致密砂岩气藏综述.doc

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1、致密砂岩气藏概述1 致密砂岩油气藏简介21.1 致密砂岩油气藏的概念21.2 致密砂岩油气藏储层的分类及评价41.3 致密气藏基本特征102 国内外典型致密砂岩气藏勘探实例122.1 世界致密气藏的分布特征122.2 国外典型致密气藏分析133 致密砂岩气藏的成藏条件213.1 致密砂岩气藏形成的区域地质条件213.2 致密气藏形成的烃源岩条件233.3 致密气藏形成的储层条件233.4 致密气藏形成的封盖条件243.5 致密气藏形成的圈闭条件254. 致密砂岩气藏的成藏机理与主要模式254.1 主要机理254.2 主要成藏模式27致密砂岩气藏概述1 致密砂岩油气藏简介1.1 致密砂岩油气藏的

2、概念致密砂岩油气藏就是所谓的碎屑岩中的低渗透油气藏，它是一个相对的概念，世界上并没有统一的划分标准和界限，因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定。前苏联将储层渗透率小于（50100）10-3m2的油藏作为低渗透油气藏，美国A.I.Leverson认为低渗透油藏储层的上限为1010-3m2。Berg(1988)认为低渗透油藏储层的上限为110-3m21010-3m2。我国唐曾熊（1994）在其油气藏分类及描述中建议以一个数量级作为划分各类渗透率的范围，低渗透油气藏储层的渗透率为（10100）10-3m2；罗蛰潭、王允诚（1986）将油层分为4类，把渗透率小于1010-3m2的称为特低

3、渗透油藏，把渗透率小于10010-3m2的称为低渗透油藏。我国各油田对低渗透油气藏的定义也不一致：中原油田把储层渗透率在110-3m21010-3m2的油藏定为“低渗透”，将储层渗透率小于110-3m2的油藏定为“致密”；长庆油田认为“低渗透油气藏”是指渗透率很低(如110-3m21010-3m2)的油、气层所构成的油气藏。国家储量委员会颁布的碎屑岩和非碎屑岩储层物性分级标准中将孔隙度1015，渗透率510-3m25010-3m2的储层定为低孔低渗储层，而将孔隙度小于10，渗透率小于510-3m2的储层定为特低孔特低渗储层。对于低渗透油气藏的研究，致密砂岩气藏更受到国外学者的关注，相继提出诸多

4、低渗低孔条件下的致密砂岩气藏的新概念，例如深盆气藏(deep basin gas)（Masters,1979）、盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations)和连续气藏(continuous gas accumulation)(Schmoker,1996)等。深盆气藏的概念最早由在美国新墨西哥州和科罗拉多州的San Juan盆地和加拿大Alberta盆地深部天然气藏的研究基础上提出的，他认为深盆气藏系指在特殊地质条件下形成的，具有特殊圈闭机理和分布规律的非常规天然气藏。深盆气藏主要集中分布在盆地中心或盆地构造的深部位，故称之为深盆气藏。其后，Masters（1

5、983）讨论了加拿大Alberta盆地Elmworth油田深盆气藏的地质特征，指出深盆气藏的主要地质特征为储层致密，气藏内气水倒置，负压异常以及源藏伴生等。Dyman等（1997）将深盆气定义为埋藏深度大于15000英尺（4572m）的气体聚集。该定义实际上是一个经济上的定义，并没有考虑地质过程。Law（2002）认为何时出现盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations缩写为BCGAs)的概念不太清楚，但是Rose等（1986）在研究Raton盆地Trinidad砂岩天然气聚集时提到这个概念。然而，很可能工业部门在文献发表之前，使用了盆地中心气藏这个概念。La

6、w（2002）将盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations缩写为BCGAs)定义为区域上广泛分布的充满天然气的气藏。该气藏为饱含气，具异常压力（高压或低压），通常没有下倾的水界面，并且为低渗透的储层。连续气藏(continuous gas accumulation)的概念由Schmoker（1996）提出，它反映了气藏的大面积连续分布。Law（2002）认为在许多情况下，致密砂岩气藏是一个很好的概念，但是在一些情况下比较含糊，而且它可能包括常规圈闭的、浮力作用聚集的天然气藏。Masters（1979）的深盆气定义在应用上出现了一些问题，因为并不是所有的储存在

7、致密储层中的气藏都埋藏在很大的深度。例如，San Juan盆地中致密储层中的气藏埋藏深度为914m的浅层。此外，致密储层中的气藏都饱含气，不存在倒置的气水界面。连续气藏虽然可以准确地描述致密储层中大面积充满天然气的特征，但是太广泛，包括了煤层甲烷和泥岩天然气藏，因此他建议在目前没有其它更好的定义的情况下，采用盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations缩写为BCGAs)来描述赋存于低孔隙度和低渗透率的砂岩中的天然气藏。但是我们认为，相对来说，致密砂岩气藏这个概念更能反映低孔隙度和低渗透率砂岩中的天然气藏的特征，因此我们主张采用致密砂岩气藏这个概念，并且深盆气为

