塔里木盆地顺托果勒地区志留系柯坪塔格组下段低渗储层物性下限研究——以顺9井区为例

赵 建，马海陇

（中国石化西北油田分公司石油勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐830011）

顺托果勒地区位于塔里木盆地顺托果勒低隆，是北部顺托果勒地区及东部满加尔坳陷油气长期运移的指向区（图1）。三维地震精细解释在三叠系发现构造圈闭7个及多个志留系柯坪塔格组楔状体，顺9井在志留系柯坪塔格组下段5 560.5～5 589.5 m 低孔低渗储层加砂压裂获低产油流，揭开了顺托果勒地区低孔低渗储层油气勘探的序幕［1-8］。

图1 顺9井区区域构造位置

1 岩石学特征

柯坪塔格组下段储层岩石类型主要为细粒、中-细粒岩屑砂岩，偶夹灰绿色泥质条带。石英含量较低（30%～57%），岩屑含量较高（38%～62%），长石含量低（5%～10%），岩石颗粒多定向排列，颗粒分选中-好，次棱-次圆，颗粒支撑，颗粒接触关系多为线状和凹凸接触，胶结类型以次生加大和孔隙式胶结为主；岩石填隙物成分复杂，有酸性喷出岩、中基性喷出岩、千枚岩、泥岩等。扫描电镜见石英Ⅰ级加大，粒表及粒间分布有绿泥石、绿蒙混层、伊利石、黄铁矿，属晚成岩A 期中-晚阶段产物。

2 孔隙结构特征参数分析

柯坪塔格组下段储层岩石类型主要为细粒、中-细粒岩屑砂岩。根据顺9井区91块压汞样品实验结果统计，排驱压力介于0.4～5.0 MPa之间，平均1.49 MPa；中值压力介于1.57～57.44 MPa之间，平均15.55 MPa；退汞效率平均32.13%；平均喉道半径介于0.03～0.47μm，均值为0.2μm；吼道分选系数在1.54～4.98，平均2.41；歪度在0.62～1.97，平均0.95。总体表现为细孔喉储层特征，储层物性较差。

3 有效储层物性下限确定

油层有效厚度是指储层中具有产油能力的那部分厚度，是在现有的工艺技术条件下可以采出油气那部分储层。结合本区现有资料，采用以下8种方法确定有效厚度下限标准。

3.1 经验统计法

经验统计法是以岩心分析孔隙度和渗透率资料为基础，以低孔渗段累计储渗能力丢失占总累计的5%左右为界限的一种累计频率统计法。储集体物性越好的储层，原油越容易流动；反之，孔隙度越小、渗透率越低的储层，原油越难流动。经验表明，不动油含量一般占总含油量的10.0%～15.0%，根据不可动油占总含油量的百分数来确定储层出油物性下限［9-14］。考虑到本区特低孔、低渗的储层特点，确定累计频率丢失不超过总累计的5%累计储能丢失。下限值一般出现在频率累计曲线的拐点处，根据研究区孔、渗分布特征，下限拐点处所对应的孔隙度5.2%、渗透率0.06×10-3μm2即为有效储层物性下限（图2）。

图2 顺9井孔、渗分布频率

3.2 四性关系法

在研究四性关系的基础上，以测试资料为依据，以岩心分析、测井解释为基础，编制顺9井电阻率-孔隙度交会图，从图中可以得出有效储层孔隙度的下限为6.0%，根据孔渗关系，渗透率取值为0.07×10-3μm2（图3）。

图3 顺9井区志留系电阻率-孔隙度交会图

3.3 含油产状法

含油产状法是根据目的层岩心样品物性分析资料，建立含油产状与孔、渗之间的关系来确定有效储层物性下 限 值［12，15-17］。顺9 井 区 测 试 段 涵 盖 了 油浸、油班和油迹三种显示情况，油迹以上粉砂岩均有产出，所以将下限放在油迹以上。从柯坪塔格组下段含油产状图可以读出孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.04×10-3μm2（图4）。

图4 含油产状法确定有效储层孔渗下限值

3.4 最小喉道半径法

利用毛管压力实验数据确定油气的最小流动孔喉半径，用统计法建立起孔喉半径与常规物性分析的孔渗结果之间的函数关系，进而确定有效储层物性下限［9-10，18-19］。

岩石的宏观孔渗特征是岩石微观孔隙结构及喉道大小的反映。在一定压差下，原油能否从岩石中流出取决于喉道的粗细。压汞法就是采用最小流动孔喉半径来确定孔隙度下限。本文选用Well法来计算集层最小有效孔喉半径，进而利用油层段的孔隙度与孔喉半径的对应关系作相关分析，得出各储集岩的物性下限。

