緻密砂岩氣的主要地質特點有哪些
㈠ 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。
㈡ 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。
㈢ 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。
㈣ 非常規油氣地質特徵
(1)源儲共存
烴源岩與儲層一般共生或共存。源儲一體型油氣聚集是指烴源岩生成的油氣沒有排出，滯留於烴源岩層系內部形成油氣聚集，包括泥頁岩氣、泥頁岩油和煤層氣等；源儲接觸型油氣聚集是指與烴源岩層系共生的各類緻密儲集層中聚集的油氣，包括緻密岩油和緻密岩氣。
從常規圈閉油氣藏到常規油氣聚集區帶，再到非常規油氣聚集層系，代表了油氣勘探開發對象的變遷。單個圈閉中如果聚集並保存油氣則成為油氣藏；油氣聚集區帶是受同一個二級構造帶或岩性地層變化帶控制的、聚集條件相似的一系列油氣田(藏)的總和，強調了油氣藏邊界的概念和作用；非常規油氣聚集層系是儲集於大面積源儲共生層系納米級孔喉系統等儲集空間中的連續型油氣聚集，以及儲集於緻密碳酸鹽岩縫洞等儲集空間中的准連續型油氣聚集，突破了帶狀分布和油氣藏的理念，無明顯「藏」邊界。
(2)運聚特徵
非常規油氣聚集單元是大面積儲集層，不存在明顯的圈閉和蓋層。非常規油氣運聚過程中，區域水動力影響較小，水柱壓力與浮力在油氣運聚過程中的作用局限，以擴散作用等非達西滲流為主，油氣水分異差，但「甜點區」油氣運移主要受浮力控制。源儲一體型油氣主要是滯留聚集，源儲接觸型油氣主要靠滲透擴散。運聚動力為烴源者排烴壓力，運聚阻力為毛細管壓力，兩者耦合控制油氣邊界或范圍。
非常規油氣聚集運移距離一般較短，為初次運移或短距離二次運移，其中煤層氣、泥頁岩油氣「生-儲-蓋」三位一體，基本上生烴後就地存儲；緻密砂岩油氣存在一定程度二次運移，但滲濾擴散作用是油氣運移主要方式。
(3)儲集層特徵
非常規油氣聚集儲集層的納米級孔喉系統較為發育，如緻密砂岩氣儲集層孔喉直徑主要為25～700nm；緻密砂岩油儲集層以鄂爾多斯盆地湖盆中心長6油層組為代表，孔喉直徑主要為60～800nm；緻密灰岩油儲集層以川中侏羅系大安寨段為代表，孔喉直徑主要為50～800nm。
納米級孔喉系統導致儲集層緻密、物性差，一般孔隙度小於10%、滲透率為10-6×10-3～1×10-3μm2，斷裂帶發育處伴有微裂縫，儲集層物性變好，如鄂爾多斯盆地蘇里格地區盒8段(24282個數據)平均孔隙度為7.34%、滲透率為0.63×10-3μm2，山1段平均孔隙度7.04%、滲透率為0.38×10-3μm2(8141個數據)。泥頁岩油氣儲集層更加緻密，孔隙度一般為4%～6%，滲透率小於10-4×10-3μm2，處於斷裂帶或裂縫發育帶的泥頁岩儲集層滲透率則有所增加。
(4)分布特徵
非常規油氣主要分布在盆地中心、斜坡等負向構造單元，大面積「連續」或「准連續」分布，局部富集，突破了傳統二級構造帶控制油氣分布概念，有效勘探范圍可擴展至全盆地，油氣具有大面積分布、豐度不均一特徵。源儲一體或儲集體大范圍連續分布、圈閉無形或隱形決定了非常規油氣大面積連續分布，油氣聚集邊界不顯著，易形成大油氣區或層系。如泥頁岩油氣自生自儲，沒有明確圈閉界限與氣水界面(郝麗等，2007；何家雄等，2009；何紅梅等，2002)。源儲直接接觸的盆地中心及斜坡區油氣聚集，空間分布具有「連續性」，如鄂爾多斯盆地三疊系緻密岩油和上古生界緻密岩氣平面上連續分布。
非常規油氣連續型聚集主要取決於優質烴源岩層、大面積儲集層、源儲共生3個關鍵要素。
(5)滲流特徵
一般無自然工業產量、非達西滲流是非常規油氣聚集的典型特徵之一。以緻密砂岩為例，滲流機理受孔滲條件和含水飽和度控制，存在達西流和非達西流雙重滲流機理，廣泛存在非達西滲流現象，其聚集過程顯示出「整體性推進、地毯式運聚」的運移機制。碳酸鹽岩中連通的縫洞體、緻密砂岩中的溶蝕相帶或裂縫帶是油氣富集的「甜點區」。
㈤ 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)
㈥ 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。
㈦ 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。
㈧ 緻密岩油地質特徵
緻密岩油多表現為以下特徵：
1)源儲共生，圈閉界限不明顯，優質生油岩區緻密岩油大面積分布。
2)主要發育緻密湖相碳酸鹽：緻密砂岩兩類儲層。儲層物性差，基質滲透率低，一般空氣滲透率≤1×10-3μm2，孔隙度≤10%；有利沉積相帶控制儲層發育，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。
