致密砂岩油气成藏机理.docx

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致密砂岩油气成藏机理

致密砂岩油气成藏机理

摘要：

致密砂岩油气储量丰富、可采资源量可信度高，已成为我国非常规油气勘探开发的首选领域。

关键字：

致密砂岩油气成藏条件生储盖组合成藏过程

0引言

随着常规油气勘探开发程度的不断提高，油气勘探开发领域从常规油气向非常规油气跨越，是石油工业发展的必然趋势（邹才能等，2012）。

非常规油气资

源量巨大，全球非常规石油资源规模达4495X108t，全球非常规天然气资源规模

达392ixio12m3,是常规天然气资源的8倍（邹才能等，2012）。

近年来，国内外非常规油气的勘探开发取得了重大突破。

美国已发现的储量排名前100的气藏中有58个是致密砂岩气藏（Baihly，etal，2009）;我国2010年底共发现储量大于1000X108m3的大气田18个，其中9个为致密砂岩大气田，总探明地质储量25777.9X08m3，占18个大气田的53.5%（戴金星等，2012）。

美国圣胡安盆地向斜轴部白垩系致密砂岩气田可采储量为7079X08m3（Bruceetal,2006）;Bakken致密油含油面积7X04km2,资源量达到566X108t，可采资源量68X0%（USGS,2008）；EagleFord致密油含油面积约4X04km2、目前产油量为560t/d（Lucasetal,2010）。

2011年苏里格致密砂岩大气区实现探明储量超3.0X012m3，四川盆地须

家河组致密砂岩大气区发现三级储量1.0X012m3;鄂尔多斯盆地晚三叠世仅长&

长7段致密油资源量达20X08t以上，四川盆地侏罗系致密油探明地质储量8118X04t（邹才能等，2012）。

致密油气作为非常规油气的重要组成部分，以其储量丰富、分布范围广、可采资源量可信度高、相关技术理论研究早、发展迅速等诸多优点已成为中国近期非常规油气首选的重要勘探领域（戴金星等，2012;贾承造等，2012;邹才能等，2012）。

截止目前统计数据表明，我国致密气地质资源量为（17.4-25.1）X012m3,可采资源量为（8.8-12.1）X012m3;已形成鄂尔多斯盆地与四川盆地致密气现实区，松辽盆地、渤海湾盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地5个致密气潜

力区（如图1）。

截至2010年底，中国致密砂岩气的探明储量30109.2X08m3,

占全国天然气总探明储量的39.2%,致密砂岩气产量为232.96X08m3,占全国天然气总产量的24.6%（戴金星，2012）,预测2015年中国致密气产量将达到

8383

（300-400）X0m,2020年产量将达到（500-600）X0m。

我国致密油地质资

源量为（74-80）X108t，可采资源量为（13-14）X108t；目前已经落实鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、四川盆地、酒泉盆地等致密油分布区；预测2015年中国致密油产量将达到100X104-200X04t，2020年产量将达到

300X04-500X04t（贾承造等，2012）。

图1我国主要盆地致密油分布（据贾承造等，2012）

所谓致密砂岩气（tightsandstonegas），是指覆压基质渗透率小于或等于0.1mD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获得工业天然气产量。

致密油是致密储层油的简称，是指覆压基质渗透率小于或等于0.1mD的砂岩、灰岩等储集油层。

（邹才能等，2012）。

我国致密气主要是致密砂岩气（蒋凌志等，2004;杨晓宁等，2005,李明瑞等，2009;李明诚等，2010;邹才能等，2012;贾承造等，2012），致密油包括致密砂岩油和致密灰岩油等，以致密砂岩油为主。

