塔里木盆地迪北致密砂岩气藏储层物性下限研究

张宝收，鲁雪松，孙雄伟，芦　慧，卢玉红，田　华

塔里木盆地迪北致密砂岩气藏储层物性下限研究

张宝收1，鲁雪松2，孙雄伟1，芦慧3，卢玉红1，田华2

（1.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒841000；2.中国石油勘探开发研究院，北京100083；3.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆163318）

塔里木盆地迪北气藏侏罗系阿合组为典型的低孔、低渗致密砂岩储层，非均质性强，油气分布复杂。针对研究区有效储层物性下限不清的问题，基于储层物性、录井、试油与压汞资料，结合核磁共振和低温吸附实验测试结果，综合运用最小流动孔喉半径法、排驱压力法、束缚水饱和度法、含油产状法、试油法和分布函数曲线法等6种方法，对迪北气藏阿合组有效储层物性下限进行了研究。结果表明，迪北气藏阿合组有效储层孔隙度下限为2.6%，渗透率下限为0.08 mD；砂砾岩夹泥岩段（J1a1）→上砂砾岩段（J1a2）→下砂砾岩段（J1a3）储层物性逐渐变差，相应的储层物性下限也逐渐变低；J1a1，J1a2和J1a3有效储层孔隙度下限分别为3.1%，2.65%和2.3%，渗透率下限分别为0.14 mD，0.09 mD和0.065 mD。有效储层物性下限的研究对迪北气藏的储层评价、储量计算和开发方案设计等均具有一定的指导意义。

致密砂岩；有效储层；物性下限；阿合组；迪北气藏；塔里木盆地

0　引言

迪北气藏位于塔里木盆地库车前陆东部的依奇克里克构造带，气藏具有储层致密、源储叠置、气水倒置、压力异常及顶底板封盖强等特征［1-2］。根据钻井资料和三维地震构造精细解释，迪北地区整体为斜坡，不存在断鼻构造，迪北气藏为斜坡构造背景下的致密砂岩气藏［图1（a）］。从成藏地质条件分析，迪北地区具备形成大面积致密砂岩气的有利条件，致密砂岩气藏的分布范围应远大于目前勘探程度较高、已上报控制储量的迪北气藏［3］［图1（b）］。阿合组砂岩储层在迪北地区具有大面积连片分布的特征，但由于受沉积和成岩作用的影响，储层物性非均质性强，气水关系复杂。前人主要对迪北致密砂岩气藏的类型［1-2］、形成过程［4］、储层特征及储层物性影响因素［5-6］等方面开展过较多研究，但对气藏有效储层物性下限尚未进行过研究。有效储层物性下限的确定是影响储层评价、储量计算和开发方案设计的主要因素［7］。笔者基于储层物性、试油、压汞和核磁共振等资料，综合利用最小流动孔喉半径法、排驱压力法、束缚水饱和度法、含油产状法、试油法和分布函数曲线法等6种方法确定迪北气藏储层物性下限，以期为库车东部侏罗系致密砂岩气藏储量计算和资源评价等工作提供参数依据。

图1　塔里木盆地迪北气藏侏罗系阿合组顶面构造图和地质剖面Fig.1　The structural map and geological section map of the top of Jurassic Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

1　致密储层特征

塔里木盆地迪北气藏储层为下侏罗统阿合组（J1a），其钻井厚度为257～297 m，区域上分布稳定。根据岩性和电性特征从上到下可分为砂砾岩夹泥岩段（J1a1）、上砂砾岩段（J1a2）和下砂砾岩段（J1a3）共3个岩性段。通过野外露头、岩心和测井资料综合分析认为，迪北地区侏罗系阿合组发育辫状河三角洲平原和前缘亚相沉积，主要岩石类型为岩屑砂岩，少数为长石岩屑砂岩。岩石整体颗粒较粗，以砾岩、含砾粗砂岩和不等粒砂岩为主。岩石结构成熟度中等，颗粒间以点—线和凹凸—线接触为主，胶结类型以孔隙式和压嵌式为主。储集空间主要为泥质微孔、粒内溶孔、粒间溶孔和微裂缝，原生孔较少。受沉积作用、成岩作用及后期裂缝改造的影响，储层非均质性强烈［5］。