8、致密砂岩气的一种特殊类型。总体来说，致密砂岩气藏是指赋存于低孔隙度和低渗透率砂岩中的低渗透天然气藏，属于非常规油气藏。尽管在致密砂岩气藏的概念上存在不一致认识，但有一点是值得肯定的，即致密砂岩气藏的气层在增产措施以前很难依靠油井的自然产能来获得经济有效的工业价值。1.2 致密砂岩油气藏储层的分类及评价目前致密气藏的分类是和致密油藏放在一起的，以储集层特征为分类评价标准，目的在于综合认识油气层内部结构特征，为合理开发和提高最终采收率提供科学依据，也为储量的计算提供标准。在致密砂岩油气藏研究中，因为不同盆地不同深度致密砂岩油气藏开采现状、分布规律、地质产状和形成机制等的不同，在致密砂岩油气藏分类中

9、，分类评价的标准也不一样。1.2.1 根据油气层物性和生产特征分类李道品（1997）根据实际生产特征，按照油气层的平均渗透率，进一步把低渗透油气藏分为三类：第一类为一般低渗透油气藏，油气层的平均渗透率为（10.150）10-3m2。这类油气藏的油气层接近正常油气层，油井能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益。第二类为特低渗透油气藏，油气层平均渗透率为（1.110.0）10-3m2。这类油气藏的储层与正常油气层差别比较明显，一般束缚水饱和度增高，测井电阻率降低，正常测试达不到工业油流标准，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投

10、入工业开发，例如长庆安塞油田、大庆榆树林油田、吉林新民油田等。第三类为超低渗透率油气藏，其储层的平均渗透率为（0.11.0）10-3m2。这类油气藏的储层非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值。但是如果其他方面条件有利，如油气层较厚，埋藏较浅，原油性质比较好等，同时采取既能提高油井产量，又能减小投资、降低成本的有力措施，也可以进行工业开发，并取得一定的经济效益，如鄂尔多斯盆地的川口油田。中国石油天然气总公司以渗透率为基本标准，根据李道品等人的研究成果（1997），将低渗透油气藏储层分为I类一般低渗透层、II类特低渗透储层、III类超低渗储层、IV类致密储层、V类非

11、常致密和超致密层、VI类裂缝孔隙层，共六类，这一分类方案符合中国低渗透油田的实际状况。在综合评价中，主要选择以下几方面的参数：储层的微观结构参数，以反映流动半径，描述孔隙几何结构、退汞效率、孔喉比，以及与采收率有关的参数为主要选择对象，以简化分类中的参数；驱动压差和排驱压力，是量度储集层有效流动特征的最低压力，特别是和采收率有关的驱动压力。不同结构的油气层虽有相同的采收率，但驱动压力不同；储集层的比表面积，它是油气层孔隙度和渗透率的函数，能全面反映储集层的性质，比表面积小，储集性好；比表面积大，储集性差；相对分选系数，变异系数，是同质异名参数。它和标准差、分选系数都是表示孔喉分选的。按前述原则

12、和选择的参数，各类低渗透储集层主要有以下特征：中低渗透层：严格讲，此类油气层不属于低渗透层范围，但为了对比起见，在此加以简要描述。这类油气层的渗透率值在(10050)10-3m2，油气层性质弱亲水一亲水，与中高渗透油气层相比，各项微观特征参数差异很大，中高渗透层和中低渗透层的分界性很强，不论这个界限是否合理，但宏观特征和微观特征均是清楚的。况且又引进了驱动压力、比表面积，使分界参数和特征就更为明显和可靠，也更符合油气层的流动特征。I类：一般低渗透层：此类油气层的渗透率在(5010)10-3m2。该类储层的特点是主流半径较小，孔喉配位低，属中孔，中细喉组合的油气层。驱动压力低，流动能力较差，开采

13、较为容易。退汞效率中，均质系数很差，驱油效率较高。中低渗和一般低渗层，是以K = 5010-3m2做为分界的。当油气层的渗透率低于4010-3m2时，无论是无水采收率和最终采收率，都是随渗透率的降低而降低，引起不同变化的渗透率约为(2040) 10-3m2，这就划出了一般低渗油气层的范围值。这个值和确定的分界是接近的。油田更多的实验资料证明，只有渗透率低于1010-3m2时，水驱油效率才随渗透率的降低而降低。类：特低渗透层：此类油气层的渗透率值在(101.0)10-3m2，油气层性质中-弱亲水性。该类特点是平均主流半径小，孔隙几何较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属于中孔微喉，细喉组合的

