張 靜，宋靜明

（西安石油大學(xué)，陜西 西安 710065）

大牛地氣田的區(qū)域構(gòu)造屬于鄂爾多斯盆地的北東部，為伊陜斜坡北側(cè)，其區(qū)塊內(nèi)構(gòu)造、斷裂尚未發(fā)育，主要形成于早白堊世[1]。主要發(fā)育存在于二疊系下石盒子組、山西組和石炭系太原組儲(chǔ)層，埋藏深度大約是2600～2900m，對(duì)氣層進(jìn)行定性識(shí)別前應(yīng)先進(jìn)行儲(chǔ)層“五性特征分析”（巖性、物性、含氣性、電性和非均質(zhì)性）的研究。

1 儲(chǔ)層巖性特征

大牛地氣田自上而下發(fā)育的儲(chǔ)層有七套氣層，其中適宜水平井開發(fā)的為盒1.1山西組和太原組。

盒1為河流相沉積，巖石類型主要以含礫中、粗粒巖屑石英砂巖為主，其次為中、粗粒巖屑砂巖；山2為三角洲平原沉積，巖石類型為粗～中粒巖屑石英砂巖，含礫粗粒砂巖，中粒巖屑砂巖；山1段為三角洲平原沉積，巖石類型主要以中～粗巖屑石英砂巖、巖屑砂巖，其次為含礫粗粒巖屑砂巖；太原組為濱海相沉積，巖石類型主要以中～粗石英砂巖為主，其次為巖屑石英砂巖。

1.1 儲(chǔ)層物性特征

1）孔、滲特征，本次研究搜集整理大牛地氣田主要儲(chǔ)層段1561個(gè)孔隙度、滲透率分析資料。統(tǒng)計(jì)分析表明，大牛地氣田主要儲(chǔ)層段砂巖平均孔隙度在7.5%～9%，平均滲透率在0.5～0.7×10-3μm2，總體上屬于低孔、特低滲-致密類儲(chǔ)層，但不同的目的層孔隙度、滲透率大小仍有差異（表2）。從層位上來(lái)說(shuō)，太2、太1段物性相對(duì)較好，盒1段和山2段物性次之，山1段物性相對(duì)較差[2]。

2）孔隙結(jié)構(gòu)特征，根據(jù)鑄體薄片分析，大牛地氣田主要儲(chǔ)層段儲(chǔ)層平均配位數(shù)在0.5～0.75，平均孔隙半徑在31.15～42.58μm，平均孔喉比4.42～5.31，分選系數(shù)17.85～24.3；總體來(lái)說(shuō)，大牛地氣田主要目的層盒1、山2、山1、太2段、太1段屬中低孔隙、微細(xì)喉道、低配位數(shù)，差-中分選儲(chǔ)層[3]。

依據(jù)壓汞測(cè)試分析資料（圖1）中可以將孔喉分為三類：

Ⅰ類：曲線向左下方微凹，并且有近似平臺(tái)段，孔喉分選性比較好，粗歪度。排驅(qū)壓力不大于0.5MPa，中值壓力不大于2MPa，均值喉道半徑大于0.3μm。

Ⅱ類：曲線為陡坡型，孔喉分選相對(duì)較差，較粗歪度。排驅(qū)壓力0.5～3MPa，中值壓力2～20MPa，均值喉道半徑 0.1～0.3μm。

Ⅲ類：曲線向右上方凸起，斜率大于Ⅱ類壓汞曲線?？缀矸诌x好，偏細(xì)歪度，排驅(qū)壓力不小于3MPa，中值壓力不小于20MPa，均值喉道半徑不大于0.1μm。

圖1 大牛地氣田儲(chǔ)層壓汞曲線圖

3）物性與巖性，儲(chǔ)層物性與巖性關(guān)系主要表現(xiàn)為儲(chǔ)層巖石的粒度和成分對(duì)儲(chǔ)層的物性影響。經(jīng)分析研究，大牛地氣田儲(chǔ)層中巖石的粒度對(duì)物性有重要影響，并且隨著碎屑顆粒粒度增大，孔隙度和滲透率趨于增加。

巖石的組分對(duì)儲(chǔ)層的物性有一定影響，隨著石英顆粒含量的增加，大牛地氣田儲(chǔ)層的孔隙度趨于增加。隨著碎屑顆粒含量的增加，滲透性趨于降低。

1.2 含氣性特征

儲(chǔ)層的含氣性與巖性、物性的好壞有非常直接的關(guān)系。隨著巖石顆粒粒度的增加，儲(chǔ)層的含氣飽和度有增加的趨勢(shì)，但含灰質(zhì)的中、粗粒砂巖對(duì)含氣性有較大負(fù)影響；并且，巖石的組成也會(huì)影響含氣性，碎屑石英含量增加和巖石顆粒含量減少，都會(huì)使氣體飽和度增加。

1.3 儲(chǔ)層電性特征

測(cè)井的電性特征可以精準(zhǔn)反映儲(chǔ)層的巖性、物性、含氣性，主要是自然伽馬、聲波時(shí)差、密度和電阻率等電性參數(shù)與巖性、物性和含氣性相關(guān)性好。

