1储层岩性及孔喉特征鄂尔多斯盆地苏里格气田东区(以下简称苏东地区)上古生界砂岩主要有石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩3种类型。下二叠统下石盒子组盒8段以岩屑石英砂岩和石英砂岩为主,下二叠统山西组山1段、山2段以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主。储集层段填隙物平均含量在14.3%~17.4%之间,主要为黏土矿物(水云母、高岭石、绿泥石)、硅质和碳酸盐胶结物,部分层段含较多凝灰质杂基。苏东地区盒8、山1、山2段砂岩孔隙类型以溶孔、晶间孔、粒间孔为主,其中盒8段的储集空间主要为溶孔(杂基溶孔、岩屑溶孔等)、晶间孔、残余粒间孔及少量微裂隙。
2确定储层物性下限的分析方法
2.1经验统计法经验统计法是基于岩心分析的孔隙度和渗透率数据的累积频率统计法，低孔低渗层段累积储渗能力损失约占总累积量，已被国内各大油田采用[1-6]。利用江苏东部盒8、山1和山2储层常规物性分析资料编制的孔隙度、渗透率频率分布、累积频率和累积产能损失曲线见图1和图2。孔隙度、储气量和渗透率、产气量的计算公式如下:Q &φ；I是孔隙度储层容量；QKi是渗透率储层容量；Hi是样品长度或储层厚度，m；& phiI是孔隙度；Ki为渗透率，MD .通过对江苏东部盒8、山1、山2段储层物性、岩性、孔隙结构特征的分析，认为该区储层为典型的中低孔& mdash低孔隙度和渗透率& mdash超低渗透油藏。孔隙度5%~15%，渗透率0.1~1.0mD，渗透能力差。根据经验统计法(图1、图2)，考虑长庆油田低孔低渗储层特点，累计频率损失不超过累计总损失的20%，累计储能和产能损失不超过累计总损失的10%。当盒8段孔隙度下限为5.0%时，累计频率损耗约为18%，储能损耗为8.5%。当方框8的渗透率下限为0.10mD时，累计频率损失约为18%，累计产能损失约为4%。因此确定盒8段孔隙度下限为5.0%，渗透率下限为0.10mD同样，可以确定山1段孔隙度和渗透率下限分别为4.0%和0.075mD。二段孔隙度下限为3.5%，渗透率下限为0.075mD。此时损失的储气能力、产气能力和厚度都符合盆地的地质特征。
2.2孔隙度& mdash根据江苏东部岩心分析结果，采用渗透率交会法计算孔隙度& mdash渗透率交会图(图3)显示了三条线段:第一条线段的渗透率随着孔隙度的快速增加而增加很少，该段孔隙主要为无效孔隙；第二段渗透率随着孔隙度的增加而明显增加，该段是具有一定渗透率的有效孔隙。第三条线显示孔隙度增加很少，但渗透率急剧增加，该段岩石渗流能力强且趋于稳定。确定第一、二线段的转折点为储层与非储层的物性边界，即盒8段孔隙度下限为5.0%，图2中各剖面砂岩储层渗透率频率直方图和累积渗流能力损失为4.0%，山2段孔隙度下限按孔隙度为& mdash渗透率交会图可以得到如下:Dang Box 8 & phi=5.0%，对应的渗透率下限为0.10mD第一节& phi=4.0%，对应的渗透率下限为0.07mD第二节& phi=3.5%，对应的渗透率下限为0.08mD
2.3最小流动孔喉半径法根据对江苏东部压汞资料的分析，认为压汞置换岩样中润湿相的过程类似于地下气体置换地层水的过程3储层物性下限的验证。当试验压力转换为喉道半径时，可以得到各岩样的汞(气)饱和度与喉道半径的相关性(表1)；根据测得的样品孔隙度和渗透率，可以得到孔隙度、渗透率、喉道半径和汞(气)饱和度的关系图(图4)。根据江苏东部储层的物性，有70%以上的喉道是油气可以通过的，受控的孔隙空体积为基质气的产生提供了条件。此时，对应的孔喉半径作为最小流动孔喉半径[7]。根据宿东地区气藏样品压汞资料分析(表1)，可以得出以下结论:盒8段和山1段最小流动孔喉半径定为0.05 & mum，山2段最小流动孔喉半径设定为0.02μ；m .