致密砂岩气藏读书总结
本次对于致密砂岩气藏的文献阅读主要从致密砂岩气藏的概念、分类、气藏特征、成藏要素、成藏机理以及国内外不同盆地致密砂岩气藏的特点等方面进行的，总结如下：
1.致密砂岩气藏的概念
国内外学者对致密砂岩气藏的定义与很多，其共同特点是储层致密，孔隙度渗透率很低。国内普遍认可的定义为：致密砂岩气是指孔隙度低(<12%)、渗透率比较低(1×10-3μm2)、含气饱和度低(<60%)、含水饱和度高(>40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气（关德师，中国非常规油气地质，1995）。
2.致密砂岩气藏的分类
致密砂岩气藏根据产状分类可分为致密深盆气、致密根源气、致密连续型砂岩气。通过阅读学习发现，对于致密砂岩气藏比较合理的分类方式是按照气藏的成因进行分类，根据有机质大量生、排烃时间与储层致密化时间的关系可将致密砂岩气藏分为三大类：“先成型”深盆气藏、“后成型”致密砂岩气藏、后期改造复合型砂岩气藏。
“先成型”深盆气藏是指有机质大量生排烃时间晚于储层致密化的时间，即储层先致密后成藏。“后成型”致密砂岩气藏与“先成型”相反，是储层先成藏后致密，可见，“先成型”早期属于常规气藏，也称为常规致密砂岩气藏，根据圈闭类型可分为：致密构造类砂岩气藏和致密岩性类砂岩气藏。第三类后期改造复合型致密砂岩气藏是指早期形成的致密类油气藏受到构造变动改造后形成的、地质特征可能完全不同的一种新类型的油气藏或者致密常规型油气藏与致密深盆型油气藏在地史过程中叠加复合而形成的致密型砂岩类油气藏。
3.致密砂岩气藏地质特征：
（1）储层致密，储层孔隙度低，一般都在12%以下；储层渗透率低，一般都在1×10-3μm2以下。
（2）致密砂岩气藏埋深变化范围大，分布面积较大。
（3）储量规模大，但储量丰度低，产能低、开采难度大。
（4）油藏压力特征复杂，既有异常高压又有异常低压。一般的，深盆气藏随着成藏演化由异常高压变为异常低压。
（5）气水关系复杂，既有上气下水，又有下气上水，汽水边界不规则。
不同类型的致密砂岩气藏其特点也有不同，特别的，“先成型”深盆气藏地质特征比较特别。
深盆气藏最本质的特征为：天然气被圈闭在地层下倾方向或盆地中心区域；含气区域内的各地质体孔隙均含气而少含水。另外，深盆气气水关系为下气上水型，无明显的边水和底水，气藏形态不受构造控制；深盆气藏的地层压力异常，在主要盆地深盆气藏中，加拿大阿尔伯塔盆地和中国的鄂尔多斯盆地、吐哈盆地属于异常低压，美国的绿河盆地和红沙漠盆地以及中国的四川盆地都属于异常高压，研究表明在天然气充注和深盆气藏的形成过程中，它们的压力显现出正异常；在盆地上升剥蚀或深盆气成藏作用停止过程中，它们的压力显现出负异常。深盆
气藏的源岩主要为煤系地层，以海陆过渡相煤系地层为主，有机质丰度高、演化程度高。
然而，常规致密砂岩气藏主要特征还是储层致密，有正常的气水关系，气藏受构造控制，与常规气藏特点相当。
4.成藏条件
致密砂岩气藏聚集成藏的三个有利条件为：
（1）大范围、供气充足、供气速率高的烃源岩；
（2）大面积发育的低孔、低渗连片啥演出集体；
（3）气源、储集层、封闭体与构造条件有利匹配。
对于深盆气藏其成藏条件比较特殊，要求比较严格。深盆气藏的成藏条件主要为：
(1) 气源条件要求源岩有机质含量高、干酪根类型以Ⅲ型为主、演化程度高、分布面积大、厚度大等,而且更关键的是生、排气高峰出现的地质时代较晚且持续时间较长,乃至现今仍有较强的生气能力,这是深盆气藏动态圈闭具有一定规模并能保存至今的最重要的物质保证，一般气源岩为煤系地层。
（2）储层条件深盆气藏储层构造稳定，地层倾角较小，并且最重要的是，气源岩与储层紧密接触，源、储互层有利于深盆气藏聚集成藏。
（3）盖层条件应具有良好的顶、底封盖，顶部封盖可以不是常规意义上的盖层，亦可为水封盖——储层中气水界面处的力平衡界面(气体热膨胀力+气体浮力=毛细管力+静水压力)。
（4）运移条件深盆气藏一般为近源运移，运移距离短，压实作用和气体生烃膨胀力则成为其运移的主要动力,致密砂体内的天然气运移的动力来自于气体本身的膨胀力,即天然气充注的强度,;而气水之间的毛细管压力和天然气藏上覆的地层水柱压力构成了天然气运移的主要阻力。常规天然气藏气水的排驱过程服从置换式原理，天然气的赋存空间与气源岩相隔一定的运移距离且富集于孔渗性较好的储集层中；但对于深盆气藏水的排驱过程服从活塞式原理。
