引言

经过多年的努力，一大批低渗透天然气藏陆续在鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地等陆上盆地被发现^[1-2]，海上天然气勘探工作也不断取得新进展，在南海的珠江口盆地和莺歌海盆地以及东海陆架盆地均发现了规模不等的低渗透天然气资源^[3-5]。可以预见，随着勘探领域的不断拓展，在中国各大盆地将会发现更多的低渗透气藏^[6-10]。得益于天然气需求量的不断攀升和开采技术的进步^{[6, 11-12]}，鄂尔多斯盆地苏里格气田和四川盆地须家河组低渗透气藏已实现了规模有效开发^[13-15]，极大地鼓舞了开发工作者动用海上低渗透天然气资源的信心。

业界对于低渗透油气藏并无统一的划分标准，且随着经济技术条件的改变和对低渗透气藏认识程度的提高，其划分标准也在不断的变化^[2]。赵澄林等制定的中国油气评价标准将低渗透气藏与中-高渗透气藏的界限定为10.0 mD，小于0.1 mD的气藏为特低渗气藏^[16]，目前该标准被国内多数学者所接受。与陆上气田相比，海上气田开发具有难度大、成本高等特点，因此，应用相同的分类标准评价海上低渗透气藏的合理性值得商榷。并且，不同区块低渗透气藏的测试结果表明，有的储层测试具有工业产能，而有的却不具开发价值，暴露出低渗透气藏评价方法应用的局限性。截至目前，有关海上低渗透气藏的分类评价方法还鲜有报道。为了经济高效地开采海上低渗透气藏，建立合理的分类评价方法，对其进行准确的评价至关重要。

部分学者把运用恒速压汞和核磁共振测试相关数据计算的主流喉道半径、可动流体饱和度、束缚水饱和度等参数应用于陆上低渗透储层的分类，并取得了一些成效^[17-19]。但受沉积特征、成岩作用等因素的控制，不同区块物性近似的储层，常用的分类参数也存在一定的差异性[17]。另外，受海上取芯成本所限，只能做到对少部分气层取芯并进行相关测试，对于非取芯气层则会利用其他手段获得其物性和产能等参数。

鉴于此，笔者以莺歌海盆地东方区黄流组气田群为例，提出了米无阻流量、渗透率、主流喉道半径、可动流体饱和度、含气饱和度、气层厚度多个评价参数的海上低渗透气藏分类方法，为气藏的经济性评价和开发提供借鉴。

1 低渗透气藏的主要评价参数 1.1 米无阻流量

海上钻井取芯少，非取芯段储层物性参数一般依靠取芯段岩芯物性与电性参数回归方程求得。但测井解释精度受多因素综合控制，影响了对气层产能的准确评价，利用试井方法得到的渗透率和无阻流量是对气井产能评价的有力补充。试井解释的渗透率更接近气层的有效渗透率^[20]，米无阻流量则是指单位(m)气层厚度气井的无阻流量，它是表征气井产能的重要参数^[21]。

图 1为东方区黄流组气田群探井、评价井测试的9组比采气指数和试井解释渗透率与气体黏度比值的关系图版，二者呈幂函数关系，并满足如下关系式

${{J}_{{\rm sg}}}=λ {{\left( \dfrac{{{K}_{{\rm o}}}}{μ } \right)}^{a}} $

(1)

式中：J_sg-比采气指数，m³·(d·m·MPa²)^-1；

K_o-试井解释渗透率，mD；

μ-气体黏度，mPa·s；

λ，a-回归系数。

统计分析各探井试井解释渗透率与相应测井解释渗透率值发现：泥质含量大于10%，岩性以粉砂岩和泥质细砂岩为主的气层，二者差别较大，直线斜率为0.36；泥质含量小于10%，岩性以细砂岩和粉细砂岩为主的气层，二者相对接近，直线斜率为0.91(表 1、图 2)。可见，直线斜率受储层沉积因素的影响较明显，气层泥质含量越低，试井解释渗透率越接近气层的气测渗透率。

根据以上分析，推导出米无阻流量与气层多个参数的关系式

$\dfrac{{{Q}_{{\rm aof}}}}{H}={{J}_{\rm sg}}{{p}^{2}}=λ {{\left( \dfrac{{{K}_{\rm o}}}{μ } \right)}^{a}}{{p}^{2}}=λ {{\left( \dfrac{β {{K}_{\rm a}}}{μ } \right)}^{a}}{{p}^{2}} $

