张以明，付小东，郭永军，寿建峰，周进高，李　彬，张天付，蓝宝峰

(1.中国石油 华北油田分公司，河北 任丘　062550； 2.中国石油 杭州地质研究院，杭州　310023)



二连盆地阿南凹陷白垩系腾一下段致密油有效储层物性下限研究

张以明1，付小东2，郭永军1，寿建峰2，周进高2，李彬1，张天付2，蓝宝峰1

(1.中国石油 华北油田分公司，河北 任丘062550； 2.中国石油 杭州地质研究院，杭州310023)

摘要：二连盆地阿南凹陷白垩系腾格尔组一段下亚段是该凹陷致密油勘探的主要目的层系，发育沉凝灰岩和砂岩2类有利的致密储层。腾一下段致密储层孔隙度、渗透率变化范围较大，含油非均质性强，受物性条件控制明显。在物性、试油、压汞等分析资料基础上，运用含油产状法、经验统计法、分布函数曲线法、试油法和最小有效孔喉法等多种方法，综合厘定了腾一下段致密油储层物性下限：其中沉凝灰岩类有效储层孔隙度下限为4.0%，渗透率下限为0.008×10-3μm2；砂岩有效储层孔隙度下限为5.0%，渗透率下限为0.05×10-3μm2。有效储层下限的确定可为致密油“甜点”储层预测、资源潜力评价和勘探目标优选提供依据。

关键词：物性下限；有效储层；致密油；腾格尔组；阿南凹陷；二连盆地

有效储层通常是指在现有工业技术条件下具备获得工业油流的储层，孔隙度和渗透率是储层物性下限最常用的指标参数。有效储层物性下限是一个动态概念，随采油工艺技术的进步而发生变化，以前不具备工业开采价值的致密油层，随着水平井、分段压裂、体积压裂等技术的成功应用，现已成为油气勘探的重要领域。目前国内外关于致密油储层的定义，多限定了孔隙度、渗透率上限值，但对下限值没有限定[1-3]。事实上，在含油气盆地中含油致密地层是广泛发育的,如大面积分布的处于生油窗内的富有机质泥页岩烃源层。如何在广泛分布的含油致密地层中优选致密油“甜点”区，是目前致密油勘探面临的关键问题。北美及我国的勘探实践表明，多数情况下致密油主要产自作为源岩的页岩层系中的粉砂岩、砂岩、灰岩和白云岩夹层[1，3-7],物性条件仍是致密油储层能否获得工业油流的重要因素。对处于特定地质条件下的致密油储层，确定其在当前技术条件下的有效储层物性下限，对于致密油资源潜力评价、“甜点”分布预测和勘探目标优选具重要地质意义。

阿南凹陷是二连盆地内一个重要的富油洼陷，位于该盆地马尼特坳陷东部。近年来，致密油已成为阿南凹陷油气勘探的重要方向[8-9]，相继钻探的AM1H、AM2、A47等致密油探井，在白垩系腾格尔组一段下亚段(简称腾一下段)凝灰质岩、云质岩和砂岩类致密储层中见到良好油气显示。其中AM1H大角度斜井在2 085～2 175 m井段进行体积压裂改造试油，获日产10.32 m3的工业油流，累计产油48.05 m3[8]，展现了该凹陷腾一下段致密油勘探的良好前景。腾一下段致密油储层岩性类型多样，孔隙度、渗透率变化范围大，岩心含油非均质性强，受储层物性条件控制明显。本文在系统总结前人成果基础之上[10-16]，以腾一下段重点取心井为对象，综合利用多种方法厘定了沉凝灰岩和砂岩2类致密油储层孔隙度、渗透率下限，以期为致密油“甜点”分布预测和勘探目标优选提供依据。

1致密油储层特征

1.1岩性特征

阿南凹陷腾一下段岩性类型多样，根据沉积特征、矿物组成、岩石结构和测井响应等，大致可分为沉凝灰岩、砂岩、云质岩和泥岩4大类，并可进一步划分为10余个亚类。沉凝灰岩、云质岩等特殊岩性段自然电位曲线呈小的起伏，电阻率曲线为刺刀状高阻，可作为对比标志，是全区重要的标志层之一，全区均有分布[8]。

