储层研究现状及前瞻

烃源岩发育区控制天然气的分布 蔡希源对川西坳陷研究
指出，四川盆地川西坳陷处于上三叠统的沉积中心和生烃中心[10]。唐 立章等[11]在此基础上对该区进行了深入的研究并指出，马鞍塘组小 塘子组烃源岩有机质类型以Ñ型、Ò型干酪根为主,显微组分含大量类 脂组;须三段、须五段以Ó型干酪根为主,为有机质丰度高(残余有机碳 含量为1.13%-3.47%)、品质好的煤系烃源岩。
有效储渗体对致密砂岩油气藏的影响和预测
有效孔隙发育带是深层致密砂岩气藏稳产的基础。裂 缝发育是天然气高产的关键。
有效储渗体预测技术[10]
一是开展储层精细地质建模,通过细分层系对储层沉积 相、沉积微相进行研究,编制出分层系砂岩分布图,精细刻 画出古河道的分布;同时,结合古构造及其演化研究,搞清古 应力场的分布规律,建立有效储层发育的综合地质模型。 二是以综合地质模型为基础,以多尺度介质正演模拟为桥 梁,以三维三分量地质资料采集、处理、解释一体化为突 破口,开展全方位攻关。
平衡，会导致新生矿物的沉淀和次生孔隙的形成[13]。
图9 胶结作用的镜下特征图
[19]
张哨楠（2008）[20]根据致密储层的致密成因将致密砂岩储 层划分成4种类型： ①自生粘土矿物的大量沉淀所形成的致密砂岩储层 ②胶结物的晶出改变原生孔隙形成的致密砂岩储层 ③高含量塑性碎屑因压实作用形成的致密砂岩储层 ④粒间孔隙被碎屑沉积时的泥质充填形成的致密砂岩储层
构造、沉积、成岩作用控制圈闭的发育与分布 川西坳
陷由于喜马拉雅期构造形变较强,形成了众多局部构造,对早期油气藏 具有很强的调整和改造作用,主要表现在以下两个方面:一是局部构造 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;
二是形成的裂缝系统与相对优质储层相匹配,构成天然气高产、 富集带[10]。 高能沉积相带是岩性圈闭形成的基础[12]。沉积对储层的控制作用 主要表现在对储层空间分布的控制,沉积微相类型直接控制了砂体分 布。致密砂岩储层发育的沉积环境水体能量低，沉积物分选性差，泥 质含量较高，致使原始孔隙度低 [13]。 沉积作用是形成致密储层的最基本因素，决定后期成岩作用的类 型和强度；成岩作用是形成低孔渗储层的关键。致密砂岩形成的早期 主要以沉积作用为主，而中、后期则主要以成岩作用为主[14-15]。成岩 作用研究表明,绿泥石衬垫和溶蚀作用是主要的建设性成岩作用,通过 对长石、岩屑等易溶矿物形成次生孔隙。胶结作用往往是最主要的破 坏性成岩作用，是成岩后期导致孔隙大量减少的主要方式[10、17]。长 岭断陷中部及东部地区储层物性的改善主要依靠有机酸对长石的溶解， 次生孔隙的发育程度取决于气源断裂演化与有机酸充注时间的配置关 系。排酸期一般都早于天然气充注期，烃源岩排出的大量有机酸通过 气源断裂进入储层溶解长石形成次生孔隙发育带，有利于后期天然气 的聚集成藏[17、18]。成岩流体是水岩化学反应的介质和物质迁移的载 体。在一定的温压条件下，孔隙流体化学组分与储层矿物间达到化学
式中:
Φs=kπh/R （3） z Φ=44.6e-010006· （4） R为岩石颗粒直径,mm;k为校正系数。
中国致密砂岩气资源潜力与发展前景
致密砂岩气资源评价方法 [28]
致密砂岩气资源评价方法：国外致密油气等非常规资源评价方法， 主要以建立在成熟的勘探开发数据基础上发展起来的类比法 和 统 计 法 为 主 . 类 比 法 以 美 国ＵＳＧＳ的ＦＯＲＳＰＡＮ法为 代表，即评价单元从等面积的网格到变面积的井控范围；统计法包括 体积法、单井储量估算法（ＥＵＲ）、随机模拟法、发现过程法和油 气资源空间分布预测法等。 中国致密砂岩气的勘探已具备一定规模，通过近期综合分析研究 认为，致密砂岩气资源评价有２个关键环节：一是资源量计算以类比 法和单井控制法为主；二是通过递减法确定技术采收率。基本思路包 括以下４个方面：①通过典型致密砂岩气田的解剖研究，分析各盆地 致密砂岩气成藏主控因素，明确致密砂岩气成藏有利分布范围；②结 合典型致密砂岩气藏解剖，掌握气层基本特征与关键参数；③采用类 比法计算地质资源量；④结合已开发气田递减法确定的采收率，计算 各盆地的可采资源量。
