致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术讲解

致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术（调研报告）编写人：牛宝荣孙占东主要参加人：王幸才王琦莫增敏李元萍杨丹王成辉审核：刘永军吐哈油田公司勘探开发研究院科技信息中心二零零九年三月目录一、致密砂岩油气藏形成机理及特征 (1)1.致密砂岩的形成机制 (1)2.致密砂岩的封闭机理及储层特性 (2)3.致密砂岩油气藏特征 (4)4.致密砂岩气藏的划分 (5)4.1两种气藏成藏特征异同点 (7)4.2两种气藏成藏条件异同点 (8)4.3两种气藏成藏模式及分布规律异同点 (13)二、典型致密砂岩油气藏实例 (14)1.加拿大阿尔伯达盆地深盆气藏 (14)2.美国落基山地区深盆气藏 (15)3.鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏 (16)4.四川盆地西部坳陷的中生界陆相致密砂岩气藏 (17)三、致密砂岩油气藏的勘探技术 (18)1.用屏蔽暂堵技术提高致密砂岩油气层测井识别能力 (19)2.致密砂岩孔隙度计算方法 (23)3.地震裂缝综合预测技术 (26)4.致密砂岩油气层测井评价新技术 (30)5.致密砂岩气层的识别技术方法 (32)6.致密含气砂岩的多参数联合反演预测技术 (35)四、勘探技术现实中的应用 (41)1、屏蔽暂堵技术应用效果（以鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏为例） (41)2、致密砂岩孔隙度计算方法的应用效果（以鄂尔多斯盆地北部下二叠系下石盒子组测井数据为例） (42)3．地震裂缝综合预测技术应用效果（以川西BMM 地区侏罗系沙溪庙组地层为例） (43)4、致密砂岩油气层测井评价新技术的应用效果（以鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为例） (43)5、致密砂岩气层的识别技术方法的应用效果（以鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部陕北富县探区上古生界致密砂岩为例） (45)6、多参数联合反演预测技术的应用效果（以川南须家河组致密砂岩储层为例） (46)五、结论 (49)六、结束语 (51)致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术一、致密砂岩油气藏形成机理及特征1、致密砂岩的形成机制砂岩发生机械压实作用，其孔隙及喉道被粘土矿物、自生矿物次生加大充填而形成网格状微细孔喉结构，具有较高的毛细管压力，由此演化成为低渗透致密砂岩。

在影响致密砂岩形成的诸多因素中，网格状粘土矿物的演化堵塞孔隙形成微细喉道是主要因素，也是前提条件。

在岩石沉积过程中和成岩作用早期，粘土矿物是以蒙脱石或蒙皂石颗粒无序分布于岩石颗粒之间，此时的粘土矿物只是存在于砂岩孔隙部分的空间，并不侵占孔喉通道，对岩石渗透率影响不大。

随着成岩作用的不断加强，粘土矿物从蒙皂石向伊利石、绿泥石转化。

当粘土矿物从以蒙皂石为主转化成伊蒙混层或绿蒙混层为主时，粘土矿物产状将发生较大变化，转化成有序结构，具有基质状、网格状、紊流状等微细结构，并均匀地充填于砂岩的孔隙和孔喉之中，堵塞孔隙和孔喉，使普通砂岩演变成致密砂岩。

根据热演化原理及规律，粘土矿物蒙皂石开始大量向伊利石、绿泥石转化时的成岩阶段是在早成岩的B阶段—晚成岩的A阶段，这时的古地温应大于85℃。

塔里木盆地英吉苏凹陷侏罗系储层就是以低渗透致密砂岩为主。

如在英南2井3410~3510m井段存在致密砂岩，岩性为岩屑细砂岩、含泥岩屑细砂岩及部分粉砂岩，泥质含量较高，平均11.43%，孔隙度为7%~10%，空气渗透率为（0.02~1.0）×10-3μm2。

