二連盆地阿南凹陷白堊系騰一下段致密油有效儲層物性下限研究

張以明，付小東，郭永軍，壽建峰，周進(jìn)高，李　彬，張?zhí)旄?，藍(lán)寶峰

(1.中國石油 華北油田分公司，河北 任丘　062550； 2.中國石油 杭州地質(zhì)研究院，杭州　310023)

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二連盆地阿南凹陷白堊系騰一下段致密油有效儲層物性下限研究

張以明1，付小東2，郭永軍1，壽建峰2，周進(jìn)高2，李彬1，張?zhí)旄?，藍(lán)寶峰1

(1.中國石油 華北油田分公司，河北 任丘062550； 2.中國石油 杭州地質(zhì)研究院，杭州310023)

摘要：二連盆地阿南凹陷白堊系騰格爾組一段下亞段是該凹陷致密油勘探的主要目的層系，發(fā)育沉凝灰?guī)r和砂巖2類有利的致密儲層。騰一下段致密儲層孔隙度、滲透率變化范圍較大，含油非均質(zhì)性強(qiáng)，受物性條件控制明顯。在物性、試油、壓汞等分析資料基礎(chǔ)上，運(yùn)用含油產(chǎn)狀法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法、分布函數(shù)曲線法、試油法和最小有效孔喉法等多種方法，綜合厘定了騰一下段致密油儲層物性下限：其中沉凝灰?guī)r類有效儲層孔隙度下限為4.0%，滲透率下限為0.008×10-3μm2；砂巖有效儲層孔隙度下限為5.0%，滲透率下限為0.05×10-3μm2。有效儲層下限的確定可為致密油“甜點(diǎn)”儲層預(yù)測、資源潛力評價和勘探目標(biāo)優(yōu)選提供依據(jù)。

關(guān)鍵詞：物性下限；有效儲層；致密油；騰格爾組；阿南凹陷；二連盆地

有效儲層通常是指在現(xiàn)有工業(yè)技術(shù)條件下具備獲得工業(yè)油流的儲層，孔隙度和滲透率是儲層物性下限最常用的指標(biāo)參數(shù)。有效儲層物性下限是一個動態(tài)概念，隨采油工藝技術(shù)的進(jìn)步而發(fā)生變化，以前不具備工業(yè)開采價值的致密油層，隨著水平井、分段壓裂、體積壓裂等技術(shù)的成功應(yīng)用，現(xiàn)已成為油氣勘探的重要領(lǐng)域。目前國內(nèi)外關(guān)于致密油儲層的定義，多限定了孔隙度、滲透率上限值，但對下限值沒有限定[1-3]。事實(shí)上，在含油氣盆地中含油致密地層是廣泛發(fā)育的,如大面積分布的處于生油窗內(nèi)的富有機(jī)質(zhì)泥頁巖烴源層。如何在廣泛分布的含油致密地層中優(yōu)選致密油“甜點(diǎn)”區(qū)，是目前致密油勘探面臨的關(guān)鍵問題。北美及我國的勘探實(shí)踐表明，多數(shù)情況下致密油主要產(chǎn)自作為源巖的頁巖層系中的粉砂巖、砂巖、灰?guī)r和白云巖夾層[1，3-7],物性條件仍是致密油儲層能否獲得工業(yè)油流的重要因素。對處于特定地質(zhì)條件下的致密油儲層，確定其在當(dāng)前技術(shù)條件下的有效儲層物性下限，對于致密油資源潛力評價、“甜點(diǎn)”分布預(yù)測和勘探目標(biāo)優(yōu)選具重要地質(zhì)意義。

