鄂尔多斯盆地大牛地复式气田基本地质特征

鄂尔多斯盆地大牛地复式气田基本地质特征

鄂尔多斯盆地大牛地复式气田地处河套地区半干旱大陆性气候，

年温度较低，情况稳定、通畅，海拔较高，无强饱和活动水，具有良

好的发展条件。

页岩-页岩气成藏特征：鄂尔多斯盆地大牛地复式气田以页岩为主，含有大量盐碱矿物以及孔隙度较低的碳酸盐为基床。该复式气田

由若干煤源层、烃类源层和产气层组成，煤源层热演化程度较高，密

度较大，包括原油和天然气，烃类源层酸性较强，包括有机碳、硫、

氮等有机物质，深部的油气层有储层空间，煤层有液化特性。

储层岩性特征：鄂尔多斯盆地大牛地复式气田储层发育散层、砂层和碳酸盐砾岩储层三种岩性,其中散层储层主要发育于边缘部；砂层

储层发育平均厚度40—60m，碳酸盐砾岩储层中最大厚度可达100m。储层性能优良，孔隙度及渗透率在4~10%和50~200mD之间，气门

敏感性很高。

气水分布特征：鄂尔多斯盆地大牛地复式气田气水将复合的抚理，油气和水总体上处于有效且略带封闭的状态，水位较低，产出动力较弱，烃类成分量低，具有高瓦斯质量和低粘度特性，且含油水比较小。

以上就是鄂尔多斯盆地大牛地复式气田的基本地质特征介绍，从产藏《多、储层岩性特征以及气水分布特征等方面，可以看出鄂尔多

斯盆地大牛地复式气田具有较高的经济价值，可为当地经济发展提供

有益的贡献。

[精读]鄂尔多斯盆地地层组基础特点

[精读]鄂尔多斯盆地地层组基础特点鄂尔多斯盆地地层组基本特征 第四系,第四系自下向上包括更新统和全新统。晚第三纪末,受喜山运动的影响,鄂尔多斯盆地曾一度抬升,大约以北纬38?为界,北部为一套河湖相沉积,南部为黄 土沉积,黄土分布广,厚度大,构成塬、梁、峁的物质主体,与下伏新近系呈不整合接触。第四纪主要是人类的出现并有多期冰期,可见人类化石、旧石器与大量相伴生的哺乳动物化石和鸟类化石。 新近系,曾称新第三系、上第三系,自下而上包括中新统和上新统。中国新近系仍以陆相为主,仅在大陆边缘,如台湾、西藏等地有海相沉积。 古近系,曾称老第三系,自下而上包括古新统、始新统和渐新统,主要分布在河套、银川、六盘山等盆地。鄂尔多斯盆地早第三纪古新世,盆地继承了晚白垩世的挤压应力状态,断裂活动性强,沉积速度快,多发育冲积扇、水下扇等各种扇体。地层厚度厚50,300米左右,岩性主要为红色泥岩、砂质泥岩夹泥灰岩。 白垩系,主要出露下白垩统,又称志丹群,分六个组,从上往下为泾川组、罗汉洞组、环河组、华池组、洛河组及宜君组。 泾川组,命名地点在甘肃省泾川县。地层厚100-400米,岩性主要为暗紫、浅棕红、浅灰、浅灰绿色等杂色砂质泥岩、泥页岩、灰质泥岩与泥质粉砂岩互层,夹浅灰、浅紫红色灰 岩和浅灰色、浅黄色砂岩,与下伏罗汉洞组呈整合接触。 罗汉洞组,命名地点在甘肃省泾川县罗汉洞。主要为河流相的砂泥岩沉积。地 层厚度100,260米,上部为发育巨大斜层理的红色细至粗粒长石砂岩,含细砾和泥砾,中部以紫红色为主的泥岩及泥质粉砂岩,夹发育斜层理的细粒长石砂岩为主,下部岩

性以紫红色为主的泥岩底部为发育巨大斜层理的黄色中至粗粒长石砂岩为主,与下伏环河组呈整合接触。 环河组,命名地点在甘肃省环县环江。地层厚240米左右,岩性为黄绿色砂质泥岩与灰白色、暗棕黄色砂岩、粉砂岩互层,与下伏华池组呈整合接触。 华池组,命名地点在甘肃省华池县。地层厚290米左右,岩性以灰紫、浅棕色砂岩夹灰紫、灰绿色泥岩为主,含中华弓鳍鱼、狼鳍鱼、原始星介、女星介等化石,与下伏洛河组呈整合接触。 洛河组,旧称“洛河砂岩”,命名地点在陕西省志丹县北洛河。地层厚度 250,400米,从西南往东北变厚,在黄陵沮水以南与宜君组为连续沉积,在沮水以北,宜君组缺失,假整合于侏罗系之上。岩性以河流相的紫红、桔红、灰紫色块状、发育巨型斜层理的粗一中粒长石砂岩为主,局部发育夹较多的砾岩、砾状砂岩。含介形类、狼鳍鱼、达尔文虫等化石。 宜君组,主要分布在黄陵沮水、宜君、旬邑、彬县一带,旧称“宜君砾岩”,命名地点在陕西省宜君县高楼坬老虎塔。地层厚度0,85米,从东北往西南变厚,主要以洪积相沉积为主,岩性为灰色、紫灰色砾岩夹砂、泥岩条带或砂岩凸镜体,与下伏芬芳河组呈不整合接触。 芬芳河组,命名地点在陕西省千阳县芬芳河。鄂尔多斯盆地芬芳河组为一套山麓相和山前冲积相沉积,仅发育于盆地西缘和西南缘一带。地层厚100~1200m,岩性以红色砂砾岩为主,砾石成分以花岗岩、石英岩及灰岩和砂岩块为主,与下伏安定组呈平行不整合接触。 安定组,属侏罗系中统,广泛分布于鄂尔多斯盆地,命名地点在陕西子长县安定镇。鄂尔多斯盆地安定期,水域扩大,水体加深,湖泊环境形成,气候仍然炎热干燥,主要发育一套干旱气候条件下的内陆湖泊沉积。地层厚度40~130米,其岩性在全盆