（5）圈闭条件深盆气藏圈闭类型主要为生烃补给与散失平衡的动态圈闭,动态性特征较强,在深盆气藏圈闭的内部通常发育一些相对高孔渗的砂体(甜点)形成一些圈闭类型,一般以岩性圈闭、成岩圈闭、裂缝圈闭为主。
（6）保存条件由于天然气的扩散作用影响，起源的供气量大于等于天然气的散失量，有利于天然气的保存，并且构造稳定，没有断层裂缝影响。
5.成藏机理
常规致密砂岩气藏是烃源岩排烃高峰期时储层为常规储层，储层孔隙较大，其成藏机理同常规气藏，即天然气由扩散作用从源岩层运移到储集层，在储集层中通过裂缝、断层等优势运移通道在构造、岩性等圈闭中聚集成藏。由于重力分异作用形成上气下水的形态。之后由于成岩作用和构造挤压等使储层致密化，形成致密砂岩气藏。
深盆气藏形成于储层致密化之后，有机质排烃时储层已经非常致密了。深盆气藏成藏机理国内外有不同的观点，随着研究的深入Gies的“气驱水”得到较多的认同，在气驱水的过程中浮力几乎不起作用，气体从源岩不断充注形成较大的气体膨胀力，当膨胀力大于毛细管力和静水压力时，气体驱动水向地层上倾方向运动，当达到物性较好的部位时，由于孔喉变大，浮力成为主导因素，气体穿
过界面而逸散，气藏达到最大规模，形成了气水倒置的气藏。力平衡方程（P e=P w+P c）决定着深盆气圈闭的分布范围，物质平衡方程控制着圈闭内的实际含气范围。
复合型致密砂岩气藏它是由多种致密气藏组合而成或者致密砂岩气藏由于构造作用的剖坏而形成的一种其他气藏，其形成机理就比较复杂。
对于成藏机理的分析主要侧重于有机质生排烃史与储层致密演化史的匹配关系研究。成藏演化史研究要靠埋藏史、流体包裹体等研究方法；而储层的演化史要通过对储层岩石特征、成岩作用、成岩序列、研究得出储层致密化的成因机理以及储层致密化的时间。
6.成藏模式
对于致密砂岩气藏的特点、成藏条件、成藏机理等分析可得出致密砂岩气藏的成藏模式。根据“先成型”深盆气藏发育的构造背景及形态,可将其分为3种成藏模式:1)凹陷中心对称
分布成藏模式;2)前陆侧缘斜坡分布成藏模式;3)构造斜坡分布成藏模式。划分三个成藏演化阶段1）深盆气孕育阶段，此阶段储层发生致密化；2）深盆气形成阶段，源岩开始大规模排烃，盆地为异常高的地温和压力；3）深盆气萎缩阶段，天然气充注结束，盆气为异常低压和低地温。将“后成型”致密气藏成藏模式概括为“早常规—晚改造”复式成藏模式，也分三个阶段，1)原生常规储层天然气聚集阶段；2)储层致密化改造阶；3)复式成藏阶段。
7.致密砂岩气藏的分布
致密砂岩气藏在很多国家都已发现，致密砂岩气藏几乎在世界范围内各个产气盆地的低渗透含气层中都存在，全国第二轮天然气资源评价结果表明,我国陆上天然气资源为30.23×1012m3,其中致密砂岩气资源量占我国天然气资源量的40%左右(约12×1012m3)。致密砂岩气藏主要集中在北美、欧洲和亚太地区。国外所开发的大型致密砂岩气藏主要以深盆气藏为主，主要集中分布在加拿大西部和美国中西部。加拿大主要为阿尔伯达盆地的致密砂岩气藏，美国的致密砂岩气藏分布在大绿河盆地、丹佛盆地、尤因塔盆地、皮申斯盆地、拉顿盆地和粉河盆地，其中圣·胡安盆地、怀俄明州的红色沙漠盆地、大绿河盆为美国典型的发育深盆气藏盆地。中国致密砂岩气藏主要分布在中西部盆地，目前已发现的深部致密油气藏主要分布在西部的吐哈盆地、中部的鄂尔多斯盆地和四川盆地以及东部的松辽盆地。致密砂岩气藏分布受很多因素控制，不同类型的致密砂岩气藏控制要素有所不同。
对于常规致密砂岩气藏，主要受烃源灶（S）、古隆起（M）、有利沉积相带（D）、区域性盖层（C）四大因素控制，这些要素的合理组合可以预测气藏发育的位置,T-CDMS为常规致密砂岩气藏的分布模式，如库车凹陷迪娜2气藏。
对于深盆气藏其形成和分布主要受气源岩（S）、有利的沉积相带（D）、力平衡边界（L）、构造平稳带（P）四大因素控制，T-PLDS为深盆气藏的分布模式，如库车凹陷依南2气藏。