获得了不同埋藏深度下的烃源岩排气量与储层孔隙空间对应关系(表 1)。研究表明,当烃源岩埋藏深度达到2 900m的时候,qe值已经超过了 HcΦ值,由此判定,天然气的饱和门限大约应在2850m深度。
⑶天然气终止门限的预测。鄂尔多斯盆地上古生界储层岩石颗粒多为 中)细砂,含有少量的粉砂,岩石颗粒直径平均为0.25mm [25],束缚水膜 的厚度一般为0.1μ m。另外,储层岩石内含有大量的杂基和胶结物,计 算过程中需要对束缚水的体积进行校正。一般情况下,黏土杂基颗粒 直径小于0.005mm,而且具有吸水膨胀的特性 [26],校正系数可设定为 0~50。根据储层杂基和胶结物的特征[27] ,选定20作为校正系数,则由 式(3)计算出束缚水体积分数为 2.5%,储层孔隙度对应于该值时的深 度是4800m[式(4)],即天然气终止门限为4800m。
中国致密砂岩气资源发展前景
目前中国已经拥有较为成熟的致密砂岩气勘探开发方法和技术， 并在鄂尔多斯、四川和塔里木等盆地取得了一系列重要成果[29],形成 了鄂尔多斯盆地上古生界、川中须家河组和塔里木盆地库车深层三大 致密砂岩气现实区和松辽盆地、渤海湾盆地、吐哈盆地和准噶尔盆地 等四大致密砂岩气潜力区。根据中国致密砂岩气的资源基础和目前的 勘探开发现状，预计在今后相当长一个时期内，中国每年将新增致密 砂 岩 气 探 明 地 质 储量在 （2500～3500）×108ｍ3之间；预计 2015年陆上主要盆地将生产致密砂岩气500×108ｍ3左右，到2020年全 国致密砂岩气年产量有可能达到600×108ｍ3以上，产量将主要集中在 鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地。
储层研究现状及前瞻
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随着勘探程度的不断提高，我国东部油气勘探进入隐藏油气藏勘 探时代 [1]。这就对储层研究提出了更高的要求。 21世纪以来全球油 气勘探重大发现主要集中在被动陆缘深水区、碳酸盐岩、岩性-地层、 前陆冲断带、成熟探区、新地区新盆地及非常规油气藏(场)等7大领域 [2] 。 在20世纪70年代，致密砂岩气藏的勘探生产在北美地区得到快速 发展。目前我国针对非常规油气勘探和开发的研究也取得了重大的成 果。在储层研究方面，开展了沉积相分析、成岩作用类型、成岩相划 分、成岩演化等多方面的研究工作，并且取得了不少新的认识。但在 成岩作用机理特别是相对优质储层形成机制、预测模式等方面的研究 还较为薄弱，今后有待加强。 “纳米油气”是未来石油工业的发展方向。其主要特征是：①源 储共生，致密储集层与油气连续分布；②源内滞留或短距离运移；③ 以扩散作用、分子作用等为主，非浮力聚集；④一般单井无自然工业 产能，需开发纳米油气新技术。由于在纳米数量级上“渗透率”这一 参数已不能准确表示致密岩石的渗透能力，因此，邹才能等提出用储 集层孔隙“连通率”，即纳米级孔喉的连通程度这一新参数来表示[3] 。
非常规油气，尤其是源储共生层系致密油气，资源总 量大，孔喉小，物性较差。近年来，全球非常规油气勘探 取得了重大突破。致密气、煤层气已成为全球非常规天然 气发展的重点领域，致密油成为全球非常规石油勘探开发 的亮点领域，页岩气成为全球非常规天然气开采的热点领 域[7-8]。 全球非常规油气突破，尤其是页岩气突破，带来了重 要启示，对勘探领域的拓展和油气工业的发展产生深远影 响。①突破了传统资源类型：增加资源类型与资源量，常 规勘探中将页岩作为非储集层考虑，忽视了其作为源储一 体型油气聚集的有效资源量；②突破了传统成藏理论：突 破常规储集层下限和传统圈闭成藏认识，证实具有纳米级 孔喉的储集层也能聚集天然气；③突破了传统核心技术： 实现油气勘探开发技术升级换代，带动常规与非常规技术 发展。
