致密砂岩气的主要地质特点有哪些
㈠ 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。
㈡ 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。
㈢ 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。
㈣ 非常规油气地质特征
(1)源储共存
烃源岩与储层一般共生或共存。源储一体型油气聚集是指烃源岩生成的油气没有排出，滞留于烃源岩层系内部形成油气聚集，包括泥页岩气、泥页岩油和煤层气等；源储接触型油气聚集是指与烃源岩层系共生的各类致密储集层中聚集的油气，包括致密岩油和致密岩气。
从常规圈闭油气藏到常规油气聚集区带，再到非常规油气聚集层系，代表了油气勘探开发对象的变迁。单个圈闭中如果聚集并保存油气则成为油气藏；油气聚集区带是受同一个二级构造带或岩性地层变化带控制的、聚集条件相似的一系列油气田(藏)的总和，强调了油气藏边界的概念和作用；非常规油气聚集层系是储集于大面积源储共生层系纳米级孔喉系统等储集空间中的连续型油气聚集，以及储集于致密碳酸盐岩缝洞等储集空间中的准连续型油气聚集，突破了带状分布和油气藏的理念，无明显“藏”边界。
(2)运聚特征
非常规油气聚集单元是大面积储集层，不存在明显的圈闭和盖层。非常规油气运聚过程中，区域水动力影响较小，水柱压力与浮力在油气运聚过程中的作用局限，以扩散作用等非达西渗流为主，油气水分异差，但“甜点区”油气运移主要受浮力控制。源储一体型油气主要是滞留聚集，源储接触型油气主要靠渗透扩散。运聚动力为烃源者排烃压力，运聚阻力为毛细管压力，两者耦合控制油气边界或范围。
非常规油气聚集运移距离一般较短，为初次运移或短距离二次运移，其中煤层气、泥页岩油气“生-储-盖”三位一体，基本上生烃后就地存储；致密砂岩油气存在一定程度二次运移，但渗滤扩散作用是油气运移主要方式。
(3)储集层特征
非常规油气聚集储集层的纳米级孔喉系统较为发育，如致密砂岩气储集层孔喉直径主要为25～700nm；致密砂岩油储集层以鄂尔多斯盆地湖盆中心长6油层组为代表，孔喉直径主要为60～800nm；致密灰岩油储集层以川中侏罗系大安寨段为代表，孔喉直径主要为50～800nm。
纳米级孔喉系统导致储集层致密、物性差，一般孔隙度小于10%、渗透率为10-6×10-3～1×10-3μm2，断裂带发育处伴有微裂缝，储集层物性变好，如鄂尔多斯盆地苏里格地区盒8段(24282个数据)平均孔隙度为7.34%、渗透率为0.63×10-3μm2，山1段平均孔隙度7.04%、渗透率为0.38×10-3μm2(8141个数据)。泥页岩油气储集层更加致密，孔隙度一般为4%～6%，渗透率小于10-4×10-3μm2，处于断裂带或裂缝发育带的泥页岩储集层渗透率则有所增加。
(4)分布特征
非常规油气主要分布在盆地中心、斜坡等负向构造单元，大面积“连续”或“准连续”分布，局部富集，突破了传统二级构造带控制油气分布概念，有效勘探范围可扩展至全盆地，油气具有大面积分布、丰度不均一特征。源储一体或储集体大范围连续分布、圈闭无形或隐形决定了非常规油气大面积连续分布，油气聚集边界不显著，易形成大油气区或层系。如泥页岩油气自生自储，没有明确圈闭界限与气水界面(郝丽等，2007；何家雄等，2009；何红梅等，2002)。源储直接接触的盆地中心及斜坡区油气聚集，空间分布具有“连续性”，如鄂尔多斯盆地三叠系致密岩油和上古生界致密岩气平面上连续分布。
非常规油气连续型聚集主要取决于优质烃源岩层、大面积储集层、源储共生3个关键要素。
(5)渗流特征
一般无自然工业产量、非达西渗流是非常规油气聚集的典型特征之一。以致密砂岩为例，渗流机理受孔渗条件和含水饱和度控制，存在达西流和非达西流双重渗流机理，广泛存在非达西渗流现象，其聚集过程显示出“整体性推进、地毯式运聚”的运移机制。碳酸盐岩中连通的缝洞体、致密砂岩中的溶蚀相带或裂缝带是油气富集的“甜点区”。
㈤ 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)
㈥ 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。
㈦ 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。
㈧ 致密岩油地质特征
致密岩油多表现为以下特征：
1)源储共生，圈闭界限不明显，优质生油岩区致密岩油大面积分布。
2)主要发育致密湖相碳酸盐：致密砂岩两类储层。储层物性差，基质渗透率低，一般空气渗透率≤1×10-3μm2，孔隙度≤10%；有利沉积相带控制储层发育，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。