复合型致密砂岩气藏，综合上述两种气藏，其形成受烃源灶、古隆起、有利沉积相带、区域盖层、力平衡边界、构造稳定带因素控制，如库车凹陷大北1及周边气藏。
深盆气藏成藏机理研究——
均匀致密储层条件下天然气运聚分析的条件假设
在均匀致密的储层条件下，从储层底部注人的天然气将推动上覆地层水进行整体运动，气水排驱过程服从活塞式运动原理。典型的气水活塞运动，即在细小、均匀等径的单根注水玻璃管或饱含水的亲水性毛细管中，当气体由底部注人其中时，气水界面上较大的表面张力将气体和水分割为两个独立存在的系统，气水之间的势能差无法通过由下向上的垂向传导作用而得到平衡，即气体与水之间无法进行垂向上的位置交换而形成活塞式(图2右)的气水推进过程。为避免考虑天然气在推进过程中的压缩作用，选择理论上不可压缩的原油进行讨论。在活塞式运移模式下，原油不断向上的推进过程需要克服毛细管压力、上覆水压力以及原油自身重力，从单位面积考察，则原油运动的平衡过程满足下式(张金川，1999，2001):
(2)
在等温等压条件下以气代油分析(在气水排驱过程中，天然气的压缩作用可以在其生排烃过程中予以考虑)，则在气水两种介质条件下可以对其排驱过程作出完全意义上的活塞式模型假设。在典型的活塞式气水排驱模型中，对天然气的受力作用分析不需要考虑浮力，主要原因是此时的地层水为不连续相，气水之间无法进行能量传递。
2.3典型深盆气成藏条件下的力学平衡作用
在典型的深盆气成藏条件下，天然气与地层水之间的排驱过程表现为完全意义上的活塞式特点，主要由生烃作用产生的天然气体积膨胀力导致深盆气的聚集规模不断扩大，从而使倒置的气水界面逐渐向上移动。当天然气柱为连续时，天然气在致密储层中的运移和聚集成藏过程需要克服气水界面处的储层毛细管压力、气水界面上覆的地层水柱压力以及天然气自身的重力影响，参照活塞式油水运动平衡方程，可得典型深盆气成藏时的动力平衡方程(张金川，1999，2001):
首先在深盆气藏顶部内界面任取一点分析，则成藏动力平衡方程服从下式:
(3)
需要说明的是，由于致密储层中的气水排区速度非常缓慢，天然气运移时的摩擦阻力可以忽略为零而不予考虑。如果将深盆气藏作为一个整体进行考察，则有下式(张金川，1999，2001):
(4)
式(4)中，pg为源岩生排气所造成的注气压力，它在数值上大于等于深盆气藏内底面上的流体(天然气)压力，由于地质作用过程的长期缓慢性，可以近似认为两者在数值上相等;pg为地层水密度;hg为天然气的存在高度。
若同时考虑地层水动力条件对深盆气成藏的影响(假设盆地动水压头对深盆气气水倒置界面的影响为士△h)，则有:
(5)
该式即为典型深盆气成藏过程中的动力平衡方程，亦可称之为静水柱压力表达式。由于式中没有(pw一Pg)hgg出现，故深盆气成藏在活塞式推进过程中没有天然气浮力作用。从该式还可以看出，深盆气成藏的净运移动力(生烃膨胀力)在数值上等于储层毛细管压力、静水柱压力、静气柱压力以及动水压头之和。在典型条件下，深盆气的成藏形成了底部天然气对上覆地层水的整体推移。
如果以“浮力”形式对深盆气成藏方程进行分析，则在方程两边同时加上h9pwg 并化简，
可得:
致密砂岩气层测井解释方法综述 章雄,潘和平,骆淼,李清松,赵卫平(中国地质大学地球物理与空间信息学院,武汉430074) 2005 致密砂岩气层是指地下含有天然气的,其孔隙度低(一般小于10 %) , 含水饱和度高(大于40 %) 而渗透率(小于0. 1 ×10 - 3 μm2 ) 勉强能使天然气渗流的砂岩层。由于这类砂岩层往往处于深处或盆地的深部,所以又常称为深层致密砂岩气层。美国能源部根据渗透率进一步把致密砂岩气藏划分为:一般性气藏(渗透率大于1 ×10 - 3μm2 )；近致密气藏(渗透率在0.1～1×10-3μm2)；标准致密气藏(渗透率大于0. 05～0. 1 ×10 - 3μm2 ) ;极致密气藏(渗透率大于0. 001～0. 05×10 - 3μm2 ) ;超致密气藏(渗透率大于0.0001～0.001×10- 3μm2)。加拿大的阿尔伯达盆地(又叫西加盆地),美国落基山地区,中国的鄂尔多斯盆地等地区都蕴藏着丰富的天然气资源,同时又都是典型的致密砂岩气田。