土库曼阿姆河m区块气田储层评价方法

土库曼阿姆河m区块气田储层评价方法

阿姆河右岸m区块位于图库玛-阿姆河盆地东北部的查尔朱断层带。该区块的主要气田生产上侏罗统卡罗夫-牛磺酸盐岩，属于低孔、低渗异常气田。自20世纪90年代初发现气田以来，仅进行了实验天然气开发。目前,从常规测井解释来看,气水过渡带大,气水界面不统一且不易识别,给气田开发方案设计和投产带来了很大的困难,同时储层非均质性强,储层有效性判别标准缺乏充分的依据。针对M区块气田存在的问题,笔者试图通过毛管压力资料对储层有效性进行初步分析,利用毛管压力资料并结合相渗曲线对M区块气田气水分布特征和气水两相条件下毛管压力所能支撑的最大气液柱高度进行了研究,以期为气田后期开发方案的制定提供依据。1孔隙喉道决定接和有效的方法是接和有效的毛管压力曲线是研究储层孔隙结构最为直接和有效的方法,其形态主要受孔隙喉道的分选性和喉道大小的控制。根据毛管压力曲线形态可定性评估储层岩石的储集性能。1.1储层储集性能结果为了对比分析所测试样品毛管压力曲线特征,进而分析储层物性,将M区块不同孔隙级别下的毛管压力曲线(图1)进行了对比与分析。孔隙度小于3%样品的毛管压力曲线该孔隙区间内毛管压力曲线(图1a)分布较为分散,中值孔喉半径为0.0087～0.01μm,平均为0.0092μm。部分毛管压力曲线为斜线,说明颗粒分选差,极不均匀,另一部分毛管压力曲线位于坐标轴左上方,向上翘倾,大部分样品的最大进汞饱和度不超过50%。毛管压力曲线底部“平台”形态特征没有显现,说明储层储集性能较差。在10MPa注汞压力下,所有样品平均进汞饱和度仅为13%。孔隙度为3%～6%样品的毛管压力曲线该孔隙区间内毛管压力曲线(图1b)分布均匀而且集中,中值孔喉半径为0.012～0.24μm,平均为0.077μm。最大进汞饱和度均大于75%,毛管压力曲线底部“平台”形态较明显,说明颗粒分选好,孔喉半径大小较为均一,储层储集性能好。在10MPa注汞压力下,平均进汞饱和度达65%。孔隙度为6%～9%样品的毛管压力曲线该孔隙区间内毛管压力曲线(图1c)形态趋于集中,曲线底部“平台”形态特征明显,曲线末端近似平行于纵坐标,颗粒分选好,最大进汞饱和度均大于80%。中值孔喉半径为0.05～0.19μm,平均为0.12μm。储层储集性能好。在10MPa注汞压力下,平均进汞饱和度达73%。孔隙度大于9%样品的毛管压力曲线该孔隙区间内毛管压力曲线(图1d)形态很集中,曲线底部“平台”形态特征非常明显,说明颗粒分选非常好,最大进汞饱和度大都大于90%。中值孔喉半径为0.10～0.25μm,平均为0.16μm。储层储集性能好。在10MPa注汞压力下,平均进汞饱和度达82%。1.2储层物性与退汞效率碳酸盐岩储层退汞效率与孔隙度成正比关系,与孔喉直径比的对数成反比关系。不同孔隙空间结构的储层退汞效率存在很大的差别,裂缝、裂隙和粒间、晶间孔隙型样品退汞效率较高,溶洞型样品中等,溶孔、粒内孔型样品较低。此外,粘土成分及其含量以及胶结物类型、性质均是影响退汞效率的重要因素。M区块岩心物性分析测试资料表明,孔隙度为1%～10%,平均值为8%,渗透率为0.001×10-3～10×10-3μm2,平均值为0.85×10-3μm2,属于低孔低渗透碳酸盐岩储层。通过岩心、铸体薄片观察和测井资料分析,储层泥质含量低,平均为5%左右。储层类型基本上为裂缝—孔隙型,孔隙类型以粒间孔隙和粒间溶蚀孔隙为主,偶见小的洞穴,部分为方解石胶结物充填,基质孔隙中存在部分微裂缝,裂缝型储层不发育。将毛管压力分析所得到的退汞效率与孔隙度进行相关性分析,得到退汞效率与孔隙度呈明显的正相关性(图2),退汞效率主要为10%～50%,孔隙度为3.5%～12%。