3)持续充注，非浮力聚集，油气以短距离运移为主；油层压力系数高、油质轻；生油岩成熟区(0.6%≤RO≤1.3%)气油比高，易高产。
4)按成因分为原生致密岩油和次生致密岩油。原生致密岩油主要是受沉积作用的影响，一般沉积物粒度细，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。次生致密岩油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。
5)孔喉半径小，纳米级孔喉系统发育，主体直径40～900nm；毛细管压力高，原始含水饱和度较高，一般含水饱和度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。孔隙结构复杂，喉道小，泥质含量高，水敏、酸敏、速敏严重，导致开采过程中易受伤害，损失产量可达30%～50%。
6)油层砂泥交互，非均质性严重，由于沉积环境不稳定，砂层的厚薄变化大，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。
7)天然裂缝相对发育，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，且人工裂缝多与天然裂缝方向一致。
8)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，产量递减快，生产周期长，稳产靠井间接替，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15%～25%。
㈨ 致密砂岩储层
3.1.1.1 储层类型
致密砂岩储层与常规砂岩储层相比，其沉积背景和环境、成岩演化、孔隙类型、孔喉结构、孔隙连通性，储集性等方面均有较大差异(表3.2)。中国致密砂岩储层，主要发育于陆相和海相两种沉积环境，按成因机理可分为原生沉积型和成岩改造型两种类型。
图3.2 四川盆地上三叠统须家河组辫状河三角洲不同沉积微相孔隙度分布图
如四川盆地上三叠统须家河组，各地区机械压实作用都非常强烈。川西周缘前陆盆地山前带和前渊带地层，都经历了早期(燕山期)的快速深埋，其后为侏罗纪—古近纪的缓慢沉降阶段，其中前渊带在喜马拉雅早期又经历了一期深埋作用，深度一般在5500～6000m，并且深埋时间长，作用充分，储层压实作用强，尤其是大巴山前缘及川西南部，压实作用最为强烈，使原生孔隙损失了近90%，再加上胶结作用使原生孔隙损失近5%，使得各层段的原生孔隙损失较大，大部分样品没有或只有少量残余原生孔隙。
B.胶结作用对储集性的影响
胶结作用也是致密砂岩储层形成的重要影响因素之一。以鄂尔多斯盆地延长组为例，其成岩作用复杂且非常强烈，具有多期次、多类型特征，成岩自生矿物类型多样。延长组不同油层组砂体，晚成岩阶段胶结作用非常强烈，表现为斜长石的钠长石化和高岭石化非常明显，高岭石、伊利石和绿泥石等自生黏土矿物含量较高，亮晶方解石和钠长石重结晶现象明显；其含量与储层砂岩的孔隙度成明显负相关关系，胶结作用对储层物性有明显影响。
c.溶蚀作用对储集性的影响
溶蚀强度的差异是沉积控制基础上，储层质量差异的主要因素，可以发生在成岩作用各个时期，但中成岩阶段由有机质脱羧引起的溶蚀作用，对储集空间形成具有特别重要的影响。溶蚀作用主要是针对不稳定组分，如长石、岩屑等常发生粒内溶蚀，碳酸盐胶结物溶蚀和粒间溶孔较为少见。
四川盆地须家河组储层受溶蚀矿物主要是长石和岩屑。长石颗粒常沿解理、破裂缝发生溶解，形成蜂窝状粒内溶孔，有的几乎完全被溶蚀形成铸模孔，长石颗粒溶孔是区内须家河组储层的主要储集空间。对研究区铸体薄片进行统计发现，须家河组因溶蚀作用为储层提供的孔隙度一般小于3%，平均为2%，最高可达5%，须二段长石含量总体上比须四段多，次生溶孔相对发育，薄片统计面孔率平均可达3.19%。
d.构造作用对储集性的影响
构造运动可以使比较致密的储层产生裂缝，如川西前陆盆地上三叠统储层，经过多期冲断作用使其构造裂缝发育，尤其是川西前陆盆地西部地区储层，由于其早期的深埋压实作用，致使储层多已致密化，裂缝改善作用往往对其储集性能有决定性影响，破碎裂缝的形成与分布又与前陆冲断构造运动密切相关。
川西地区部分井的测试情况表明，储层具双重介质系统，即基质和裂缝都对储渗系统起作用。裂缝在致密储层中主要起增加孔隙度、提高渗透率、促进沿裂缝形成溶蚀孔缝系统等作用，其中裂缝对总孔隙度的提高贡献不大，裂缝率一般小于1%，但对渗透率的增加作用很大，对渗透率的增加一般可达十倍至几十倍。但构造挤压作用对储层的压实也产生负面影响。
㈩ 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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