Well法以等孔隙体积增量为基础，求每一个孔隙体积间隔中渗透率贡献值及累计渗透能力。当渗透率累计贡献值达99.99%时，对应的孔喉半径可作为油气层的最小流动孔喉半径。计算的最小有效喉道半径为0.1039μm，根据喉道半径与孔隙度、渗透率的相关性，计算出有效孔隙度下限为5.88%，有效渗透率下限为0.06×10-3μm2。

3.5 最小含油喉道半径法

根据国内外的研究成果，0.1μm 厚度相当于水湿性碎屑岩表面附着的水膜厚度，油藏形成过程中油气驱替水需要克服非常高的毛管压力。当储层的孔喉小于0.1μm 时油气难以进入其中形成有效的储层，因此认为该值为储层的孔喉下限。

根据压汞实验，统计渗透率与喉道半径关系（图5），0.1μm 喉道半径对应的渗透率为0.10×10-3μm2，此时的渗透率可以作为渗透率下限。根据本区孔渗关系确定的孔隙度下限为6.0%。

3.6 孔隙度与中值压力交汇法

中值压力为汞饱和度为50%时所对应的毛细管压力值，是毛细管压力分布趋势的量度，在划分有效储层时一般选取含油饱和度50%作为下限值。根据顺9井区孔隙度与中值压力关系，中值压力和孔隙度交汇图上7%附近存在一个明显的分界，因此将下限定为7.0%作为参考；根据孔渗关系，此时渗透率取值0.08×10-3μm2。

图5 顺9井区志留系渗透率与孔喉半径关系

3.7 核磁共振法

核磁共振技术在油气储层流体可动规律研究中广泛应用［20-25，27-30］，核磁孔隙度更真实地反映岩石实际孔隙度。

根据顺9井区34个核磁共振样品分析结果，孔隙度、渗透率和可动流体饱和度相关性较差相关系数分别为0.596（幂回归）和0.811（对数回归）（图6）；可动流体饱和度分布在2.78%～26.3%，平均13.4%；分析原因为石英次生加大、粒表及粒间分布有绿泥石等粘土矿物，堵塞了孔隙和流体运移通道。

图6 孔隙度、渗透率与可动流体关系

根据样品核磁孔隙度、渗透率与可动流体饱和度的关系，当可动流体饱和度≥10%时最低孔隙度为6.3%，最低渗透率为0.11×10-3μm2，此时储层具有一定的开发潜力［20］。因此取孔隙度≥6.3%，渗透率≥0.11×10-3μm2可以作为研究区有效储层物性下限值。

3.8 类比法

研究区柯坪塔格组下段砂岩属于特低孔、特低渗的致密砂岩储层，孔隙度分布主要集中在6%～10%，最小1.7%，最大9.0%，平均值6.33%；渗透率 主要分布在（0.08～1.28）×10-3μm2，最小值0.01×10-3μm2，最大值34.3×10-3μm2，平均值0.77×10-3μm2。

根据本区储层物性特征，类比长庆西峰油田［30］和准噶尔盆地永进油田［9］，综合考虑本区有效储层物性下限取值为孔隙度≥6.0%，渗透率≥0.10×10-3μm2（表1、表2）。

表1 储层物性下限综合取值

表2 类比法确定有效储层物性下限

4 结 论

（1）研究区储层具有较高的排驱压力、中值压力、孔喉半径小等特征，孔隙度平均值为6.33%，渗透率几何平均值为0.18×10-3μm2，属特低孔、特低渗储层；分析认为成岩晚期的石英次生加大和粒表及粒间分布有绿泥石等粘土矿物，堵塞了孔隙和流体运移通道。

（2）应用8种方法，明确了顺托果勒地区志留系柯坪塔格组下段有效储层物性下限孔隙度为6.0%，渗透率为0.10×10-3μm2，为储量计算提供科学依据。通过核磁实验研究，可动流体饱和度分布在2.78%～26.3%，平均13.4%，储层具有一定开发前景。

（3）确定的储层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，为塔里木盆地同类储层的开发、试油试采提供依据，对特低孔、低渗储层评价具有重要意义。

（4）在确定特低孔、低渗砂岩储层有效厚度物性下限的时候，兼顾多种方法综合运用，互相验证，综合考虑各因素的影响，避免因研究方法单一而使得下限取值出现较大偏差。

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