸盐岩气藏三项式产能预测模型、测试层段物性试气解释图版和产能模拟实验数据，通过物性试气法、产能模型法、产能模拟实验法等动态法，对静态法确定的有效储层物性下限值进行验证和修正；
步骤三：基于步骤一和步骤二得到的多个有效储层物性下限数值，通过取平均值的方式来消除静态法和动态法这两大类方法各自的误差，并将该物性下限值与研究区气井的测试结果或者开发效果进行对比，验证其准确性。
其中：步骤一中累积频率统计法包括以下步骤：
步骤1.1.1：选取区域内多口取心井的大量天然岩心，分别测量岩心的孔隙度、渗透率、长度和直径等基础物性参数，测试过程执行中华人民共和国国家标准GB/T 29172-2012《岩心分析方法》；
步骤1.1.2：根据岩心是否含有溶洞和裂缝，并参考岩心孔隙度和渗透率的相关性，筛选出不含溶洞岩心和不含裂缝岩心进行分类统计；
步骤1.1.3：选取所有不含溶洞岩心，假设数量为N个，按照孔隙度从小到大的顺序依次编号，统计各个岩心孔隙度的储气能力和累积储气能力；储气能力为各个岩心孔隙度与长度的乘积，编号为i的岩心累积储气能力为编号1到编号i的岩心储气能力之和占所有不含溶洞岩心的储气能力之和的比例；
步骤1.1.4：明确累积储气能力达到10％时对应的岩心编号，该岩心编号对应的孔隙度数值为储气能力累积丢失10％时对应的孔隙度下限值，且低于该孔隙度下限的岩心数量与全部岩心数量的比例为样品丢失率，即该孔隙度下限数值下研究区域内无效储层占据的比例；
步骤1.1.5：选取所有不含裂缝岩心，假设数量为M个，按照渗透率从小到大的顺序依次编号，统计各个岩心渗透率的产气能力和累积产气能力；产气能力为各个岩心渗透率与长度的乘积，编号为i的岩心累积产气能力为编号1到编号i的岩心产气能力之和占所有不含裂缝岩心的产气能力之和的比例；
步骤1.1.6：明确累积产气能力达到10％时对应的岩心编号，该岩心编号对应的渗透率数值为产气能力累积丢失10％时对应的渗透率下限值，且低于该渗透率下限的岩心数量与全部岩心数量的比例为样品丢失率，即该渗透率下限数值下研究区域内无效储层占据的比例。
其中：步骤一中束缚水饱和度法包括以下步骤：
步骤：1.2.1：选取区域内多口取心井的多个天然岩心，分别100％饱和地层水进行不同转速下的离心实验，并逐步提升离心机转速；每次离心实验结束后利用低场核磁共振测量岩心的T2谱图；整个测试过程执行中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 6490-2014《岩样核磁共振参数实验室测量规范》；
步骤：1.2.2：当T2谱图形状不再发生变化时，表明岩心已经达到束缚水状态；此时束缚水状态下的T2谱图与100％饱和水状态下的T2谱图的累积频率之比(与X轴形成的封闭图形的面积之比)即为束缚水饱和度；
步骤：1.2.3：以测试岩心孔隙度为X轴，束缚水饱和度为Y轴制作散点图，并对散点数据进行数据指数式拟合，得到岩心孔隙度与束缚水饱和度的指数关系式；
步骤：1.2.4：以测试岩心渗透率为X轴，束缚水饱和度为Y轴制作散点图，并对散点数据进行数据指数式拟合，得到岩心渗透率与束缚水饱和度的对数关系式；
步骤：1.2.5：依据含气水层和水层的划分标准，确定能够满足气体流动的最高束缚水饱和度Swimax，并把该束缚水饱和度分别带入岩心孔隙度与束缚水饱和度的指数关系式，以及岩心渗透率与束缚水饱和度的对数关系式中，计算得到的孔隙度和渗透率数值分别为有效储层物性下限数值。
其中：步骤一中最小流动孔喉半径法包括以下步骤：
步骤：1.3.1：选取内多口取心井的多个天然岩心，并根据岩心是否含有裂缝和溶洞，把岩心划分为裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型、孔隙-溶洞型和孔隙型这4种类型，保证每种类型的岩心至少有4块，分别进行高压压汞测试以获取毛管压力曲线，最高进汞压力至少需要达到190MPa，整个测试过程执行中华人民共和国国家标准GB/T 29171-2012《岩石毛管压力曲线的测定》；
步骤：1.3.2：采用Leverett提出的J函数法对步骤1.3.1得到的毛管压力资料进行处理，计算公式为
得到每个岩心的J函数分布曲线；式中J为无因次函数；pc为毛细管压力，MPa；pref为参考毛细管压力，MPa；σ为界面张力，mN/m；Swn为标准化含水饱和度，％；Sw为含水饱和度，％；Swc为束缚水饱和度；K为渗透率，mD；φ为孔隙度，％；J函数分布曲线的横坐标为J(Swn)，纵坐标为Swn；
步骤：1.3.3：对4种类型岩心的J函数分别进行归一化处理，计算得到4种类型岩心的平均J函数分布曲线，然后再利用步骤1.3.2中J函数计算公式进行反算，得到4种类型岩心的平均毛管压力曲线；
步骤：1.3.4：依据4种类型岩心的平均毛管压力曲线，分别采用Wall法计算不同孔喉半径对渗透率的贡献率，统计孔喉半径从大到小对渗透率的累积贡献率，计算公式为
式中
为累积渗透率贡献率；ΔKi为孔喉半径区间的渗透率贡献率；ri为对应的孔喉半径；μm；当累积贡献率达到99％时对应的孔喉半径可作为该类岩心的最小流动孔喉半径；
步骤：1.3.5：依据压汞测试岩心的孔隙度和平均孔喉半径绘制散点图，并对散点进行拟合得到平均孔喉半径与孔隙度的关系式；依据压汞测试岩心的渗透率和平均孔喉半径绘制散点图，并对散点进行拟合得到平均孔喉半径与渗透率的关系式；