阿南凹陷是二連盆地內(nèi)一個重要的富油洼陷，位于該盆地馬尼特坳陷東部。近年來，致密油已成為阿南凹陷油氣勘探的重要方向[8-9]，相繼鉆探的AM1H、AM2、A47等致密油探井，在白堊系騰格爾組一段下亞段(簡稱騰一下段)凝灰質(zhì)巖、云質(zhì)巖和砂巖類致密儲層中見到良好油氣顯示。其中AM1H大角度斜井在2 085～2 175 m井段進(jìn)行體積壓裂改造試油，獲日產(chǎn)10.32 m3的工業(yè)油流，累計(jì)產(chǎn)油48.05 m3[8]，展現(xiàn)了該凹陷騰一下段致密油勘探的良好前景。騰一下段致密油儲層巖性類型多樣，孔隙度、滲透率變化范圍大，巖心含油非均質(zhì)性強(qiáng)，受儲層物性條件控制明顯。本文在系統(tǒng)總結(jié)前人成果基礎(chǔ)之上[10-16]，以騰一下段重點(diǎn)取心井為對象，綜合利用多種方法厘定了沉凝灰?guī)r和砂巖2類致密油儲層孔隙度、滲透率下限，以期為致密油“甜點(diǎn)”分布預(yù)測和勘探目標(biāo)優(yōu)選提供依據(jù)。

1致密油儲層特征

1.1巖性特征

阿南凹陷騰一下段巖性類型多樣，根據(jù)沉積特征、礦物組成、巖石結(jié)構(gòu)和測井響應(yīng)等，大致可分為沉凝灰?guī)r、砂巖、云質(zhì)巖和泥巖4大類，并可進(jìn)一步劃分為10余個亞類。沉凝灰?guī)r、云質(zhì)巖等特殊巖性段自然電位曲線呈小的起伏，電阻率曲線為刺刀狀高阻，可作為對比標(biāo)志，是全區(qū)重要的標(biāo)志層之一，全區(qū)均有分布[8]。

沉凝灰?guī)r根據(jù)沉積方式和沉積特征差異可分為2個亞類：一類是火山強(qiáng)烈噴發(fā)時火山灰、火山塵經(jīng)風(fēng)力搬運(yùn)至湖盆區(qū)空落沉積的薄層狀沉凝灰?guī)r，厚度多在數(shù)厘米至數(shù)十厘米不等，常呈夾層狀發(fā)育于厚層泥質(zhì)巖中，上下巖性呈突變接觸關(guān)系；另一類是火山灰(塵)主要經(jīng)水流搬運(yùn)至湖盆內(nèi)沉積形成，該類沉凝灰?guī)r可見較多的陸源碎屑，或發(fā)育泥質(zhì)紋層，與上下的凝灰質(zhì)泥巖等呈漸變過渡。沉凝灰?guī)r礦物組成以長英質(zhì)礦物為主，含量基本在50%以上，黏土礦物含量低，多在25%以下。

砂巖類致密儲層從碎屑顆粒成分上劃分主要為長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖，其中巖屑多為凝灰?guī)r、火山熔巖碎屑等。從碎屑顆粒結(jié)構(gòu)上可劃分為粉砂巖、細(xì)砂巖、中砂巖和含礫粗砂巖等。主要形成于三角洲前緣、近岸水下扇、湖底扇等沉積環(huán)境。

云質(zhì)巖類致密儲層可進(jìn)一步劃分為凝灰質(zhì)云巖、泥質(zhì)云巖和含粉砂云巖等亞類。其白云石含量基本在70%以下，以泥晶或微晶白云石為主。云質(zhì)巖發(fā)育環(huán)境廣泛，在三角州前緣、濱淺湖、半深湖—深湖等環(huán)境下都有發(fā)育。

泥巖類包括凝灰質(zhì)泥巖和云質(zhì)泥巖以及正常湖相泥巖等，主要為半深湖—深湖環(huán)境沉積。泥巖有機(jī)質(zhì)豐度高，總有機(jī)碳平均為2.34%，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅱ1型為主[8]，是騰一下段致密油的主要油源。

根據(jù)巖性組合和源儲關(guān)系，騰一下段縱向上可劃分為2個含油組合：下部含油組合致密儲層巖性主要為三角洲前緣、近岸水下扇、湖底扇等環(huán)境沉積的砂巖，屬于源下型致密油儲層；上部含油組合致密油儲層以沉凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)泥巖和云質(zhì)巖等特殊巖性為主，總體屬于半深湖—深湖相沉積環(huán)境，為源內(nèi)型致密油儲層。

