致密砂岩含气区成藏条件与模式研究

2012-11-02杏福音张伟杰

延安大学学报（自然科学版） 2012年4期

杏福音，郭进，张伟杰

(延长油田股份有限公司西区采油厂，陕西延安 717200)

充分、深入得认识不同地区天然气藏的地质条件、成藏模式和成藏机理是制定合理、有效的开发方案的基础，对于勘探开发难度较大的致密砂岩天然气藏，我们要想获得理想的勘探开发效果，更应该对其地质条件、成藏模式等进行精细分析。

致密砂岩气作为一种非常规天然气资源越来越受到国内外学者的重视，成为填补我国巨大的天然气资源缺口的重要资源。作者认为，我们经常使用的“致密砂岩气”一词，即指的是“致密砂岩气藏”或“致密含气砂岩储层”。目前，对于致密砂岩气的界定并无统一标准，不同的国家、不同的地区均有其标准。不同专家学者对于致密砂岩气藏的理解也不尽相同。致密砂岩气的研究最早始于美国20世纪70年代，美国联邦能源委员会确定致密砂气藏的注册标准是其渗透率低于 0.1 ×10－3μm2;Stephen A.Holditch 认为［1］，致密含气砂岩是一种必须经过大型改造措施或者是采用水平井、多分支井，才能产出工业性气流的砂岩储层;关德师则把致密砂岩气藏定义为［2］:孔隙度低(小于12%)、渗透率比较低(1×10－3μm2)、含气饱和度低(小于60%)、含水饱和度高(大于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藏;杨晓宁认为［3］，致密含气砂岩是指孔隙度介于7% ～12%之间，渗透率小于1.0×10－3μm2，孔喉半径小于 0.5 μm 的砂岩。依据我国致密砂岩气藏的标准，致密砂岩气藏指有效渗透率≤0.1 ×10－3μm2、孔隙度≤10%的气藏。

1 致密砂岩气藏的一般特征

1.1 低孔隙度和渗透率

美国联邦能源委员会确定致密砂气藏的注册标准是其渗透率低于0.1×10－3μm2，而常见的致密砂岩气层的渗透率多在 0.05 ×10－3μm2以下［4－6］。许化政等把我国致密砂岩储层分为致密Ⅰ、致密Ⅱ和致密Ⅲ三种类型。致密Ⅰ型储层的地面渗透率为0.1×10－3～1 ×10－3μm2;致密Ⅱ型储层的地面渗透率为0.02 ×10－3～0.1 ×10－3μm2;致密Ⅲ型储层的地面渗透率为小于0.02 ×10－3μm2。

美国致密砂岩气层孔隙度注册标准上限值一般是10%，下限值5%。砂层发育裂缝时，下限可以降至3%。美国实际投入开发的致密砂岩气藏孔隙度多在8% ～10%之间［7］。

1.2 含水饱和度高

通常以40%作为估算致密砂岩气层储量的含水饱和度下限。含水饱和度的增加会大大降低致密砂岩的气相渗透率，一般认为，当含水饱和度超过60%以后，致密砂岩的气相渗透率基本为零。如美国绿河盆地车轮地层(Wagon Wheel)的岩心，当干燥后且不加压时平均渗透率为68×10－6μm2;在净封闭压力为21 MPa时，降低到原渗透率的0.28倍;而当含水饱和度为50%时，降低到原来渗透率的0.18倍;若两个因素相结合，渗透率为 3.4 ×10－6μm2，降到原来的 0.05 倍［1］。

1.3 腐殖型泥岩或煤层为主要烃源岩

研究资料表明［8，9］，在北美和加拿大地区的主要致密砂岩气田煤层分布广、厚度大、有机质丰度高，主要以Ⅲ型干酪根为主。我国川西地区煤层厚度可达29 m，致密砂岩气的分布与煤层的分布基本一致。

1.4 压力异常

致密砂岩气藏的地层压力一般是异常低压或异常高压。阿尔伯达盆地、圣胡安盆地以及我国的鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏多具异常低的地层压力;我国川西致密砂岩气藏的浅层(埋深＜1500 m)具有低压或正常压力，中深层(埋深＞1500 m)压力系数一般为1.3～2.5;鄂尔多斯盆地上古生界山西组及石盒子组气藏压力系数为0.8～0.98。

