致密砂岩气的主演地质特点有哪些
⑴ 致密砂岩气藏类型
目前国外关于能够存在致密砂岩气藏的地质背景有两种不同的观点。一种认为致密砂岩气藏主要是发育于盆地中心或者是连续的大面积天然气藏(Law，2002)；另一种认为大多数的致密气藏是位于常规构造、地层或复合圈闭的低渗透储层中(Shanley等，2004)。同时，国内不同的学者对致密砂岩气藏的认识也有很大的提升，如张金川(2003)提出根缘气的概念；姜振学等(2006)根据砂岩气藏变致密的时间把其分为“先成型”深盆气藏和“后成型”致密气藏；邹才能(2009)等深化了连续气藏的概念。
1976年在加拿大西部艾伯塔盆地发现了巨型的深盆气藏(Masters，1979)。1986年Rose等在研究Raton盆地时，首先使用了“盆地中心气藏”(Basin Center Gas)的术语盆地中心气藏是致密砂岩气藏的重要组成部分。盆地中心气是当今时代一种非常重要的具有巨大经济潜能的非常规气藏，在美国每年高达15%的天然气产量来自于盆地中心气(Law，2002)，而且这个比例随着先进技术的涌现和天然气价格的提高而在逐年增加。在盆地中心气系统中天然气聚集与常规气系统的天然气聚集有一些差异。主要有直接型和间接型盆地中心气藏两种类型，在盆地中心气系统的埋藏史和地热史中，由于烃源岩不同使得两种类型的盆地中心气藏具有截然不同的特征，从而进一步影响勘探策略。
⑵ 塔里木盆地依南2气藏侏罗系致密砂岩气藏特征及勘探潜力
唐雁刚 雷刚林 马玉杰 杨宪彰 陈元勇 李 伟
（塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000）
作者简介：唐雁刚，男，工程师，石油地质勘探专业。E-mail：tangyg-tlm＠petrochina.com.cn。
摘 要：致密砂岩气藏主要指发现于盆地中心或者是连续分布的大面积天然气藏，该类气藏的发现预示 着巨大的资源量，在目前储量增长和能源供应方面正在发挥越来越重要的作用。塔里木盆地库车坳陷的依南 2气藏发现于20世纪90年代末期，之后按照常规砂岩气藏的认识经过了多年的勘探评价，但部署在该气藏范 围内的钻井均未获得成功。本文通过对塔里木盆地库车坳陷依南2气藏的研究表明，该气藏具备形成致密砂 岩气藏的有利地质条件：构造位置位于库车前陆盆地依奇克里克冲断带，具有典型的前陆逆冲变形特征，为 致密砂岩气藏的形成提供了良好的构造背景；同时侏罗系阿合组储层岩性致密，至上倾方向物性变好趋势明 显，为气藏的形成提供了储集空间；中生界侏罗系-三叠系的煤系地层为致密砂岩气藏的形成提供了丰富的 气源；同时储层顶部为侏罗系阳霞组中下部的一套厚层夹煤层泥岩，底部为三叠系厚层泥岩及煤层，为致密 砂岩气藏的保存提供了重要保障。测试资料表明构造内表现出深层含气、浅层含水的气水关系，气藏所在地 层压力异常，深浅层压力系统不一致，获工业产能油气井在未采取储层改造前测试产能低等特点，都表现出 致密砂岩气藏的大部分特征。通过对依南2气藏类型研究、正确认识成藏地质特征及机理总结认识，并提出 针对致密砂岩气藏的测试措施及建议，为整体评价致密砂岩气藏的资源潜力并合理开发该类型气藏有着一定 的指导意义。
关键词：塔里木盆地；库车坳陷；依南2气藏；致密砂岩气藏
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 致密砂岩气藏特征
致密砂岩气藏是指位于深处或盆地深部的含有天然气，具有较低孔隙度（一般小于10％），高含水 饱和度（大于40％），而渗透率勉强能使天然气渗流的气藏。据估算目前世界上非常规天然气资源有（800～1000）×1012m3处于尚未全面开发阶段，其中致密砂岩气的资源量为（75～100）×1012m3，而 现今技术上可开采的致密砂岩气储量为（10.5～24）×1012m3，居非常规天然气之首。目前致密砂岩 气藏在美国、加拿大等国均有发现并利用。从目前发现的致密砂岩气藏来看，其地质特征与常规储气层 有很大不同：(1)孔隙度和渗透率低，孔隙度通常为3％～12％，渗透率都在0.01×10-3μm2以下。(2)次生孔隙发育，致密砂岩气藏内次生孔隙常见，也有少量粒间孔隙，孔隙度和渗透率无明显线性关 系，孔隙中粘土含量较高。(3)地层压力变化不一。(4)致密砂岩层的气多聚集在地层圈闭中。较为常见 的是散布在较厚层段中的多层透镜状含气层（如美国落基山盆地陆相地层），为河流沉积。(5)伴有裂 缝，特别是微裂缝。在碎屑岩中随其埋藏压力、温度的升高，压实、胶结、颗粒次生加大等成岩作用的 加强使得渗透率降低，脆性增大，导致伴有裂缝。(6)生气源岩成熟度不高。从国外勘探实例来看，致 密层生气时有机质成熟度一般不高，Ro一般为1％～2％。(7)气水关系分布复杂。储集致密气的岩系，上倾部位为水，下倾部位形成气藏，中间有一个气-水过渡带等。
塔里木盆地库车坳陷的依南2气藏发现于20世纪90年代末期（图1），之后按照常规砂岩气藏的 认识经过了多年的勘探评价，但部署在该气藏范围内的钻井均未获得成功。本文通过对库车坳陷依南2 气藏的剖析认为：依南2气藏属于带有致密砂岩气藏特征的非常规气藏，其位于构造斜坡的平缓部位，发育厚度大的煤系地层，储层岩性致密，构造内表现出气水关系倒置、地层压力异常等特点，对依南2 气藏的剖析为评价依南2气藏的资源规模及勘探潜力提出了理论依据。
2 依南2致密气藏地质条件特征
依南2构造位于库车坳陷依奇克里克冲断带，该冲断带受燕山、喜马拉雅期构造运动影响，具有典 型的前陆逆冲变形特征，其中依奇克里克大断裂逆冲至地表，该断裂上盘发育一系列东西走向的线性背 斜构造，如依奇克里克、吐格尔明背斜构造，断裂下盘则形成了一系列断鼻、断背斜构造，如依南2断 鼻构造。
依南2气藏主要分布在侏罗系阿合组，次为阳霞组。据中测所得天然气分析成果可知：侏罗系 阿合组天然气具相对密度低（0.6283～0.6335g/cm3），甲烷含量高（88.6104％～89.4456％），具 干气特点。地层温度116～152℃，地层压力68.59～81.47MPa，压力系数1.73～1.84，为常温高压 干气气藏。
2.1 依南2构造位于构造斜坡部位，为致密气的形成提供了良好的构造背景
依南2气藏位于依奇克里克冲断带中段，受南北向强挤压应力影响，该区断裂发育。依南2构造主 要受两条逆冲推覆断层控制，南边界为迪那北断裂，北边界为依南断裂。依南断裂是控制依南2断鼻 的主控断层，为区域性的北倾逆冲断裂，走向为近NE向，延伸长度约100km，断距300～400m，断 面呈上陡下缓的犁状，断面倾角30°～40°，向下消失于基底，向上消失于新近系吉迪克组盐岩、膏 泥岩之中。依南断裂与依奇克里克断裂之间发育一系列逆冲断层，走向与依南断裂基本一致，造成 地层重复。
图1 依南2气藏位置图
依南地区主要构造活动开始于燕山晚期，喜马拉雅期受天山隆升影响开始大规模构造活动，逐渐形 成依南地区现今的构造格局，库车组沉积阶段是喜山运动的造山作用达到高峰时期，这一时期也是库车 前陆盆地构造运动的主要活动期，在该区北部形成一条断穿至地表的依奇克里克断裂，依南断裂也持续 活动，断层上盘受强烈挤压，形成一系列逆冲断层，并且多条断层相互叠置，造成地层重复，依南断裂 下盘的断鼻构造也持续发育，最终形成依南2断鼻构造。
依南2气藏位于依南断裂下盘，构造为一向南倾伏的断鼻，构造演化过程稳定，在排气集中的 康村-库车期一直处于稳定，这与致密砂岩气藏多分布于盆地向斜轴部或构造下倾部位特征一致。在凹陷区沉积活跃，沉降快速，并且由于处于陆相-湖相交互环境，煤系地层发育，成岩作用又加 快了致密储层的形成，后期随着快速的埋深而开始进入了大量生排烃的阶段，并在圈闭位置聚集成 藏。根据多轮次构造研究，依南2井钻揭阿合组264m，测井测试解释均为气层，气藏明显不受低幅 度背斜控制。
依南2气藏位于依奇克里克背斜南部，处在库车地区最大的生烃凹陷——拜城凹陷的边缘，优越的 地理位置使得在生烃过程时更容易捕获油气。
2.2 依南地区侏罗系阿合组致密砂岩为气藏的形成提供了储集空间