致密砂岩油气属连续型油气聚集成藏，以渗流扩散作用为主，非达西渗流（邹才能等，2012）。

与常规油

气储层发育毫米级一微米级孔喉系统不同，致密砂岩油气储层储集空间主体为纳米级孔喉系统，局部发育微米-毫米级孔隙，纳米级孔喉连通系统即是致密砂岩油气连续聚集的关键，也是决定油气渗流特征影响油气有效开发的主要制约因素，利用纳米技术构建致密砂岩油气储层纳米孔喉结构三维模型已成为致密砂岩油气储层研究的难点（邹才能等，2012）。

针对大面积展布的致密砂岩油气储层，大规模纳米孔喉储层的致密背景与油气生、排、聚（强调全过程、连续性）过程的时空匹配成为油气勘探的关键（邹才能等，2012）。

在致密砂岩油气储层大面积整体致密的背景下，部分孔隙度、渗透率相对较高的优质有效储层发育的甜

点”区是现阶段致密砂岩油气勘探开发的首选目标（戴金星等，2012;邹才能等，

2012）。

鄂尔多斯盆地是我国最为典型的致密砂岩油气现实区（邹才能等，2012）。

123

2011年鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩大气区实现探明储量超3.0X0m，年产量

135X108m3，预计2020年年产量将达到230&0备3，其中长6、长7油层组致密砂岩油资源量达20Xl08t以上，长7油层组目前有300余口井获得工业性油流（邹才能等，2012;贾承造等，2012）。

松辽盆地是我国致密砂岩油气重要潜力区（邹才能等，2012）。

松辽盆地致密砂岩气储集体为登娄库组辫状河、辫状河三角洲、

曲流河三角洲长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，分布面积26X04km2,地质资源量（2-2.5）X012m3，可采资源量（1-1.2）X012m3。

松辽盆地上白垩统致密砂岩油储集体为青山口组前三角洲薄层粉细砂岩和泉头组浅水三角洲砂岩，分布面积约1.5X04km2，地质资源量达16X08t（贾承造等，2012）。

1成藏条件

1.1烃源岩

国内致密砂岩油气藏的烃源岩岩性主要是湖湘泥岩，而国外的主要为海相页

岩等。

烃源岩厚度最小为10m，最厚可达1200m；TOC介于0.4~20%,Ro为0.5%~2.0%。

不同地区烃源岩厚度及地化特征不尽相同。

对于致密砂岩气藏，如四川盆地川中-川西地区须家河组须一、须三、须五段广覆式煤系烃源岩（如图2）厚度分别为30~800m、50~150m及50~200m,Ro分别为1.1%~2.2%,1.0%~1.8%,0.8%~1.4%，暗色泥岩有机碳含量平均为1.95%，炭质泥岩有机碳含量普遍大于10%，而煤层有机碳含量，高达60%以上，炭质泥岩和煤层是须家河组主要的气源岩。

鄂尔多斯苏里格大气区山西组-太原组煤系源岩展布范围达3.5X104km2,Ro为0.5%~3.0%，持续生烃，平均生气强度达16X108m3/km2,形成大面积蒸发式层状排烃（邹才能等，2012）。

而对于致密砂岩油藏，如鄂尔多斯盆地上三叠统长7为主的有效烃源岩面积8.5X104km2,厚度为20-110m,TOC为2.0%-20%,Ro为0.7%~1.1%。

北美Bakken盆地泥页岩烃源岩厚度为5-12m,TOC为10%-14%,Ro为0.6%~0.9%。

四川盆地下侏罗统珍珠冲段、东岳庙段、大安寨段及凉高山组黑色泥、页岩，烃源条件良好，具有展布范围广、有机质生烃潜力大及生烃强度高等特点。

有效烃源岩展布面积10.0X104km2，厚度40~240m,TOC为

0.8%-3.0%,Ro介于0.9%-1.4%，生烃强度较高。

广泛分布的烃源岩和烃源岩大面积层状蒸发式排烃是致密砂岩油气藏大面积成藏的前提条件和物质基础（赵文智等，2010;邹才能等，2009）。

1.2储层和盖层

我国致密砂岩油气储层主要发育在陆相湖盆体系中，大型畅流浅水三角洲为大规模储集体系创造了条件（如图3），此外，有利沉积相带还有辫状河相、曲

流河相、扇三角洲相以及滨浅湖滩坝相等。

致密砂岩油气储层非均质性强，岩性致密且不稳定，井间小层对比困难。

致密砂岩气层以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主，其次是岩屑石英砂岩和岩屑长石砂岩等；致密砂岩油层主要为粉细砂岩和泥

