大牛地气田山西组山2段致密砂岩气藏特征及控制因素

戚家振　孔 为,　李晶晶　王 黎

(1. 成都理工大学能源学院， 成都 610059； 2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300457；

3. 中石油克拉玛依油田分公司勘探开发研究院， 新疆 克拉玛依 834000)



大牛地气田山西组山2段致密砂岩气藏特征及控制因素

戚家振1孔 为1,2李晶晶2王 黎3

(1. 成都理工大学能源学院， 成都 610059； 2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300457；

3. 中石油克拉玛依油田分公司勘探开发研究院， 新疆 克拉玛依 834000)

摘要：对大牛地气田山西组致密砂岩气藏特征及控制因素进行分析。 该气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，其山西组山2段沉积相为辫状河三角洲平原，储集岩的岩性以粗中 — 中粒岩屑砂岩为主，结构成熟度中等偏高，成分成熟度中等偏低。砂岩储层成岩作用以机械压实、胶结和溶蚀为主，机械压实和方解石胶结是降低孔隙度的主要成岩作用。影响天然气富集的主要因素有沉积作用和成岩作用，沉积相及砂体的展布是气藏形成的主要控制因素。

关键词：储层特征； 山西组山2段； 大牛地气田； 致密砂岩

鄂尔多斯盆地北部上古生界的天然气勘探面积大，含气层系多，气藏多为低孔低渗、低丰度大面积岩性气藏[1-3]。大牛地气田是大型低渗特低渗气田[4]，构造上位于伊陕斜坡的东北部，总体为北东高、西南低的平缓大单斜，构造简单，断层不发育[5]。在构造作用下，鄂尔多斯盆地整体抬升，盆地从陆表海盆演变为近海湖盆，相应沉积相由海相变为陆相，导致盆地在东西向上的差异基本消失，而南北差异沉降和相带分异增强[6-8]。本次研究主要通过岩心观察与描述、沉积相分析、薄片鉴定及孔渗测定等手段对山2段砂岩储层特征进行分析，讨论气藏的主要控制因素。

1岩相及岩石学特征

大牛地气田山西组山2段为辫状河三角洲平原亚相。分流河道作为重要的沉积微相，是构成辫状河三角洲平原亚相的骨架砂体，山2段的大部分砂体为2期或者多期河道砂体叠置而成。分流河道主要砂岩有含砾砂岩、含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩。分流河道砂体在平面上呈现为顺流河道方向上砂体连续性较好的连片状或条带状。

大牛地气田山2段39口井658份岩心和岩屑样品薄片鉴定资料显示，山2段的砂岩类型主要是以岩屑砂岩为主，岩屑石英砂岩次之，另有少量长石岩屑砂岩(图1)；碎屑物质成分主要是石英和岩屑，石英含量最高(平均为68.9%)，岩屑平均含量为28.9%。

图1　大牛地气田山2段岩性三角图

大牛地气田山2段砂岩，分选性中等，磨圆度以次棱角状为主，接触关系主要包括点线接触和线接触，少数为凹凸状接触。该区砂岩类型主要为粗砂岩和中砂岩，岩石的成分成熟度中等偏低，结构成熟度中等偏高。

2储层特征

2.1物性特征

储层物性的主要参数为孔隙度与渗透率[9]。对1 239个统计资料进行分析，结果表明：山2段砂岩孔隙度范围为0.02% ~ 14.11%，平均孔隙度为4.70%，多数集中于2.00% ~ 8.00%；渗透率分布于(0.001 ~ 49.870)×10-3μm2，平均值0.92×10-3μm2，多数集中于(0.020~3.000) ×10-3μm2，为低孔低渗致密储层。图2所示为大牛地气田山西组山2段孔隙度与渗透率关系。

图2　大牛地气田山西组山2段孔隙度与渗透率关系图

储层孔隙度和渗透率呈现明显正相关关系，相关系数为0.714。渗透率的变化随着孔隙度发育而变化，孔隙度越高，渗透性越好[10-11]。

2.2孔隙结构特征

观察本区588块岩心薄片的孔隙类型，认为山西组储层砂岩为颗粒支撑，孔隙式胶结，储集空间主要为粒间剩余孔和溶蚀孔，有少量裂隙。图3为大牛地气田山2段砂岩孔隙类型薄片图版。砂岩经历的压实和胶结作用较强，原生孔隙几乎完全消失，有极少数粒间类孔保存下来。次生溶蚀孔隙为本区发育最充分的孔隙类型，粒间溶孔直径一般为20～100 μm，大概占面孔率的5%～10%。根据溶蚀成分的类别可将本区孔隙分为杂基溶蚀孔隙和长石溶蚀孔隙、钙质胶结物溶蚀孔隙和岩屑溶蚀孔隙。根据孔隙成因可将其分为粒间溶孔及晶内或晶间溶孔。

