川西拗陷新场构造上沙溪庙组储层下限分析

宋修章, 吕正祥, 章顺利, 史玲玲, 杨　相, 任东超

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；2.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)



川西拗陷新场构造上沙溪庙组储层下限分析

宋修章1, 吕正祥1, 章顺利1, 史玲玲2, 杨相1, 任东超1

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059；2.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)

川西拗陷新场构造中侏罗统上沙溪庙组为致密砂岩储层,储层物性非均质性强。为提高储层评价精度，选择与油气实际产能关系最为密切的渗透率为主要研究对象，并根据储层微观孔隙结构非均质性特点，对不同孔隙结构的3类储层分别进行评价。综合运用最小含气喉道半径法、经验统计法、产能系数法和气藏工程法等方法研究渗透率下限特征，确定出储集渗透率和有效渗透率下限分别为0.07×10-3μm2和0.1×10-3μm2。依据3类储层各自的孔渗关系，进一步确定各类储层的储集孔隙度下限：Ⅱ类为9.4%、Ⅲ类为14.6%；有效孔隙度下限：Ⅰ类为4.6%、Ⅱ类为10.3%、Ⅲ为16.0%。

川西拗陷；新场构造；上沙溪庙组；致密砂岩储层；储层下限；渗透率

储层下限的确定是油气藏评价中的一项重要工作，不仅影响储量计算的结果，而且直接关系到天然气勘探、开发决策的重要问题[1]。储层下限的研究可以用储集和渗滤流体的最小孔隙度和渗透率来度量[2,3]，而前人的研究中主要用孔隙度下限来评价储层[4-6]。因为孔隙度代表着储层的储气能力，同时在常规储层评价中，储层孔渗相关性好，由孔隙度确定的渗透率和实际渗透率相差不大，因此孔隙度也能间接反映储层的产出能力。一般由孔隙度即可界定储层和非储层[6-8]。而在孔渗相关性差的致密储层中，若以孔隙度来确定有效储层下限，由于同样孔隙度的砂岩孔隙结构不同[9]，渗透率的变化范围较大，由孔隙度确定的渗透率与实际生产状况相差较大，会导致大量的储层因对应的渗透率低而无法达到产出工业气流的能力，而部分孔隙度低但渗透率高的储层被视为非储层而被丢弃，所以得出的孔隙度下限不能客观反映储层的产气能力。对于孔渗相关性差的致密储层而言，孔隙度大小与气井的产出能力关系远不如渗透率和气井的产出能力关系好，因此不能以反映储集能力的孔隙度作为储层评价的关键指标，渗透率是控制致密储层质量和油气井产能的决定性因素，合理的储层评价应该以渗透率为基础[10]。

长期以来，新场气田上沙溪庙组(J2s)气藏储量计算中运用较多的是储层的孔隙度下限。但大量勘探开发实践表明，由于J2s储层孔渗相关性差，若继续沿用常规储层的以孔隙度为基础的下限确定方法，会导致以孔隙度为基本评价参数评价较高的储层，其产出能力较差，评价结果对生产起不到应有的指导作用，甚至制约了该气藏的开发整体部署。为提高研究区沙溪庙组储层产气能力的评价水平，应该以最能反映储层产气能力的渗透率为最基本和最重要的评价参数[11,12]。因此本文关于储层下限的研究主要针对渗透率，评价中利用的其他参数也优选与渗透率相关性好的有关参数[13]，目的是使建立起的储层下限更能反映储层的实际产出能力。

1　地质概况

新场构造位于四川盆地西部川西拗陷中段，为NEE走向的一个鼻状构造[14](图1)。新场构造侏罗系发育的地层自下而上为下统白田坝组(J1b)，中统千佛崖组(J2q)、下沙溪庙组(J2x)、上沙溪庙组(J2s),上统遂宁组(J3s)和蓬莱镇组(J3p)。上沙溪庙组埋深2～2.5 km，地层厚度为481～508.5 m，为典型的致密砂岩储层。在开发上，上沙溪庙组从上到下发育JS1、JS2、JS3气藏。其中位居中部的JS2气藏为新场气田储产量最大的主力气藏。该气藏从上到下发育4套储层，分别将其命名为JS21、JS22、JS23、JS24，本文研究的重点即为JS2气藏储层。