沉凝灰岩根据沉积方式和沉积特征差异可分为2个亚类：一类是火山强烈喷发时火山灰、火山尘经风力搬运至湖盆区空落沉积的薄层状沉凝灰岩，厚度多在数厘米至数十厘米不等，常呈夹层状发育于厚层泥质岩中，上下岩性呈突变接触关系；另一类是火山灰(尘)主要经水流搬运至湖盆内沉积形成，该类沉凝灰岩可见较多的陆源碎屑，或发育泥质纹层，与上下的凝灰质泥岩等呈渐变过渡。沉凝灰岩矿物组成以长英质矿物为主，含量基本在50%以上，黏土矿物含量低，多在25%以下。

砂岩类致密储层从碎屑颗粒成分上划分主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，其中岩屑多为凝灰岩、火山熔岩碎屑等。从碎屑颗粒结构上可划分为粉砂岩、细砂岩、中砂岩和含砾粗砂岩等。主要形成于三角洲前缘、近岸水下扇、湖底扇等沉积环境。

云质岩类致密储层可进一步划分为凝灰质云岩、泥质云岩和含粉砂云岩等亚类。其白云石含量基本在70%以下，以泥晶或微晶白云石为主。云质岩发育环境广泛，在三角州前缘、滨浅湖、半深湖—深湖等环境下都有发育。

泥岩类包括凝灰质泥岩和云质泥岩以及正常湖相泥岩等，主要为半深湖—深湖环境沉积。泥岩有机质丰度高，总有机碳平均为2.34%，有机质类型以Ⅱ1型为主[8]，是腾一下段致密油的主要油源。

根据岩性组合和源储关系，腾一下段纵向上可划分为2个含油组合：下部含油组合致密储层岩性主要为三角洲前缘、近岸水下扇、湖底扇等环境沉积的砂岩，属于源下型致密油储层；上部含油组合致密油储层以沉凝灰岩、凝灰质泥岩和云质岩等特殊岩性为主，总体属于半深湖—深湖相沉积环境，为源内型致密油储层。

1.2物性条件

腾一下段致密储层孔隙度、渗透率变化范围较大，4类岩性中沉凝灰岩和砂岩致密储层物性相对较好(图1)。其中沉凝灰岩类孔隙度为0.2%～22.6%，平均4.58%，渗透率主要在(0.001～1.0)×10-3μm2；砂岩类孔隙度在0.3%～22.6%之间，平均5.7%，渗透率在(0.002～9.2)×10-3μm2。虽然少部分沉凝灰岩和砂岩孔隙度在10%以上，渗透率大于1×10-3μm2，但根据我国致密油地质评价方法行业标准[2]，腾一下段不同岩性样品基质渗透率中值都小于2×10-3μm2，整体上仍属于致密油储层的范畴。云质岩和泥质岩十分致密，云质岩孔隙度基本小于4.0%，平均仅2.06%，渗透率基本小于0.1×10-3μm2；泥质岩孔隙度主要在0.3%～5.0%之间，平均仅1.79%，渗透率也多在0.1×10-3μm2以下。沉凝灰岩和砂岩类致密储层孔隙度与渗透率总体表现为较明显的正相关性，主要为孔隙型储层；部分云质岩和泥质岩样品孔隙度很低，渗透率相对较高(大于0.1×10-3μm2)，可能与发育纹层缝或裂缝有关。

图1　二连盆地阿南凹陷腾一下段 致密储层孔隙度、渗透率分布Fig.1　Distribution of porosity and permeability of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

1.3孔隙结构特征

1.3.1储集空间类型

腾一下段致密储层主要发育溶蚀孔、晶间孔(脱玻化晶间孔、白云石晶间孔)、粒间孔和微裂缝4类储集空间，不同岩性的致密储层优势孔隙类型不同。沉凝灰岩类储层以次生溶孔和火山玻璃脱玻化晶间孔为主；砂岩类储层主要为粒间扩溶孔，长石、岩屑粒内溶孔，其次为残余粒间孔；云质岩主要为白云石晶间、粒间纳米级微孔。各种岩性致密油储层微裂缝总体上并不发育，镜下可观察到微裂缝发育的样品占总样品数的比例不到20%，微裂缝条数较少，多被方解石、硅质或黄铁矿等充填。