根据迪北气藏5口井2 000多块样品的实测物性数据统计可知，侏罗系阿合组砂岩基质孔隙度为0.30%～15.63%，平均为7.2%，渗透率为0.002～2670.000 mD，中值为0.82 mD，总体属低孔、特低渗—低渗致密砂岩储层。阿合组3个岩性段的储层物性具有较大差异，总体具有在纵向上J1a1与J1a2好于J1a3的特征（表1）。据压汞分析资料表明：储层段排驱压力为0.02～3.92 MPa，平均为0.67 MPa；中值压力为0.50～91.53MPa，大部分小于20MPa，平均为9.03 MPa；最大孔喉连通半径为0.191～42.420 μm，平均为2.676 μm；平均孔喉半径为0.029～2.381 μm，平均为0.361 μm。总体属细孔、小喉的孔隙结构特征。其进汞饱和度较高，退汞效率差，也反映了储层致密且喉道较小的特征。

2　储层物性下限研究

有效储层是指储集了烃类流体并在现有的工艺技术条件下能够采出油气的储层［7-8］。有效储层物性下限是指储层能够成为有效储层应该具有的最小孔隙度和最小渗透率［9］。前人在求取储层物性下限方面已做了许多工作，目前较成熟的方法有测试法、经验统计法、含油产状法、钻井液侵入法、泥质含量法、最小有效孔喉法、孔隙度-渗透率交会法、分布函数曲线法、最小流动孔喉半径法和束缚水饱和度法等［7-11］，但是这些方法均具有一定的局限性和适用范围，如测试法仅适用于单层试油资料较多，且地层压力、流压、有效厚度、渗透率与原油黏度等资料齐全的油气田；分布函数曲线法需要大量的岩心测试、测井解释物性和综合解释成果（油层、气层和干层）资料；含油产状法、钻井液侵入法与泥质含量法受人为因素影响较大；最小孔喉半径法、孔隙度-渗透率交会法与排驱压力法拐点确定困难［9］。因此，在确定储层物性下限时多采用综合分析的方法［7-11］。由于缺少确切的定量方法，储层物性下限往往具有统计学特征，给油气藏评价和储量评估均带来不确定性［7-11］。

笔者综合利用最小流动孔喉半径法、排驱压力法、束缚水饱和度法、含油产状法、试油法和分布函数曲线法等6种方法确定库车前陆东部侏罗系迪北气藏储层物性下限。受样品数量的控制，束缚水饱和度法、含油产状法、试油法和分布函数曲线法只能对阿合组整套储层的物性下限进行求取，而最小流动孔喉半径法与排驱压力法则可对阿合组地层的3个岩性段分别进行求取。

2.1最小流动孔喉半径法

最小流动孔喉半径法建立在对生产测试资料和孔隙结构资料统计研究的基础上，由于能够准确表征储层的渗流能力，因此被广泛应用于确定储层物性下限［12］。既能储集又能使烃类流体渗流的最小孔隙通道称为烃类的最小流动孔喉半径［13-15］。目前可以通过压汞曲线法和束缚水膜法这2种方法确定气层的最小流动孔喉半径，再根据孔喉半径与孔隙度及渗透率关系图版，可得到气层物性下限。

（1）压汞曲线法

基于压汞曲线资料，当渗透率累积贡献值达99.99%时，对应的孔喉半径可作为储层的最小流动孔喉半径［12］。通过对阿合组储层压汞资料的统计，确定阿合组储层最小流动孔喉半径为3.9～38.0 nm，平均为16.6 nm。