依南2气藏主要位于侏罗系阿合组砂岩内，主要为辫状三角洲的辫状分流河道和水下分流河道 砂体，由多个从灰白色粗、中砂岩或含砾粗、中砂岩到灰白色、浅灰色中、细砂岩或粉、细砂岩的 正韵律组成，岩性主要是岩屑砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，成分成熟度比结构成熟度高，磨圆度中等，以次棱—次圆或次圆—次棱为主，分选中等为主（部分中—差、中—好），自生胶结矿 物和杂基含量较低（平均0.8％ ～3.9％）。该组砂体厚度大，泥质夹层较少，纵向叠置，横向分布 稳定，储层主要以低孔低渗型为主，中孔-中渗型少量（图2）。其中依南2井在侏罗系阿合组钻遇 了厚264m砂岩，测井解释气层45m/9层，差气层43.5m/11层，干层46.5m/18层，完井测试证实均 为气层，不含水。
侏罗系阿合组储层较致密、裂缝发育，以依南2井为例，侏罗系阿合组孔隙度分布区间主要为 0.3％～12.3％，平均5.2％，渗透率主要为（0.01～41.2）×10-3μm2，平均1.42×10-3μm2，为一 套致密储层；储集空间多为次生孔隙，成岩作用使砂体或砂体内部的储集物性形成严重的非均质性，同 时次生孔隙的形成使得阿合组的砂体成为低渗透层，这样的储层不仅可以储存油气，也可作为油气散失 的遮挡层，在下倾方向含煤层系地层产生的油气则由于致密层的存在在使得向上流动减缓而被捕获；并 且由于依南地区中、下侏罗统储层成岩压实普遍较强，粒间常呈嵌合状，残存孔隙度往往是孤立状分布 而缺乏连通性，所以储层物性尤其是渗透率很差（常小于1×10-3μm2），成为致密特低渗储层，裂缝 的发育能极大地改善这些致密储层的性质。虽然裂缝（隙）增加的孔隙度很有限（绝对量一般小于 1％），但使孤立状分布的孔隙相互连通，因而储层渗透性大为提高，渗透率值呈数量级递增。同时研 究表明，自依南2构造向北，至上倾方向的依南4、依深4构造侏罗系阿合组物性变好趋势非常明显，为形成“上倾方向含水，下倾方向含气” 这一气水倒置特征的致密砂岩气藏提供了有利储集条件。
区域盖层分布。侏罗系阿合组储层顶部为阳霞组中下部的一套夹煤层泥岩，厚110～120m，底部为 三叠系厚层泥岩及煤层，为致密砂岩气藏的保存提供了重要保障。
图2 依南地区侏罗系阿合组对比图
2.3 中生界侏罗系-三叠系煤系地层为致密砂岩气藏的形成提供了丰富的气源
依南2气藏的储层底部为一套三叠系湖相煤系地层，分布面积大，可作为充足气源。依南2井阳霞 组油砂与阿合组原油甾、萜分布特征与三叠系烃源岩特征更加相似。
库车坳陷东部的有效烃源岩包括克拉玛依组（T2-3k）、塔里奇克组（T3t）及恰克马克组（J2q） 暗色泥岩及煤系地层，最大累计厚度600m左右，有机质丰度较高，普遍达到中等到好烃源岩标准。依 南2井三叠系暗色泥岩TOC为0.45％ ～24.43％，均值2.95％；侏罗系暗色泥岩TOC为0.28％ ～ 16.35％，均值4.31％。主要由陆生高等植物组成的有机质类型以Ⅲ型为主，其次为Ⅱ2型。新近纪以 来，上三叠统和下—中侏罗统烃源岩陆续成熟生烃（Ro值为0.6％～1.88％），有机质演化程度较高，依南2井三叠系Ro为1.32％～1.43％，侏罗系Ro为0.78％～1.26％。根据库车东部烃源岩演化史研 究表明，三叠系烃源岩排油高峰约在23～12Ma，侏罗系烃源岩排油高峰大约在12～5Ma，三叠系和侏 罗系烃源岩排气高峰均是在康村-库车期，因此早期圈闭主要捕获三叠系的原油，晚期充注天然气，依 南2气藏的油气主要是来源于三叠系。
2.4 依南地区深层普遍含气、浅层含水的特征，构造整体反映出气水倒置的现象
通过对依南地区老井复查，特别是对测试出水原因分析及测井重新解释，明确了依南地区同一储层 及侏罗系阿合组在构造下倾部位饱含气层（依南2井），而在向构造上倾方向（依南4、依深4井）逐 渐变为气水过渡带，气水呈明显的倒置状态。从低部位向上倾方向，含气层逐渐变为气水过渡带直到水 层（图3）。
图3 依南2气藏模式图
在测试过程中，依南2、依南2C、依南5、依南4、依深4井在侏罗系阿合作或阳霞组取得大量水 样分析资料，测井重新解释成果及水样资料分析研究认为：
依南2井在侏罗系阿合组的水分析层产量低，其中在4776～4785m测试井段（21.4m3/d）及 4905～4913m测试井段（22.14m3/d）所出水均为三叠系的串水，测试结论均为气层，pH值约为 5.48～8（地层水中pH值小于7）；颜色为黑、黄、棕色（地层水无色或受钻井液污染颜色浅），氯 根值偏低，为2158.91～18062.84mg/L，总矿化度为6067.11～33501.77mg/L，水型为MgCl2或 NaHCO3。
依南4井在侏罗系阿合组水分析层为含气水层和干层，氯根为9227.21～32742.04mg/L，总矿化度 为16860.89～61579.26mg/L，水型分析均为NaHCO3；依深4井在分别在侏罗系阿合组4072～4093m、 4147～4169m井段测试见水，产量均不高，侏罗系阳霞组-阿合组水分析氯根为6393.83～ 12673.52mg/L，总矿化度14015.13～25410.83mg/L，水型均为NaHCO3，因此在构造上倾部位含水明 显（依深4、依南4井），而在构造下倾方向无明显水层特征，说明受断裂影响地表水和地下水相通，在构造上倾部位形成了一个开启的地层水系统。
2.5 依南地区侏罗系阿合组地层压力异常也显示了致密砂岩气藏的特性
致密砂岩气藏的气层压力总是低于或者高于区域静水压力，表现出异常的压力状态，其出现的位置 和范围与侏罗系阿合组天然气聚集的位置和范围一致，这也反映出依南2气藏油气晚期运移聚集，并且 还处在动态调整过程中的特征。
根据对依南2气藏侏罗系测试井段压力数据研究分析认为，受埋深影响依南2、2C、5井属于同一 压力系统，反映出异常高压的环境，依深4、依南4井为高压环境，井下侏罗系阳霞组-阿合组压力系 数自北向南逐渐增大，整体表现出北边压力系数低，南边压力系数高的规律特征（图4、图5），也说 明气藏处在压力泄漏的环境下，为一个开启的压力系统。
图4 依南地区侏罗系压力分布关系图
图5 依南地区侏罗系压力系数分布关系图
3 结论及建议
通过对依南地深层致密砂岩气藏的综合分析研究取得以下认识：
（1）库车坳陷依南2构造位于构造斜坡区，该区生烃强度大、侏罗系储层致密，同时伴有气水倒 置、气层压力异常等特征，反映出明显的致密砂岩气藏特征。
（2）若按照致密砂岩气藏边界不受构造等因素控制，构造下倾部位均含气考虑，气藏范围南边能 达到迪那北断裂附近，保守估算资源量可达4200×108m3，具有巨大的勘探潜力。
（3）根据致密砂岩气藏认识建议对该气藏带有评价意义的探井迪西1井在侏罗系阿合组增产措施 以压裂为主，采用水基压裂液，增加泥土稳定剂和非离子表面活性剂，并结合采取超大性水力压裂；同 时结合国外致密砂岩气藏开发特点，建议对该井区部署采集三维地震，准确认识依南2构造及其储层的 非均质性和裂缝展布，为有效提高开发井成功率打好基础。
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⑶ 致密砂岩储层特征及影响因素
(1)上覆应力对渗透率的影响
对于致密砂岩气藏，应力是孔隙度和渗透率的重要影响因素。然而，同一应力场下孔隙度的变化要比渗透率的变化小得多(Rushing等，2008)。也就是说，对于致密砂岩气藏，上覆应力对渗透率的影响更大。它显示的是不同上覆应力条件下各岩样孔隙度和渗透率的变化，表明了上覆应力变化对孔隙度和渗透率的影响。随着上覆应力增加，低渗透率储层渗透率显著下降，而且，这种效应在储层渗透率为0.5×10-3μm2或者更小的时候更明显。
在一项对应力影响渗透率的研究中，Davies(1999)对比了未固结的高孔渗砂岩和低渗透含气砂岩。在未固结的砂岩储层中，随着上覆应力增加，渗透率降低最明显的是孔隙度渗透率初始值最高的砂岩。在低渗透含气砂岩中，随上覆应力增加，渗透率主要受到孔隙影响下降较快。Byrnes和Keighin(1993)发现在低渗透率储层中，孔隙喉道随着上覆应为增加可以减少50%～70%。
(2)含水饱和度对渗透率的影响
在上覆应力作用下，低渗透砂岩储层中，气体的渗透率比常规储层小很多，只有(0.001～0.01)×10-3μm2，同样，地层水有效渗透率也是如此，因为在高含水饱和度的低渗透储层中水是不能够流动的。低渗透储层与常规储层有如此大的差别，因此，用于常规储层的临界水饱和度(水停止流动时的饱和度)、临界气饱和度(气体开始流动的饱和度)以及束缚水饱和度(增加孔隙压力时含水饱和度变化很小时的饱和度)等概念都需要进行重新定义。对于低渗透储层中气体相对渗透率的研究发现，在含水饱和度为40%～50%时，气体的渗透率下降得最快。在低渗致密砂岩气层中，气水都不能流动的含水饱和度范围比较广。
