致密砂岩气储层的沉积-成岩成因机理探讨与热点问题

于兴河，李顺利，杨志浩

专家论坛

致密砂岩气储层的沉积-成岩成因机理探讨与热点问题

于兴河，李顺利，杨志浩

（中国地质大学（北京），北京100083）

致密砂岩气与页岩气是当前非常规天然气中的两大主力勘探领域，均为今后10～20年接替常规油气资源的重要来源。无论从对其地质规律的认识，还是从其勘探开发的技术上讲，在未来10年里致密砂岩气比页岩气更为现实。然而，有利储集空间的准确预测已成为当前致密砂岩油气勘探与开发的主要瓶颈，而解决这一问题的核心就是要首先厘清其储层的沉积与成岩成因。从我国典型致密砂岩气田的研究与国外资料的分析可以发现，其沉积时通常具有水动力弱而稳定、沉积速率相对较为缓慢、多为过渡相环境或三角洲沉积产物的特征，多发育在与煤系有关的（薄互层）地层之中，这些因素是形成致密砂岩的必要条件；早成岩期的持续压实是其致密最主要的过程，而盆地的多旋回构造运动所造成的低地温梯度下的复杂埋藏史是促使其致密的充分条件。因而，多旋回的前新生界低温沉积盆地中的异常压力区通常是寻找致密砂岩气的有利区域，而三角洲前缘的薄互层含煤层系砂岩则是其主要的勘探开发层位。在储层的寻找与评价上应重视致密砂岩储层的非均质特点，大力研究其微观孔隙结构变化对渗透率的影响，应用“渗透率盲区”与异常压力数据来辅助评价其产层的优劣，并依此观点提出了我国致密砂岩气今后加强研究与勘探开发的六大战略选区。

致密砂岩储层；沉积环境；成岩作用；储层评价；勘探选区

0　引言

在当前非常规油气发展如火如荼的年代，致密砂岩气作为其中重要的组成部分，已成为今后10～20年接替常规油气资源最重要的来源。2007年世界石油委员会报告中预测致密砂岩气资源量约为114万亿m3，约占全球非常规资源量的70%［1］。美国致密砂岩气开采始于20世纪70年代，截至2013年美国已在23个盆地中发现了900多个致密砂岩气田，可采资源量为13万亿m3，可采储量为5万亿m3，生产井超过10万口［2］。自2008年以来，美国致密砂岩气的产量已连续数年在1 700亿m3左右，约占其天然气总产量的30%，实现了其天然气自给与出口。我国是继美国之后实现致密砂岩气较大规模商业开发的国家之一，2013年致密砂岩气产量已占全国天然气总产量的三分之一以上，年产量超过300亿m3，技术可采资源量为8.8～12.1万亿m3，展现出了很大的潜力。未来我国每年新增探明天然气储量中，致密砂岩气将占40%以上。

然而，随着对致密砂岩储层认识程度的不断提高，其概念也在不断地得到发展和完善。简而言之，致密砂岩储层通常是指孔隙喉道狭窄、连通性差及渗透率极低的岩层［3］，因而致密砂岩油气主要是指依靠常规开发技术难以开采，需通过大规模压裂或特殊采油/气工艺技术才能产出的具有经济价值的油气。当前，致密砂岩气勘探与开发面临诸多亟待解决的问题，归纳起来可分为4个方面：①储层致密的成因机制与成藏机理认识不清；②资源评价标准与方法不明；③渗流模型存在诸多不解现象；④针对性的开发技术与策略不定。优质储层的评价与空间分布的准确预测业已成为当前勘探与开发的主要瓶颈，笔者认为其核心是致密砂岩储层的沉积与成岩成因，在认识上仍存在较多值得商榷与讨论的问题，理清这些认识对今后致密砂岩油气的勘探和开发均具有重要意义。

1　致密砂岩储层研究现状

1.1致密成因的一般性认识

在常规砂岩储层中，有效孔隙度通常只比总孔隙度略低。然而，对致密砂岩储层而言，强烈的成岩作用导致有效孔隙度比总孔隙度要低很多［4］。这是由于致密砂岩的成岩作用改变了原生孔隙结构并减小了平均孔喉直径，从而造成孔喉弯曲度与孤立孔隙或不连通孔隙数目的增加，致使岩石中微观孔隙类型变得更加复杂。砂岩储层的致密是一个非常复杂的过程，往往要受到很多因素的影响。