1.5 砂体多呈透镜状

据有关资料，美国将近一半左右的致密砂岩气藏产层为透镜状砂体。我国致密砂岩储层以陆相沉积为主，单层厚度薄且非均性很强，在高成岩和低孔渗条件下很有可能会形成不连续的透镜状砂体。如东濮坳陷沙河街组，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层多属透镜状性质［10］。

2 我国主要致密砂岩含气区成藏特征分析

2.1 鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩含气区

2.1.1 基本成藏条件

鄂尔多斯盆地北部地区上古生界主要气源岩分布于太原组、山西组，以三角洲平原和滨岸沼泽煤系地层及暗色泥岩为主，厚度一般为60～100 m［12］。暗色泥岩厚度由南至北呈现递减趋势，在乌审旗和天环坳陷形成两个主要的生气中心，最厚达179.3 m。煤层发育具有西北薄，东南厚的特征，最大厚度可达26.9 m，主要分布于塔巴庙及乌审旗以南的广大地区(图1)。以腐殖型有机质类为主，有机质丰度高，具有强大的生气强度。

沉积体系为河流－三角洲沉积体系，主要储集层为三角洲平原分流河道砂体、三角洲前缘水下分流河道砂体、河道砂体及点砂坝。孔隙类型主要为粒间充填剩余孔、粒间溶孔和粒内溶孔。

图1 鄂尔多斯盆地C－P煤层等厚图［11］

本区烃源岩与砂岩多为指状互层，源储直接接触。山西组和石盒子组砂岩发育最好，下石盒子组砂岩展布范围大、分布稳定;孔隙度平均约4% ～12%;渗透率一般都在 0.05 ×10－3μm2以上;吼道为微细吼道，平均孔喉半径最大为 0.4～0.68 Lm［12］。砂岩平均排驱压力为0.79 MPa，一般为0.1～1 MPa，为典型的低渗透砂岩;该区山1段和盒8段为主力储层，其物性从北向南逐渐变差，储集空间以孔隙为主。储层的低孔渗性主要是由于三叠纪末期的压实作用造成的，但没有导致储层的普遍超致密化，所以为“致密砂岩气”的大面积聚集提供了理想条件。这也是鄂尔多斯盆地上古生界最突出的特点。

2.1.2 成藏模式

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏主要分布在伊陕斜坡，斜坡为一西倾的构造单元，构造相对平缓的西北部地区是致密气藏富集的有利区域。盆地北部太原组和山西组煤系地层沉积以后，盆地经过多次构造运动，盆地的沉积中心不断迁移，形成多个生烃中心。燕山中晚期华北盆地温度升高，煤系普遍进入生烃的高峰期，为天然气的聚集成藏提供源岩保障。本区山西组和石盒子组的砂岩和源岩呈互层状，源岩生成的天然气可以直接运移至储层。在充足的天然气供给和有效的封闭条件下，天然气在致密储层中聚集成藏。鄂尔多斯盆地伊盟隆起北高南低，是盆地大部分油气运移的优势指向区。区域上形成伊盟隆起北部常规砂岩含水区、伊盟隆起中南部低渗砂岩气水过渡区、陕北斜坡致密砂岩含气区，呈现气水倒置的现象［14］。

2.2 川西坳陷—超致密砂岩含气区

2.2.1 成藏条件

川西坳陷位于扬子地台西侧，为龙门山推覆构造带的前缘。坳陷西部靠近物源区，沉降中心与沉积中心基本一致，向东逐渐过渡到川中隆起。震旦纪至中三叠世为海相碳酸盐岩沉积，晚三叠世至新近纪为陆相碎屑岩沉积。陆相沉积体系主要有湖泊相、河流相和三角洲相;岩性主要为砂岩、泥岩和煤层。烃源岩厚度大，暗色泥岩厚度一般为300～1000 m，最厚达1400 m，煤层厚度2～10 m，最厚达29 m;有机质丰度高，有机质类型以Ⅲ型为主。坳陷中心发育为海陆交互相的煤系地层，坳陷中心即是生气中心(图2)，生气总量达148×1012m3～397×1012m3［14］。烃源岩热演化史分析表明，上三叠统烃源岩在K1普遍进入生烃高峰期，现今大部分地区尚处于主要生气期，生气强度最高可达200×108m3/km2［15，16］。