1.3.2孔隙结构类型

根据孔隙形态、孔径大小和连通性，将腾一下段致密储层大致划分为中小孔—微细喉连通型、中大孔—细喉连通型、孤立显孔—微细喉型和微细孔喉型等4类孔隙结构类型(图2)。

(1)中小孔—微细喉连通型孔隙结构。该类孔隙结构的致密储层岩性主要为风携沉积的薄层沉凝灰岩和发育少量溶孔的细砂岩。其微米级显孔和纳米级微孔皆发育，进汞饱和度高、排驱压力较低，一般在1～5 MPa；喉道直径均值较大，多在0.1～1 μm，其中微米级孔隙连通性较好，可动流体饱和度较高，是较为有利的一类孔隙结构，岩心含油产状可达到油浸或油斑级别。

(2)中大孔—细喉连通型孔隙结构。该类孔隙结构的致密储层岩性主要为溶蚀孔或残余粒间孔发育的细砂岩和中—粗砂岩。其微米级的中大孔十分发育，同时在火山岩岩屑内部还存在大量粒内溶蚀微孔；进汞饱和度高、喉道直径均值大，一般在1～5 μm，排驱压力低，多在0.1～2 MPa之间；孔隙连通性好，可动流体饱和度高。孔隙结构与常规砂岩储层接近，是腾一下致密储层中孔隙结构最好的一类，岩心含油产状多为油浸或油斑。

(3)孤立显孔—微细喉型孔隙结构。该类孔隙结构的致密储层岩性主要为发育斑状方解石/白云石的沉凝灰岩。该类储层以纳米级微孔为主，但在斑状方解石、白云石集合体间发育少量呈孤立状分布的微米级溶孔、晶间孔以及残余的泄水孔；进汞饱和度在20%以下、排驱压力一般大于5 MPa，整体连通性较差，岩心含油产状多为油迹或油斑显示。

图2　二连盆地阿南凹陷腾一下段致密油储层孔隙结构类型Fig.2　Pore texture types of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

(4)微细孔喉型。该类孔隙结构的致密储层岩性包括云质岩、粉砂岩和水携火山灰沉积为主的沉凝灰岩。该类储层显孔不发育，基本为纳米级孔喉，进汞饱和度通常低于20%、排驱压力基本在5～10 MPa之间；喉道直径均值在0.1 μm以下，连通性很差，岩心上仅为油迹或荧光显示。

1.4致密油性质

有效储层物性下限主要受原油性质、储层埋深的影响，通常原油性质越好,储层物性下限值越低；随油层埋藏深度增加,地层作用于孔隙流体的压力也不断增加，原油的性质也不断变好，流体能进出的孔喉半径越来越小,油层物性下限值变小[13]。阿南凹陷腾一下段致密油储层在凹陷区埋深多在1 500～2 000 m，已发现的原油密度在0.84～0.9g/cm3，黏度在10～40 mPa·s之间，主要属于中质、高黏度原油。腾一下段致密储层的埋深和原油的性质变化范围不大，在勘探程度较低的情况下，对同一岩性致密储层，利用统一的物性下限值可以大致反映凹陷的整体情况。

2致密油有效储层物性下限

钻井取心和测井解释结果表明，腾一下段致密油主要赋存于物性条件和孔隙结构相对较好的沉凝灰岩和砂岩类致密储层中。前人在确定有效储层物性下限方面已做了大量的工作，总结出了含油产状法、经验统计法、试油法、分布函数曲线法、最小有效孔喉半径法、束缚水饱和度法、钻井液侵入法、测试法、排驱压力实验法等多种较成熟的方法[10-15]。但每一种方法都有其局限性和适用条件，不同方法确定的下限值可能有明显差异，在实际过程中需采用多种方法综合确定有效储层物性下限值。根据腾一下段致密油勘探现状和资料情况，选择含油产状法等5种方法来综合厘定沉凝灰岩和砂岩2类有利致密储层孔隙度、渗透率下限值。