传统的研究方法一般以镜质体反射率来确定,但该指标只能定性 地确定排烃期。在此, 姜福杰等建议根据排烃门限理论 [21],应用生烃 潜力法 [22-23]来确定排烃期 。该方法主要是根据烃源岩热解分析数 据,建立生烃潜力演化模型,进而判定烃源岩排烃时期。需要指出的 是,为了使判定的充注门限更为准确,可尽量利用多种地质、地化手 段来综合判别 [24]。
致密砂岩油气藏研究
世界上对致密含气砂岩并无统一的标准和界限，不同 的国家是根据不同时期的石油资源状况和技术经济条件来 制定其标准和界限，目前通常将孔隙度小于 10%、渗透率 小于 0.5×10−3μ m2的储层定义为致密砂岩储层[11]。 致密砂岩储层具有分布面积广、埋藏深度大、成岩演 化作用复杂、储层物性差、非均质性强和不完全受制于达 西定律和浮力驱动的运聚成藏特点,且单井产能低,常规勘 探技术难以达到勘探目的。 近年来,随着勘探技术的进步,在四川和鄂尔多斯的勘 探实践证明了致密砂岩蕴藏有丰富的天然气资源,不仅可 以富集成藏,而且可以形成大型、特大型气田。
成因机理研究
致密砂岩气藏成藏的过程中存在3个关键时刻,分别对应着不同的 孔隙空间流体组成特征和储层性质。(1).天然气充注门限,这一时期,天 然气开始大量生成并排出烃源岩进入储层;(2).天然气饱和门限,对应的 是储层孔隙空间内的自由水完全被天然气所排替,孔隙流体变为天然 气和束缚水两相;(3).天然气终止门限,此时孔隙空间完全为束缚水占据, 自由孔隙空间消失。
致密气藏地质门限的确定
⑴天然气充注门限的预测。依据上古生界烃源岩热解分析资料,建 立了烃源岩排烃模式（如图3），确定出烃源岩的排烃门限深度为 2350m。 ⑵天然气饱和门限的预测。根据天然气饱和门限计算公式[式(1)], 利用鄂尔多斯盆地实测的孔隙度演化模型和排气强度计算公式[式 (2)]。 qe = H c Φ ； （ 1） qe= qe(zt) ·TOC·ρ(zt) · Ht （ 2） 式中： qe为烃源岩排烃强度,106m3/km2；Hc为储层厚度,m; qe= qe(zt) ·TOC·ρ(zt) · Ht；qe(zt)为有机碳排烃率,mg/g; ρ(zt) 为烃源岩密度,g/cm3; TOC为有机碳含量,%;Ht为烃源岩厚度,m; zt为 烃源岩埋藏深度,m。
图5 鄂尔多斯盆地源储共生层系连续型油气聚集剖面
图6 鄂尔多斯盆地上三叠统延长组致密油剖面
图7 鄂尔多斯盆地连续型致密砂岩有和气聚集平面分布
图8 四川盆地龙门山冲断带-川东褶皱带油气聚集类型与特征剖面图
优质储层主控因素
任何沉积储层的形成和发育均受控于沉积作用、成岩作用和构造 改造作用,但这3种作用对不同地区不同层位储层的影响程度则有一定 的差异。控制优质储层发育的因素主要有高能砂体与较低岩屑含量、 部分胶结及溶解作用、构造作用。川西新场气田上三叠统须家河组二 段致密砂岩优质储层控制因素主要有高能砂体与较低岩屑含量、部分 胶结及溶解作用、构造作用[9]。有效孔隙控制了天然气的分布,裂缝控 制了天然气的高产。
常规与非常规储集层油气聚集类型比较
[3]
表3 常规油气聚集与非常规油气聚集特征对比
由于储集层孔喉直径大小和分布不同，常规圈闭油气与非常（准） 连续型油气的聚集机理的关键点也有明显的不同（见图 4）。常规圈 闭油气聚集的关键在于圈闭定型时间与大规模油气排聚时间的匹配关 系（可分为早圈闭型、同步圈闭型和晚圈闭型）。只有那些在油气区 域性运移以前或同时形成的圈闭，对油气的聚集才是有效的 [4-6]。
致密砂岩气资源评价结果
利用类比法对致密砂岩气评价结果表明，中国陆上主要盆地致 密砂岩气资源丰富，有利勘探面积为32×10４ｋm２，致密砂岩气总 资源量为（17.0～23.8）×10１２ｍ３，可采资源量为（8～11） ×1012ｍ3，发展潜力大。其中，鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地须 家河组和塔里木盆地库车坳陷致密砂岩气地质资源量位列前三，分别 为（5.88～8.15）×10 1012ｍ3 、（4.3～5.7）× 1012ｍ3和（2.69～ 3,42）× 1012ｍ3 ，三者总和占全国致密砂岩气总量的75％（2）。