致密砂巖氣儲層的沉積-成巖成因機理探討與熱點問題

于興河，李順利，楊志浩

專家論壇

致密砂巖氣儲層的沉積-成巖成因機理探討與熱點問題

于興河，李順利，楊志浩

（中國地質大學（北京），北京100083）

致密砂巖氣與頁巖氣是當前非常規天然氣中的兩大主力勘探領域，均為今后10～20年接替常規油氣資源的重要來源。無論從對其地質規律的認識，還是從其勘探開發的技術上講，在未來10年里致密砂巖氣比頁巖氣更為現實。然而，有利儲集空間的準確預測已成為當前致密砂巖油氣勘探與開發的主要瓶頸，而解決這一問題的核心就是要首先厘清其儲層的沉積與成巖成因。從我國典型致密砂巖氣田的研究與國外資料的分析可以發現，其沉積時通常具有水動力弱而穩定、沉積速率相對較為緩慢、多為過渡相環境或三角洲沉積產物的特征，多發育在與煤系有關的（薄互層）地層之中，這些因素是形成致密砂巖的必要條件；早成巖期的持續壓實是其致密最主要的過程，而盆地的多旋回構造運動所造成的低地溫梯度下的復雜埋藏史是促使其致密的充分條件。因而，多旋回的前新生界低溫沉積盆地中的異常壓力區通常是尋找致密砂巖氣的有利區域，而三角洲前緣的薄互層含煤層系砂巖則是其主要的勘探開發層位。在儲層的尋找與評價上應重視致密砂巖儲層的非均質特點，大力研究其微觀孔隙結構變化對滲透率的影響，應用“滲透率盲區”與異常壓力數據來輔助評價其產層的優劣，并依此觀點提出了我國致密砂巖氣今后加強研究與勘探開發的六大戰略選區。

致密砂巖儲層；沉積環境；成巖作用；儲層評價；勘探選區

0　引言

在當前非常規油氣發展如火如荼的年代，致密砂巖氣作為其中重要的組成部分，已成為今后10～20年接替常規油氣資源最重要的來源。2007年世界石油委員會報告中預測致密砂巖氣資源量約為114萬億m3，約占全球非常規資源量的70%［1］。美國致密砂巖氣開采始于20世紀70年代，截至2013年美國已在23個盆地中發現了900多個致密砂巖氣田，可采資源量為13萬億m3，可采儲量為5萬億m3，生產井超過10萬口［2］。自2008年以來，美國致密砂巖氣的產量已連續數年在1 700億m3左右，約占其天然氣總產量的30%，實現了其天然氣自給與出口。我國是繼美國之后實現致密砂巖氣較大規模商業開發的國家之一，2013年致密砂巖氣產量已占全國天然氣總產量的三分之一以上，年產量超過300億m3，技術可采資源量為8.8～12.1萬億m3，展現出了很大的潛力。未來我國每年新增探明天然氣儲量中，致密砂巖氣將占40%以上。

然而，隨著對致密砂巖儲層認識程度的不斷提高，其概念也在不斷地得到發展和完善。簡而言之，致密砂巖儲層通常是指孔隙喉道狹窄、連通性差及滲透率極低的巖層［3］，因而致密砂巖油氣主要是指依靠常規開發技術難以開采，需通過大規模壓裂或特殊采油/氣工藝技術才能產出的具有經濟價值的油氣。當前，致密砂巖氣勘探與開發面臨諸多亟待解決的問題，歸納起來可分為4個方面：①儲層致密的成因機制與成藏機理認識不清；②資源評價標準與方法不明；③滲流模型存在諸多不解現象；④針對性的開發技術與策略不定。優質儲層的評價與空間分布的準確預測業已成為當前勘探與開發的主要瓶頸，筆者認為其核心是致密砂巖儲層的沉積與成巖成因，在認識上仍存在較多值得商榷與討論的問題，理清這些認識對今后致密砂巖油氣的勘探和開發均具有重要意義。

1　致密砂巖儲層研究現狀

1.1致密成因的一般性認識

在常規砂巖儲層中，有效孔隙度通常只比總孔隙度略低。然而，對致密砂巖儲層而言，強烈的成巖作用導致有效孔隙度比總孔隙度要低很多［4］。這是由于致密砂巖的成巖作用改變了原生孔隙結構并減小了平均孔喉直徑，從而造成孔喉彎曲度與孤立孔隙或不連通孔隙數目的增加，致使巖石中微觀孔隙類型變得更加復雜。砂巖儲層的致密是一個非常復雜的過程，往往要受到很多因素的影響。

在2011年的SPE中東非常規油氣國際會議上，Shrivastava等［5］應用傳統的思維直觀地闡述了致密砂巖的成因，并認為造成致密的原因可以分為構造運動、沉積過程及成巖作用。沉積過程是控制原始孔隙的直接影響因素，也是形成低滲儲層的基本條件；成巖作用則是形成低孔、低滲的關鍵。早期的成巖作用與原始沉積環境及其沉積物密切相關，而后期的成巖作用則直接導致了儲層的致密或次生孔隙的形成；構造運動在造成溫度和壓力變化的同時，對異常壓力區的形成、成巖階段以及改造裂縫高滲帶等方面產生了巨大的影響。由此可見，眾多地質學家對砂巖致密的成因與有利儲層的發育仍舊是傳統的思維方式，還沒有更為新穎的認識與觀點。然而，砂體最終能否成為有效的儲集體，關鍵是后期成巖作用對原生孔隙的改造，機械壓實作用是致密砂巖儲層形成的重要成巖作用之一［6］。以上的觀點可以說代表了當前致密砂巖氣儲層成因的主要認識。因此，對致密砂巖的沉積條件、埋藏史及成巖機理的正確認識則成了評價與預測其有利儲層分布的科學依據與熱點問題。