2.1含油产状法

该方法是利用取心井试油结果、岩心含油级别与物性建立关系，确定含油产状的出油下限，然后根据含油产状的出油下限求出相应的物性下限。对于常规储层油田而言，含油级别一般需达到油浸级才可获得工业油流[12]。由于致密油开发时多需采用水平井、体积压裂等工艺措施，因此致密油有效储层含油产状下限应低于常规油藏，本文将岩心含油产状达到油斑级确定为出油下限。对腾一下段多口钻井的岩心进行物性分析和含油产状描述，分岩性建立含油产状与孔隙度、渗透率关系(图3)。除少量发育裂缝的样品外，基质孔型的沉凝灰岩类致密储层含油产状为油斑、油浸级别的样品孔隙度多在4.0%以上，渗透率大致在0.006×10-3μm2以上；不含油样品的孔隙度和渗透率基本在上述界限值以下。砂岩类储层达到油斑级别以上显示的样品孔隙度基本在4.0%以上，渗透率在0.02×10-3μm2以上。

2.2经验统计法

经验统计法是国外石油公司常采用的一种方法，该方法是在岩心孔隙度和渗透率系统分析基础上，统计找出一个下限值，这个值以下储层丢失的储油能力和产油能力都很小。通常以低孔渗储层段累计储能丢失占总累积储能的5.0%左右作为界限，此时累计样品丢失一般不超过20%[11-14]。对于中低渗透性油田渗透率下限,可将全油田的平均渗透率乘以5.0%作为渗透率下限[14]。

腾一下段砂岩类致密储层当储能累计丢失5.0%时，对应的孔隙度下限值为2.8%，此时累计样品丢失约16%；沉凝灰岩类致密储层当储能累计丢失5.0%时，对应的孔隙度下限值为2.2%，此时累计样品丢失为19.2%(图4)。将目标层不同岩性样品平均渗透率乘以5.0%作为渗透率下限，砂岩类渗透率下限为0.013×10-3μm2，沉凝灰岩类渗透率下限值为0.003×10-3μm2。

图3　二连盆地阿南凹陷腾一下段致密储层含油产状与储层物性关系Fig.3　Relationship between oil occurrence and physical properties of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

图4　二连盆地阿南凹陷腾一下段致密储层孔隙度丢失能力直方图Fig.4　Histogram of porosity losing capability of tight oil reservoirs in K1t1x，A’nan Sag, Erlian Basin

图5　二连盆地阿南凹陷腾一下段含油层与非含油层孔隙度、渗透率分布Fig.5　Distribution histogram of porosity and permeability of oil layers and dry layers in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

2.3分布函数曲线法

该方法是将含油层与非含油层的孔隙度或渗透率在同一坐标下做频率分布图，将二者的频率分布曲线交会点作为孔隙度、渗透率下限[10，12]。阿南凹陷腾一下段致密油储层目前试油资料较少，本次主要以岩心含油产状结合部分井试油资料来划分含油层与非含油层，将含油产状达油斑及以上的岩心段作为含油层，油迹及以下含油显示的作为干层。

根据含油储层与干层孔隙度、渗透率频率分布曲线交会图，确定砂岩类致密储层孔隙度下限约为6.0%，渗透率下限值约0.07×10-3μm2(图5a，b)；沉凝灰岩类致密储层孔隙度下限值约为5.0%，渗透率下限值约为0.008×10-3μm2(图5c,d)。

2.4试油法

试油法是根据现有经济、技术条件下单层产液量标准对试油井段储层进行有效储层与非有效储层划分，然后将非有效储层和有效储层对应的孔隙度、渗透率绘制在同一坐标系内，二者分界处所对应的孔隙度、渗透率值即为有效储层物性下限值[10]。目前阿南凹陷A27、A35、A67等数口井腾一下段，以及H20、A26井等井阿尔善组四段的沉凝灰岩和凝灰质砂岩类储层经压裂改造获得了工业油流或低产油流。从试油结果与孔隙度、渗透率关系来看，获得工业油流的储层孔隙度分布较广,其中沉凝灰岩类储层段孔隙度主要在4.0%以上，渗透率基本在0.008×10-3μm2以上(图6a)；砂岩类储层孔隙度主要在6.0%以上，渗透率值基本大于0.01×10-3μm2(图6b)。通过试油法确定的砂岩类致密储层渗透率下限值较低，可能是由于缺乏试油结果为干层的储层孔隙度、渗透率数据，且致密储层物性在单井上纵向变化快，较大厚度的试油段内存在孔隙度、渗透率较低而不能出油的层段有关。

