致密砂岩气国内外现状

致密砂岩气研究现状

根据中国近年来发现的大型致密砂岩气藏的开发地质特征，可将致密砂岩气划分为 3 种主要类型。透镜体多层叠置致密砂岩气，以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表。发育众多的小型辫状河透镜状砂体，交互叠置形成了广泛分布的砂体群，整体上叠置连片分布，但气藏内部多期次河道的岩性界面约束了单个储渗单元的规模，导致储集层井间连通性差，单井控制储量低。苏里格气田砂岩厚度一般为30〜50 m辫状河心滩形成的主力气层厚度平均10 m左右，砂岩孔隙度一般4%- 10% 常压渗透率为（0.001〜1.000 ）X 10-3卩m2含气饱和度55%〜65% 埋藏深度3 300〜3 500 m异常低压，平均压力系数0.87，气藏主体不含水。鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏，鄂尔多斯盆地构造简单稳定。成熟源岩面积13X104平

方千米，烃源岩成熟度0.6%~3%，砂岩平均孔隙度8.3% , 平均渗透率小于1*103

2

卩m;

四川盆地上三叠统须家河组平均孔隙度 4. 77% ,平均渗透率小于1*103卩m；为致密-超致密砂岩储层，储层总体表现为低孔低渗高含水，强非均质性的特征。

孔喉直径均值0.313卩m；成熟度1.0%~3.6%源岩分布面积（1.4~1.7 ）X104如2 （大于100m，连片砂体面积超过1X 104如2,砂体普遍含气，以川中地区须家河组气藏、松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为代表的多层状致密砂岩气，砂层横向分布稳定。川中地区须家河组气藏发育 3 套近100 m 厚的砂岩层，横向分布稳定，但由于天然气充注程度较低，构造较高部位含气饱和度较高，而构造平缓区表现为大面积气水过渡带的气水同层特征。须家河组砂岩孔隙度一般为4%〜12%，常压渗透率一般为（0.001〜2.000 ）X 10-3卩m2埋藏深度为2 000〜3 500 m，构造高部位含气饱和度55%〜60%，平缓区含气饱和度一般为40%〜50%，常压—异常高压，压力系数1.1 〜1.5。长岭气田登娄库组气藏砂层横向稳定，为砂泥岩互层结构，孔隙度4%〜6%常压渗透率一般小于0.1 X 10-3卩m2天然气充注程度较高，含气饱和度55%〜60%，埋藏深度 3 200 〜 3 500 m ，为常压气藏。

块状致密砂岩气，以塔里木盆地库车坳陷迪西1井区为代表，侏罗系阿合组厚层块状砂岩厚度达200〜300 m,内部泥岩隔夹层不发育，孔隙度4%〜9%常压渗透率一般小于0.5 X 10-3卩m2,埋藏深度4 000〜7 000 m，为异常高压气藏，压力系

数1.2〜1.8，储量丰度较高。

吐哈盆地山前带侏罗系水西沟群烃源岩第三纪早期埋深大于3000，底层温度达到90°C,烃源岩成熟度为0.7%~1.3%储集层孔隙度一般6% ~ 9%,渗透率一般小于0.

05 X 10- 3 ~1 X 10- 3卩吊,已发现天然气藏成熟度0.58%~0.93%。一类储层以辫状河三角洲前缘水下分流河道粗、中砂岩为主，发育天然裂缝，以粒间孔-溶孔为主要储集空间排驱压力小于0.5mp,最大进汞饱和度可达55%二类气层以辫状河三角洲前缘水下分流河道粗、中砂岩为主，以溶孔为主, 排驱压力0.5~1.0mp，最大进汞饱和度40%~60%主要位于断背斜带气藏和斜坡带气藏。三类气藏一辫状河三角洲前缘分流河道中细砂岩为主，以溶孔为主, 排驱压力大于1.0mp,最大进汞饱和度小于40%泥质含量较高。