孔隙类型为残余粒间孔和少量粒内溶孔，粒间孔隙多被伊蒙或绿蒙混层网格状粘土充填。

英吉苏凹陷侏罗系致密砂岩孔喉形状以管束状为主，并且具有很小的孔喉半径，平均0.1872μm，小于0.3μm的孔喉半径占76%，0.3~0.5μm的占24%。

压汞分析资料表明其排驱压力较高，一般大于0.9Mpa，平均为1.196 MPa。

在其之上的水层，排驱压力为0.056 MPa，在其之下的气层，排驱压力为0.221 MPa。

另外，进汞曲线和退汞曲线显示两者的差异较大，表明孔隙的连通性比较差。

2、致密砂岩的封闭机理及储层特性致密砂岩所具有的水锁现象增大了微细孔喉的毛细管压力，当这种毛细管压力大于气体的运移力时，便构成了油气盖层。

水锁效应是致密砂岩成为油气盖层的关键，当孔隙中含有较高饱和度的地层水时，即可在该致密砂岩层的上部或上倾部位形成气藏的盖层。

Shanley等在研究低渗透致密砂岩储层时得出结论，当含水饱和度达到50%时，会产生较高的毛细管压力，这时在盆地中心的上倾部位会形成深盆气、盆地中心气藏的封盖层。

例如，美国的大绿河盆地、圣胡安盆地和加拿大的阿尔伯达等盆地的白垩系地层均存在由致密砂岩作为盖层的气藏。

国内鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地上三叠统和塔里木盆地英吉苏凹陷侏罗系等均存在由致密砂岩构成的盖层。

英南2井区气藏盖层是由致密砂岩微细孔喉所产生的较高毛细管压力来封闭的，这种毛细管压力是致密砂岩成为盖层的关键因素。

Leythaeuser等根据天然气的扩散作用，提出深盆气藏的成藏是一动态平衡过程，即天然气由盆地深部向上运移时，需要克服上部致密砂岩所具有的毛细管压力，当气体的运移力小于或等于上覆致密砂岩的毛细管压力时，天然气得以保存而形成气藏。

当气体的运移力大于上覆致密砂岩的毛细管压力时，气藏中的气体则会向上运移扩散，此时如果有持续的气源供给补充，则可使气藏相对保持一定的压力和储量，这样就形成了动态平衡的气藏。

根据这种动态平衡原理，对盆地中心气藏、深盆气藏和持续聚集型气藏的致密砂岩封闭机理及油气运移成藏原理等可作进一步分析。

天然气从生油气层向上运移进入圈闭及后期扩散要经历三个过程，即气体连续相、气体隔离相和气体游离扩散相。

气体连续相（低渗透砂岩储层）天然气经运移通道进入孔隙度渗透率相对较好的储层中（致密砂岩中的“甜点”），气体以连续相存在，形成气藏充注保存部分。

气体隔离相（致密砂岩盖层）当气体运移到较好储层上部的致密砂岩段时，由于微细的孔喉通道和水锁效应，使得气体的运移力小于或等于运移阻力，不能将微孔隙中的束缚水排替出去，因而被隔离在微孔隙中，形成气体隔离相，即气藏相对封隔部分。

气体游离扩散相（常规砂岩储层）气体进入隔离相后，上覆地层压力的进一步增加、致密砂岩储层孔隙的进一步减小以及地层温度的增加等因素使气体的运移力进一步增加，部分气体得以扩散到致密砂岩层之上的较好储层中，形成气体游离扩散相，这种上部储层一般以含气水层为特点。

Keith等通过对美国大绿河盆地白垩系低渗透气藏的研究，提出了致密砂岩低渗透储层在不同含水饱和度情况下，其相对渗透率、毛管压力、束缚水饱和度和储层产流体性质的关系。

在致密砂岩地层中，当含水饱和度在50%以下时，束缚水饱和度比较低，储层以产气为主；当含水饱和度在50%~90% 区间时，具有较高的束缚水饱和度，此时，储层不产气也不产水，反映为渗透率瓶颈(具有盖层性质)；当含水饱和度大于90%以上时，由于束缚水饱和度很高，致密砂岩储层仅微量产水。

致密砂岩地层具有较宽的含水饱和度范围处于气体和水的渗透率瓶颈区，它可以构成区域性的油气盖层，这种性质非常有利于在区域上大范围分布的致密砂岩低渗透储层中寻找大气藏。

3、致密砂岩油气藏特征与常规天然气藏相比，致密砂岩气藏具有以下重要特征：①低孔渗性--国外埃尔金斯(Elkins)方法界定致密层的物性条件是孔隙度小于10%、渗透率小于0.1×10-3μm2。