1.2物性條件

騰一下段致密儲層孔隙度、滲透率變化范圍較大，4類巖性中沉凝灰?guī)r和砂巖致密儲層物性相對較好(圖1)。其中沉凝灰?guī)r類孔隙度為0.2%～22.6%，平均4.58%，滲透率主要在(0.001～1.0)×10-3μm2；砂巖類孔隙度在0.3%～22.6%之間，平均5.7%，滲透率在(0.002～9.2)×10-3μm2。雖然少部分沉凝灰?guī)r和砂巖孔隙度在10%以上，滲透率大于1×10-3μm2，但根據(jù)我國致密油地質(zhì)評價方法行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[2]，騰一下段不同巖性樣品基質(zhì)滲透率中值都小于2×10-3μm2，整體上仍屬于致密油儲層的范疇。云質(zhì)巖和泥質(zhì)巖十分致密，云質(zhì)巖孔隙度基本小于4.0%，平均僅2.06%，滲透率基本小于0.1×10-3μm2；泥質(zhì)巖孔隙度主要在0.3%～5.0%之間，平均僅1.79%，滲透率也多在0.1×10-3μm2以下。沉凝灰?guī)r和砂巖類致密儲層孔隙度與滲透率總體表現(xiàn)為較明顯的正相關(guān)性，主要為孔隙型儲層；部分云質(zhì)巖和泥質(zhì)巖樣品孔隙度很低，滲透率相對較高(大于0.1×10-3μm2)，可能與發(fā)育紋層縫或裂縫有關(guān)。

圖1　二連盆地阿南凹陷騰一下段 致密儲層孔隙度、滲透率分布Fig.1　Distribution of porosity and permeability of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

1.3孔隙結(jié)構(gòu)特征

1.3.1儲集空間類型

騰一下段致密儲層主要發(fā)育溶蝕孔、晶間孔(脫?；чg孔、白云石晶間孔)、粒間孔和微裂縫4類儲集空間，不同巖性的致密儲層優(yōu)勢孔隙類型不同。沉凝灰?guī)r類儲層以次生溶孔和火山玻璃脫玻化晶間孔為主；砂巖類儲層主要為粒間擴(kuò)溶孔，長石、巖屑粒內(nèi)溶孔，其次為殘余粒間孔；云質(zhì)巖主要為白云石晶間、粒間納米級微孔。各種巖性致密油儲層微裂縫總體上并不發(fā)育，鏡下可觀察到微裂縫發(fā)育的樣品占總樣品數(shù)的比例不到20%，微裂縫條數(shù)較少，多被方解石、硅質(zhì)或黃鐵礦等充填。

1.3.2孔隙結(jié)構(gòu)類型

根據(jù)孔隙形態(tài)、孔徑大小和連通性，將騰一下段致密儲層大致劃分為中小孔—微細(xì)喉連通型、中大孔—細(xì)喉連通型、孤立顯孔—微細(xì)喉型和微細(xì)孔喉型等4類孔隙結(jié)構(gòu)類型(圖2)。

(1)中小孔—微細(xì)喉連通型孔隙結(jié)構(gòu)。該類孔隙結(jié)構(gòu)的致密儲層巖性主要為風(fēng)攜沉積的薄層沉凝灰?guī)r和發(fā)育少量溶孔的細(xì)砂巖。其微米級顯孔和納米級微孔皆發(fā)育，進(jìn)汞飽和度高、排驅(qū)壓力較低，一般在1～5 MPa；喉道直徑均值較大，多在0.1～1 μm，其中微米級孔隙連通性較好，可動流體飽和度較高，是較為有利的一類孔隙結(jié)構(gòu)，巖心含油產(chǎn)狀可達(dá)到油浸或油斑級別。