①自然伽馬能夠較好的反映儲(chǔ)層的巖性，低自然伽瑪值對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層巖石粒度相對(duì)較粗，粒徑在0.5mm以上粗砂巖自然珈瑪響應(yīng)值一般小于90API。

巖性較純、石英含量高、巖屑含量低的儲(chǔ)層段自然伽馬曲線呈現(xiàn)低值，一般為30～55AP，自然電位曲線一般呈負(fù)異?，F(xiàn)象。

②聲波時(shí)差、密度能夠較好的反映儲(chǔ)層的物性。聲波時(shí)差高、密度低則儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率相對(duì)較大，聲波時(shí)差低、密度高則儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率相對(duì)較低。氣層段聲波時(shí)差分布區(qū)間為200～270μs/m，均值 225μs/m，密度曲線分布區(qū)間為2.0～2.55g/m3，好氣層處，密度值一般在2.40～2.50g/m3。

③深側(cè)向電阻率能夠較好的反映氣層的含氣性情況，儲(chǔ)層的電阻率高，含氣好，氣層的產(chǎn)能相對(duì)較高，當(dāng)儲(chǔ)層電阻率一定時(shí)，氣層的產(chǎn)能還會(huì)受到滲透率、有效厚度等方面的影響。

總之，自然伽馬和自然電位等測(cè)井參數(shù)的組合可以解釋儲(chǔ)層巖性；聲波時(shí)差、密度、中子測(cè)井參數(shù)的組合可以解釋儲(chǔ)層物性；深、淺側(cè)向電阻率等測(cè)井參數(shù)的組合可以解釋儲(chǔ)層含氣性。通過(guò)電性與含氣性關(guān)系研究，建立了大牛地氣田主要儲(chǔ)層段氣層電性識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)。

1.4 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

油氣儲(chǔ)層由于在形成過(guò)程中由于沉積環(huán)境、成巖作用和構(gòu)造作用等影響，各種表征儲(chǔ)層屬性的參數(shù)，即儲(chǔ)層的巖性、物性（滲透率、孔隙度）、厚度等在空間分布上均存在不均勻的變化，即儲(chǔ)層非均質(zhì)性。儲(chǔ)層非均質(zhì)性是影響油氣藏開發(fā)效果和開采程度的極為重要的儲(chǔ)層特性之一，儲(chǔ)層非均質(zhì)性主要有三個(gè)方面：層內(nèi)非均質(zhì)性、平面非均質(zhì)性和層間非均質(zhì)性。

本次儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究選取了三個(gè)常用參數(shù)，為變異系數(shù)（Vk）、突進(jìn)系數(shù)（Tk）和級(jí)差（Jk）。這三個(gè)參數(shù)在本次應(yīng)用結(jié)果如下：

對(duì)大牛地氣田主要儲(chǔ)集砂巖的儲(chǔ)層非均質(zhì)性進(jìn)行研究，認(rèn)為研究區(qū)目的層段儲(chǔ)層為低孔、低滲型，但局部存在較高滲透性儲(chǔ)層，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，平面非均質(zhì)性主要受控沉積相，從沉積砂體類型來(lái)看太原組的障壁砂壩均質(zhì)性最好，其次是山2段的分流河道表現(xiàn)為較好的均質(zhì)性，而盒1段的辮狀河道則是較強(qiáng)的非均質(zhì)性。垂直方向上，非均質(zhì)性由砂體和頁(yè)巖含量的疊加控制，微觀非均質(zhì)性主要由成巖作用控制，主要目的層中，盒1儲(chǔ)層非均質(zhì)性最強(qiáng)，均值系數(shù)僅為0.3、變異系數(shù)達(dá)到0.74、突進(jìn)系數(shù)3.4、滲透率級(jí)差7.8，總體上屬不均質(zhì)型儲(chǔ)層；山2段和山1段層內(nèi)、層間和平面非均質(zhì)程度均弱于盒1儲(chǔ)層；太2、太1段砂壩砂體沉積比較穩(wěn)定，層內(nèi)非均質(zhì)性、層間非均質(zhì)性和平面非均質(zhì)性相對(duì)較低，非均值都表現(xiàn)為弱-中等。

2 結(jié)論

1）儲(chǔ)層“五性特征分析”（巖性、物性、含氣性、電性和非均質(zhì)性）的研究，就是通過(guò)對(duì)巖心分析資料、測(cè)井資料進(jìn)行相互結(jié)合和對(duì)比分析，從而描繪出準(zhǔn)確的巖電關(guān)系，在考慮儲(chǔ)層非均質(zhì)性的情況下，通過(guò)測(cè)井資料對(duì)有效厚度、孔隙度、滲透率和含氣飽和度等參數(shù)進(jìn)行定量解釋，進(jìn)而對(duì)氣層進(jìn)行定性識(shí)別。

2）大牛地氣田主要目的層段儲(chǔ)層的五性特征之間存在著一定內(nèi)在的聯(lián)系，其中巖性特征起著重要作用；巖性中巖石顆粒的粗細(xì)、分選的好壞、粒序縱向變化特征以及泥質(zhì)含量、膠結(jié)類型等直接決定了儲(chǔ)層物性 (孔隙度、滲透率)和含氣性；非均質(zhì)性主要受巖性變化控制，儲(chǔ)層的電性則是由巖性、物性、含氣性的綜合控制。