戚家振　孔 為,　李晶晶　王 黎

(1. 成都理工大學(xué)能源學(xué)院， 成都 610059； 2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司， 天津 300457；

3. 中石油克拉瑪依油田分公司勘探開發(fā)研究院， 新疆 克拉瑪依 834000)

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大牛地氣田山西組山2段致密砂巖氣藏特征及控制因素

戚家振1孔 為1,2李晶晶2王 黎3

(1. 成都理工大學(xué)能源學(xué)院， 成都 610059； 2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司， 天津 300457；

3. 中石油克拉瑪依油田分公司勘探開發(fā)研究院， 新疆 克拉瑪依 834000)

摘要：對(duì)大牛地氣田山西組致密砂巖氣藏特征及控制因素進(jìn)行分析。 該氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部，其山西組山2段沉積相為辮狀河三角洲平原，儲(chǔ)集巖的巖性以粗中 — 中粒巖屑砂巖為主，結(jié)構(gòu)成熟度中等偏高，成分成熟度中等偏低。砂巖儲(chǔ)層成巖作用以機(jī)械壓實(shí)、膠結(jié)和溶蝕為主，機(jī)械壓實(shí)和方解石膠結(jié)是降低孔隙度的主要成巖作用。影響天然氣富集的主要因素有沉積作用和成巖作用，沉積相及砂體的展布是氣藏形成的主要控制因素。

關(guān)鍵詞：儲(chǔ)層特征； 山西組山2段； 大牛地氣田； 致密砂巖

鄂爾多斯盆地北部上古生界的天然氣勘探面積大，含氣層系多，氣藏多為低孔低滲、低豐度大面積巖性氣藏[1-3]。大牛地氣田是大型低滲特低滲氣田[4]，構(gòu)造上位于伊陜斜坡的東北部，總體為北東高、西南低的平緩大單斜，構(gòu)造簡單，斷層不發(fā)育[5]。在構(gòu)造作用下，鄂爾多斯盆地整體抬升，盆地從陸表海盆演變?yōu)榻：?，相?yīng)沉積相由海相變?yōu)殛懴?，?dǎo)致盆地在東西向上的差異基本消失，而南北差異沉降和相帶分異增強(qiáng)[6-8]。本次研究主要通過巖心觀察與描述、沉積相分析、薄片鑒定及孔滲測定等手段對(duì)山2段砂巖儲(chǔ)層特征進(jìn)行分析，討論氣藏的主要控制因素。

1巖相及巖石學(xué)特征

大牛地氣田山西組山2段為辮狀河三角洲平原亞相。分流河道作為重要的沉積微相，是構(gòu)成辮狀河三角洲平原亞相的骨架砂體，山2段的大部分砂體為2期或者多期河道砂體疊置而成。分流河道主要砂巖有含礫砂巖、含礫粗砂巖、粗砂巖、中砂巖。分流河道砂體在平面上呈現(xiàn)為順流河道方向上砂體連續(xù)性較好的連片狀或條帶狀。

大牛地氣田山2段39口井658份巖心和巖屑樣品薄片鑒定資料顯示，山2段的砂巖類型主要是以巖屑砂巖為主，巖屑石英砂巖次之，另有少量長石巖屑砂巖(圖1)；碎屑物質(zhì)成分主要是石英和巖屑，石英含量最高(平均為68.9%)，巖屑平均含量為28.9%。

圖1　大牛地氣田山2段巖性三角圖

大牛地氣田山2段砂巖，分選性中等，磨圓度以次棱角狀為主，接觸關(guān)系主要包括點(diǎn)線接觸和線接觸，少數(shù)為凹凸?fàn)罱佑|。該區(qū)砂巖類型主要為粗砂巖和中砂巖，巖石的成分成熟度中等偏低，結(jié)構(gòu)成熟度中等偏高。

2儲(chǔ)層特征

2.1物性特征

儲(chǔ)層物性的主要參數(shù)為孔隙度與滲透率[9]。對(duì)1 239個(gè)統(tǒng)計(jì)資料進(jìn)行分析，結(jié)果表明：山2段砂巖孔隙度范圍為0.02% ~ 14.11%，平均孔隙度為4.70%，多數(shù)集中于2.00% ~ 8.00%；滲透率分布于(0.001 ~ 49.870)×10-3μm2，平均值0.92×10-3μm2，多數(shù)集中于(0.020~3.000) ×10-3μm2，為低孔低滲致密儲(chǔ)層。圖2所示為大牛地氣田山西組山2段孔隙度與滲透率關(guān)系。