2.5最小有效孔喉法

储层内被小于最小有效喉道所控制的孔隙被束缚水所饱和，原油难以充注。在确定最小有效孔喉值后,作出孔喉中值与物性交会图,以最小有效孔喉值截取渗透率下限值和相应的孔隙度下限。在该方法中,确定最小有效孔喉半径或直径存在较大难度和不确定性，以往常采用对储层毛管压力曲线进行“J”函数处理结合Wall公式计算最小流动孔喉半径[13]。本次研究利用核磁共振束缚水饱和度与氮气吸附内表面参数(图7a)结合原油分子直径大小(根据原油密度，取10 nm)，通过理论计算确定致密储层储油最小孔喉直径主要分布在10～50 nm之间(图7b)。张洪等[16]通过理论计算确定的鄂尔多斯延长组、四川盆地中下侏罗统和美国威利斯顿盆地Bakken组致密油其源储界面附近的充注孔喉下限分别为15.74，29.06，14.22 nm；储集层内部充注孔喉下限分别为39.45，37.20，52.32 nm。因此可以认为在地质条件下，阿南凹陷腾一下段致密储层中直径大于50 nm的孔隙空间是可以有效储油的。

图6　二连盆地阿南凹陷腾一下段试油层段储层孔隙度、渗透率交会图Fig.6　Cross plots of porosity and permeability in tested intervals in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

图7　二连盆地阿南凹陷腾一下段致密油储层束缚水饱和度、比表面积与最小孔喉直径分布Fig.7　Distribution of immobile water saturation, surface area and minimum throat diameter of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

图8　二连盆地阿南凹陷腾一下段致密油储层喉道直径均值与渗透率关系Fig.8　Relationship between average throat diameter and permeability of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

沉凝灰岩和砂岩类致密储层渗透率与常规压汞喉道直径均值之间的关系如图8所示，可见当样品压汞分析喉道直径均值大于50 nm后，样品渗透率曲线才开始缓慢增加，曲线出现拐点。可将渗透率出现拐点时的值作为下限值，此时沉凝灰岩类和砂岩类有效储层渗透率下限值大致为0.01×10-3μm2和0.05×10-3μm2，相应的根据图1的孔—渗相关性，孔隙度下限值在4.5%和6.5%左右。

2.6物性下限综合确定

腾一下段同一岩性致密储层不同方法确定的孔隙度下限值较为一致，渗透率下限虽然存在一定的差异，但基本仍在同一数量级内(表1)。在不同方法确定的下限值基础之上，考虑到勘探应用的可操作性，综合确定腾一下段沉凝灰岩类致密储层孔隙度下限为4.0%，渗透率下限为0.008×10-3μm2；砂岩类致密储层孔隙度下限取5.0%，渗透率下限值取0.05×10-3μm2。沉凝灰岩类致密油储层物性下限较砂岩类低，可能存在两方面的原因：一是沉凝灰岩类致密油储层主要为源内型储层，砂岩类主要为源下型储层，沉凝灰岩类致密储层源储匹配关系更好，在相同的物性条件下，原油更容易进入沉凝灰岩类致密储层；二是部分沉凝灰岩自身有机碳含量较高，具有一定的生油能力[17]。

表1　二连盆地阿南凹陷腾一下段致密油储层物性下限Table 1　Porosity and permeability cutoffs of tight oil reservoirs in K1t1x, A’nan Sag, Erlian Basin

北美地区致密油勘探实践表明，致密油多数情况下是产自于作为源岩的页岩层系中相对高孔渗的粉砂岩、砂岩、灰岩和白云岩等夹层[3-7,18]，但不同盆地致密油产层孔隙度、渗透率分布也表现出明显差异。如威利斯顿盆地Bakken组致密油主力产层(致密砂岩)孔隙度在8%～12%，渗透率在(0.05～0.5)×10-3μm2；墨西哥湾Eagleford组致密油产层(致密灰岩)孔隙度在3%～10%，渗透率在(0.003～0.4)×10-3μm2；阿尔伯达盆地的Cardium组致密油产层(砂质泥岩)孔隙度主要在5%～12%，渗透率在(0.1～10)×10-3μm2[3，6，18]。