（2）束缚水膜法

通常而言，束缚水饱和度高是致密储层的显著特征之一，只有半径大于束缚水膜厚度的孔隙才是储集油气的有效储集空间，因此束缚水膜厚度可作为最小流动孔喉半径的下限。束缚水膜厚度的计算公式［16］为

式中：di为束缚水膜厚度，nm；Φ为岩心孔隙度，%；Swi为束缚水饱和度，%，可通过核磁共振实验得到；A比为岩石比表面，m2/g，可通过低温吸附法测定岩心比表面得到；ρr为岩心密度，g/cm3。

针对研究区重点井不同岩性的储层进行系统采样，在对常规孔隙度与渗透率测试的基础上，采用低温吸附法测定储层岩石的比表面积，利用核磁共振法测定储层的束缚水饱和度［17］，从而计算出储层的束缚水膜厚度。对迪北气藏阿合组储层49块样品的测试和计算结果均表明，迪北气藏阿合组致密储层的束缚水膜厚度为1.63～19.32 nm，主要为2～6 nm，平均为5.7 nm。最小流动孔喉半径下限应大于2个束缚水膜厚度之和，即11.4 nm。

对比压汞曲线法和束缚水膜法，压汞曲线法确定的最小孔喉半径要略大于束缚水膜法确定的最小孔喉半径，因为压汞法得到的是汞所能进入的最小孔喉，而气/水的毛细管压力要小于汞/空气的毛细管压力，因而储层中天然气的实际渗流能力要大于汞，因此压汞法得到的储层最小孔喉应比实际值偏大，而束缚水膜法则是理论上储层最小流动孔喉半径的下限值。综合2种方法取二者的平均值确定阿合组储层的孔喉半径下限为14.0 nm。

利用压汞资料和孔隙度及渗透率分析资料建立孔喉中值半径与孔隙度及渗透率的关系图，再与前面确定的最小孔喉半径交会即可得到孔隙度及渗透率下限（图2）。结果表明，J1a1，J1a2和J1a3的有效储层孔隙度下限分别为3.2%，2.7%和2.4%，渗透率下限分别为0.16 mD，0.10 mD和0.07 mD，呈现出储层物性下限从上到下逐渐降低的特征。

图2　塔里木盆地迪北气藏阿合组储层中值孔喉半径与孔隙度及渗透率关系Fig.2　Relations of medium pore-throat radius with porosity and permeability of Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

2.2排驱压力法

排驱压力法实际上是最小孔喉半径法的一种变换方法，是将最小有效孔喉用排驱压力来代替，与物性交会求取其下限的一种方法［18］。排驱压力为非润湿相流体的前沿曲面突破孔隙喉道进入岩石孔隙时的压力，为孔隙系统中最大连通孔隙所对应的毛管压力。储层孔渗越高，排驱压力越低，孔喉半径越大。将排驱压力与孔隙度和渗透率分别进行交会统计，画出趋势线，以趋势线最大拐点处的物性值作为物性下限［18］。根据该区阿合组储层压汞数据的统计，利用排驱压力法确定J1a1，J1a2和J1a3的有效储层孔隙度下限分别为3.0%，2.6%和2.2%（图3），渗透率下限分别为0.14 mD，0.08 mD和0.06 mD。这与利用最小流动孔喉半径法确定的物性下限基本一致。

图3　塔里木盆地迪北气藏阿合组储层排驱压力与孔隙度及渗透率关系Fig.3　Relation of displacement pressure with porosity and permeability of Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

2.3束缚水饱和度法

储层总孔隙空间包括可容纳自由流体流动的孔隙空间和束缚水所占据的孔隙空间。研究认为，束缚水饱和度大于80%的储层，其储集空间主要为微孔隙，储集渗流流体的能力较差，其日产液量一般低于1 t（干层），因此将束缚水饱和度为80%所对应的孔隙度作为有效储层物性下限比较合理［9，19］。通过核磁共振实验测试的束缚水饱和度与实测孔隙度及渗透率的关系，可以看出随储层孔隙度及渗透率减小，束缚水饱和度逐渐增大［图4（a）］。取束缚水饱和度为80%所对应的孔隙度及渗透率值为储层物性下限，据此确定阿合组储层孔隙度下限为2.6%，渗透率下限为0.04 mD［图4（b）］。