鄂尔多斯盆地油气的分布特征及富集规律

鄂尔多斯盆地油气的分布特征及富集规律盆地基本概况，油气分布特征，构造特征、储层类型、烃源岩特征、油气藏类型及成藏主控因素分析。 鄂尔多斯盆地由于其具有与我国东、西部明显不同的地质构造背景，因而有着独特的油气聚集规律和分布特征。主要表现在：①古生界以海相或海陆交互相沉积为主，烃源岩分布面积较广，且较稳定；②古生界以生气为主，而中生界以生油为主，油、气生成高峰时期趋于一致；③盆地主体部分地层平缓（地层倾角＜1°），构造简单，并少见断裂，储集岩物性较差，因此油气以短距离运移为主，而油藏以自生自储岩性----地层圈闭为主。根据含油气系统的基本研究方法，结合鄂尔多斯盆地的地质特征，该盆地含油气系统研究的总体思路可以概括为定源（烃源岩评价）-定时（生烃高峰或关键时刻）-定灶（生烃中心或生油洼陷）-定向（油气运移方向）-定位（油气运聚单元），下面根据这一原则，对鄂尔多斯盆地含油气系统予以初步分析。 烃源岩基本特征 鄂尔多斯盆地存在J 2, T 3 , C—P，O2四套烃源岩，其中几湖相泥 岩和C一P系煤系泥岩是两套主要的烃源岩。 1.下古生界气源岩 下古生界碳酸盐岩残余有机质丰度一般在0.12 %—0.33 %之间，平均为0.21% —0.22 %。泥岩、泥灰岩烃源岩主要产于中奥陶统平 凉组和上奥陶统克里摩里组、桌子山组及乌拉力克组，分布于中央古隆起西缘或南缘。泥岩有机碳含量一般为0.4%—0.5 % ;泥灰岩残余有机碳含量大多在0.2%—0.5 %，最高达1.11 %。干酪根镜检、干酪

根碳同位素及轻烃组成等研究表明，鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩原始有机质类型为海相腐泥型生烃母质，即以I—II ］型干酪根为主。有机质成熟度大多已进人高成熟阶段，故以生气为主。 2.上古生界烃源岩 石炭一二叠系气源岩主要是一套海陆过渡相及陆相含煤岩系，主要发育在下石炭统本溪组、上石炭统太原组、下二叠统山西组，总体上分布较广。煤主要分布于太原组和山西组。暗色泥岩分布于山西组、太原组。石灰岩主要发育于太原组中上部，本溪组中也有分布, 但分布较局限，厚度薄。暗色泥岩有机质丰度比较高，有机碳含量为0.5 2 % —7.19 % ,平均为2.7 1 % ,有机碳含量在2 % —4 %之间，地区间差异不大。太原组生物灰岩有机质丰度较高，有机碳含量为0.11 % —4.16%，平均为1.0 %，有机碳含量一般为0.91% —1.52%，个别生物灰岩可达4%—5% ,氯仿沥青“A”平均为0.0735%。根据有机显微组分研究，石炭一二叠系煤主要显微组分为镜质组，属腐殖型;暗色泥岩一般为腐殖型，少量本溪组、太原组泥岩干酪根为腐泥型。根据碳同位素特征及干酪根研究，煤和暗色泥岩有机质类型主体为腐殖型，石岩的母质类型较煤和暗色泥岩好，有机质类型主要为腐泥一腐殖型和腐殖腐泥型。盆地南部富县一带热演化程度最高， R 2.2 %以上,局部达 2.8 %以上。盆地中东部，以这个地区为中心， 向四周均有所降低。盆地东北部热成熟度最低（R o <1.0%），盆地西缘 天环坳陷中部R 0在2.0 %左右,但西南部由于深陷,R o 可达4.0%以上。 西缘逆冲带则为上盘成熟度低、下盘成熟度高。根据有机质性质及热成熟度，可以确定鄂尔多斯盆地上古生界属于一套生气为主的烃

大牛地气田储层特征

前言 大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部。伊陕斜坡是一个延西走向的背斜。岩层由高向低，由北东至南西小于1°倾角延伸。经研究表明，气藏主要由横向尖灭的砂岩河流沉积形成。河流沉积的主要特征为多层纵向堆积，薄层交错的砂岩体。其砂岩体沉积相主要为二叠系深灰、灰黑色泥岩与浅灰、灰白色中、粗砂岩夹煤层及炭质泥岩。由于砂岩在河床两边沉积，造成大牛地气田主力气层之一的山1-1组具有非均质性强、储层物性条件差、厚度小的特点。由于储层物性条件较差，各开发井均需要进行后期增产改造。所以，储层有效开发成为华北分公司技术研究人员一直追求的目标。 （二）大牛地气田地层层序、储层特征分析 1地层特征及层序分布 大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部。伊陕斜坡是一个延西走向的背斜。岩层由高向低，由北东至西南小于1°倾角延伸。 经研究表明，气藏的分布与其气藏构造和塔巴庙区块之间无物性关系。气藏主要由横向尖灭的砂岩河流沉积形成。其砂岩体沉积相主要为二叠系深灰、灰黑色泥岩与浅灰、灰白色中、粗砂岩夹煤层及炭质泥岩。由于砂岩在河床两边沉积，造成山1-1为非均质性强，储层物性条件差厚度小，南北走向的薄砂气层。含气砂岩的分布主要被沉积相条件所控制。三角洲平原沉积是山1-1砂岩的主要岩特征。河流沉积的主要特征为多层纵向堆积，薄层交错的砂岩体。因此气藏山1-1由河道床和砂泥岩多错层沉积而形成。本井设计钻遇目的层为山1-1气层，在大探1井、DP1井一带砂体发育厚度较大，可达12m以上。山1-1气层在该区构造不发育，气层顶面相对平缓油层厚度分布稳定。 大牛地气田地层层序分布情况见表2-1。

2储层特征 2.1岩石学特征 大牛地气田上古生界储层岩石粒度以中、粗粒为主，碎屑岩石英含量67~90.5%，长石含量0.7~3.8%，岩性以岩屑砂岩、岩屑石英砂岩和石英砂岩为主。山西组与下石盒子组砂岩储层岩石特征相似，碎屑颗粒含量平均为87.65~89.0%，其中石英平均含量68~75%，长石平均含量1.4~2.4%，岩屑平均含量24~30%。但在胶结物的成分和含量上有明显差别，下石盒子组中绿泥石、石英、高岭石含量高；山西组胶结物中普遍发育菱铁矿、白云石等自生矿物，而下石盒子组中则不发育（见表1-2）。 表1-2 大牛地气田上古生界储层岩石特征统计表 太原组储层岩石特征明显不同于下石盒子组及山西组，突出表现在碎屑颗粒石英含量较高，平均90.5%，而下石盒子组、山西组平均67~75%；相应地，太原组在长石、岩屑含量上则远低于下石盒子组、山西组。从泥质杂基的含量上对比，太原组则与下石盒子组的盒2气层组相近，平均含量为l.7~2.5%，而盒l气层组与山西组的泥质杂基则平均为 4.3~7.1%；从胶结物的成分和含量上，太原组与山西组接近，均含有菱铁矿、褐铁矿和白云石等自生矿物，而下石盒子组未