图2 川西上三叠统生烃强度等值线图

储集层沉积体系为三角洲前缘和滨湖滩坝;平均孔隙度为2.13% ～6.47%，平均渗透率小于0.01×10－3μm2，局部可达 0.53 ×10－3μm2，铸体面孔率大于10%，薄片面孔率3% ～4%，属裂缝－致密低孔渗型储层［17，18］。储层的致密化开始于印支运动以后，储集层经历了强烈的压实作用和成岩作用，形成低孔渗的致密储层。J时川西坳陷下沉，储层连续发生致密化和超致密化，川西坳陷砂岩储集层的致密化程度较高(表1)。

表1 上三叠统砂岩储集层物性参数统计表［19］

2.2.2 成藏模式

喜马拉雅运动以水平挤压作用为主，使古近纪以前的地层发生强烈的挤压变形，形成许多断裂和局部构造，气藏主要受北东向的断裂和褶皱构造控制。由于天然气不断注入砂岩孔隙，使得孔隙压力不断增高，形成广泛的异常超压区，驱使气体沿着裂缝向低压区运移，在构造的高部位聚集。此外，川西坳陷受龙门山逆冲推覆带的挤压作用，使坳陷的碎屑岩地层和碳酸盐岩地层产生变形，使储层更加致密，泥页岩中的孔隙流体大量排出注入储层，为天然气运移提供驱动力。同时也产生一些可以改善致密储层的裂缝，有利于天然气运移。

2.3 准噶尔盆地南缘——高丰度致密砂岩气区

2.3.1 基本成藏条件

准噶尔盆地是一个具有多沉积旋回的新生代叠合盆地，盆地内油气资源极其丰富。盆地内可划分为三大天然气聚集区:南缘聚集区、环盆1井西凹陷聚集区、环中拐凸起聚集区，其中盆地南缘被认为是致密砂岩气资源最为丰富的区带［20］。

准噶尔盆地南缘气源岩主要是八道湾组和西山窑组的煤系地层和一部分暗色泥岩，有机质丰度极高，主要分布在山前褶皱带和昌吉凹陷。八道湾组煤层厚度达20～60 m，西山窑组煤层厚度达10～30 m。有机质类型主要为腐殖型，有机质丰度相对较高。暗色泥岩中有机碳含量达5.7%，氯仿沥青“A”平均为0.05%，总烃平均达0.31%;煤层中有机碳含量高达65.4%，氯仿沥青“A”平均为 1.86%，总烃平均达0.22%［21］。

盆地南缘低孔渗储层主要有三叠系和侏罗系两套地层。三叠系储集层主要为岩屑砂岩和含砾不等粒砂岩，分选差，储集物性差，其孔隙度一般为2.84% ～9.28%，渗透率＜0.1 × 10－3μm2。喜玛拉雅运动对盆地南缘作用强烈，裂缝及微裂缝较发育，有效的改善了致密储集层的连通性，所以在储层物性较差的条件下发现了齐古小泉沟群油气藏。侏罗系储集层是一套厚度巨大、平面展布广的陆源碎屑沉积体。储集砂体以河流、洪积扇、三角洲及滨浅湖砂体为主，以八道湾组、三工河组、西山窑组和头屯河组的河流、三角洲砂体最为有利，其含砂率多为25% ～50%之间，砂泥剖面配置合理。由于储层砂岩多处于晚成岩作用阶段的混合孔隙发育

带，物性总体较差，孔隙度平均为8% ～10%，渗透率也较低。该区煤系地层与储集层呈互层沉积，加之燕山期二叠系油气大量排出运移期，使得侏罗系成为准噶尔盆地南缘最重要的储集层之一［22］(图3)。准噶尔盆地南缘的地层压力系数普遍大于1.4，属于异常高压，主要是由侏罗系自生自储的性质决定的。侏罗系时盆地南缘煤系源岩大量生烃，大量天然气持续注入储层形成不断增长的膨胀力，造成储层压力的增加。这种异常高压的存在可以产生裂缝，有利于改善储集条件。

新近系安集海河组与下白垩统吐谷鲁群为南缘最好的区域盖层，分布范围广，泥岩单层厚度最大可达100 m，累计厚度为460 m 左右［23－26］。

2.3.2 成藏模式简析

图3 准噶尔盆地侏罗系储层孔隙度分布［22］

中下侏罗统气源岩在新近纪末演化至高成熟—过成熟阶段，现已达干气生成阶段。三排背斜构造带(由于喜马拉雅运动的影响，南缘受到挤压作用，形成三排褶皱带)圈闭形成期与天然气大量生成阶段基本一致。其中，第一排构造带圈闭在燕山期就开始形成，它们位于生烃坳陷的内部或边缘，天然气沿背斜深部的张性断裂运移、聚集成藏。