(2)

式中：

$\frac{Q_{\text {aof }}}{H}$-米无阻流量，×10⁴ m³/(d·m)；

Q_aof-无阻流量，×10⁴ m³/d；

H-产层厚度，m；

p-地层压力，MPa；

K_a-测井解释渗透率，mD；

β-直线斜率，无因次。

式(2)表明，米无阻流量是一个受气藏渗透率、气体黏度、地层压力和储层沉积特征等因素综合作用的参数，对于渗透率相同的气层，地层压力和气体黏度的不同也会导致产能的差异。米无阻流量直接表征单位(m)气层厚度的产出能力，不仅考虑储层本身的品质，也考虑了地层压力和气体黏度，这是利用米无阻流量进行低渗透气藏分类的优势之一。

1.2 主流喉道半径

前人利用恒速压汞技术分析了陆上不同油区、不同类型低渗透碎屑岩储层微观孔喉特征，研究表明，不同油区渗透率相近的储层开发难度迥异，与喉道大小及分布特征的差异紧密相关，不同渗透率的岩芯差异性主要体现在喉道大小及分布特征上^[22-24]。靶区4组典型岩芯样品的测试结果显示(图 3)：不同渗透率的样品，其孔隙半径峰值差别不大(100~230 μm)，而喉道半径分布特征差别较大，随渗透率增大，喉道分布区间向大喉道区迁移，大喉道所占比重增加(表 2)。

由此可见，在进行低渗透气藏分类评价时，储层微观喉道特征也是需要考虑的因素。

主流喉道半径是指对储层渗透率起主要贡献的喉道半径，它是表征储层流体渗流能力的重要物性参数^{[17-18, 25]}。

由21块岩芯样品测试的主流喉道半径与渗透率的相关性图版(图 4)可得以下结论。

(1) 渗透率随主流喉道半径的增加而呈幂函数关系增加，低渗储层主流喉道半径分布在0~3.0 μm。

(2) 在主流喉道半径较小时(< 1.5 μm)，渗透率的增加速率较慢，而当主流喉道半径较大时(>1.5 μm)，渗透率的增加速率明显加快。说明大喉道更有利于储层流体渗流，而小喉道对储层渗透率的贡献有限。

1.3 可动流体饱和度

低渗透储层一般具有喉道半径细微、孔隙比表面积大等特点，导致其具有比中-高渗储层更高的束缚水饱和度^{[18, 26-27]}，渗流空间更小，渗流的阻力更大。杨正明等在研究大庆外围低渗透岩芯可动流体饱和度和驱油效率的关系时^[27]，对样品先后进行核磁共振实验和水驱油实验，结果表明，岩芯驱油效率与可动流体饱和度的相关性要好于与渗透率的相关性。张仲宏等通过分析陆上油田低渗透储层渗透率与可动流体饱和度的关系^[17]，发现相同渗透率条件下，不同油田之间可动流体饱和度存在一定的差异。通过这些现象可得到如下两点启示：(1)利用可动流体饱和度评价低渗透储层开发潜力要优于渗透率^{[18, 27]}；(2)在低渗透气藏分类评价过程中，可动流体饱和度也是不容忽视的评价参数。

核磁共振技术为定量表征储层中可动流体饱和度提供了有效手段，由靶区47块岩芯样品测试的可动流体饱和度与渗透率的关系图版(图 5)可以看出：(1)样品的可动流体饱和度随渗透率的增大而增大，二者呈对数关系；(2)随着渗透率的增大，可动流体饱和度增大的速率由快到慢；(3)干层产出能力差(几乎既不产气又不产水)，表现出低渗透率低可动流体饱和度特征。显然，可动流体饱和度对低渗透储层的敏感程度要高于中-高渗储层，可动流体饱和度的增大不仅意味着渗流空间的增加，而且毛细管阻力也会相应减小，有利于孔隙流体的流动。