鄂尔多斯盆地地质特征

鄂尔多斯盆地地质特征 鄂尔多斯盆地，北起阴山、大青山，南抵秦岭，西至贺兰山、六盘山，东达吕梁山、太行山，总面积37万平方公里，是我国第二大沉积盆地。 鄂尔多斯盆地是地质学上的名称，也称陕甘宁盆地，行政区域横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省（区）。“鄂尔多斯”意为“宫殿部落群”和“水草肥美的地方”。权威的解释，“鄂尔多斯”是蒙语“官帐”的意思。由蒙语翰尔朵（官帐的意思）的复数演变而来。但也有人把成吉思汗死后，其使用过的物品被安放在八个白室中供奉，专门的护陵人繁衍并逐渐形成了一个新的蒙古部落鄂尔多斯部落。其后几百年间，鄂尔多斯部落的蒙古人按时祭奠成吉思汗陵，一直没有离开此地。这样久而久之，这一地区就叫做鄂尔多斯了。历史上的鄂尔多斯地区包括今日伊克昭盟全境，还包括巴彦淖尔盟的河套及宁夏和陕北的一部分地区。鄂尔多斯地区西、北、东三面环水，南与古长城相接，形成一个巨大的套子，因此也被称为“河套”。 从所跨地域 鄂尔多斯盆地，其地域跨蒙汉广大地域，而且绝大部分地域是汉族居住区，为什么把该“盆地”叫蒙语“鄂尔多斯”盆地，而不叫汉

语名称。据传说1905年前后，英国人到此地域勘探石油，最早进入现在的伊克昭盟，鄂尔多斯大草原就是最先踏入的立足地，另外在西方人眼里，亚洲人都是属于蒙古人种序列。所以，自然而然地就把该盆地称之为鄂尔多斯盆地，但也无法考证。 “陕甘宁”盆地在长庆油田会战初期叫得比较响，但随着市场经济的缘故，人们都喜欢“新奇”，“陕甘宁”盆地叫的人越来越少了，加上赶时髦，伊克昭盟改为“鄂尔多斯”市，叫“陕甘宁”盆地的人就更少了。“陕甘宁”也不确切，因为“盆地”跨陕、甘、宁、蒙、晋五省（区）地域。总之，这也不是个什么大问题，在中国民族和谐的今天，叫什么都无所谓。 从地质特性看，鄂尔多斯盆地是一个整体升降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通盆地，基底为太古界及下元古界变质岩系，沉积盖层有长城系、蓟县系、震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第三系、第四系等，总厚5000—10000m。主要油气产层是三叠系、侏罗系和奥陶系上古升界和下古生界。 从盆地构造特征看 鄂尔多斯盆地石油开发示意图

大牛地气田水平井优快钻井技术

大牛地气田水平井优快钻井技术 大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，主要含气层位为二叠系山西组和下石盒子组、石炭系太原组。本工区钻井施工主要有以下特点：钻遇地层多，地层变化大，地层非均质性强，地层研磨性强，地层可钻性差。根据以上特点及对临井资料的对比分析，通过优选钻头，制订合理的技术措施，做好防斜工作，提了高机械钻速，取得了很好的成果。 标签：大牛地气田；水平井；优快钻井 1 大牛地气田的地层特点及钻探难度 1.1 地层简介 大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，伊陕斜坡为一西倾的平缓大单斜，整体呈东北高，西南低，平均坡降为10m/km，平均倾角不到1°，区内构造、断裂不发育，只发育一些东北向和近东西向宽缓的鼻状隆起。 1.2 钻探难度 该地区主要目的层为二叠系石盒子组、山西组和石炭系太原组。在钻井施工中发现，这一地区地层极为复杂，岩性变化大，地层非均质性强、研磨性强、可钻性差，给钻井施工带来一定的难度。 2 提高机械钻速的技术措施 通过借鉴国内外提高机械钻速的经验，结合本工区实际情况，从钻头优选、技术措施制定、防斜几个方面进行了分析研究，采取了相应提高机械钻速的方法。 2.1 钻头优选 ①一开钻头优选：此段地层比较松散，胶结性能差，可钻性好，但易井斜，故一开井段选用小钻压下机械钻速高的PDC钻头。 ②二开上部钻头优选：从安定组至延长组井段，由于该段地层胶结疏松，地层抗压幅度变化大，夹层多，软硬交替，故宜选用大复合片，短圆弧、深内锥的PDC钻头。如GD1605TQ型PDC钻头在DPH-44使用过程中进尺912m平均机械钻速20.42m/h。 ③二开中部钻头优选：延长组至和尚沟组属于河流相沉积，胶结疏松、可钻性较好，有多套夹层。刘家沟地层埋藏深，成岩性较好，泥岩塑性值较大，可钻性差，而在此段地层钻进时机械钻速较低。通过对二开中上部现场使用后的钻头破坏情况进行分析发现，该井段使用的PDC钻头主要损坏特征为冠部PDC复合

大牛地气田石炭—二叠系烃源岩生烃潜力

大牛地气田石炭—二叠系烃源岩生烃潜力 吕剑虹;缪九军;邱祁 【摘要】大牛地气田上古生界石炭—二叠系烃源岩为煤系烃源岩(主要为煤岩和暗色泥岩),有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,烃源岩演化成熟度较高,Ro基本在1.5％左右.烃源岩存在3期生烃演化过程,分别为三叠纪期间、侏罗纪期间和古近纪期间.烃源岩(泥岩+煤岩)累计生烃量为8万多亿m3,煤岩生烃贡献占85％.石炭—二叠系烃源岩现今累计生烃强度高值区主要分布在大牛地气田的东南部、西北部以及西部地区. 【期刊名称】《地质学刊》 【年(卷),期】2018(042)001 【总页数】10页(P60-69) 【关键词】上古生界;烃源岩;生烃期次;生烃强度;大牛地气田;鄂尔多斯盆地 【作者】吕剑虹;缪九军;邱祁 【作者单位】中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所,江苏无锡214126;中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所,江苏无锡214126;中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所,江苏无锡214126 【正文语种】中文 【中图分类】P618.13 0 引言