14、油气层。驱动压力大(310MPa)，难度指数大，流动能力差，比表面积大，储渗参数低，不易开采。微孔占1/3，退汞效率低，孔喉屏蔽作用强，孔隙滞留多，水驱效率中等，石油采收率在50%左右。关于一般低渗透层和特低渗层的分界是以K=1010-3m2做为分界的。这个界限是和国内各家的分界一致。类：超低渗透层：此类油气层的渗透率值(1.00.1) 10-3m2，油气层性质属亲水。该类储层特点是平均主流吼道半径小（0.11m），孔隙几何差，相对分选系数好，孔喉配位少，属小孔细微喉组合。驱动压力大，排驱压力高（2.272MPa），流动能力差，开采难度大，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低。其分类参数虽然具

15、明显性，但能否成为工业油气层，实例较少，只有火烧山油田平二段油气层，平均渗透率为0.52310-3m2（32块样品），其他油气层的平均渗透率均大于110-3m2。新疆小拐油田油气藏是这类油气层的实例，夏子街油气层，平均渗透率为0.24710-3m2（387块样品）；夏一段渗透率为0.2510-3m2；夏二段渗透率为0.1610-3m2，油气层最大汞饱和度46.0%。类：致密层(非有效厚度层)：此类油气层的渗透率值(0.100.01)10-3m2，排驱压力大（5.5546MPa），平均中值压力高（12.0968 MPa），油气进入储集层要克服很大的毛细管阻力，平均中值半径为0.0620m。油气层

16、表面性质属亲水，水驱油效率低。关于超低渗透油气层和致密层，是以K=0.110-3m2做为分界指标的。这个分界的特征参数均较其他分界参数更为突出，差异更为明显。国内文献报道的最小含油喉道半径为0.018m（欢26井，S3下杜11，曲志浩，1986）。所以油气可以进入这些储集层的孔隙系统，但增加了采出难度，加上低渗透油气层伴有裂缝，使采油工艺更复杂，石油采收率较低，只有36.52%。V类：非常致密层和超致密层：此类油气层的渗透率值(0.010.001) 10-3m2和(0.0010. 0001) 10-3m2，平均排驱压力大于6 MPa，它的显著特点是中值压力高，汞饱和度低，驱动压力大，如高参1井

17、沙三51油气层组中的某些油气层，汞饱和度只有30%，驱动压力大于28 MPa，是非常差的储集层，可作为气的储层或非常差的油气层。VI类：裂隙-孔隙层：其特点是测试样品上肉眼看不出微裂缝，岩性非常致密。具裂隙的岩心，水驱油效率低。毛细管压力曲线上出现一个或多个台阶式的曲线段，这些曲线段平坦部分平行横坐标轴。排驱压力低于同类岩性的样品。孔隙度低，渗透率范围变化大。此类油气层在高尚堡高参1井沙三5油气层、彩南油田J2X油气层、小拐油田夏子街油气层中发育。按照油气藏的油气层物性和生产特征的分类，除了以渗透率为标准外，还有其他多种分类方法，如按照流度（K/）分类法，流动系数（Kh/）分类法，也有把孔隙度

18、也考虑进去的（Kh/）分类法等。1.2.2 根据地质成因分类有些学者是从致密砂岩油气藏的地质成因出发，对其形成过程进行系统研究，根据低渗透砂岩储层的成因类型进行分类。从储层的成因演化上看，低渗透储层的形成与沉积作用，成岩作用和构造作用密切相关。根据上述不同地质因素在低渗透储层形成过程中控制作用的大小，可将低渗透砂岩储层分为原生低渗透储层，次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层三类。第一类 原生低渗透储层(沉积型低渗透储层)这类储层主要受沉积作用控制。形成低渗透储层的原因在于沉积物粒度细、泥质含量高，和(或)分选差。以沉积作用形成的原生孔为主，成岩作用产生的次生孔所占比例很少。储层一般埋藏较浅。大多未

19、经受过强烈的成岩作用，岩石脆性较低，裂缝相对不发育。我国陆相沉积盆地原生低渗透储层多分布于冲积扇与三角洲前缘相。如老君庙油田M层低渗透砂岩储层为一套棕红色冲积扇块状砂体沉积，形成低渗透储层的原因为泥质含量高、分选差。该储层砂体厚达6070m，平均粒径0.180.14mm，分选很差，分选系数1.82.7，泥质含量达16%21%。储层以原生孔为主，平均孔隙度19.1%，平均渗透率24md。大庆油田杏一区东部低渗透砂岩储层为湖盆三角洲前缘相席状砂沉积，其形成原因为岩石颗粒细，泥质含量高，分选差（表1）。这类储层研究的基本思路是从沉积相分析入手，建立岩石相、沉积微相与砂体分布，储层参数响应。表1 大庆

