緻密砂岩氣的主演地質特點有哪些
⑴ 緻密砂岩氣藏類型
目前國外關於能夠存在緻密砂岩氣藏的地質背景有兩種不同的觀點。一種認為緻密砂岩氣藏主要是發育於盆地中心或者是連續的大面積天然氣藏(Law，2002)；另一種認為大多數的緻密氣藏是位於常規構造、地層或復合圈閉的低滲透儲層中(Shanley等，2004)。同時，國內不同的學者對緻密砂岩氣藏的認識也有很大的提升，如張金川(2003)提出根緣氣的概念；姜振學等(2006)根據砂岩氣藏變緻密的時間把其分為「先成型」深盆氣藏和「後成型」緻密氣藏；鄒才能(2009)等深化了連續氣藏的概念。
1976年在加拿大西部艾伯塔盆地發現了巨型的深盆氣藏(Masters，1979)。1986年Rose等在研究Raton盆地時，首先使用了「盆地中心氣藏」(Basin Center Gas)的術語盆地中心氣藏是緻密砂岩氣藏的重要組成部分。盆地中心氣是當今時代一種非常重要的具有巨大經濟潛能的非常規氣藏，在美國每年高達15%的天然氣產量來自於盆地中心氣(Law，2002)，而且這個比例隨著先進技術的涌現和天然氣價格的提高而在逐年增加。在盆地中心氣系統中天然氣聚集與常規氣系統的天然氣聚集有一些差異。主要有直接型和間接型盆地中心氣藏兩種類型，在盆地中心氣系統的埋藏史和地熱史中，由於烴源岩不同使得兩種類型的盆地中心氣藏具有截然不同的特徵，從而進一步影響勘探策略。
⑵ 塔里木盆地依南2氣藏侏羅系緻密砂岩氣藏特徵及勘探潛力
唐雁剛 雷剛林 馬玉傑 楊憲彰 陳元勇 李 偉
（塔里木油田公司勘探開發研究院，新疆庫爾勒 841000）
作者簡介：唐雁剛，男，工程師，石油地質勘探專業。E-mail：tangyg-tlm＠petrochina.com.cn。
摘 要：緻密砂岩氣藏主要指發現於盆地中心或者是連續分布的大面積天然氣藏，該類氣藏的發現預示 著巨大的資源量，在目前儲量增長和能源供應方面正在發揮越來越重要的作用。塔里木盆地庫車坳陷的依南 2氣藏發現於20世紀90年代末期，之後按照常規砂岩氣藏的認識經過了多年的勘探評價，但部署在該氣藏范 圍內的鑽井均未獲得成功。本文通過對塔里木盆地庫車坳陷依南2氣藏的研究表明，該氣藏具備形成緻密砂 岩氣藏的有利地質條件：構造位置位於庫車前陸盆地依奇克里克沖斷帶，具有典型的前陸逆沖變形特徵，為 緻密砂岩氣藏的形成提供了良好的構造背景；同時侏羅系阿合組儲層岩性緻密，至上傾方向物性變好趨勢明 顯，為氣藏的形成提供了儲集空間；中生界侏羅系-三疊系的煤系地層為緻密砂岩氣藏的形成提供了豐富的 氣源；同時儲層頂部為侏羅系陽霞組中下部的一套厚層夾煤層泥岩，底部為三疊系厚層泥岩及煤層，為緻密 砂岩氣藏的保存提供了重要保障。測試資料表明構造內表現出深層含氣、淺層含水的氣水關系，氣藏所在地 層壓力異常，深淺層壓力系統不一致，獲工業產能油氣井在未採取儲層改造前測試產能低等特點，都表現出 緻密砂岩氣藏的大部分特徵。通過對依南2氣藏類型研究、正確認識成藏地質特徵及機理總結認識，並提出 針對緻密砂岩氣藏的測試措施及建議，為整體評價緻密砂岩氣藏的資源潛力並合理開發該類型氣藏有著一定 的指導意義。
關鍵詞：塔里木盆地；庫車坳陷；依南2氣藏；緻密砂岩氣藏
Features of Tight-gas-sandstone Reservoir and Prospects of Exploration in Yi'nan 2 Reservoir of Tarim Basin
Tang Yangang，Lei Ganglin，Ma Yujie，Yang Xianzhang，Chen Yuanyong，Li Wei
（Research Institute of Petroleum Exploration ＆Development，Tarim Oilfield Company，Kurlo，Xinjiang 841000）
Abstract：Tight-gas-sandstone reservoir means which is found in the center of basin or the consecutive a huge area distribution gas，and also indicated the tremendous resource.It brings the most important effect in the reserves increase and energy accommodation.Yi'nan 2 gas reservoir in Kuqa depression of tarim basin discovered in 1990s，and by years of exploration in term of the conventional sandstone gas reservoir but failed.By the investigation，Yi'nan 2 structure may have the profitably geologic conditions of forming tight-gas-sandstone gas reservoir：Yi'nan 2 structure locates at the incline of Kuqa foreland basin，be provided with typical thrust-nappe transmutation of foreland，provides with the good structure backdrop；the resources in Ahe formation of Jurassic have the compact reservoir，physical property becomes well to the upside，provide the good reservoir space for the gas reservoir；the lacustrine environment coal stratum of Jurassic -Triassic provides the prolific gas resource；simultaneity great thickness coal and shale in the top and bottom of Ahe formation provides the imporant guarantee；the test information indicate that：the gas-water inversion of structure，whichmeans water in shallow area，and oil＆gas in deep area of structure；abnormity of pressure in stratum of gas reservoir，disaccord pressure systemin deep and shallowstratum；low proction of gas in trial-proce before stimulationtreatment of instrial proction oil＆gas wells，and ect.Al l the phenomenon put up the mostly characters of tight-gas-sandstone.By the investigation of Yi'nan 2 gas reservoir，legitimacy confirms the reservoir accumulation model and geologic features，and aims at the cognition of tight-gas-sandstone，provides the steps and advises for the tests.For overall rte and logical develop Yi'nan 2 gas reservoir，it has the important academic guidance and significance.
Key words：Tarim basin；kuqa basin；Yi'nan 2 gas reseroir；tight-gas-sandstone reservoir
1 緻密砂岩氣藏特徵
緻密砂岩氣藏是指位於深處或盆地深部的含有天然氣，具有較低孔隙度（一般小於10％），高含水 飽和度（大於40％），而滲透率勉強能使天然氣滲流的氣藏。據估算目前世界上非常規天然氣資源有（800～1000）×1012m3處於尚未全面開發階段，其中緻密砂岩氣的資源量為（75～100）×1012m3，而 現今技術上可開採的緻密砂岩氣儲量為（10.5～24）×1012m3，居非常規天然氣之首。目前緻密砂岩 氣藏在美國、加拿大等國均有發現並利用。從目前發現的緻密砂岩氣藏來看，其地質特徵與常規儲氣層 有很大不同：(1)孔隙度和滲透率低，孔隙度通常為3％～12％，滲透率都在0.01×10-3μm2以下。(2)次生孔隙發育，緻密砂岩氣藏內次生孔隙常見，也有少量粒間孔隙，孔隙度和滲透率無明顯線性關 系，孔隙中粘土含量較高。(3)地層壓力變化不一。(4)緻密砂岩層的氣多聚集在地層圈閉中。較為常見 的是散布在較厚層段中的多層透鏡狀含氣層（如美國落基山盆地陸相地層），為河流沉積。(5)伴有裂 縫，特別是微裂縫。在碎屑岩中隨其埋藏壓力、溫度的升高，壓實、膠結、顆粒次生加大等成岩作用的 加強使得滲透率降低，脆性增大，導致伴有裂縫。(6)生氣源岩成熟度不高。從國外勘探實例來看，致 密層生氣時有機質成熟度一般不高，Ro一般為1％～2％。(7)氣水關系分布復雜。儲集緻密氣的岩系，上傾部位為水，下傾部位形成氣藏，中間有一個氣-水過渡帶等。
