致密气岩石物理实验分析方法与测井综合评价技术

分布区间/μ m
孔隙度直方图 60 50
频率（%）
>4
渗透率直方图
100
累积频率（%）
50 40
频率（%）
100
累积频率（%）
80 60 40 20 0 ≤2 2～4 4～6 6～8 8～10 >10 孔隙度（%）
80 60 40 20 0
≤0.01 0.01～0.05 0.05～0.1 0.1～0.2 0.2～0.5 0.5～1 >1
图 例
油田面积气田面积
（一）概述
致密砂岩气定义与标准（SY/T6832-2011）
定义：致密砂岩气是指孔隙度小于10%、原地渗透率小于0.1mD或空气渗透率小于1mD、 孔喉半径小于1μm、含气饱和度小于60%的砂岩中储集的天然气,一般无自然工业产量, 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。
溶蚀粒 内孔
剩余 粒间 孔
孔隙度分量，%
0.12 0.1 0.08 0.06 0.04
XX井
3922.66-3922.80 J1s
XX井， 2931.51～ 2931.68m，J1b
粒内 溶蚀 孔 粒内 溶蚀 孔
0.02 0 0.01
0.1
1Biblioteka Baidu
10 T2谱，ms
100
1000
10000
100000
剩余 粒间 孔
气水识别：致密气储层气水关系复杂、气饱和度低，测井响应 特征复杂，流体性质识别难；
解释模型：致密气储层非均质性强，孔隙结构复杂，岩性、电
性变化大，储层参数定量评价难； 储层评价：致密气储层微孔发育、非达西渗流，储层有效性评
价难；
产能评估：致密气储层纵向结构复杂，多为长井段多层合采， 测井产能等级评估难度大。
多种源储关系
界限明显的常规闭合圈闭 远距离二次运移为主 靠浮力聚集 达西渗流，有自然工业产量 上油气下水，界面明显
（一）概述
低渗透油气藏
致密油气藏
共 性 差 异 性
孔隙度、渗透率低 矿物成分复杂，孔隙类型多样、结构复杂 非均质性强 岩电性质复杂，油层识别评价难度大 无自然产能，都需压裂改造 ……
以三角洲前缘沉积为主 储层岩性主要为细砂岩 孔隙类型以粒间孔、溶孔为主 渗透率一般大于0.3mD，喉道中值半 径一般大于0.1μm 源外成藏为主
2.67
2.61 2.60 2.60 2.60 2.60 2.60
6.4
4.3 4.1 4.0 4.1 4.0 4.0
净覆压和渗透率减小的比率关系图 （（3－28/32），Por=6.4,K=0.21)
100
渗透率减小的比率，%
15 20 25 30
80.50 80
83.36
84.78
68.62
60
分选性及磨圆度
分选性
极好
好
较好
中等
较差
差
极差
粒度上具有多模态结构，分 选性差、较差，磨圆度为次棱、
次圆-次棱，岩石的结构成熟
度低。
(二）致密砂岩储层特征
胶结类型、接触方式
线接触
凹凸接触
80 70 60 50 40 30 20 10 0 凹凸-线 线 点-线 接触方式 线-点 点-漂浮
80 70 60 50 40 30 20 10 0 压嵌型 孔隙-压 嵌型 孔隙-基 底型 压嵌-孔 隙型 孔隙型
以深湖-半深湖相重力流沉积为主 储层岩性为粉砂-细砂岩、泥质粉砂岩 孔隙类型以溶孔、微孔为主 渗透率小于0.3mD，喉道中值半径主要 集中在0.05~0.15μm 源内、源储接触成藏
（一）概述 技术难点：测井面临的挑战
测井采集：致密气储层物性差、流体信息量少，为了正确识别
流体类型和确定储层下限，测井采集精度要求高；


发展测井、录井、取芯、化验分析多信息综合判识技术
发展测井、地质、油藏一体化分析解释思路

技术 措施
高精度数控采集、分类型精细解释、 多信息综合评价
(二）致密砂岩储层特征
跨越7 个数量级的连续谱 “连续谱” 概念的提出 模糊了传统 概念中储集 层和该层的 界限。在此 连续谱中展 示了从常规 碎屑岩储集 层、致密含 气砂岩储集 层、页岩的 孔喉值到微 观液体和气 体分子直径 的连续分布 情况。
致密砂岩
砂岩
最大孔喉直径 主流孔喉直径 中值孔喉直径 平均孔喉直径 中砂
-1
He
H 2O Hg N2 CH 4
细砂 极细砂 粗粉砂 粘土 粉砂 砂
0.0001
0.001
0.01
0.1 1 孔喉直径大小（um）
10
100
1000
(二）致密砂岩储层特征
岩石成分
石英 100 0
石英砂岩 长石质 石英砂岩
09S-1 09S-5 09S-9 09S-13 09S-17 09S-21 09S-25 09S-29 09S-33 09S-37 09S-41 09S-45 09S-49 09S-53 09S-64
1
20
18.84
15
10
0.1
5 0
4.35 0.00
5.80