虽然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有成效的加以开发利用的,主要局限于美国、加拿为数不多的几个国家。 气层的直接识别是测井地质专家们常用的气层识别方法,由于该方法快速、直观、简单易行而受到广泛应用。常用的直接识别方法包括:曲线重叠法和交会图法等。 211 曲线重叠法 三孔隙度曲线重叠法(即:中子孔隙度—密度孔隙度法、中子孔隙度—声波孔隙度法) 是气层直接识别方法中最为常用的方法。中子孔隙度—密度孔隙度法(即:核测井孔隙度差异法) 最早是谭廷栋教授提出的一种适合于深层致密砂岩天然气勘探的有效方法。深层天然气由于埋藏深,储层孔隙度小,核测井(中子和密度测井) 读数的分辨率较低。采用传统的核测井读数差异难以发现深层天然气。核测井孔隙度差异法是将核测井读数转换成核测井孔隙度,在气层由于天然气的存在使得中子孔隙度减小,密度测井孔隙度增大,两者重叠出现负异常。地层含气饱和度越大,重叠区域的差异面积也会越大。 李云省等(2003) 采用中子孔隙度—声波孔隙度法识别气层效果较好。当地层孔隙中含有天然气时,由于天然气含氢量低于水和油,所以气层中子的孔隙度会降低。而由于声波在气层中的传播速度比在油和水中的低,所以气层的声波时差会增大,甚至会出现“周波跳跃”。所以在测井曲线图上含气层的中子和声波
［收稿日期］2012－04－15 ［基金项目］中国工程院重大咨询研究项目 “我国非常规天然气开发利用战略研究”（2011－ZD －19－2）［作者简介］邱中建（1933—），男，四川广安市人，中国工程院院士，长期从事油气地质勘探和石油天然气发展战略研究； E －mail ：dengst@petrochina．com．cn 我国致密砂岩气和页岩气的发展前景和战略意义 邱中建1，赵文智2，邓松涛 1（1．中国石油天然气集团公司，北京100724；2．中国石油勘探与生产分公司，北京100007） ［摘要］根据资源、技术和现状全面分析了我国致密气和页岩气发展的关键因素。从资源品质、类型和政策 等出发，提出我国致密气和页岩气发展路线和三步走的发展前景。系统论述了我国致密气和页岩气发展对 于改善能源结构和保障国家能源安全具有重要战略意义。 ［关键词］致密气和页岩气；关键因素；发展路线；能源安全；能源结构 ［中图分类号］TE132［文献标识码］A ［文章编号］1009－1742（2012）06－0004－05 1前言 世界范围内，致密砂岩气（简称致密气）和页岩 气作为两种重要非常规天然气资源，已经逐渐成为 天然气产量的主要增长点。近年来随着我国天然气 产业的快速发展，致密气和页岩气也得到不同程度 的发展。正确分析我国致密气和页岩气发展的关键 因素，准确把握我国致密气和页岩气的发展路线，对 我国天然气的有序开发利用至关重要， 更对我国能源结构的持续稳定改善和可持续发展意义重大。2 我国致密气和页岩气发展的关键因素2．1我国致密气发展的关键因素 2．1．1储量和产量快速增长 我国致密气早在20世纪60年代在四川盆地就已有发现，但受认识和技术限制，发展较为缓慢。近几 年，我国致密气地质储量年增3000亿m 3，产量年增 50亿m 3，呈快速增长态势（见图1）。至2011年年底致 密气累计探明地质储量为3．3万亿m 3，已占全国天然 气总探明地质储量的40%；可采储量1．8万亿m 3，约占全国天然气可采储量的1/3。2011年致密气产量达256亿m 3，约占全国天然气总产量的1/4，成为我国天然气勘探开发中重要的领域［1］ 。 图11990—2011年我国致密气地质储量、产量增长形势图Fig．1Geological reservoir and production growth trend of tight gas in China 2．1．2资源潜力很大资源调查表明，我国致密气重点分布在鄂尔多 斯和四川盆地，其次是塔里木、准噶尔和松辽盆地，约占资源总量的90%。采用类比法，初步评估我国致密气技术可采资源量为10万亿m 3左右［2］，目前累计探明率仅18%，加快勘探开发进度，仍具有很大潜力。2．1．3关键技术已基本过关 近年来，借鉴世界致密气开采的关键技术，包括 直井、丛式井、水平井分段压裂技术，我国致密气开 发技术取得长足进步。随着大型压裂改造技术的进4中国工程科学