对常规储层和致密砂岩储层的性质进行了比较。在常规储层中，如果以相对渗透率2%作为基准，其大于2%的单相或者两相流体的渗透率变化范围很大，临界水饱和度和束缚水饱和度的值几乎是一样的，在这种情况下，很少有被水开采出，这说明储层是处于或者接近束缚水饱和度。然而在低渗透储层中含水饱和度的变化范围却很大，对于相对渗透率小于2%的流体，其临界水饱和度和束缚水饱和度的值相差很大。在这种储层中，缺少水的产出不能够推断出储层处于束缚水饱和度状态(Shanley等，2004；Naik，2010)。事实上，Byrnes早在1994年就已经提出了用“渗透率盲区”的概念用来描述气水渗透率不能被忽略的含水区域。然而，由于对这种关系缺乏深入的研究，导致了对低渗透储层中烃类系统研究的误解。
以上研究表明：低渗透储层中缺少水的产出不能推断出储层处于束缚水饱和度状态，只能说明含水饱和度低于临界水饱和度。低渗透储层中含水饱和度的变化范围很大；气体相对渗透率的曲线很陡，含水饱和度很小的变化都会导致相对渗透率发生明显的改变；含水饱和度超过50%的地区不可能有很高的气体渗透率；由于这些渗透率关系，在能够证明岩石渗透率的变化影响测试结果之前，试井都要认真仔细地进行。没有产出流体的试井中，孔隙度和渗透率与那些产出大量气体的储层是相同的；由于低渗透储层在高含水饱和度时对有效渗透率的影响很小，这些高含水储层中产出的天然气不能成的资源。当然，由于对低渗透储层有效渗透率的特殊性质缺乏认识，有可能会导致一从而不能够很好地了解地下信息。
(3)复杂的气水关系
致密砂岩储层气水关系非常复杂，一般来说，存在4种类型气水关系：上气下型、下气上水型、气水界面倾斜型和气水混杂型(邹才能，2009)。在这些低孔渗储层气水关系类型中，“上气下水”是正常的气水关系，多见于低孔渗背景中相对高孔渗部位或凹陷中心围的上倾部位高孔渗段。在致密砂岩气藏中，典型的是下气上水型，即气水倒置型的上倾方向气水关系倒置、下倾方向无气水接触(无底水)。天然气储集在地层下倾较低部位，而上倾较高部位是水，两者之间不存在一般意义上的封堵或遮挡条件，也没有明显的气水界面，而是存在一定宽度的气水过渡带。在这个过渡带中，储层和流体的性质逐渐变化，如沿上倾方向，地层渗透率增大、地层水矿化度明显降低、地层电阻率明显减小等。而且，由于致密砂岩储层中复杂的气水关系，可能导致圈闭中为纯气、纯水、气水混杂或干层，这也使得在勘探过程中出现高低产井并存的现象。
(4)胶结物和黏土矿物
致密含气砂岩相对丰富的小孔隙也是其低渗透性的原因。其中，黏土矿物的存在是形成小孔隙的因素之一，同时大范围的胶结作用也是形成低孔渗的重要原因。因此，要明确致密含气砂岩中胶结物、黏土矿物的成分及其来源，这可以很大程度上提高对致密砂岩储层的认识并提高成功勘探及开发钻井方案的成功率。
1)胶结物。在致密砂岩储层中，胶结物的主要成分有硅质、钙质和自生黏土。当砂岩中的胶结物由自生黏土组成时，其基质渗透率会极低，并处于微达西级别(Naik，2010)。致密砂岩储层中硅质的胶结作用较为普遍，其主要以石英次生加大的形式存在(如图3.3)。胶结物对裂缝的孔隙大小有着较大的影响，成岩作用过程中，石英胶结物和岩石裂缝之间有着复杂的关系，石英胶结物影响着岩石裂缝系统形成过程中的岩石力学属性，从而影响裂缝开度的分布和簇状聚集。另外，胶结物还通过部分或完全堵塞运移通道，影响着裂缝系统内流体流动状态。
具体来讲，在部分胶结裂缝中发现的高度非均质的石英胶结物厚度是石英晶体生长速率的函数(Lander等，2008)。石英晶体生长速率不仅表现出明显的各向异性，同时石英生长速率还与温度有关。石英生长速率与裂缝开启速率的相互制约关系决定了胶结物能否完全充填裂缝，并且能够决定石英胶结桥能否部分充填偶尔撑开的裂缝(图3.4)。所有这些可能性都可以在地下或露头中的富石英砂岩标本中见到(Olson等，2009)，在致密砂岩中更能出现这种现象。
表3.7 致密砂岩储层的基本地质特征及其与常规储层的对比
(据张哨楠，2008，修改)
⑷ 致密砂岩气（深盆气）
致密气是一种储层致密、构造简单、分布广泛、储量巨大的非常规天然气。这类版气常分布权于传统的天然气地质理论认为不可能形成天然气聚集的向斜或凹陷低洼地带。这类气藏储量巨大、具有现实的和潜在的经济价值，是勘探目标类型之一。致密气藏储层孔渗性差、倾角平缓，含气范围不受构造控制，主要受储层物性和岩性控制。有关专家对我国深盆气资源潜力进行了初步预测，认为我国深盆气资源量超过（55.77～83.46）×1012m3。
我国是一个煤系地层十分发育的国家，致密储层分布广泛，在构造变动相对稳定的地区有利于深盆气藏的发育。东部含油气盆地的深层，鄂尔多斯盆地古生界，四川盆地、准噶尔盆地和吐哈盆地等是开展深盆气勘探的最有利领域。
⑸ 论述地表的地质组成特点有哪些(从岩石角度)
岩石的基本特点是所有的岩石都是混合物。
煤、石油、天然气属于可燃性有机岩，而不是矿物。
岩石，是在地质作用下形成的矿物聚合体，其中海面下的岩石称为礁、暗礁及暗沙，由一种或多种矿物组成的，具有一定结构构造的集合体，也有少数包含有生物的遗骸或遗迹（即化石）。岩石有三态：固态、气态（如天然气）、液态（如石油），但主要是固态物质，是组成地壳的物质之一，是构成地球岩石圈的主要成分。
岩石根据其成因、构造和化学成分分类，按其成因主要分为三大类：火成岩、沉积岩和变质岩。
一、火成岩
火成岩又称岩浆岩，它是因地壳变动，熔融的岩浆由地壳内部上升后冷却而成。火成岩是组成地壳的主要岩石，占地壳总质量的89%。火成岩根据岩浆冷却条件的不同，又分为深成岩、喷出岩和火山岩三种。
1.深成岩
深成岩是岩浆在地壳深处，在很大的覆盖压力下缓慢冷却而成的岩石，其特性是：构造致密，容重大，抗压强度高，吸水率小，抗冻性好、耐磨性和耐久性好。例如，花岗岩、正长岩、辉长岩、闪长岩、檄揽岩等。
2.喷出岩
喷出岩是熔融的岩浆喷出地表后，在压力降低、迅速冷却的条件下形成的岩石，如建筑上使用的玄武岩、安山岩等。当喷出岩形成较厚的岩层时，其结构致密特性近似深成岩，若形成的岩层较薄时，则形成的岩石常呈多孔结构，近于火山岩。
3.火山岩
火山岩又称火山碎屑岩。火山岩是火山爆发时，岩浆被喷到空中，经急速冷却后落下而形成的碎屑岩石，如火山灰、浮石等。火山岩都是轻质多孔结构的材料，其中火山灰被大量用作水泥的混合材，而浮石可用作轻质骨料，以配制轻骨料混凝土用作墙体材料。
二、沉积岩
沉积岩又称水成岩。沉积岩是由原来的母岩风化后，经过风吹搬迁、流水冲移而沉积和再造岩等作用，在离地表不太深处形成的岩石。沉积岩为层状构造，其各层的成分、结构、颜色、层厚等均不相同，与火成岩相比，其特性是：结构致密性较差，容重较小，孔隙率及吸水率均较大，强度较低，耐久性也较差。
1.机械沉积岩
风化后的岩石碎屑在流水、风、冰川等作用下，经搬迁、沉积、固结(多为自然胶结物固结)而成。如常用的砂岩、砾岩、火山凝灰岩、粘土岩等。此外，还有砂、卵石等(未经固结)。
2.化学沉积岩
由岩石风化后溶于水而形成的溶液、胶体经搬迁沉淀而成。如常用的石膏、菱镁矿、某些石灰岩等。
3.生物沉积岩
由海水或淡水中的生物残骸沉积而成。常用约有石灰岩、硅藻土等。
沉积岩虽仅占地壳总质量的5%，但在地球上分布极广，约占地壳表面积的75%，加之藏于地表不太深处，故易于开采。沉积岩用途广泛，其中最重要的是石灰岩。石灰岩是烧制石灰和水泥的主要原料，更是配制普通混凝土的重要组成材料。石灰岩也是修筑堤坝和铺筑道路的原材料。
三、变质岩
变质岩是由原生的火成岩或沉积岩，经过地壳内部高温、高压等变化作用后而形成的岩石，其中沉积岩变质后，性能变好，结构变得致密，坚实耐久，如石灰岩(沉积岩)变质为大理石；而火成岩经变质后，性质反而变差，如花岗岩(深成岩)变质成的片麻岩，易产生分层剥落，使耐久性变差。
⑹ 致密砂岩气层随钻识别方法研究——以济阳坳陷为例
许小琼1，2 王志战3 慈兴华2 李云新2 刘彩霞2 牛 强2
（1.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛 266555；2.中国石化胜利石油管理局地质 录井公司，山东东营 257064；3.中国石化石油工程技术研究院 测录井研究所，北京 100101）