松辽盆地深层砂岩孔隙度4. 0% ~5. 5%、渗透率0. 06 X 10- 3卩m ,砾岩孔隙度大于等于2.7%、渗透率大于等于0.05 X 10-3卩m。连片砂体面积一般300~500

km2,砂体爹和面积9520如2,源储一体、大面积叠置接触、自生自储，致密砂岩气藏发育良好。

国外致密砂岩气研究现状致密含气砂岩层在世界上很多含油气盆地都有分布，但目前对这种资源进行卓育成效地加以开发利用的，主要局限于美国、加拿大等为数不多的几个国家。由于中美致密砂岩气发育的盆地背景、构造演化与沉积充填作用等方面存在差异，造成中美致密砂岩气的基本地质特征主要差异为沉积环境和储层特点。一是美国以海相—海陆过渡相为主、中国以陆相与海陆过渡相为主; 二是不同的沉积环境与构造演化特征是致密气源岩特征有别的主要原因; 三是美国致密砂岩储层分布稳定、厚度大，孔隙度较高，中国致密砂岩储层非均质性较强，厚度相对较小。中美致密砂岩气的主要差异性之一是沉积环境不同。美国落基山地区白垩系储层主要发育于前陆盆地背景的海相与海陆过渡相聚煤环境。而中国致密砂岩气发育背景多样，以陆相与海陆过渡相为主，如鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系为陆表海的河流—三角洲沉积环境，四川盆地须家河组为海陆过渡相—陆相前陆盆地，库车坳陷为白垩系—古近系的陆相前陆盆地以及东部白垩系—古近系的断陷盆地等聚煤环境中美致密砂岩气源岩的主要参数特征不同，主要影响因素是沉积环境与构造演化。分析认为，美国落基山地区优越的海相—海陆过渡相聚煤环境、中—高适度的热演化程度、高生烃强度与晚期持续生气充注成

藏等特征，为该地区致密砂岩气的形成提供了有利条件。中国诸多盆地虽然不乏煤系源岩条件，但是受沉积环境、源岩厚度、热演化程度与构造作用等因素的影响，在勘探实践中，应围绕生气强度相对较高与成藏条件好的地区寻求发现。中美致密砂岩储层分布的性质有所差异。致密砂岩气储层的发育与展布，受沉积环境和盆地性质控制。美国致密气储层分布稳定、厚度大，中国致密气储层非均质性强、厚度相对较小。美国皮申斯盆地梅萨默德群以海陆过渡相三角洲沉积为主，砂体以透镜状展布为主，气层累计厚度超过600 m，饱和气连续分布，含气面积超过1万km2;南部的圣胡安前陆盆地梅萨默德群以河流相与三角洲分流河道沉积为主，砂体呈透镜状展布，砂岩有效厚度大（24 m），含气砂岩面积410 km2，纵向多层叠置。中国鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系为陆表海缓坡沉积环境的三角洲与分流河道席状砂，透镜状与层状砂体共生，砂体有效厚度为6. 3〜8 .3 m含气砂岩面积1 716〜6 748 km2;四川盆地须家河组须二段为海陆过渡相三角洲沉积，须四、须六段致密气砂体为前陆盆地性质的河道砂和水下分流河道砂体，呈透镜状，砂体有效厚度大（10〜34 m），含气砂体面积200〜656 km2因此，相比而言，美国致密气储层分布相对稳定、厚度较大。

异常压力异常高压或异常低压是中美致密砂岩气储层的普遍现象，但是导致异常压力的原因存在差异。北美落基山地区致密砂岩气储层普遍具有异常高压，压力系数一般为1. 4 〜 1 . 7 ，压力系数最高达1. 94，具有明显的起压深度（ 2 400 〜 2 740 m），导致异常高压的主要原因是具有活跃的烃类生成、高的烃柱和高地形的补给区引起的承压状态。中国致密砂岩气储层在鄂尔多斯盆地为异常低压，平均压力系数为0. 85 〜0 . 95，气藏负压主要是抬升剥蚀和气水密度差引起。四川盆地、库车前陆盆地与渤海湾断陷盆地为异常高压，压力系数分别为 1. 2 〜 1 . 5，1. 5 〜1 . 8 和1. 2 〜1 . 4。其中，四川盆地须家河组虽然

普遍具有异常高压，但是没有统一的起压深度，压力系数随埋深而增大，导致须家河组致密气层压力增大的原因除了烃类生成、欠压实作用和构造作用外，还包括岩石致密化导致储层孔隙体积缩小。

美国落基山地区致密气藏在盆地中部为气水倒置，盆地斜坡区无明显气水界面的现象; 自盆地向斜坡区气、水含量百分比呈逐渐过渡趋势，气含量减少、水

含量增加。中国致密砂岩气储层气水关系受强烈的储层非均质性和构造作用等因素影