(2)中大孔—細(xì)喉連通型孔隙結(jié)構(gòu)。該類孔隙結(jié)構(gòu)的致密儲層巖性主要為溶蝕孔或殘余粒間孔發(fā)育的細(xì)砂巖和中—粗砂巖。其微米級的中大孔十分發(fā)育，同時在火山巖巖屑內(nèi)部還存在大量粒內(nèi)溶蝕微孔；進(jìn)汞飽和度高、喉道直徑均值大，一般在1～5 μm，排驅(qū)壓力低，多在0.1～2 MPa之間；孔隙連通性好，可動流體飽和度高?？紫督Y(jié)構(gòu)與常規(guī)砂巖儲層接近，是騰一下致密儲層中孔隙結(jié)構(gòu)最好的一類，巖心含油產(chǎn)狀多為油浸或油斑。

(3)孤立顯孔—微細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)。該類孔隙結(jié)構(gòu)的致密儲層巖性主要為發(fā)育斑狀方解石/白云石的沉凝灰?guī)r。該類儲層以納米級微孔為主，但在斑狀方解石、白云石集合體間發(fā)育少量呈孤立狀分布的微米級溶孔、晶間孔以及殘余的泄水孔；進(jìn)汞飽和度在20%以下、排驅(qū)壓力一般大于5 MPa，整體連通性較差，巖心含油產(chǎn)狀多為油跡或油斑顯示。

圖2　二連盆地阿南凹陷騰一下段致密油儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型Fig.2　Pore texture types of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

(4)微細(xì)孔喉型。該類孔隙結(jié)構(gòu)的致密儲層巖性包括云質(zhì)巖、粉砂巖和水?dāng)y火山灰沉積為主的沉凝灰?guī)r。該類儲層顯孔不發(fā)育，基本為納米級孔喉，進(jìn)汞飽和度通常低于20%、排驅(qū)壓力基本在5～10 MPa之間；喉道直徑均值在0.1 μm以下，連通性很差，巖心上僅為油跡或熒光顯示。

1.4致密油性質(zhì)

有效儲層物性下限主要受原油性質(zhì)、儲層埋深的影響，通常原油性質(zhì)越好,儲層物性下限值越低；隨油層埋藏深度增加,地層作用于孔隙流體的壓力也不斷增加，原油的性質(zhì)也不斷變好，流體能進(jìn)出的孔喉半徑越來越小,油層物性下限值變小[13]。阿南凹陷騰一下段致密油儲層在凹陷區(qū)埋深多在1 500～2 000 m，已發(fā)現(xiàn)的原油密度在0.84～0.9g/cm3，黏度在10～40 mPa·s之間，主要屬于中質(zhì)、高黏度原油。騰一下段致密儲層的埋深和原油的性質(zhì)變化范圍不大，在勘探程度較低的情況下，對同一巖性致密儲層，利用統(tǒng)一的物性下限值可以大致反映凹陷的整體情況。

2致密油有效儲層物性下限

鉆井取心和測井解釋結(jié)果表明，騰一下段致密油主要賦存于物性條件和孔隙結(jié)構(gòu)相對較好的沉凝灰?guī)r和砂巖類致密儲層中。前人在確定有效儲層物性下限方面已做了大量的工作，總結(jié)出了含油產(chǎn)狀法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法、試油法、分布函數(shù)曲線法、最小有效孔喉半徑法、束縛水飽和度法、鉆井液侵入法、測試法、排驅(qū)壓力實(shí)驗(yàn)法等多種較成熟的方法[10-15]。但每一種方法都有其局限性和適用條件，不同方法確定的下限值可能有明顯差異，在實(shí)際過程中需采用多種方法綜合確定有效儲層物性下限值。根據(jù)騰一下段致密油勘探現(xiàn)狀和資料情況，選擇含油產(chǎn)狀法等5種方法來綜合厘定沉凝灰?guī)r和砂巖2類有利致密儲層孔隙度、滲透率下限值。