图1　研究区构造位置图Fig.1　Tectonic location of the study area

新场JS2储层砂体的沉积以三角洲相为主，其中在新场背斜主体部位以三角洲前缘砂坝为主，在构造北部地区以三角洲平原分流河道砂坝为主，南部边缘则以三角洲前缘河口砂坝的坝缘为主，局部发育远砂坝[15]；储层岩石类型主要为细粒、中粒长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩；岩石接触关系以接触式、接触-孔隙式为主；分选性中等-较好；磨圆度多为次棱角状、棱角状[16]；储层所经历的主要成岩作用包括机械压实作用，自生黏土矿物、自生石英、自生碳酸盐矿物和溶蚀作用。

2　储层类型及其相互关系

通过对JS2各砂层的近100个样品进行显微观察统计，获得储层平均面孔率为9.2%。其中剩余粒间孔为3.7%，对总面孔率的贡献为40%；溶蚀孔隙为5.5 %，占总面孔率的60%。溶蚀孔隙包括粒间溶孔和粒内溶孔2类，但以粒内溶孔为主，其在次生孔隙中占56.9%。储层中的喉道属于微喉道。构造裂缝不太发育，但发育的沉积层理缝对储层渗流能力有明显改善。正是由于其中发育了较多的溶蚀孔隙，特别是粒内溶孔，以及发育的层理缝等，导致储层孔隙结构较为复杂，非均质性较强，孔渗关系相对较差。

图2　新场气田 JS2储层孔渗关系图Fig.2　Diagram showing the relation between porosity and permeability of the JS2 reservoir in the Xinchang gas field

根据300个物性数据统计结果可知：上沙溪庙组储层孔隙度(q)为2.81%～15.71%，平均为10.12%，其中q>8%的样品占79.6%；渗透率(K)为(0.01～0.47)×10-3μm2，平均为0.14×10-3μm2，其中K>0.10×10-3μm2的样品占总样品的52.5%。

根据上沙溪庙组储层的孔渗关系图(图2)可知，储层孔渗相关系数仅为0.664。如果以储量计算所确定的孔隙度8%为下限[17]，渗透率的变化范围为(0.015～0.180)×10-3μm2。因此有部分孔隙度>8%的储层实际上不具备产出能力，为非储层；而有的孔隙度<8%的非储层实际上属于有效储层，其原因就是由于储层孔隙结构非均质性导致其具备不同的孔渗关系。

前人根据新场构造上沙溪庙组储层基本特征将储层划分为3种不同的类型[12]，这3类储层的孔隙组成、自生矿物类型与孔渗相关关系等具有下列典型特征。

Ⅰ类：储层渗透率随孔隙度的增加显著增大，在相同的孔隙度中，该类储层的渗透率是最高的。其特征为：发育微裂缝，剩余原生孔和次生溶蚀孔较发育，孔内充填物少。

Ⅱ类：为本区上沙溪庙组主要储层，在相同的孔隙度中，储层渗透率比Ⅰ类要小，但比Ⅲ类要大。其特征一般表现为孔隙中充填较多片状自生绿泥石，孔隙内充填绿泥石的含量与砂岩中火山岩屑以及云母、绿泥石碎片含量有关。

Ⅲ类：储层渗透率随孔隙度的变化较小，是相同的孔隙度区间中渗透率最小的。其特征为：砂岩泥质杂基的质量分数(w)>10%或方解石的质量分数>15%，或杂基和方解石充填物的质量分数之和>15%。

图3　新场气田 JS2不同类型储层孔渗关系图Fig.3　Diagram showing the relation between porosity and permeability of different types of reservoirs of the JS2 in the Xinchang gas field

为进一步提高储层的渗透率预测精度，研究中针对不同类型储层，即上述的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层，分别进行孔渗关系分析，建立各自渗透率数学预测模型——即孔渗定量关系(图3)。其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层的孔渗相关系数如下：

Ⅰ类：y= 0.047 e0.159xr=0.860

(1)

Ⅱ类：y= 0.006 e0.262xr=0.873

(2)

Ⅲ类：y= 0.004 e0.196xr=0.828

(3)

根据以上建立的孔渗关系式可见，对比未分类前的孔渗相关关系，分类后的孔渗相关系数明显提高，由总的0.664提高到0.860(Ⅰ类)、0.873(Ⅱ类)、0.828(Ⅲ类)。说明若能采用以上所建立的多种孔渗相关方程来预测渗透率将会有效提高储层的评价精度。