在2011年的SPE中东非常规油气国际会议上，Shrivastava等［5］应用传统的思维直观地阐述了致密砂岩的成因，并认为造成致密的原因可以分为构造运动、沉积过程及成岩作用。沉积过程是控制原始孔隙的直接影响因素，也是形成低渗储层的基本条件；成岩作用则是形成低孔、低渗的关键。早期的成岩作用与原始沉积环境及其沉积物密切相关，而后期的成岩作用则直接导致了储层的致密或次生孔隙的形成；构造运动在造成温度和压力变化的同时，对异常压力区的形成、成岩阶段以及改造裂缝高渗带等方面产生了巨大的影响。由此可见，众多地质学家对砂岩致密的成因与有利储层的发育仍旧是传统的思维方式，还没有更为新颖的认识与观点。然而，砂体最终能否成为有效的储集体，关键是后期成岩作用对原生孔隙的改造，机械压实作用是致密砂岩储层形成的重要成岩作用之一［6］。以上的观点可以说代表了当前致密砂岩气储层成因的主要认识。因此，对致密砂岩的沉积条件、埋藏史及成岩机理的正确认识则成了评价与预测其有利储层分布的科学依据与热点问题。

1.2致密砂岩储层分类

与常规砂岩储层相比，致密砂岩储层具有特殊的特征，不同学者依据不同的划分原则将致密砂岩储层分为不同的类型。Spencer［7］根据储层孔隙度的大小将致密储层划分为高孔隙度致密储层和低孔隙度致密储层，这种划分与我国大多数学者划分的高孔、低渗和低孔、低渗储层没有本质性的差异。Soeder等［8］依据砂岩中填隙物的特征，将致密砂岩储层划分为3种类型：①由于自生黏土矿物沉淀造成的岩石孔隙堵塞而形成的致密砂岩储层；②由于自生胶结物的堵塞而改变原生孔隙的致密砂岩储层；③由于沉积时杂基充填原生孔隙的泥质砂岩。由此可见，Soeder等主要是在强调填隙物的成因类型，而非不同成岩作用的程度和差异。笔者1997年在研究松辽盆地南部白垩系天然气产层时曾提出，要在综合考虑孔隙度、渗透性及喉道半径的基础上对低渗砂岩天然气储层进行分类［9］。邹才能等［10］从形成机理出发，将致密砂岩储层分为原生沉积型和成岩改造型，又依据宏观沉积背景进一步将成岩改造型划分为2种类型：①陆相成岩改造型，埋藏深度大，多已演化至中成岩到晚成岩阶段；②海相成岩改造型，成岩压实、碳酸盐胶结及黏土发育造成储层致密。关于原生沉积型致密砂岩储层的成因还没有更为详细的解释与实例报导。笔者认为应在此分类基础上，按照不同成岩作用对致密储层的贡献程度将成岩改造型致密砂岩储层分为：①胶结型致密砂岩储层；②压实型致密砂岩储层；③其他成因类型。

2　致密砂岩储层的地质特征

致密砂岩储层具有分布面积较广、埋藏深度较大、成岩演化作用复杂、储层物性差、非均质性强及不完全受制于达西定律等特点，最主要的是单井产能一般较低，通常局部地区发育有“甜点”，利用常规技术难以进行开发。与常规砂岩储层相比，致密砂岩气储层具有以下基本特征。①孔隙度与渗透率均较小，喉道小且改造频繁，连通性差。一般来说，致密砂岩的孔隙度小于10%，渗透率小于0.1 mD［11-13］。②成岩后生作用强烈，次生孔隙占重要地位。致密砂岩通常具有沉积速度相对较慢、成岩过程长的特点。由于成岩历史长且成岩序列复杂，往往压实强烈，后生作用明显，原始粒间孔隙减少较多。据统计，其次生孔隙约占总孔隙的30%～50%［14］。③束缚水饱和度较高且变化较大（45%～70%）。根据鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层束缚水饱和度的分析，束缚水饱和度都在40%以上［15］，而Spencer［16］认为致密砂岩储层的束缚水饱和度为45%～70%。④砂体不发育，一般呈透镜状（主要是指“甜点”）。据统计，透镜体产层的气占致密气总储量的43%［14］，这或许是由于透镜状砂体比薄互层状砂体压实率低及溶蚀作用强的原因。⑤非均质程度高，岩性多样且粒度偏细，自生黏土矿物含量较大，砂泥交互，酸敏明显，驱油效果差，通常伴有裂缝（尤其是微裂缝），层控作用明显。⑥地层压力异常，变化不一，但毛管压力一般较高。在润湿相饱和度达50%的情况下，通过压汞法和高速离心法测得毛管压力一般大于6.9 MPa［17］，气水分布较为复杂（异常高压和异常低压均有可能）。