2.1含油產(chǎn)狀法

該方法是利用取心井試油結(jié)果、巖心含油級別與物性建立關(guān)系，確定含油產(chǎn)狀的出油下限，然后根據(jù)含油產(chǎn)狀的出油下限求出相應(yīng)的物性下限。對于常規(guī)儲層油田而言，含油級別一般需達(dá)到油浸級才可獲得工業(yè)油流[12]。由于致密油開發(fā)時多需采用水平井、體積壓裂等工藝措施，因此致密油有效儲層含油產(chǎn)狀下限應(yīng)低于常規(guī)油藏，本文將巖心含油產(chǎn)狀達(dá)到油斑級確定為出油下限。對騰一下段多口鉆井的巖心進(jìn)行物性分析和含油產(chǎn)狀描述，分巖性建立含油產(chǎn)狀與孔隙度、滲透率關(guān)系(圖3)。除少量發(fā)育裂縫的樣品外，基質(zhì)孔型的沉凝灰?guī)r類致密儲層含油產(chǎn)狀為油斑、油浸級別的樣品孔隙度多在4.0%以上，滲透率大致在0.006×10-3μm2以上；不含油樣品的孔隙度和滲透率基本在上述界限值以下。砂巖類儲層達(dá)到油斑級別以上顯示的樣品孔隙度基本在4.0%以上，滲透率在0.02×10-3μm2以上。

2.2經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法

經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法是國外石油公司常采用的一種方法，該方法是在巖心孔隙度和滲透率系統(tǒng)分析基礎(chǔ)上，統(tǒng)計(jì)找出一個下限值，這個值以下儲層丟失的儲油能力和產(chǎn)油能力都很小。通常以低孔滲儲層段累計(jì)儲能丟失占總累積儲能的5.0%左右作為界限，此時累計(jì)樣品丟失一般不超過20%[11-14]。對于中低滲透性油田滲透率下限,可將全油田的平均滲透率乘以5.0%作為滲透率下限[14]。

騰一下段砂巖類致密儲層當(dāng)儲能累計(jì)丟失5.0%時，對應(yīng)的孔隙度下限值為2.8%，此時累計(jì)樣品丟失約16%；沉凝灰?guī)r類致密儲層當(dāng)儲能累計(jì)丟失5.0%時，對應(yīng)的孔隙度下限值為2.2%，此時累計(jì)樣品丟失為19.2%(圖4)。將目標(biāo)層不同巖性樣品平均滲透率乘以5.0%作為滲透率下限，砂巖類滲透率下限為0.013×10-3μm2，沉凝灰?guī)r類滲透率下限值為0.003×10-3μm2。

圖3　二連盆地阿南凹陷騰一下段致密儲層含油產(chǎn)狀與儲層物性關(guān)系Fig.3　Relationship between oil occurrence and physical properties of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

圖4　二連盆地阿南凹陷騰一下段致密儲層孔隙度丟失能力直方圖Fig.4　Histogram of porosity losing capability of tight oil reservoirs in K1t1x，A’nan Sag, Erlian Basin

圖5　二連盆地阿南凹陷騰一下段含油層與非含油層孔隙度、滲透率分布Fig.5　Distribution histogram of porosity and permeability of oil layers and dry layers in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

2.3分布函數(shù)曲線法

該方法是將含油層與非含油層的孔隙度或滲透率在同一坐標(biāo)下做頻率分布圖，將二者的頻率分布曲線交會點(diǎn)作為孔隙度、滲透率下限[10，12]。阿南凹陷騰一下段致密油儲層目前試油資料較少，本次主要以巖心含油產(chǎn)狀結(jié)合部分井試油資料來劃分含油層與非含油層，將含油產(chǎn)狀達(dá)油斑及以上的巖心段作為含油層，油跡及以下含油顯示的作為干層。

根據(jù)含油儲層與干層孔隙度、滲透率頻率分布曲線交會圖，確定砂巖類致密儲層孔隙度下限約為6.0%，滲透率下限值約0.07×10-3μm2(圖5a，b)；沉凝灰?guī)r類致密儲層孔隙度下限值約為5.0%，滲透率下限值約為0.008×10-3μm2(圖5c,d)。