Por=7.56%,K=0.705md,Swi=39.78% Por=5.79%,K=0.162md,Swi=50.12% Por=4.25%,K=0.014md,Swi=57.82% Por=3.64%,K=0.001md,Swi=78.99% 80 60 40 20 0
相同孔隙度的岩石渗透率可以相差很大,原因:孔隙结构不同,不同大小孔隙及其与 喉道的相互搭配关系是影响渗流能力的主要因素。
(二）致密砂岩储层特征
非均质性强，岩性、电性变化大
I-Sw关系图 F-Φ、 I-Sw呈非线性关系
10 10
阿尔奇线
I 1 1 10 10
1000
I
Sw(%) Sw(%)
100 100
进汞压力
1
0.1 0.01 100 80 60 40 进汞饱和度 20 0
储集砂体毛细管压力大
(二）致密砂岩储层特征
孔隙结构参数特征
最大孔喉半径分布图
16 14 12 10 8 6 4 2 0 15
区间数值
8 6 2 0 1 1 1
0
0~ 0. 5 0. 5~ 1 1~ 1. 5 1. 5~ 2 2~ 2. 5 2. 5~ 3 3~ 3. 5 3. 5~ 4
75
25
岩屑质 石英砂岩 长石岩屑质 石英砂岩
50 25 0 长石 100
岩 屑 质 长 石 砂 岩
长 石 质 岩 屑 砂 岩
50 75 100 0 岩屑
75
50
25
从岩石成分上，岩石类型主要以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主,均以富岩屑为特 点，且具有低成分成熟度、弱溶蚀的岩石学特征。
(二）致密砂岩储层特征
致密砂岩气标准 孔隙度<10% 渗透率<0.1md 孔喉半径<1μm 含气饱和度<60%
致密砂岩气特点
孔隙度低、渗透率低
自然产能低 经过大型水力压裂或采用水 平井等才能产出工业气流
（一）概述 致密气藏聚集特征
序号
1 2
特征
分布特征 储层特征
非常规连续型油气聚集
盆地斜坡、中心等大范围 “连续”分布，局部富集 大规模纳米级储层为主
F- Φ 交会图
100
地层因素F
10
1 1 孔隙度Φ (%) 10 100
(二）致密砂岩储层特征
具有较强的应力敏感性
净覆压和孔隙度减小的比率关系图 （（3 －28/32），Por=6.4,K=0.21)
50
孔隙度减小的比率，%
覆压渗透率与常规渗透率对比
33.03 35.08 36.41
40 30
20
1000
100
毛管压力,Mpa
累积频率（%）
T2截止值分布图(不含哈3井）
18.00 16.00
束缚水饱和度直方图
30 25
频率（%）
10
27.54 20.29 14.49 7.25
100 80 60 40 1.45
20
T2截止值(ms)
14.00 12.00 10.00 8.00 6.00 4.00 2.00 0.00
40
20 0.00 0 0 10 15 20 25 净覆压Pe(MPa) 30 35
35
(二）致密砂岩储层特征
K为0.1-1mD的样品气水相渗曲线
1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 0 20
0.01 100
0 ≤35 35～40 40～45 45～50 50～55 55～60 60～65 65～70 >70 Swi(%)
进汞饱和度，%
岩心号
T2截止值分布范围广，束缚水饱和度高。
(二）致密砂岩储层特征
致密砂岩储层孔隙结构复杂
Por=4.7%,K=0.106md
Por=4.8%,K=0.032md
鄂尔多斯盆地古生界地层简表
地 界 系 层 时 统 上统 上古 生界 二叠系 下统 太原组 山西组 中统 代 组 石千峰组 石盒子组 厚度 (m) 282 300 100 80 致密气 为主 类别
鄂尔多斯盆地油气田分布图
石炭系
下古 生界 奥陶系 寒武系
上统
下统
本溪组
马家沟组
50
1400 920 低渗透
所占比例（%）
所占比例（%）
胶结类型
成岩作用：吼道弯曲，以窄片状喉道，微孔隙为主。
(二）致密砂岩储层特征
孔隙结构参数特征
岩心压汞曲线汇总图
1000 100 10
38 49 7 17 22 30 45 55
40 2 10 19 25 33 47 63
41 4 13 20 27 39 52 64
42 5 14 21 29 44 53 65
间孔
XX井， 3491.99～ 3492.11m，J1b
0.18 0.16 0.14
Por=7.56%,K=0.705md,Swi=39.78% Por=5.79%,K=0.162md,Swi=50.12% Por=4.25%,K=0.014md,Swi=57.82% Por=3.64%,K=0.001md,Swi=78.99%
40 30 20 10 0
30 20 10 0 渗透率（×10-3μ m2）
孔喉半径细小，主要分布在0.05-0.2μm间，孔隙分选性较好，孔喉体积比大，表明 喉道极窄，孔喉配置关系差,储层物性差.