基金项目：国家自然科学基金 “构造应变与砂岩成岩的构造非均质性特征”（编号41002034）。
作者简介：许小琼，女，高级工程师，现从事录井技术研究，E-mail：slljxxq＠163.com。
摘 要：及时识别气层，是天然气勘探的首要任务之一。济阳坳陷致密砂岩气主要分布在东营凹陷、孤 北—渤南地区，主要有油型气和煤型气两种类型。由于储层具有物性差、非均质性强、成因复杂等特点，随 钻识别的难度较常规砂岩气层要大得多。结合主要致密砂岩气产区的地质特征，分析研究了气相色谱录井和 罐顶气轻烃色谱录井资料在不同类型气层上的响应特征和识别方法。结果表明，气相色谱录井和罐顶气轻烃 色谱录井对致密砂岩气具有较好的响应，两者相互补充，是随钻过程中直接判识气层最有效的两种地球化学 录井方法。钻遇明显气层时，气相色谱的全烃含量表现为明显高于背景值，全烃对比系数一般大于3，罐顶 气轻烃组分丰富，C1-C4轻烃化合物的丰度一般都大于1000％。随着演化程度的升高，气体组分中的甲烷含 量逐渐升高而重烃含量逐渐降低，在皮克斯勒烃组分比值图上自上而下依次为干气区、湿气区和煤成气区、 凝析气区。煤型气多位于罐顶气轻烃C5 -C7脂烃族组成三角图的中上部，油型气则落在其下部，且横向分布 较宽，可用来鉴别油型气和煤型气。应用上述方法对济阳坳陷的致密砂岩气层进行识别，符合率达到了 91.6％，提高了随钻判识的准确率。
关键词：致密砂岩气；随钻识别；泥浆气；罐顶气；准确率
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
致密砂岩气是指孔隙度低（＜12％）、渗透率比较低（＜1×10-3μm2）、含气饱和度低（＜60％）、 含水饱和度高（＞40％）、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气［1～4］，是常规天 然气资源最重要的后备资源之一。由于埋藏深度一般较大，习惯上也称为深层致密砂岩气［2］。济阳坳 陷密砂岩气类型丰富，按母质类型的不同有油型气和煤成气，按有机质的演化程度可分为热降解气和高 温裂解气，从测试结果来看，主要有干气、湿气、凝析气三种相态类型［5～7］。由于埋藏深度较大（一 般在4000m以下），储层的成岩演化作用强、物性差、成藏机理复杂［8～11］，岩屑荧光显示微弱或无荧 光显示，远不如含油岩屑容易检测，使得随钻识别的难度加大［12，13］。本文主要是从济阳坳陷致密砂岩 气产区的地质特点出发，在气层录井资料响应特征分析的基础上，研究随钻过程中气层的有效识别 方法。
1 研究区地质特征
图1 济阳坳陷构造纲要图
济阳坳陷致密砂气主要分布在东营凹陷北带和渤南洼陷的沙四段、孤北地区的石炭系—二叠 系［7，8，15～17］（图1）。东营凹陷和渤南洼陷沙四段为咸水湖—淡水湖相沉积，气源岩主要为暗色泥岩、 含膏泥岩，有机质类型好、丰度高，洼陷中心烃源岩均处于成熟—高成熟演化阶段。储集体主要为近岸 水下扇、扇三角洲前缘砂体及滨浅湖滩坝砂体，储集空间以粒间孔为主，地层压力为低压—常压。孤北 地区石炭系—二叠系则是—套煤系地层，发育黑色煤、碳质泥岩和深灰、灰黑色泥岩，有机质含量丰 富，以Ⅲ型母质为主，演化程度高，是本区主要的气源岩。储层为三角洲和河流相沉积砂岩，孔隙类型 以次生溶孔主，地层压力为低压—弱高压（表1，图2）。
表1 济阳坳陷致密砂岩气主要产区地质特征
图2 致密砂气产区综合柱状图
从储层物性来看，均属于非常规储层中的胶结为致密—很致密，储层物性评价为好—中等储 层［18］。东营凹陷北带主要为油型气，孤北—渤南地区深层天然气地球化学特征成因类型呈规律性变 化，由西向东从油型气逐步过渡到煤成气［16，17］。
2 致密砂岩气层录井资料响应特征
天然气录井的主要任务是钻井过程中及时识别气层。当地层被钻开，地层中的油气通过两种途径进 入井筒，一是由钻头机械破碎后的岩屑携带进入；二是已钻开地层中的油气在压差的作用下以渗滤或扩 散的形式直接进入。气相色谱录井主要检测以游离态（气泡）和溶解态（溶于水或油）的形式存在钻 井液中的气体（泥浆气），是随钻过程中直接判识油气层最有效的一种地球化学录井方法。罐顶气轻烃 色谱录井则是检测岩屑或岩心中自然脱附出的罐顶气—轻烃（分子碳数C1 -C7的化合物［19，20］），而轻 烃的形成和演化与天然气息息相关，是天然气成因判识、气源对比的重要指标［16，19～23］。两者相互补 充，可以较全面对地下气层进行随钻检测。
2.1 气相色谱资料特征
研究区致密砂岩气在气相色谱资料上具有较强的响应，钻遇明显气层时，全烃含量（Tgas/％）明 显高于背景值，据此可进行随钻气层显示的检测。无论是油型气还是煤型气，气体组成中烃类气体均以 甲烷占有绝对优势，含量在64.0％～96.0％，重烃气 含量中乙烷和丙烷最为常见，碳数大于4 的烃类含量较低（表2）。油型气中甲烷分布范围较大，总体上由凝析气—湿气—干气随着演化阶段的 升高，甲烷相对含量（C1/％）逐渐升高，干燥系数η 逐渐变大。对于相同类型的气体，由 于地质条件的差异，气体组分特征上也有所不同。煤型气气测组分较为齐全，与油型气中的湿气和干气 具有相似的显示特征，仅依据气体组分含量难以识别气层类型。
表2 济阳坳陷典型致密砂岩气烃组分特征
2.2 罐顶气轻烃色谱资料特征
从表3中可看出，致密砂岩气具有丰富的轻烃组成，除干气甲烷占绝对优势且贫C6-C7轻烃化合 物外，其他类型气体的轻烃分布范围均较宽，C1-C4轻烃化合物的丰度一般都大于1000，组分个数在 6～27，但在异戊烷/正戊烷（iC5/nC5）、C6-C7轻烃含量上存在较明显不同，可以用于气层类型的 识别。
表3 济阳坳陷典型致密砂岩气轻烃组成
3 致密砂岩气层录井识别方法
3.1 气层的定性识别
研究区地层压力较为一致，在相近的钻井条件下，地层含油气量越高、物性越好，钻穿单位体积油 气层进入钻井液的油气量就越多，气相色谱的全烃含量表现为明显高于背景值，常用全烃对比系数（异常值/背景值）来衡量异常显示的幅度；相对应地罐顶气轻烃的丰度就越高。相同层位，气层的显 示幅度要高于含气水层、干层。据气体组分、轻烃的丰度和组成特征就可以定性进行气层的快速识别（表4）。
表4 济阳坳陷致密砂岩气层录井参数评价标准
3.2 气层类型的识别
图3 济阳坳陷天然气皮克斯勒烃组分比值图
由于气体组分、轻烃组成特征随有机母质类型、成烃演化程度的不同而变化，可以用于划分天然气 成因类型、进行气源对比和评价其成熟度［15～17］。随着演化程度的升高，气体组分中的甲烷含量逐渐升 高而重烃含量逐渐降低［16，19，20］，组分比值C1/C2、C1/C3、C1/C4、C1/C5依次升高，皮克斯勒烃组分 比值图（图3）自上而下依次为干气区、湿气区、凝析气区、油层区。煤成气落在湿气和凝析气区交汇 区，但折线的趋势与油型气存在明显不同，C1/C3、 C1/C4、C1/C5比值逐渐降低，可以较好地区分。
不同结构的轻烃（正构烷烃、异构烷烃、环烷 烃）在不同类型的母质中含量不同，腐泥型母质的轻 烃中富含正构烷烃、环烷烃，腐殖型母质的轻烃中则 富含异构烷烃［15～17］。济阳坳陷致密砂岩气中C5、C6 和C7脂烃族组成较明显地表现出上述特征（图4），煤型气多位于三角图的中上部，油型气则落在下部，且横向分布较宽，可用来鉴别油型气和煤型气。
应用上述方法对济阳坳陷16口探井54个气显示 层进行识别，经测试验证，符合率达到了91.6％，证 实了方法的可行性。
图4 济阳坳陷天然气C5-C7脂烃族组成三角图
4 结论
气相色谱录井和罐顶气轻烃色谱录井技术是随钻录井过程中快速检测致密砂岩气层的有效分析手 段，依据天然气的气体组分和轻烃丰度和分布特征可以定性识别气层，区分气层类型。但任何一项分析 手段难免会到复杂的钻井条件和地质条件的影响，使得识别方法总存在着某些方面的不足，在实际应用 过程中，应在充分了解地质特征的前提下，综合运用多种方法，互相参考和印证，以提高识别精度。
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⑺ 致密砂岩形成过程
