致密砂岩油气的内涵

一、致密砂岩气

致密砂岩气(tight sand gas或tight sandstone gas)，又称致密气(tight gas)，通常是指低渗透—特低渗透砂岩储层中，无自然产能，需通过大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气，该定义同样适用于煤层气、页岩气、致密碳酸盐岩储层气(Holditch，2006)。致密砂岩气藏大多分布在盆地中心或盆地构造的深部，呈大面积连续分布，故又称为深盆气藏、盆地中心气藏、连续分布型气藏等。

1.致密砂岩气研究

关于致密砂岩气成藏方面的研究，针对美国的圣胡安盆地，早期称为隐蔽气藏。1950年Silver提到该盆地缺乏边底水且白垩纪地层中普遍含气等重要特征。20世纪70年代，许多研究者对这种特殊类型的气藏进行了多种机理的解释，提出了孤立(孔隙)体圈闭气藏、地层-成岩圈闭气藏、水动力圈闭气藏、水封型圈闭气藏等。1976年在加拿大西部阿尔伯达盆地发现了埃尔姆沃斯(Elmworth)巨型深盆气藏。直到1979年，Masters在对Elmworth、MilkRiver和Blanco气田分析的基础上，提出了深盆气(deep basin gas)的概念。1986年，Rose等在研究Raton盆地时，首先使用了“盆地中心气”(basin center gas)这一术语。1979、1980年Law等、1985年Spencer等对“致密砂岩气”(tight sand gas或tight gas sands)进行了研究。1996年，“连续型气藏”这个概念正式使用(Schmoker，1996)。90年代以后，中国出现“深层气”、“深部气”等概念。

2006年，美国联邦地质调查局提出:深层气(deep gas)、页岩气(shale gas)、致密砂岩气(tight gas sands)、煤层气(coal-bed methane)、浅层生物气(shallow microbial gas sands)和天然气水合物(Natural gas hydrate或Methane clathrate)等6种非常规天然气(unconventional gas)，统称为连续气(continuous gas)。

2.致密砂岩气储层划分标准

(1)国外划分标准

由于不同国家和地区的资源状况、技术经济条件不同，致密气藏的界定尚未形成统一的标准。1980年，美国联邦能源管理委员会(FERC)，根据《美国国会1978年天然气政策法案(NGPA)》的有关规定，确定致密气藏的注册标准是储层地层渗透率小于0.1×10^-3μm²，这个官方定义是用来确定哪些产气井可以获得联邦或各州的税收抵免。Elkins(1981)以地下渗透率0.1×10^-3μm²为界，将储层分为常规储层和非常规储层。Spencer(1985，1989)对致密天然气储层定义为天然气原地渗透率小于0.1×10^-3μm²的含气储层。Surdam(1997)提出:致密气系指产自低渗透致密砂岩储集层(一般孔隙度小于12%，渗透率小于1×10^-3μm²)中的非常规天然气。Stephenetal.(2006)认为，致密气藏是只有经过水力压裂，或利用水平井或多分支井，才能以具有经济价值的产量生产并采出大量天然气的气藏。Philip H.Nelson(2009)将致密砂岩储层标准定为孔喉直径为2～0.03μm。

(2)国内划分标准

国内关于致密砂岩气藏的定义与标准，也没有统一认识。袁政文(1993)认为致密储层是指渗透率小于1×10^-3μm²的碎屑岩储层。关德师等(1995)指出，致密气藏是孔隙度低(＜12%)、渗透率比较低(0.1×10^-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缓慢的砂岩层中的天然气藏。

邹才能等(2010)认为，致密砂岩气是孔隙度＜10%、原地渗透率＜0.1×10^-3μm²或空气渗透率＜1×10^-3μm²、孔喉半径＜1μm、含气饱和度＜60%的砂岩中储集的天然气，一般无自然工业产量，但在采取一定经济条件和技术措施后，可以获得工业天然气产量。

(3)致密砂岩气储层划分参数

渗透率是致密砂岩气储层划分的一个重要参数。实际应用中，渗透率采用了不同的定义和参考值，如地层渗透率、空气渗透率、有效渗透率、绝对渗透率等。实际上地层渗透率与空气渗透率有较大差异，一般含水饱和度增加、上覆地层压力增加都会导致气体渗透率显著降低，岩样在含水饱和度为55%时，空气渗透率仅为干样的1/3～1/7;地层压力为3.5～35MPa时，岩层渗透率仅为克氏渗透率的1/2～1/25。

