塔里木盆地迪北致密砂巖氣藏儲層物性下限研究

張寶收，魯雪松，孫雄偉，蘆　慧，盧玉紅，田　華

塔里木盆地迪北致密砂巖氣藏儲層物性下限研究

張寶收1，魯雪松2，孫雄偉1，蘆慧3，盧玉紅1，田華2

（1.中國石油塔里木油田分公司勘探開發研究院，新疆庫爾勒841000；2.中國石油勘探開發研究院，北京100083；3.東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶163318）

塔里木盆地迪北氣藏侏羅系阿合組為典型的低孔、低滲致密砂巖儲層，非均質性強，油氣分布復雜。針對研究區有效儲層物性下限不清的問題，基于儲層物性、錄井、試油與壓汞資料，結合核磁共振和低溫吸附實驗測試結果，綜合運用最小流動孔喉半徑法、排驅壓力法、束縛水飽和度法、含油產狀法、試油法和分布函數曲線法等6種方法，對迪北氣藏阿合組有效儲層物性下限進行了研究。結果表明，迪北氣藏阿合組有效儲層孔隙度下限為2.6%，滲透率下限為0.08 mD；砂礫巖夾泥巖段（J1a1）→上砂礫巖段（J1a2）→下砂礫巖段（J1a3）儲層物性逐漸變差，相應的儲層物性下限也逐漸變低；J1a1，J1a2和J1a3有效儲層孔隙度下限分別為3.1%，2.65%和2.3%，滲透率下限分別為0.14 mD，0.09 mD和0.065 mD。有效儲層物性下限的研究對迪北氣藏的儲層評價、儲量計算和開發方案設計等均具有一定的指導意義。

致密砂巖；有效儲層；物性下限；阿合組；迪北氣藏；塔里木盆地

0　引言

迪北氣藏位于塔里木盆地庫車前陸東部的依奇克里克構造帶，氣藏具有儲層致密、源儲疊置、氣水倒置、壓力異常及頂底板封蓋強等特征［1-2］。根據鉆井資料和三維地震構造精細解釋，迪北地區整體為斜坡，不存在斷鼻構造，迪北氣藏為斜坡構造背景下的致密砂巖氣藏［圖1（a）］。從成藏地質條件分析，迪北地區具備形成大面積致密砂巖氣的有利條件，致密砂巖氣藏的分布范圍應遠大于目前勘探程度較高、已上報控制儲量的迪北氣藏［3］［圖1（b）］。阿合組砂巖儲層在迪北地區具有大面積連片分布的特征，但由于受沉積和成巖作用的影響，儲層物性非均質性強，氣水關系復雜。前人主要對迪北致密砂巖氣藏的類型［1-2］、形成過程［4］、儲層特征及儲層物性影響因素［5-6］等方面開展過較多研究，但對氣藏有效儲層物性下限尚未進行過研究。有效儲層物性下限的確定是影響儲層評價、儲量計算和開發方案設計的主要因素［7］。筆者基于儲層物性、試油、壓汞和核磁共振等資料，綜合利用最小流動孔喉半徑法、排驅壓力法、束縛水飽和度法、含油產狀法、試油法和分布函數曲線法等6種方法確定迪北氣藏儲層物性下限，以期為庫車東部侏羅系致密砂巖氣藏儲量計算和資源評價等工作提供參數依據。

圖1　塔里木盆地迪北氣藏侏羅系阿合組頂面構造圖和地質剖面Fig.1　The structural map and geological section map of the top of Jurassic Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

1　致密儲層特征

塔里木盆地迪北氣藏儲層為下侏羅統阿合組（J1a），其鉆井厚度為257～297 m，區域上分布穩定。根據巖性和電性特征從上到下可分為砂礫巖夾泥巖段（J1a1）、上砂礫巖段（J1a2）和下砂礫巖段（J1a3）共3個巖性段。通過野外露頭、巖心和測井資料綜合分析認為，迪北地區侏羅系阿合組發育辮狀河三角洲平原和前緣亞相沉積，主要巖石類型為巖屑砂巖，少數為長石巖屑砂巖。巖石整體顆粒較粗，以礫巖、含礫粗砂巖和不等粒砂巖為主。巖石結構成熟度中等，顆粒間以點—線和凹凸—線接觸為主，膠結類型以孔隙式和壓嵌式為主。儲集空間主要為泥質微孔、粒內溶孔、粒間溶孔和微裂縫，原生孔較少。受沉積作用、成巖作用及后期裂縫改造的影響，儲層非均質性強烈［5］。