20、油田杏一区东部低渗透砂岩储层物性参数渗透率(md)孔隙度(%)含油饱和度(%)粒度中值(mm)分选系数泥质含量(%)泥 质 成 分伊利石(%)高岭石(%)蒙脱石绿泥石(%)520.529.30.054.822.560.56.033.52022.845.00.073.516.555.58.533第二类 次生低渗透储层(成岩型低渗透储层)次生低渗透储层主要受成岩作用控制。这类储层原认为是常规储层，但由于机械压实作用，自生矿物充填，胶结作用及石英次生加大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留很少，形成致密储层(有时为非储层)。后由于有机质去羧基作用产生的酸性水使碳酸盐、沸石、长石等矿物溶蚀，产生次生孔隙

21、，使其增加孔隙度和渗透率，形成低渗透储层。次生低渗透储层几乎发育于我国所有含油气盆地之中，构成了低渗透砂岩储层的主体，其中最典型的为安塞油田延长组长6油气层。该储层原生粒间孔隙度为35%，经压实作用，绿泥石膜析出，压溶作用及长石次生加大作用，孔隙度降为17.48%；再经浊沸石、碳酸盐胶结作用，使孔隙度下降为7.09%，其中残留的原生粒间孔仅占1.62%，其余为微孔隙。实际上，该储层已成为致密层。后期，经浊沸石胶结物、长石和其它组分的溶蚀，使孔隙度回升到12.94%，成为次生孔隙为主的低渗透储层。其中，浊沸石溶孔为5.15%，长石和其它组分溶孔占0.7%。由上可知，次生低渗透储层的研究，应该从成

22、岩作用事件和成岩作用史入手，以原生孔隙的消亡和次生孔隙的分布规律为重点，进行储层预测和评价。第三类 裂缝性低渗透储层(构造型低渗透储层)低渗透砂岩储层，尤其是次生低渗透储层，岩石致密程度相应增加，脆性更大，在构造运动产生的外力作用下，易发育裂缝，形成裂缝性低渗透储层。这类储层在我国也有大量发现，诸如扶余油田扶余油气层，克拉玛依油田乌尔禾油气层，及乾安油田，朝阳沟油田，新民油田，火烧山油田，丘陵油田等均属此类。根据裂缝在储层中所起的作用，裂缝性储层可分为以下四类：(1)裂缝提供了储层基本的孔隙度和渗透率；(2)裂缝提供了储层基本的渗透率；(3)裂缝提高了储层的渗透率；(4)裂缝仅起到增加储层非均

23、质性的作用。我国裂缝性低渗透砂岩储层一般为(3)、(4)类。即裂缝储集能力很小，仅能起到提高局部渗透能力或增加某一方向渗透率的非均质性。这是由砂岩中裂缝的发育特点所决定的。从成因上看，天然裂缝可分为构造缝与非构造缝(成岩缝与沉积缝)两类。砂泥岩地层中主要发育构造缝，方向性明显，受古应力场控制。产状以高角度缝(600)和垂直缝为主，缝面新鲜，很少见油迹和充填物，说明在地下以闭合状态的潜在缝为主，压力恢复曲线反映为单一孔隙性介质。但在人工外力诱导下极易张开，转化为开启缝。裂缝性低渗透储层的研究，必须以裂缝研究为中心，从岩心裂缝观察和露头调查入手，以构造发育史及古应力场分析为基础，结合测井及动态资料

24、，对储层中裂缝性质、规模、产状、地下状态、裂缝渗透率及可能对油田开采带来的后果进行详细分析，由此建立符合实际的裂缝地质模型。1.2.3 根据成藏条件分类表2直接型致密砂岩气藏和间接型致密砂岩气藏的基本特征类型源岩储层的原位渗透率（md）烃类运移距离油藏压力压力机制封闭机制封闭质量上边界特征气藏顶部的热成熟度分布位置直接型致密砂岩气藏以生气为主的型干酪根0.7%分布于水的下倾方向间接型致密砂岩气藏以生油为主的或型干酪根0.1短/长超压/低压油热裂解成气毛细压力/岩性好沿地层展布变化很大分布于水的下倾方向国外有些学者也根据油气藏的其他不同条件进行过分类，例如Law（2000，2002）根据烃源岩的

25、差异，将致密砂岩气藏中的盆地中心气藏划分为两类：直接型盆地中心气藏和间接型盆地中心气藏。其中直接型盆地中心气藏的烃源岩主要为型干酪根，以生气为主，而间接型盆地中心气藏则以或型干酪根为主，主要生成油，然后由油裂解成气。除此之外，还可以划分为这两者之间的过渡类型。由于盆地中心气藏实际上就是致密砂岩气藏，因此亦可以将致密砂岩气藏划分为直接型致密砂岩气藏和间接型致密砂岩气藏两类。由于这两类致密砂岩气藏烃源岩的干酪根类型的差异，导致其成藏特征具有很大的差别（表2）。1.3 致密气藏基本特征致密气藏为非常规气藏，它与常规气藏具有较大的差别，概括起来说，深层致密砂岩气藏至少有以下一些重要的非常规地质特征。（