可见，致密砂岩气藏最重要的参数是地层渗透率(formation permeability)、原地压力(in-situ stress)、含水饱和度和孔隙度。但在许多国家，致密气藏是由流量来定义的，而不是用渗透率来定义;也有学者认为致密气藏的界定，应由许多物理因素和经济因素共同决定。

3.致密砂岩气定义与地质评价方法

(1)致密砂岩气定义

综上所述，致密砂岩气的定义为:覆压基质渗透率≤0.1×10^-3μm²的砂岩气层，单井一般无自然产能，或自然产能低于工业气流下限，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。通常情况下，这些措施包括压裂、水平井、多分支井等。覆压基质渗透率采用不含裂缝岩心(基质)，在净上覆岩压作用下测定的渗透率。

对于测试样品，用不同实验围压下测定的渗透率K_i，除以常规空气渗透率K_o，并进行归一化处理，作出(K_i/K_o)与实验围压p_i的关系曲线，最后采用(K_i/K_o)与p_i的拟合函数，计算净上覆岩压条件下的渗透率。在此基础上，进行覆压渗透率校正:首先，建立测试样品覆压基质渗透率与常规空气渗透率关系曲线;然后，采用拟合函数，将所有岩样的常规空气渗透率校正为覆压渗透率。校正的覆压渗透率与实测覆压渗透率相对误差应控制在10%以内，如果20%以上的样品相对误差超过10%，则需要重新选择拟合函数或者分段拟合。

(2)致密砂岩气评价方法

对于致密砂岩气的评价，分3个层次进行:首先是致密砂岩气井的确定，单井目的层段岩样覆压基质渗透率中值≤0.1×10^-3μm²，单井目的层段试气无自然产能或自然产能低于工业气流下限，经采用压裂、水平井、多分支井等技术后达到工业气流井下限;其次是致密砂岩气层的确定，目的层段所有取心井，岩样覆压基质渗透率中值≤0.1×10^-3μm²，致密砂岩气井数与所有气井数之比应≥80%;最后是致密砂岩气的地质评价，主要包括资源评价、储层评价、储量评价、产能评价四部分内容。

资源评价:在区域地质研究基础上，运用地震、钻井、测井、取心、分析化验、测试等资料进行综合研究，查明区域及盆地演化的构造旋回、区域层序地层格架与沉积体系分布、烃源岩分布，确定主要含气系统、成藏组合和圈闭类型;对全区可能含气系统、远景区带和重点圈闭进行系统评价、风险分析和排队优选;确定天然气聚集有利区，评估资源潜力。

储层评价:在地层层组划分基础上，描述储层岩性、物性、非均质性、微观孔隙结构、粘土矿物、裂缝发育状况、储层敏感性等内容。依据储层物性、孔隙结构、非均质性和有效厚度等指标，综合考虑储集体形态和分布范围，结合产能情况，对致密砂岩储层进行评价。

储量评价:在勘探取得发现的基础上，综合应用各种资料，对致密砂岩气形成主控因素与储量规模进行评价。

产能评价:根据储量规模与储层特征，结合气井生产动态，确定合理产能规模。

二、致密砂岩油

1.致密砂岩油定义

关于致密砂岩油的定义和特征，目前国内、外文献中涉及很少，主要是在一些油藏开发工程技术论文中提到致密油藏的概念。如L.Guan等(2006)在《挖掘成熟致密油气藏加密钻井潜力的快速方法》一文中，提到加密钻井对改善致密油气藏的油气采收率起到了重要作用;李忠兴等(2006)在《复杂致密油藏开发的关键技术》一文中提到，鄂尔多斯盆地延长组超低渗储层具有岩性致密、物性差、孔喉细小、启动压力梯度大、易伤害等特点，垂直于主应力方向水平井和采用水力喷射压裂技术，可初步实现致密油藏的有效开发;BrentMiller(2010)在Unlocking Tight Oil:Selective Multi-stage Fracturing in the Bakken Shale一文中，针对BakkenShale致密油的开发，提出了一系列油藏改造工技术。

