储层参数下限确定方法_以河南安棚油田为例

第30卷　第2期 成都理工大学学报(自然科学版) V o l.30N o.2　2003年4月JOU RNAL O F CHEN GDU UN I V ERS ITY O F TECHNOLO GY(Science&Technol ogy Editi o n)A p r.2003　[文章编号]167129727(2003)022*******储层参数下限确定方法以河南安棚油田为例[收稿日期]2002203219()段新国1　王洪辉1　胡永章1　张　乐2(1.成都理工大学“油气藏地质与开发工程”国家重点实验室,成都610059;2.中国石化河南油田分公司)[摘要]河南安棚油田是河南石油勘探局最新勘探开发的油田之一,根据最新钻井资料和老井复查资料对储层做出初步评价。

根据所得的资料用Hobs on法、产能法和浮力法确定出储层参数下限,并参考一定的储层划分标准将储层划分为三个等级,为油田的进一步勘探和开发提供重要依据。

[关键词]安棚油田;参数下限;Hobs on法;产能法;浮力法;储层划分[分类号]T E122.23 [文献标识码]A 储层下限的确定是一项复杂的工作。

因为它与当地的具体情况紧密相连。

而且不同的方法所得结论也有可能不同,这就要求在选定具体方法的同时,准确地获取相关参数。

前人已经研究出很多求取储层下限的方法。

如:默雷(1960)曾提出过一个工业性储集岩的临界油柱高度标准,它实际上为生产纯油层段的岩样的有效喉道半径,约为0.5Λm。

且他认为整个油田的构造闭合度以及所包含的连续油柱高度不同,其储集岩的下限标准当然也会不同。

S.H.Rockw ook(1957)等的扣除方法,基本理论是,当油气聚集时由于浮力作用的不同,所以沿整个油藏剖面高度上所驱出的水量不同。

靠近油水接触面处的油气的浮力作用小,所驱出的水量少,水饱和度高,所以扣除的边界孔隙度要大一些。

同一种孔隙结构和孔隙度的岩样,由于其所处的剖面部位不同而具有不同的性能。

当它处于油层中上部时可以是储油气岩;而当它处于接触面处时,则可以是非储油气岩。

R.W.M an2 non(1972)等用渗透率划分储集岩下限的方法,认为基于岩样的油—水相对渗透率曲线和毛管压力曲线的综合分析,可以确定储层下限。

曲志浩(1982)关于孔隙喉道下限的确定,是根据R.R.Berg(1975)论述的二次运移具有水动力影响的基本公式,进一步提出了孔隙喉道的含油下限。

他认为喉道下限、油藏的最大油柱高度,跟油层水流方向上油藏的最大水平投影宽度可以根据上述基本公式互换,知道其中两个就可以求出另一个。

所以可以求出喉道半径下限。

其缺点就是全部参数都是在现今存在的地质条件下取值,而这些参数都可能随时间变化而变化。

下面以河南省安棚油田深层系储层参数下限的求取为例,说明各种用不同的方法求取的参数下限。

1　根据Hobs on方法计算孔喉下限Hobs on方法的计算公式为:r m in=1H(Θw-Θi) g2Ρi w+1r p 式中:H为计算点距两相界面的高度(c m);Ρi w为两相界面张力(i表示油或者天然气,mN m);Θw为地层条件下水的密度(g c m3);Θi为地层条件下流体的密度(i表示油或者天然气,g c m3); g为重力加速度(该地区取980c m s2);r p为平均孔隙半径。

从安棚油田已钻探的油井的测试资料和河南石油勘探局及成都理工大学国家重点实验室所得样品压汞资料来分析,安棚深层系可以划分为三个产不同流体的层段,即深度在小于2850m的油层为正常原油层段,其原油密度一般大于0.87g c m3,记为第一层;深度在2850～3150m 为轻质原油层,其原油密度为0.8～0.87g c m3,记为第二层;深度大于3150m则认为是天然气、凝析油段,密度一般小于0.8g c m3,记为第三层。

参数的获取:(1)地层水的密度Θw,这是根据不同地层水的总矿化度用经验公式来计算的,由上到下分别为1.0153g c m3,1.01039g c m3, 1.025g c m3。

(2)地层流体密度Θi,根据高压物性资料获取,由上到下分别为0.787g c m3, 0.601g c m3,0.25g c m3。

r p根据河南石油勘探局提供资料所得。

表1是不同流体高度下的喉道半径统计表。

数据结果表明:(1)不同的流体所对应的孔喉半径不同,随流体的密度不同而变化,且不同的流体高度所对应的孔喉下限不同。

(2)在流体高度大于300m后其孔喉下限基本趋于一致且变化较小。

表1　喉道下限统计(r Λm)T able1　Statistics of th roat l ow er li m it层段流体高度10m25m50m100m150m200m250m300m第一层2.32410.92960.46480.23240.15490.11620.09290.0774第二层1.29610.51840.25920.12960.08640.06480.05180.0432第三层0.65830.26330.13170.06580.04390.03290.02630.02192　产能法确定渗透率下限这是利用径向渗流公式,可以计算商业性产能条件下的渗透率下限值。