26、1）渗透率低渗透率低是致密砂岩气藏的重要标志，是衡量一个含气砂层是否称得上“致密”的第一个重要标准。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(NGPA)”的有关规定，确定致密气藏(致密地区)的注册标准是其渗透率低于0.110-3m2，而更常见的是致密气砂层的渗透率在0.0510-3m2以下。Satriana（1980）对北美13个盆地31个致密砂岩气层渗透率的统计结果表明，渗透率为（0.001-0.01）10-3m2的有23层，其中渗透率在（0.001-0.05）10-3m2的有15层，而最大的几个产气层的渗透率都在0.0910-3m2以下。该渗透率为

27、地层原始渗透率。在储层条件下，上覆岩层压力和高含水饱和度能使地层中的气体相对渗透率降到只有实验室测定的相对渗透率值的6%以下。而我国使用的渗透率皆为实验室常规条件下测定的渗透率，二者不能直接对比。（2）孔隙度低美国致密砂岩气层孔隙度的注册标准一般取10%为上限值，下限取5%。若砂岩层裂缝较发育时，此下限值可降到3%。美国已投入开发的致密砂岩气层孔隙度多为8%12%，只有东得克萨斯棉花谷气层孔隙度相对较低，平均为6.1%。中原油田对孔隙度大于6%的各类天然气储层的综合研究和测试结果表明，孔隙度小于12%，渗透率110-3m2为致密储层，其中，孔隙度为12%10%，渗透率为（0.1-1）10-3m

28、2为致密类；孔隙度为10%8%，渗透率为（0.02-0.1）10-3m2为致密类；孔隙度小于8%，渗透率小于0.0210-3m2为致密类，若砂层发育裂缝，则另外考虑。致密天然气藏内，致密砂岩中孔隙形态有三种： 颗粒支撑的原生孔隙、 缝隙和溶蚀孔隙 、 基质支撑颗粒，但是次生孔隙常见，伴有少量粒间孔隙，孔隙度和渗透率无明显线性关系，孔隙中粘土含量较高。（3）含水饱和度较高 由于致密砂岩孔喉小，结构复杂及其亲水性，砂岩不可能将其中的束缚水、部分游离水完全驱替出来。而且，砂岩越致密，其含水饱和度越高。致密气砂层的含水饱和度一般为30%70%，但基本上为束缚水，游离水很少，因此致密气藏很少有下倾的气水

29、界面。通常以40%作为估算一个致密气盆地的致密气储量的饱和度下限值。随着地层含水饱和度增大，流动气相的地层原始渗透率迅速降低，含水饱和度达到60%80%时，渗透率就基本降为零。（4）砂体呈毯状和透镜状致密气砂层有两种：一种呈单层、比较厚的含气层出现，通常在大面积内厚度稳定，这种层称为毯状气砂层，为海相沉积；另一种则是在较厚的剖面中散布着多层透镜状含气层，主要为陆相沉积，并且这种致密气砂层更为常见（图1）。图1 常规砂岩储集层与致密透镜体（L）和毯状砂岩储集层（B）关系示意剖面图（据C.W. Spencer，1989）许多致密气盆地中，砂岩由不连续的巨厚横剖面内无法对比的许多透镜体组成含气砂层，

30、据统计，美国透镜体产层的气占致密气总储量的43%。我国大多数含油气盆地为陆相沉积，较之海相砂岩，陆相砂岩不但单层厚度薄，横向变化也大，在高度成岩和低孔低渗的总背景下，既可形成不连续的砂岩透镜体，也可形成砂岩层内部的成岩圈闭，因此，我国的致密气砂层以透镜状含气层为主。例如，渤海湾盆地东濮凹陷的沙河街组，砂体多为小型三角洲、湖底扇、重力流水道成因，目前发现的致密砂岩气藏多为透镜体状。（5）地层压力多变 国内外资料表明，致密砂岩气藏一般都具有异常高或低的地层压力。高压异常使得储层中有效孔隙的气充满度更高，根据Snarsky(1962)研究，当压力系数超过1.4时就可能使岩石产生破裂，从而改善储集条件