3　致密砂岩储层的沉积成因机理

沉积环境不仅控制着储层的宏观特性，如储层的厚度、规模及空间展布特征，还在微观上决定了砂岩的粒度大小、分选、结构及填隙物的成分和含量，造成不同沉积环境（沉积微相）下形成的砂体具有不同的原始孔隙度和渗透率，进而又影响了早期或准同生期的成岩作用类型、强度及演化。纵观国内外的相关文献不难发现，致密砂岩储层的形成具有以下4点共同之处。

3.1沉积速率相对较缓慢

致密砂岩一般形成于大面积持续缓慢沉降的环境中，其可容纳空间低，物源供给不足但持续稳定，古地形相对较为平缓。沉积速率相对缓慢是形成较为平缓的水动力能量分异和沉积物大面积均匀分布的主要原因，故多形成于盆地的坳陷期或断坳转换期。

3.2具有明显的互层结构

致密砂岩沉积序列的垂向互层结构通常可分为2种类型：①薄互层，即砂岩和泥岩厚度均为3～10 m，或由更小厚度所组成的频繁互层，含砂率（不含粉砂）多小于30%，而砂（含粉砂）地比则为30%～40%；②砂泥间互，即厚度均为10～20 m的砂岩和泥岩组成的互层，含砂率为30%～40%，而砂地比则多为40%～50%。通常成层性较为明显的碎屑沉积物，尤其是第一类薄互层更容易致密，其特征是总有效厚度大，单层砂体有效厚度中等，一般为3～10 m，垂向上砂泥岩夹煤层的互层结构有利于后期成岩期的充分压实与胶结。如鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系有效厚度为6.3～8.3 m［18］。当砂体厚度增大到一定数值后，随着厚度增加，储层物性并没有明显变好的趋势［19］，即储层物性与砂体厚度无明显的对应关系。

3.3多与三角洲沉积有关

致密砂岩储层的沉积以过渡相环境为主，即多形成于由陆到汇水盆地的过渡带，这种沉积背景更有利于形成砂泥岩夹煤层的互层结构。从公开报道的国内外10多个典型的致密砂岩气田来看，在沉积地质上具有4个共同特点：①均发育在前新生界，即经历了数十个百万年的埋藏；②其沉积环境均与三角洲沉积有关；③埋深均大于2 000 m；④粒度中等偏细。如鄂尔多斯盆地二叠系为河流—三角洲沉积环境，大多为三角洲前缘，砂体多为水下分流河道沉积。其依据是测井与岩心上多为厚度不大的正粒序，难见反粒序，大多为近年来所讨论的浅水三角洲沉积，河口坝不发育。水下分流河道与河口坝的孔渗性能相对较好，如四川盆地须家河组储层主要为水下分流河道砂体和河口坝砂体［20］。

3.4水动力条件弱而稳定

水流能量较低而稳定、搬运距离远、粒度细而分选好以及塑性组分含量相对较高的沉积物，在后期的改造作用下容易形成物性相对较好的致密储层。能量偏低是造成填隙物，尤其是杂基含量相对较高的主要沉积成因。如苏里格气田南区盒8上、下亚段胶结物含量的统计（图1）显示，不同相带或不同微相的沉积作用差异较大，水动力弱，泥质含量高；水动力强，后期钙质相对较多，即粒度过粗或过细的填隙物较多。其中，三角洲前缘平均湖平面之上沉积的硅质胶结物含量明显较高；近源沉积以泥质和黏土矿物胶结为主，而远源则以硅质和钙质胶结为主；河道砂与心滩以钙质胶结为主；漫溢砂和水下分流河道间以泥质胶结为主。这就表明胶结物的形成、分布及含量均直接或间接地受沉积相带控制。

图1　苏里格气田南区盒8段填隙物含量与沉积相带的关系Fig.1　Relationship between cements and sedimentary facies of He 8 member in southern Sulige Gas Field