塔里木盆地庫車坳陷的依南2氣藏發現於20世紀90年代末期（圖1），之後按照常規砂岩氣藏的 認識經過了多年的勘探評價，但部署在該氣藏范圍內的鑽井均未獲得成功。本文通過對庫車坳陷依南2 氣藏的剖析認為：依南2氣藏屬於帶有緻密砂岩氣藏特徵的非常規氣藏，其位於構造斜坡的平緩部位，發育厚度大的煤系地層，儲層岩性緻密，構造內表現出氣水關系倒置、地層壓力異常等特點，對依南2 氣藏的剖析為評價依南2氣藏的資源規模及勘探潛力提出了理論依據。
2 依南2緻密氣藏地質條件特徵
依南2構造位於庫車坳陷依奇克里克沖斷帶，該沖斷帶受燕山、喜馬拉雅期構造運動影響，具有典 型的前陸逆沖變形特徵，其中依奇克里克大斷裂逆沖至地表，該斷裂上盤發育一系列東西走向的線性背 斜構造，如依奇克里克、吐格爾明背斜構造，斷裂下盤則形成了一系列斷鼻、斷背斜構造，如依南2斷 鼻構造。
依南2氣藏主要分布在侏羅系阿合組，次為陽霞組。據中測所得天然氣分析成果可知：侏羅系 阿合組天然氣具相對密度低（0.6283～0.6335g/cm3），甲烷含量高（88.6104％～89.4456％），具 干氣特點。地層溫度116～152℃，地層壓力68.59～81.47MPa，壓力系數1.73～1.84，為常溫高壓 干氣氣藏。
2.1 依南2構造位於構造斜坡部位，為緻密氣的形成提供了良好的構造背景
依南2氣藏位於依奇克里克沖斷帶中段，受南北向強擠壓應力影響，該區斷裂發育。依南2構造主 要受兩條逆沖推覆斷層控制，南邊界為迪那北斷裂，北邊界為依南斷裂。依南斷裂是控制依南2斷鼻 的主控斷層，為區域性的北傾逆沖斷裂，走向為近NE向，延伸長度約100km，斷距300～400m，斷 面呈上陡下緩的犁狀，斷面傾角30°～40°，向下消失於基底，向上消失於新近系吉迪克組鹽岩、膏 泥岩之中。依南斷裂與依奇克里克斷裂之間發育一系列逆沖斷層，走向與依南斷裂基本一致，造成 地層重復。
圖1 依南2氣藏位置圖
依南地區主要構造活動開始於燕山晚期，喜馬拉雅期受天山隆升影響開始大規模構造活動，逐漸形 成依南地區現今的構造格局，庫車組沉積階段是喜山運動的造山作用達到高峰時期，這一時期也是庫車 前陸盆地構造運動的主要活動期，在該區北部形成一條斷穿至地表的依奇克里克斷裂，依南斷裂也持續 活動，斷層上盤受強烈擠壓，形成一系列逆沖斷層，並且多條斷層相互疊置，造成地層重復，依南斷裂 下盤的斷鼻構造也持續發育，最終形成依南2斷鼻構造。
依南2氣藏位於依南斷裂下盤，構造為一向南傾伏的斷鼻，構造演化過程穩定，在排氣集中的 康村-庫車期一直處於穩定，這與緻密砂岩氣藏多分布於盆地向斜軸部或構造下傾部位特徵一致。在凹陷區沉積活躍，沉降快速，並且由於處於陸相-湖相交互環境，煤系地層發育，成岩作用又加 快了緻密儲層的形成，後期隨著快速的埋深而開始進入了大量生排烴的階段，並在圈閉位置聚集成 藏。根據多輪次構造研究，依南2井鑽揭阿合組264m，測井測試解釋均為氣層，氣藏明顯不受低幅 度背斜控制。
依南2氣藏位於依奇克里克背斜南部，處在庫車地區最大的生烴凹陷——拜城凹陷的邊緣，優越的 地理位置使得在生烴過程時更容易捕獲油氣。
2.2 依南地區侏羅系阿合組緻密砂岩為氣藏的形成提供了儲集空間
依南2氣藏主要位於侏羅系阿合組砂岩內，主要為辮狀三角洲的辮狀分流河道和水下分流河道 砂體，由多個從灰白色粗、中砂岩或含礫粗、中砂岩到灰白色、淺灰色中、細砂岩或粉、細砂岩的 正韻律組成，岩性主要是岩屑砂岩、長石岩屑砂岩和岩屑長石砂岩，成分成熟度比結構成熟度高，磨圓度中等，以次棱—次圓或次圓—次棱為主，分選中等為主（部分中—差、中—好），自生膠結礦 物和雜基含量較低（平均0.8％ ～3.9％）。該組砂體厚度大，泥質夾層較少，縱向疊置，橫向分布 穩定，儲層主要以低孔低滲型為主，中孔-中滲型少量（圖2）。其中依南2井在侏羅系阿合組鑽遇 了厚264m砂岩，測井解釋氣層45m/9層，差氣層43.5m/11層，干層46.5m/18層，完井測試證實均 為氣層，不含水。
侏羅系阿合組儲層較緻密、裂縫發育，以依南2井為例，侏羅系阿合組孔隙度分布區間主要為 0.3％～12.3％，平均5.2％，滲透率主要為（0.01～41.2）×10-3μm2，平均1.42×10-3μm2，為一 套緻密儲層；儲集空間多為次生孔隙，成岩作用使砂體或砂體內部的儲集物性形成嚴重的非均質性，同 時次生孔隙的形成使得阿合組的砂體成為低滲透層，這樣的儲層不僅可以儲存油氣，也可作為油氣散失 的遮擋層，在下傾方向含煤層系地層產生的油氣則由於緻密層的存在在使得向上流動減緩而被捕獲；並 且由於依南地區中、下侏羅統儲層成岩壓實普遍較強，粒間常呈嵌合狀，殘存孔隙度往往是孤立狀分布 而缺乏連通性，所以儲層物性尤其是滲透率很差（常小於1×10-3μm2），成為緻密特低滲儲層，裂縫 的發育能極大地改善這些緻密儲層的性質。雖然裂縫（隙）增加的孔隙度很有限（絕對量一般小於 1％），但使孤立狀分布的孔隙相互連通，因而儲層滲透性大為提高，滲透率值呈數量級遞增。同時研 究表明，自依南2構造向北，至上傾方向的依南4、依深4構造侏羅系阿合組物性變好趨勢非常明顯，為形成「上傾方向含水，下傾方向含氣」 這一氣水倒置特徵的緻密砂岩氣藏提供了有利儲集條件。
區域蓋層分布。侏羅系阿合組儲層頂部為陽霞組中下部的一套夾煤層泥岩，厚110～120m，底部為 三疊系厚層泥岩及煤層，為緻密砂岩氣藏的保存提供了重要保障。
圖2 依南地區侏羅系阿合組對比圖
2.3 中生界侏羅系-三疊系煤系地層為緻密砂岩氣藏的形成提供了豐富的氣源
依南2氣藏的儲層底部為一套三疊系湖相煤系地層，分布面積大，可作為充足氣源。依南2井陽霞 組油砂與阿合組原油甾、萜分布特徵與三疊系烴源岩特徵更加相似。
庫車坳陷東部的有效烴源岩包括克拉瑪依組（T2-3k）、塔里奇克組（T3t）及恰克馬克組（J2q） 暗色泥岩及煤系地層，最大累計厚度600m左右，有機質豐度較高，普遍達到中等到好烴源岩標准。依 南2井三疊系暗色泥岩TOC為0.45％ ～24.43％，均值2.95％；侏羅系暗色泥岩TOC為0.28％ ～ 16.35％，均值4.31％。主要由陸生高等植物組成的有機質類型以Ⅲ型為主，其次為Ⅱ2型。新近紀以 來，上三疊統和下—中侏羅統烴源岩陸續成熟生烴（Ro值為0.6％～1.88％），有機質演化程度較高，依南2井三疊系Ro為1.32％～1.43％，侏羅系Ro為0.78％～1.26％。根據庫車東部烴源岩演化史研 究表明，三疊系烴源岩排油高峰約在23～12Ma，侏羅系烴源岩排油高峰大約在12～5Ma，三疊系和侏 羅系烴源岩排氣高峰均是在康村-庫車期，因此早期圈閉主要捕獲三疊系的原油，晚期充注天然氣，依 南2氣藏的油氣主要是來源於三疊系。
2.4 依南地區深層普遍含氣、淺層含水的特徵，構造整體反映出氣水倒置的現象
通過對依南地區老井復查，特別是對測試出水原因分析及測井重新解釋，明確了依南地區同一儲層 及侏羅系阿合組在構造下傾部位飽含氣層（依南2井），而在向構造上傾方向（依南4、依深4井）逐 漸變為氣水過渡帶，氣水呈明顯的倒置狀態。從低部位向上傾方向，含氣層逐漸變為氣水過渡帶直到水 層（圖3）。
圖3 依南2氣藏模式圖
在測試過程中，依南2、依南2C、依南5、依南4、依深4井在侏羅系阿合作或陽霞組取得大量水 樣分析資料，測井重新解釋成果及水樣資料分析研究認為：
依南2井在侏羅系阿合組的水分析層產量低，其中在4776～4785m測試井段（21.4m3/d）及 4905～4913m測試井段（22.14m3/d）所出水均為三疊系的串水，測試結論均為氣層，pH值約為 5.48～8（地層水中pH值小於7）；顏色為黑、黃、棕色（地層水無色或受鑽井液污染顏色淺），氯 根值偏低，為2158.91～18062.84mg/L，總礦化度為6067.11～33501.77mg/L，水型為MgCl2或 NaHCO3。
依南4井在侏羅系阿合組水分析層為含氣水層和干層，氯根為9227.21～32742.04mg/L，總礦化度 為16860.89～61579.26mg/L，水型分析均為NaHCO3；依深4井在分別在侏羅系阿合組4072～4093m、 4147～4169m井段測試見水，產量均不高，侏羅系陽霞組-阿合組水分析氯根為6393.83～ 12673.52mg/L，總礦化度14015.13～25410.83mg/L，水型均為NaHCO3，因此在構造上傾部位含水明 顯（依深4、依南4井），而在構造下傾方向無明顯水層特徵，說明受斷裂影響地表水和地下水相通，在構造上傾部位形成了一個開啟的地層水系統。
2.5 依南地區侏羅系阿合組地層壓力異常也顯示了緻密砂岩氣藏的特性
緻密砂岩氣藏的氣層壓力總是低於或者高於區域靜水壓力，表現出異常的壓力狀態，其出現的位置 和范圍與侏羅系阿合組天然氣聚集的位置和范圍一致，這也反映出依南2氣藏油氣晚期運移聚集，並且 還處在動態調整過程中的特徵。
根據對依南2氣藏侏羅系測試井段壓力數據研究分析認為，受埋深影響依南2、2C、5井屬於同一 壓力系統，反映出異常高壓的環境，依深4、依南4井為高壓環境，井下侏羅系陽霞組-阿合組壓力系 數自北向南逐漸增大，整體表現出北邊壓力系數低，南邊壓力系數高的規律特徵（圖4、圖5），也說 明氣藏處在壓力泄漏的環境下，為一個開啟的壓力系統。
圖4 依南地區侏羅系壓力分布關系圖
圖5 依南地區侏羅系壓力系數分布關系圖
3 結論及建議