从目前的认识与生产实践看，致密砂岩油或称致密油，一般是指夹持在生油岩系中的粉-细砂岩、碳酸盐岩等致密储层中的石油。

2.致密砂岩油研究现状

(1)国外研究现状

致密油正成为全球非常规石油勘探的亮点领域，是继页岩气突破后的又一热点领域。2000年，威利斯顿盆地巴肯(Bakken)致密油开发取得重大突破，日产油7000t，美国媒体称致密油为“黑金”，发现者Findley2006年获AAPG年度杰出勘探家奖。2008年，巴肯致密油实现规模开发，并成为当年全球十大发现之一。威利斯顿盆地面积为34×10⁴km²，跨美、加两国，巴肯组纵向上划分为9个岩性段(图3-1)，单层厚0.5～15m;发育上下两套页岩，厚5～12m，TOC为14%～10%，R_o为0.6%～0.9%;除第四段属常规储层外，其余均为致密储层，2a段为主力致密砂岩油层，云质粉砂岩厚5～10m，孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔，孔隙度为10%～13%，渗透率为(0.1～1)×10^-3μm²;油藏面积7×10⁴km²，油层厚5～15m，埋深2590～3200m，资源量为566×10⁸t左右(据USGS)，油质轻，API为41°～44°。2010年，美国境内致密油生产井有2362口，单井日产油12t，已累计产油3192×10⁴t。

鹰滩(Eagle Ford)致密油，发现于2008年，主要产自与页岩互层的灰岩中，埋深914～4267m，油层厚30～90m，生油岩为鹰滩页岩，储层为鹰滩灰岩，孔隙度为2%～12%，渗透率小于0.01×10^-3μm²，油藏面积约4×10⁴km²，钻井已超过600口。

目前，北美已发现致密油盆地19个，主力致密油产层4套，2009年致密油探明可采储量已达6.4×10⁸t，年产量1230×10⁴t。

(2)国内研究现状

在我国，目前比较通用的概念为低渗透油藏(low permeability reservoirs/pool，low permeable reservoir/pool)，指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油田。

非常规油气地质学

图3-1 威利斯顿盆地巴肯(Bakken)致密油

致密油藏勘探开发一般具如下特征:

(1)储层物性差，基质渗透率低，由于沉积物成熟度低，颗粒细，分选差，胶结物含量高，后生成岩作用强烈，使储层变得十分致密，储层孔隙度低，变化幅度大，大部分为7%～8%。

(2)按成因分为原生低渗透-致密油藏和次生低渗透-致密油藏。一般原生低渗透-致密油藏主要是受沉积作用的影响，沉积物粒度细，泥质含量高，分选差，以原生孔为主，储层大多埋深较浅，未经历强烈的成岩作用改造，岩石脆性低，裂缝不发育，孔隙度较高，而渗透率较低，多数为中高孔低渗型。次生低渗透-致密油藏主要是各种成岩作用改造的结果，这类储层原是常规储层，但由于压实作用、胶结作用等，大大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留较少，形成致密层。

(3)孔喉半径小，毛细管压力高，原始含水饱和度较高，一般含水饱和度为30%～40%，个别高达60%，原油比重多数小于0.85，地层黏度多数小于3mPa·s。粘土矿物含量高，水敏、酸敏、速敏严重。

(4)油层砂泥交互，非均质性严重，由于沉积环境不稳定，砂层的厚度变化大，层间渗透率变化大，有的砂岩泥质含量高，地层水电阻率低，给油水层划分带来很大困难。

(5)天然裂缝相对发育，由于岩性坚硬致密，存在不同程度的天然裂缝系统，一般受区域性地应力的控制，具有一定的方向性，对油田开发的效果影响较大，裂缝是油气渗透的通道，也是注水窜流的条件，且人工裂缝又多与天然裂缝方向一致。因此，天然裂缝是低渗透砂岩油田开发必须认真对待的因素。

(6)油层受岩性控制，水动力联系差，边底水驱动不明显，自然能量补给差，多数靠弹性和溶解气驱采油，油层产能递减快，一次采收率低，只能达到8%～12%，采用注水保持能量后，二次采收率可提高到25%～30%。

(7)由于渗透率低，孔隙度低，必须通过酸化压裂投产，才能获得经济价值。

(8)由于孔隙结构复杂，喉道小，泥质含量高，以及各种水敏性矿物的存在，导致开采过程中易受伤害，损失产量可达30%～50%。因此，在整个采油过程中，保护油层至关重要。

目前，我国在长庆、大庆、吉林等油田都开展了低渗透-致密油藏的勘探开发。长庆油田在鄂尔多斯盆地已成功开发了渗透率仅为(0.5～1.0)×10^-3μm²的低渗透油藏，单井产油量达3～4t/d。