大牛地氣田高產井儲層特征及主控因素研究

劉緒鋼

（中國石化華北分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450006）

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部東段，構造形態為北東高、西南低的平緩單斜，屬于典型的大型低滲致密砂巖氣田［1］。鉆井揭示大牛地氣田目地層深度為2500～3000 m，主要產氣層自上而下為下石盒子組的盒3、盒2、盒1段，山西組的山2、山1段和太原組的太2、太1段。經過近幾年的開發，目前天然氣保有產能已達到27×108m3。在開發過程中相繼鉆遇了不同類型的高產氣層，如何將其進行科學分類，準確把握不同類型儲層特征，掌握高產氣層分布模式和主控因素，對尋找天然氣富集區、部署高產井位、達到氣田的高效開發具有重要的意義。

1 高產氣層儲層類型研究

高產井儲層類型研究的思路是：首先按照高產井儲層巖性的不同（主要包括巖屑石英砂巖和石英砂巖兩種巖性）進行分類，然后統計典型電性特征，對數據進行整理，考慮物性、產能等因素，運用交會圖技術，對儲層進行分類，最后確定各類型儲層的電性標準。優選大牛地氣田不同井區82口井不同類型儲層的電性特征參數運用交會圖技術制作了儲層類型研究圖版（見圖1）。

圖1 大牛地氣田儲層類型圖版

應用圖版可將大牛地氣田的儲層分為4種類型：I類儲層（中高AC、高Rt）、Ⅱ類儲層（高AC、低Rt）、Ⅲ類儲層（中低AC、高Rt）、Ⅳ類儲層（非有效層）。其中Ⅱ類儲層又細分為Ⅱa類與Ⅱb類，二者的電性特征基本一致，差別僅在自然伽馬特征上，Ⅱb類儲層的伽馬值略高，表明儲層泥質含量相對高，產能較Ⅱa類儲層差。由于Ⅱa類與Ⅱb類儲層的其它電性特征一致，故將這兩類儲層統一作為Ⅱ類儲層進行分析。各類型儲層的電性標準如表1所示。

表1 儲層類型電性特征標準

2 高產氣層儲層特征

2.1 巖石特征

（1）巖石成分。根據對儲層巖石特征資料分析，不同類型的儲層巖石具有一些共同點，巖石顆粒以石英為主，其次為巖屑，少量長石顆粒；顆粒含量為86.1%～90.3%；填隙物主要由泥質雜基、高嶺石、綠泥石、伊利石、菱鐵礦、方解石、石英及白云石組成。巖石顆粒一般為粗粒，少量中粒及細粒，分選中等～好；次棱～次園狀；顆粒支撐；顆粒之間為點接觸、點～線接觸為主。同時，不同類型儲層的巖石成分和含量略有差異，主要表現在石英顆粒的含量、泥質雜基的含量和自生膠結物的含量上。

（2）巖性類型和沉積微相類型。結合野外觀察和巖心分析資料，不同類型儲層其巖性類型和沉積微相類型也不盡相同，Ⅰ類型儲層的巖性主要為淺灰、灰、灰白色粗粒巖屑石英砂巖，巖石相類型為交錯層理含礫粗砂巖相，沉積微相類型為心灘。Ⅱa類型儲層的巖性主要為淺灰、灰、灰白色粗粒巖屑石英砂巖，巖石相類型為交錯層理含礫粗砂巖相、塊狀砂礫巖相，沉積微相類型為心灘、分流河道。Ⅱb類型儲層的巖性主要為淺灰、灰色中－粗粒巖屑石英砂巖，巖石相類型為交錯層理粗砂巖相，沉積微相類型為心灘、分流河道。Ⅲ類儲層的巖性主要為灰白色粗粒石英砂巖，巖石相類型為厚層狀石英砂巖相，沉積微相類型為障壁砂壩、分流河道。Ⅳ類型儲層的巖性主要為淺灰、灰色粗－中粒巖屑砂巖，巖石相類型為交錯層理含礫中細砂巖相、平行層理砂巖相，沉積微相類型為心灘、分流河道、障壁砂壩、決口扇等。

2.2 物性特征

根據對不同類型儲層的物性統計，表明Ⅱa類儲層的物性最好，平均孔隙度、滲透率相對大，分別達11.34%、1.54×10－3μm2；其次為Ⅰ類儲層，平均孔隙度、滲透率相對較大，達8.97%、1.01×10－3μm2；再次為Ⅱb、Ⅲ類儲層，平均孔隙度分別為8.97%、8.35%，平均滲透率分別為0.49×10－3μm2、0.85×10－3μm2；Ⅳ類儲層物性最差，平均孔隙度為5.66%，平均滲透率為0.22×10－3μm2。