孔隙结构特征研究表明，山2段平均孔喉半径为0.03～0.51 μm，中值半径为0.02～0.21 μm，总体孔喉半径较小，属于微细喉道。山2段排驱压力平均为1.17 MPa，大多数储层排驱压力小于1 MPa。山2段饱和度中值压力分布于46.00～109.73 MPa，平均31.88 MPa，整体反映出本区储层的毛细管压力偏高，天然产气能力较低。山2段孔喉分选系数为2.39～5.13，平均3.06。总体分选系数较大，说明孔喉分布不集中，孔隙结构特征分选为中等 — 较差。

图3　大牛地气田山2段砂岩孔隙类型薄片图版

3气藏的控制因素

3.1沉积相及砂体的展布

大牛地气田山2段主要为辫状河三角洲平原亚相沉积，河道砂体总体上为北东 — 南西方向呈条带状展布，沉积作用决定着储层砂岩颗粒直径、杂基含量、岩石结构(分选、磨圆度、接触方式等)等微观特性，从而决定了岩石原始孔隙度和渗透性，最终控制天然气的分布[12-13]。

3.1.1岩石矿物成分对储层物性的控制

大牛地气田山2段储层砂岩的成分成熟度和结构成熟度总体表现较高，长石、软岩屑和云母含量非常低。碎屑岩石中的石英含量、岩屑含量及云母等胶结物和黏土矿物中的高岭石含量对储层的孔隙度、渗透率都有一定的控制作用，但起主导作用的还是石英的含量。储层的石英含量越高，岩石的抗压实能力也越强，这种特点利于原生孔隙的保存。

3.1.2岩石粒度对储层物性的控制

山2段砂岩储层的粒度大小与储层孔隙度、渗透率有着明显的正相关性。细砂岩中的杂基含量远低于粉砂岩，粒度总体较细的砂岩储层原始孔渗性也比较差。砂岩粒度越粗，则指示的沉积环境水动力条件越强，从而形成的沉积物结构成熟度和成分成熟度越高，且抵抗压实作用的能力也越强，利于原生孔隙的保存。

3.1.3沉积相对气藏的控制

不同沉积微相的物性有着较大差异，大牛地气田山西组山2段为辫状河三角洲平原亚相，沉积微相是分流河道、分流间洼地和沼泽(图4)。山2段分流河道发育，在区内表现出自北向南延伸、多级次分流汇合的特点。砂体平均厚度为4.5 m，在D42井、D33井和D2井附近砂体厚度相对较大。其中分流河道沉积微相形成的砂体厚度较大，粒度较粗，分选性也较好，从而使砂岩的孔隙度和渗透率良好，处于最有利的储集层；而在河道边缘形成的砂体厚度薄，粒度细，物性也差，储集天然气能力较弱。

3.2成岩作用

大牛地气田山2段的成岩作用类型较复杂，各种成岩作用对砂岩原生孔隙的影响较大。成岩作用对砂岩储层的孔隙度和渗透率既起到建设作用，也可能起到破坏作用。

山2段砂岩储层的原生孔隙大量减少，主要是由于压实作用所致。在成岩作用期，软岩屑由于本身力学特征而受到强烈的压实作用，发生塑性变形而假杂基化，储层的孔隙度和渗透率受到破坏，丧失了大量的原生孔隙。胶结物的形成过程同样是堵塞原生粒间孔隙的过程，对原生粒间孔隙起破坏作用，可降低储集层孔隙度和渗透率。储集层的溶蚀作用可促进储层的储集性，溶蚀作用产生溶蚀孔隙，将改变砂岩储层的孔渗性能。溶蚀作用发生在长石颗粒和岩屑中，可增加储层孔隙度，对气藏起到控制作用。

图4　大牛地气田山2段沉积微相及砂体等厚图

4结语

大牛地气田山2段发育辫状河三角洲平原沉积相，储集岩的岩石类型主要是粗中 — 中粒岩屑砂岩和岩屑石英砂岩。孔隙类型主要由剩余原生粒间孔、粒内溶孔、粒间溶孔及微裂缝组成，砂岩储层的平均孔隙度为4.70%，渗透率平均值为0.920×10-3μm2，属于低孔低渗致密砂岩储层。

通过沉积相、储层物性、孔隙结构类型和特征评价，认为储层主要控制因素有沉积作用和成岩作用。沉积相及砂体的展布是气藏形成的主要控制因素，分流河道主体部位沉积砂体储层物性最好，有效砂体厚度大。

参考文献

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[2] 李仲东，郝蜀民，李良，等. 鄂尔多斯盆地上古生界压力封存箱与天然气的富集规律[J]. 石油与天然气地质，2007，28(4):466-472.

[3] 郝蜀民，惠宽洋，李良. 鄂尔多斯盆地大牛地大型低渗气田成藏特征及其勘探开发技术[J]. 石油与天然气地质， 2006，27(6)：762-768.

[4] 袁志祥，李良，惠宽洋，等. 鄂尔多斯盆地北部天然气地质[M]. 成都:四川大学出版社，2000：10-20.

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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

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2015)02-0001-04

中图分类号：P618

作者简介：戚家振(1991 — )，男，成都理工大学在读硕士研究生，研究方向为沉积相及储层特征。

基金项目：国家“十二五”科技重大专项“鄂尔多斯盆地大牛地致密低渗气田开发示范工程”(2011ZX05045)

收稿日期：2014-11-27