大牛地气田大12井区储层特征研究

大牛地气田大12井区储层特征研究

冉辉

中国石化华北油气分公司勘探开发研究院     河南郑州     450006

摘要：以大牛地气田大12井区为研究对象，利用钻井、录井、测井、试井等资料，结合岩心观察描述和岩样分析测试成果，开展了基于岩石学特征、孔喉孔隙特征和物性特征分析的储层综合特征研究，建立了储层分类评价标准，明确了有利储层平面展布范围。研究认为：大12井区总体上为低孔、低渗-特低渗储层，其中太2段储层最好，盒1段略优于山2段；局部发育优质储层，Ⅰ、Ⅱ类储层品质相对较高，是有利的勘探开发目标。

关键词 ：大牛地气田；储层特征；太2段；山2段；盒1段；

引言

大牛地气田上古生界石炭系太原组、二叠系山西组与下石盒子组，经历了海相—海陆过渡相—陆相的沉积过程，其中太原组为具有障壁岛砂坝和潮坪的滨浅海相沉积，山西组为三角洲相沉积，下石盒子组为河流相沉积。

1 区域地质概况

大牛地气田位于陕西榆林市和内蒙古鄂尔多斯市交界地区，区域构造位置为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，整体为北东高、西南低的平缓单斜。气田内上古生界为一套海相-海陆过渡相-陆相沉积，具有良好的天然气成藏条件。

大12井区位于气田中部，经过多年的勘探开发，于上古生界钻遇七套气层，自下而上依次为太1、太2、山1、山2、盒1、盒2和盒3，主要目的层为太2段、山2段和盒1段。

2 储层综合特征

2.1岩石学特征

太2段储层岩性主要为石英砂岩和岩屑石英砂岩，碎屑颗粒中石英含量平均为90.5%，岩屑含量平均为8.80%。有利储层为灰白色、灰色粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩，砂岩成份成熟度较高，分选较好，圆状～次圆状，颗粒支撑，孔隙式胶结，点线接触～线接触为主，少量凹凸接触。

山2段储层岩性主要为岩屑砂岩，局部为中～粗粒岩屑石英砂岩，碎屑颗粒中石英含量平均为68.1%，岩屑含量平均为29.5%。有利储层为灰白色、浅灰色含砾粗粒-中粒岩屑石英砂岩、岩屑砂岩，砂岩成份成熟度中等，分选中等～好，次圆～次棱状，颗粒支撑，孔隙式胶结，线接触为主，少量点～线接触，填隙物为泥质杂基为主，胶结物以方解石、伊利石自生石英为主。

盒1段储层岩性主要为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩。碎屑颗粒中石英含量平均为72.2%，岩屑含量平均为25.4%。有利储层为灰白色含砾-粗粒岩屑石英砂岩、岩屑砂岩，砂岩成份成熟度中等，分选中等，次棱状，颗粒支撑，孔隙式胶结，点线接触～凹凸接触，填隙物主要为泥质杂基。

2.2孔隙孔喉特征

2.2.1孔隙类型

（1）剩余原生粒间孔

原生粒间孔是储层经过机械压实作用、石英的次生加大及其它自生矿物充填等成岩过程后剩余的原始孔隙空间。由环边绿泥石胶结物形成后余下的粒间孔主要分布在下石盒子盒1地层中，由硅质胶结物形成后被保存下来的剩余原生粒间孔隙主要发育在太原组中。

（2）粒间溶孔

包括粒间溶蚀扩大孔、粒间溶孔和杂基微溶孔。在剩余原生粒间孔的基础上溶蚀铝硅酸盐碎屑组分边缘或部分碎屑颗粒形成的孔隙为粒间溶蚀扩大孔；粒间杂基或其他粒间自生矿物溶解形成的为粒间溶孔，而杂基溶蚀形成杂基内的微溶孔。前两者的共同特点是具有“港湾状”边缘。此类溶孔是研究区主要发育的孔隙类型。

（3）粒内溶孔和铸模孔

碎屑颗粒内的溶孔常见于长石和岩屑颗粒内。本区砂岩中长石含量很少，并且岩屑中的溶孔比较分散、孤立，因此，此类孔隙在总孔隙中不占重要地位。

（4）高岭石晶间孔

高岭石晶间孔主要有两种类型：一种是充填在粒间溶孔中的自生高岭石晶间孔，晶体自形较好，晶间隙较宽。另一种是长石蚀变或高岭土杂基重结晶后形成的高岭石，晶间有泥质或仅留下极窄的晶间隙，镜下难以观察到。

（5）微裂缝

砂岩中偶见有沿着颗粒边缘的粒缘缝或穿过颗粒的微缝，以及溶蚀缝等。

2.2.2孔喉特征

太2段储层孔隙结构相对较好，为中孔细喉组合，喉道半径相对大、分布相对集中、均质性较好。排驱压力平均为0.67MPa，中值压力平均为4.23MPa；吼道半径分布为单峰形态，孔隙性较好。

山2段储层孔隙结构相对较差，为中孔微喉组合，喉道较小、分布不均。排驱压力平均为0.96MPa，中值压力平均为30.5MPa；喉道半径分布峰值不明显，孔隙性较太2段、盒1段差。

盒1段储层孔隙结构相对较差，为中孔微喉组合，喉道较小、分布不均。排驱压力平均为0.91MPa，中值压力平均为28.16MPa。喉道半径分布为双峰形态，孔隙性一般。

2.3物性特征

太2段储层孔隙度分布主要集中于6-13%的区间内，平均孔隙度为8.3%；渗透率分布主要集中于0. 1-1.0mD的区间内，平均渗透率为0.58mD。孔隙度与渗透率呈正相关，相关性中等。有利岩相为灰白色粗粒石英砂岩。

山2段储层孔隙度分布主要集中于5-9%的区间内，平均孔隙度为7.8%；渗透率分布主要集中于0.25～0.5mD的区间内，平均渗透率为0.37mD。孔隙度与渗透率呈正相关，相关性较好。有利岩相为灰白色含砾粗砂岩和灰白色粗砂岩。

盒1段储层孔隙度分布主要集中于3-14%的区间内，平均孔隙度为9.1%。渗透率分布主要集中于0.01～1.0mD的区间内，平均渗透率为0.51mD。孔隙度与渗透率呈正相关，相关性较好，有利岩相为灰白色含砾粗砂岩和灰白色粗砂岩。

2.4储层分布特征

根据研究区目的层段储层的四性特征，结合试气成果，分层建立水平井储层分类评价标准，其中Ⅰ、II类储层相对有利，具体平面展布如下：

太2段：Ⅰ类储层呈土豆状分布在障壁砂坝的中心部位，II类储层分布在Ⅰ类储层向砂坝边部扩展的周围。

山2段：Ⅰ类储层主要分布在该区的西南部和东北部，呈土豆状零散分布在分流河道的中心部位， II类储层分布在Ⅰ类储层的周边，Ⅲ类储层分布面积较大。

盒1段：Ⅰ类储层主要分布在该区的中部，呈土豆状零散分布在辫状河的心滩部位，河道的中心部位，Ⅱ类储层分布在Ⅰ类储层的周边，Ⅲ类储层分布面积较大。

3 结论

大牛地气田为典型的低渗致密气藏，储层发育受沉积控制作用明显，不同层位储层差异较大。通过微观、宏观储层特征研究，明确了有利储层发育特征和展布规律，其中：太2段为障壁砂坝的中心部位、山2段为分流河道的中心部位，盒1段为辫状河的河道和心滩中部。

参考文献

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