2 海上低渗透气藏的分类方法

以上讨论的3组参数是评价低渗气藏开发潜力的重要参数，且均与储层渗透率紧密相关。米无阻流量与渗透率关系稍复杂，在气体黏度和地层压力相差不大的情况下，其主要与试井渗透率有关，是准确评价未取芯气藏开发潜力的重要参数。在海上“少井高产”开发原则限制下，除以上参数外仍需考虑气藏的规模。因此，提出了综合米无阻流量、渗透率、主流喉道半径、可动流体饱和度、含气饱和度、气层厚度多评价参数的海上低渗透气藏分类评价标准(表 3)。

表 3中Ⅰ类和Ⅱ类储层分别对应低渗和特低渗，每一类又各分为两个亚类。中渗和低渗气藏的米无阻流量界限为10⁵ m³/(d·m)，对应的渗透率为13.0 mD，略大于《油气储层评价方法》中低渗透气藏的渗透率上限。低渗和特低渗的米无阻流量界限为10⁴ m³/(d·m)，渗透率为1.5 mD。以海上目前气井产量的开发下限8.0×10⁴ m³/d计，按无阻流量的1/3~1/5计算气井合理产量下限^[21]，10 m厚气层其米无阻流量约为2.5×10⁴ m³/(d·m)即可满足开发下限，因此，把低渗透气藏L₁类和L₂类的米无阻流量界限定为2.5×10⁴ m³/(d·m)，对应的渗透率为5.0 mD。特低渗透气藏L₃类和L₄类的米无阻流量界限定为0.1×10⁴ m³/(d·m)，渗透率为0.2 mD。

鉴于主流喉道半径和可动流体饱和度与渗透率均具有较好的相关性(图 4、图 5)，表 3中二者相应的分类界限根据统计结果回归的方程计算求得。

由于气藏产水导致的水锁会大大降低气井的产能，本次含气饱和度采用“台阶式”划分方案(表 3)，且每类储层相应的含气饱和度下限均略低于可动流体饱和度下限(L₄类除外)。低渗透气藏L₁类和L₂类，气层厚度下限分别定为10 m和20 m；特低渗透气藏，理论上气层厚度达到一定程度也能满足产能开发下限。但受沉积规律限制，此类储层厚度一般较薄，因此未指定气层厚度下限。

基于此分类方法，在目前海上开发技术和经济条件下，低渗气藏中L₁类气藏应定为主要开发对象，L₂类气藏在开发过程中要充分考虑砂体的分布特点或采取相应的增产措施，特低渗气藏L₃类很难经济有效开发，特低渗气藏L₄类为非储层。

3 应用实例

以DF14井为例，该井在黄流组A气组钻遇气层，未进行取芯，测井解释气层的孔隙度为15.3%~17.0%，渗透率0.4~3.0 mD(表 4)，认为其渗透率偏低，开发难度大。DST测试之后，利用试井方法得到的气层渗透率为12.6 mD，米无阻流量12.4×10⁴ m³/(d·m)，由式(2)计算气层的渗透率为13.8 mD(表 4)，是气层测井渗透率加权平均值的5.59倍，分析认为该井气层测井解释结果误差较大，误差率超过了450%。利用笔者提出的分类评价方法，综合考虑该井钻遇气层的米无阻流量、含气饱和度和气层厚度，认为其已不属于低渗气藏(划分为中渗气藏更为合理)。该井钻遇的气藏目前已投产，良好的生产形势也证实储层物性好于早期评价，印证了评价方法的可靠性。

4 结论

(1) 建立了以米无阻流量、渗透率、主流喉道半径、可动流体饱和度、含气饱和度、气层厚度为评价参数的海上低渗透气藏分类评价方法，把低渗透气藏细分为4个亚类，即低渗透L₁类、低渗透L₂类、特低渗L₃类和特低渗L₄类，细化了对海上低渗透气藏的认识，降低了气藏分类评价的误差。

(2) 综合考虑目前海上气藏的开发特点和经济技术条件，明确了各(亚)类低渗气藏评价参数的分类界限，并提出了相应的开发建议，L₁类气藏应为主要开发对象，L₂类气藏要充分考虑砂体的分布特点或采取增产措施，L₃类和L₄类气藏很难经济有效开发。

(3) 分类方法应用于莺歌海盆地东方区黄流组低渗气藏分类，优选了在目前海上经济技术条件下适合开发的气层，为开发目标的选取提供了重要参考。