步骤：1.3.6：把4种类型岩心的最小流动孔喉半径分别带入步骤1.3.5中的关系式中，得到每类岩心在该最小流动孔喉半径下的孔隙度和渗透率；为了同时满足4类岩心的物性下限，选取最大的孔隙度和渗透率数值作为整个碳酸盐岩储层的物性下限数值。
其中：步骤一中束缚水膜厚度法包括以下步骤：
步骤1.4.1：对储层多孔介质内吸附水膜厚度进行受力分析，当水膜厚度稳定不再变化时，地层压力(pi)为分离压力(pd)与毛管压力(pc)之和；其中，分离压力为岩石表面水膜在外力作用下变薄时水膜顶底界面相互接近而产生排斥力；
步骤1.4.2：依据分离压力与毛管压力的关系式，建立不同地层压力下水膜厚度与孔喉半径之间的关系式：
式中，h为水膜厚度，μm；r为厚度半径，μm；θ为润湿角，°；σ为气水界面张力，N/m；
步骤1.4.3：通过接触角测量仪，采用QB/T悬滴法对多个碳酸盐岩样品进行润湿角测量，取平均值作为润湿角；气水界面张力测试过程执行中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5370-2018《表面及界面张力测定方法》，测量不同温度条件下的气水界面张力，再通过地温梯度换算出储层埋深，再根据地压系数和储层埋深换算得到地层压力，从而得到不同地层压力下的气水界面张力；
步骤1.4.4：把步骤1.4.3中测量得到的润湿角和气水界面张力参数，带入步骤1.4.2中公式，分别建立不同地层压力下的孔喉半径r与水膜厚度h之间的关系图版；图版横坐标为孔喉半径(单位nm)，纵坐标为水膜厚度(单位nm)；在图版中绘制水膜厚度与孔喉半径厚度相等的直线，直线与不同地层压力下孔喉半径与水膜厚度关系曲线的交点，即为该地层压力下的允许气体流动的临界孔喉半径；
步骤1.4.5：把步骤1.4.4确定的临界孔喉半径带入到步骤1.3.5中的平均孔喉半径与孔隙度关系式中，计算得到孔隙度下限数值；再把临界孔喉半径带入到步骤1.3.5中的平均孔喉半径与渗透率关系式中，计算得到渗透率下限数值。
其中：步骤二中物性试气法包括以下步骤：
步骤2.1.1：统计多口气井试气层段的物性资料，绘制试气层段孔隙度-渗透率交会图，并拟合各个测试层段孔隙度与渗透率关系式；
步骤2.1.2：依据多口气井试气层段的试气结论，把步骤2.1.1中的孔隙度-渗透率交会图按照气层、水层、干层的试气结论进行分别标注；
步骤2.1.3：绘制孔隙度-渗透率交会图中干层区域与其余有效层位区域的分界线，分界线对应的横、纵坐标分别孔隙度下限值和渗透率下限值。
其中：步骤二中产能模型法包括以下步骤：
步骤2.2.1：渗流模型以Forchheimer微分方程，并引入启动压力项，建立三项式产能预测模型
等式右边第一项为启动压力项，代表阈压效应；第二项为线性渗流项，代表粘滞力；第三项为非线性渗流项，代表惯性力；式中，p—压力，MPa；r—半径，m；λ—启动压力梯度，MPa/m；μ—气体黏度，mPa·s；υ—渗流速度，m/s；K—渗透率，mD；β—非达西渗流系数，1/m；ρ—气体密度，Kg/m3；
步骤2.2.2：选取不同物性范围的多个岩心，在实验室内模拟储层温度和压力条件进行岩心驱替实验，建立岩心渗透率K与启动压力梯度λ之间的关系式，带入步骤2.2.1三项式产能预测模型中的第一项；
步骤2.2.3：选取不同物性范围的多个岩心，在实验室内模拟储层温度和压力条件进行岩心驱替实验，建立岩心渗透率K与非达西系数β之间的关系式，带入步骤2.2.1三项式产能预测模型中的第三项；
步骤2.2.4：选取研究区不同物性范围的多个岩心，在实验室内模拟储层温度和压力条件进行岩心渗透率应力敏感性实验，建立岩心渗透率K与地层压力P之间的关系式，带入步骤2.2.1三项式产能预测模型中；
步骤2.2.5：选用Cinco-Lee公式计算非均质性影响下井斜产生的拟表皮因子Sθ，公式为
引入真表皮因子Sd来描述钻完井过程对地层造成的污染，同时考虑井斜所形成的拟表皮，定义等效井径rwe来综合考虑表皮系数的影响，公式为
式中，sθ—拟表皮因子；θW—井斜角，°；θW'—等效井斜角，°；Kh—地层水平渗透率，mD；Kv—地层垂向渗透率，mD；h—地层有效厚度，m；hD—无因次地层厚度；rw—井半径，m；
步骤2.2.6：建立碳酸盐岩气藏三项式产能预测模型，模型为
其中
式中，m—修正的拟压力函数；A—惯性阻力项；B—黏性阻力项；C—启动压力梯度项；qsc—标准状况下气井产量，m3/d；μB—对应于λ(re+rw)/2的平均粘度，mPa·s；ZB—对应于λ(re+rw)/2的平均偏差因子；
—平均流体压力，MPa；
步骤2.2.7：依据天然气储量规范，把碳酸盐岩储层最低工业气流标准日产气量带入步骤2.2.6建立的三项式产能预测模型，并带入模型中需要的相关储层物性参数和相关气井生产参数，计算得到满足研究区最低工业气流标准的渗透率下限数值；
步骤2.2.8：把步骤2.2.7中的渗透率下限数值带入步骤2.1.1中测试层段孔隙度与渗透率关系式中，计算得到孔隙度下限值。
其中：步骤二中产能模拟法包括以下步骤：
步骤2.3.1：选取多口取心井的多个天然岩心，在实验室内模拟储层的温度和压力条件，进行不同压差下的驱替实验，实验过程中记录每个实验压差下的稳定气体流量，并绘制实验压差和气体流量之间的关系曲线；