图4　塔里木盆地迪北气藏核磁测试束缚水饱和度与孔隙度及渗透率关系Fig.4　Relation of bound water saturation with porosity and permeability by NMR test data of Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

2.4含油产状法

含油产状法是通过建立含油产状与孔隙度及渗透率的关系图版来确定储层物性下限的一种方法。由于迪北地区油气性质为低含液态烃的凝析气，凝析油体积质量平均为84.637g/m3，凝析油密度为0.739～0.826 g/cm3，平均为0.798 g/cm3。因此，可以认为有荧光显示的岩心即为有效储层。通过对依南2井岩心的物性统计，可看出孔隙度低于2.2%、渗透率低于0.03 mD的储层样品都不含油（无荧光显示）。因此，确定阿合组储层孔隙度下限为2%，渗透率下限为0.03 mD（图5）。

图5　塔里木盆地迪北气藏不同含油产状孔隙度及渗透率交会图Fig.5　Cross plot of porosity and permeability with oil occurrence status in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

2.5试油法

试油法是将试油结果中的各试油层段的孔隙度及渗透率绘制在同一坐标系内，有效储层与非有效储层分界处对应的孔隙度及渗透率值为有效储层物性下限。根据迪北气藏试油层段的物性统计，确定了阿合组储层孔隙度下限为2.2%，渗透率下限为0.05 mD（图6）。

图6　塔里木盆地迪北气藏阿合组试油层段孔隙度-渗透率交会图Fig.6　Cross plot of porosity and permeability in oil testing sections of Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

2.6分布函数曲线法

分布函数曲线法是从统计学角度出发，在同一坐标系内分别绘制有效储层与非有效储层的孔隙度和渗透率频率分布曲线，2条曲线的交点所对应的数值为有效储层物性下限［19-20］。利用分布函数曲线法确定阿合组有效储层孔隙度下限为3.4%，渗透率下限为0.155 mD（图7）。该方法确定的有效储层物性下限值相对其他方法偏高，主要是因为该方法是建立在对物性数据统计的基础上，受物性分析数据量及数值分布影响均较大。

图7　塔里木盆地迪北气藏阿合组有效储层与非有效储层孔隙度、渗透率分布图Fig.7　The distribution of porosity and permeability in effective and ineffective reservoir of Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

3　储层物性下限综合分析

笔者利用上述6种方法对塔里木盆地迪北气藏阿合组储层物性下限进行了计算，但是这些方法的原理各不相同，均有一定的局限性，都具有统计学的特征，其准确性均受数据和资料丰富程度的限制。因此，在确定储层物性下限时多采用综合分析的方法，求取不同方法确定的储层物性下限的平均值作为储层的物性下限。根据上述6种方法的计算结果（表2），综合计算得到迪北气藏阿合组有效储层孔隙度下限为2.6%，渗透率下限为0.08 mD，J1a1，J1a2和J1a3的有效储层孔隙度下限分别为3.1%，2.65%和2.3%，渗透率下限分别为0.14 mD，0.09 mD和0.065 mD。

储层物性下限受储层的物性基础、油气性质及现今油气藏压力状态的控制。同等含气饱和度条件下，储层物性越好，储层物性下限越大，随着储层物性变差，物性下限也会降低。因此，迪北气藏阿合组3个岩性段从上到下储层物性逐渐变差，相对应的储层物性下限也逐渐减小。同等物性条件下，油气藏现今压力越大，油气所能进入的最小孔喉半径越小，所对应的储层物性下限也越低。因此，现今为高压（压力系数为1.73～1.82）的迪北气藏阿合组孔隙度下限为2.6%，渗透率下限为0.08 mD，相对于现今为低压（压力系数仅为0.77～0.91）的鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气田盒8段物性下限［10-11］（孔隙度下限为5.0%，渗透率下限为0.1 mD）要低。