鄂尔多斯盆地位于我国西北地区东部，由古生代、中生代多期沉积盆地叠合改造而成，是中国第二大沉积盆地(王双明,2017)。盆地内油气资源丰富，勘探领域广阔，盆地自上而下分布有石油、天然气资源，石油主要分布在侏罗系和三叠系，天然气主要分布在古生界(董淼等，2017，李锦锋等，2017)。盆地内古生界天然气资源 丰富，勘探程度低，勘探前景良好，发育有奥陶系上马家沟组、石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组4套气层，其中主要目的层是上古生界石炭系太原组、 二叠系山西组以及下石盒子组气层(曹忠辉，2005;曹忠辉等，2006)。 大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，区内构造、断裂不发育，总体表现为北东高、西南低的平缓单斜。该气田储量已达到大型气田规模(郝蜀民等，2006)。大牛地气田钻遇的地层有第四系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系和奥陶系。该区上古生界主要含气层位为石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组，储集层主要为石炭系太原组障壁砂坝、二叠系山西组三角洲分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。据目前的勘探开发研究，普遍认为在上古生界碎屑岩储层中发现的大量天然气主要来自上古生界石炭系太原组烃源岩和二叠系山西组烃源岩，烃源岩主要包括煤岩和暗色泥岩(孟军田等，2003)。 通过对区内上古生界石炭—二叠系烃源岩生烃潜力的分析，进一步确定上古生界 石炭—二叠系是一套以生气为主且油气资源量达到一定规模的烃源层系，是油气 勘探的重要层位，对油气勘探开发具有重要指导意义。 1 烃源岩地质特征 1.1 区域地质 鄂尔多斯盆地位于华北地台西部的大型克拉通叠合盆地，形态为一不对称的矩形向斜盆地，划分为6个一级构造单元：伊盟隆起、渭北隆起、西缘冲断带、晋西挠 褶带、天环坳陷和伊陕斜坡。盆地在早古生代沉积之后遭受了长期剥蚀，中石炭世的海侵，发育了较完整的上石炭统—二叠系(陈俊亮等，2004)(表1)；盆地在晚古

大牛地气田马家沟组马三段碳酸盐岩烃源岩分布特征研究

大牛地气田马家沟组马三段碳酸盐岩烃源岩 分布特征研究

摘要：针对大牛地气田马家沟组马二段、马三段烃源岩分布特征研究不明确的实际情况，利用地球化学及测井技术相结合的方法，对研究区马家沟组马二段、马三段烃源岩分布特征开展研究分析。靖边气田盐下发现自生自储型天然气，证明了海相烃源岩具有一定的生排烃源潜力。研究表明：研究区马三段烃源岩可分为三种类型。 关键词：大牛地气田；马家沟组；碳酸盐岩；烃源岩 0 引言 目前大牛地气田的勘探开发工作主要集中在上组合的奥陶系风化壳含气层系，而随着勘探工作的不断深入，对下组合的研究工作也格外重要，但对于下组合烃源岩的识别方法及展布规律一直没有明确的研究方法及结果，因此本文基于大牛地气田已有的15口盐下探井及部分TOC资料尝试对下组合马三段烃源岩进行识别和预测。 1马三段碳酸盐岩烃源岩的地球化学特征 根据大牛地气田盐下录井岩心、测井曲线的观察，奥陶系马家沟组马三段的岩性主要以白云岩、泥质白云岩、泥质白云岩夹薄层泥岩、膏盐、膏质白云岩为主。烃源岩的主要岩性为泥质白云岩及泥质白云岩夹薄层泥岩。马家沟组马三段烃源岩的有机丰度整体较高，有机碳含量平均值为0.45%，大部分都在0.4%以上，局部区域有机碳值大于0.9%。 有机质丰度是评价烃源岩的最基础指标，对于泥质烃源岩的评价标准，国内外比较一致，但对于碳酸盐岩烃源岩，由于其有机碳含量整体较低，世界范围内碳酸盐岩有机碳样品的峰值分布在0.12%-0.25%之间[1]。国内外学者提出了不同碳酸盐岩有机碳丰度下限和不同的评价标准[2,3]。研究区为海相潮坪沉积环境，烃源岩有机质类型为Ⅰ-Ⅱ1型，基于秦建中[2]等对碳酸盐岩烃源岩的评价标准对研究区马三段烃源岩进行分类，同时根据金之钧等[4]对鄂尔多斯盆地海相烃源岩TOC评价标准，大牛地气田有利烃源岩有机碳含量应大于0.5，气田西南部区域的烃源岩属于高成熟烃源岩，其它区域属于成熟烃源岩。 3 马三段碳酸盐岩烃源岩测井评价

大牛地气田盒1段致密砂岩气层识别

大牛地气田盒1段致密砂岩气层识别 柴文峰;吴娟娟 【摘要】大牛地气田盒1段气层属于致密砂岩气层.因其低孔低渗以及气层测井响应不明显,增大了气层识别、评价的难度.根据储层岩性、物性、含气性等特点依托 测井资料,建立测井解释参数模型;用曲线重叠法,孔隙度差比值法和无阻流量与多测井参数的交会图得出的有效气层下限值相结合,定性与定量对盒1段有效气层进行 识别.该方法提高了对盒1段致密砂岩储层气、水、干层识别的准确率和有效性,为进一步评价致密砂岩气层提供依据. 【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》 【年(卷),期】2015(017)001 【总页数】4页(P62-65) 【关键词】致密砂岩;气层识别;盒1段;大牛地气田 【作者】柴文峰;吴娟娟 【作者单位】成都理工大学能源学院,成都610059;咸宁市国土资源局地质科,湖北 咸宁437000 【正文语种】中文 【中图分类】P168.130.2+1 致密砂岩为储层有效渗透率小于或等于0.1×10-3μm2的低孔隙度砂岩气藏［1］。致密砂岩气藏具有岩性致密、储集物性差、非均质性复杂、自然产能低等典型特征，

从而使气层测井响应不明显，降低了测井响应对气层的分辨率［2-3］。大牛地气田构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东北部。总体为北东高、西南低的平缓大单斜，构造简单，断层不发育，局部发育鼻状构造［4］。大牛地气田主要含气砂岩层段为盒3 段、盒 2 段、盒1 段和山2 段［1，4］。 前人对大牛地气田上古生界致密砂岩气层的识别进行了大量研究。盒1段由于物性、储层孔候结构相对最差，测井响应特征复杂，油、气、干层电性特征不明显，所以对盒1段气层识别效果不佳。本次以盒1段试气和测井解释成果为依据，得 出测井解释参数的模型。利用曲线重叠法、孔隙度差比值法定性确定含气层位，并采用无阻流量与测井参数、测井解释参数制作交会图对盒1段有获得工业气流潜 力的气层进行有效识别，为进一步评价盒1段致密砂岩气层提供地质依据。 1 储层基本特征 大牛地盒1段储层岩石类型主要为含砾、中粗粒岩屑砂岩和岩屑石英砂岩。砂岩 碎屑成分中石英含量在23% ～85%之间，岩屑含量在15% ～70%之间，长石含 量一般小于10%，黑云母小于1%。砂岩分选一般为中等-较好，磨圆主要为次棱 角状，碎屑间颗粒支撑，点线接触，孔隙式胶结为主，孔隙类型以溶蚀孔、粒间余孔及晶间孔为主。 统计研究区44口井盒1段砂岩2 395个样品，孔隙度分布在 0.7% ～20.1%区间，平均值为7.36%，主要分布在2% ～12%区间;渗透率分布在(0.01 ～15.3)×10- 3μm2区间，平均值为0.40 ×10-3μm2，主要分布在(0.05 ～1.00)×10-3μm2区间，因此，盒1段砂岩为典型的低孔、低渗储层。压汞试验分析可知盒1段排驱 压力普遍小于1 MPa，说明砂岩具有一定的大孔隙发育。盒1段储层平均孔喉半 径分布区间为 0.08 ～0.49 μm，均值为0.22 μm，属于微细喉道。 储层测井参数受物性影响，随着孔隙度和渗透率的增大，密度逐渐减小，电阻率逐渐降低，声波时差增大;孔隙度、渗透率降低，密度增大，电阻率增大，声波时差