4　致密砂岩储层的成岩成因机理

众所周知，从成岩作用对致密储层的影响出发，可将其划分为破坏性作用和建设性作用两大类。其中破坏性作用包括压实作用、胶结作用（包括次生加大作用）、压溶作用以及交代作用；建设性作用可分为成岩早期环边绿泥石的胶结作用、溶蚀作用和构造破裂作用。常识性的认识是：①胶结作用和压实作用是砂岩致密的主要机制，溶蚀作用是改善致密储层物性最主要的因素；②储层的异常高压可对压实作用起到抵消作用，即上覆负载与地层高压的平衡。通过大量的实例分析与研究不难发现以下几点是造成砂岩致密的关键成岩条件与地质特征。

4.1煤系地层更易致密

致密储层多为煤系地层，其最大的特点是在同生成岩阶段或早成岩期，即煤系地层埋藏后，植物遗体在浅层的氧化条件下，喜氧细菌的积极参与使其有利于氧化与分解，形成大量的腐殖酸，使地层水很快变为酸性介质（pH值为4～5）。在此条件下，酸性水溶液对砂岩颗粒表面与粒间的泥质和钙质产生溶蚀作用，使其很少保留，碳酸盐胶结物含量少，进而导致后期粒间溶孔的形成缺乏先决条件［21］。由于煤系地层密度低，加上其中的地层水在埋藏的同生成岩阶段就变成了酸性水，因而同生成岩阶段缺乏大量的各类胶结物，只有少量石英加大边或石英自形晶体及高岭石全充填或半充填在孔隙中。因此，煤系地层抗压实程度极低，使其在同生成岩阶段发生强烈的压实作用。从大量的文献统计也同样可看出，大多数国内外致密砂岩气储层或多或少与煤的发育有关。

在中成岩期（Ro为0.5%～0.7%），烃源岩中的有机质脱羧形成大量有机酸，这些有机酸对硅酸盐矿物具有很强的溶蚀作用。在此阶段，储层已受到强烈的压实，大部分原生孔隙已经消失，储层物性普遍变差，再加上煤系地层在成岩早期缺乏大量易溶胶结物，使有机酸水溶液的溶蚀作用受到一定限制，因而只能在原生孔隙保存较多的部位对硅酸盐矿物（如长石和岩屑等颗粒）进行溶蚀，从而形成一定量的次生溶蚀孔隙。此外，由于酸性水溶液必须要有运移溶蚀通道，因此溶蚀作用多发育在不整合面、层序界面以及断层裂缝附近的储层中，而且这些储层中还要保留一部分原生粒间孔隙，这样有机酸性水才有可能进入并发生溶蚀作用。因此，沉积时水动力较强、粒度较粗的有利沉积相带是次生溶蚀孔隙的主要发育区。

晚成岩阶段，大量有机酸水溶液的形成有利于石英的次生加大。在富含石英的砂岩中，强烈的压实和压溶作用使得原生粒间孔隙被石英加大或石英自形晶体充填，因而容易使煤层上、下的砂岩地层形成大规模的低孔、低渗储层，尤其是粒度较细的砂岩互层更易形成致密储层。煤系地层生气潜力巨大、生气高峰期较长的特点可为致密气藏的形成提供充足的物质来源［22］。

4.2经历复杂的埋藏史

通过研究致密砂岩的盆地压实曲线与埋藏史不难发现，大多数盆地经历了早期持续深埋和后期抬升剥蚀浅埋，其持续深埋往往造成强烈的压实作用。从苏里格气田［23］和美国Piceance盆地的埋藏史曲线［24］（图2）同样能看出此特点。而且从国内外所报道的致密砂岩气储层形成的地质年代来看，无一例外均为前新生界地层。由此可见，长期的持续埋藏与压实是砂岩致密的根本性机理。

图2　致密砂岩储层埋藏史曲线（据文献［23］修改）Fig.2　Burial history curves of tight sandstone reservoir

4.3压实作用的强弱决定致密程度

压实作用是造成储层致密化最主要的因素，在成岩作用的每个阶段均有发生（图3）。压实作用的发育程度受多种因素控制，如岩石的组分、砂岩的产状、地层压力大小及胶结作用的发育程度等。强烈的压实作用不但破坏了大部分的原生孔隙，同时也不利于次生孔隙的保存。多数情况下，压实作用造成的砂岩孔隙减少比胶结作用造成的砂岩孔隙减少更为严重［25］。另外长庆油田对鄂尔多斯盆地湖盆中部延长组致密油层的研究也证明了这一特点，这就表明同生成岩阶段的压实程度最大［26］。众所周知，沉积物是先经过压实而后再胶结成岩石的，而压实强度大正是致密砂岩的共性。