步骤2.3.2：以实验条件下的岩心出口端气体流速与矿场条件下的气井井筒端气体流速相等为基础，建立实验单向流条件下气体流量与矿产径向流条件下气井日产量之间的转换公式；转换公式中带入岩心基础参数与研究区有效储层平均厚度；
步骤2.3.3：以实验条件下的岩心出口端气体流速与矿场条件下的气井井筒端气体流速相等为基础，建立实验条件下驱替压差与矿产条件下的生产压差之间的转换公式；转换公式中带入气井参数与岩心长度；
步骤2.3.4：依据步骤2.3.2中的产量转换公式和步骤2.3.3中的压差转换公式，把步骤2.3.1中多个岩心的实验压差和气体流量之间的关系曲线，转换为矿场气井开发与岩心物性相同储层时生产压差与单井日气产量之间的关系曲线；
步骤2.3.5：选定研究区气井常用生产压差，带入步骤2.3.4中的各个物性储层气井生产压差与单井日产气量之间的关系曲线，得到各个物性储层对应的单井日产气量；绘制孔隙度与单井日产气量关系曲线，并建立两者的拟合关系公式；绘制渗透率与单井日产气量曲线，并建立两者的拟合关系公式；
步骤2.3.6：依据步骤2.3.5中拟合的渗透率与单井日产气量关系式，带入碳酸盐岩储层最低工业气流标准日产气量，得到渗透率物性下限；依据步骤2.3.5中绘制的孔隙度与单井日产气量关系式，带入碳酸盐岩储层最低工业气流标准日产气量，得到孔隙度物性下限；
步骤2.3.7：如果步骤2.3.5中孔隙度与单井日产气量的相关性较差，拟合的关系式不具有代表性，则将步骤2.3.6计算得到的渗透率下限数值带入步骤2.1.1中测试层段孔隙度与渗透率关系式中，计算得到孔隙度下限值。
其中：步骤三具体为：
步骤3.1.1：统计步骤一中静态法确定的4个物性下限数值，以及步骤二中确定的3个物性下限数值；静态法以是否能形成有效储层为判别依据，但有效储层并不能保证达到最低工业气流标准，因此得到的物性下限值较为乐观；动态法以是否能形成工业气流为判别依据，动态数据和相关参数大部分取自物性较好储层，得到的物性下限值较高；因此对7个物性下限值取平均值来均衡两大类方法带来的误差，最终可得到研究区碳酸盐岩气藏有效储层孔隙度下限和渗透率下限；
步骤3.1.2：选取多口新钻取气井的试气资料进行验证，对比新钻取气井试气层段物性与有效储层物性下限，若高于有效储层物性下限则判定为有效储层，若低于有效储层物性下限则判定为无效储层；结合新钻取气井试气层段结论与物性下限判定结果进行验证，明确有效储层物性下限的准确性。
本发明的优点如下：
1、针对深层碳酸盐岩气藏储集介质多样的特点，考虑了储层中裂缝和溶洞对有效储层物性下限的影响；
2、针对深层碳酸盐岩气藏储层非均质性强，孔隙度-渗透率相关性差的特点，分别确定了孔隙度下限和渗透率下限；
3、综合利用累积频率统计法、束缚水饱和度法、最小流动孔喉半径法等一系列静态法确定有效储层物性下限，再通过物性试气法、产能模型法与产能模拟实验法等一系列动态法对该物性下限进行验证与修正，充分保证了结果的准确性和适用性。
本发明形成了一套较为完善的深层碳酸盐岩气藏物性下限综合确定方法，为深层碳酸盐岩气藏的储量精准评估与高效开发方案的制定提供了重要依据。
具体实施方式
下面将结合实施例对本发明的实施方案进行详细描述，但是本领域技术人员将会理解，下列实施例仅用于说明本发明，而不应视为限制本发明的范围。
本发明提供了深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，包括以下步骤：
深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，包括如下步骤：
步骤一：选取区域内深层碳酸盐岩气藏储层岩心，并依据岩心是否含有裂缝和溶洞进行分类，运用岩心物性、低场核磁共振、高压压汞等多种测试资料，通过累积频率统计法、束缚水饱和度法、最小流动孔喉半径法、束缚水膜厚度法等静态物性下限确认方法，综合确定有效储层物性下限值；
累积频率统计法包括以下步骤：
步骤1.1.1：选取区域内多口取心井的大量天然岩心，分别测量岩心的孔隙度、渗透率、长度和直径等基础物性参数，测试过程执行中华人民共和国国家标准GB/T 29172-2012《岩心分析方法》；
步骤1.1.2：根据岩心是否含有溶洞和裂缝，并参考岩心孔隙度和渗透率的相关性，筛选出不含溶洞岩心和不含裂缝岩心进行分类统计；
步骤1.1.3：选取所有不含溶洞岩心，假设数量为N个，按照孔隙度从小到大的顺序依次编号，统计各个岩心孔隙度的储气能力和累积储气能力；储气能力为各个岩心孔隙度与长度的乘积，编号为i的岩心累积储气能力为编号1到编号i的岩心储气能力之和占所有不含溶洞岩心的储气能力之和的比例，如表1所示；
表1岩心孔隙度累积储气能力统计表
步骤1.1.4：在表1中明确累积储气能力达到10％时对应的岩心编号，该岩心编号对应的孔隙度数值为储气能力累积丢失10％时对应的孔隙度下限值，且低于该孔隙度下限的岩心数量与全部岩心数量的比例为样品丢失率，即该孔隙度下限数值下研究区域内无效储层占据的比例；
步骤1.1.5：选取所有不含裂缝岩心，假设数量为M个，按照渗透率从小到大的顺序依次编号，统计各个岩心渗透率的产气能力和累积产气能力；产气能力为各个岩心渗透率与长度的乘积，编号为i的岩心累积产气能力为编号1到编号i的岩心产气能力之和占所有不含裂缝岩心的产气能力之和的比例，如表2所示；