究竟是哪种因素致使砂岩致密一直是很重要的问题。Nelson(2009)指出致密含气砂岩孔喉直径大小约2～0.03μ，在岩石中广泛分布小孔隙，而且连接孔隙的孔喉组合关系复杂。更进一步讲，是许多的地质过程共同导致了小孔隙广泛分布和孔隙结构复杂，包括细粒到超细粒沉积物的初始沉积、孔隙中存在着各种类型的分散泥质和黏土、以及后期成岩作用的改造。沉积作用、构造运动和成岩作用是使储层变得致密的原因，其中沉积作用是形成低渗透储层的最基本因素；成岩作用是形成低渗透储层的关键；而构造作用一般将致密砂岩储层改造成低孔低渗或低孔高渗储层。
(1)沉积因素和构造作用的影响
与沉积因素有关的主要结构单元有如颗粒大小、分选、物源、矿物成分、流体状态和沉积环境等，它们都是使砂岩变致密的重要原因。这些地质因素在沉积后作用过程中变得更为重要。砂岩的颗粒骨架、基质和胶结物的组成，都与沉积物源、沉积作用和成岩作用等地质作用相互联系。储层特征在原生过程中已经形成，其特征则主要取决于物源、颗粒大小、填充物、分选，以及与岩石结构和矿物成分运移等有联系的其他地质特征等。根据沉积环境能量高低的不同和流体状态，砂岩储层中形成了不同的、控制着流体性质的沉积构造。生物扰动同样选择性地影响致密砂岩结构。一般来说，高能环境有利于形成渗透好的储层；在低能环境下，沉积颗粒细、分选差的岩石，进而形成了低孔渗的储层。然而，虽然储层特征会受到沉积后生作用的影响，但在很大程度上，它还是受原生作用的控制。其中层序地层格架不仅在勘探阶段对识别砂体的分布有很大作用，还能够帮助认识致使储层致密的成岩作用。
致密砂岩的形成过程中，区域构造运动和局部构造作用都起到了重要的作用。温度和压力梯度都主要受构造作用的影响，盆地内的区域构造趋势，控制着地下压力分布的基本框架，应力机制可以看做构造运动的函数(Shrivastava和Lawatia，2011)，这有助于理解并进一步解释超压和盆地中心气藏系统的复杂特征。岩浆活动、盐丘穿刺等都会使砂岩更加致密。一些情况下，成岩作用改变岩石，使其更易发生破裂，并因此发生成岩后的构造变化。构造运动和成岩作用共同影响着砂岩的致密化，而且区域地质构造还会影响所有致密岩层的水平应力，水平应力反过来又会影响断裂运动、岩石强度、钻井参数、水力裂缝延伸、岩层的自然断裂以及井眼的稳定性等(Holditch，2006)。
(2)成岩过程的改造作用
成岩作用可以是一个物理过程也可以是一个化学过程.或者是几个不同过程的综合作用。在一定的温度和压力下，矿物和孔隙流体之间复杂的相互作用会发生成岩作用。在致密砂岩储层中，成岩作用非常重要，是致密砂岩储层形成低孔低渗的主要原因(Rushing等，2008；Shahamat和Gerami，2009)。早期成岩作用直接与局部沉积环境和沉积物成分有关，而晚期成岩作用范围更广，经常由于区域流体运移模式而经过多相边界。在致密砂岩中普遍发现的主要成岩作用为机械和化学压实作用、胶结作用、矿物的溶解或者淋滤作用及黏土的生成(Rushing等，2008)。
A.压实作用降低储层孔隙度和渗透率
压实作用可以很大程度地降低储层的孔隙度和渗透率。压实过程中储层岩石发生且脱水作用，使砂岩的孔隙度减小，岩层变得致密。石英、长石和岩屑的相对含量与压实程度有很大的关系，石英颗粒的抗压能力最强，长石次之，岩屑的抗压强度最小。一般来说，岩石颗粒的重排、韧性和塑性变形、易碎物质断裂和剪切等都会导致机械压实作用。异常高的孔隙压力可以减缓这种机械压实作用。化学压实作用是由化学反应而引起的颗粒大小和几何形态的改变。机械和化学压实作用都会降低渗透率和原生孔隙度(Rushing等，2008)。
B.溶蚀作用对储层的影响
成岩作用中的另一个影响致密砂岩储层特征的作用为溶蚀作用。溶蚀作用可以改善致密砂岩储层，特别是深层储层性质。在一般的储层中，溶蚀作用可以在纵向上形成几个次生孔隙发育带。在低孔低渗情况下，大量的孔隙是由矿物颗粒、岩石碎片和骨架胶结物的后生溶蚀作用产生的。这种类型的孔隙称为次生孔隙，通常表现为孤立的孔或“微孔洞”，其中矿物的溶解也属于化学成岩作用。石英溶解的主因是压溶作用，它是由于岩石颗粒相互接触时应力集中所引起的，它可以致命在相邻孔隙中硅质溶解、分散、对流而进行再沉淀，同时也会降低孔隙度。压溶作用仅在较高的温度下发生。另一类矿物溶解是指某些矿物颗粒和胶结物的淋滤作用，它常会增加原生孔隙或产生次生孔隙。岩石中可能存在残余矿物颗粒和岩石碎片，这些残余矿物颗粒是不完全溶蚀的结果。但是，通过溶解岩石颗粒而产生次生孔隙的沉积后作用，也能通过骨架胶结物和黏土沉淀而使孔隙度降低。
C.胶结作用对砂岩变致密的影响
致密砂岩储层普遍受到胶结作用的改造，从而导致储层物性变差。胶结作用是一个化学过程，在胶结过程中矿物携带现存的岩石颗粒和岩石碎屑一起从孔隙流体中沉淀下来。致密砂岩储层中常见的胶结物是硅质和钙质胶结物。硅质胶结物主要以石英的次生加大方式出现随着埋深中温度和压力的增加硅质胶结物会继续增长(Rushing等，2008)。极端情况下，石英次生加大能充填所有的孔隙空间，这会迅速降低砂岩储层的孔渗性。一般来说，硅质胶结会和致密砂岩储层的裂缝紧密地联系在一起。硅质胶结通过在裂缝形成时影响岩石的力学性质来影响裂缝系统。裂缝的形成反过来又可以影响裂缝开度的分布等，并且胶结作用可以通过部分或者完全堵塞裂缝孔道来影响裂缝系统的流动性质(Naik，2010)，这会降低致密砂岩气层的渗透率，进而导致储层致密。
沉积作用后不久，钙质胶结物开始沉淀，并易于充填颗粒间的孔隙空间。由于方解石的胶结作用而使粒间孔隙变小，渗透率降低。另外，自生黏土矿物也作为胶结物而岩石颗粒胶结在一起。大多胶结物都会降低孔隙度和渗透率(Rushing等，2008)。然而，自生黏土包壳可以抑制石英次生加大，这可以有效地减少次生加大所占据的粒间孔隙空间，从而保护了粒间孔隙。必须注意的是自生颗粒包壳仅仅减少或阻止石英次生加大，并没有影响碳酸盐、亚硫酸盐或沸石胶结物的沉淀(Pittman等，1992)。
D.矿物填充降低孔隙度和渗透率
在低能条件下或者在浊流条件下，由于水体能量不高或沉积水体浑浊，碎屑颗粒间杂基含量比较高，成为泥质砂岩。由于粒间孔隙被杂基所占据，孔隙间的流体交换不顺畅，无论早期还是晚期的溶蚀性流体都很难进入到孔隙中，因此粒间孔隙或者粒内孔隙都不发育；在泥质杂基中因成岩作用的关系可能发生重结晶或者微弱的溶蚀，形成杂基内的溶蚀微孔隙(张哨楠，2008)。岩石中泥质杂基含量比较高，在杂基重结晶后可以形成黏土矿物晶间微孔。储层的孔隙全部为微孔隙，孔隙由杂基的溶蚀和重结晶形成。
自生黏土矿物的大量沉淀也可形成致密砂岩储层。此类储层可以是结构成熟度和成分成熟度均比较高的砂岩，也可以是结构成熟度较高而成分成熟度不高的砂岩(张哨楠，2008)。在石英砂岩中，硅质岩碎屑含量比较高，岩石的分选性好，颗粒之间没有任何黏土杂基存在；但是在埋藏过程中由于自生的伊利石堵塞了颗粒间的喉道，喉道间的连通主要依靠伊利石矿物间的微孔隙，这使得岩石的渗透率极低。然而相对于孔隙度的降低，渗透率的变化更加明显，主要形成中孔、低渗的致密储层。
一般来说，压实作用形成了储层低孔渗的成岩背景；胶结作用使岩石致密化；长石或岩屑溶解作用形成相对高孔渗有利储层。几种成岩作用机制可以同时进行，共同作用形成致密砂岩储层。同时储层的压力和温度也会影响成岩作用的类型、大小和程度。许多成岩作用的速率会随着温度的增加而成倍增加。而且，温度的升高会提高矿物的溶解能力而使孔隙中饱含水，进而使胶结物沉淀。另外，储层压力增大的影响首先就是发生机械压实作用这种作用会降低原生孔隙的体积。然而，有时候异常高的孔隙压力会通过降低施加在单个颗粒的应力来减缓机械压实作用(Rushing等，2008)。总而言之，沉积作用、构造作用和成岩作用共同形成了致密含气砂岩。
⑻ 致密砂岩油气形成与分布
由于致密砂岩储层具有低孔低渗-超低孔渗-致密的特征，纵向上非均质性强、储渗体横向连续性差，导致致密砂岩油气水关系复杂，油气水分异程度差，一般无统一的油气水界面，无统一的压力系统;同时由于裂缝的沟通作用更增加了其复杂性。
致密砂岩油气藏往往是盖层、圈闭界限或者油气藏边界不明确，大面积连续含油气，主要具有以下地质特征:①烃源岩多样，有进入正常热演化程度的含煤岩系和湖相、海相烃源岩;②油气分布不受构造带控制，斜坡带、坳陷区均可以成为有利区，分布范围广，局部富集;③储集层多为低孔渗-特低孔渗-致密砂岩储层，非均质性强，含水饱和度较高，储层大规模分布;④成藏组合以自生自储为主，源储一体，紧密接触;⑤油气运移以一次运移或短距离二次运移为主，油气聚集主要靠扩散方式，浮力作用受限，油气渗流以非达西流为主;⑥油气具有多期多阶段成藏特点，成藏机理特殊，与常规油气藏互补;⑦流体分异差，无统一流体界面与压力系统，饱和度差异大，油气水易共存;⑧资源丰度较低，平面上形成大油气区，但一般无自然产量或产量极低，需采用适宜的技术措施才能形成工业产量，稳产时间较长。