东胜煤田大牛地地区煤质及煤岩特征

东胜煤田大牛地地区煤质及煤岩特征 【摘要】东胜煤田构造简单，资源丰富，为重要的煤炭生产基地。在煤碳岩石学及有机地球化学等理论指导下，通过对东胜煤田大牛地地区煤炭物理及化学性质的分析，论述了煤炭的工艺性能，阐述了大牛地煤炭的宏观及微观岩石学特征，为煤炭资源进一步勘探开发奠定了资料基础。 【关键词】东胜煤田；大牛地煤炭；煤质；煤岩特征 东胜煤田位于鄂尔多斯盆地伊盟隆起南部，构造简单，煤炭资源丰富，为盆地重要的煤炭生产基地。近年来，前人对该地区盆地构造形态、地层层序、沉积环境特征及资源评价等方面做了较为系统深入的研究[1-2]，但对大牛地地区煤炭的煤质及煤岩特征研究相对较为薄弱。本次研究在煤碳岩石学及有机地球化学等理论指导下[3]，通过对东胜煤田大牛地地区煤炭物理及化学性质的分析，论述了煤炭的工艺性能，阐述了大牛地煤炭的宏观及微观岩石学特征，为进一步勘探开发该地区煤炭资源奠定了资料基础。 1 区域地质背景 大牛地地区主要含煤地层为侏罗系中下统延安组，岩性为灰-灰白色中砂岩、黑灰色粉砂岩、泥岩及煤层，含2、3、4、5、6五个煤组。根据沉积旋回，将延安组分为三个岩段，大致对应于三个沉积演化阶段：（1）填平补齐阶段：早侏罗世-中侏罗世早期，区内发育河流相，受古地貌控制，在较低洼地段形成了厚度变化大、局部分布的6煤组下部煤层。随着古地形逐渐被夷平，局部小范围出现了浅湖相，河流规模也进一步增大，支流发育，并出现了洪积平原，在有利部位形成了基本全区可采的5-1、6-2中和局部可采的6-3主要煤层，煤层厚度变化相对较大，并局部含有夹矸；（2）超覆扩展期：随着地壳进一步下降，区内由以河流、浅湖并存变为湖泊三角洲与河流并存的局面，河流洪积及湖泊三角洲的广泛出现，达到了盆地扩张的顶峰时期，为煤层的形成与发育提供了良好条件，形成了3、4煤组煤层层数较多，煤层厚度相对较稳定，煤质变化较小；（3）衰退期：地壳由沉降速度减慢到逐渐上升，盆地也逐步进入委缩期，早期还保存了一些湖泊三角洲，到中晚期河流相空前发育。因此，区内只发育了一层零星可采煤层（2-2中），位于岩段的上部，厚度变化相对较大，分布局限。同时，该煤层也有被冲刷或被剥蚀的现象。 2 大牛地地区煤质 2.1 物理性质 大牛地煤炭颜色上呈黑色，条痕褐黑色，暗淡或沥青光泽，局部有油脂、丝绢光泽，平坦及参差状断口，镜煤中见贝壳状断口。真相对密度（TRD）测试值1.34～1.49t/m3，平均值1.43 t/m3；视相对密度（ARD）测试值1.20～1.38t/m3，平均值1.27 t/m3。总体上变化不大，中部发育较好的厚煤层相对略低一些。

大牛地气田马五5白云岩储层特征及分布规律研究

大牛地气田马五5白云岩储层特征及分布规律研究 唐明远 【摘要】以沉积岩石学、油气地球化学、碳酸盐岩储层地质学为理论基础,通过大量钻井岩心观察、测井分析、薄片和扫描电镜鉴定、物性及压汞分析,研究了大牛地气田马五5亚段白云岩储层特征及分布规律.结果表明,马五5亚段储层岩石类型以粉-细晶白云岩为主;储集空间以晶间孔隙型为主,裂缝-孔隙型次之;平均孔隙度为5.41％,平均渗透率为1.05×10-3μm2,属于低孔低渗储层.马五5白云岩是表生期向下渗流的岩溶水与地层本身沉积的泥晶灰岩交代作用形成,其分布与奥陶系风化壳岩溶古地貌密切相关,主要分布在大牛地气田西部、北部的侵蚀高地以及东部、南部的侵蚀沟槽区,中部的斜坡台丘及斜坡区白云岩欠发育. 【期刊名称】《石油地质与工程》 【年(卷),期】2017(031)005 【总页数】4页(P29-32) 【关键词】大牛地气田;马五5储层;白云岩特征;古地貌 【作者】唐明远 【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州450000 【正文语种】中文 【中图分类】TE112.23 鄂尔多斯盆地奥陶系以碳酸盐岩沉积为主，在盆地中部靖边地区已发现的大型岩溶风化壳气藏，地质储量达7 000×108 m3，展示了盆地下古生界奥陶系碳酸盐岩

风化壳的巨大潜力[1–3]。大牛地气田构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部[4]，与靖边气田具有相似的成藏条件，已有的勘探成果也表明奥陶系风化壳具有良好的天然气勘探潜力。 近年来，在大牛地奥陶系风化壳发现马五1+2、马五5两套具有一定规模的气层，马五1+2亚段储层位于风化壳顶部，为一套岩溶储集体，马五5亚段储层位于风 化壳底部，为一套白云岩储集体，二者具有不同储层特征及分布规律。本次研究以风化壳底部马五5亚段为目标层段，通过大量钻井、岩心、测井、分析化验及测 试等资料综合分析，对大牛地气田奥陶系风化壳底部马五5白云岩储层特征及分 布规律进行了深入剖析，以期为其后续的勘探开发提供一定的地质依据。 大牛地马五5亚段为潮下带沉积，以潮下低能沉积环境为主，发育潮下灰坪微相，主要岩性为深灰、灰黑色泥微晶灰岩（图1a），水平纹层较为发育，黑色灰岩俗 称“黑腰带”，是区域标志层[5–7]（图1a～c）。受到后期成岩作用的影响，马 五5亚段灰岩地层内局部出现白云石化，泥微晶灰岩被交代形成粉–细晶白云岩（图1a～f）。岩心、薄片、扫描电镜等资料表明，马五5亚段储层岩石类型以粉–细晶白云岩为主，一般呈深灰色层状产出，晶体干净明亮、晶面平直，晶体形态以半自形–自形为主，自形程度高，晶体大小均匀，一般30～50 μm，点–线接触，晶间孔较为发育。 大牛地气田马五5储层储集空间类型主要有孔隙型、裂缝型及裂缝–孔隙型三种类型。 1.2.1 孔隙型 通过对鄂尔多斯盆地大牛地气田马五5亚段60余个薄片的观察分析，马五5白云岩储层普遍发育孔隙型储层，孔隙型储层储集空间主要有晶间孔、晶间溶孔，孔隙度2.0%～9.0%，渗透率0.1×10-3～1.0×10-3μm2。测井响应特征为低自然伽马、低电阻率、低密度、高声波时差及高补偿中子。