2.4試油法

試油法是根據(jù)現(xiàn)有經(jīng)濟(jì)、技術(shù)條件下單層產(chǎn)液量標(biāo)準(zhǔn)對試油井段儲層進(jìn)行有效儲層與非有效儲層劃分，然后將非有效儲層和有效儲層對應(yīng)的孔隙度、滲透率繪制在同一坐標(biāo)系內(nèi)，二者分界處所對應(yīng)的孔隙度、滲透率值即為有效儲層物性下限值[10]。目前阿南凹陷A27、A35、A67等數(shù)口井騰一下段，以及H20、A26井等井阿爾善組四段的沉凝灰?guī)r和凝灰質(zhì)砂巖類儲層經(jīng)壓裂改造獲得了工業(yè)油流或低產(chǎn)油流。從試油結(jié)果與孔隙度、滲透率關(guān)系來看，獲得工業(yè)油流的儲層孔隙度分布較廣,其中沉凝灰?guī)r類儲層段孔隙度主要在4.0%以上，滲透率基本在0.008×10-3μm2以上(圖6a)；砂巖類儲層孔隙度主要在6.0%以上，滲透率值基本大于0.01×10-3μm2(圖6b)。通過試油法確定的砂巖類致密儲層滲透率下限值較低，可能是由于缺乏試油結(jié)果為干層的儲層孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)，且致密儲層物性在單井上縱向變化快，較大厚度的試油段內(nèi)存在孔隙度、滲透率較低而不能出油的層段有關(guān)。

2.5最小有效孔喉法

儲層內(nèi)被小于最小有效喉道所控制的孔隙被束縛水所飽和，原油難以充注。在確定最小有效孔喉值后,作出孔喉中值與物性交會圖,以最小有效孔喉值截取滲透率下限值和相應(yīng)的孔隙度下限。在該方法中,確定最小有效孔喉半徑或直徑存在較大難度和不確定性，以往常采用對儲層毛管壓力曲線進(jìn)行“J”函數(shù)處理結(jié)合Wall公式計(jì)算最小流動孔喉半徑[13]。本次研究利用核磁共振束縛水飽和度與氮?dú)馕絻?nèi)表面參數(shù)(圖7a)結(jié)合原油分子直徑大小(根據(jù)原油密度，取10 nm)，通過理論計(jì)算確定致密儲層儲油最小孔喉直徑主要分布在10～50 nm之間(圖7b)。張洪等[16]通過理論計(jì)算確定的鄂爾多斯延長組、四川盆地中下侏羅統(tǒng)和美國威利斯頓盆地Bakken組致密油其源儲界面附近的充注孔喉下限分別為15.74，29.06，14.22 nm；儲集層內(nèi)部充注孔喉下限分別為39.45，37.20，52.32 nm。因此可以認(rèn)為在地質(zhì)條件下，阿南凹陷騰一下段致密儲層中直徑大于50 nm的孔隙空間是可以有效儲油的。

圖6　二連盆地阿南凹陷騰一下段試油層段儲層孔隙度、滲透率交會圖Fig.6　Cross plots of porosity and permeability in tested intervals in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

圖7　二連盆地阿南凹陷騰一下段致密油儲層束縛水飽和度、比表面積與最小孔喉直徑分布Fig.7　Distribution of immobile water saturation, surface area and minimum throat diameter of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

圖8　二連盆地阿南凹陷騰一下段致密油儲層喉道直徑均值與滲透率關(guān)系Fig.8　Relationship between average throat diameter and permeability of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

沉凝灰?guī)r和砂巖類致密儲層滲透率與常規(guī)壓汞喉道直徑均值之間的關(guān)系如圖8所示，可見當(dāng)樣品壓汞分析喉道直徑均值大于50 nm后，樣品滲透率曲線才開始緩慢增加，曲線出現(xiàn)拐點(diǎn)?？蓪B透率出現(xiàn)拐點(diǎn)時的值作為下限值，此時沉凝灰?guī)r類和砂巖類有效儲層滲透率下限值大致為0.01×10-3μm2和0.05×10-3μm2，相應(yīng)的根據(jù)圖1的孔—滲相關(guān)性，孔隙度下限值在4.5%和6.5%左右。