国内一般将致密砂岩气的储层物性条件界定为孔隙度小于10%、渗透率小于0.5×10-3μm2，赵澄林等根据我国各气田致密砂岩储层特征，将其进一步划分为好(致密)、中(很致密)、差(超致密)3类；②常具地层压力异常--只要气体逃逸速度低于生排烃速度，原生致密砂岩气藏都属超高压，由于盆地后期抬升运动，气藏会逐步变为常压或负压；③气水关系复杂--油、气、水的重力分异不明显，在毯状致密砂层中气和水呈明显的倒置关系，在透镜体状致密砂岩含气层系中一般无明显的水层，致密气藏一般不出现分离的气水接触面，产水不大，含水饱和度高(大于40%)；④深层浅层成藏关系密切--在致密化程度高而晚期构造相对活动地区，高丰度超压天然气侧向运移困难，势必寻求垂向突破，产生烟囱作用，天然气通过断层或裂缝组系，向上运移至浅部物性较好的储层或裂缝系统中形成次生气藏。

4、致密砂岩气藏的划分综合前人研究成果及国内外致密砂岩气勘探开发实际，再依据致密砂岩成藏与构造演化关系特征及其不同成藏规律，将致密砂岩气藏划分为2种类型：(1)“改造型”致密砂岩气藏。

储层致密化既可发生在源岩生排烃高峰期天然气充注之前，也可发生在天然气充注之后。

若储层后期致密,则对早期天然气聚集起着锁闭作用，晚期构造作用形成裂缝使气藏得到活化，以川西上三叠统须家河组(T3x)超致密化、晚期裂缝重组气藏为典型代表；若储层先期致密，则油气成藏主要依赖于晚期构造作用所形成的裂缝系统，以改善致密储层储渗能力，如川西侏罗系红层“次生”气藏(以新场气田为典型代表)、川南受构造复合叠加控制的上三叠统须家河组气藏(以官渡气田为典型代表)，皆属于这种情况。

该类气藏的形成机理基本与常规天然气藏一样，但受后期改造作用影响大,成藏多受构造演化控制(图1)。

(2)“原生型”深盆气藏。

储层致密化过程发生在源岩生排烃高峰期天然气充注之前。

深盆气藏是一种机理类型，可定义为致密储层中与源岩紧密相连存在的气水倒置关系气藏。

与一般致密砂岩气藏相比,其具以下特征(图1): ①有利构造位置为深部凹陷、向斜中心或构造斜坡; ②含气储层段与气源相接、相连或互相包容，气源岩主要为煤系地层,气源丰富; ③储盖一体,致密储层普遍含气; ④上倾方向气水关系倒置，下倾方向无底水。

深盆气成藏不受构造圈闭控制，微弱的构造作用是成藏有利条件，北美地区发现的致密砂岩气皆属于此类，如美国圣胡安盆地布兰科气田和加拿大阿尔伯达盆地西部的埃尔姆沃斯、牛奶河、霍得利气田。

我国对深盆气藏的勘探和认识滞后于国外，目前还处于初期阶段，且我国深盆气成藏条件与国外存在较大差异，虽然我国深盆气藏有利分布区域广泛，但主要在鄂尔多斯盆地上古生界取得较大突破。

4.1两种气藏成藏特征异同点“先成型”深盆气藏要求源藏伴生、源储一体，距离越近越好，直接接触或互层为最佳，天然气为“有根“状态；而”后成型“致密气藏聚集位置与气源岩既可以是近源也可以是远源。

储层致密是2类气藏的共同表征，孔隙度小于12%，渗透率一般低于1×10-3μm2。

不同的是“先成型”深盆气藏成藏时储层物性已经变得致密，而“后成型”致密气藏在气藏成藏时储层并非致密，而是由于受后期成岩演化或构造挤压而变得致密。

2类气藏最大的差异就是二者由于成藏机理的不同而导致的气水关系表征，“先成型”深盆气藏中的流体在剖面上表现为不服从重力分异原理的气、水倒置关系，而且同一储层中从下倾部位的饱含气层向构造上倾方向气水过渡带再向上渐变为饱含水带，气藏无明显的底水和边水，与常规天然气和“后成型”致密气藏的气上水下分布、服从重力分异原理形成了鲜明的对比。