3　储层下限确定方法

3.1储集下限

新场上沙溪庙组气藏具有储层致密、非均质性强、孔渗相关性差等特点，最能反映储层产气能力的是喉道下限，也就是渗透率下限。新场上沙溪庙组储层钻井取心多且较为系统，因此本文采用喉道下限确定法、经验统计法确定储层的储集下限。

3.1.1最小含气喉道半径法

最小含气喉道半径是指既能储集油气，又能使油气渗流的最小孔隙通道的半径。在岩石表面总会有水膜，只有当喉道半径大于水膜厚度时(即在喉道中气、水两相共存时)，气体才能通过喉道进行流通。孔喉均值是岩样平均孔喉大小的表征，根据压汞资料可以建立孔喉半径与常规物性渗透率的关系，取最小含气喉道半径对应的储层孔喉均值，通过孔喉均值与渗透率关系即可确定渗透率。

图4　JS2气层均值与渗透率关系图Fig.4　Diagram showing the relation betweenaverage and permeability of the JS2 gas layer

根据压汞分析结果，求取到JS2气层的最小含气喉道半径为0.075 μm，对应的孔喉半径均值为13.5 μm。从均值与渗透率的关系图(图4)上求得渗透率为0.07×10-3μm2。因此由最小含气喉道半径法确定的渗透率下限为0.07×10-3μm2。

3.1.2经验统计法

经验统计法是通过分析岩心物性资料，当低孔渗段储层累计所丢失的储渗能力占总累计储渗能力的5%时所对应的渗透率值，可以确定为该套储层的渗透率下限[2-4]。由此对新场上沙溪庙组储层进行丢失能力分析，在累计储渗能力5%时所对应的渗透率值为0.07×10-3μm2(图5)，即渗透率下限为0.07×10-3μm2。

图5　渗透率丢失能力分析图Fig.5　The analysis of permeability loss capability

综合以上方法所求取的储层渗透率下限值为0.07×10-3μm2。通过上述建立的不同类型储层间的孔渗相关关系，可确定本区各类储层的储集孔隙度下限，其中由于Ⅰ类储层发育微裂缝，一般在孔隙度很不发育的状况下，渗透率仍达到了储集下限。因此在确定孔隙度下限时，主要是确定Ⅱ、Ⅲ类储层的孔隙度储集下限。将渗透率下限值0.07×10-3μm2分别代入Ⅱ、Ⅲ类储层孔渗相关关系公式(2)和(3)，得出Ⅱ类储层的孔隙度下限为9.4%，Ⅲ类储层的孔隙度下限为14.6%。由此可见，储层类型不同，在储集渗透率下限相同的情况下，孔隙度储集下限相差很大。其中许多孔隙度较大的Ⅲ类储层实际上不具备渗流能力，为非储层。

3.2有效下限确定

3.2.1产能系数法

产能系数法能反映储层基质孔隙的渗滤能力。产能系数(Kd)是指将储层在纵向上分成很多小层，每小层要有孔隙度值及渗透率值(K)，各小层的厚度(d)与K的乘积为产能系数。用产能系数法确定储层下限的基本原理是：在全部储层的总产能系数(∑Kd)中，取5%作为下限，即大于下限值的储层对该井产能的贡献达95%。该方法的优势在于它避开储集层中存在多条裂缝和洞穴而无法用公式计算产量和确定有效下限的难题[18]，并且在发育裂缝条件下，可以求得不能产出工业气流的极窄喉道的储层的有效渗透率下限值。由于有效下限是以具有工业生产能力为前提，因此应该选择稳定的、适合计算储层下限渗透率的井段。研究中选择试采半年到一年能稳产的工业气井进行分析。

方法：选取典型钻井和储层段，根据Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层的孔渗回归方程，将所选钻井中产层的全部测井解释孔隙度通过各单层计算方程，求取相应的渗透率值；通过累计各类储层产能系数求和，求得总产能系数(∑Kd)，以∑Kd×5%为有效下限Kd的值，即可求得主要产层的有效下限渗透率。研究中选择X808、807、CX168、CX164、CX166、L104等多口单层测试、试采井进行产能系数法计算，得出上沙溪庙组有效储层渗透率下限为0.1×10-3μm2。