鄂尔多斯地区东北部大牛地气田山西组沉积相

鄂尔多斯地区东北部大牛地气田山西组沉积相 张广权; 陈舒薇; 郭书元 【期刊名称】《《石油与天然气地质》》 【年(卷),期】2011(032)003 【总页数】10页(P388-396,403) 【关键词】分流河道; 三角洲沉积体系; 储集相带; 陆表海; 大牛地气田; 鄂尔多斯盆地 【作者】张广权; 陈舒薇; 郭书元 【作者单位】中国石化石油勘探开发研究院北京100083; 中国石化华北石油局河南郑州450006 【正文语种】中文 【中图分类】TE121.3 大牛地气田位于鄂尔多斯地区东北部陕—蒙交界处,主体跨内蒙古伊金霍洛旗与陕西榆林市,西南部属内蒙古乌审旗东北部(图 1)。山西组由砂岩、泥岩夹煤层组成,下部常夹海相泥岩。与下伏的太原组地层和上覆的下石盒子组地层均为整合接触,时代为中二叠世。笔者通过研究认为山西组属于海相三角洲沉积体系,其中山西组一段为滨海三角洲沉积,以三角洲前缘为主;山西组二段为近海三角洲沉积,以三角洲平原为主。而以前研究者多数认为区内山西组属于湖相三角洲沉积体系,近南北向展布的砂体为(水下)分流河道沉积[1-3]。 华北早古生代克拉通于晚奥陶世整体抬升后,寒武-奥陶系碳酸盐岩遭到长达 110

Ma的风化剥蚀,至晚石炭世早期近准平原化。当时华北克拉通南北两侧翘升,北部 是阴山隆起,南部为秦岭-伏牛-大别-胶辽隆起,西部有杭锦旗-环县低隆起,向西隔贺 兰海湾与阿拉善相望,东为大洋,呈向东敞开、西高东低的箕状盆地。华北早古生代 克拉通盆地受加里东中期运动影响,于奥陶纪末整体抬升,直至晚石炭世早期近准平 原化,沉积了本溪-太原组的砂岩、泥岩、灰岩、铝土岩和煤层沉积。太原期末到山西组一段沉积期末,发展为跨越陆表海滨岸-海岸平原沉积环境,沉积含有海相动物化石和矿物的泥岩。山二段沉积期是盆地转换期,由于满蒙洋洋壳俯冲加剧,盆地北缘 翘升加剧,海水基本退出盆地中区,盆地中、北部为冲积平原、海岸平原沉环境格局。区内处于海岸平原沉积环境,其上发育三角洲体系。山西组的沉积物主要是由碎屑 岩夹煤层或碳质泥岩组成,山一段含煤层,系稳定的构造—沉积过程控制而形成的大面积的有机堆积环境的盆控型泥炭沼泽沉积,山二段夹碳质泥岩[4-8]。 山西组岩性组合主要为灰、浅灰色砂岩、深灰、灰黑色泥岩,夹灰黑色炭质泥岩,呈 下粗上细的多个正旋回(图 2)。 灰色砂岩与深灰、黑灰色泥岩、黑色碳质泥岩不等厚互层,夹煤层,是山西组的主要 含煤段。泥岩中常见植物化石,而大 12井 2 813.55 m和大 3井山 1段发现海百合、有孔虫骨屑泥岩,其中含有孔虫(含始瘤虫 Eotuberitian)和海百合茎碎片化石(图 3A),表明该泥岩沉积时与海水有关;另外,山1段下部泥岩中普遍发现灰黑色泥 晶结构条带状构造的菱铁矿岩,电子探针分析表明菱铁矿富镁, MgO含量 0.3%～7.8%,如大 8井 2 688.53 m(图3B);在大 3井山 1段 (2 781.01 m)砂岩的基质中 发现铁白云石和无铁白云石 (图 3C);无论是富镁菱铁矿岩还是砂岩基质中的白云石,由于淡水中镁的含量极低,一般小于1×10-6～50×10-6,平均4 ×10-6,不能提供较多的Mg2+,只有富含镁的海水(镁含量约 0.13%)才能提供较多的Mg2+,使菱铁矿富镁,促使白云石形成,说明其沉积环境与海水有关[9-11]。上述迹象表明,本区山 1 段沉积环境为滨海平原,经常受潮汐海水的侵扰,说明该时期有海侵发生,相当于沉积

鄂尔多斯盆地大牛地气田马家沟组古岩溶储集层特征

鄂尔多斯盆地大牛地气田马家沟组古岩溶储集层特征 赵淑平;王起琮 【期刊名称】《新疆石油地质》 【年(卷),期】2012(033)002 【摘要】探讨了鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系碳酸盐岩储集层的岩石学及地球化学特征。应用显微光学方法分析了岩溶储集层的微观特征,应用同位素地球化学方法研究了储集层的成岩作用特征,应用残余厚度法和印模法开展了古岩溶地貌恢复及其对储集层发育的控制作用研究。大牛地气田奥陶系马家沟组古岩溶储集层以岩溶角砾岩和泥粉晶白云岩为主,发育溶蚀孔、洞、缝以及晶间孔隙,储集层碳、氧稳定同位素明显偏负,87Sr/86Sr值明显偏高。岩溶地貌划分为3种地貌单元,其中岩溶斜坡的溶蚀作用强烈,是储集层发育的有利部位,其上覆铝土岩为有效盖层,封盖能力较强,是天然气聚集的有利区域。研究结果表明,稳定同位素地球化学方法是研究碳酸盐岩储集层岩溶作用的有效手段,溶蚀及白云岩化作用是控制岩溶储集层发育的重要因素。 【总页数】5页(P170-174) 【作者】赵淑平;王起琮 【作者单位】西安石油大学油气资源学院,西安710065;西安石油大学油气资源学院,西安710065 【正文语种】中文 【中图分类】TE112.221