即:KH=Q AO F Λg ln(r e r c)Π(p Z)2-1(气层)KH=Q AO F Λo B o ln(r e r c)Π(p-1(油层) 式中:Q AO F为天然气的无阻流量(m3 s);Λg和Λo分别为天然气、油的地下粘度(m Pa・s);r e为供给边缘半径(c m);r c为井筒半径(c m);p为油层中部压力(105Pa);Z为压缩因子(无因次量);B o 为油的体积系数(无因次量)。

参数求取:(1)根据中华人民共和国石油天然气储量规范国家标准,结合安棚深层系的油层特征,以日产油量3m3,日产气量20000m3为商业价值下限。

(2)流体地下粘度,根据经验取值和安棚地区实验所得资料,取油3.3m Pa・s,轻质油0.332m Pa・s,凝析油(包括天然气)0.0277 m Pa・s。

(3)供给边缘半径r e,根据油田产油井获取,为123.9m;井筒半径r c,试油资料获取,为0.216m。

(4)油层中部压力p,压缩因子Z,都取自于安棚地区油井试油资料,Z取1。

(5)B o,油取1.2,轻质油取1.5。

由于所得的资料有限,部分井并没有油层中部压力,用压力梯度折算。

计算结果表明:(1)在安棚地区无论是哪套地层,其渗透率下限值都比较低,说明安棚深层系属于低渗地层。

(2)对应不同的试油井段,其对应的渗透率不同,并且随着井段的加长,其对应的渗透率值变小。

图1、图2、图3是不同性质储层的厚度与渗透率下限关系图。

另据河南石油勘探局资料可以知道,如按小层构造图计算,含流体垂直高度一般在50～150m,平均为100m,这里因为求下限,所以取流体高度为150m。

则可分别求出含油、轻质油、天然气这三类储层的渗透率下限为:0.07×10-3Λm2,0.008×10-3Λm2,0.008×10-3Λm2。

图1　油层的产层厚和下限渗透率关系F ig.1　R elati on sh i p betw een the l ow er li m it ofper m eability and the th ickness of o il layerlg y=-1.06477lg x+2.60945R2=0.997848・71・成都理工大学学报(自然科学版) 第30卷图2　轻质油层的产层厚和下限渗透率关系F ig .2　R elati on sh i p betw een the l ow er li m it of per m eability and the th ickness of ligh t o illayerlg y =-1.03525lg x +0.351861R 2=0.976114图3　气层的产层厚和下限渗透率关系F ig .3　R elati on sh i p betw een the l ow er li m itof per m eability and the th ickness of natural gas layerlg y =-0.993259lg x +0.11120R 2=0.8973693　孔隙度下限的确定用孔隙度来划分储层是一种简单的方法,可以根据分层试油的资料定出该地区的孔隙度下限。

当岩石的孔隙度低于此下限值时,就列为无效层段。

在低孔隙度范围内,随着孔隙度的减少其含水饱和度急剧增加,这种低孔隙度不仅表明石油储量小而且产能也差。

因此,可在这个含水饱和度急剧增加的范围内选出孔隙度的扣除边界。

图4是孔隙度和渗透率关系图,拟合曲线的相关系数达到0.891,说明二者的相关关系比较好。

因此,可以利用渗透率与孔隙度的对应关系确定出孔隙度的粗略下限,然后考虑孔隙度的边界效应对其进行校正,就可以求出孔隙度比较准确的下限值。

根据河南石油勘探局资料,分别求出油图4　孔渗关系图F ig .4　R elati on sh i p betw een po ro sity and per m eabilityK =<3.204×0.0033,R 2=0.891的孔隙度下限为5%,轻质油的孔隙度下限是3%,天然气的孔隙度下限是2%。

4　综合确定方法4.1　饱和度上限标准根据国内外习惯多将50%作为饱和度的上限。

结合地层的相渗透率曲线特征参数,其临界水饱和度值在20%～50%之间,而平均值在40%以下,所以储层与非储层的标准采用50%。

4.2　各类储层下限的确定方法在考虑上述下限标准之后,再根据各类储层与流体高度之间关系确定出相应下限值,确定方法如下:a .按50%的润湿相标准,利用压汞资料确定出孔隙度下限以上的各类储层的孔喉半径对应的平均汞毛细管压力值(p 50m in )。

b .将单井剖面储层进行类型划分并将井深换算成海拔(或流体2水界面以下)高度。

c.利用下式算出天然气的浮力:F i =H (Θw -Θi ) g式中:F i 为流体的浮力(M Pa );H 为流体2水界面高度(m );Θw 为地层条件下水的密度(g c m 3);Θi 为地层条件下流体的密度(g c m 3)。

再利用下式将浮力换算成汞2蒸气毛细管压力:p 50m in =p ci 2wΡH gΡi wcos ΗH g cos Ηi w 式中:p c i 2w 为流体2水毛细管压力(相当于F i ,・171・第2期段新国等:储层参数下限确定方法以河南安棚油田为例M Pa);ΡH g为汞蒸汽表面张力(mN m);Ρi为流体水表面张力(mN m);ΗHg为汞蒸汽润湿角(°);4.3　储层判别根据单井的孔、渗、饱资料,首先按上述标准划分出储层和非储层,再对储层进行分类,划分出单井储层类型。