表2岩心渗透率累积产气能力统计表
步骤1.1.6：在表2中明确累积产气能力达到10％时对应的岩心编号，该岩心编号对应的渗透率数值为产气能力累积丢失10％时对应的渗透率下限值，且低于该渗透率下限的岩心数量与全部岩心数量的比例为样品丢失率，即该渗透率下限数值下研究区域内无效储层占据的比例。
束缚水饱和度法包括以下步骤：
步骤：1.2.1：选取区域内多口取心井的多个天然岩心，分别100％饱和地层水进行不同转速下的离心实验，并逐步提升离心机转速；每次离心实验结束后利用低场核磁共振测量岩心的T2谱图；整个测试过程执行中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 6490-2014《岩样核磁共振参数实验室测量规范》；
步骤：1.2.2：当T2谱图形状不再发生变化时，表明岩心已经达到束缚水状态；此时束缚水状态下的T2谱图与100％饱和水状态下的T2谱图的累积频率之比(与X轴形成的封闭图形的面积之比)即为束缚水饱和度；
步骤：1.2.3：以测试岩心孔隙度为X轴，束缚水饱和度为Y轴制作散点图，并对散点数据进行数据指数式拟合，得到岩心孔隙度与束缚水饱和度的指数关系式；
步骤：1.2.4：以测试岩心渗透率为X轴，束缚水饱和度为Y轴制作散点图，并对散点数据进行数据指数式拟合，得到岩心渗透率与束缚水饱和度的对数关系式；
步骤：1.2.5：依据含气水层和水层的划分标准，确定能够满足气体流动的最高束缚水饱和度Swimax，并把该束缚水饱和度分别带入岩心孔隙度与束缚水饱和度的指数关系式，以及岩心渗透率与束缚水饱和度的对数关系式中，计算得到的孔隙度和渗透率数值分别为有效储层物性下限数值。
最小流动孔喉半径法包括以下步骤：
步骤：1.3.1：选取内多口取心井的多个天然岩心，并根据岩心是否含有裂缝和溶洞，把岩心划分为裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型、孔隙-溶洞型和孔隙型这4种类型，保证每种类型的岩心至少有4块，分别进行高压压汞测试以获取毛管压力曲线，最高进汞压力至少需要达到190MPa，整个测试过程执行中华人民共和国国家标准GB/T 29171-2012《岩石毛管压力曲线的测定》；
步骤：1.3.2：采用Leverett提出的J函数法对步骤1.3.1得到的毛管压力资料进行处理，计算公式为
得到每个岩心的J函数分布曲线；式中J为无因次函数；pc为毛细管压力，MPa；pref为参考毛细管压力，MPa；σ为界面张力，mN/m；Swn为标准化含水饱和度，％；Sw为含水饱和度，％；Swc为束缚水饱和度；K为渗透率，mD；φ为孔隙度，％；J函数分布曲线的横坐标为J(Swn)，纵坐标为Swn；
步骤：1.3.3：对4种类型岩心的J函数分别进行归一化处理，计算得到4种类型岩心的平均J函数分布曲线，然后再利用步骤1.3.2中J函数计算公式进行反算，得到4种类型岩心的平均毛管压力曲线；
步骤：1.3.4：依据4种类型岩心的平均毛管压力曲线，分别采用Wall法计算不同孔喉半径对渗透率的贡献率，统计孔喉半径从大到小对渗透率的累积贡献率，计算公式为
式中
为累积渗透率贡献率；ΔKi为孔喉半径区间的渗透率贡献率；ri为对应的孔喉半径；μm；当累积贡献率达到99％时对应的孔喉半径可作为该类岩心的最小流动孔喉半径；
步骤：1.3.5：依据压汞测试岩心的孔隙度和平均孔喉半径绘制散点图，并对散点进行拟合得到平均孔喉半径与孔隙度的关系式；依据压汞测试岩心的渗透率和平均孔喉半径绘制散点图，并对散点进行拟合得到平均孔喉半径与渗透率的关系式；
步骤：1.3.6：把4种类型岩心的最小流动孔喉半径分别带入步骤1.3.5中的关系式中，得到每类岩心在该最小流动孔喉半径下的孔隙度和渗透率；为了同时满足4类岩心的物性下限，选取最大的孔隙度和渗透率数值作为整个碳酸盐岩储层的物性下限数值。
束缚水膜厚度法包括以下步骤：
步骤1.4.1：对储层多孔介质内吸附水膜厚度进行受力分析，当水膜厚度稳定不再变化时，地层压力(pi)为分离压力(pd)与毛管压力(pc)之和；其中，分离压力为岩石表面水膜在外力作用下变薄时水膜顶底界面相互接近而产生排斥力；
步骤1.4.2：依据分离压力与毛管压力的关系式，建立不同地层压力下水膜厚度与孔喉半径之间的关系式：
式中，h为水膜厚度，μm；r为厚度半径，μm；θ为润湿角，°；σ为气水界面张力，N/m；
步骤1.4.3：通过接触角测量仪，采用QB/T悬滴法对多个碳酸盐岩样品进行润湿角测量，取平均值作为润湿角；气水界面张力测试过程执行中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5370-2018《表面及界面张力测定方法》，测量不同温度条件下的气水界面张力，再通过地温梯度换算出储层埋深，再根据地压系数和储层埋深换算得到地层压力，从而得到不同地层压力下的气水界面张力；
步骤1.4.4：把步骤1.4.3中测量得到的润湿角和气水界面张力参数，带入步骤1.4.2中公式，分别建立不同地层压力下的孔喉半径r与水膜厚度h之间的关系图版；图版横坐标为孔喉半径(单位nm)，纵坐标为水膜厚度(单位nm)；在图版中绘制水膜厚度与孔喉半径厚度相等的直线，直线与不同地层压力下孔喉半径与水膜厚度关系曲线的交点，即为该地层压力下的允许气体流动的临界孔喉半径；