通過對依南地深層緻密砂岩氣藏的綜合分析研究取得以下認識：
（1）庫車坳陷依南2構造位於構造斜坡區，該區生烴強度大、侏羅系儲層緻密，同時伴有氣水倒 置、氣層壓力異常等特徵，反映出明顯的緻密砂岩氣藏特徵。
（2）若按照緻密砂岩氣藏邊界不受構造等因素控制，構造下傾部位均含氣考慮，氣藏范圍南邊能 達到迪那北斷裂附近，保守估算資源量可達4200×108m3，具有巨大的勘探潛力。
（3）根據緻密砂岩氣藏認識建議對該氣藏帶有評價意義的探井迪西1井在侏羅系阿合組增產措施 以壓裂為主，採用水基壓裂液，增加泥土穩定劑和非離子表面活性劑，並結合採取超大性水力壓裂；同 時結合國外緻密砂岩氣藏開發特點，建議對該井區部署採集三維地震，准確認識依南2構造及其儲層的 非均質性和裂縫展布，為有效提高開發井成功率打好基礎。
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⑶ 緻密砂岩儲層特徵及影響因素
(1)上覆應力對滲透率的影響
對於緻密砂岩氣藏，應力是孔隙度和滲透率的重要影響因素。然而，同一應力場下孔隙度的變化要比滲透率的變化小得多(Rushing等，2008)。也就是說，對於緻密砂岩氣藏，上覆應力對滲透率的影響更大。它顯示的是不同上覆應力條件下各岩樣孔隙度和滲透率的變化，表明了上覆應力變化對孔隙度和滲透率的影響。隨著上覆應力增加，低滲透率儲層滲透率顯著下降，而且，這種效應在儲層滲透率為0.5×10-3μm2或者更小的時候更明顯。
在一項對應力影響滲透率的研究中，Davies(1999)對比了未固結的高孔滲砂岩和低滲透含氣砂岩。在未固結的砂岩儲層中，隨著上覆應力增加，滲透率降低最明顯的是孔隙度滲透率初始值最高的砂岩。在低滲透含氣砂岩中，隨上覆應力增加，滲透率主要受到孔隙影響下降較快。Byrnes和Keighin(1993)發現在低滲透率儲層中，孔隙喉道隨著上覆應為增加可以減少50%～70%。
(2)含水飽和度對滲透率的影響
在上覆應力作用下，低滲透砂岩儲層中，氣體的滲透率比常規儲層小很多，只有(0.001～0.01)×10-3μm2，同樣，地層水有效滲透率也是如此，因為在高含水飽和度的低滲透儲層中水是不能夠流動的。低滲透儲層與常規儲層有如此大的差別，因此，用於常規儲層的臨界水飽和度(水停止流動時的飽和度)、臨界氣飽和度(氣體開始流動的飽和度)以及束縛水飽和度(增加孔隙壓力時含水飽和度變化很小時的飽和度)等概念都需要進行重新定義。對於低滲透儲層中氣體相對滲透率的研究發現，在含水飽和度為40%～50%時，氣體的滲透率下降得最快。在低滲緻密砂岩氣層中，氣水都不能流動的含水飽和度范圍比較廣。
對常規儲層和緻密砂岩儲層的性質進行了比較。在常規儲層中，如果以相對滲透率2%作為基準，其大於2%的單相或者兩相流體的滲透率變化范圍很大，臨界水飽和度和束縛水飽和度的值幾乎是一樣的，在這種情況下，很少有被水開采出，這說明儲層是處於或者接近束縛水飽和度。然而在低滲透儲層中含水飽和度的變化范圍卻很大，對於相對滲透率小於2%的流體，其臨界水飽和度和束縛水飽和度的值相差很大。在這種儲層中，缺少水的產出不能夠推斷出儲層處於束縛水飽和度狀態(Shanley等，2004；Naik，2010)。事實上，Byrnes早在1994年就已經提出了用「滲透率盲區」的概念用來描述氣水滲透率不能被忽略的含水區域。然而，由於對這種關系缺乏深入的研究，導致了對低滲透儲層中烴類系統研究的誤解。
以上研究表明：低滲透儲層中缺少水的產出不能推斷出儲層處於束縛水飽和度狀態，只能說明含水飽和度低於臨界水飽和度。低滲透儲層中含水飽和度的變化范圍很大；氣體相對滲透率的曲線很陡，含水飽和度很小的變化都會導致相對滲透率發生明顯的改變；含水飽和度超過50%的地區不可能有很高的氣體滲透率；由於這些滲透率關系，在能夠證明岩石滲透率的變化影響測試結果之前，試井都要認真仔細地進行。沒有產出流體的試井中，孔隙度和滲透率與那些產出大量氣體的儲層是相同的；由於低滲透儲層在高含水飽和度時對有效滲透率的影響很小，這些高含水儲層中產出的天然氣不能成的資源。當然，由於對低滲透儲層有效滲透率的特殊性質缺乏認識，有可能會導致一從而不能夠很好地了解地下信息。
(3)復雜的氣水關系
緻密砂岩儲層氣水關系非常復雜，一般來說，存在4種類型氣水關系：上氣下型、下氣上水型、氣水界面傾斜型和氣水混雜型(鄒才能，2009)。在這些低孔滲儲層氣水關系類型中，「上氣下水」是正常的氣水關系，多見於低孔滲背景中相對高孔滲部位或凹陷中心圍的上傾部位高孔滲段。在緻密砂岩氣藏中，典型的是下氣上水型，即氣水倒置型的上傾方向氣水關系倒置、下傾方向無氣水接觸(無底水)。天然氣儲集在地層下傾較低部位，而上傾較高部位是水，兩者之間不存在一般意義上的封堵或遮擋條件，也沒有明顯的氣水界面，而是存在一定寬度的氣水過渡帶。在這個過渡帶中，儲層和流體的性質逐漸變化，如沿上傾方向，地層滲透率增大、地層水礦化度明顯降低、地層電阻率明顯減小等。而且，由於緻密砂岩儲層中復雜的氣水關系，可能導致圈閉中為純氣、純水、氣水混雜或干層，這也使得在勘探過程中出現高低產井並存的現象。
(4)膠結物和黏土礦物
緻密含氣砂岩相對豐富的小孔隙也是其低滲透性的原因。其中，黏土礦物的存在是形成小孔隙的因素之一，同時大范圍的膠結作用也是形成低孔滲的重要原因。因此，要明確緻密含氣砂岩中膠結物、黏土礦物的成分及其來源，這可以很大程度上提高對緻密砂岩儲層的認識並提高成功勘探及開發鑽井方案的成功率。
1)膠結物。在緻密砂岩儲層中，膠結物的主要成分有硅質、鈣質和自生黏土。當砂岩中的膠結物由自生黏土組成時，其基質滲透率會極低，並處於微達西級別(Naik，2010)。緻密砂岩儲層中硅質的膠結作用較為普遍，其主要以石英次生加大的形式存在(如圖3.3)。膠結物對裂縫的孔隙大小有著較大的影響，成岩作用過程中，石英膠結物和岩石裂縫之間有著復雜的關系，石英膠結物影響著岩石裂縫系統形成過程中的岩石力學屬性，從而影響裂縫開度的分布和簇狀聚集。另外，膠結物還通過部分或完全堵塞運移通道，影響著裂縫系統內流體流動狀態。
具體來講，在部分膠結裂縫中發現的高度非均質的石英膠結物厚度是石英晶體生長速率的函數(Lander等，2008)。石英晶體生長速率不僅表現出明顯的各向異性，同時石英生長速率還與溫度有關。石英生長速率與裂縫開啟速率的相互制約關系決定了膠結物能否完全充填裂縫，並且能夠決定石英膠結橋能否部分充填偶爾撐開的裂縫(圖3.4)。所有這些可能性都可以在地下或露頭中的富石英砂岩標本中見到(Olson等，2009)，在緻密砂岩中更能出現這種現象。
表3.7 緻密砂岩儲層的基本地質特徵及其與常規儲層的對比
(據張哨楠，2008，修改)
⑷ 緻密砂岩氣（深盆氣）
緻密氣是一種儲層緻密、構造簡單、分布廣泛、儲量巨大的非常規天然氣。這類版氣常分布權於傳統的天然氣地質理論認為不可能形成天然氣聚集的向斜或凹陷低窪地帶。這類氣藏儲量巨大、具有現實的和潛在的經濟價值，是勘探目標類型之一。緻密氣藏儲層孔滲性差、傾角平緩，含氣范圍不受構造控制，主要受儲層物性和岩性控制。有關專家對我國深盆氣資源潛力進行了初步預測，認為我國深盆氣資源量超過（55.77～83.46）×1012m3。
我國是一個煤系地層十分發育的國家，緻密儲層分布廣泛，在構造變動相對穩定的地區有利於深盆氣藏的發育。東部含油氣盆地的深層，鄂爾多斯盆地古生界，四川盆地、准噶爾盆地和吐哈盆地等是開展深盆氣勘探的最有利領域。
⑸ 論述地表的地質組成特點有哪些(從岩石角度)
岩石的基本特點是所有的岩石都是混合物。
煤、石油、天然氣屬於可燃性有機岩，而不是礦物。
岩石，是在地質作用下形成的礦物聚合體，其中海面下的岩石稱為礁、暗礁及暗沙，由一種或多種礦物組成的，具有一定結構構造的集合體，也有少數包含有生物的遺骸或遺跡（即化石）。岩石有三態：固態、氣態（如天然氣）、液態（如石油），但主要是固態物質，是組成地殼的物質之一，是構成地球岩石圈的主要成分。
岩石根據其成因、構造和化學成分分類，按其成因主要分為三大類：火成岩、沉積岩和變質岩。
一、火成岩
火成岩又稱岩漿岩，它是因地殼變動，熔融的岩漿由地殼內部上升後冷卻而成。火成岩是組成地殼的主要岩石，佔地殼總質量的89%。火成岩根據岩漿冷卻條件的不同，又分為深成岩、噴出岩和火山岩三種。
1.深成岩
深成岩是岩漿在地殼深處，在很大的覆蓋壓力下緩慢冷卻而成的岩石，其特性是：構造緻密，容重大，抗壓強度高，吸水率小，抗凍性好、耐磨性和耐久性好。例如，花崗岩、正長岩、輝長岩、閃長岩、檄攬岩等。
2.噴出岩
噴出岩是熔融的岩漿噴出地表後，在壓力降低、迅速冷卻的條件下形成的岩石，如建築上使用的玄武岩、安山岩等。當噴出岩形成較厚的岩層時，其結構緻密特性近似深成岩，若形成的岩層較薄時，則形成的岩石常呈多孔結構，近於火山岩。
3.火山岩
火山岩又稱火山碎屑岩。火山岩是火山爆發時，岩漿被噴到空中，經急速冷卻後落下而形成的碎屑岩石，如火山灰、浮石等。火山岩都是輕質多孔結構的材料，其中火山灰被大量用作水泥的混合材，而浮石可用作輕質骨料，以配製輕骨料混凝土用作牆體材料。
二、沉積岩
沉積岩又稱水成岩。沉積岩是由原來的母岩風化後，經過風吹搬遷、流水沖移而沉積和再造岩等作用，在離地表不太深處形成的岩石。沉積岩為層狀構造，其各層的成分、結構、顏色、層厚等均不相同，與火成岩相比，其特性是：結構緻密性較差，容重較小，孔隙率及吸水率均較大，強度較低，耐久性也較差。
1.機械沉積岩
風化後的岩石碎屑在流水、風、冰川等作用下，經搬遷、沉積、固結(多為自然膠結物固結)而成。如常用的砂岩、礫岩、火山凝灰岩、粘土岩等。此外，還有砂、卵石等(未經固結)。
2.化學沉積岩