【相关文献】 1.鄂尔多斯盆地中东部奥陶系马家沟组五段盐下白云岩储集层特征及其形成演化[J], 付斯一; 张成弓; 陈洪德; 陈安清; 赵俊兴; 苏中堂; 杨帅; 王果; 密文天 2.鄂尔多斯盆地大牛地气田奥陶系马家沟组中下组合沉积模式 [J], 雷涛; 邓虎成; 吴冬; 伏美燕; 唐明远; 崔璐; 丁晓琪; 夏宇; 解馨慧 3.酸压裂缝体形态与流动能力的控制因素——以鄂尔多斯盆地大牛地气田下奥陶统马家沟组马五5亚段储层为例 [J], 郭建春;陈付虎;苟波;李嘉瑞;王世彬;肖晖;任冀川 4.鄂尔多斯盆地大牛地气田马家沟组储层类型成因及其主控因素 [J], 兰浩翔;伏美燕;邓虎成;雷涛;吴冬;胥旺;李依林 5.鄂尔多斯盆地大牛地气田中奥陶统马家沟组裂缝特征及成因 [J], 彭先锋;邓虎成;何建华;雷涛;张烨毓;胡笑非 因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买

大牛地气田石英次生加大特征及其对储层物性的影响

大牛地气田石英次生加大特征及其对储层物性的影响 曲希玉;邱隆伟;宋璠;张满利;刘冰 【摘要】以大牛地气田太原组、山西组和下石盒子组致密砂岩储层为研究对象， 依据石英次生加大的点状式、环边式和多期式形貌，结合流体包裹体均一温度，将石英次生加大分为3期，其中第Ⅱ期在本区发育数量最多，含有一定量的有机包 裹体，第Ⅰ期和第Ⅲ期见石英溶解现象。随石英次生加大期次的增加，加大边的宽度逐渐增大，对应的储层物性逐渐变差，但第Ⅲ期对应的孔隙度较前两期明显偏高。当大牛地气田的硅质胶结物含量大于3％时，将以孔隙充填为主，在第Ⅲ期石英次生加大之后，砂岩储层已完全致密化。在整体致密的背景下，碱性溶解作用形成的石英溶解型孔隙，为大牛地气田提供了大量的储集空间，是太原组二段次生孔隙的主要成因。%The tight sandstone reservoirs from the Taiyuan, Shanxi and Xiashihezi Formations of the Daniudi Gas Field were studied. In view of the punctate type, zonary structure and multistage morphology of quartz over-growth, and combined with the homogenization temperature fluid inclusions, the quartz overgrowth were divided into three stages, among which the stage Ⅱ was most developed and contained some organic inclusions. Quartz solution was found in the stagesⅠandⅢ. The corresponding reservoir physical property gradually became poor with the increasing stage of quartz overgrowth and the increasing width of enlargement margin;however, the po-rosity of the stage Ⅲ was obviously higher than that of the previous two stages. Pore filling was dominant when the content of siliceous cement was over 3% at the Daniudi Gas Field. After the quartz overgrowth in the stageⅢ, sandstone reservoirs were

鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界烃源岩评价

鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界烃源岩评价 袁东山;李国强;莫贵初;张彦霞;朱建辉 【摘要】利用油气地球化学分析测试方法,研究了大牛地气田上古生界烃源岩的有机质丰度、类型和成熟度,对其进行了综合评价.结果表明,大牛地气田上古生界烃源岩岩性主要为煤岩和暗色泥岩,不同层段烃源岩质量有所差异,烃源岩质量最好的层段为太2段,下石盒子组只有盒1段烃源岩达标,上石盒子组暗色泥岩基本为非烃源岩；烃源岩有机质类型主要为Ⅲ型,部分暗色泥岩烃源岩有机质类型表现为Ⅱ型；大牛地气田上古生界烃源岩成熟度较高,基本处于高成熟～过成熟演化阶段. 【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》 【年(卷),期】2012(009)011 【总页数】4页(P84-87) 【关键词】烃源岩;石炭系;二叠系;大牛地气田;鄂尔多斯盆地 【作者】袁东山;李国强;莫贵初;张彦霞;朱建辉 【作者单位】中石化西南油气分公司勘探开发研究院,四川成都610081;中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所,江苏无锡214151;中石油测井有限公司长庆事业部,陕西西安710201;东方地球物理公司辽河物探处,辽宁盘锦124010;中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所,江苏无锡214151;中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所,江苏无锡214151 【正文语种】中文 【中图分类】TE122.113

大牛地气田构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，横跨内蒙古伊克昭盟伊金霍洛旗、乌审旗和陕西省榆林市神木县，面积约2004.8km2。研究区内构造、断裂不发育，总体为北东高、西南低的平缓单斜，地层倾角0.3～0.6°，局部发育鼻状隆起，但未形成较大的构造圈闭。该区主要含气层位为石炭系太原组、二叠系山西组和下石盒子组；储集层主要为石炭系太原组障壁砂坝，二叠系山西组三角洲平原分流河道砂和下石盒子组河流相河道砂。大牛地气田在储量规模上达到大型气田标准，气田基本特征是多层大型岩性圈闭叠合发育的低渗透-致密气田，以“近源箱型”模式成藏[1-2]。下面，笔者利用油气地球化学分析测试方法对大牛地气田45口探井的烃源岩样品的有机质丰度、类型和成熟度进行研究，并对其进行了综 合评价。 1.1 不同岩性烃源岩有机质丰度 不同岩性烃源岩有机质丰度有所差异。对不同岩性烃源岩采用相应评价标准对其质量进行评估[3-4]。 1)暗色泥岩暗色泥岩有机碳含量(TOC)分布范围较宽：0.04%～13.82%，平均 1.77%，其中TOC含量大于1.5%的样品占样品总数的44%；暗色泥岩氯仿沥青“A”含量0.0024%～0.5708%，平均0.0447%，氯仿沥青“A”含量大于0.05%的样品占样品总数的30%；暗色泥岩总烃(HC)含量分布在6～1997μg/g，平均170μg/g，总烃含量大于200μg/g的样品约占样品总数的27%；暗色泥岩生烃潜量S1+S2值分布在0～28.9mg/g，平均1.5mg/g，生烃潜量S1+S2值大于 2.5mg/g的样品约占样品总数的14%。从有机质丰度各项指标来看，大牛地气田暗色泥岩大部分样品可对生烃有贡献，中等～好烃源岩所占比例较大，但仍有一定比例的样品属于差烃源岩。 2)碳质泥岩碳质泥岩有机碳含量TOC分布在1.63%～42.51%，平均14.18%， 其中TOC含量小于10%的样品占样品总数的50%，TOC含量大于18%的样品占