一、致密砂岩油气性质
低渗透-致密油气田广泛分布于各个油区，并且在不同地质年代的地层中都有分布，对于同一个油区，相对较老地层所占比例较高。目前发现的低渗透-致密油田以中深层为主，而致密气田则以深层为主。
低渗透-致密储层原油性质比较好，在一定程度上弥补了渗透率低的缺陷，原油地下流动状况较好是获得工业流油的必要条件。如安塞油田长6油层为典型的低渗-致密砂岩油藏，原始地层压力为8.3～9.8MPa，压力系数为0.7～0.8，地面原油密度为0.83～0.85g/cm3，黏度为1～55mPa·s，地层水矿化度一般为70～90g/L，为CaCl2型水(表3-4)。油、水分异较差，同一构造油、水产量与构造高低无明显关系，构造高部位也出现油、水同出的现象。
表3-4 四川盆地晚三叠世地层水性质统计
致密砂岩气具有轻烃含量高、重烃含量低的特点。如四川盆地上三叠统须家河组所产天然气甲烷含量为82.55%～93.42%，重烃含量相对较低，多在10%以下，最高者亦小于15%;iC4/nC4多在0.75以上，iC5/nC5分布在1.64～2.79之间，非烃中一般不含硫化氢;川中地区各产层天然气碳同位素组成具有δ13C1＜δ13C2＜δ13C3＜δ13C4的特征，属有机成因气。
二、致密砂岩油气中水分布成因
1.储层非均质性
低孔低渗储层非均质性强，导致油气中水过渡带较大。致密砂岩气藏具有流体压力异常、重力分异不明显的特征。在低孔低渗储层中，存在级差较大的多类孔隙喉道，在油气柱净浮力不足以克服各级别喉道的毛细管阻力时，孔隙水被挤出的程度不同，使得最终形成的油气-水界面不是一个理想、严格的分界面，但存在含水饱和度向上逐渐降低的趋势，在纯油、气与纯水之间存在油-气-水过渡带，导致纵向上油气藏具有三分的特征。
2.储层中的夹层
在低孔低渗砂岩储层中，常见薄层泥岩或物性差的钙质砂岩、泥质粉砂岩等致密砂岩形成的夹层。这类夹层一般具有较高的排驱压力，当其排驱压力大于油气浮力时，对油气运移起到阻碍作用，因此它对下伏砂岩储层中的非润湿相流体具有一定的遮挡作用，可形成岩性圈闭气藏。这类圈闭的油气处于非饱和状态，由于夹层一般具有较高的束缚水饱和度，使得圈闭内存在束缚水、自由水和油气，并具有自由水界面。以四川盆地须二段、须四段和须六段大套砂岩为例，其纵向上可能形成多套含水油气层、含油气水层、水层，导致油气水纵向上分布的复杂化。
3.构造裂缝或断层的影响
由于断层及裂缝发育，可能导致气层与水层相通，当钻遇裂缝获得油气的同时，由于泄压致使水沿着高疏导性的裂缝随气涌出，形成气水同产。川中—川南过渡带须二段、须四段和须六段均有裂缝发育，但以须二段最发育，平面上沿龙女寺—磨溪—遂南—通贤场分布，正好处于须一段缺失区上三叠统沉积前雷口坡组隆起上，由于雷口坡组为相对刚性岩体，在构造应力较小的情况下，在沉积埋藏挤压下形成大量的裂缝而不是断层。须四段受须三段塑性页岩的影响，裂缝发育较差。在东北部龙女寺—白庙场—广安构造带断层较发育，如女1井须二段下部钻遇断层，女110井、女301井附近有断层，产水与断层及断层效应形成的裂缝有关。
因此，在须家河组钻遇裂缝是产气或产水，还是气水同产，主要取决于裂缝所处位置以及在纵向上的沟通情况。
三、致密砂岩油气压力系统
致密砂岩中，常压、低压、高压、异常高压均有分布。油气层压力以常压为主，局部出现异常低压。如鄂尔多斯盆地苏里格气田气层埋深为3200～3410m，气层压力为27～32MPa，压力系数一般为0.83～0.89，表现为异常低压;四川盆地广安气田气层埋深为2100～2800m，气层压力为25～39MPa，压力系数一般为1.13～1.52，整体表现为异常高压，且由东向西地层压力逐渐增高，部分井出现气水同层现象;四川盆地合川气田须二段气藏地层压力系数为1.07～1.52，属常压—高压气藏，部分井出现气水同层现象。
四、致密砂岩油气地质特征
1.致密砂岩油气分布特征
致密砂岩油气在盆地中心、斜坡等大范围“连续”分布，局部富集。如鄂尔多斯盆地靖安油田、安塞油田、榆林气田、靖边气田、大牛地气田、苏里格气田等，均分布在陕北斜坡，构造平缓(坡度为1°～3°)，断层不发育;西峰油田、姬塬油田分布在天环坳陷内，构造平缓。四川盆地合川气田分布在川中平缓斜坡带上(坡度为2°～3°)，断层不发育;广安气田主体位于广安构造，发育多条近东西向断层;但在广安构造外围的平缓构造区，仍然存在大面积含气区。
储层以大规模非常规储层为主。储集层物性以低孔、(特)低渗为主，孔隙类型以孔隙型、孔隙-裂缝型为主。如鄂尔多斯盆地苏里格气田，砂岩孔隙度主要集中在5%～12%之间，渗透率为(0.1～0.82)×10-3μm2，但储集层物性明显受岩性影响，粗砂岩的孔隙度大于10%，渗透率大于0.82×10-3μm2，而细粒砂岩孔隙度一般小于5%，渗透率小于0.03×10-3μm2。四川盆地广安气田须四段，气层孔隙度集中在6%～14%之间，平均为9.9%，渗透率集中在(0.2～5)×10-3μm2，孔隙类型以粒间孔、粒内溶孔为主，局部裂缝发育，总体储集类型属裂缝-孔隙型。
2.致密砂岩气地质特征
根据对四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地上古生界、吐哈盆地山前带、塔里木盆地库车山前带深层、松辽盆地深层等致密砂岩成藏地质特征和主控因素的分析，结合成藏物理模拟实验，研究表明致密砂岩气以短距离二次运移为主，天然气聚集主要靠扩散方式，浮力作用受限，以非达西渗流为主，具有多期多阶段成藏的特点。
四川盆地上三叠统须家河组致密砂岩气藏，成藏组合主要为自生自储，以须家河组自生烃类贡献为主。须二段、须四段或须六段储层与下伏须一段、须三段或须五段烃源层直接接触，下伏生成的天然气可通过垂向运移向上注入须二段、须四段或须六段储层中，也可依靠连通下部烃源层的断裂及其裂缝作为烃类垂向运移的主要途径。横向运移则主要靠须家河组内部的孔隙层，尤其是在缺失须一段沉积的地区，须二段储层直接覆盖在雷口坡组之上，如磨溪、通贤、龙女寺和界石场—荷包场地区以及广安构造区。
强烈的胶结和压实作用，导致储层孔隙度和渗透率均较低，不利于油气在层内大规模的横向运移。须家河组内部的断层规模虽然不大，长度一般只有几千米，断距普遍小于100m，但数量不少，其伴生裂缝发育。这些断层及其伴生的裂缝，可以明显改善须家河组砂岩储层的横向连通性，有利于油气的横向运移和聚集成藏。
根据须家河组烃源岩演化史、储层演化史以及圈闭发育史，结合薄片镜下观察，可以确定川中-川南过渡带须家河组油气形成存在3次运聚期。第一期为燕山早中期的晚侏罗世，对应须家河组烃源岩生油气初期阶段，部分地区须家河组下部须一、三段烃源岩进入生油气期;第二期为燕山中晚期的白垩纪-古近纪，对应本区须家河组各段烃源岩进入生油气高峰期，当然也不排除部分地区下伏地层生成的油气注入，但总体上以须家河组天然气注入为主，为本区须家河组油气大量生成和运移的聚集期;第三期为喜马拉雅运动以来的新近纪至今，由于构造活动，圈闭定型，已经形成的油气藏由于构造活动的影响，经历重新调整、再分配和转移的再成藏期，露头区天然气甚至运移散失。
3.致密砂岩油地质特征
根据对鄂尔多斯盆地中生界、四川盆地侏罗系等致密油成藏地质特征和主控因素的分析，结合成藏物理模拟实验，研究表明致密砂岩油形成具近源成藏特征，运移方式以短距离二次运移为主，渗流以非达西流为主，具有连续成藏的特点。
以鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩油藏为例。晚侏罗世抬升之前，延长组泥质烃源岩进入浅埋藏阶段，生成有机酸，使早期胶结物和碎屑颗粒溶蚀，产生大量次生孔隙。早白垩世开始，鄂尔多斯盆地发生大规模沉降，至早白垩世末期延长组进入深埋成岩环境，烃源岩进入生烃高峰期。同时，燕山期岩浆活动过程中，延长组砂岩中出现了大量的自生成岩矿物共生组合，包括大量伊利石、高岭石、白云母、钠长石和碳酸盐岩等蚀变和交代作用矿物组合，造成延长组储层致密。延长组砂岩在深埋藏条件下发生石英重结晶次生加大、亮晶方解石重结晶、铁绿泥石生长、钠长石重结晶等。在油气大规模形成、运移和成藏过程中，储层同时也因重结晶而更加致密。燕山晚期—喜马拉雅期盆地整体抬升，伴随的溶蚀和裂隙作用对储层物性有所改善，产生相对高孔高渗透带，对早期油气藏进行改造。
