2.4测井参数法

　　确定物性下限有效厚度的测井参数下限主要根据产层与非产层所显示的测井参数特征确定。苏东地区上古生界砂岩目前未测试到真正的干层,根据探区的储层特点及试气产量的分布特征,在保证储能及产能丢失符合规范要求的基础上,以单层试气产量大于500m3/d作为气层下限。做出声波时差与深侧向电阻率的交会图,并利用测井解释参数作孔隙度与含水饱和度、泥质含量与密度交会图,从而得到苏东地区气层有效厚度下限。

　　3储层物性下限的验证

　　3.1生产资料法

　　验证储层物性下限一口气井在其他条件不变的情况下,气井生产时的渗透率为:式中Qg为气井产量,104m3/d;pe为地层压力,MPa;pw为气井生产时井底流压,MPa;T为气层温度,K;μg为气体的地下黏度,mPa?s;Z为气体的偏差系数;h为有效厚度,m;re为泄流半径,m;rw为井眼半径,m;K为气层渗透率,mD。这里讨论的是气体流动的最小渗透率值,故可以将井看作为完善井,即设S和Dqg等于0。根据单层试气井试气资料,在产能一定的情况下,就可以计算出苏东地区主力气层段产工业气的渗透率下限(表3)。根据目前苏东地区天然气储量规范,2000~3000m井深的天然气井达到工业气流的标准为0.3×104m3/d。当采用生产压差为5MPa开采时,盒8段产层产气的渗透率下限为0.120mD,山1段产层产气的`渗透率下限为0.085mD,山2段产层产气的渗透率下限为0.097mD,这和前述方法得到的结果基本符合。

　　3.2产能模拟法

　　验证储层物性下限产能模拟法是利用苏东35-57井储层岩心,在地层压力温度条件下,沿水平方向建立不同的生产压差,获得单向渗流条件下的气相渗流速度,再转换成径向渗流条件下的单井产能[8-10]。设实验室岩心气体流速为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2πrh,D为试验岩心的直径。则可得:根据统计结果,气层的有效厚度取10m。本次研究根据产能模拟实验结果见图5。由实验结果可知: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加。储层孔隙度、渗透率等物性越好的气层,单井日产量越高,两者之间呈正相关关系。因此,根据室内产能模拟实验结果可以确定,在目前苏东地区天然气井常用生产压差6MPa条件下,气层孔隙度大于5%、渗透率大于0.10mD时,则气井单井产量可以达到苏东地区工业气流0.3×104m3/d的标准。

　　4结论

　　1)根据以上几种方法,综合对比选取了苏东地区盒8段砂岩孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.10mD,含气饱和度下限为55%。山1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%。山2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资料和产能模拟法验证了苏东地区气层物性下限:孔隙度下限为5%,渗透率下限为0.1mD,这与理论分析结果相符合。

　　3)确定的物性下限真正反映了储集层的特征,并得到了试气试采资料证实。该参数的选取对后期的开发生产、试气测试具有较好的指导性作用。