图3　苏里格气田南区盒8段致密砂岩的压实现象Fig.3　Compaction happened in the tight sandstone of He 8 member in southern Sulige Gas Field

当上覆地层压力或构造应力超过孔隙水所能承受的静水压力（达2～2.5倍）时，会引起颗粒接触点上晶格的变形和溶解。通常情况下，细砂岩比粗砂岩压溶作用的速度更快［27］，而且其形成的埋深多大于3 000 m。在致密储层的成因研究中，压溶作用主要表现为石英颗粒的压溶，在偏光显微镜下一般为颗粒的凹凸接触，如在苏里格气田南区盒8段较为常见［27］。

胶结作用是使致密储层孔隙度降低的另一个重要因素（图4）。Pittman等［28］的研究表明，当早期填隙物体积分数大于5%时，岩石可以有效地减缓压实作用的继续进行，从而使部分原生粒间孔隙得以保存。胶结作用的成岩效应是堵塞孔隙，但不减小粒间孔隙体积，这与压实作用的成岩效应有所区别［［29-30］。

硅质胶结中最为常见的是石英次生加大和重结晶石英［31］。方解石是最常见的碳酸盐胶结矿物，可以分为成岩早期的连生胶结和成岩晚期的铁方解石胶结，其中成岩晚期的胶结对储层的致密贡献较大。在成岩过程中，长石、石膏、硬石膏及氧化铁等在数量上并不重要，它们对砂岩储层的致密化贡献较小，但对研究成岩演化、推测各种自生矿物的形成与起源具有重要意义。

绿泥石胶结物对致密储层具有多重影响：①在储层遭受强烈压实作用之前，成岩早期的绿泥石环边胶结物占据了一部分的孔隙空间，绿泥石对粒间孔隙起到支撑作用，保存了部分原生孔隙［32-35］，增加了岩石的抗压实能力；②绿泥石环边胶结物的存在降低了压实作用的强度，减少了颗粒的接触面积，从而有效地抑制了压溶作用的发生，同时也抑制了石英的次生加大［36］；③绿泥石矿物具有大量的晶间孔隙［37］，可为后期酸性水的流动提供运移通道，促进溶蚀作用的发生，从而改善储层的孔渗性能［38］；④当绿泥石体积分数继续增加到一定值（3%～5%）时，绿泥石衬边就会占据孔隙，堵塞喉道，从而使储层孔渗性变差，值得注意的是，这一数值在不同井的不同层位具有很大差别。

另外，从致密砂岩的含气情况来看，通过统计与对比苏里格气田南区盒8段致密砂岩中气层与非气层的胶结物类型和含量（表1）可以得出：非气层中黏土矿物、硅质和钙质胶结物体积分数分别为64%，25%和11%；气层中黏土矿物、硅质和钙质胶结物体积分数分别为56%，39%和5%。由此可见，气层中砂岩的黏土矿物及钙质胶结物所占比例要少于非气层。

颗粒之间黏土矿物的相互转化使孔喉结构变得复杂化，并增大了其表征的难度。从鄂尔多斯盆地东南部致密砂岩中各种黏土矿物的垂向分布（图5）可以看出，埋深2 300 m为该地区早成岩阶段与中成岩阶段的分界线，也为无序向有序过渡的转换带。高岭石、伊利石、蒙脱石和伊/蒙混层的百分含量以该转换带为界发生明显的此消彼长的变化，说明颗粒之间的黏土矿物存在相互转化，而这一系列的转化关系都促使储层的孔隙和喉道变小，使孔喉结构变得复杂化。

表1　苏里格气田南区盒8段致密砂岩胶结物统计Table1　The volume fraction of cements in the tight sandstone of He 8 member in southern Sulige Gas Field %

图5　鄂尔多斯盆地东南部石盒子组致密砂岩黏土矿物体积分数、孔隙度与埋深关系Fig.5　Relations of burial depth with the volume fraction of clay minerals and porosity of Shihezi Formation in southeastern Ordos Basin