根據迪北氣藏5口井2 000多塊樣品的實測物性數據統計可知，侏羅系阿合組砂巖基質孔隙度為0.30%～15.63%，平均為7.2%，滲透率為0.002～2670.000 mD，中值為0.82 mD，總體屬低孔、特低滲—低滲致密砂巖儲層。阿合組3個巖性段的儲層物性具有較大差異，總體具有在縱向上J1a1與J1a2好于J1a3的特征（表1）。據壓汞分析資料表明：儲層段排驅壓力為0.02～3.92 MPa，平均為0.67 MPa；中值壓力為0.50～91.53MPa，大部分小于20MPa，平均為9.03 MPa；最大孔喉連通半徑為0.191～42.420 μm，平均為2.676 μm；平均孔喉半徑為0.029～2.381 μm，平均為0.361 μm。總體屬細孔、小喉的孔隙結構特征。其進汞飽和度較高，退汞效率差，也反映了儲層致密且喉道較小的特征。

2　儲層物性下限研究

有效儲層是指儲集了烴類流體并在現有的工藝技術條件下能夠采出油氣的儲層［7-8］。有效儲層物性下限是指儲層能夠成為有效儲層應該具有的最小孔隙度和最小滲透率［9］。前人在求取儲層物性下限方面已做了許多工作，目前較成熟的方法有測試法、經驗統計法、含油產狀法、鉆井液侵入法、泥質含量法、最小有效孔喉法、孔隙度-滲透率交會法、分布函數曲線法、最小流動孔喉半徑法和束縛水飽和度法等［7-11］，但是這些方法均具有一定的局限性和適用范圍，如測試法僅適用于單層試油資料較多，且地層壓力、流壓、有效厚度、滲透率與原油黏度等資料齊全的油氣田；分布函數曲線法需要大量的巖心測試、測井解釋物性和綜合解釋成果（油層、氣層和干層）資料；含油產狀法、鉆井液侵入法與泥質含量法受人為因素影響較大；最小孔喉半徑法、孔隙度-滲透率交會法與排驅壓力法拐點確定困難［9］。因此，在確定儲層物性下限時多采用綜合分析的方法［7-11］。由于缺少確切的定量方法，儲層物性下限往往具有統計學特征，給油氣藏評價和儲量評估均帶來不確定性［7-11］。

筆者綜合利用最小流動孔喉半徑法、排驅壓力法、束縛水飽和度法、含油產狀法、試油法和分布函數曲線法等6種方法確定庫車前陸東部侏羅系迪北氣藏儲層物性下限。受樣品數量的控制，束縛水飽和度法、含油產狀法、試油法和分布函數曲線法只能對阿合組整套儲層的物性下限進行求取，而最小流動孔喉半徑法與排驅壓力法則可對阿合組地層的3個巖性段分別進行求取。

2.1最小流動孔喉半徑法

最小流動孔喉半徑法建立在對生產測試資料和孔隙結構資料統計研究的基礎上，由于能夠準確表征儲層的滲流能力，因此被廣泛應用于確定儲層物性下限［12］。既能儲集又能使烴類流體滲流的最小孔隙通道稱為烴類的最小流動孔喉半徑［13-15］。目前可以通過壓汞曲線法和束縛水膜法這2種方法確定氣層的最小流動孔喉半徑，再根據孔喉半徑與孔隙度及滲透率關系圖版，可得到氣層物性下限。

（1）壓汞曲線法

基于壓汞曲線資料，當滲透率累積貢獻值達99.99%時，對應的孔喉半徑可作為儲層的最小流動孔喉半徑［12］。通過對阿合組儲層壓汞資料的統計，確定阿合組儲層最小流動孔喉半徑為3.9～38.0 nm，平均為16.6 nm。

（2）束縛水膜法

通常而言，束縛水飽和度高是致密儲層的顯著特征之一，只有半徑大于束縛水膜厚度的孔隙才是儲集油氣的有效儲集空間，因此束縛水膜厚度可作為最小流動孔喉半徑的下限。束縛水膜厚度的計算公式［16］為

式中：di為束縛水膜厚度，nm；Φ為巖心孔隙度，%；Swi為束縛水飽和度，%，可通過核磁共振實驗得到；A比為巖石比表面，m2/g，可通過低溫吸附法測定巖心比表面得到；ρr為巖心密度，g/cm3。

針對研究區重點井不同巖性的儲層進行系統采樣，在對常規孔隙度與滲透率測試的基礎上，采用低溫吸附法測定儲層巖石的比表面積，利用核磁共振法測定儲層的束縛水飽和度［17］，從而計算出儲層的束縛水膜厚度。對迪北氣藏阿合組儲層49塊樣品的測試和計算結果均表明，迪北氣藏阿合組致密儲層的束縛水膜厚度為1.63～19.32 nm，主要為2～6 nm，平均為5.7 nm。最小流動孔喉半徑下限應大于2個束縛水膜厚度之和，即11.4 nm。

