致密砂岩油气的内涵

致密砂岩气又称致密气，通常是指低渗透到超低渗透砂岩储层中没有天然产能，只有通过大规模压裂或特殊采气技术才能产出具有经济价值的天然气。这个定义也适用于煤层气、页岩气和致密碳酸盐岩储层气(Holditch，2006)。致密砂岩气藏多分布在盆地中心或盆地构造深部，大面积连续分布，故又称为深盆气藏、盆地中心气藏和连续分布气藏。

1.致密砂岩气研究

美国圣胡安盆地早期对致密砂岩气藏形成的研究称为隐蔽气藏。Silver在1950中提到，盆地缺乏边底水，白垩纪地层普遍含气。20世纪70年代，许多研究者对这种特殊类型的气藏给出了各种解释，提出了孤立(孔隙)气藏、地层-成岩气藏、水动力气藏和水封气藏。1976在加拿大西部的阿尔伯塔盆地发现了埃尔姆沃思巨型深盆气藏。直到1979，Masters在对Elmworth、MilkRiver、Blanco气田分析的基础上提出了深盆气的概念。1986年，Rose等人在研究Raton盆地时首次使用了“盆地中心气”这一术语。1979、1980劳等人和1985斯潘塞等人研究了“致密砂岩气或致密气砂岩”。在1996中正式使用了“连续气藏”的概念(Schmoker，1996)。90年代以后，中国出现了“深层气”和“深层气”的概念。

2006年，美国联邦地质调查局提出:深层气、页岩气、致密气砂、煤层气和浅层微生物气砂。以及天然气水合物或甲烷水合物，统称为连续气体。

2.致密砂岩气藏分类标准

(1)国外分类标准

由于不同国家和地区的资源和技术经济条件不同，致密气藏的定义尚未形成统一的标准。1980年，美国联邦能源监管委员会(FERC)根据美国国会1978《天然气政策法案(NGPA)》的相关规定，确定致密气藏的登记标准为储层地层渗透率小于0.1×10-3μm2。这一官方定义用于确定可以获得哪些产气井。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。斯潘塞(1985，1989)将致密天然气藏定义为天然气原地渗透率小于0.1×10-3μm2的含气储层。Sudam (1997)提出致密气是指产于低渗透率(一般孔隙度小于12%，渗透率小于1×10-3μm2)的致密砂岩储层中的非常规天然气。斯蒂芬妮塔尔。(2006)认为致密气藏是仅通过水力压裂或利用水平井或分支井就能生产和产出大量具有经济价值的天然气的气藏。Philip H.Nelson(2009)将致密砂岩储层定义为孔喉直径为2 ~ 0.03微米。

(2)国内分类标准

国内对致密砂岩气藏的定义和标准没有统一的认识。袁(1993)认为致密储层是指渗透率小于1×10-3μm2的碎屑岩储层。关德实等(1995)指出，致密气藏孔隙度低(< 12%)，渗透率相对较低(0.1×10-3μm2)，含气饱和度低(< 60%)，含水饱和度高(40%)。

邹才等(2010)认为致密砂岩气的特征是孔隙度< 10%，原位渗透率< 0.1× 10-3 μ m2或空气渗透率< 1× 10-3 μ m2，孔喉半径。

(3)致密砂岩气藏分类参数

渗透率是致密砂岩气藏划分的重要参数。在实际应用中，渗透率采用不同的定义和参考值，如地层渗透率、空气渗透率、有效渗透率和绝对渗透率。其实地层渗透率和空气渗透率差别很大。一般来说，含水饱和度的增加和上覆地层压力的增加会导致气体渗透率的显著下降。岩样含水饱和度为55%时，空气渗透率仅为干样的1/3 ~ 1/7。当地层压力为3.5 ~ 35 MPa时，地层渗透率仅为凯氏渗透率的1/2 ~ 1/25。