在退汞效率统计数据中,仅有8个样品的退汞效率为0,其孔隙度大都小于3.5%;个别样品退汞效率大于0且小于10%。分析原因主要是受基质孔隙中所发育微裂缝的影响。综合毛管压力进汞曲线特征和退汞效率分析,可认为M区块碳酸盐岩储层的有效孔隙度下限应定为3.5%,该物性下限值的界定与气田测试结果(图3)基本一致。2u3000省集层进汞与毛管压力关系将毛管压力曲线和相对渗透率曲线叠置起来研究,可以确定实际气层最低闭合高度和气水过渡带的位置及厚度。实际气水过渡带厚度与岩石的孔隙结构有关,岩石的孔隙喉道越细,物性越差,过渡带越厚。在实验室采用压汞法测定毛管压力时,由于测试条件(温度)和流体性质与气藏实际条件完全不同,所以需要将其转换为地层条件下气水两相毛管压力,转换公式为pcgw=σgwcosθgwσHgcosθHgpcHg(1)pcgw=σgwcosθgwσΗgcosθΗgpcΗg(1)式中:pcgw为在地层条件下气水两相毛管压力,MPa;σgw为气水两相界面张力,mN/m;θgw为气水两相接触角,(°);σHg为汞与空气界面张力,mN/m;θHg为汞与空气接触角,(°);pcHg为在实验室条件下压汞毛管压力,MPa。已知汞与空气界面张力为480mN/m,接触角为140°,在地层条件下气藏中气水界面接触角为0°。由于在地层条件下气水两相界面张力取决于气藏中的温度和压力,M区块气藏的温度一般在100℃左右,地层压力通常在57MPa左右,属于异常高压。通过实验室不同温度、不同压力条件下所得到的气水界面张力可知,该气藏条件下气水两相界面张力为45.2MPa。将上述已知参数代入式(1),可得到pcgw=0.123pcHg。当流体密度一定时,一定的毛管压力就相当于一定的气液柱高度,因此,对于确定的气层就可以用气液柱高度作为储集层进汞曲线压力坐标。结合气—水相渗曲线可进一步确定气水过渡带厚度和产纯气的闭合高度。在气藏条件下毛管压力和气液柱高度的关系为h=100×pcgwΔρ(2)h=100×pcgwΔρ(2)式中:h为气水界面以上气液柱高度,m;Δρ为气水密度差,g/cm3。为了使选择的样品具有良好的一致性,所有样品都来自于同一深度(3560m),且物性相同(孔隙度为5.4%,渗透率为0.85×10-3μm2),将相渗曲线与毛管压力曲线在相同流体饱和度条件下进行叠置。由图4可以看出,相渗曲线临界含水饱和度为41%(A点),通常也称为束缚水饱和度,该点水相渗透率为0,其对应气液柱高度为75m,说明气液柱高度超过75m的层段为纯产气层段,因此,可得出纯产气的最低闭合高度为75m。临界含气饱和度为86%(B点),即对应气相渗透率为0,因此,可确定A和B这2点间为气水同产区,即流体高度为25～75m是气水同产区,气水同产区的厚度为50m。相渗曲线的等渗点通常可作为经济产能标志点,等渗点为60%(C点),对应的气液柱高度为49m,说明当含水饱和度小于60%时,在气水同产区对应气液柱高度为49～75m,虽然产层出水,但水气比相对较低,仍可作为具有经济效益的产层。当含水饱和度大于60%而小于86%时,气液柱高度为25～49m,其厚度为24m,此时虽产气但水体能量增强,不利于开发投产。因此,在该区优化大角度斜井设计和新井投产开发方案时,应至少避开距气水同产区底部24m以上的距离。3m区块碳酸盐岩气藏气水过渡带厚度研究应用毛管压力曲线形态能够很好地对阿姆河右岸M区块碳酸盐岩储层进行评价分类,结合退汞效效率对储层有效性进行了分析,确定了储层有效孔隙度下限为3.5%。M区块碳酸盐储层为低孔低渗透储层,有效储层虽泥质含量低、颗粒分选好,但孔隙度低、孔喉半径小,导致