3.2.2气藏工程法

该方法主要选取已经获得产能并投产的单层测试钻井进行分析，有效下限是运用平面径向流气井产量公式求取。计算公式如下

式中：Kc为气层平均渗透率；Qc为工业气流下限，取0.5×104m3/d；μ为天然气黏度，取=0.019 31 cp；pa为标准状况下大气压力，取0.1 MPa；Z为平均天然气压缩因子，取1；Tf为气层温度，取340.65 K；re为边界半径，取100 m；rw为气井半径，取0.1 m；h为储层厚度，取15 m；Ta为标准状况下天然气温度，取293.15 K；pe为边界压力，取21 MPa；pw为井底流压，取9 MPa。

公式中的工业气流下限为根据气藏埋深所对应的工业气井国家标准[19]，其他参数根据气井的测试和试井资料获得。将以上数据带入平面径向流公式可推算出工业气层的地层渗透率下限为0.000 64×10-3μm2。

由于实际工作中渗透率值为地表条件下的岩心实测渗透率(即地面基质渗透率,K静)，需将地层条件下的储层基质渗透率(Kc)换算为地面基质渗透率。换算方法如下：由于致密储层渗透率对含水饱和度和应力的敏感性，首先分析含水饱和度和净应力对渗透率的影响，然后将Kc换算为K静。具体步骤如下。

a.净应力校正系数

根据上覆地层压力和气层压力特征计算出上覆地层净应力，根据地层压力、储层覆压渗透率测定结果计算出渗透率随净应力变化的下降率。

根据上沙溪庙组储层渗透率随围压变化特征可知，在同样压力变化区间内，渗透率低的储层下降比率大，整个储层渗透率下降率为17，为此在本次计算中取17为净应力校正系数。

b.含水饱和度校正系数

众所周知，储层中的含水饱和度不同，气体的渗流能力也就不同。由于不同储层中的含水饱和度的变化，而地下储层中的气体渗透率是克服了水的阻力运移出来的，因此在计算储层中气体的渗透率,特别是致密储层中气体的渗透率时，必须对其进行饱和度校正；即根据气水相渗透率分析结果和储层中的含水饱和度值，确定出饱和度的校正值。根据被研究储层的平均含水饱和度，也就是储量计算中的含水饱和度平均值，结合储层的相对渗透率特征，获得饱和度校正系数。本次研究储层的平均含水饱和度为52%，对应的天然气的相对渗透率为0.123 4，该值即为渗透率的饱和度校正系数。

c.K静的求取

将Kc(0.000 64×10-3μm2)进行含水饱和度校正(校正系数0.123 4)和净应力校正(校正系数17)后，即可获得与Kc相对应的地面基质渗透率(K静)为0.09×10-3μm2。

综合上述研究结果，将J2s气藏有效储层渗透率下限确定为0.1×10-3μm2。由于不同类型储层各自不同的孔隙结构，根据有效储层渗透率下限为0.1×10-3μm2和孔渗的定量关系，可确定3类储层具有不同的孔隙度下限，其中Ⅰ类：4.6%；Ⅱ类：10.3%；Ⅲ类：16.0%。因此，在上沙溪庙组储层中，只有基质渗透率>0.1×10-3μm2，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层孔隙度分别>4.6%、10.3%、16.0%的储层，在目前技术条件下才能产出工业气流。

4　结 论

a. 新场JS2储层孔隙结构非均质性强，导致孔渗间具有明显不同的3种相关关系，在相同渗透率下，Ⅰ类储层的孔隙度最高，Ⅲ类储层的孔隙度最低，Ⅱ类储层的孔隙度介于其间。复杂孔隙结构储层不能采用同样的储层评价下限，不同孔隙结构储层具有不同的下限。

b. 最小含气喉道半径法和经验统计法确定出新场JS2储层的储集渗透率下限为0.07×10-3μm2，产能系数法和气藏工程法确定出新场JS2储层的有效渗透率下限为0.1×10-3μm2。

c. 不同类型储层具有各自不同的有效孔隙度下限。在现有经济技术工艺条件下，新场JS2储层中只有渗透率>0.1×10-3μm2，孔隙度分别为>4.6%的Ⅰ类、>10.3%的Ⅱ类和>16.0%的Ⅲ类储层才能产出工业气流。渗透率介于(0.07～0.1)×10-3μm2之间的储层具备储集能力，但不具备经济开采价值。

[1] 戚厚发．天然气储层物性下限及深层气勘探问题的探讨[J]．天然气工业，1989，9(5)：26-30.