鄂尔多斯盆地山西组气测异常判定与解释

鄂尔多斯盆地山西组气测异常判定与解释 摘要：大牛地气田现场气测录井由于受多种因素影响，解释难度较大，随钻剖 面符合率相对较低。目的层下二叠统山西组主要为海陆过渡相，区域上山1段主 要为陆缘近海湖的辫状河三角洲平原沉积环境，山2段为三角洲平原陆相沉积环境。发育一套厚度较大的灰、深灰色泥岩、炭质泥岩与（含砾）砂岩互层，局部 夹煤层。三种岩性均不同程度地产生气测异常，正确判断和解释该段气测异常， 对于提高录井质量，落实油气层、加快勘探进度具有重要意义。综述工区气测录 井的影响因素，对比三种不同岩性特征与气测显示曲线特征，结合钻时、区域地 质特征等，以测井曲线为支撑，建立气测录井曲线模型，经现场实际应用，能够 较正确反推和判断出岩性，有利于提高剖面解释符合率,具有较高的现场应用价值。 关键词:大牛地；气测；录井；煤层气；全烃；异常 0 引言 大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的北部，地处陕、蒙交界处的毛乌素沙地腹部， 属于低压低渗致密砂岩储层，且具有非均质性强、砂体平面展布变化大等特点，储层丰度低，单井产量低（平均日产1～1.2 万立方米）等特点。自2005年进入规模化开发，当年布开发 井233口，为验证三维地震储层预测成果，加快大牛地气田的建设步伐，每年均有新建产能，截至2008年底，布井总数593口，其中包括多口长水平段水平井。 工区内各含气层多为低压低渗地层，进入井筒的天然气主要为钻遇岩石的破碎气和受压 差作用进入钻井液的压差气[1]。含气储集层段岩屑多无荧光或弱荧光显示，因此对气层的判 别与解释不能依靠荧光干湿照、点滴分析、系列对比等常规分析手段，进行快速、直观的分 析和判断多依靠气测录井，但气测资料又受多种因素影响，给综合解释和评价气层带来诸多 难题。 1综合录井的影响因素 ①气测录井的因素：钻井参数、钻井液性能、脱气器效率、气路管线密封性、气测仪标 定及仪器稳定性、气测基值和后效(包括单根峰)、环境和气路温度以及岩性厚度引起的曲线 失真等[2]。②槽面显示：可作为落实显示层的重要手段，但其受主观因素、钻井液性能、高 架槽的形态和坡度等影响较大，当钻遇气测异常值较低的显示层，其槽面可能无气泡显示或 因气泡较少而难以观察进行准确判断。③钻时与岩屑录井：受PDC钻头使用与钻井参数的 的影响，钻时判别岩性稳定性差，岩屑细小，局部混杂[3]。④水平井工艺的影响，特别是长 水平段水平井录井，岩屑混杂，严重失真。 2气测录井与钻时录井现场评价 在作业区内，由于目的层段钻速快、钻时低（<5min/m），岩屑细小、混杂，砂泥岩互 层频繁，且夹多层煤（线），很难单纯通过钻时、岩屑鉴定来进行岩性归位。 2.1 炭质泥岩段异常判别 钻遇炭质泥岩时，气测值一般均具有不同程度上升。异常值大小与炭质含量的高低有关，但气测值及全烃对比系数(显示值／基值)总体偏低，多在2.0%以下，全烃曲线多呈不规则的 齿状（图1）。

大牛地气田致密砂岩气藏水锁伤害特征分析

大牛地气田致密砂岩气藏水锁伤害特征分析 高青松 【摘要】大牛地气田致密砂岩气藏具有非均性强、开发难度大的特点,储集层沉积环境变化快,沉积微相类型多,岩石胶结成分种类多、含量差异大、致密化成岩作用强;孔隙小、喉道窄,储集层渗透率低;气、水两相流动的通道小,渗流阻力大,水、气界面的表面张力大,水锁效应明显.特别是水平井压裂液规模大,一般是3 000～5 000 m3.大量的压裂液在较高的工作压力下进入地层中,进一步加大了水锁伤害程度.通过对致密砂岩储层的伤害实验、理论计算及实际压后特征的统计分析,明确了致密砂岩气藏的孔隙度、渗透率及压裂液侵入时间对压裂水平井水锁伤害的影响,分析了3种不同的水锁伤害类型特征,并提出了降低水锁伤害的建议. 【期刊名称】《科学技术与工程》 【年(卷),期】2018(018)017 【总页数】7页(P156-162) 【关键词】大牛地;致密气藏;压裂液;水锁伤害 【作者】高青松 【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,郑州450006 【正文语种】中文 【中图分类】TE373 鄂尔多斯盆地天然气资源丰富，广泛发育致密砂岩气藏，具有低压、低渗、低丰度

的特点，一般无自然产能，须经压裂才能有油气产出。特别是大牛地气田针对直井开发无经济效益的气层，应用水平井开发，需要进行大规模水力压裂扩大气体渗流通道，提高气井产量获得效益。在压裂过程中，压裂液的作用具有两面性：一方面，压裂在传递压力和携带支撑剂使气藏的砂岩储集层形成高导流能力的裂缝，改善了天然气的渗流通道，气藏有了产能；另一方面，由于压裂液水相在毛管力及泵注压力双重作用下，迅速进入致密的砂岩储集层中，当地层本身的驱动压力不足以将大量的外来液体排出时，侵入区的含水饱和度急剧增加，气相渗透率则急剧下降，形成了“水锁”污染，影响了气藏的产出。关于水锁程度的大小及其影响因素，前人研究成果较多，李淑白等[1]认为，岩心渗透率、岩心孔隙度、孔隙半径是影响水 锁伤害程度的主要因素,但文章中引用的低渗样品数量少且仅从统计学角度进行了 分析；张振华等[2—7]针对低渗砂岩储层选取一定数量的低渗砂岩岩心进行分析，并采用灰色关联分析法对水锁伤害的预测方法进行评估，但没有与实际产出特征相结合；钟新荣等[8—10]通过理论与机理分析，提出了应用相捕集指数、渗透率恢 复度作为水锁影响程度的评价方法，也未能就水锁伤害影响程度与气层的特征结合起来分析。本文通过实验和机理分析，从水锁伤害程度及影响因素出发，结合研究区大量压裂水平井的产出特征，提出了3种压裂水平井水锁伤害类型及其主要特点，将水锁伤害与水平井产出特征有机结合起来分析，并提出了减少伤害的措施建议。 1 致密气藏基本特征 鄂尔多斯盆地石炭-二叠系气藏主要发育于河流相-三角洲相砂体储集层中，主要产气层位为石炭系太原组，二叠系山西组、下石盒子组。太原组储集层为滨岸障壁砂坝沉积，山西组储集层为三角洲平原分流河道沉积，下石盒子组储集层为辫状河河道沉积。 山西组、下石盒子组储集层以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，颗粒石英含量为