油气包裹体研究表明，鄂尔多斯盆地不同地区的延长组油层砂体普遍含有3期流体包裹体，但与油气成藏有关的包裹体只有一期。第一期包裹体为高温有机包裹体，无荧光，或偶尔有很淡的黄色荧光;第二期为固态沥青包裹体，无荧光，或者有很淡黄色荧光;第三期为气态烃+液态烃或液态烃油气包裹体，具明亮黄色荧光，为原生油气包裹体，代表了本区主成藏期。
延长组油层第三期油气包裹体非常发育，主要分布在晚期方解石胶结物、钠长石加大边及晚期胶结物中和晚期溶蚀孔隙或者裂隙中，第三期油气包裹体荧光特征与油层孔隙和裂隙中吸附的油气荧光特征几乎一致，都是亮黄色荧光，荧光强度也几乎相当。第三期油气包裹体中的油气与现今储层孔隙中的油气为同一来源的同期油气。而且第三期油气包裹体属于原生油气包裹体，其与重结晶和胶结物等包裹体寄主矿物为同期形成的产物，这是由于油气运移、聚集期间储层砂岩中钠长石重结晶、硅质和钙质等晚期胶结物大量形成，导致储层致密成为低渗储层，因此，储层的致密化伴随油气的注入和成藏过程，即储层致密与油气充注成藏同时进行。
包裹体测试表明，陇东油田长2+3油层、西峰长8油层、安塞长6油层和姬塬长4+5油层的流体包裹体的均一温度分布特征完全一致，都具有两个明显的峰值区间。高温区间的均一温度主峰为140℃，属早期包裹体(即第一期包裹体)，为延长组物源区继承性包裹体;低温区间的均一温度主峰为110℃，为晚期油气包裹体(即第三期包裹体)，代表油气成藏期的温度条件。说明陇东油田长2+3油层、西峰长8油层、安塞长6油层和姬塬长4+5油层油气成藏温度条件相同。但是，姬塬长4+5油层和安塞长6油层包裹体的盐度一样，而长8油层包裹体的盐度和长2+3油层油气包裹体的盐度变化范围大，盐度也总体偏低，反映出它们的流体来源有所差异，长8油层和长2+3油层流体来源与裂隙发育有关。延长组长2+3到长8油层组沉积-埋藏演化历史过程基本一致，它们的油气形成和成藏时间也一致。多种方法研究表明，延长组油气形成于早白垩世，在晚白垩世早期油气开始运移成藏，古近-新近纪构造运动对油气藏进行改造，最终定位形成了现今油气藏。
总之，生烃能力、构造高部位、有利储层及裂缝的发育程度共同作用影响了致密砂岩油气的富集高产。
⑼ 致密砂岩气地质评价方法
对于致密砂岩气的评价，分3个层次：首先是致密砂岩气井的确定，单井目的层段岩样覆压基质渗透率中值≤0.1×10-3μm2，单井目的层段试气无自然产能或自然产能低于工业气流下限，经采用压裂、水平井、多分支井等技术后达到工业气流井下限；其次是致密砂岩气层的确定，目的层段所有取心井，岩样覆压基质渗透率中值≤0.1×10-3μm2，致密砂岩气井数与所有气井数之比应≥80%；最后是致密砂岩气的地质评价，主要包括资源评价、储层评价、储量评价、产能评价四部分内容。
资源评价：在区域地质研究基础上，运用地震、钻井、测井、取心、分析化验、测试等资料进行综合研究，查明区域及盆地演化的构造旋回、区域层序地层格架与沉积体系分布、烃源岩分布，确定主要含气系统、成藏组合和圈闭类型；对全区可能含气系统、远景区带和重点圈闭进行系统评价、风险分析和排队优选；确定天然气聚集有利区，评估资源潜力。
储层评价：在地层层组划分基础上，描述储层岩性、物性、非均质性、微观孔隙结构、黏土矿物、裂缝发育状况、储层敏感性等内容。依据储层物性、孔隙结构、非均质性和有效厚度等指标，综合考虑储集体形态和分布范围，结合产能情况，对致密砂岩储层进行评价。
储量评价：在勘探取得发现的基础上，综合应用各种资料，对致密砂岩气形成主控因素与储量规模进行评价。
产能评价：根据储量规模与储层特征，结合气井生产动态，确定合理产能规模。
⑽ 致密砂岩油气的内涵
一、致密砂岩气
致密砂岩气(tight sand gas或tight sandstone gas)，又称致密气(tight gas)，通常是指低渗透—特低渗透砂岩储层中，无自然产能，需通过大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气，该定义同样适用于煤层气、页岩气、致密碳酸盐岩储层气(Holditch，2006)。致密砂岩气藏大多分布在盆地中心或盆地构造的深部，呈大面积连续分布，故又称为深盆气藏、盆地中心气藏、连续分布型气藏等。
1.致密砂岩气研究
关于致密砂岩气成藏方面的研究，针对美国的圣胡安盆地，早期称为隐蔽气藏。1950年Silver提到该盆地缺乏边底水且白垩纪地层中普遍含气等重要特征。20世纪70年代，许多研究者对这种特殊类型的气藏进行了多种机理的解释，提出了孤立(孔隙)体圈闭气藏、地层-成岩圈闭气藏、水动力圈闭气藏、水封型圈闭气藏等。1976年在加拿大西部阿尔伯达盆地发现了埃尔姆沃斯(Elmworth)巨型深盆气藏。直到1979年，Masters在对Elmworth、MilkRiver和Blanco气田分析的基础上，提出了深盆气(deep basin gas)的概念。1986年，Rose等在研究Raton盆地时，首先使用了“盆地中心气”(basin center gas)这一术语。1979、1980年Law等、1985年Spencer等对“致密砂岩气”(tight sand gas或tight gas sands)进行了研究。1996年，“连续型气藏”这个概念正式使用(Schmoker，1996)。90年代以后，中国出现“深层气”、“深部气”等概念。
2006年，美国联邦地质调查局提出:深层气(deep gas)、页岩气(shale gas)、致密砂岩气(tight gas sands)、煤层气(coal-bed methane)、浅层生物气(shallow microbial gas sands)和天然气水合物(Natural gas hydrate或Methane clathrate)等6种非常规天然气(unconventional gas)，统称为连续气(continuous gas)。
2.致密砂岩气储层划分标准
(1)国外划分标准
由于不同国家和地区的资源状况、技术经济条件不同，致密气藏的界定尚未形成统一的标准。1980年，美国联邦能源管理委员会(FERC)，根据《美国国会1978年天然气政策法案(NGPA)》的有关规定，确定致密气藏的注册标准是储层地层渗透率小于0.1×10-3μm2，这个官方定义是用来确定哪些产气井可以获得联邦或各州的税收抵免。Elkins(1981)以地下渗透率0.1×10-3μm2为界，将储层分为常规储层和非常规储层。Spencer(1985，1989)对致密天然气储层定义为天然气原地渗透率小于0.1×10-3μm2的含气储层。Surdam(1997)提出:致密气系指产自低渗透致密砂岩储集层(一般孔隙度小于12%，渗透率小于1×10-3μm2)中的非常规天然气。Stephenetal.(2006)认为，致密气藏是只有经过水力压裂，或利用水平井或多分支井，才能以具有经济价值的产量生产并采出大量天然气的气藏。Philip H.Nelson(2009)将致密砂岩储层标准定为孔喉直径为2～0.03μm。
(2)国内划分标准
国内关于致密砂岩气藏的定义与标准，也没有统一认识。袁政文(1993)认为致密储层是指渗透率小于1×10-3μm2的碎屑岩储层。关德师等(1995)指出，致密气藏是孔隙度低(＜12%)、渗透率比较低(0.1×10-3μm2)、含气饱和度低(＜60%)、含水饱和度高(40%)、天然气在其中流动速度较缓慢的砂岩层中的天然气藏。
邹才能等(2010)认为，致密砂岩气是孔隙度＜10%、原地渗透率＜0.1×10-3μm2或空气渗透率＜1×10-3μm2、孔喉半径＜1μm、含气饱和度＜60%的砂岩中储集的天然气，一般无自然工业产量，但在采取一定经济条件和技术措施后，可以获得工业天然气产量。
(3)致密砂岩气储层划分参数
渗透率是致密砂岩气储层划分的一个重要参数。实际应用中，渗透率采用了不同的定义和参考值，如地层渗透率、空气渗透率、有效渗透率、绝对渗透率等。实际上地层渗透率与空气渗透率有较大差异，一般含水饱和度增加、上覆地层压力增加都会导致气体渗透率显著降低，岩样在含水饱和度为55%时，空气渗透率仅为干样的1/3～1/7;地层压力为3.5～35MPa时，岩层渗透率仅为克氏渗透率的1/2～1/25。