對比壓汞曲線法和束縛水膜法，壓汞曲線法確定的最小孔喉半徑要略大于束縛水膜法確定的最小孔喉半徑，因為壓汞法得到的是汞所能進入的最小孔喉，而氣/水的毛細管壓力要小于汞/空氣的毛細管壓力，因而儲層中天然氣的實際滲流能力要大于汞，因此壓汞法得到的儲層最小孔喉應比實際值偏大，而束縛水膜法則是理論上儲層最小流動孔喉半徑的下限值。綜合2種方法取二者的平均值確定阿合組儲層的孔喉半徑下限為14.0 nm。

利用壓汞資料和孔隙度及滲透率分析資料建立孔喉中值半徑與孔隙度及滲透率的關系圖，再與前面確定的最小孔喉半徑交會即可得到孔隙度及滲透率下限（圖2）。結果表明，J1a1，J1a2和J1a3的有效儲層孔隙度下限分別為3.2%，2.7%和2.4%，滲透率下限分別為0.16 mD，0.10 mD和0.07 mD，呈現出儲層物性下限從上到下逐漸降低的特征。

圖2　塔里木盆地迪北氣藏阿合組儲層中值孔喉半徑與孔隙度及滲透率關系Fig.2　Relations of medium pore-throat radius with porosity and permeability of Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

2.2排驅壓力法

排驅壓力法實際上是最小孔喉半徑法的一種變換方法，是將最小有效孔喉用排驅壓力來代替，與物性交會求取其下限的一種方法［18］。排驅壓力為非潤濕相流體的前沿曲面突破孔隙喉道進入巖石孔隙時的壓力，為孔隙系統中最大連通孔隙所對應的毛管壓力。儲層孔滲越高，排驅壓力越低，孔喉半徑越大。將排驅壓力與孔隙度和滲透率分別進行交會統計，畫出趨勢線，以趨勢線最大拐點處的物性值作為物性下限［18］。根據該區阿合組儲層壓汞數據的統計，利用排驅壓力法確定J1a1，J1a2和J1a3的有效儲層孔隙度下限分別為3.0%，2.6%和2.2%（圖3），滲透率下限分別為0.14 mD，0.08 mD和0.06 mD。這與利用最小流動孔喉半徑法確定的物性下限基本一致。

圖3　塔里木盆地迪北氣藏阿合組儲層排驅壓力與孔隙度及滲透率關系Fig.3　Relation of displacement pressure with porosity and permeability of Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

2.3束縛水飽和度法

儲層總孔隙空間包括可容納自由流體流動的孔隙空間和束縛水所占據的孔隙空間。研究認為，束縛水飽和度大于80%的儲層，其儲集空間主要為微孔隙，儲集滲流流體的能力較差，其日產液量一般低于1 t（干層），因此將束縛水飽和度為80%所對應的孔隙度作為有效儲層物性下限比較合理［9，19］。通過核磁共振實驗測試的束縛水飽和度與實測孔隙度及滲透率的關系，可以看出隨儲層孔隙度及滲透率減小，束縛水飽和度逐漸增大［圖4（a）］。取束縛水飽和度為80%所對應的孔隙度及滲透率值為儲層物性下限，據此確定阿合組儲層孔隙度下限為2.6%，滲透率下限為0.04 mD［圖4（b）］。

圖4　塔里木盆地迪北氣藏核磁測試束縛水飽和度與孔隙度及滲透率關系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含油產狀法

含油產狀法是通過建立含油產狀與孔隙度及滲透率的關系圖版來確定儲層物性下限的一種方法。由于迪北地區油氣性質為低含液態烴的凝析氣，凝析油體積質量平均為84.637g/m3，凝析油密度為0.739～0.826 g/cm3，平均為0.798 g/cm3。因此，可以認為有熒光顯示的巖心即為有效儲層。通過對依南2井巖心的物性統計，可看出孔隙度低于2.2%、滲透率低于0.03 mD的儲層樣品都不含油（無熒光顯示）。因此，確定阿合組儲層孔隙度下限為2%，滲透率下限為0.03 mD（圖5）。

圖5　塔里木盆地迪北氣藏不同含油產狀孔隙度及滲透率交會圖Fig.5　Cross plot of porosity and permeability with oil occurrence status in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