步骤1.4.5：把步骤1.4.4确定的临界孔喉半径带入到步骤1.3.5中的平均孔喉半径与孔隙度关系式中，计算得到孔隙度下限数值；再把临界孔喉半径带入到步骤1.3.5中的平均孔喉半径与渗透率关系式中，计算得到渗透率下限数值。
步骤二：统计区域内深层碳酸盐岩气藏储层物性资料和气井测试资料，运用建立的深层碳酸盐岩气藏三项式产能预测模型、测试层段物性试气解释图版和产能模拟实验数据，通过物性试气法、产能模型法、产能模拟实验法等动态法，对静态法确定的有效储层物性下限值进行验证和修正；
物性试气法包括以下步骤：
步骤2.1.1：统计多口气井试气层段的物性资料，绘制试气层段孔隙度-渗透率交会图，并拟合各个测试层段孔隙度与渗透率关系式；
步骤2.1.2：依据多口气井试气层段的试气结论，把步骤2.1.1中的孔隙度-渗透率交会图按照气层、水层、干层的试气结论进行分别标注；
步骤2.1.3：绘制孔隙度-渗透率交会图中干层区域与其余有效层位区域的分界线，分界线对应的横、纵坐标分别孔隙度下限值和渗透率下限值。
产能模型法包括以下步骤：
步骤2.2.1：渗流模型以Forchheimer微分方程，并引入启动压力项，建立三项式产能预测模型
等式右边第一项为启动压力项，代表阈压效应；第二项为线性渗流项，代表粘滞力；第三项为非线性渗流项，代表惯性力；式中，p—压力，MPa；r—半径，m；λ—启动压力梯度，MPa/m；μ—气体黏度，mPa·s；υ—渗流速度，m/s；K—渗透率，mD；β—非达西渗流系数，1/m；ρ—气体密度，Kg/m3；
步骤2.2.2：选取不同物性范围的多个岩心，在实验室内模拟储层温度和压力条件进行岩心驱替实验，建立岩心渗透率K与启动压力梯度λ之间的关系式，带入步骤2.2.1三项式产能预测模型中的第一项；
步骤2.2.3：选取不同物性范围的多个岩心，在实验室内模拟储层温度和压力条件进行岩心驱替实验，建立岩心渗透率K与非达西系数β之间的关系式，带入步骤2.2.1三项式产能预测模型中的第三项；
步骤2.2.4：选取研究区不同物性范围的多个岩心，在实验室内模拟储层温度和压力条件进行岩心渗透率应力敏感性实验，建立岩心渗透率K与地层压力P之间的关系式，带入步骤2.2.1三项式产能预测模型中；
步骤2.2.5：选用Cinco-Lee公式计算非均质性影响下井斜产生的拟表皮因子Sθ，公式为
引入真表皮因子Sd来描述钻完井过程对地层造成的污染，同时考虑井斜所形成的拟表皮，定义等效井径rwe来综合考虑表皮系数的影响，公式为
式中，sθ—拟表皮因子；θW—井斜角，°；θW'—等效井斜角，°；Kh—地层水平渗透率，mD；Kv—地层垂向渗透率，mD；h—地层有效厚度，m；hD—无因次地层厚度；rw—井半径，m；
步骤2.2.6：建立碳酸盐岩气藏三项式产能预测模型，模型为
其中
式中，m—修正的拟压力函数；A—惯性阻力项；B—黏性阻力项；C—启动压力梯度项；qsc—标准状况下气井产量，m3/d；μB—对应于λ(re+rw)/2的平均粘度，mPa·s；ZB—对应于λ(re+rw)/2的平均偏差因子；
—平均流体压力，MPa；
步骤2.2.7：依据天然气储量规范，把碳酸盐岩储层最低工业气流标准日产气量带入步骤2.2.6建立的三项式产能预测模型，并带入模型中需要的相关储层物性参数和相关气井生产参数，计算得到满足研究区最低工业气流标准的渗透率下限数值；
步骤2.2.8：把步骤2.2.7中的渗透率下限数值带入步骤2.1.1中测试层段孔隙度与渗透率关系式中，计算得到孔隙度下限值。
产能模拟法包括以下步骤：
步骤2.3.1：选取多口取心井的多个天然岩心，在实验室内模拟储层的温度和压力条件，进行不同压差下的驱替实验，实验过程中记录每个实验压差下的稳定气体流量，并绘制实验压差和气体流量之间的关系曲线；
步骤2.3.2：以实验条件下的岩心出口端气体流速与矿场条件下的气井井筒端气体流速相等为基础，建立实验单向流条件下气体流量与矿产径向流条件下气井日产量之间的转换公式；转换公式中带入岩心基础参数与研究区有效储层平均厚度；
步骤2.3.3：以实验条件下的岩心出口端气体流速与矿场条件下的气井井筒端气体流速相等为基础，建立实验条件下驱替压差与矿产条件下的生产压差之间的转换公式；转换公式中带入气井参数与岩心长度；
步骤2.3.4：依据步骤2.3.2中的产量转换公式和步骤2.3.3中的压差转换公式，把步骤2.3.1中多个岩心的实验压差和气体流量之间的关系曲线，转换为矿场气井开发与岩心物性相同储层时生产压差与单井日气产量之间的关系曲线；
步骤2.3.5：选定研究区气井常用生产压差，带入步骤2.3.4中的各个物性储层气井生产压差与单井日产气量之间的关系曲线，得到各个物性储层对应的单井日产气量；绘制孔隙度与单井日产气量关系曲线，并建立两者的拟合关系公式；绘制渗透率与单井日产气量曲线，并建立两者的拟合关系公式；
步骤2.3.6：依据步骤2.3.5中拟合的渗透率与单井日产气量关系式，带入碳酸盐岩储层最低工业气流标准日产气量，得到渗透率物性下限；依据步骤2.3.5中绘制的孔隙度与单井日产气量关系式，带入碳酸盐岩储层最低工业气流标准日产气量，得到孔隙度物性下限；