质（灰质）粉砂岩等。

致密砂岩油气储层纵向埋深跨度大，从浅层2000m到深层8000m；横向分布面积广，1.5~24km2。

经历了较强的成岩改造，多处于中成岩A-B阶段，压实、胶结等破坏性成岩作用对储层影响较大。

储层物性差，致密砂岩气层中值孔隙度介于3.2%-9.1%,中值渗透率为0.03~0.455mD;致密砂岩油层孔隙度介于0.2%~15%之间，渗透率介于0.0001~2.1mD，为低-特低孔渗储层。

储集空间类型主要有粒间孔、粒内孔、晶间孔及粒间缝等，次生孔隙（溶蚀孔）相对较发育，致密砂岩气层孔径主体介于25-700nm，致密油孔喉直径较大，孔喉直径主体50-900nm，共同构成纳米级微观孔喉网络体系（如图4）。

致密砂岩油气储层突出特点是自然产能低，需要采取增产措施（压裂、水平井、多分支井等）和特殊的钻井和完井方法才能达到工业开采要求，实施增产措施后产量显著增加。

图3四川盆地致密储层须二、须四、须六段浅水粗粒三角洲沉积模式（据邹才能等，2009四

川）

我国致密砂岩气储层以鄂尔多斯苏里格和四川盆地须家河组致密气为代表。

我国致密砂岩油储层以鄂尔多斯盆地湖盆中心长6长7油层组为代表。

四川盆

地上三叠统须家河组须二、须四、须六段致密气层主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，总体储集层物性较差，孔隙度主要分布在5%~8%,渗透率为0.256mD,属低-特低孔渗型储集层，局部发育少量中孔低渗储集层。

储集空间主要为残余粒间孔，常见溶蚀孔隙。

鄂尔多斯盆地晚三叠世湖盆中部地区长6长7油层组

发育长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，细砂岩、粉砂岩占绝对优势，孔隙度一般5.4%~14.3%,渗透率0.01~1.12mD，储集空间类型包括石英-长石粒内孔、黏土矿物-钠长石晶间孔及长石粒间缝等（图，）（贾承造等，2012；邓秀芹等，2009）。

（A）（B）

50（1

5DOnm

（C）（D）

（A）长石粒间纳米缝，呈弯条形，缝宽200nm,延伸几微米，元190井，长6油层组；（B）石英粒内孔，呈多边形或长条形，直径200~400nm，高46井，长6油层组；（C）黏土矿物

晶内孔，呈三角形或长条形，直径25-50nm，合川1井，须家河组；（D）方解石粒内溶孔，呈蜂窝状，直径50-100nm，平昌1井，大安寨段。

图4鄂尔多斯盆地和四川盆地致密砂岩油气储层纳米孔特征照片（据邹才能等，2012）

美国Williston盆地Bakken组中段储层岩性主要为泥质粉砂岩、白云质粉砂

岩和钙质细砂岩，泥质和钙质含量普遍较高，可分别达12%~25%和13%~44%,

孔隙度一般为2%~8%，覆压渗透率一般为0.001~0.1mD,平均约为0.04mD,属于低-特低孔、特低渗储层。

孔隙类型主要有粒间孔、晶间孔和半径小于0.5卩m

的微孔，局部发育垂直裂缝和水平裂缝。

基质孔隙是Bakken组石油的主要储集

空间和重要渗滤通道。

非常规致密砂岩油气藏一般不需要常规意义的盖层，而是储层中气水界面处的力平衡界面（气体热膨胀力+气体浮力=毛细管力+静水压力）或者是发生“水阻效应”形成水封成为致密砂岩气藏的顶部封盖条件。