可见，致密砂岩气藏最重要的参数是地层渗透率(formation permeability)、原地压力(in-situ stress)、含水饱和度和孔隙度。但在许多国家，致密气藏是由流量来定义的，而不是用渗透率来定义;也有学者认为致密气藏的界定，应由许多物理因素和经济因素共同决定。
3.致密砂岩气定义与地质评价方法
(1)致密砂岩气定义
综上所述，致密砂岩气的定义为:覆压基质渗透率≤0.1×10-3μm2的砂岩气层，单井一般无自然产能，或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下，可以获得工业天然气产量。通常情况下，这些措施包括压裂、水平井、多分支井等。覆压基质渗透率采用不含裂缝岩心(基质)，在净上覆岩压作用下测定的渗透率。
对于测试样品，用不同实验围压下测定的渗透率Ki，除以常规空气渗透率Ko，并进行归一化处理，作出(Ki/Ko)与实验围压pi的关系曲线，最后采用(Ki/Ko)与pi的拟合函数，计算净上覆岩压条件下的渗透率。在此基础上，进行覆压渗透率校正:首先，建立测试样品覆压基质渗透率与常规空气渗透率关系曲线;然后，采用拟合函数，将所有岩样的常规空气渗透率校正为覆压渗透率。校正的覆压渗透率与实测覆压渗透率相对误差应控制在10%以内，如果20%以上的样品相对误差超过10%，则需要重新选择拟合函数或者分段拟合。
(2)致密砂岩气评价方法
对于致密砂岩气的评价，分3个层次进行:首先是致密砂岩气井的确定，单井目的层段岩样覆压基质渗透率中值≤0.1×10-3μm2，单井目的层段试气无自然产能或自然产能低于工业气流下限，经采用压裂、水平井、多分支井等技术后达到工业气流井下限;其次是致密砂岩气层的确定，目的层段所有取心井，岩样覆压基质渗透率中值≤0.1×10-3μm2，致密砂岩气井数与所有气井数之比应≥80%;最后是致密砂岩气的地质评价，主要包括资源评价、储层评价、储量评价、产能评价四部分内容。
资源评价:在区域地质研究基础上，运用地震、钻井、测井、取心、分析化验、测试等资料进行综合研究，查明区域及盆地演化的构造旋回、区域层序地层格架与沉积体系分布、烃源岩分布，确定主要含气系统、成藏组合和圈闭类型;对全区可能含气系统、远景区带和重点圈闭进行系统评价、风险分析和排队优选;确定天然气聚集有利区，评估资源潜力。
储层评价:在地层层组划分基础上，描述储层岩性、物性、非均质性、微观孔隙结构、粘土矿物、裂缝发育状况、储层敏感性等内容。依据储层物性、孔隙结构、非均质性和有效厚度等指标，综合考虑储集体形态和分布范围，结合产能情况，对致密砂岩储层进行评价。
储量评价:在勘探取得发现的基础上，综合应用各种资料，对致密砂岩气形成主控因素与储量规模进行评价。
产能评价:根据储量规模与储层特征，结合气井生产动态，确定合理产能规模。
二、致密砂岩油
1.致密砂岩油定义
关于致密砂岩油的定义和特征，目前国内、外文献中涉及很少，主要是在一些油藏开发工程技术论文中提到致密油藏的概念。如L.Guan等(2006)在《挖掘成熟致密油气藏加密钻井潜力的快速方法》一文中，提到加密钻井对改善致密油气藏的油气采收率起到了重要作用;李忠兴等(2006)在《复杂致密油藏开发的关键技术》一文中提到，鄂尔多斯盆地延长组超低渗储层具有岩性致密、物性差、孔喉细小、启动压力梯度大、易伤害等特点，垂直于主应力方向水平井和采用水力喷射压裂技术，可初步实现致密油藏的有效开发;BrentMiller(2010)在Unlocking Tight Oil:Selective Multi-stage Fracturing in the Bakken Shale一文中，针对BakkenShale致密油的开发，提出了一系列油藏改造工技术。
从目前的认识与生产实践看，致密砂岩油或称致密油，一般是指夹持在生油岩系中的粉-细砂岩、碳酸盐岩等致密储层中的石油。
2.致密砂岩油研究现状
(1)国外研究现状
致密油正成为全球非常规石油勘探的亮点领域，是继页岩气突破后的又一热点领域。2000年，威利斯顿盆地巴肯(Bakken)致密油开发取得重大突破，日产油7000t，美国媒体称致密油为“黑金”，发现者Findley2006年获AAPG年度杰出勘探家奖。2008年，巴肯致密油实现规模开发，并成为当年全球十大发现之一。威利斯顿盆地面积为34×104km2，跨美、加两国，巴肯组纵向上划分为9个岩性段(图3-1)，单层厚0.5～15m;发育上下两套页岩，厚5～12m，TOC为14%～10%，Ro为0.6%～0.9%;除第四段属常规储层外，其余均为致密储层，2a段为主力致密砂岩油层，云质粉砂岩厚5～10m，孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔，孔隙度为10%～13%，渗透率为(0.1～1)×10-3μm2;油藏面积7×104km2，油层厚5～15m，埋深2590～3200m，资源量为566×108t左右(据USGS)，油质轻，API为41°～44°。2010年，美国境内致密油生产井有2362口，单井日产油12t，已累计产油3192×104t。
鹰滩(Eagle Ford)致密油，发现于2008年，主要产自与页岩互层的灰岩中，埋深914～4267m，油层厚30～90m，生油岩为鹰滩页岩，储层为鹰滩灰岩，孔隙度为2%～12%，渗透率小于0.01×10-3μm2，油藏面积约4×104km2，钻井已超过600口。
目前，北美已发现致密油盆地19个，主力致密油产层4套，2009年致密油探明可采储量已达6.4×108t，年产量1230×104t。
(2)国内研究现状
在我国，目前比较通用的概念为低渗透油藏(low permeability reservoirs/pool，low permeable reservoir/pool)，指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油田。
非常规油气地质学
图3-1 威利斯顿盆地巴肯(Bakken)致密油
致密油藏勘探开发一般具如下特征:
(1)储层物性差，基质渗透率低，由于沉积物成熟度低，颗粒细，分选差，胶结物含量高，后生成岩作用强烈，使储层变得十分致密，储层孔隙度低，变化幅度大，大部分为7%～8%。
(2)按成因分为原生低渗透-致密油藏和次生低渗透-致密油藏。一般原生低渗透-致密油藏主要是受沉积作用的影响，沉积物粒度细，泥质含量高，分选差，以原生孔为主，储层大多埋深较浅，未经历强烈的成岩作用改造，岩石脆性低，裂缝不发育，孔隙度较高，而渗透率较低，多数为中高孔低渗型。次生低渗透-致密油藏主要是各种成岩作用改造的结果，这类储层原是常规储层，但由于压实作用、胶结作用等，大大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留较少，形成致密层。
(3)孔喉半径小，毛细管压力高，原始含水饱和度较高，一般含水饱和度为30%～40%，个别高达60%，原油比重多数小于0.85，地层黏度多数小于3mPa·s。粘土矿物含量高，水敏、酸敏、速敏严重。
(4)油层砂泥交互，非均质性严重，由于沉积环境不稳定，砂层的厚度变化大，层间渗透率变化大，有的砂岩泥质含量高，地层水电阻率低，给油水层划分带来很大困难。
(5)天然裂缝相对发育，由于岩性坚硬致密，存在不同程度的天然裂缝系统，一般受区域性地应力的控制，具有一定的方向性，对油田开发的效果影响较大，裂缝是油气渗透的通道，也是注水窜流的条件，且人工裂缝又多与天然裂缝方向一致。因此，天然裂缝是低渗透砂岩油田开发必须认真对待的因素。
(6)油层受岩性控制，水动力联系差，边底水驱动不明显，自然能量补给差，多数靠弹性和溶解气驱采油，油层产能递减快，一次采收率低，只能达到8%～12%，采用注水保持能量后，二次采收率可提高到25%～30%。
(7)由于渗透率低，孔隙度低，必须通过酸化压裂投产，才能获得经济价值。
(8)由于孔隙结构复杂，喉道小，泥质含量高，以及各种水敏性矿物的存在，导致开采过程中易受伤害，损失产量可达30%～50%。因此，在整个采油过程中，保护油层至关重要。
目前，我国在长庆、大庆、吉林等油田都开展了低渗透-致密油藏的勘探开发。长庆油田在鄂尔多斯盆地已成功开发了渗透率仅为(0.5～1.0)×10-3μm2的低渗透油藏，单井产油量达3～4t/d。