Qi H F. Cutoffs of gas reservoir parameters and a discussion on deep gas exploration [J]. Natural Gas Industry, 1989, 9(5): 26-30. (In Chinese)

[2] 杨通佑，范尚炯，陈元千，等．石油及天然气储量计算方法[M]．北京：石油工业出版社，1990：32-34.

Yang T Y, Fan S J, Chen Y Q,etal. Reserve Method of Oil and Gas [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1990: 32-34. (In Chinese)

[3] 郭睿．储集层物性下限值确定方法及其补充[J]．石油勘探与开发，2004，31(5)：140-143.

Guo R. Supplement to determining method of cut-off value of net pay[J]. Petroleum Exploration and Development, 2004, 31(5): 140-143. (In Chinese)

[4] 戴金星，裴锡古，戚厚发．中国天然气地质学[M]．北京：石油工业出版社，1992：156-165.

Dai J X, Pei X G, Qi H F. Natural Gas Geology in China [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1992: 156-165. (In Chinese)

[5] 刘震，黄艳辉，潘高峰，等．低孔渗砂岩储层临界物性确定及其石油地质意义[J]．地质学报，2012，86(11)：1815-1825.

Liu Z, Huang Y H, Pan G F,etal. Determination of critical properties of low porosity and permeability sandstone reservoir and its significance in petroleum geology [J]. Acta Geologica Sinica, 2012, 86(11): 1815-1825. (In Chinese)

[6] 肖思和，周文，王允诚，等．天然气有效储层下限确定方法[J]．成都理工大学学报(自然科学版)，2004，31(6)：672-674．

Xiao S H, Zhou W, Wang Y C,etal. Method for determining the lower limits of effective reservoirs[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2004, 31(6): 672-674. (In Chinese)

[7] 高阳，蒋裕强，杨长城，等．最小流动孔喉半径法确定低渗储层物性下限[J]．科技导报，2001，29(4)：34-38.

Gao Y, Jiang Y Q, Yang C C,etal. Minimum flow pore throat radius for determination of the lower limits of parameters in low permeability reservoir[J]. Science & Technology Review, 2001, 29(4): 34-38. (In Chinese)

[8] 严丽．长兴组礁滩相储层有效孔隙度下限标准的确定[J]．天然气技术与经济，2012，6(3)：14-17.

Yan L. Determination of effective-porosity lower-limit for Changxing reef shoal reservoir [J]. Natural Gas Technology and Economy, 2012, 6(3): 14-17. (In Chinese)

[9] 黄思静，郎咸国，兰叶芳，等．储层孔隙度-渗透率关系曲线中的截止孔隙度与储层质量[J]．成都理工大学学报(自然科学版)，2011，38(6)：593-602.

Huang S J, Lang X G, Lan Y F,etal. Porosity cutoff of porosity-permeability curve and the reservoir quality[J]. Journal of Chengdu University of Technology (Science & Technology Edition), 2011, 38(6): 593-602. (In Chinese)

[10] Bloch S, Helmold K P. Approaches to predicting reservoir quality in sandstone [J]. AAPG Bulletin, 1995, 79(1): 97-115.

[11] 吴志均，何顺利．新场致密气藏地质特征及合理压裂规模[J]．天然气工业，2004，24(9)：93-96.

Wu Z J, He S L. Geologic characteristics of Xinchang tight gas reservoir and reasonable scale of fracturing stimulation [J]. Natural Gas Industry, 2004, 24(9): 93-96. (In Chinese)

[12] 孟万斌，吕正祥，唐宇，等．基于砂岩组构分类评价的储层渗透率预测[J]．中国石油大学学报(自然科学版)，2013，37(2)：1-6.

Meng W B, Lyu Z X, Tang Y,etal. Reservoir permeability prediction based on sandstone texture classification[J]. Journal of China University of Petroleum (Sciences & Technology Edition), 2013, 37(2): 1-6. (In Chinese)

[13] Ehrenberg S N, Boassen T. Factors controlling permeability variation in sandstones of the Garn Formation in Trestakk field, Norwegian continental shelf[J]. Journal of Sedimentary Research, 1993, 63(5): 929-944.