4.4地温梯度中等偏低

研究地温梯度的变化发现，致密储层多形成于地温梯度偏低的低温盆地或地区，通常其地温梯度小于32.5℃/km。从美国东、西部沉积盆地的地温梯度来看，东部地温梯度（25℃/km）通常要比西部地温梯度（34℃/km）低，这与致密砂岩气在东部阿巴拉契亚盆地、中南部的阿纳达科盆地和东德克萨斯盆地的分布规律相符合，这些盆地地温梯度均较低，大多约为25℃/km［39］。我国鄂尔多斯盆地古生代到中生代地温梯度为22～30℃/km，四川盆地三叠纪古地温梯度通常小于25℃/km［40-43］。这是由于低温环境不利于沉积物的胶结与溶解，而更有利于压实作用的充分进行，即当储层达到一定的埋藏深度，其地温低于正常值时，上覆的静岩压力所造成的压实作用远大于温度对胶结或溶解的加速作用，由此说明高温盆地难以形成致密砂岩储层。

5　讨论

5.1微观孔隙结构的精细刻画应是其主流方向

众所周知，仅利用孔隙度（＜12%）与渗透率（＜0.1 mD）来划分致密砂岩气储层（包括其他非常规储层）是缺乏针对性的，不能真实地反映其地质内涵与渗流的特征。多数学者给出的孔、渗界线大多是经过统计而得出的认识，并没有从其渗流模型给出更为合理的解释。此外，从渗流特征上来讲，低渗致密砂岩储层通常具有非达西低速渗流（“三低一凹”）的特点，即渗透率低、渗流速度低及产量低，同时其压力恢复曲线上具有凹型向上的特征［3］。这就需要对其微观孔隙结构进行研究，值得注意的是它并非等于孔喉半径。从维度上来说，描述致密砂岩等非常规储层的方法有毛管压力曲线法（一维）、图像分析法（二维）和三维孔隙结构模拟法（表2）。虽然各种方法所测的孔隙结构参数基本相同，但是其技术难度和测量精度却差异明显。

表2　非常规致密储层孔喉表征测量技术Table2　Techniques for pore throat characterization of unconventional tight reservoir

对常规中—高孔渗储层而言，描述孔隙结构的核心在于孔喉中值半径与平均孔喉半径，这2个参数与储层的渗透率具有较好的对应关系。然而，对于低渗致密气藏而言，它们与渗透率的相关性较差。近年来众多学者的研究表明：主流喉道半径（累计喉道分布为95%时所对应的储层喉道半径）既可以表征储层孔喉分布特征，又可以准确地反映储层的渗流能力。在对低渗与特低渗致密储层的微观孔隙结构进行评价时，它应是更为科学的评价参数［17］，可以用Katz和Thompson研究的公式近似表示：K≈4.48d2φ2，其中K为渗透率，d为孔喉直径，φ为孔隙度［44］（图6）。根据不同地区岩石的物性参数和油气物理性质的不同，公式中的常数也会发生相应的变化。国内也有学者在此公式的基础上，对其进行了修改，并拟合出四川盆地须家河组砂岩储集层的关系式：lgK=0.89lg（d2φ2）-2.15［45］，其出发点是从上述公式具有对数关系的特点上进行了统计，其相关性较好，具有一定的适用性。

图6　渗透率与孔喉半径的拟合关系Fig.6　Relationship between permeability and pore throat radius

5.2储层非均质性评价应是其勘探开发的优势

对于常规储层而言，不同层次的非均质与其强弱制约着对其的评价与预测，从而影响着油气的勘探与开发；对于致密储层而言，非均质性的存在正是其研究的重点对象与预测有利储层分布的依据。自20世纪80年代美国人第一次将“甜点”这个词用在油气勘探之后，这一名词便开始广泛应用于各类油气储层中，在今天非常规油气倍受关注的年代里，其更被作为其中的非均质体在进行研究。关于“甜点”的定义，国内外学者有着类似却不完全一致的看法。Law认为致密砂岩气藏中的“甜点”是沉积和构造作用所造成的局部高产气区［44］。笔者认为在致密砂岩气的勘探开发过程中，储层“甜点”可以被认为是在砂岩物性整体较差背景下的局部高孔、高渗砂体，并且能够提供较高天然气日产量和持久经济产量的致密砂岩气储层［46］。自此，“甜点”也就成为低渗致密储层研究的主攻方向，进而成为近年来地质与地球物理学家联合攻关的重点对象。“甜点”的确定首先要明确其发育的构造背景和沉积环境，并在相控的基础上，研究其发育的沉积微相，再结合成岩演化阶段来确定有利层位。从成因上来讲，主要是寻找那些呈透镜状产出且成岩作用较弱的各种成因砂体。如在鄂尔多斯盆地，勘探的重点是透镜状河道砂，而非互层状漫溢砂，并结合成岩作用分析砂体的致密性。“甜点”的预测重在宏观非均质性的研究，可利用地震数据刻画其空间分布，用测井资料明确识别标志并分析其内部特点，用分析化验确定其物性特征，而这三者的有机结合是致密储层非均质性未来攻关的重点。