2.3 孔喉結構特征

儲層的孔喉結構特征表征參數主要由排驅壓力、飽和度中值壓力、平均喉道半徑、中值喉道半徑等參數來反映［2］。在巖心化驗分析資料統計的基礎上，各類型儲層的孔喉結構特征如表2，從表中可以看出，Ⅰ類儲層中值壓力最低、平均、中值喉道半徑相對最大、半徑大于0.1μm的孔喉相對最多、分選相對最好，孔喉結構好于其它類儲層；Ⅱa類儲層孔喉結構好于Ⅱb、Ⅲ、Ⅳ類儲層，僅比Ⅰ類略差，該類儲層排驅壓力最低、中值壓力低，平均喉道半徑、中值半徑相對較大；Ⅱb類儲層孔喉結構比Ⅰa、Ⅰb、Ⅱa均差，好于Ⅲ、Ⅳ類儲層；Ⅲ類儲層的孔喉結構好于Ⅱb、Ⅳ類儲層，比Ⅰ、Ⅱa略差；Ⅳ類儲層孔喉結構相對最差。

表2 不同類型儲層孔喉結構參數統計

3 高產氣層分布模式及天然氣富集主控因素分析

3.1 高產氣層分布模式

不同類型的儲層，其氣層的產能高低不同。根據對該氣田95口井不同類型儲層發育的氣層無阻流量的統計，表明Ⅰ類儲層產能相對較高，一般無阻流量大于10×104m3／d，其次為Ⅱa和Ⅲ類儲層，其它類型儲層的氣層產能相對較低，無阻流量一般小于5×104m3／d。

Ⅰ類儲層為中高時差高電阻氣層，儲層物性相對較好，巖石相對較純，孔喉結構好，沉積微相為心灘，主要分布層位為盒3、盒2段。

Ⅱa類儲層為低阻高時差氣層，儲層物性相對好，巖性純，孔喉結構好，沉積微相為心灘、分流河道，主要分布層位為盒3、盒2、盒1、山2、山1。

Ⅲ類儲層為中低時差高電阻氣層，儲層物性相對較好，巖石巖性純，孔喉結構好，沉積微相為分流河道、障壁砂壩，主要分布層位為山1、太2。

3.2 天然氣富集主控因素分析

（1）相類型為先決因素。根據對不同類型儲層巖石相和沉積微相特征的統計表明，相同的巖石相、沉積微相類型但產能可以普遍高低不同，但相對高產的巖石相類型相對較少，主要為大型交錯層理粗砂巖相、含礫粗砂巖相、灰白色厚層狀石英砂巖相，有利的沉積微相類型主要為心灘、分流河道、障壁砂壩［3］?？傮w上，儲層相類型是影響氣層產能的重要因素，是高產氣層形成的先決條件和因素。

（2）巖石成分和類型為關鍵因素。儲層的巖石類型既受到儲層巖石相類型、微相類型的控制，同時又控制著儲層的內部結構，是研究儲層微觀特征和宏觀特征的紐帶，其巖石成分、結構、粒度、分選等特征直接影響儲層的物性、成巖特征、非均質性和微觀孔喉結構特征。通過對高產井Ⅰ、Ⅱa和Ⅲ 類儲層的巖石特征統計表明，儲層巖石中的石英顆粒成分含量明顯比其它類型高，雜基含量明顯低，同時巖石顆粒粒度也明顯偏大，儲層巖石中粗粒相對比例高于其它類型儲層，儲層的巖石成分和類型是高產井形成的關鍵因素。

（3）微觀孔喉結構為直接因素。儲層的微觀孔喉結構參數主要包含平均喉道半徑、中值喉道半徑、排驅壓力、中值壓力、喉道分選系數、相對分選系數等，其中中值喉道半徑為表征儲層孔喉結構的主要參數，不僅反映喉道大小，同時與儲層的無阻流量關系密切［4］。通過不同類型儲層中值喉道半徑與測試無阻流量關系圖（見圖2）表明，儲層的中值喉道半徑越大，其物性也就越好，測試無阻流量也越高。

圖2 中值半徑與無阻流量關系

4 結論

（1）大牛地氣田高產井儲層類型可分為4類：I類儲層（中高AC、高Rt）、Ⅱ類儲層（高AC、低Rt）、Ⅲ類儲層（中低AC、高Rt）、Ⅳ類儲層（非有效層）。

（2）沉積微相、巖石成分和類型及微觀孔隙結構等的有效組合是影響大牛地氣田天然氣富集的主控因素。

［1］郝蜀民，惠寬洋，李良.鄂爾多斯盆地大牛地大型低滲氣田成藏特征及其勘探開發技術［J］.石油與天然氣地質，2006，27（6）：762－768.

［2］張一偉.陸相油藏描述［M］.北京：石油工業出版社，1997：80－100.

［3］郭建民.大牛地氣田盒3段致密儲層評價與預測［J］.天然氣工業，2007，27（12）：55－57.

［4］劉忠群，高青松，張健.低滲透砂巖氣藏巖性測井識別方法及意義［J］.天然氣工業，2001，21（增刊）：53－55.