2.6物性下限綜合確定

騰一下段同一巖性致密儲層不同方法確定的孔隙度下限值較為一致，滲透率下限雖然存在一定的差異，但基本仍在同一數(shù)量級內(nèi)(表1)。在不同方法確定的下限值基礎(chǔ)之上，考慮到勘探應(yīng)用的可操作性，綜合確定騰一下段沉凝灰?guī)r類致密儲層孔隙度下限為4.0%，滲透率下限為0.008×10-3μm2；砂巖類致密儲層孔隙度下限取5.0%，滲透率下限值取0.05×10-3μm2。沉凝灰?guī)r類致密油儲層物性下限較砂巖類低，可能存在兩方面的原因：一是沉凝灰?guī)r類致密油儲層主要為源內(nèi)型儲層，砂巖類主要為源下型儲層，沉凝灰?guī)r類致密儲層源儲匹配關(guān)系更好，在相同的物性條件下，原油更容易進(jìn)入沉凝灰?guī)r類致密儲層；二是部分沉凝灰?guī)r自身有機(jī)碳含量較高，具有一定的生油能力[17]。

表1　二連盆地阿南凹陷騰一下段致密油儲層物性下限Table 1　Porosity and permeability cutoffs of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

北美地區(qū)致密油勘探實(shí)踐表明，致密油多數(shù)情況下是產(chǎn)自于作為源巖的頁巖層系中相對高孔滲的粉砂巖、砂巖、灰?guī)r和白云巖等夾層[3-7,18]，但不同盆地致密油產(chǎn)層孔隙度、滲透率分布也表現(xiàn)出明顯差異。如威利斯頓盆地Bakken組致密油主力產(chǎn)層(致密砂巖)孔隙度在8%～12%，滲透率在(0.05～0.5)×10-3μm2；墨西哥灣Eagleford組致密油產(chǎn)層(致密灰?guī)r)孔隙度在3%～10%，滲透率在(0.003～0.4)×10-3μm2；阿爾伯達(dá)盆地的Cardium組致密油產(chǎn)層(砂質(zhì)泥巖)孔隙度主要在5%～12%，滲透率在(0.1～10)×10-3μm2[3，6，18]。

目前國內(nèi)砂巖類致密油勘探較為成功的當(dāng)屬鄂爾多斯盆地三疊系延長組致密油，該盆地城75、莊193等井長7段致密砂巖油層孔隙度基本在4.0%以上，滲透率基本在0.02×10-3μm2以上[19]；西峰油田莊31井區(qū)長6段砂巖致密油藏孔隙下限為7.0%，滲透率下限為0.06×10-3μm2[15]。松遼盆地青山口組扶楊致密油層孔隙度則主要在5.0%～15.0%，滲透率值在0.03×10-3μm2以上[20]。本次研究確定的阿南凹陷騰一下段致密砂巖儲層孔隙度、滲透率下限值與上述地區(qū)和層位的砂巖致密儲層物性下限值比較接近。沉凝灰?guī)r類致密油在三塘湖盆地馬郎凹陷條湖組勘探效果顯著[21]，其有效儲層孔隙度下限值為7.0%，滲透率下限值為0.01×10-3μm2。阿南凹陷騰一下段沉凝灰?guī)r類致密儲層物性下限值略低于馬郎凹陷條湖組，這可能與條湖組致密油的密度(0.89～0.91 g/cm3)和黏度(58～83 mPa·s)比阿南凹陷騰一下段略高有關(guān)。

騰一下段孔隙度、滲透率低于有效儲層物性下限的沉凝灰?guī)r和砂巖樣品，其核磁共振可動流體飽和度很低，基本在20%以下，因此該類致密儲層即使能賦存一定量的致密油資源，但資源品質(zhì)差，在目前的工藝條件下難以經(jīng)濟(jì)、有效地動用。結(jié)合北美地區(qū)典型致密油區(qū)主力產(chǎn)層孔隙度、滲透率分布特征，對比我國其他盆地不同層位砂巖、沉凝灰?guī)r類致密儲層物性下限，認(rèn)為確定的騰一下段沉凝灰?guī)r和砂巖類致密儲層物性下限在當(dāng)前工業(yè)技術(shù)條件下是基本合理的，可為該區(qū)致密油“甜點(diǎn)”預(yù)測和勘探目標(biāo)優(yōu)選提供依據(jù)。