底部封隔层可以是储层底部

的非渗透层，储层下伏源岩层，或由储层自身压实作用实现封隔（姜振学等，2006;杨茜等，2012）。

1.3生储盖组合

广覆式分布的腐泥型较高成熟度的层状烃源岩、持续生烃与大面积致密砂岩储集体连片分布，是连续型致密砂岩气形成的有利条件（邹才能等，2012）。

生

储盖类型多样，连续型分布的致密储层与生油岩紧密接触的共生、无明显圈闭和

直接盖层是形成致密油需具备的关键标志之一。

如四川盆地上三叠统须家河组须一、须三、须五段广覆式发育煤系烃源岩与须二、须四、须六段大型浅水河道型三角洲沉积共同形成了大范围“三明治”式优质生储盖组合（如图2）。

鄂尔多

斯苏里格山西组-太原组煤系源岩与大型缓坡型浅水三角洲体系形成连续分布的储集砂体形成了下生上储“覆盖式”的生储组合（如图5）。

美国Williston盆地海相碎屑岩沉积Bakken组上段和下段富含有机质（有机碳含量平均为11%）的黑色页岩与中段储集层在纵向上形成了“夹心饼干”式的生储组合（廖群山等，2011）鄂尔多斯盆地上三叠统长7广覆式优质烃源岩与大面积展布的储集体紧邻，纵向

上叠置连片，形成了上生下储的生储组合（如图6）。

优质的生储盖组合使油气在源储压差的作用下就近发生层状运移，运移距离短但排烃效率高，最终容易形成遍布盆地斜坡、中心的连续型致密大油区。

图5鄂尔多斯盆地苏里格大气区上古生界连续型致密砂岩气分布（据邹才能等，2012）

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图6鄂尔多斯盆地上三叠统延长组致密油剖面（据邹才能等，2012）

2圈闭形成条件和控制因素

致密砂岩油气藏不存在明显或固定界限的圈闭和盖层，即“无形”或“隐形”或“动态”圈闭，是非常规圈闭油气藏，主要由生烃补给与散失的动态平衡控制，圈闭内部的一些相对高孔高渗砂体可以形成岩性、成岩、裂缝圈闭等圈闭类型（邹

才能等，2009;杨茜等，2012）。

有利储集生储盖组合、成岩相、断裂和局部构造等是致密砂岩油气藏富集主要因素。

大型浅水三角洲沉积体系等以及大面积烃源岩蒸发式层状排烃、大规模致密砂体连续分布致密油气藏形成的基础。

成岩作用研究表明，绿泥石包膜和溶蚀作用是主要的建设性成岩作用。

绿泥石包膜有抵抗压实的支撑作用且阻止石英次生加大的作用，使部分原生孔得以保存；溶蚀作用溶解长石和喷出岩岩屑等形成次生孔，主要溶蚀期低势能区是溶蚀孔发育的有利

区。

如四川盆地须家河组发育中粗砂岩岩屑、长石溶蚀相等有利成岩相。

早期相

对稳定的构造动力学背景和较为平缓的古地貌环境是油气聚集的有利部位。

如四

川盆地川中须家河组和鄂尔多斯盆地上古生界致密气藏多分布于大型陆相坳陷、前陆大型平缓斜坡或海陆交互相环境中，这种情况下致密油气藏成藏条件及分布受沉积作用和成岩作用控制明显（邹才能等，2009—四川）。

后期构造变形对早期油气藏具有很强的调整和改造作用，一方面构造变形产生的局部构造位置控制着油气的分布，使得单个圈闭高部位含气、低部位可能含水，另一方面形成的裂缝系统与相对优质储层相匹配，构成油气高产、富集带。