3 结论

我国主要致密砂岩含气区多分布于前陆盆地、断陷盆地和相对稳定地台;煤层是主要的气源岩，有机质类型主要是腐殖型，储层致密程度差异性强。

鄂尔多斯盆地致密砂岩含气区具有乌审旗和天环坳陷两个主要的生气中心，生气强度大，构造平缓，储层的致密化程度中等。气藏具有明显的气水倒置关系。

川西坳陷致密砂岩含气区为超致密化储层。但该区气源充足，有大量断裂和裂缝的存在，为致密砂岩气藏的形成奠定了基础。

准噶尔盆地南缘致密砂岩含气区气源岩丰度非常高，主要分布在山前褶皱带和昌吉凹陷。优质的生、运、储、盖条件是致密砂岩气藏的保障。此外，该区气藏的分布主要受背斜构造带的控制。

［1］Stephen A H.Tight gas sands［J］.SPE J，2006，(1):86 －93.

［2］关德师，牛嘉玉.中国非常规油气地质［M］.北京:石油工业出版社，1995.60 －85.

［3］杨晓宁.致密砂岩的形成机制及其地质意义——以塔里木盆地英南2井为例［J］.海相油气地质，2005，10(1):31－36.

［4］Philip H N.Pore throat sizes in sandstones，tight sandstones and shale［J］.AAPG Bulletin，2009，93(3):329 －340.

［5］Shanley K，Cluff R M，Robinson J W.Factors controlling prolific gas production from low－permeability sandstone reservoirs:implications for resource assessment，prospect development and risk analysis［J］.AAPGBulletin，2004，(8):100 －102.

［6］Frederic L，Won C P.Porosity reduction in sandstone by quartzes growth［J］.AAPG Bulletin，1986，70(11):1713 －1727.

［7］王金琪.中国大型致密砂岩含气区展望［J］.天然气工业，2000，20(1):10 －16.

［8］Scherer M.Parameters influencing porosity in sandstone:A model for sandstone porosity predication［J］.AAPG Bulletin，1987，71(5):485 －490.

［9］Fanklin Ruiz and Arthur Cheng.OHM Rock Solid Images，Rock physics model for tight gas sand［J］.The Leading Edge，2010，29:1484 －1489.

［10］姜振学，林世国，庞雄奇，等.两种类型致密砂岩气藏对比［J］.石油实验地质，2006，28(3):210 ～214.

［11］Reeves J J.Advancing 3D seismic interpretation methods to find the sweet spots in tight gas reservoirs［J］.Journal of Society of Exploration Geophysicists，2006，(25).

［12］侯洪斌，牟泽辉，朱宏权，等.鄂尔多斯盆地北部上古生界天然气成藏条件与勘探方向［M］.北京:石油工业出版社，2004.

［13］李海燕，彭仕宓.苏里格气田低渗透储层成岩储集相特征［J］.石油学报，2007，28(3):100 －104.

［14］宋岩，洪峰.四川盆地川西坳陷深盆气地质条件分析［J］.石油勘探与开发，2001，28(2):11 －14.

［15］陈昭国.四川盆地川西坳陷深盆气探讨［J］.石油实验地质，2005，27(1):32 －37.

［16］王金琪.早聚晚藏——川西坳陷天然气基本特征［J］.天然气工业，2001，21(1):5 －12.

［17］苏永进.川西坳陷上三叠统天然气成藏主控因素及形成模式［J］.石油与天然气地质，2010，31(1):107 －113.

［18］周江羽，吴冲龙，韩志军，等.川西坳陷天然气成藏条件及成藏模式［J］.四川地质学报，1998，18(2):116 －119.

［19］朱彤，叶军.川西坳陷致密碎屑岩气藏类型划分及特征［J］.石油实验地质，2004，26(6):537 －541.

［20］王屿涛.准噶尔盆地南缘油气成藏聚集史［J］.石油与天然气地质，1998(4):291－29.

［21］陈业全，王伟锋.准噶尔盆地构造演化与油气成藏特征［J］.石油大学学报(自然科学版)，2004，28(3):4 －8.

［22］王红亮，邓宏文，孙德君.准噶尔盆地南缘层序地层特征与有利含气区带预测［J］.石油实验地质，2000，22(4):336－340.

［23］刘得光，杨海波.准噶尔盆地天然气聚集带的划分［J］.天然气工业，1999;19(5):27－31.