由岩石風化後溶於水而形成的溶液、膠體經搬遷沉澱而成。如常用的石膏、菱鎂礦、某些石灰岩等。
3.生物沉積岩
由海水或淡水中的生物殘骸沉積而成。常用約有石灰岩、硅藻土等。
沉積岩雖僅佔地殼總質量的5%，但在地球上分布極廣，約佔地殼表面積的75%，加之藏於地表不太深處，故易於開采。沉積岩用途廣泛，其中最重要的是石灰岩。石灰岩是燒制石灰和水泥的主要原料，更是配製普通混凝土的重要組成材料。石灰岩也是修築堤壩和鋪築道路的原材料。
三、變質岩
變質岩是由原生的火成岩或沉積岩，經過地殼內部高溫、高壓等變化作用後而形成的岩石，其中沉積岩變質後，性能變好，結構變得緻密，堅實耐久，如石灰岩(沉積岩)變質為大理石；而火成岩經變質後，性質反而變差，如花崗岩(深成岩)變質成的片麻岩，易產生分層剝落，使耐久性變差。
⑹ 緻密砂岩氣層隨鑽識別方法研究——以濟陽坳陷為例
許小瓊1，2 王志戰3 慈興華2 李雲新2 劉彩霞2 牛 強2
（1.中國石油大學地球科學與技術學院，山東青島 266555；2.中國石化勝利石油管理局地質 錄井公司，山東東營 257064；3.中國石化石油工程技術研究院 測錄井研究所，北京 100101）
基金項目：國家自然科學基金 「構造應變與砂岩成岩的構造非均質性特徵」（編號41002034）。
作者簡介：許小瓊，女，高級工程師，現從事錄井技術研究，E-mail：slljxxq＠163.com。
摘 要：及時識別氣層，是天然氣勘探的首要任務之一。濟陽坳陷緻密砂岩氣主要分布在東營凹陷、孤 北—渤南地區，主要有油型氣和煤型氣兩種類型。由於儲層具有物性差、非均質性強、成因復雜等特點，隨 鑽識別的難度較常規砂岩氣層要大得多。結合主要緻密砂岩氣產區的地質特徵，分析研究了氣相色譜錄井和 罐頂氣輕烴色譜錄井資料在不同類型氣層上的響應特徵和識別方法。結果表明，氣相色譜錄井和罐頂氣輕烴 色譜錄井對緻密砂岩氣具有較好的響應，兩者相互補充，是隨鑽過程中直接判識氣層最有效的兩種地球化學 錄井方法。鑽遇明顯氣層時，氣相色譜的全烴含量表現為明顯高於背景值，全烴對比系數一般大於3，罐頂 氣輕烴組分豐富，C1-C4輕烴化合物的豐度一般都大於1000％。隨著演化程度的升高，氣體組分中的甲烷含 量逐漸升高而重烴含量逐漸降低，在皮克斯勒烴組分比值圖上自上而下依次為干氣區、濕氣區和煤成氣區、 凝析氣區。煤型氣多位於罐頂氣輕烴C5 -C7脂烴族組成三角圖的中上部，油型氣則落在其下部，且橫向分布 較寬，可用來鑒別油型氣和煤型氣。應用上述方法對濟陽坳陷的緻密砂岩氣層進行識別，符合率達到了 91.6％，提高了隨鑽判識的准確率。
關鍵詞：緻密砂岩氣；隨鑽識別；泥漿氣；罐頂氣；准確率
Recognition Method Of Tight Sandstone Gas While Drilling—A Case Study on Jiyang Depression
Xu Xiaoqiong1，2 Wang Zhizhan3 Ci Xinghua2 Liu Caixia2 Niu Qiang2
（1.School of Geosciences，China University of Petroleum，Qing 266555，Shandong，China； 2.Geologging Company，Sheng Li Petroleum Administration Bureau，SINOPEC，Dongying 257064，Shandong，China；3.Well Logging Technology Department，Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering，Beijing 100101，China）
Abstract：Gas recognition while drilling is one of the primary tasks of natural gas exploration.The tight sandstone gas in Jiyang depression distribute in Dongying sag and Gubei-Bonan area，consists of oil-type gas and coal-type gas.Due to such characteristics as poor petrophysics，strong anisotropy and complex origin etc，it is more difficult to recognize tight sandstone gas layer than regular sandstone gas layer.Based on the Geological features of tight sandstone gas in Jiyang Depression，we deeply analyzed the logging response characteristics of mud gas and headspace gas on several different types tight sandstone gas，summing up the evaluation standard and recognition method while drilling.It is proposed that because of obvious response and mutual supplement，mud gas logging and headspace gas logging are two effective geochemical logging methods while drilling .While drilling typical gas layer，total gas content is much higher than background value and coefficient of contrast is greater than three.Usually the composition of light hydrocarbon is abundance and the content of C1-C4 light hydrocarbon is greater than one thousand percent .With the rise of evolution degree，the methane gas composition is increasing graally and heavy hydrocarbons in graally reced.In chart of Pixler Hydrocarbon component ratio of natural gas in turn is dry gas top-down，moisture and the coal-derived area，condensate.In headspace gas C5-C7 aliphatic hydrocarbons group compositions triangle map，coal-type gas is in the upper，oil- type gas falls on the bottom，and transverse distribution of the wider，can be used to identify oil- type gas or coal-type gas.Using aforementioned methods to recognize tight sandstone gas reservoirs，the accuracy rate was achieved 91.6 percent，consequently improve the accuracy rate of tight sandstone gas recognition while drilling in Jiyang Depression.
Key words：tight sandstone gas；recognition while drilling；mud gas；headspace gas；accuracy rate
緻密砂岩氣是指孔隙度低（＜12％）、滲透率比較低（＜1×10-3μm2）、含氣飽和度低（＜60％）、 含水飽和度高（＞40％）、天然氣在其中流動速度較為緩慢的砂岩層中的非常規天然氣［1～4］，是常規天 然氣資源最重要的後備資源之一。由於埋藏深度一般較大，習慣上也稱為深層緻密砂岩氣［2］。濟陽坳 陷密砂岩氣類型豐富，按母質類型的不同有油型氣和煤成氣，按有機質的演化程度可分為熱降解氣和高 溫裂解氣，從測試結果來看，主要有干氣、濕氣、凝析氣三種相態類型［5～7］。由於埋藏深度較大（一 般在4000m以下），儲層的成岩演化作用強、物性差、成藏機理復雜［8～11］，岩屑熒光顯示微弱或無熒 光顯示，遠不如含油岩屑容易檢測，使得隨鑽識別的難度加大［12，13］。本文主要是從濟陽坳陷緻密砂岩 氣產區的地質特點出發，在氣層錄井資料響應特徵分析的基礎上，研究隨鑽過程中氣層的有效識別 方法。
1 研究區地質特徵
圖1 濟陽坳陷構造綱要圖