四川盆地须家河组不同区块在北北东、东西向等均有断裂发育，在总体东高西低斜坡背景上，发育如广安、合川等局部构造，形成千亿立方米级富集区带（邹才能等，2009；蔡希源，

2010）。

3油气藏特征

致密砂岩油气藏构造平缓、埋藏较深，主要分布于前陆盆地坳陷-斜坡、坳

陷盆地中心及克拉通向斜部位等负向构造单元，如北美前陆大型斜坡和我国鄂尔

多斯盆地中生界大型坳陷湖盆中心等。

油气涵盖了盆地中心及斜坡，并不局限于二级构造单元，有效勘探范围扩展至全盆地，油气大面积分布、丰度不均一。

平面上，油气或滞留在烃源岩内，或连续分布于紧邻烃源岩上下的大面积致密储层中；纵向上，多层系叠合连片含油，形成大规模展布的油气聚集。

常具地层压力异常，只要油气逸出速率低于生排烃速率，原生致密砂岩气藏都属超高压，由于

盆地后期抬升运动，油气藏会逐步变为常压或负压（董晓霞等，2007）。

流体分异差，无统一的油（气）水界面，甚至毯状致密砂层出现明显的气水倒置现象，油、

气、水常多相共存、分布复杂，含水饱和度和束缚水饱和度高、电阻率较低、沉积物成熟度低、成岩成熟度高、毛细管压力高，含油气饱和度变化大，具有“整体普遍含油气”的特征，一般单井无自然工业产量。

如鄂尔多斯盆地延长组致密大油区，油层大面积连续分布于斜坡等部位（邹才能等，2012；王泽明，2010）。

根据孔渗性的大小把致密砂岩油气藏分为好（致密）、中（很致密）、差（超致密）3类（关德师等，1995；赵澄林等，1999）。

美国能源部致密砂岩气藏划分为一般性气藏（渗透率大于1mD）；近致密气藏（渗透率介于0.1mD〜1mD）；标准致密气藏（渗透率介于0.05mD〜0.1mD）；极致密气藏（渗透率介于0.001mD〜0.05mD）;超致密气藏（渗透率介于0.0001mD〜0.001mD）（杨茜等，2012）。

姜振学等（2006）、董晓霞等（2007）在构造演化历史背景基础上，根据致密砂岩油气藏烃源岩生排烃高峰期与储层致密演化史之间的关系，将致密砂岩油气藏划分为“先成型”或“原生型”（储层先期致密）和“后成型”（储层先期致密）、“改造型”：

“先成型”主要对称分布在凹陷中心或前陆侧缘斜坡以及构造斜坡带，成藏不受构造圈闭控制，储层致密化过程发生在源岩生排烃高峰期油气充注之前。

“后成型”致密气藏储层致密化是后成的，后期成岩演化或构造挤压使原先并不致密的储层变得致密。

“改造型”油气藏通常位于构造高点，围绕古隆起、古圈闭分布，“早常规聚集，晚期改造”，储层致密化既可发生在源岩生排烃高峰期油气充注之前，也可发生在油气充注之后。

若储层后期致密，则对早期油气聚集起着锁闭作用，晚期构造作用形成裂缝使油气藏得到活化，若储层先期致密，则油气成藏主要依赖于晚期构造作用所形成的裂缝系统，以改善致密储层储渗能力（姜振学等，2006;董晓霞等，2007;牛宝荣等，2010;杨茜等，2012）。

戴金星等（2012）根据其储集层特征、储量大小及所处区域构造位置高低，可将致密砂岩气藏分为两类：

“连续型”和“圈闭型”，前者通常位于构造低部位，圈闭界限模糊，无统一气水界面，往往气水倒置，储源一体或近源；后者位于圈闭高处，上气下水，储量规模较小但产量相对较高，属于常规气藏（戴金星等，2012）。