[14] 叶素娟，吕正祥．川西新场气田下沙溪庙组致密储层特征及储集性影响因素[J]．矿物岩石，2010，30(3)：96-104.

Ye S J, Lyu Z X. Reservoir characterization and factors influencing reservoir characteristics of the Lower Shaximiao Formation in Xinchang gas field western Sichuan, China [J]. Journal of Mineralogy and Petrology, 2010, 30(3): 96-104. (In Chinese)

[15] 付菊，伍玲，李刚，等．川西拗陷中段合兴场—丰谷地区沙溪庙组沉积相研究[J]．岩性油气藏，2014，26(1)：75-79.

Fu J, Wu L, Li G,etal. Sedimentary facies of Shaximiao Formation in Hexingchang-Fenggu area at the middle part of western Sichuan Depression[J]. Lithologic Reservoirs, 2014, 26(1): 75-79. (In Chinese)

[16] 吕正祥，叶素娟，卿淳，等．川西孝泉气田沙溪庙组上部储层特征及评价[J]．天然气工业，2000，20(5)：15-17.

Lyu Z X, Ye S J, Qing C,etal. Characteristics and evaluation of the upper reservoir of Shaximiao Formation in Xiaoquan gas field in West Sichuan [J]. Natural Gas Industry, 2000, 20(5): 15-17. (In Chinese)

[17] 刘成川，吕正祥，唐立章，等．四川新场气田蓬莱镇组和沙溪庙组气藏新增天然气探明储量报告[R]．成都：中国石油化工股份有限公司西南分公司，2002.

Liu C C, Lyu Z X, Tang L Z,etal. The Report on Newly Explored Reserves of Gas in Shaximiao Formation and Penglaizhen Formation of Xinchang Gas Field in Sichuan[R]. Chengdu: Southwest Branch of China Petroleum Chemical Corporation, 2002. (In Chinese)

[18] 赵澄林，陈丽华，涂强．中国天然气储层[M]．北京：石油工业出版社，1999：18-19.

Zhao C L, Chen L H, Tu Q. China Gas Reservoir [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1999: 18-19. (In Chinese)

[19] DZ/T 0217-2005，石油天然气储量计算规范[S]．北京：中华人民共和国国土资源部，2005.

DZ/T 0217-2005, Regulation of petroleum reserves estimation[S]. Beijing: Ministry of Land and Resources of the People’s Republic of China, 2005. (In Chinese)

Study on the lower limit parameters of the Shangshaximiao Formation reservoir in Xinchang structure,West Sichuan depression, China

SONG Xiu-zhang1, LYU Zheng-xiang1, ZHANG Shun-li1, SHI Ling-ling2,YANG Xiang1, REN Dong-chao1

1.StateKeyLaboratoryofOil&GasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China;2.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,TarimOilFieldBranchCompany,PetroChina,Korla841000,China

The sandstones of Middle Jurassic Shangshaximiao Formation in Xinchang structure of West Sichuan depression are characteristic of tight reservoirs with strong heterogeneity and its permeability is chosen as main research object in order to improve the accuracy of reservoir evaluation. Three types of reservoirs classified by the characteristics of micropore structures are evaluated separately. Methods of minimum flow pore throat radius, experimental statistics, productivity coefficient and gas reservoir engineering are used to determine the lower limits of permeability for reservoir stratum and effective reservoirs. It shows that the lower limits of permeability obtained are 0.07×10-3μm2and 0.1×10-3μm2respectively. According to the relationship among the three kinds of reservoirs, their lower limits of the porosity are further determined. The porosity cutoff of reservoir are 9.4%, 14.6% for class II and class III and the porosity cutoff of effective reservoirs are 4.6%, 10.3%, 16% for class Ⅰ, class Ⅱ and class Ⅲ respectively.

West Sichuan depression; Xinchang structure; Shangshaximiao Formation; tight sandstone reservoir; low limit parameters of reservoir; permeability

10.3969/j.issn.1671-9727.2016.04.06

1671-9727(2016)04-0431-07

2015-05-12。

国家科技重大专项(2011ZX05002-004-001)。

宋修章(1991-)，男，硕士研究生，研究方向：石油地质学, E-mail:songl_c@163.com。

吕正祥(1965-)，男，博士，教授级高级工程师，研究方向：油气地质, E-mail:417330439@qq.com。

TE122.24

A