2.5試油法

試油法是將試油結果中的各試油層段的孔隙度及滲透率繪制在同一坐標系內，有效儲層與非有效儲層分界處對應的孔隙度及滲透率值為有效儲層物性下限。根據迪北氣藏試油層段的物性統計，確定了阿合組儲層孔隙度下限為2.2%，滲透率下限為0.05 mD（圖6）。

圖6　塔里木盆地迪北氣藏阿合組試油層段孔隙度-滲透率交會圖Fig.6　Cross plot of porosity and permeability in oil testing sections of Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

2.6分布函數曲線法

分布函數曲線法是從統計學角度出發，在同一坐標系內分別繪制有效儲層與非有效儲層的孔隙度和滲透率頻率分布曲線，2條曲線的交點所對應的數值為有效儲層物性下限［19-20］。利用分布函數曲線法確定阿合組有效儲層孔隙度下限為3.4%，滲透率下限為0.155 mD（圖7）。該方法確定的有效儲層物性下限值相對其他方法偏高，主要是因為該方法是建立在對物性數據統計的基礎上，受物性分析數據量及數值分布影響均較大。

圖7　塔里木盆地迪北氣藏阿合組有效儲層與非有效儲層孔隙度、滲透率分布圖Fig.7　The distribution of porosity and permeability in effective and ineffective reservoir of Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

3　儲層物性下限綜合分析

筆者利用上述6種方法對塔里木盆地迪北氣藏阿合組儲層物性下限進行了計算，但是這些方法的原理各不相同，均有一定的局限性，都具有統計學的特征，其準確性均受數據和資料豐富程度的限制。因此，在確定儲層物性下限時多采用綜合分析的方法，求取不同方法確定的儲層物性下限的平均值作為儲層的物性下限。根據上述6種方法的計算結果（表2），綜合計算得到迪北氣藏阿合組有效儲層孔隙度下限為2.6%，滲透率下限為0.08 mD，J1a1，J1a2和J1a3的有效儲層孔隙度下限分別為3.1%，2.65%和2.3%，滲透率下限分別為0.14 mD，0.09 mD和0.065 mD。

儲層物性下限受儲層的物性基礎、油氣性質及現今油氣藏壓力狀態的控制。同等含氣飽和度條件下，儲層物性越好，儲層物性下限越大，隨著儲層物性變差，物性下限也會降低。因此，迪北氣藏阿合組3個巖性段從上到下儲層物性逐漸變差，相對應的儲層物性下限也逐漸減小。同等物性條件下，油氣藏現今壓力越大，油氣所能進入的最小孔喉半徑越小，所對應的儲層物性下限也越低。因此，現今為高壓（壓力系數為1.73～1.82）的迪北氣藏阿合組孔隙度下限為2.6%，滲透率下限為0.08 mD，相對于現今為低壓（壓力系數僅為0.77～0.91）的鄂爾多斯盆地蘇里格致密砂巖氣田盒8段物性下限［10-11］（孔隙度下限為5.0%，滲透率下限為0.1 mD）要低。

表2　塔里木盆地迪北氣藏阿合組儲層不同方法確定的物性下限結果Table2　The lower limits of reservoir properties determined by multiple methods of Ahe Formation in Dibei gas reservoir of Tarim Basin

4　結論

（1）塔里木盆地迪北氣藏阿合組有效儲層孔隙度下限為2.6%，滲透率下限為0.08 mD，這與該區為超高壓致密砂巖氣藏有關，較高的氣藏壓力決定了天然氣所能進入的最小孔喉半徑較小，儲層物性下限較低。

（2）J1a1，J1a2和J1a3的有效儲層孔隙度下限分別為3.1%，2.65%和2.3%，滲透率下限分別為0.14mD，0.09 mD和0.065 mD。

（3）本文所確定的阿合組（段）儲層物性下限較迪北氣藏控制儲量計算時采用的孔隙度下限（4.0%）與滲透率下限（0.17 mD）均有較大程度的降低，且按段求取也更加精細、準確，對重新進行迪北致密氣藏有效儲層劃分、致密氣資源量計算和氣藏儲量落實均具有一定的指導意義。

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（本文編輯：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

中國石油股份有限公司科技專項“塔里木盆地第四次資源評價”（編號：2013E-050205）資助

張寶收（1976-），男，碩士，高級工程師，主要從事石油地質和油氣地化方面的研究工作。地址：（841000）新疆庫爾勒市123號信箱塔里木油田勘探開發研究院實驗中心。電話：（0996）2176664。E-mail：zhangbaos-tlm@petrochina.com.cn

魯雪松（1982-），男，博士，工程師，主要從事石油地質和油氣資源評價方面的研究工作。E-mail：luxs@petrochina.com.cn。