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）×10-3μm2，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13×104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 μm2; 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*103μm2;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0.313μm2;成熟度1.0%~3.6%，源岩分布面积（1.4~1.7）×104㎞2（大于100m），连片砂体面积超过1×104㎞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）×10-3μm2，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0.1×10-3 μm2，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0.5×10-3μm2，埋藏深度4 000～7 000 m，为异常高压气藏，压
致密砂岩气藏读书总结 本次对于致密砂岩气藏的文献阅读主要从致密砂岩气藏的概念、分类、气藏特征、成藏要素、成藏机理以及国内外不同盆地致密砂岩气藏的特点等方面进行的，总结如下： 1.致密砂岩气藏的概念 国内外学者对致密砂岩气藏的定义与很多，其共同特点是储层致密，孔隙度渗透率很低。国内普遍认可的定义为：致密砂岩气是指孔隙度低(<12%)、渗透率比较低(1×10-3μm2)、含气饱和度低(<60%)、含水饱和度高(>40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气（关德师，中国非常规油气地质，1995）。 2.致密砂岩气藏的分类 致密砂岩气藏根据产状分类可分为致密深盆气、致密根源气、致密连续型砂岩气。通过阅读学习发现，对于致密砂岩气藏比较合理的分类方式是按照气藏的成因进行分类，根据有机质大量生、排烃时间与储层致密化时间的关系可将致密砂岩气藏分为三大类：“先成型”深盆气藏、“后成型”致密砂岩气藏、后期改造复合型砂岩气藏。 “先成型”深盆气藏是指有机质大量生排烃时间晚于储层致密化的时间，即储层先致密后成藏。“后成型”致密砂岩气藏与“先成型”相反，是储层先成藏后致密，可见，“先成型”早期属于常规气藏，也称为常规致密砂岩气藏，根据圈闭类型可分为：致密构造类砂岩气藏和致密岩性类砂岩气藏。第三类后期改造复合型致密砂岩气藏是指早期形成的致密类油气藏受到构造变动改造后形成的、地质特征可能完全不同的一种新类型的油气藏或者致密常规型油气藏与致密深盆型油气藏在地史过程中叠加复合而形成的致密型砂岩类油气藏。 3.致密砂岩气藏地质特征： （1）储层致密，储层孔隙度低，一般都在12%以下；储层渗透率低，一般都在1×10-3μm2以下。 （2）致密砂岩气藏埋深变化范围大，分布面积较大。 （3）储量规模大，但储量丰度低，产能低、开采难度大。 （4）油藏压力特征复杂，既有异常高压又有异常低压。一般的，深盆气藏随着成藏演化由异常高压变为异常低压。 （5）气水关系复杂，既有上气下水，又有下气上水，汽水边界不规则。 不同类型的致密砂岩气藏其特点也有不同，特别的，“先成型”深盆气藏地质特征比较特别。 深盆气藏最本质的特征为：天然气被圈闭在地层下倾方向或盆地中心区域；含气区域内的各地质体孔隙均含气而少含水。另外，深盆气气水关系为下气上水型，无明显的边水和底水，气藏形态不受构造控制；深盆气藏的地层压力异常，在主要盆地深盆气藏中，加拿大阿尔伯塔盆地和中国的鄂尔多斯盆地、吐哈盆地属于异常低压，美国的绿河盆地和红沙漠盆地以及中国的四川盆地都属于异常高压，研究表明在天然气充注和深盆气藏的形成过程中，它们的压力显现出正异常；在盆地上升剥蚀或深盆气成藏作用停止过程中，它们的压力显现出负异常。深盆