表2　塔里木盆地迪北气藏阿合组储层不同方法确定的物性下限结果Table2　The lower limits of reservoir properties determined by multiple methods of Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

4　结论

（1）塔里木盆地迪北气藏阿合组有效储层孔隙度下限为2.6%，渗透率下限为0.08 mD，这与该区为超高压致密砂岩气藏有关，较高的气藏压力决定了天然气所能进入的最小孔喉半径较小，储层物性下限较低。

（2）J1a1，J1a2和J1a3的有效储层孔隙度下限分别为3.1%，2.65%和2.3%，渗透率下限分别为0.14mD，0.09 mD和0.065 mD。

（3）本文所确定的阿合组（段）储层物性下限较迪北气藏控制储量计算时采用的孔隙度下限（4.0%）与渗透率下限（0.17 mD）均有较大程度的降低，且按段求取也更加精细、准确，对重新进行迪北致密气藏有效储层划分、致密气资源量计算和气藏储量落实均具有一定的指导意义。

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（本文编辑：李在光）

Study on the lower limit of physical properties of tight sandstone gas reservoirs in Dibei area，Tarim Basin

ZHANG Baoshou1，LU Xuesong2，SUN Xiongwei1，LU Hui3，LU Yuhong1，TIAN Hua2
（1.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla 841000，Xinjiang，China；2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development，Beijing 100083，China；3.College of Earth Sciences，Northeast Petroleum University，Daqing 163318，Heilongjiang，China）

The Jurassic Ahe Formation in Dibei gas reservoir is characterized by low porosity and low permeability tight sandstone reservoir，strong heterogeneity and the complex oil and gas distribution.The lower limit of effective reservoir properties is uncertain，which is critical for reservoir evaluation，gas reserve and resources computation. Based on the data of reservoir properties，logging，oil testing and mercury measurement，combined with NMR and lowtemperature adsorption experiment results，this paper applied six methods including minimum flow pore throat radius，displacement pressure，bound water saturation，oil occurrence，oil testing and distribution curve to determine the lower limit of effective reservoir properties of Ahe Formation in Dibei area.The result shows that the lower limit of porosity and permeability of the Formation are 2.6%and 0.08 mD respectively.From J1a1，J1a2to J1a3，that is the three lithology members from top to bottom，reservoir properties gradually decrease，and the lower limits of reservoir properties gradually decrease correspondingly.The lower limits of porosity of J1a1，J1a2and J1a3reservoir are 3.0%，2.6%and 2.2% respectively，and the lower limits of permeability are 0.14 mD，0.09 mD and 0.065 mD respectively.The understandingof lower limit of reservoir properties has some significance for the resource and gas reserve re-evaluation，reservoir evaluationandgasdevelopmentdesigninDibeigasreservoir.

tight sandstone；effective reservoir；lower limit ofreservoir properties；Ahe Formation；Dibei gas reservoir；TarimBasin

TE122.2

A

1673-8926（2015）01-0081-08

2014-05-16；

2014-07-21

中国石油股份有限公司科技专项“塔里木盆地第四次资源评价”（编号：2013E-050205）资助

张宝收（1976-），男，硕士，高级工程师，主要从事石油地质和油气地化方面的研究工作。地址：（841000）新疆库尔勒市123号信箱塔里木油田勘探开发研究院实验中心。电话：（0996）2176664。E-mail：zhangbaos-tlm@petrochina.com.cn

鲁雪松（1982-），男，博士，工程师，主要从事石油地质和油气资源评价方面的研究工作。E-mail：luxs@petrochina.com.cn。