圖2　大牛地氣田山西組山2段孔隙度與滲透率關(guān)系圖

儲(chǔ)層孔隙度和滲透率呈現(xiàn)明顯正相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為0.714。滲透率的變化隨著孔隙度發(fā)育而變化，孔隙度越高，滲透性越好[10-11]。

2.2孔隙結(jié)構(gòu)特征

觀察本區(qū)588塊巖心薄片的孔隙類型，認(rèn)為山西組儲(chǔ)層砂巖為顆粒支撐，孔隙式膠結(jié)，儲(chǔ)集空間主要為粒間剩余孔和溶蝕孔，有少量裂隙。圖3為大牛地氣田山2段砂巖孔隙類型薄片圖版。砂巖經(jīng)歷的壓實(shí)和膠結(jié)作用較強(qiáng)，原生孔隙幾乎完全消失，有極少數(shù)粒間類孔保存下來。次生溶蝕孔隙為本區(qū)發(fā)育最充分的孔隙類型，粒間溶孔直徑一般為20～100 μm，大概占面孔率的5%～10%。根據(jù)溶蝕成分的類別可將本區(qū)孔隙分為雜基溶蝕孔隙和長石溶蝕孔隙、鈣質(zhì)膠結(jié)物溶蝕孔隙和巖屑溶蝕孔隙。根據(jù)孔隙成因可將其分為粒間溶孔及晶內(nèi)或晶間溶孔。

孔隙結(jié)構(gòu)特征研究表明，山2段平均孔喉半徑為0.03～0.51 μm，中值半徑為0.02～0.21 μm，總體孔喉半徑較小，屬于微細(xì)喉道。山2段排驅(qū)壓力平均為1.17 MPa，大多數(shù)儲(chǔ)層排驅(qū)壓力小于1 MPa。山2段飽和度中值壓力分布于46.00～109.73 MPa，平均31.88 MPa，整體反映出本區(qū)儲(chǔ)層的毛細(xì)管壓力偏高，天然產(chǎn)氣能力較低。山2段孔喉分選系數(shù)為2.39～5.13，平均3.06。總體分選系數(shù)較大，說明孔喉分布不集中，孔隙結(jié)構(gòu)特征分選為中等 — 較差。

圖3　大牛地氣田山2段砂巖孔隙類型薄片圖版

3氣藏的控制因素

3.1沉積相及砂體的展布

大牛地氣田山2段主要為辮狀河三角洲平原亞相沉積，河道砂體總體上為北東 — 南西方向呈條帶狀展布，沉積作用決定著儲(chǔ)層砂巖顆粒直徑、雜基含量、巖石結(jié)構(gòu)(分選、磨圓度、接觸方式等)等微觀特性，從而決定了巖石原始孔隙度和滲透性，最終控制天然氣的分布[12-13]。

3.1.1巖石礦物成分對(duì)儲(chǔ)層物性的控制

大牛地氣田山2段儲(chǔ)層砂巖的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度總體表現(xiàn)較高，長石、軟巖屑和云母含量非常低。碎屑巖石中的石英含量、巖屑含量及云母等膠結(jié)物和黏土礦物中的高嶺石含量對(duì)儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率都有一定的控制作用，但起主導(dǎo)作用的還是石英的含量。儲(chǔ)層的石英含量越高，巖石的抗壓實(shí)能力也越強(qiáng)，這種特點(diǎn)利于原生孔隙的保存。

3.1.2巖石粒度對(duì)儲(chǔ)層物性的控制

山2段砂巖儲(chǔ)層的粒度大小與儲(chǔ)層孔隙度、滲透率有著明顯的正相關(guān)性。細(xì)砂巖中的雜基含量遠(yuǎn)低于粉砂巖，粒度總體較細(xì)的砂巖儲(chǔ)層原始孔滲性也比較差。砂巖粒度越粗，則指示的沉積環(huán)境水動(dòng)力條件越強(qiáng)，從而形成的沉積物結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度越高，且抵抗壓實(shí)作用的能力也越強(qiáng)，利于原生孔隙的保存。