邹才能等（2009）根据天然气聚集样式将致密气藏分为带状构造型（构造圈闭型致密气藏）、多凹

构造-岩性型（包括岩性圈闭型、构造-岩性圈闭型和构造圈闭型致密气藏）、准层状“连续型”岩性型（岩性圈闭型）（邹才能等，2009-四川）。

4成藏过程

4.1油气运移和聚集

致密砂岩油气属于连续型油气聚集。

根据致密砂岩气的特点，不同的学者提出了不同的成藏机理，如水动力圈闭原理、“水锁”原理、动平衡气藏原理、动态气藏原理、活塞式驱替理论和整体排驱原理等（郭秋麟等，2012）。

目前主流

的观点认为致密砂岩油气储层纳米级孔喉系统限制了水柱压力与浮力在油气运聚中的作用，油气聚集方式为非浮力聚集，油气持续充注，不受水动力效应的明显影响，无统一油气水界面与压力系统。

聚集动力以烃源岩排烃压力为主，受生烃增压、欠压实和构造应力等控制，聚集阻力主要为毛细管压力，二者耦合控制含油气边界。

运移距离一般较短，主要为初次运移或短距离二次运移，总体近源聚集。

致密气运移以游离气相为主要相态，无优势运移通道，以整体活塞式排驱水运移方式为主，油气渗流以非达西流为主，扩散作用是致密砂岩地层中天然气运移的主要方式（邹才能等，2009-评价；邹才能等，2012；杨茜等，2012）。

4.2油气藏保存

气藏的构造简单且断裂、裂缝及微裂缝不发育、水动力条件比较微弱、源岩生排烃高峰期比较晚，现今仍在生气、地层倾角平缓、大面积的致密储层发育等因素对深盆气藏的保存都非常有利。

构造应力的分布也是影响致密砂岩气藏保存的重要条件，应力屏蔽区的地层最为有利。

强烈的构造运动和水动力条件对“后成型”致密砂岩气藏的保存也是不利的（姜振学等，2006；杨茜等，2012）。

4.3成藏模式

根据致密砂岩气藏的构造背景及形态特征，成藏模式可分为构造斜坡分布成藏、凹陷中心对称分布成藏和前陆侧缘斜坡分布成藏（杨茜等，2012）。

综合前

人研究成果及国内外勘探开发实际，根据致密砂岩油气储层致密史与烃源岩生排烃高峰期之间的关系，致密砂岩油气藏成藏模式可分为“先成藏，后致密”

（先期中高渗油气充注成藏-后期致密化的致密砂岩油气储层）和“先致密，后成藏”（先期致密化-后期油气充注成藏的致密砂岩油气储层）（姜振学等，

2006）。

邹才能等（2009）根据储层封堵条件和成藏规律，将四川盆地川中须家河组致密气藏分为“成岩圈闭成藏”和“毛细管压力圈闭成藏”，前者物性遮挡，即致密砂岩封堵，圈闭边界不完全固定，取决于源储压力差或充注动力。

成匚动力机制取决于欠压实和生烃增压,成岩圈闭内外由于有渗透率级差而存在毛细管压力差，驱使弥漫在连片砂体中的气向成岩圈闭中汇集。

成藏阻力为物性隔

层或阻流区（致密胶结或强压实），影响天然气的运移汇聚。

毛细管压力圈闭气藏,即国外通称的致密砂岩气，气聚集上方为毛细管压力控制下的水封闭气藏。

成藏后出现一定的后生变化，动态圈闭内储集体物性下限和空间范围受制于气藏压力和后续气源补给，圈闭界限随充满度和供气压力变化会发生一定程度的变化调整。

天然气分布和富集受非均质性连片砂体中物性好的区域（即砂中好砂）控

制，即建设性成岩相（次生溶蚀相等）控制。

大面积低孔渗平缓砂层中浮力驱气作用局限，气水关系及其分布受孔渗大小控制，可有上气下水、上水下气、气水同层等多种类型的混相成藏系统（邹才能等，2009）。

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