5.3利用束缚水饱和度与“渗透率盲区”评价致密程度

在常规储层中，临界水饱和度和束缚水饱和度基本相等，气水能够流动的含水饱和度变化范围较大。在这种情况下，产水量较低通常意味着储集体是或近似是束缚水饱和的，这是遵循达西定律的结果。然而对低渗透储层而言，其通常为非达西渗流，束缚水饱和度和临界水饱和度明显不同，存在“渗透率盲区”［47］，即含水饱和度很高但也没有可以流动的水。临界水饱和度和束缚水饱和度均较高是低渗透储层的共性，而“渗透率盲区”的大小能反映不同储层的特性。因此，笔者建议采用束缚水饱和度和“渗透率盲区”来作为其评价指标。在低渗透储层束缚水饱和度相同的情况下，若“渗透率盲区”较大，则气体相对渗透率曲线的斜率就会越大；相反，“渗透率盲区”相同时，束缚水饱和度越小，其曲线的斜率会越小。砂岩的致密程度与束缚水饱和度或“渗透率盲区”的大小呈正相关关系。束缚水饱和度和“渗透率盲区”的大小直接影响着对产能的评价与开采方式的选择，如压裂程度与产水状况。

如鄂尔多斯盆地的致密砂岩中就存在3种不同类型的相对渗透率和毛管压力曲线。在粗喉道型储层中，束缚水饱和度低，而“渗透率盲区”较小，是控制储层致密程度的主要因素［图7（a）］；中喉道型储层中，束缚水饱和度与“渗透率盲区”均较大，储层较为致密［图7（b）］；细喉道型储层中，“渗透率盲区”较小，但束缚水饱和度很高，是控制储层致密的关键因素［图7（c）］。

图7　鄂尔多斯盆地石盒子组3种不同类型的相对渗透率和毛管压力曲线Fig.7　Three kinds of relative permeability and capillary pressure curves of Shihezi Formation in Ordos Basin

5.4异常压力的变化为确定气藏的重要参数

通过大量研究与生产实践发现，致密砂岩气藏的压力变化较大，大多为异常低压，少数为异常高压，流体异常压力的变化可反映地下储层内含气性的变化特征。因此，研究不同层位流体压力的变化规律对确定气藏的富气特征具有很大帮助。我国2个典型的致密砂岩气藏压力特征均为异常压力（图8）：苏里格气田的压力为异常低压，而川西坳陷的须家河组气藏为异常高压。美国落基山脉地区最大的天然气田也出现在异常高压区。由此可见，超压区聚集的气体是在低渗岩石中由热成因生成的，气体聚集速度高于散失速度，而在含低压的盆地内则正好相反，通常这些盆地经历了明显的隆起和侵蚀/古温度的变化。尽管有这些后期改造，盆地中心气体的聚集一直在持续，但由于盆地动力学的变化，超压的累积会演变成一个低压累积系统。盆地的动力系统发生变化后，由于气体散失的速度大于累积的速度，再加上温度降低，气体压力可能会降低到低于区域静水压力。因而，结合中美致密砂岩储层主要参数的统计与对比（表3），认为多旋回的前新生界低温沉积盆地中的异常压力区通常是寻找致密砂岩气的有利区域，而三角洲前缘的薄互层含煤层系则是其主要的勘探开发层位。

图8　国内外典型致密砂岩气藏的异常压力特征Fig.8　Abnormal pressure characteristics of typical tight sandstone gas reservoir at home and abroad

表3　中美主要盆地致密砂岩气地质特征参数统计Table3　Geological parameters of tight sandstone gas in the main basins in China and America