3)持續充注，非浮力聚集，油氣以短距離運移為主；油層壓力系數高、油質輕；生油岩成熟區(0.6%≤RO≤1.3%)氣油比高，易高產。
4)按成因分為原生緻密岩油和次生緻密岩油。原生緻密岩油主要是受沉積作用的影響，一般沉積物粒度細，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。次生緻密岩油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。
5)孔喉半徑小，納米級孔喉系統發育，主體直徑40～900nm；毛細管壓力高，原始含水飽和度較高，一般含水飽和度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。孔隙結構復雜，喉道小，泥質含量高，水敏、酸敏、速敏嚴重，導致開采過程中易受傷害，損失產量可達30%～50%。
6)油層砂泥交互，非均質性嚴重，由於沉積環境不穩定，砂層的厚薄變化大，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。
7)天然裂縫相對發育，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，且人工裂縫多與天然裂縫方向一致。
8)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，產量遞減快，生產周期長，穩產靠井間接替，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15%～25%。
㈨ 緻密砂岩儲層
3.1.1.1 儲層類型
緻密砂岩儲層與常規砂岩儲層相比，其沉積背景和環境、成岩演化、孔隙類型、孔喉結構、孔隙連通性，儲集性等方面均有較大差異(表3.2)。中國緻密砂岩儲層，主要發育於陸相和海相兩種沉積環境，按成因機理可分為原生沉積型和成岩改造型兩種類型。
圖3.2 四川盆地上三疊統須家河組辮狀河三角洲不同沉積微相孔隙度分布圖
如四川盆地上三疊統須家河組，各地區機械壓實作用都非常強烈。川西周緣前陸盆地山前帶和前淵帶地層，都經歷了早期(燕山期)的快速深埋，其後為侏羅紀—古近紀的緩慢沉降階段，其中前淵帶在喜馬拉雅早期又經歷了一期深埋作用，深度一般在5500～6000m，並且深埋時間長，作用充分，儲層壓實作用強，尤其是大巴山前緣及川西南部，壓實作用最為強烈，使原生孔隙損失了近90%，再加上膠結作用使原生孔隙損失近5%，使得各層段的原生孔隙損失較大，大部分樣品沒有或只有少量殘余原生孔隙。
B.膠結作用對儲集性的影響
膠結作用也是緻密砂岩儲層形成的重要影響因素之一。以鄂爾多斯盆地延長組為例，其成岩作用復雜且非常強烈，具有多期次、多類型特徵，成岩自生礦物類型多樣。延長組不同油層組砂體，晚成岩階段膠結作用非常強烈，表現為斜長石的鈉長石化和高嶺石化非常明顯，高嶺石、伊利石和綠泥石等自生黏土礦物含量較高，亮晶方解石和鈉長石重結晶現象明顯；其含量與儲層砂岩的孔隙度成明顯負相關關系，膠結作用對儲層物性有明顯影響。
c.溶蝕作用對儲集性的影響
溶蝕強度的差異是沉積控制基礎上，儲層質量差異的主要因素，可以發生在成岩作用各個時期，但中成岩階段由有機質脫羧引起的溶蝕作用，對儲集空間形成具有特別重要的影響。溶蝕作用主要是針對不穩定組分，如長石、岩屑等常發生粒內溶蝕，碳酸鹽膠結物溶蝕和粒間溶孔較為少見。
四川盆地須家河組儲層受溶蝕礦物主要是長石和岩屑。長石顆粒常沿解理、破裂縫發生溶解，形成蜂窩狀粒內溶孔，有的幾乎完全被溶蝕形成鑄模孔，長石顆粒溶孔是區內須家河組儲層的主要儲集空間。對研究區鑄體薄片進行統計發現，須家河組因溶蝕作用為儲層提供的孔隙度一般小於3%，平均為2%，最高可達5%，須二段長石含量總體上比須四段多，次生溶孔相對發育，薄片統計面孔率平均可達3.19%。
d.構造作用對儲集性的影響
構造運動可以使比較緻密的儲層產生裂縫，如川西前陸盆地上三疊統儲層，經過多期沖斷作用使其構造裂縫發育，尤其是川西前陸盆地西部地區儲層，由於其早期的深埋壓實作用，致使儲層多已緻密化，裂縫改善作用往往對其儲集性能有決定性影響，破碎裂縫的形成與分布又與前陸沖斷構造運動密切相關。
川西地區部分井的測試情況表明，儲層具雙重介質系統，即基質和裂縫都對儲滲系統起作用。裂縫在緻密儲層中主要起增加孔隙度、提高滲透率、促進沿裂縫形成溶蝕孔縫系統等作用，其中裂縫對總孔隙度的提高貢獻不大，裂縫率一般小於1%，但對滲透率的增加作用很大，對滲透率的增加一般可達十倍至幾十倍。但構造擠壓作用對儲層的壓實也產生負面影響。
㈩ 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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