濟陽坳陷緻密砂氣主要分布在東營凹陷北帶和渤南窪陷的沙四段、孤北地區的石炭系—二疊 系［7，8，15～17］（圖1）。東營凹陷和渤南窪陷沙四段為鹹水湖—淡水湖相沉積，氣源岩主要為暗色泥岩、 含膏泥岩，有機質類型好、豐度高，窪陷中心烴源岩均處於成熟—高成熟演化階段。儲集體主要為近岸 水下扇、扇三角洲前緣砂體及濱淺湖灘壩砂體，儲集空間以粒間孔為主，地層壓力為低壓—常壓。孤北 地區石炭系—二疊系則是—套煤系地層，發育黑色煤、碳質泥岩和深灰、灰黑色泥岩，有機質含量豐 富，以Ⅲ型母質為主，演化程度高，是本區主要的氣源岩。儲層為三角洲和河流相沉積砂岩，孔隙類型 以次生溶孔主，地層壓力為低壓—弱高壓（表1，圖2）。
表1 濟陽坳陷緻密砂岩氣主要產區地質特徵
圖2 緻密砂氣產區綜合柱狀圖
從儲層物性來看，均屬於非常規儲層中的膠結為緻密—很緻密，儲層物性評價為好—中等儲 層［18］。東營凹陷北帶主要為油型氣，孤北—渤南地區深層天然氣地球化學特徵成因類型呈規律性變 化，由西向東從油型氣逐步過渡到煤成氣［16，17］。
2 緻密砂岩氣層錄井資料響應特徵
天然氣錄井的主要任務是鑽井過程中及時識別氣層。當地層被鑽開，地層中的油氣通過兩種途徑進 入井筒，一是由鑽頭機械破碎後的岩屑攜帶進入；二是已鑽開地層中的油氣在壓差的作用下以滲濾或擴 散的形式直接進入。氣相色譜錄井主要檢測以游離態（氣泡）和溶解態（溶於水或油）的形式存在鑽 井液中的氣體（泥漿氣），是隨鑽過程中直接判識油氣層最有效的一種地球化學錄井方法。罐頂氣輕烴 色譜錄井則是檢測岩屑或岩心中自然脫附出的罐頂氣—輕烴（分子碳數C1 -C7的化合物［19，20］），而輕 烴的形成和演化與天然氣息息相關，是天然氣成因判識、氣源對比的重要指標［16，19～23］。兩者相互補 充，可以較全面對地下氣層進行隨鑽檢測。
2.1 氣相色譜資料特徵
研究區緻密砂岩氣在氣相色譜資料上具有較強的響應，鑽遇明顯氣層時，全烴含量（Tgas/％）明 顯高於背景值，據此可進行隨鑽氣層顯示的檢測。無論是油型氣還是煤型氣，氣體組成中烴類氣體均以 甲烷佔有絕對優勢，含量在64.0％～96.0％，重烴氣 含量中乙烷和丙烷最為常見，碳數大於4 的烴類含量較低（表2）。油型氣中甲烷分布范圍較大，總體上由凝析氣—濕氣—干氣隨著演化階段的 升高，甲烷相對含量（C1/％）逐漸升高，乾燥系數η 逐漸變大。對於相同類型的氣體，由 於地質條件的差異，氣體組分特徵上也有所不同。煤型氣氣測組分較為齊全，與油型氣中的濕氣和干氣 具有相似的顯示特徵，僅依據氣體組分含量難以識別氣層類型。
表2 濟陽坳陷典型緻密砂岩氣烴組分特徵
2.2 罐頂氣輕烴色譜資料特徵
從表3中可看出，緻密砂岩氣具有豐富的輕烴組成，除干氣甲烷占絕對優勢且貧C6-C7輕烴化合 物外，其他類型氣體的輕烴分布范圍均較寬，C1-C4輕烴化合物的豐度一般都大於1000，組分個數在 6～27，但在異戊烷/正戊烷（iC5/nC5）、C6-C7輕烴含量上存在較明顯不同，可以用於氣層類型的 識別。
表3 濟陽坳陷典型緻密砂岩氣輕烴組成
3 緻密砂岩氣層錄井識別方法
3.1 氣層的定性識別
研究區地層壓力較為一致，在相近的鑽井條件下，地層含油氣量越高、物性越好，鑽穿單位體積油 氣層進入鑽井液的油氣量就越多，氣相色譜的全烴含量表現為明顯高於背景值，常用全烴對比系數（異常值/背景值）來衡量異常顯示的幅度；相對應地罐頂氣輕烴的豐度就越高。相同層位，氣層的顯 示幅度要高於含氣水層、干層。據氣體組分、輕烴的豐度和組成特徵就可以定性進行氣層的快速識別（表4）。
表4 濟陽坳陷緻密砂岩氣層錄井參數評價標准
3.2 氣層類型的識別
圖3 濟陽坳陷天然氣皮克斯勒烴組分比值圖
由於氣體組分、輕烴組成特徵隨有機母質類型、成烴演化程度的不同而變化，可以用於劃分天然氣 成因類型、進行氣源對比和評價其成熟度［15～17］。隨著演化程度的升高，氣體組分中的甲烷含量逐漸升 高而重烴含量逐漸降低［16，19，20］，組分比值C1/C2、C1/C3、C1/C4、C1/C5依次升高，皮克斯勒烴組分 比值圖（圖3）自上而下依次為干氣區、濕氣區、凝析氣區、油層區。煤成氣落在濕氣和凝析氣區交匯 區，但折線的趨勢與油型氣存在明顯不同，C1/C3、 C1/C4、C1/C5比值逐漸降低，可以較好地區分。
不同結構的輕烴（正構烷烴、異構烷烴、環烷 烴）在不同類型的母質中含量不同，腐泥型母質的輕 烴中富含正構烷烴、環烷烴，腐殖型母質的輕烴中則 富含異構烷烴［15～17］。濟陽坳陷緻密砂岩氣中C5、C6 和C7脂烴族組成較明顯地表現出上述特徵（圖4），煤型氣多位於三角圖的中上部，油型氣則落在下部，且橫向分布較寬，可用來鑒別油型氣和煤型氣。
應用上述方法對濟陽坳陷16口探井54個氣顯示 層進行識別，經測試驗證，符合率達到了91.6％，證 實了方法的可行性。
圖4 濟陽坳陷天然氣C5-C7脂烴族組成三角圖
4 結論
氣相色譜錄井和罐頂氣輕烴色譜錄井技術是隨鑽錄井過程中快速檢測緻密砂岩氣層的有效分析手 段，依據天然氣的氣體組分和輕烴豐度和分布特徵可以定性識別氣層，區分氣層類型。但任何一項分析 手段難免會到復雜的鑽井條件和地質條件的影響，使得識別方法總存在著某些方面的不足，在實際應用 過程中，應在充分了解地質特徵的前提下，綜合運用多種方法，互相參考和印證，以提高識別精度。
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⑺ 緻密砂岩形成過程
究竟是哪種因素致使砂岩緻密一直是很重要的問題。Nelson(2009)指出緻密含氣砂岩孔喉直徑大小約2～0.03μ，在岩石中廣泛分布小孔隙，而且連接孔隙的孔喉組合關系復雜。更進一步講，是許多的地質過程共同導致了小孔隙廣泛分布和孔隙結構復雜，包括細粒到超細粒沉積物的初始沉積、孔隙中存在著各種類型的分散泥質和黏土、以及後期成岩作用的改造。沉積作用、構造運動和成岩作用是使儲層變得緻密的原因，其中沉積作用是形成低滲透儲層的最基本因素；成岩作用是形成低滲透儲層的關鍵；而構造作用一般將緻密砂岩儲層改造成低孔低滲或低孔高滲儲層。
(1)沉積因素和構造作用的影響
與沉積因素有關的主要結構單元有如顆粒大小、分選、物源、礦物成分、流體狀態和沉積環境等，它們都是使砂岩變緻密的重要原因。這些地質因素在沉積後作用過程中變得更為重要。砂岩的顆粒骨架、基質和膠結物的組成，都與沉積物源、沉積作用和成岩作用等地質作用相互聯系。儲層特徵在原生過程中已經形成，其特徵則主要取決於物源、顆粒大小、填充物、分選，以及與岩石結構和礦物成分運移等有聯系的其他地質特徵等。根據沉積環境能量高低的不同和流體狀態，砂岩儲層中形成了不同的、控制著流體性質的沉積構造。生物擾動同樣選擇性地影響緻密砂岩結構。一般來說，高能環境有利於形成滲透好的儲層；在低能環境下，沉積顆粒細、分選差的岩石，進而形成了低孔滲的儲層。然而，雖然儲層特徵會受到沉積後生作用的影響，但在很大程度上，它還是受原生作用的控制。其中層序地層格架不僅在勘探階段對識別砂體的分布有很大作用，還能夠幫助認識致使儲層緻密的成岩作用。
緻密砂岩的形成過程中，區域構造運動和局部構造作用都起到了重要的作用。溫度和壓力梯度都主要受構造作用的影響，盆地內的區域構造趨勢，控制著地下壓力分布的基本框架，應力機制可以看做構造運動的函數(Shrivastava和Lawatia，2011)，這有助於理解並進一步解釋超壓和盆地中心氣藏系統的復雜特徵。岩漿活動、鹽丘穿刺等都會使砂岩更加緻密。一些情況下，成岩作用改變岩石，使其更易發生破裂，並因此發生成岩後的構造變化。構造運動和成岩作用共同影響著砂岩的緻密化，而且區域地質構造還會影響所有緻密岩層的水平應力，水平應力反過來又會影響斷裂運動、岩石強度、鑽井參數、水力裂縫延伸、岩層的自然斷裂以及井眼的穩定性等(Holditch，2006)。
(2)成岩過程的改造作用
成岩作用可以是一個物理過程也可以是一個化學過程.或者是幾個不同過程的綜合作用。在一定的溫度和壓力下，礦物和孔隙流體之間復雜的相互作用會發生成岩作用。在緻密砂岩儲層中，成岩作用非常重要，是緻密砂岩儲層形成低孔低滲的主要原因(Rushing等，2008；Shahamat和Gerami，2009)。早期成岩作用直接與局部沉積環境和沉積物成分有關，而晚期成岩作用范圍更廣，經常由於區域流體運移模式而經過多相邊界。在緻密砂岩中普遍發現的主要成岩作用為機械和化學壓實作用、膠結作用、礦物的溶解或者淋濾作用及黏土的生成(Rushing等，2008)。
A.壓實作用降低儲層孔隙度和滲透率
壓實作用可以很大程度地降低儲層的孔隙度和滲透率。壓實過程中儲層岩石發生且脫水作用，使砂岩的孔隙度減小，岩層變得緻密。石英、長石和岩屑的相對含量與壓實程度有很大的關系，石英顆粒的抗壓能力最強，長石次之，岩屑的抗壓強度最小。一般來說，岩石顆粒的重排、韌性和塑性變形、易碎物質斷裂和剪切等都會導致機械壓實作用。異常高的孔隙壓力可以減緩這種機械壓實作用。化學壓實作用是由化學反應而引起的顆粒大小和幾何形態的改變。機械和化學壓實作用都會降低滲透率和原生孔隙度(Rushing等，2008)。
B.溶蝕作用對儲層的影響
成岩作用中的另一個影響緻密砂岩儲層特徵的作用為溶蝕作用。溶蝕作用可以改善緻密砂岩儲層，特別是深層儲層性質。在一般的儲層中，溶蝕作用可以在縱向上形成幾個次生孔隙發育帶。在低孔低滲情況下，大量的孔隙是由礦物顆粒、岩石碎片和骨架膠結物的後生溶蝕作用產生的。這種類型的孔隙稱為次生孔隙，通常表現為孤立的孔或「微孔洞」，其中礦物的溶解也屬於化學成岩作用。石英溶解的主因是壓溶作用，它是由於岩石顆粒相互接觸時應力集中所引起的，它可以致命在相鄰孔隙中硅質溶解、分散、對流而進行再沉澱，同時也會降低孔隙度。壓溶作用僅在較高的溫度下發生。另一類礦物溶解是指某些礦物顆粒和膠結物的淋濾作用，它常會增加原生孔隙或產生次生孔隙。岩石中可能存在殘余礦物顆粒和岩石碎片，這些殘余礦物顆粒是不完全溶蝕的結果。但是，通過溶解岩石顆粒而產生次生孔隙的沉積後作用，也能通過骨架膠結物和黏土沉澱而使孔隙度降低。