(二）致密砂岩储层特征
孔隙类型多样，储集空间以溶蚀孔隙为主，孔隙结构复杂
XX井，3396.20～3396.37m，J1b层 剩余粒
约占天然气资源量的1/7， 广泛分布于鄂尔多斯、四 川、吐哈、松辽等 10 余个
盆地。
我国致密气资源分布现状图
（一）概述
鄂尔多斯盆地
鄂尔多斯盆地天然气资源丰富， 资源量为10.7万亿方，其中致密气资 源量6.6万亿方，约占总资源量的 61.7%，主要分布在苏里格气田，面 积达5万平方公里以上。
常规圈闭油气藏
圈闭独立，非连续分布 常规储层
3
4 5 6 7 8
源储配置
聚集单元 运移方式 聚集作用 渗流特征 流体特征
自生自储为主，持续生烃
大面积分布的储层 初次运移和短距离二次运移 主要靠扩散方式聚集，压差驱替（生烃增压 +毛细管压力差），浮力作用受限 非达西渗流为主（3个阶段——滞流、非线 性、拟线性），无自然工业产量 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
致密气岩石物理实验分析
方法与测井综合评价技术
前言
致密气(TightGas)也称致密砂岩气，是指渗透率小于0.1 毫达西的砂岩地层天然气，与页岩气、煤层气并为世界公认 的三大非常规天然气。 致密气分布广泛潜力巨大。近年来，随着水平井、体积 压裂改造技术的突破，致密油气已经成为现实接替领域。 我国的致密气具有良好的资源前景，是非常规资源中最为 现实的勘探领域。
汇 报 提 纲
一、致密气储层特点与技术难点 二、致密气岩石物理实验方法与分析建模技术 三、致密气储层地质、测井、工程一体化综合评 价技术 四、下一步需要开展的工作
（一）概述 我国致密气资源分布现状
我国天然气资源量约 为 70 万亿立方米，其中致 密气资源量 12 万亿立方米，
鄂尔多斯盆地 吐哈盆地
36.24
37.75
37.44
10
0.00
围压 (MPa)
10 15 20 25 净覆压Pe(MPa) 30 35
0 0
颗粒 密度 (g/cm 3 )
孔隙 度 (%)
空气渗 透 率 （10-3μm2) 0.210
0.066 0.041 0.035 0.032 0.022 0.019
0
10
89.54 90.97
（一）概述 技术对策及技术措施：
整体解决方案：针对性＋综合性
储层评价
•油气层位置 •油气流动性 •储层描述
钻井
•裂缝发育程度 •原地应力 •岩石力学性质
优化完井
生产
（一）概述 技术对策及技术措施：
技术对策：

发展测量精度高、探测深度大、信息丰度高的高性能测井 发展满足非均质、非线性要求的精细解释模型
砂岩 页岩 致密砂岩
常规砂岩储层>2 μm，致密砂岩储层2 -0.03μm，页岩：0.1-0.005 μm Philip H. Nelson（2009）
(二）致密砂岩储层特征
苏里格致密砂岩在连续谱中的位置
8 光学显微镜 7 6 计算化学 小角中子散射 扫描电镜 压汞
孔喉类型
5 4 3 2 1 0
页岩