31、。李明诚认为(1992)，川西坳陷侏罗系致密砂岩中的裂缝即是由高异常压力造成的。异常高压的致密砂岩气藏如美国绿河盆地联合堡层致密砂岩气层压力系数为1.57,棉花谷盆地棉谷砂层压力系数为1.49。我国渤海湾盆地东濮凹陷文东盐下沙四段压力系数高达1.8，白庙气藏压力系数为1.52.0，四川盆地川西坳陷侏罗系致密气砂层压力系数为1.82.0。异常低压的致密砂岩气藏如加拿大阿尔伯达盆地致密砂岩气藏的压力系数一般小于0.9。地层超压还是低压，取决于：有机物丰度；古温度；今温度；有机质连续生气能力；是否存在有横向或纵向封闭层；或者无水力隔层将致密地层与泄水区隔离开；致密砂岩气藏的构造演化等。（6）气水关系

32、复杂致密含气层系中一般无明显的水层，尤其是在透镜体状的致密气藏中更是如此。但是在毯状气砂层中则可能出现明显的水层，但气和水呈倒置的关系，即气聚集在构造低部位的致密砂岩中，上倾部位是渗透性相对好的含水层。如西加拿大盆地的沃尔姆斯气田，美国圣胡安盆地气田和丹佛盆地的瓦登伯格气田等有一个共同的特征是：储集致密气的岩系上倾部位为水，而在下倾部位形成气藏，中间有一个水气过渡带，这种情况正好与常规气藏相反。2 国内外典型致密砂岩气藏勘探实例2.1 世界致密气藏的分布特征目前关于全球范围内的致密气藏的分布情况还不清楚，有关致密气藏的地层分布情况也不完整，其原因主要在于人们对致密气藏的理解和形成条件还不清楚。

33、从研究较多的美国致密气藏分布情况来看，美国大多数含油气盆地都存在着致密气藏（盆地中心气藏）。为早期估算的美国致密气藏（盆地中心气藏）地质储量。目前，除北美外，世界其它地区有关致密气藏的报道还不太多。Law（2002）根据北美致密气藏形成的地质条件，推测了世界致密气藏的分布情况，认为世界致密气藏具有下列分布特征：（1）世界致密气藏分布的地层从寒武系至第三系的始新统；（2）直接型和间接型致密气藏分布的地层存在着差异，直接型致密气藏主要分布在白垩系至第三系始新统的岩层中，而间接型致密气藏主要分布在白垩系以前的岩层中。认为由于直接型致密气藏封闭层的泄漏，导致直接型致密气藏更多地分布在白垩系及其更年轻的

34、地层中，分布在白垩系以前岩层的直接型致密气藏主要有俄罗斯盆地Timan-Pechora盆地二叠系岩层，中国四川盆地，北美Arkoma盆地晚石炭系岩层和乌克兰Dnieper-Donets盆地石炭系岩层；（3）间接型致密气藏分布在寒武系至白垩系地层中，例如阿尔及利亚Ahnet盆地寒武和奥陶系储层，约旦的奥陶系储层，Appalachian盆地的下志留系储层和美国墨西哥湾盆地侏罗系储层；（4）直接型致密气藏的数量一般多于间接型致密气藏的数量。2.2 国外典型致密气藏分析2.2.1 美国落基山致密气藏分布区美国落基山地区为世界致密气藏的主要分布区，具有巨大的致密气地质储量。张金川（2001）在文献调研的

35、基础上，总结了落基山地区致密气藏的基本特征。（1）致密气成藏地质条件：美国落基山地区西侧以逆掩断层带开始，向北与加拿大阿尔伯达盆地西侧逆掩带对应，向东向南散布着20多个盆地，可分为3个地质地理区：北部盆岭区：盆地与山地相隔出现，向斜盆地帚状排列并间以褶皱山脉，盆地内褶皱明显并伴有逆断层，这些盆地面积较小，但沉积厚度较大，构造复杂；南部高原区：基本格架虽同为盆岭相间，但盆地分布更具有线状或平行状排列趋势，各盆地面积较小，构造较缓，沉积厚度依次递减；东部大草原区：从加拿大南部延伸而来，在北达科他、南达科他、怀俄明、内布拉斯加和科罗拉多州内分布着威利斯顿、粉河和丹佛3个较大型盆地，各盆地面积较大但沉

36、积地层厚度相对为薄，基底属地台性质。目前已发现的致密气藏集中于圣胡安、大绿河、丹佛、风河、粉河、尤因塔皮申斯及拉顿等盆地中，储气层以低孔低渗的透镜状砂岩体为基本特征，目前已得到了较大面积的勘探和开发。在这些盆地的构造低部位发育了一套在成因上有相互联系，在岩性上有相似规律的碎屑岩地层，致密气储层多为在盆地快速沉降期形成的巨厚海陆相砂泥岩系经受后期强烈的成岩胶结作用形成。它们在平面上连片成群状分布，致密气储层均为强烈的胶结作用所形成的低孔渗致密状碎屑砂岩。（2）致密砂岩气藏成藏特征：落基山地区盆地内部的致密气藏集中出现于盆地向斜中心、构造深凹陷或可延伸至盆地斜坡带下倾部位，致密气藏储气层段以透镜状