从图4可以看出，当饱和度一定时，孔隙度随着最小流动孔喉半径的增大而增大；当最小流动孔喉半径一定时，孔隙度随着含气饱和度的增加而增加。8.鹤山第一段流孔的最小喉径为0.05μ；m，山2段最小流动孔喉半径为0.02μ；m，根据物性与孔喉结构对比图(图4)，用最小流动孔喉半径确定储层孔隙度，进而确定渗透率和含气饱和度下限值:盒8和山1段孔隙度、渗透率和含气饱和度下限值分别为5.0%、0.10mD和55.0%。孔隙度下限为3.5%，渗透率下限为0.075mD，含气饱和度下限为45.0%。
2.4确定物性下限的测井参数法有效厚度测井参数下限主要根据产层和非产层显示的测井参数特征来确定。目前，在江苏东部上古生界砂岩中尚未测试到真正的干层。根据勘探区储层特征和产气量分布特征，在保证储能和产能损失满足规范要求的基础上，以大于500m3/d的单层产气量作为气层的下限。制作声波时差与深侧向电阻率交会图，利用测井解释参数制作孔隙度与含水饱和度、泥质含量、密度交会图，得到江苏东部气层有效厚度下限。
[7]
3.1利用生产数据验证储层物性下限。在其他条件不变的情况下，气井生产时的渗透率为:其中Qg为气井产量，104 m3/d；Pe为地层压力，MPa为pw气井井底流压，MPat是气体层温度，k；& mug是气体的地下粘度，mPa？s；z是气体的偏差系数；h为有效厚度，m；Re为放电半径，m；Rw是钻孔半径，m；k是气藏的渗透率，MD，这里讨论的是气流的最小渗透率值，所以该井可以视为一口完美井，即S和Dqg等于0。根据单层试气井的试气资料，在一定产能下，可以计算出江苏东部主要气层产出的工业气体的渗透率下限(表3)。根据现行的《江苏东部天然气储量规范》，2000 ~ 3000米深度的天然气井工业气流标准为0.3 &倍；104立方米/天.当生产压差为5MPa时，河8、山1、山2储层产出气的渗透率下限分别为0.120mD、0.085mD、0.097mD，与上述方法得到的结果基本一致。
3.2产能模拟法验证储层物性下限产能模拟法是利用宿东35-57井储层岩心，在地层压力和温度条件下，沿水平方向建立不同的生产压差，得到单向渗流条件下的气相渗流速度，再换算成径向渗流条件下的单井产能[8-10]。实验室岩心气体流量为QR，岩心渗流面积为A，单井日产气量为Q，有效厚度内气体渗流面积为2 & piRh，D是试验芯的直径。根据统计结果可以得出，气层的有效厚度为10m。本次研究的产能模拟实验结果见图5。从实验结果可以看出，随着生产压差的逐渐增大，产能模拟实验得到的单井日产量逐渐增大。储层孔隙度和渗透率越好，单井日产量越高，两者呈正相关关系。因此，根据室内产能模拟实验结果，可以确定在苏东地区天然气井普通生产压差为6MPa的条件下，当气藏孔隙度大于5%，渗透率大于0.10mD时，气井单井产量可以达到苏东地区工业气流的0.3 &倍。104m3/d标准。
4结论
1)根据上述方法，宿东地区盒8段砂岩孔隙度下限为5.0%，渗透率下限为0.10%，含气饱和度下限为55%。一段孔隙度下限为4.0%，渗透率下限为0.075mD，含气饱和度下限为55%。二段砂岩孔隙度下限为3.5%，渗透率下限为0.075mD，含气饱和度下限为45%。2)利用单层试气井生产数据和产能模拟方法，验证了苏东地区气藏物性下限:孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.1mD，与理论分析结果一致。3)确定的物性下限真实地反映了储层的特征，并得到了试气和试采资料的证实。该参数的选取对后期的开发、生产和试气有很好的指导作用。
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