可以看出，致密砂岩气藏最重要的参数是地层渗透率、地层压力、含水饱和度和孔隙度。但在许多国家，致密气藏是由流量而不是渗透率来定义的；一些学者认为致密气藏的定义应由许多物理和经济因素决定。

3.致密砂岩气的定义及地质评价方法

(1)致密砂岩气的定义

综上所述，致密砂岩气的定义是:上覆基质渗透率≤0.1×10-3μm2的砂岩气层。一般单井没有自然产能，或者自然产能低于工业气流下限，但在一定的经济条件和技术措施下可以获得工业天然气产量。通常，这些措施包括压裂、水平井和分支井。覆盖层基质的渗透性是由无裂缝的岩心(基质)在净覆盖层压力作用下决定的。

对于试样，将不同实验围压下的实测渗透率Ki除以常规空气渗透率Ko，并归一化，绘制(Ki/Ko)与实验围压pi的关系曲线。最后用(Ki/Ko)和pi的拟合函数计算净上覆岩石压力条件下的渗透率。在此基础上，对上覆渗透率进行修正:首先建立上覆基质渗透率与试样常规空气渗透率的关系曲线；然后，通过拟合函数将所有岩样的常规空气渗透率修正为覆盖层渗透率。校正的覆盖层渗透率与实测的覆盖层渗透率之间的相对误差应控制在65438±00%以内。如果超过20%样本的相对误差超过10%，则需要重新选择拟合函数或分段拟合。

(2)致密砂岩气评价方法

致密砂岩气评价分为三个层次:一是致密砂岩气井的确定，单井目的层段岩样上覆基质渗透率中值≤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，采用压裂、水平井、多分支井等技术后达到工业气流下限；其次是致密砂岩气层的确定，目的层段所有取心井岩样上覆基质渗透率中值≤0.1×10-3μm2，致密砂岩气井占所有气井的比例应≥80%；最后，致密砂岩气的地质评价主要包括资源评价、储层评价、储量评价和产能评价。

资源评价:在区域地质研究的基础上，利用地震、钻井、测井、取心、分析测试等资料进行综合研究，查明区域构造旋回、区域层序地层格架和沉积体系分布、烃源岩分布，确定区域和盆地演化的主要含气系统、成藏组合和圈闭类型；全区可能含气系统、远景区和重点圈闭的系统评价、风险分析和排队优化；确定天然气聚集的有利区域，评价资源潜力。

储层评价:在地层划分的基础上，描述储层岩性、物性、非均质性、微观孔隙结构、粘土矿物、裂缝发育和储层敏感性。根据储层物性、孔隙结构、非均质性和有效厚度，综合考虑储层形态和分布范围，结合产能对致密砂岩储层进行评价。

储量评价:在勘探发现的基础上，综合运用各种资料，评价致密砂岩气的主控因素和储量规模。

产能评价:根据储量规模和储层特征，结合气井生产动态，确定合理的产能规模。

第二，致密砂岩石油

1.致密砂岩油的定义

目前国内外文献中很少涉及致密砂岩油的定义和特征，主要是参考一些油藏开发工程技术论文中致密储层的概念。例如，L.Guan等(2006)在“成熟致密储层加密钻井潜力快速挖掘方法”一文中提到，加密钻井在提高致密储层油气采收率方面发挥着重要作用。李中兴等(2006)在“复杂致密储层开发关键技术”一文中提到，鄂尔多斯盆地延长组特低渗透储层具有岩性致密、物性差、孔喉小、启动压力梯度大、易伤害等特点，垂直于主应力方向的水平井和水力喷射压裂技术可初步实现致密储层的有效开发。BrentMiller(2010)在《开启致密油:巴肯页岩中的选择性多级压裂》一文中提出了一系列针对致密油中巴肯页岩开发的储层改造技术。