步骤2.3.7：如果步骤2.3.5中孔隙度与单井日产气量的相关性较差，拟合的关系式不具有代表性，则将步骤2.3.6计算得到的渗透率下限数值带入步骤2.1.1中测试层段孔隙度与渗透率关系式中，计算得到孔隙度下限值。
步骤三：基于步骤一和步骤二得到的多个有效储层物性下限数值，通过取平均值的方式来消除静态法和动态法这两大类方法各自的误差，并将该物性下限值与研究区气井的测试结果或者开发效果进行对比，验证其准确性；具体为：
步骤3.1.1：统计步骤一中静态法确定的4个物性下限数值，以及步骤二中确定的3个物性下限数值；静态法以是否能形成有效储层为判别依据，但有效储层并不能保证达到最低工业气流标准，因此得到的物性下限值较为乐观；动态法以是否能形成工业气流为判别依据，动态数据和相关参数大部分取自物性较好储层，得到的物性下限值较高；因此对7个物性下限值取平均值来均衡两大类方法带来的误差，最终可得到研究区碳酸盐岩气藏有效储层孔隙度下限和渗透率下限；
步骤3.1.2：选取多口新钻取气井的试气资料进行验证，对比新钻取气井试气层段物性与有效储层物性下限，若高于有效储层物性下限则判定为有效储层，若低于有效储层物性下限则判定为无效储层；结合新钻取气井试气层段结论与物性下限判定结果进行验证，明确有效储层物性下限的准确性。
尽管已用具体实施例来说明和描述了本发明，然而应意识到，在不背离本发明的精神和范围的情况下可以作出许多其它的更改和修改。因此，这意味着在所附权利要求中包括属于本发明范围内的所有这些变化和修改。
Claims (9)
1.深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，其特征在于：包括如下步骤：
步骤一：选取区域内深层碳酸盐岩气藏储层岩心，并依据岩心是否含有裂缝和溶洞进行分类，运用多种测试资料，通过静态物性下限确认方法，综合确定有效储层物性下限值；其中，测试资料包括岩心物性、低场核磁共振、高压压汞，静态物性下限确认方法包括累积频率统计法、束缚水饱和度法、最小流动孔喉半径法、束缚水膜厚度法；
步骤二：统计区域内深层碳酸盐岩气藏储层物性资料和气井测试资料，运用建立的深层碳酸盐岩气藏三项式产能预测模型、测试层段物性试气解释图版和产能模拟实验数据，通过动态法，对静态法确定的有效储层物性下限值进行验证和修正；其中，动态法包括物性试气法、产能模型法、产能模拟实验法；
步骤三：基于步骤一和步骤二得到的多个有效储层物性下限数值，通过取平均值的方式来消除静态法和动态法这两大类方法各自的误差，并将该物性下限值与研究区气井的测试结果或者开发效果进行对比，验证其准确性。
2.根据权利要求1所述的深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，其特征在于：所述的步骤一中累积频率统计法包括以下步骤：
步骤1.1.1：选取区域内多口取心井的大量天然岩心，分别测量岩心的基础物性参数，其中，基础物性参数包括孔隙度、渗透率、长度和直径；
步骤1.1.2：根据岩心是否含有溶洞和裂缝，并参考岩心孔隙度和渗透率的相关性，筛选出不含溶洞岩心和不含裂缝岩心进行分类统计；
步骤1.1.3：选取所有不含溶洞岩心，假设数量为N个，按照孔隙度从小到大的顺序依次编号，统计各个岩心孔隙度的储气能力和累积储气能力；储气能力为各个岩心孔隙度与长度的乘积，编号为i的岩心累积储气能力为编号1到编号i的岩心储气能力之和占所有不含溶洞岩心的储气能力之和的比例；
步骤1.1.4：明确累积储气能力达到10％时对应的岩心编号，该岩心编号对应的孔隙度数值为储气能力累积丢失10％时对应的孔隙度下限值，且低于该孔隙度下限的岩心数量与全部岩心数量的比例为样品丢失率，即该孔隙度下限数值下研究区域内无效储层占据的比例；
步骤1.1.5：选取所有不含裂缝岩心，假设数量为M个，按照渗透率从小到大的顺序依次编号，统计各个岩心渗透率的产气能力和累积产气能力；产气能力为各个岩心渗透率与长度的乘积，编号为i的岩心累积产气能力为编号1到编号i的岩心产气能力之和占所有不含裂缝岩心的产气能力之和的比例；
步骤1.1.6：明确累积产气能力达到10％时对应的岩心编号，该岩心编号对应的渗透率数值为产气能力累积丢失10％时对应的渗透率下限值，且低于该渗透率下限的岩心数量与全部岩心数量的比例为样品丢失率，即该渗透率下限数值下研究区域内无效储层占据的比例。
3.根据权利要求1所述的深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，其特征在于：所述的步骤一中束缚水饱和度法包括以下步骤：
步骤：1.2.1：选取区域内多口取心井的多个天然岩心，分别100％饱和地层水进行不同转速下的离心实验，并逐步提升离心机转速；每次离心实验结束后利用低场核磁共振测量岩心的T2谱图；
步骤：1.2.2：当T2谱图形状不再发生变化时，表明岩心已经达到束缚水状态；此时束缚水状态下的T2谱图与100％饱和水状态下的T2谱图的累积频率之比即为束缚水饱和度；
步骤：1.2.3：以测试岩心孔隙度为X轴，束缚水饱和度为Y轴制作散点图，并对散点数据进行数据指数式拟合，得到岩心孔隙度与束缚水饱和度的指数关系式；
步骤：1.2.4：以测试岩心渗透率为X轴，束缚水饱和度为Y轴制作散点图，并对散点数据进行数据指数式拟合，得到岩心渗透率与束缚水饱和度的对数关系式；