C.膠結作用對砂岩變緻密的影響
緻密砂岩儲層普遍受到膠結作用的改造，從而導致儲層物性變差。膠結作用是一個化學過程，在膠結過程中礦物攜帶現存的岩石顆粒和岩石碎屑一起從孔隙流體中沉澱下來。緻密砂岩儲層中常見的膠結物是硅質和鈣質膠結物。硅質膠結物主要以石英的次生加大方式出現隨著埋深中溫度和壓力的增加硅質膠結物會繼續增長(Rushing等，2008)。極端情況下，石英次生加大能充填所有的孔隙空間，這會迅速降低砂岩儲層的孔滲性。一般來說，硅質膠結會和緻密砂岩儲層的裂縫緊密地聯系在一起。硅質膠結通過在裂縫形成時影響岩石的力學性質來影響裂縫系統。裂縫的形成反過來又可以影響裂縫開度的分布等，並且膠結作用可以通過部分或者完全堵塞裂縫孔道來影響裂縫系統的流動性質(Naik，2010)，這會降低緻密砂岩氣層的滲透率，進而導致儲層緻密。
沉積作用後不久，鈣質膠結物開始沉澱，並易於充填顆粒間的孔隙空間。由於方解石的膠結作用而使粒間孔隙變小，滲透率降低。另外，自生黏土礦物也作為膠結物而岩石顆粒膠結在一起。大多膠結物都會降低孔隙度和滲透率(Rushing等，2008)。然而，自生黏土包殼可以抑制石英次生加大，這可以有效地減少次生加大所佔據的粒間孔隙空間，從而保護了粒間孔隙。必須注意的是自生顆粒包殼僅僅減少或阻止石英次生加大，並沒有影響碳酸鹽、亞硫酸鹽或沸石膠結物的沉澱(Pittman等，1992)。
D.礦物填充降低孔隙度和滲透率
在低能條件下或者在濁流條件下，由於水體能量不高或沉積水體渾濁，碎屑顆粒間雜基含量比較高，成為泥質砂岩。由於粒間孔隙被雜基所佔據，孔隙間的流體交換不順暢，無論早期還是晚期的溶蝕性流體都很難進入到孔隙中，因此粒間孔隙或者粒內孔隙都不發育；在泥質雜基中因成岩作用的關系可能發生重結晶或者微弱的溶蝕，形成雜基內的溶蝕微孔隙(張哨楠，2008)。岩石中泥質雜基含量比較高，在雜基重結晶後可以形成黏土礦物晶間微孔。儲層的孔隙全部為微孔隙，孔隙由雜基的溶蝕和重結晶形成。
自生黏土礦物的大量沉澱也可形成緻密砂岩儲層。此類儲層可以是結構成熟度和成分成熟度均比較高的砂岩，也可以是結構成熟度較高而成分成熟度不高的砂岩(張哨楠，2008)。在石英砂岩中，硅質岩碎屑含量比較高，岩石的分選性好，顆粒之間沒有任何黏土雜基存在；但是在埋藏過程中由於自生的伊利石堵塞了顆粒間的喉道，喉道間的連通主要依靠伊利石礦物間的微孔隙，這使得岩石的滲透率極低。然而相對於孔隙度的降低，滲透率的變化更加明顯，主要形成中孔、低滲的緻密儲層。
一般來說，壓實作用形成了儲層低孔滲的成岩背景；膠結作用使岩石緻密化；長石或岩屑溶解作用形成相對高孔滲有利儲層。幾種成岩作用機制可以同時進行，共同作用形成緻密砂岩儲層。同時儲層的壓力和溫度也會影響成岩作用的類型、大小和程度。許多成岩作用的速率會隨著溫度的增加而成倍增加。而且，溫度的升高會提高礦物的溶解能力而使孔隙中飽含水，進而使膠結物沉澱。另外，儲層壓力增大的影響首先就是發生機械壓實作用這種作用會降低原生孔隙的體積。然而，有時候異常高的孔隙壓力會通過降低施加在單個顆粒的應力來減緩機械壓實作用(Rushing等，2008)。總而言之，沉積作用、構造作用和成岩作用共同形成了緻密含氣砂岩。
⑻ 緻密砂岩油氣形成與分布
由於緻密砂岩儲層具有低孔低滲-超低孔滲-緻密的特徵，縱向上非均質性強、儲滲體橫向連續性差，導致緻密砂岩油氣水關系復雜，油氣水分異程度差，一般無統一的油氣水界面，無統一的壓力系統;同時由於裂縫的溝通作用更增加了其復雜性。
緻密砂岩油氣藏往往是蓋層、圈閉界限或者油氣藏邊界不明確，大面積連續含油氣，主要具有以下地質特徵:①烴源岩多樣，有進入正常熱演化程度的含煤岩系和湖相、海相烴源岩;②油氣分布不受構造帶控制，斜坡帶、坳陷區均可以成為有利區，分布范圍廣，局部富集;③儲集層多為低孔滲-特低孔滲-緻密砂岩儲層，非均質性強，含水飽和度較高，儲層大規模分布;④成藏組合以自生自儲為主，源儲一體，緊密接觸;⑤油氣運移以一次運移或短距離二次運移為主，油氣聚集主要靠擴散方式，浮力作用受限，油氣滲流以非達西流為主;⑥油氣具有多期多階段成藏特點，成藏機理特殊，與常規油氣藏互補;⑦流體分異差，無統一流體界面與壓力系統，飽和度差異大，油氣水易共存;⑧資源豐度較低，平面上形成大油氣區，但一般無自然產量或產量極低，需採用適宜的技術措施才能形成工業產量，穩產時間較長。
一、緻密砂岩油氣性質
低滲透-緻密油氣田廣泛分布於各個油區，並且在不同地質年代的地層中都有分布，對於同一個油區，相對較老地層所佔比例較高。目前發現的低滲透-緻密油田以中深層為主，而緻密氣田則以深層為主。
低滲透-緻密儲層原油性質比較好，在一定程度上彌補了滲透率低的缺陷，原油地下流動狀況較好是獲得工業流油的必要條件。如安塞油田長6油層為典型的低滲-緻密砂岩油藏，原始地層壓力為8.3～9.8MPa，壓力系數為0.7～0.8，地面原油密度為0.83～0.85g/cm3，黏度為1～55mPa·s，地層水礦化度一般為70～90g/L，為CaCl2型水(表3-4)。油、水分異較差，同一構造油、水產量與構造高低無明顯關系，構造高部位也出現油、水同出的現象。
表3-4 四川盆地晚三疊世地層水性質統計
緻密砂岩氣具有輕烴含量高、重烴含量低的特點。如四川盆地上三疊統須家河組所產天然氣甲烷含量為82.55%～93.42%，重烴含量相對較低，多在10%以下，最高者亦小於15%;iC4/nC4多在0.75以上，iC5/nC5分布在1.64～2.79之間，非烴中一般不含硫化氫;川中地區各產層天然氣碳同位素組成具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4的特徵，屬有機成因氣。
二、緻密砂岩油氣中水分布成因
1.儲層非均質性
低孔低滲儲層非均質性強，導致油氣中水過渡帶較大。緻密砂岩氣藏具有流體壓力異常、重力分異不明顯的特徵。在低孔低滲儲層中，存在級差較大的多類孔隙喉道，在油氣柱凈浮力不足以克服各級別喉道的毛細管阻力時，孔隙水被擠出的程度不同，使得最終形成的油氣-水界面不是一個理想、嚴格的分界面，但存在含水飽和度向上逐漸降低的趨勢，在純油、氣與純水之間存在油-氣-水過渡帶，導致縱向上油氣藏具有三分的特徵。
2.儲層中的夾層
在低孔低滲砂岩儲層中，常見薄層泥岩或物性差的鈣質砂岩、泥質粉砂岩等緻密砂岩形成的夾層。這類夾層一般具有較高的排驅壓力，當其排驅壓力大於油氣浮力時，對油氣運移起到阻礙作用，因此它對下伏砂岩儲層中的非潤濕相流體具有一定的遮擋作用，可形成岩性圈閉氣藏。這類圈閉的油氣處於非飽和狀態，由於夾層一般具有較高的束縛水飽和度，使得圈閉內存在束縛水、自由水和油氣，並具有自由水界面。以四川盆地須二段、須四段和須六段大套砂岩為例，其縱向上可能形成多套含水油氣層、含油氣水層、水層，導致油氣水縱向上分布的復雜化。
3.構造裂縫或斷層的影響
由於斷層及裂縫發育，可能導致氣層與水層相通，當鑽遇裂縫獲得油氣的同時，由於泄壓致使水沿著高疏導性的裂縫隨氣湧出，形成氣水同產。川中—川南過渡帶須二段、須四段和須六段均有裂縫發育，但以須二段最發育，平面上沿龍女寺—磨溪—遂南—通賢場分布，正好處於須一段缺失區上三疊統沉積前雷口坡組隆起上，由於雷口坡組為相對剛性岩體，在構造應力較小的情況下，在沉積埋藏擠壓下形成大量的裂縫而不是斷層。須四段受須三段塑性頁岩的影響，裂縫發育較差。在東北部龍女寺—白廟場—廣安構造帶斷層較發育，如女1井須二段下部鑽遇斷層，女110井、女301井附近有斷層，產水與斷層及斷層效應形成的裂縫有關。
因此，在須家河組鑽遇裂縫是產氣或產水，還是氣水同產，主要取決於裂縫所處位置以及在縱向上的溝通情況。
三、緻密砂岩油氣壓力系統
緻密砂岩中，常壓、低壓、高壓、異常高壓均有分布。油氣層壓力以常壓為主，局部出現異常低壓。如鄂爾多斯盆地蘇里格氣田氣層埋深為3200～3410m，氣層壓力為27～32MPa，壓力系數一般為0.83～0.89，表現為異常低壓;四川盆地廣安氣田氣層埋深為2100～2800m，氣層壓力為25～39MPa，壓力系數一般為1.13～1.52，整體表現為異常高壓，且由東向西地層壓力逐漸增高，部分井出現氣水同層現象;四川盆地合川氣田須二段氣藏地層壓力系數為1.07～1.52，屬常壓—高壓氣藏，部分井出現氣水同層現象。
四、緻密砂岩油氣地質特徵
1.緻密砂岩油氣分布特徵
緻密砂岩油氣在盆地中心、斜坡等大范圍「連續」分布，局部富集。如鄂爾多斯盆地靖安油田、安塞油田、榆林氣田、靖邊氣田、大牛地氣田、蘇里格氣田等，均分布在陝北斜坡，構造平緩(坡度為1°～3°)，斷層不發育;西峰油田、姬塬油田分布在天環坳陷內，構造平緩。四川盆地合川氣田分布在川中平緩斜坡帶上(坡度為2°～3°)，斷層不發育;廣安氣田主體位於廣安構造，發育多條近東西向斷層;但在廣安構造外圍的平緩構造區，仍然存在大面積含氣區。
儲層以大規模非常規儲層為主。儲集層物性以低孔、(特)低滲為主，孔隙類型以孔隙型、孔隙-裂縫型為主。如鄂爾多斯盆地蘇里格氣田，砂岩孔隙度主要集中在5%～12%之間，滲透率為(0.1～0.82)×10-3μm2，但儲集層物性明顯受岩性影響，粗砂岩的孔隙度大於10%，滲透率大於0.82×10-3μm2，而細粒砂岩孔隙度一般小於5%，滲透率小於0.03×10-3μm2。四川盆地廣安氣田須四段，氣層孔隙度集中在6%～14%之間，平均為9.9%，滲透率集中在(0.2～5)×10-3μm2，孔隙類型以粒間孔、粒內溶孔為主，局部裂縫發育，總體儲集類型屬裂縫-孔隙型。
2.緻密砂岩氣地質特徵