从目前的认识和生产实践来看，致密砂岩油，或称致密油，一般是指夹在烃源岩系中的粉细砂岩、碳酸盐岩等致密储层中的油。

2.致密砂岩油的研究现状

(1)国外研究现状

致密油正成为世界非常规石油勘探的一个亮点，是继页岩气突破后的又一热点。2000年，威利斯顿盆地巴肯致密油开发取得重大突破，日产7000吨。美国媒体将致密油称为“黑金”，发现者芬德利获得了2006年AAPG杰出探险家奖。2008年，巴肯致密油实现规模开发，成为当年世界十大发现之一。威利斯顿盆地面积34×104km2，横跨美国和加拿大。巴昆组纵向上分为9个岩性段(附图3-1)，单层厚度为0.5 ~ 15m。有两套页岩，厚5～12m，TOC含量14%～10%，Ro含量0.6%～0.9%。除第四段为常规储层外，其余均为致密储层，2a段为主要的致密砂岩储层，厚度为5 ~ 10m。孔隙类型主要为粒间孔和溶孔，孔隙度为10% ~ 13%，渗透率为(0.1 ~ 65438+)。油藏面积7×104km2，油层厚度5 ~ 15m，埋深2590~3200m，资源量约566×108t(根据USGS)，油质较轻，API为41 ~ 44。2010年美国致密油生产井2362口，日产油12t，累计产油3192×104t。

Eagle Ford致密油发现于2008年，主要产于灰岩夹页岩中，埋深914 ~ 4267米，油层厚度30 ~ 90米。源岩为鹰潭页岩，储层为鹰潭灰岩，孔隙度2% ~ 12%，渗透率小于0.06543。

目前，北美已发现19个致密油盆地，4套主要致密油层。2009年致密油探明可采储量6.4×108t，年产量1230×104t。

(2)国内研究现状。

目前，在我国，常见的概念是低渗透油藏/油藏，是指孔隙度低、喉道小、流体渗透率差、产能低的油田，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产。

非常规石油地质学

图3-1威利斯顿盆地的巴肯致密油

致密储层的勘探开发一般具有以下特点:

(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，表生成岩作用强，储层变得非常致密，孔隙度低，变化幅度大，多为7% ~ 8%。

(2)按成因可分为原生低渗透致密储层和次生低渗透致密储层。一般原生低渗透致密油藏主要受沉积作用影响，粒度细，泥质含量高，分选差。大多数储层埋藏较浅，未经历强烈的成岩改造。岩石脆性低，裂缝不发育，孔隙度高，渗透率低，多为中高孔低渗。次生低渗致密储层主要是各种成岩作用的结果。这类储层原是常规储层，但由于压实作用和胶结作用，孔隙度和渗透率大大降低，原生孔隙残留较少，形成致密层。

(3)孔喉半径小，毛管压力高，原始含水饱和度高。一般含水饱和度在30% ~ 40%，有的高达60%。原油比重多小于0.85，地层粘度多小于3 MPa·s，粘土矿物含量高，水敏、酸敏、速敏严重。

(4)油层中的砂泥相互作用是非均质的。由于沉积环境不稳定，砂层厚度变化大，层间渗透率变化大。部分砂岩泥质含量高，地层水电阻率低，给油水层划分带来很大困难。

(5)天然裂缝比较发育。由于岩性坚硬致密，存在不同程度的天然裂缝系统，一般受区域地应力控制，具有一定的方向性，对油田开发效果影响较大。裂缝是油气渗透的通道和注水窜槽的条件，人工裂缝多与天然裂缝同向。因此，在开发低渗透砂岩油田时，必须重视天然裂缝。

(6)储层受岩性控制，水动力连接差，边底水驱不明显，天然能量供应差。大多依靠弹性和溶解气驱采油，储层产能下降较快，一次采收率仅为8% ~ 12%。注水维持能量后，二次采收率可提高到25% ~ 30%。

(7)由于渗透率和孔隙度较低，需要通过酸化和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，且存在多种水敏矿物，在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，保护油层是非常重要的。

目前，我国已在长庆、大庆、吉林等油田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成功开发了渗透率仅为(0.5 ~ 1.0) × 10-3μ m2的低渗透油藏，单井产油量达到3 ~ 4t/d..