步骤：1.2.5：依据含气水层和水层的划分标准，确定能够满足气体流动的最高束缚水饱和度Swimax，并把该束缚水饱和度分别带入岩心孔隙度与束缚水饱和度的指数关系式，以及岩心渗透率与束缚水饱和度的对数关系式中，计算得到的孔隙度和渗透率数值分别为有效储层物性下限数值。
4.根据权利要求1所述的深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，其特征在于：所述的步骤一中最小流动孔喉半径法包括以下步骤：
步骤：1.3.1：选取多口取心井的多个天然岩心，并根据岩心是否含有裂缝和溶洞，把岩心划分为裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型、孔隙-溶洞型和孔隙型这4种类型，保证每种类型的岩心至少有4块，分别进行高压压汞测试以获取毛管压力曲线，最高进汞压力至少需要达到190MPa；
步骤：1.3.2：采用J函数法对步骤1.3.1得到的毛管压力资料进行处理，计算公式为
得到每个岩心的J函数分布曲线；式中J为无因次函数；pc为毛细管压力，MPa；pref为参考毛细管压力，MPa；σ为界面张力，mN/m；Swn为标准化含水饱和度，％；Sw为含水饱和度，％；Swc为束缚水饱和度；K为渗透率，mD；φ为孔隙度，％；J函数分布曲线的横坐标为J(Swn)，纵坐标为Swn；
步骤：1.3.3：对4种类型岩心的J函数分别进行归一化处理，计算得到4种类型岩心的平均J函数分布曲线，然后再利用步骤1.3.2中J函数计算公式进行反算，得到4种类型岩心的平均毛管压力曲线；
步骤：1.3.4：依据4种类型岩心的平均毛管压力曲线，分别采用Wall法计算不同孔喉半径对渗透率的贡献率，统计孔喉半径从大到小对渗透率的累积贡献率，计算公式为
式中
为累积渗透率贡献率；ΔKi为孔喉半径区间的渗透率贡献率；ri为对应的孔喉半径；μm；当累积贡献率达到99％时对应的孔喉半径可作为该类岩心的最小流动孔喉半径；
步骤：1.3.5：依据压汞测试岩心的孔隙度和平均孔喉半径绘制散点图，并对散点进行拟合得到平均孔喉半径与孔隙度的关系式；依据压汞测试岩心的渗透率和平均孔喉半径绘制散点图，并对散点进行拟合得到平均孔喉半径与渗透率的关系式；
步骤：1.3.6：把4种类型岩心的最小流动孔喉半径分别带入步骤1.3.5中的关系式中，得到每类岩心在该最小流动孔喉半径下的孔隙度和渗透率；为了同时满足4类岩心的物性下限，选取最大的孔隙度和渗透率数值作为整个碳酸盐岩储层的物性下限数值。
5.根据权利要求4所述的深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，其特征在于：所述的步骤一中束缚水膜厚度法包括以下步骤：
步骤1.4.1：对储层多孔介质内吸附水膜厚度进行受力分析，当水膜厚度稳定不再变化时，地层压力(pi)为分离压力(pd)与毛管压力(pc)之和；其中，分离压力为岩石表面水膜在外力作用下变薄时水膜顶底界面相互接近而产生排斥力；
步骤1.4.2：依据分离压力与毛管压力的关系式，建立不同地层压力下水膜厚度与孔喉半径之间的关系式：
式中，h为水膜厚度，μm；r为厚度半径，μm；θ为润湿角，°；σ为气水界面张力，N/m；
步骤1.4.3：通过接触角测量仪，采用QB/T悬滴法对多个碳酸盐岩样品进行润湿角测量，取平均值作为润湿角；测量不同温度条件下的气水界面张力，再通过地温梯度换算出储层埋深，再根据地压系数和储层埋深换算得到地层压力，从而得到不同地层压力下的气水界面张力；
步骤1.4.4：把步骤1.4.3中测量得到的润湿角和气水界面张力参数，带入步骤1.4.2中公式，分别建立不同地层压力下的孔喉半径r与水膜厚度h之间的关系图版；图版横坐标为孔喉半径(单位nm)，纵坐标为水膜厚度(单位nm)；在图版中绘制水膜厚度与孔喉半径厚度相等的直线，直线与不同地层压力下孔喉半径与水膜厚度关系曲线的交点，即为该地层压力下的允许气体流动的临界孔喉半径；
步骤1.4.5：把步骤1.4.4确定的临界孔喉半径带入到步骤1.3.5中的平均孔喉半径与孔隙度关系式中，计算得到孔隙度下限数值；再把临界孔喉半径带入到步骤1.3.5中的平均孔喉半径与渗透率关系式中，计算得到渗透率下限数值。
6.根据权利要求1所述的深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，其特征在于：所述的步骤二中物性试气法包括以下步骤：
步骤2.1.1：统计多口气井试气层段的物性资料，绘制试气层段孔隙度-渗透率交会图，并拟合各个测试层段孔隙度与渗透率关系式；
步骤2.1.2：依据多口气井试气层段的试气结论，把步骤2.1.1中的孔隙度-渗透率交会图按照气层、水层、干层的试气结论进行分别标注；
步骤2.1.3：绘制孔隙度-渗透率交会图中干层区域与其余有效层位区域的分界线，分界线对应的横、纵坐标分别孔隙度下限值和渗透率下限值。
7.根据权利要求1所述的深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，其特征在于：所述的步骤二中产能模型法包括以下步骤：
步骤2.2.1：渗流模型以Forchheimer微分方程，并引入启动压力项，建立三项式产能预测模型