37、致密砂岩为共同特征，一般为多层同时饱含天然气，埋藏深度一般在1500m以下。毯状砂岩致密气藏的共同特征是具有明显的气水倒置现象，但在透镜状致密砂岩气藏气水倒置现象不明显，在致密气藏外围有不同程度的小规模油气藏（伴生）呈放射状发育。各气藏中储层的孔隙度一般介于7%15%之间，通常小于12%。渗透率通常为0.131031.5103mm2，一般小于0.1103mm2。在这些致密气藏储层中，饱含气带和饱含水带之间没有明确的岩性、地层或构造遮挡，但气、水之间却形成了较为稳定的渐变关系，由气水倒置关系存在而产生的结果是在气藏区内形成两套流体压力系统，上部的含水段为正常流体压力系统，下部的饱含气段则出现异常

38、高压或异常低压，气藏分布和压力系统较为复杂。美国落基山地区盆地的最终形成大多与拉腊米德造山运动直接相关，各盆地以具有不对称状的横剖面结构为基本特征，致密气成藏模式具有如下一些共同特点：（A）致密气藏的有利储层均为致密状砂岩，以海相或海陆过渡相为主；（B）致密气藏在构造上倾部位均为淡水至半咸水所充满；（C）致密气藏无底水和边水；（D）致密气藏的含气边界与构造、温度和压力梯度等值线大致吻合；（E）致密砂岩储层和生油气源岩或煤层直接相邻或互层，关系密切，盆地有机质为成熟状态，大套发育煤层是最重要的气源条件之一；（F）在致密气藏内部，所有岩层均饱含气，但只有当甜点发育时，才具有工业可采价值；（G）致密

39、气藏外围有不同程度的小规模油气藏发育。该地区的致密气藏也具有较大的差异性：（A）致密气藏出现的深度和海拔高度变化较大；（B）储层的压力变化较大，可从高压异常到低压异常；（C）致密气藏和深盆油藏均有发育，但以致密气藏占优势；（D）致密气藏内部的现今温度从圣胡安盆地的115F（46C）到绿河盆地的340F（171C）以上，这可能影响了整个盆地致密气藏的异常压力梯度；（E）甜点类型有孔隙型和裂缝型两种；（F）各致密气藏储层虽均为致密状，但孔渗性仍有较大差异。2.2.2 美国大绿河盆地(Greater Green River Basin)的致密气藏美国大绿河盆地位于怀俄明州西南，为落基山地区几个赋存致

40、密气的前陆盆地之一。该盆地的致密气赋存于整个白垩系地层，局部地区在第三系下部岩层也赋存致密气。大绿河盆地白垩系和下第三系地层赋存的致密气地质储量估计为5063tcf（万亿立方英尺）（约合15431012m3）,可开采量为119.3tcf（万亿立方英尺）（约合36. 41012m3）。大绿河盆地致密气藏的基本特征为：（1）面积：19700mi2（51000km2）；（2）源岩：上白垩统和下第三系Fort Union, Lance, Almond和Rock Springs组地层的煤层和碳质泥岩。有机质大多数为生气的型干酪根，少数来自于始新世晚期至渐新世晚期（40-25Ma），腐泥质煤层；（4）储层

41、岩石：白垩系和下第三系砂岩。多层叠置的储层厚达14000ft（4267m）。单个储层的厚度为15至125ft（4.6-38m）。气藏饱含气且含极少量的水。含气层内部通常没有互层的含水储层；（5）物性：孔隙度小于13%，渗透率小于0.1md（现场测定值）；（6）沉积环境：主要为河流相沉积，有很少的边缘海相三角洲和堤坝沉积；（7）储层压力：超压，压力梯度为0.5-0.9psi/ft；（8）封盖层：区域上为毛细管压力封闭，在局部地区构造和地层封闭重要；（9）天然气的聚集：聚集在具正常压力的含水储层的下倾部位，没有下倾的水界面。聚集区顶部的热成熟度Ro在0.7-0.9%之间，通常Ro为0.8%，聚集的

42、深度在8000-11500ft（2438-3505m）；（10）天然气的性质：天然气为热成因，通常甲烷含量大于90%，乙烷及更高的烷类含量小于5%，二氧化碳的含量小于5%，氮气的含量微量。凝析气的含量为小于5至70bbl/mmcf之间；（11）甜点：构造和地层。2.2.3 美国(Appalachian Basin)阿巴拉契亚盆地下志留系Clinton-Medina-Tuscarora致密气藏下志留系Clinton-Medina-Tuscarora致密气藏位于美国阿巴拉契亚盆地，为间接型致密气藏的典型实例。可开采量估计在8.0tcf（万亿立方英尺）（约合2.2651012m3）至30.3 tcf