3.1.3沉積相對(duì)氣藏的控制

不同沉積微相的物性有著較大差異，大牛地氣田山西組山2段為辮狀河三角洲平原亞相，沉積微相是分流河道、分流間洼地和沼澤(圖4)。山2段分流河道發(fā)育，在區(qū)內(nèi)表現(xiàn)出自北向南延伸、多級(jí)次分流匯合的特點(diǎn)。砂體平均厚度為4.5 m，在D42井、D33井和D2井附近砂體厚度相對(duì)較大。其中分流河道沉積微相形成的砂體厚度較大，粒度較粗，分選性也較好，從而使砂巖的孔隙度和滲透率良好，處于最有利的儲(chǔ)集層；而在河道邊緣形成的砂體厚度薄，粒度細(xì)，物性也差，儲(chǔ)集天然氣能力較弱。

3.2成巖作用

大牛地氣田山2段的成巖作用類型較復(fù)雜，各種成巖作用對(duì)砂巖原生孔隙的影響較大。成巖作用對(duì)砂巖儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率既起到建設(shè)作用，也可能起到破壞作用。

山2段砂巖儲(chǔ)層的原生孔隙大量減少，主要是由于壓實(shí)作用所致。在成巖作用期，軟巖屑由于本身力學(xué)特征而受到強(qiáng)烈的壓實(shí)作用，發(fā)生塑性變形而假雜基化，儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率受到破壞，喪失了大量的原生孔隙。膠結(jié)物的形成過程同樣是堵塞原生粒間孔隙的過程，對(duì)原生粒間孔隙起破壞作用，可降低儲(chǔ)集層孔隙度和滲透率。儲(chǔ)集層的溶蝕作用可促進(jìn)儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性，溶蝕作用產(chǎn)生溶蝕孔隙，將改變砂巖儲(chǔ)層的孔滲性能。溶蝕作用發(fā)生在長石顆粒和巖屑中，可增加儲(chǔ)層孔隙度，對(duì)氣藏起到控制作用。

圖4　大牛地氣田山2段沉積微相及砂體等厚圖

4結(jié)語

大牛地氣田山2段發(fā)育辮狀河三角洲平原沉積相，儲(chǔ)集巖的巖石類型主要是粗中 — 中粒巖屑砂巖和巖屑石英砂巖?？紫额愋椭饕墒Ｓ嘣ｉg孔、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔及微裂縫組成，砂巖儲(chǔ)層的平均孔隙度為4.70%，滲透率平均值為0.920×10-3μm2，屬于低孔低滲致密砂巖儲(chǔ)層。

通過沉積相、儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)類型和特征評(píng)價(jià)，認(rèn)為儲(chǔ)層主要控制因素有沉積作用和成巖作用。沉積相及砂體的展布是氣藏形成的主要控制因素，分流河道主體部位沉積砂體儲(chǔ)層物性最好，有效砂體厚度大。

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Reservoir Characteristics and Controlling Factors of Sandstone of Shan 2

of Shanxi Formation in Daniudi Gas Field, Ordos Basin

QIJiazhen1KONGWei1,2LIJingjing2WANGLi3

(1. School of Energy Resources, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China； 2. Engineering

Branch of CNOOC Energy Development Ltd.， Tianjin 300457, China； 3. Research Institute of Petro China

Exploration and Development, Karamay Xinjiang 834000, China)

Abstract:The main components of Shan 2 of Shanxi formation in Daniudi gas field of braided delta, which is located in the northeast of Yi-Shan slope in the north Ordos basin, are lithic sandstone, with compositional maturity under the medium level and structural maturity above the medium level. The diagenesis of the reservoir of the set area is done by mechanical compaction, cementation as well as corrosion. Mechanical compaction, quartz secondary and calcite cementation are the main diagenesis to narrow the sandstone porosity. The intergranular dissolution pore is the major pore type. Sedimentation and sand distribution are the main factors influencing the reservoir properties.

Key words:reservoir characteristics; Shan 2 of Shanxi formation; Daniudi gas field; tight sandstone

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1673-1980(2015)02-0001-04

中圖分類號(hào)：P618

作者簡介：戚家振(1991 — )，男，成都理工大學(xué)在讀碩士研究生，研究方向?yàn)槌练e相及儲(chǔ)層特征。

基金項(xiàng)目：國家“十二五”科技重大專項(xiàng)“鄂爾多斯盆地大牛地致密低滲氣田開發(fā)示范工程”(2011ZX05045)

收稿日期：2014-11-27