根據對四川盆地須家河組、鄂爾多斯盆地上古生界、吐哈盆地山前帶、塔里木盆地庫車山前帶深層、松遼盆地深層等緻密砂岩成藏地質特徵和主控因素的分析，結合成藏物理模擬實驗，研究表明緻密砂岩氣以短距離二次運移為主，天然氣聚集主要靠擴散方式，浮力作用受限，以非達西滲流為主，具有多期多階段成藏的特點。
四川盆地上三疊統須家河組緻密砂岩氣藏，成藏組合主要為自生自儲，以須家河組自生烴類貢獻為主。須二段、須四段或須六段儲層與下伏須一段、須三段或須五段烴源層直接接觸，下伏生成的天然氣可通過垂向運移向上注入須二段、須四段或須六段儲層中，也可依靠連通下部烴源層的斷裂及其裂縫作為烴類垂向運移的主要途徑。橫向運移則主要靠須家河組內部的孔隙層，尤其是在缺失須一段沉積的地區，須二段儲層直接覆蓋在雷口坡組之上，如磨溪、通賢、龍女寺和界石場—荷包場地區以及廣安構造區。
強烈的膠結和壓實作用，導致儲層孔隙度和滲透率均較低，不利於油氣在層內大規模的橫向運移。須家河組內部的斷層規模雖然不大，長度一般只有幾千米，斷距普遍小於100m，但數量不少，其伴生裂縫發育。這些斷層及其伴生的裂縫，可以明顯改善須家河組砂岩儲層的橫向連通性，有利於油氣的橫向運移和聚集成藏。
根據須家河組烴源岩演化史、儲層演化史以及圈閉發育史，結合薄片鏡下觀察，可以確定川中-川南過渡帶須家河組油氣形成存在3次運聚期。第一期為燕山早中期的晚侏羅世，對應須家河組烴源岩生油氣初期階段，部分地區須家河組下部須一、三段烴源岩進入生油氣期;第二期為燕山中晚期的白堊紀-古近紀，對應本區須家河組各段烴源岩進入生油氣高峰期，當然也不排除部分地區下伏地層生成的油氣注入，但總體上以須家河組天然氣注入為主，為本區須家河組油氣大量生成和運移的聚集期;第三期為喜馬拉雅運動以來的新近紀至今，由於構造活動，圈閉定型，已經形成的油氣藏由於構造活動的影響，經歷重新調整、再分配和轉移的再成藏期，露頭區天然氣甚至運移散失。
3.緻密砂岩油地質特徵
根據對鄂爾多斯盆地中生界、四川盆地侏羅系等緻密油成藏地質特徵和主控因素的分析，結合成藏物理模擬實驗，研究表明緻密砂岩油形成具近源成藏特徵，運移方式以短距離二次運移為主，滲流以非達西流為主，具有連續成藏的特點。
以鄂爾多斯盆地延長組緻密砂岩油藏為例。晚侏羅世抬升之前，延長組泥質烴源岩進入淺埋藏階段，生成有機酸，使早期膠結物和碎屑顆粒溶蝕，產生大量次生孔隙。早白堊世開始，鄂爾多斯盆地發生大規模沉降，至早白堊世末期延長組進入深埋成岩環境，烴源岩進入生烴高峰期。同時，燕山期岩漿活動過程中，延長組砂岩中出現了大量的自生成岩礦物共生組合，包括大量伊利石、高嶺石、白雲母、鈉長石和碳酸鹽岩等蝕變和交代作用礦物組合，造成延長組儲層緻密。延長組砂岩在深埋藏條件下發生石英重結晶次生加大、亮晶方解石重結晶、鐵綠泥石生長、鈉長石重結晶等。在油氣大規模形成、運移和成藏過程中，儲層同時也因重結晶而更加緻密。燕山晚期—喜馬拉雅期盆地整體抬升，伴隨的溶蝕和裂隙作用對儲層物性有所改善，產生相對高孔高滲透帶，對早期油氣藏進行改造。
油氣包裹體研究表明，鄂爾多斯盆地不同地區的延長組油層砂體普遍含有3期流體包裹體，但與油氣成藏有關的包裹體只有一期。第一期包裹體為高溫有機包裹體，無熒光，或偶爾有很淡的黃色熒光;第二期為固態瀝青包裹體，無熒光，或者有很淡黃色熒光;第三期為氣態烴+液態烴或液態烴油氣包裹體，具明亮黃色熒光，為原生油氣包裹體，代表了本區主成藏期。
延長組油層第三期油氣包裹體非常發育，主要分布在晚期方解石膠結物、鈉長石加大邊及晚期膠結物中和晚期溶蝕孔隙或者裂隙中，第三期油氣包裹體熒光特徵與油層孔隙和裂隙中吸附的油氣熒光特徵幾乎一致，都是亮黃色熒光，熒光強度也幾乎相當。第三期油氣包裹體中的油氣與現今儲層孔隙中的油氣為同一來源的同期油氣。而且第三期油氣包裹體屬於原生油氣包裹體，其與重結晶和膠結物等包裹體寄主礦物為同期形成的產物，這是由於油氣運移、聚集期間儲層砂岩中鈉長石重結晶、硅質和鈣質等晚期膠結物大量形成，導致儲層緻密成為低滲儲層，因此，儲層的緻密化伴隨油氣的注入和成藏過程，即儲層緻密與油氣充注成藏同時進行。
包裹體測試表明，隴東油田長2+3油層、西峰長8油層、安塞長6油層和姬塬長4+5油層的流體包裹體的均一溫度分布特徵完全一致，都具有兩個明顯的峰值區間。高溫區間的均一溫度主峰為140℃，屬早期包裹體(即第一期包裹體)，為延長組物源區繼承性包裹體;低溫區間的均一溫度主峰為110℃，為晚期油氣包裹體(即第三期包裹體)，代表油氣成藏期的溫度條件。說明隴東油田長2+3油層、西峰長8油層、安塞長6油層和姬塬長4+5油層油氣成藏溫度條件相同。但是，姬塬長4+5油層和安塞長6油層包裹體的鹽度一樣，而長8油層包裹體的鹽度和長2+3油層油氣包裹體的鹽度變化范圍大，鹽度也總體偏低，反映出它們的流體來源有所差異，長8油層和長2+3油層流體來源與裂隙發育有關。延長組長2+3到長8油層組沉積-埋藏演化歷史過程基本一致，它們的油氣形成和成藏時間也一致。多種方法研究表明，延長組油氣形成於早白堊世，在晚白堊世早期油氣開始運移成藏，古近-新近紀構造運動對油氣藏進行改造，最終定位形成了現今油氣藏。
總之，生烴能力、構造高部位、有利儲層及裂縫的發育程度共同作用影響了緻密砂岩油氣的富集高產。
⑼ 緻密砂岩氣地質評價方法
對於緻密砂岩氣的評價，分3個層次：首先是緻密砂岩氣井的確定，單井目的層段岩樣覆壓基質滲透率中值≤0.1×10-3μm2，單井目的層段試氣無自然產能或自然產能低於工業氣流下限，經採用壓裂、水平井、多分支井等技術後達到工業氣流井下限；其次是緻密砂岩氣層的確定，目的層段所有取心井，岩樣覆壓基質滲透率中值≤0.1×10-3μm2，緻密砂岩氣井數與所有氣井數之比應≥80%；最後是緻密砂岩氣的地質評價，主要包括資源評價、儲層評價、儲量評價、產能評價四部分內容。
資源評價：在區域地質研究基礎上，運用地震、鑽井、測井、取心、分析化驗、測試等資料進行綜合研究，查明區域及盆地演化的構造旋迴、區域層序地層格架與沉積體系分布、烴源岩分布，確定主要含氣系統、成藏組合和圈閉類型；對全區可能含氣系統、遠景區帶和重點圈閉進行系統評價、風險分析和排隊優選；確定天然氣聚集有利區，評估資源潛力。
儲層評價：在地層層組劃分基礎上，描述儲層岩性、物性、非均質性、微觀孔隙結構、黏土礦物、裂縫發育狀況、儲層敏感性等內容。依據儲層物性、孔隙結構、非均質性和有效厚度等指標，綜合考慮儲集體形態和分布范圍，結合產能情況，對緻密砂岩儲層進行評價。
儲量評價：在勘探取得發現的基礎上，綜合應用各種資料，對緻密砂岩氣形成主控因素與儲量規模進行評價。
產能評價：根據儲量規模與儲層特徵，結合氣井生產動態，確定合理產能規模。
⑽ 緻密砂岩油氣的內涵
一、緻密砂岩氣
緻密砂岩氣(tight sand gas或tight sandstone gas)，又稱緻密氣(tight gas)，通常是指低滲透—特低滲透砂岩儲層中，無自然產能，需通過大規模壓裂或特殊采氣工藝技術才能產出具有經濟價值的天然氣，該定義同樣適用於煤層氣、頁岩氣、緻密碳酸鹽岩儲層氣(Holditch，2006)。緻密砂岩氣藏大多分布在盆地中心或盆地構造的深部，呈大面積連續分布，故又稱為深盆氣藏、盆地中心氣藏、連續分布型氣藏等。
1.緻密砂岩氣研究
關於緻密砂岩氣成藏方面的研究，針對美國的聖胡安盆地，早期稱為隱蔽氣藏。1950年Silver提到該盆地缺乏邊底水且白堊紀地層中普遍含氣等重要特徵。20世紀70年代，許多研究者對這種特殊類型的氣藏進行了多種機理的解釋，提出了孤立(孔隙)體圈閉氣藏、地層-成岩圈閉氣藏、水動力圈閉氣藏、水封型圈閉氣藏等。1976年在加拿大西部阿爾伯達盆地發現了埃爾姆沃斯(Elmworth)巨型深盆氣藏。直到1979年，Masters在對Elmworth、MilkRiver和Blanco氣田分析的基礎上，提出了深盆氣(deep basin gas)的概念。1986年，Rose等在研究Raton盆地時，首先使用了「盆地中心氣」(basin center gas)這一術語。1979、1980年Law等、1985年Spencer等對「緻密砂岩氣」(tight sand gas或tight gas sands)進行了研究。1996年，「連續型氣藏」這個概念正式使用(Schmoker，1996)。90年代以後，中國出現「深層氣」、「深部氣」等概念。
2006年，美國聯邦地質調查局提出:深層氣(deep gas)、頁岩氣(shale gas)、緻密砂岩氣(tight gas sands)、煤層氣(coal-bed methane)、淺層生物氣(shallow microbial gas sands)和天然氣水合物(Natural gas hydrate或Methane clathrate)等6種非常規天然氣(unconventional gas)，統稱為連續氣(continuous gas)。
2.緻密砂岩氣儲層劃分標准
(1)國外劃分標准
由於不同國家和地區的資源狀況、技術經濟條件不同，緻密氣藏的界定尚未形成統一的標准。1980年，美國聯邦能源管理委員會(FERC)，根據《美國國會1978年天然氣政策法案(NGPA)》的有關規定，確定緻密氣藏的注冊標準是儲層地層滲透率小於0.1×10-3μm2，這個官方定義是用來確定哪些產氣井可以獲得聯邦或各州的稅收抵免。Elkins(1981)以地下滲透率0.1×10-3μm2為界，將儲層分為常規儲層和非常規儲層。Spencer(1985，1989)對緻密天然氣儲層定義為天然氣原地滲透率小於0.1×10-3μm2的含氣儲層。Surdam(1997)提出:緻密氣系指產自低滲透緻密砂岩儲集層(一般孔隙度小於12%，滲透率小於1×10-3μm2)中的非常規天然氣。Stephenetal.(2006)認為，緻密氣藏是只有經過水力壓裂，或利用水平井或多分支井，才能以具有經濟價值的產量生產並采出大量天然氣的氣藏。Philip H.Nelson(2009)將緻密砂岩儲層標準定為孔喉直徑為2～0.03μm。