43、（万亿立方英尺）（约合8.581012m3）之间（Gautier et al.，1996;McCormac et al.，1996）。下志留系Clinton-Medina-Tuscarora致密气藏的主要特征为：面积：Clinton-Medina部分为45000mi2（116550km2），Tuscarora部分为30000mi2（77700km2）；源岩：奥陶系Utica页岩，该页岩有机质主要为型干酪根，为过成熟，Ro大于1.3%；生成、排驱和运移的时间：晚泥盆至早石炭早期（370-320Ma）；储层岩石：在俄亥俄州东部和宾夕法尼亚州西部为下志留Clinton-Medina砂岩，在宾夕法尼亚

44、州中部为Tuscarora砂岩，储层的厚度为100-600ft（30-183m），热成熟度Ro在1.1-1.0%之间；物性：孔隙度5-10%，渗透率小于0.1md；沉积环境：河流相、海湾相，以及由东部的内海大陆架至西部的外海大陆架和潮坪相沉积；储层压力：在俄亥俄州东部Clinton-Medina砂岩的上倾部位，表现为正常压力，生产油气和水。在宾夕法尼亚州西部为异常低压，主要产气，并伴随少量的水，低压部分的压力梯度为0.39-0.25psi/ft。在宾夕法尼亚州中部Tuscarora砂岩，相当于Clinton-Medina砂岩，为异常高压，产气并伴随少量的水，压力梯度为0.5-0.6psi/ft

45、。在整个地层中的压力变化如图2所示；封盖层：顶部封闭为上覆的上志留统的页岩、碳酸盐岩和蒸发盐岩，上倾封闭为水阻，相当于毛细管压力封闭；天然气的聚集：聚集在具正常压力的含水储层的下倾部位，没有下倾的水界面；天然气的性质：天然气为油热裂解形成的，Clinton-Medina砂岩中的天然气通常甲烷含量79%-94%，乙烷、丙烷及C4+含量3-12%，二氧化碳和氮气的含量3-9%。Tuscarora砂岩的天然气通常为干气（C1/C1-5=0.98-0.99），氮气的含量为4-22%，二氧化碳的含量1-83%；甜点：构造和地层。图2 Clinton-Medina-Tuscarora砂岩内部压力端元（正常

46、压力、异常低压和异常高压的关系）的复合压力梯度2.2.4 加拿大阿尔伯达盆地的低渗透致密砂岩气藏深盆气阿尔伯达盆地面积60万km2，为世界上油气最富集的地区之一，其中的油气产量占加拿大的90%以上。阿尔伯达盆地赋存着储量巨大的特殊类致密气藏，即深盆气藏。（1）构造与沉积背景阿尔伯达盆地西缘为落基山逆掩带的前缘冲断带，北西面分布的古生界和中生界楔状沉积地层向东逐渐减薄，至加拿大地盾形成尖灭。在沉积楔状体内发育一个区域性角度不整合面，是内华达运动的产物，它将古生界碳酸盐岩与中生界碎屑岩地层分开，晚白垩世末期至古新世早期的拉腊米德造山运动结束，终止了盆地沉降的历史，在盆地西部形成了山脉，造成了现今的

47、构造格局。以内华达运动形成的区域不整合面为界，可将盆地划分为被动大陆边缘背景下沉积的下部层系和主动大陆边缘背景下沉积的上部层系两套差异较大的沉积盖层，下部层系以台地型碳酸盐岩沉积为主，时代跨越寒武纪至早侏罗世。上部层系以落基山山前沉积为特征，沉积一套海陆交互相碎屑岩体，时代为中侏罗世至古新世。在盆地东部的克拉通中央，下部层系的古生界和上部层系的中生界地层沉积广泛，但厚度较小，最大沉积厚度2100m，平均只有1250m；在盆地中部的克拉通边缘，古生界和中、新生界沉积岩发育完全，厚度急剧增加，达到60007000m，平均厚度3500m，上下层系组成的双盖层结构表现明显，下部层系的古生界以碳酸盐岩和蒸发岩占优势，而上部层系的中、新生界以碎屑岩占优势，两者间为清楚的不整合接触关系，岩性上可以截然分开；在盆地西部的变形克拉通边缘，沉积岩最大厚度达8000m以上。（2）烃源岩发育情况阿尔伯达盆地主要发育了三套生油气源岩系：a.上白垩统海相泥页岩：晚白垩世初期盆地遭受了一次海侵，发育了一套海相页岩沉积，具源岩特征。晚白垩世中期又发生了一次更大的海侵，沉积了巨厚的暗色泥页岩，为中生界的主要生油岩系