6　结论

（1）从国内外致密砂岩气田资料分析与研究可以得出，致密砂岩储层具有埋藏深度较大、成岩演化作用复杂、储层物性差以及非均质性强等特点，其沉积成因主要表现在沉积速率相对缓慢、水动力条件弱而稳定、地层具有明显的互层结构以及多与三角洲沉积有关。这些不同沉积环境下形成的砂体具有特定的岩石组分与物性，从而影响早期或准同生期的成岩作用类型、强度及演化。

（2）致密砂岩储层的成岩作用是其致密的关键，而压实作用的强弱决定了储层的致密程度。砂岩的致密常与煤系地层中的有机酸密切相关，地温梯度中等偏低的盆地，由于经历复杂的埋藏史，使得溶蚀作用受到抑制，更利于储层致密。

（3）对于致密砂岩储层而言，勘探开发过程中应充分评价其非均质性，进行微观孔隙结构的精细刻画，运用束缚水饱和度、“渗透率盲区”及异常压力来辅助评价致密砂岩气储层的优劣。

（4）依据多旋回前新生界低温沉积盆地中的异常压力区，可以指出我国致密砂岩的六大分布区，即松辽盆地中南部的侏罗系—白垩系地层、渤海湾地区中西部的石炭系—二叠系地层、鄂尔多斯盆地中北部的上古生界地层、四川盆地中西部的三叠系地层、准噶尔盆地西北至东南的二叠系—侏罗系地层（尤其是三叠系）及塔里木盆地北部与东北部的石炭系—侏罗系地层，这六大分布区应为我国致密砂岩气现今与未来勘探开发的重要战略选区。

致谢：中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院天然气室的杨勇主任及同仁为本文编写提供了许多帮助，中国地质大学（北京）能源学院的研究生李莹、许磊及李艳然同学帮忙查找了大量的文献，清绘了部分图件，在此一并表示诚挚的感谢！

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（本文编辑：王会玲）

Discussion on deposition -diagenesis genetic mechanism and hot issues of tight sandstone gas reservoir

YU Xinghe，LI Shunli，YANG Zhihao
（China University of Geosciences，Beijing 100083，China）

Tight sandstone gas and shale gas are currently two major unconventional hydrocarbon resources，which will be the significant resources for replacing the conventional oil and gas in next 10 to 20 years.Despite the understanding of geological property，or the technology of exploration and development，tight sandstone gas will be easily realized than shale gas in the next 10 years.However，precise prediction of favorable reservoir space has become a bottleneck for current tight sandstone gas exploration and development.Clarifying the deposition-diagenesis genetic mechanism of tight sandstone reservoir is the key to solve this problem.According to the research on the typical tight sandstone gas fields in China and data analysis abroad，tight sandstone generally deposited under weak hydrodynamic stability and relatively low depositional rate that much developed in coal-bearing（thin bed interbedded）strata of the transitionalenvironments or deltas.Hence，these depositional mechanisms facilitate the requirement of forming tight sandstone. Continuous compaction during early diagenetic stage is the main process for their tight nature.The complex burial historyunderlowgeothermalgradientswhichwere caused by multi-cycle movements of basin is the sufficient condition for forming tight sandstone reservoirs.Therefore，abnormal pressure zones in multi-cycle pre-Tertiary basins with low geothermal are the favorable area for exploring tight sandstone gas.The sandstones with thin interbedded coal-bearing strata in delta front are primary exploration and development intervals.Heterogeneity characteristics of tight sandstone play an important role on reservoir exploring and evaluating.The effect of microscopic pore structure change on permeabilityshouldbestudiedforevaluatingpayreservoirsproperty.“Permeability blind area”and abnormal pressure data were employed for evaluating quality of reservoir.On the basis of this idea，we proposed six prospective areas for tight sandstone exploration and development in China in future.

tightsandstonereservoir；sedimentaryenvironments；diagenesis；reservoirevaluation；prospectingareas

TE122.1

A

1673-8926（2015）01-0001-13

2014-09-18；

2014-10-28

教育部博士点基金项目“沉积盆地斜坡带河流三角洲沉积作用多样性及其储层构型与非均质响应机理”（编号：20120022130002）和国家自然科学基金项目“砾岩结构-成因分类、沉积成岩机理及其岩石物性响应模型”（编号：41472091）联合资助

于兴河（（1958-），男，博士，教授、博士生导师，主要从事沉积学、储层表征建模及油气地质方面的研究和教学工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路29号中国地质大学（北京）能源学院。E-mail：billyu@cugb.edu.cn。