(2)國內劃分標准
國內關於緻密砂岩氣藏的定義與標准，也沒有統一認識。袁政文(1993)認為緻密儲層是指滲透率小於1×10-3μm2的碎屑岩儲層。關德師等(1995)指出，緻密氣藏是孔隙度低(＜12%)、滲透率比較低(0.1×10-3μm2)、含氣飽和度低(＜60%)、含水飽和度高(40%)、天然氣在其中流動速度較緩慢的砂岩層中的天然氣藏。
鄒才能等(2010)認為，緻密砂岩氣是孔隙度＜10%、原地滲透率＜0.1×10-3μm2或空氣滲透率＜1×10-3μm2、孔喉半徑＜1μm、含氣飽和度＜60%的砂岩中儲集的天然氣，一般無自然工業產量，但在採取一定經濟條件和技術措施後，可以獲得工業天然氣產量。
(3)緻密砂岩氣儲層劃分參數
滲透率是緻密砂岩氣儲層劃分的一個重要參數。實際應用中，滲透率採用了不同的定義和參考值，如地層滲透率、空氣滲透率、有效滲透率、絕對滲透率等。實際上地層滲透率與空氣滲透率有較大差異，一般含水飽和度增加、上覆地層壓力增加都會導致氣體滲透率顯著降低，岩樣在含水飽和度為55%時，空氣滲透率僅為干樣的1/3～1/7;地層壓力為3.5～35MPa時，岩層滲透率僅為克氏滲透率的1/2～1/25。
可見，緻密砂岩氣藏最重要的參數是地層滲透率(formation permeability)、原地壓力(in-situ stress)、含水飽和度和孔隙度。但在許多國家，緻密氣藏是由流量來定義的，而不是用滲透率來定義;也有學者認為緻密氣藏的界定，應由許多物理因素和經濟因素共同決定。
3.緻密砂岩氣定義與地質評價方法
(1)緻密砂岩氣定義
綜上所述，緻密砂岩氣的定義為:覆壓基質滲透率≤0.1×10-3μm2的砂岩氣層，單井一般無自然產能，或自然產能低於工業氣流下限，但在一定經濟條件和技術措施下，可以獲得工業天然氣產量。通常情況下，這些措施包括壓裂、水平井、多分支井等。覆壓基質滲透率採用不含裂縫岩心(基質)，在凈上覆岩壓作用下測定的滲透率。
對於測試樣品，用不同實驗圍壓下測定的滲透率Ki，除以常規空氣滲透率Ko，並進行歸一化處理，作出(Ki/Ko)與實驗圍壓pi的關系曲線，最後採用(Ki/Ko)與pi的擬合函數，計算凈上覆岩壓條件下的滲透率。在此基礎上，進行覆壓滲透率校正:首先，建立測試樣品覆壓基質滲透率與常規空氣滲透率關系曲線;然後，採用擬合函數，將所有岩樣的常規空氣滲透率校正為覆壓滲透率。校正的覆壓滲透率與實測覆壓滲透率相對誤差應控制在10%以內，如果20%以上的樣品相對誤差超過10%，則需要重新選擇擬合函數或者分段擬合。
(2)緻密砂岩氣評價方法
對於緻密砂岩氣的評價，分3個層次進行:首先是緻密砂岩氣井的確定，單井目的層段岩樣覆壓基質滲透率中值≤0.1×10-3μm2，單井目的層段試氣無自然產能或自然產能低於工業氣流下限，經採用壓裂、水平井、多分支井等技術後達到工業氣流井下限;其次是緻密砂岩氣層的確定，目的層段所有取心井，岩樣覆壓基質滲透率中值≤0.1×10-3μm2，緻密砂岩氣井數與所有氣井數之比應≥80%;最後是緻密砂岩氣的地質評價，主要包括資源評價、儲層評價、儲量評價、產能評價四部分內容。
資源評價:在區域地質研究基礎上，運用地震、鑽井、測井、取心、分析化驗、測試等資料進行綜合研究，查明區域及盆地演化的構造旋迴、區域層序地層格架與沉積體系分布、烴源岩分布，確定主要含氣系統、成藏組合和圈閉類型;對全區可能含氣系統、遠景區帶和重點圈閉進行系統評價、風險分析和排隊優選;確定天然氣聚集有利區，評估資源潛力。
儲層評價:在地層層組劃分基礎上，描述儲層岩性、物性、非均質性、微觀孔隙結構、粘土礦物、裂縫發育狀況、儲層敏感性等內容。依據儲層物性、孔隙結構、非均質性和有效厚度等指標，綜合考慮儲集體形態和分布范圍，結合產能情況，對緻密砂岩儲層進行評價。
儲量評價:在勘探取得發現的基礎上，綜合應用各種資料，對緻密砂岩氣形成主控因素與儲量規模進行評價。
產能評價:根據儲量規模與儲層特徵，結合氣井生產動態，確定合理產能規模。
二、緻密砂岩油
1.緻密砂岩油定義
關於緻密砂岩油的定義和特徵，目前國內、外文獻中涉及很少，主要是在一些油藏開發工程技術論文中提到緻密油藏的概念。如L.Guan等(2006)在《挖掘成熟緻密油氣藏加密鑽井潛力的快速方法》一文中，提到加密鑽井對改善緻密油氣藏的油氣採收率起到了重要作用;李忠興等(2006)在《復雜緻密油藏開發的關鍵技術》一文中提到，鄂爾多斯盆地延長組超低滲儲層具有岩性緻密、物性差、孔喉細小、啟動壓力梯度大、易傷害等特點，垂直於主應力方向水平井和採用水力噴射壓裂技術，可初步實現緻密油藏的有效開發;BrentMiller(2010)在Unlocking Tight Oil:Selective Multi-stage Fracturing in the Bakken Shale一文中，針對BakkenShale緻密油的開發，提出了一系列油藏改造工技術。
從目前的認識與生產實踐看，緻密砂岩油或稱緻密油，一般是指夾持在生油岩系中的粉-細砂岩、碳酸鹽岩等緻密儲層中的石油。
2.緻密砂岩油研究現狀
(1)國外研究現狀
緻密油正成為全球非常規石油勘探的亮點領域，是繼頁岩氣突破後的又一熱點領域。2000年，威利斯頓盆地巴肯(Bakken)緻密油開發取得重大突破，日產油7000t，美國媒體稱緻密油為「黑金」，發現者Findley2006年獲AAPG年度傑出勘探家獎。2008年，巴肯緻密油實現規模開發，並成為當年全球十大發現之一。威利斯頓盆地面積為34×104km2，跨美、加兩國，巴肯組縱向上劃分為9個岩性段(圖3-1)，單層厚0.5～15m;發育上下兩套頁岩，厚5～12m，TOC為14%～10%，Ro為0.6%～0.9%;除第四段屬常規儲層外，其餘均為緻密儲層，2a段為主力緻密砂岩油層，雲質粉砂岩厚5～10m，孔隙類型主要為粒間孔和溶蝕孔，孔隙度為10%～13%，滲透率為(0.1～1)×10-3μm2;油藏面積7×104km2，油層厚5～15m，埋深2590～3200m，資源量為566×108t左右(據USGS)，油質輕，API為41°～44°。2010年，美國境內緻密油生產井有2362口，單井日產油12t，已累計產油3192×104t。
鷹灘(Eagle Ford)緻密油，發現於2008年，主要產自與頁岩互層的灰岩中，埋深914～4267m，油層厚30～90m，生油岩為鷹灘頁岩，儲層為鷹灘灰岩，孔隙度為2%～12%，滲透率小於0.01×10-3μm2，油藏面積約4×104km2，鑽井已超過600口。
目前，北美已發現緻密油盆地19個，主力緻密油產層4套，2009年緻密油探明可采儲量已達6.4×108t，年產量1230×104t。
(2)國內研究現狀
在我國，目前比較通用的概念為低滲透油藏(low permeability reservoirs/pool，low permeable reservoir/pool)，指油層孔隙度低、喉道小、流體滲透能力差、產能低，通常需要進行油藏改造才能維持正常生產的油田。
非常規油氣地質學
圖3-1 威利斯頓盆地巴肯(Bakken)緻密油
緻密油藏勘探開發一般具如下特徵:
(1)儲層物性差，基質滲透率低，由於沉積物成熟度低，顆粒細，分選差，膠結物含量高，後生成岩作用強烈，使儲層變得十分緻密，儲層孔隙度低，變化幅度大，大部分為7%～8%。
(2)按成因分為原生低滲透-緻密油藏和次生低滲透-緻密油藏。一般原生低滲透-緻密油藏主要是受沉積作用的影響，沉積物粒度細，泥質含量高，分選差，以原生孔為主，儲層大多埋深較淺，未經歷強烈的成岩作用改造，岩石脆性低，裂縫不發育，孔隙度較高，而滲透率較低，多數為中高孔低滲型。次生低滲透-緻密油藏主要是各種成岩作用改造的結果，這類儲層原是常規儲層，但由於壓實作用、膠結作用等，大大降低了孔隙度和滲透率，原生孔隙殘留較少，形成緻密層。
(3)孔喉半徑小，毛細管壓力高，原始含水飽和度較高，一般含水飽和度為30%～40%，個別高達60%，原油比重多數小於0.85，地層黏度多數小於3mPa·s。粘土礦物含量高，水敏、酸敏、速敏嚴重。
(4)油層砂泥交互，非均質性嚴重，由於沉積環境不穩定，砂層的厚度變化大，層間滲透率變化大，有的砂岩泥質含量高，地層水電阻率低，給油水層劃分帶來很大困難。
(5)天然裂縫相對發育，由於岩性堅硬緻密，存在不同程度的天然裂縫系統，一般受區域性地應力的控制，具有一定的方向性，對油田開發的效果影響較大，裂縫是油氣滲透的通道，也是注水竄流的條件，且人工裂縫又多與天然裂縫方向一致。因此，天然裂縫是低滲透砂岩油田開發必須認真對待的因素。
(6)油層受岩性控制，水動力聯系差，邊底水驅動不明顯，自然能量補給差，多數靠彈性和溶解氣驅採油，油層產能遞減快，一次採收率低，只能達到8%～12%，採用注水保持能量後，二次採收率可提高到25%～30%。
(7)由於滲透率低，孔隙度低，必須通過酸化壓裂投產，才能獲得經濟價值。
(8)由於孔隙結構復雜，喉道小，泥質含量高，以及各種水敏性礦物的存在，導致開采過程中易受傷害，損失產量可達30%～50%。因此，在整個採油過程中，保護油層至關重要。
目前，我國在長慶、大慶、吉林等油田都開展了低滲透-緻密油藏的勘探開發。長慶油田在鄂爾多斯盆地已成功開發了滲透率僅為(0.5～1.0)×10-3μm2的低滲透油藏，單井產油量達3～4t/d。