目前国内砂岩类致密油勘探较为成功的当属鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密油，该盆地城75、庄193等井长7段致密砂岩油层孔隙度基本在4.0%以上，渗透率基本在0.02×10-3μm2以上[19]；西峰油田庄31井区长6段砂岩致密油藏孔隙下限为7.0%，渗透率下限为0.06×10-3μm2[15]。松辽盆地青山口组扶杨致密油层孔隙度则主要在5.0%～15.0%，渗透率值在0.03×10-3μm2以上[20]。本次研究确定的阿南凹陷腾一下段致密砂岩储层孔隙度、渗透率下限值与上述地区和层位的砂岩致密储层物性下限值比较接近。沉凝灰岩类致密油在三塘湖盆地马郎凹陷条湖组勘探效果显著[21]，其有效储层孔隙度下限值为7.0%，渗透率下限值为0.01×10-3μm2。阿南凹陷腾一下段沉凝灰岩类致密储层物性下限值略低于马郎凹陷条湖组，这可能与条湖组致密油的密度(0.89～0.91 g/cm3)和黏度(58～83 mPa·s)比阿南凹陷腾一下段略高有关。

腾一下段孔隙度、渗透率低于有效储层物性下限的沉凝灰岩和砂岩样品，其核磁共振可动流体饱和度很低，基本在20%以下，因此该类致密储层即使能赋存一定量的致密油资源，但资源品质差，在目前的工艺条件下难以经济、有效地动用。结合北美地区典型致密油区主力产层孔隙度、渗透率分布特征，对比我国其他盆地不同层位砂岩、沉凝灰岩类致密储层物性下限，认为确定的腾一下段沉凝灰岩和砂岩类致密储层物性下限在当前工业技术条件下是基本合理的，可为该区致密油“甜点”预测和勘探目标优选提供依据。

3结论

(1)利用多种方法，综合确定了阿南凹陷腾一下段沉凝灰岩类有效储层孔隙度下限为4.0%，渗透率下限为0.008×10-3μm2；砂岩类有效储层孔隙度下限为5.0%，渗透率下限0.05×10-3μm2。有效储层物性下限的确定，可为腾一下段致密油“甜点”储层预测，资源潜力评价和勘探目标优选提供依据。需要指出的是，有效储层物性下限是一个动态概念，当勘探开发工艺有了较大进步、资料丰度等有较大幅度的变化时，物性下限需做出相应的调整。

(2)致密油储层相对于常规储层孔隙结构更复杂，原油的渗流机理和赋存形式都有别于常规油藏，开采的工艺措施也有明显区别，因此其有效储层物性下限的确定可能存在更多的不确定性。

(3)本次确定的致密油有效储层物性下限主要适用于腾一下段沉凝灰岩和砂岩2类致密油储层，该2类储层以孔隙型储层为主，其赋存的致密油主要为短距离运移充注而非自生自储。对于腾一下段高有机质丰度、特低孔渗，原油以自生自储为主的凝灰质泥岩、云质泥岩和泥质云岩等含油致密层，由于其含油性受有机质丰度、排油效率等因素的影响，其有效储层物性下限有待进一步研究。

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(编辑徐文明)

文章编号：1001-6112(2016)04-0551-08

doi：10.11781/sysydz201604551

收稿日期：2016-04-10；

修订日期：2016-07-01。

作者简介：张以明(1959—)，男，博士，教授级高级工程师，从事油气勘探研究与管理。E-mail:ktb_zym@petrochina.com.cn。 通信作者：付小东(1980—)，男，硕士，工程师，从事石油地质、储层地质综合研究。E-mail:fuxd_hz@petrochina.com.cn。

基金项目：中国石油天然气股份公司重大科技专项(2014E-35)资助。

中图分类号：TE122.24

文献标识码：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