3結(jié)論

(1)利用多種方法，綜合確定了阿南凹陷騰一下段沉凝灰?guī)r類有效儲層孔隙度下限為4.0%，滲透率下限為0.008×10-3μm2；砂巖類有效儲層孔隙度下限為5.0%，滲透率下限0.05×10-3μm2。有效儲層物性下限的確定，可為騰一下段致密油“甜點(diǎn)”儲層預(yù)測，資源潛力評價和勘探目標(biāo)優(yōu)選提供依據(jù)。需要指出的是，有效儲層物性下限是一個動態(tài)概念，當(dāng)勘探開發(fā)工藝有了較大進(jìn)步、資料豐度等有較大幅度的變化時，物性下限需做出相應(yīng)的調(diào)整。

(2)致密油儲層相對于常規(guī)儲層孔隙結(jié)構(gòu)更復(fù)雜，原油的滲流機(jī)理和賦存形式都有別于常規(guī)油藏，開采的工藝措施也有明顯區(qū)別，因此其有效儲層物性下限的確定可能存在更多的不確定性。

(3)本次確定的致密油有效儲層物性下限主要適用于騰一下段沉凝灰?guī)r和砂巖2類致密油儲層，該2類儲層以孔隙型儲層為主，其賦存的致密油主要為短距離運(yùn)移充注而非自生自儲。對于騰一下段高有機(jī)質(zhì)豐度、特低孔滲，原油以自生自儲為主的凝灰質(zhì)泥巖、云質(zhì)泥巖和泥質(zhì)云巖等含油致密層，由于其含油性受有機(jī)質(zhì)豐度、排油效率等因素的影響，其有效儲層物性下限有待進(jìn)一步研究。

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(編輯徐文明)

文章編號：1001-6112(2016)04-0551-08

doi：10.11781/sysydz201604551

收稿日期：2016-04-10；

修訂日期：2016-07-01。

作者簡介：張以明(1959—)，男，博士，教授級高級工程師，從事油氣勘探研究與管理。E-mail:ktb_zym@petrochina.com.cn。 通信作者：付小東(1980—)，男，碩士，工程師，從事石油地質(zhì)、儲層地質(zhì)綜合研究。E-mail:fuxd_hz@petrochina.com.cn。

基金項(xiàng)目：中國石油天然氣股份公司重大科技專項(xiàng)(2014E-35)資助。

中圖分類號：TE122.24

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

Petrophysical property limits of effective tight oil reservoirs in the lower part of the first member of Cretaceous Tengger Formation,A’nan Sag, Erlian Basin, North China

Zhang Yiming1, Fu Xiaodong2, Guo Yongjun1, Shou Jianfeng2, Zhou Jingao2, Li Bin1, Zhang Tianfu2, Lan Baofeng1

(1. PetroChina Huabei Oilfield Company, Renqiu, Hebei 062552, China;2.PetroChinaHangzhouResearchInstituteofGeology,Hangzhou,Zhejiang310023,China)

Abstract:The lower part of the first member of Cretaceous Tengger Formation (K1t1x) is a main target for tight oil exploration in the A’nan Sag. Two favorable tight reservoir types including tuffites and sandstones have been found. The porosity and permeability of tight reservoirs change greatly. The heterogeneity of oil-bearing strata is strong, which is controlled obviously by porosity and permeability. Based on physical property measurements, well testing, mercury injection data and so on, we determined the petrophysical property cutoffs of effective tight oil re-servoirs in K1t1xusing an oil-bearing occurrence method, experimental statistics, distribution function, well testing and minimum effective pore throat. The cutoff of effective reservoir porosity of tuffites is 4.0%, and that of permeability is 0.008×10-3μm2. The cutoff of effective reservoir porosity of sandstones is 5.0%, and that of permeability is 0.05×10-3μm2. The determination of cutoffs of an effective reservoir provides a scientific basis for “sweet spot” reservoir prediction, resource potential evaluation and exploration target selection of tight oil.

Key words:petrophysical property cutoff; effective reservoir; tight oil; Tengger Formation; A’nan Sag; Erlian Basin