等式右边第一项为启动压力项，代表阈压效应；第二项为线性渗流项，代表粘滞力；第三项为非线性渗流项，代表惯性力；式中，p—压力，MPa；r—半径，m；λ—启动压力梯度，MPa/m；μ—气体黏度，mPa·s；υ—渗流速度，m/s；K—渗透率，mD；β—非达西渗流系数，1/m；ρ—气体密度，Kg/m3；
步骤2.2.2：选取不同物性范围的多个岩心，在实验室内模拟储层温度和压力条件进行岩心驱替实验，建立岩心渗透率K与启动压力梯度λ之间的关系式，带入步骤2.2.1三项式产能预测模型中的第一项；
步骤2.2.3：选取不同物性范围的多个岩心，在实验室内模拟储层温度和压力条件进行岩心驱替实验，建立岩心渗透率K与非达西系数β之间的关系式，带入步骤2.2.1三项式产能预测模型中的第三项；
步骤2.2.4：选取研究区不同物性范围的多个岩心，在实验室内模拟储层温度和压力条件进行岩心渗透率应力敏感性实验，建立岩心渗透率K与地层压力P之间的关系式，带入步骤2.2.1三项式产能预测模型中；
步骤2.2.5：选用Cinco-Lee公式计算非均质性影响下井斜产生的拟表皮因子Sθ，公式为
引入真表皮因子Sd来描述钻完井过程对地层造成的污染，同时考虑井斜所形成的拟表皮，定义等效井径rwe来综合考虑表皮系数的影响，公式为
式中，sθ—拟表皮因子；θW—井斜角，°；θW′—等效井斜角，°；Kh—地层水平渗透率，mD；Kv—地层垂向渗透率，mD；h—地层有效厚度，m；hD—无因次地层厚度；rw—井半径，m；
步骤2.2.6：建立碳酸盐岩气藏三项式产能预测模型，模型为
其中
式中，m—修正的拟压力函数；A—惯性阻力项；B—黏性阻力项；C—启动压力梯度项；qsc—标准状况下气井产量，m3/d；μB—对应于λ(re+rw)/2的平均粘度，mPa·s；ZB—对应于λ(re+rw)/2的平均偏差因子；
—平均流体压力，MPa；
步骤2.2.7：依据天然气储量规范，把碳酸盐岩储层最低工业气流标准日产气量带入步骤2.2.6建立的三项式产能预测模型，并带入模型中需要的相关储层物性参数和相关气井生产参数，计算得到满足研究区最低工业气流标准的渗透率下限数值；
步骤2.2.8：把步骤2.2.7中的渗透率下限数值带入步骤2.1.1中测试层段孔隙度与渗透率关系式中，计算得到孔隙度下限值。
8.根据权利要求6所述的深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，其特征在于：所述的步骤二中产能模拟法包括以下步骤：
步骤2.3.1：选取多口取心井的多个天然岩心，在实验室内模拟储层的温度和压力条件，进行不同压差下的驱替实验，实验过程中记录每个实验压差下的稳定气体流量，并绘制实验压差和气体流量之间的关系曲线；
步骤2.3.2：以实验条件下的岩心出口端气体流速与矿场条件下的气井井筒端气体流速相等为基础，建立实验单向流条件下气体流量与矿产径向流条件下气井日产量之间的转换公式；转换公式中带入岩心基础参数与研究区有效储层平均厚度；
步骤2.3.3：以实验条件下的岩心出口端气体流速与矿场条件下的气井井筒端气体流速相等为基础，建立实验条件下驱替压差与矿产条件下的生产压差之间的转换公式；转换公式中带入气井参数与岩心长度；
步骤2.3.4：依据步骤2.3.2中的产量转换公式和步骤2.3.3中的压差转换公式，把步骤2.3.1中多个岩心的实验压差和气体流量之间的关系曲线，转换为矿场气井开发与岩心物性相同储层时生产压差与单井日气产量之间的关系曲线；
步骤2.3.5：选定研究区气井常用生产压差，带入步骤2.3.4中的各个物性储层气井生产压差与单井日产气量之间的关系曲线，得到各个物性储层对应的单井日产气量；绘制孔隙度与单井日产气量关系曲线，并建立两者的拟合关系公式；绘制渗透率与单井日产气量曲线，并建立两者的拟合关系公式；
步骤2.3.6：依据步骤2.3.5中拟合的渗透率与单井日产气量关系式，带入碳酸盐岩储层最低工业气流标准日产气量，得到渗透率物性下限；依据步骤2.3.5中绘制的孔隙度与单井日产气量关系式，带入碳酸盐岩储层最低工业气流标准日产气量，得到孔隙度物性下限；
步骤2.3.7：如果步骤2.3.5中孔隙度与单井日产气量的相关性较差，拟合的关系式不具有代表性，则将步骤2.3.6计算得到的渗透率下限数值带入步骤2.1.1中测试层段孔隙度与渗透率关系式中，计算得到孔隙度下限值。
9.根据权利要求1所述的深层碳酸盐岩气藏有效储层物性下限综合确定方法，其特征在于：所述的步骤三具体为：
步骤3.1.1：统计步骤一中静态法确定的4个物性下限数值，以及步骤二中确定的3个物性下限数值；静态法以是否能形成有效储层为判别依据，但有效储层并不能保证达到最低工业气流标准，因此得到的物性下限值较为乐观；动态法以是否能形成工业气流为判别依据，动态数据和相关参数大部分取自物性较好储层，得到的物性下限值较高；因此对7个物性下限值取平均值来均衡两大类方法带来的误差，最终可得到研究区碳酸盐岩气藏有效储层孔隙度下限和渗透率下限；
步骤3.1.2：选取多口新钻取气井的试气资料进行验证，对比新钻取气井试气层段物性与有效储层物性下限，若高于有效储层物性下限则判定为有效储层，若低于有效储层物性下限则判定为无效储层；结合新钻取气井试气层段结论与物性下限判定结果进行验证，明确有效储层物性下限的准确性。
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