1.2致密砂巖儲層分類

與常規砂巖儲層相比，致密砂巖儲層具有特殊的特征，不同學者依據不同的劃分原則將致密砂巖儲層分為不同的類型。Spencer［7］根據儲層孔隙度的大小將致密儲層劃分為高孔隙度致密儲層和低孔隙度致密儲層，這種劃分與我國大多數學者劃分的高孔、低滲和低孔、低滲儲層沒有本質性的差異。Soeder等［8］依據砂巖中填隙物的特征，將致密砂巖儲層劃分為3種類型：①由于自生黏土礦物沉淀造成的巖石孔隙堵塞而形成的致密砂巖儲層；②由于自生膠結物的堵塞而改變原生孔隙的致密砂巖儲層；③由于沉積時雜基充填原生孔隙的泥質砂巖。由此可見，Soeder等主要是在強調填隙物的成因類型，而非不同成巖作用的程度和差異。筆者1997年在研究松遼盆地南部白堊系天然氣產層時曾提出，要在綜合考慮孔隙度、滲透性及喉道半徑的基礎上對低滲砂巖天然氣儲層進行分類［9］。鄒才能等［10］從形成機理出發，將致密砂巖儲層分為原生沉積型和成巖改造型，又依據宏觀沉積背景進一步將成巖改造型劃分為2種類型：①陸相成巖改造型，埋藏深度大，多已演化至中成巖到晚成巖階段；②海相成巖改造型，成巖壓實、碳酸鹽膠結及黏土發育造成儲層致密。關于原生沉積型致密砂巖儲層的成因還沒有更為詳細的解釋與實例報導。筆者認為應在此分類基礎上，按照不同成巖作用對致密儲層的貢獻程度將成巖改造型致密砂巖儲層分為：①膠結型致密砂巖儲層；②壓實型致密砂巖儲層；③其他成因類型。

2　致密砂巖儲層的地質特征

致密砂巖儲層具有分布面積較廣、埋藏深度較大、成巖演化作用復雜、儲層物性差、非均質性強及不完全受制于達西定律等特點，最主要的是單井產能一般較低，通常局部地區發育有“甜點”，利用常規技術難以進行開發。與常規砂巖儲層相比，致密砂巖氣儲層具有以下基本特征。①孔隙度與滲透率均較小，喉道小且改造頻繁，連通性差。一般來說，致密砂巖的孔隙度小于10%，滲透率小于0.1 mD［11-13］。②成巖后生作用強烈，次生孔隙占重要地位。致密砂巖通常具有沉積速度相對較慢、成巖過程長的特點。由于成巖歷史長且成巖序列復雜，往往壓實強烈，后生作用明顯，原始粒間孔隙減少較多。據統計，其次生孔隙約占總孔隙的30%～50%［14］。③束縛水飽和度較高且變化較大（45%～70%）。根據鄂爾多斯盆地上古生界致密砂巖儲層束縛水飽和度的分析，束縛水飽和度都在40%以上［15］，而Spencer［16］認為致密砂巖儲層的束縛水飽和度為45%～70%。④砂體不發育，一般呈透鏡狀（主要是指“甜點”）。據統計，透鏡體產層的氣占致密氣總儲量的43%［14］，這或許是由于透鏡狀砂體比薄互層狀砂體壓實率低及溶蝕作用強的原因。⑤非均質程度高，巖性多樣且粒度偏細，自生黏土礦物含量較大，砂泥交互，酸敏明顯，驅油效果差，通常伴有裂縫（尤其是微裂縫），層控作用明顯。⑥地層壓力異常，變化不一，但毛管壓力一般較高。在潤濕相飽和度達50%的情況下，通過壓汞法和高速離心法測得毛管壓力一般大于6.9 MPa［17］，氣水分布較為復雜（異常高壓和異常低壓均有可能）。

3　致密砂巖儲層的沉積成因機理

沉積環境不僅控制著儲層的宏觀特性，如儲層的厚度、規模及空間展布特征，還在微觀上決定了砂巖的粒度大小、分選、結構及填隙物的成分和含量，造成不同沉積環境（沉積微相）下形成的砂體具有不同的原始孔隙度和滲透率，進而又影響了早期或準同生期的成巖作用類型、強度及演化。縱觀國內外的相關文獻不難發現，致密砂巖儲層的形成具有以下4點共同之處。

3.1沉積速率相對較緩慢

致密砂巖一般形成于大面積持續緩慢沉降的環境中，其可容納空間低，物源供給不足但持續穩定，古地形相對較為平緩。沉積速率相對緩慢是形成較為平緩的水動力能量分異和沉積物大面積均勻分布的主要原因，故多形成于盆地的坳陷期或斷坳轉換期。

3.2具有明顯的互層結構

致密砂巖沉積序列的垂向互層結構通常可分為2種類型：①薄互層，即砂巖和泥巖厚度均為3～10 m，或由更小厚度所組成的頻繁互層，含砂率（不含粉砂）多小于30%，而砂（含粉砂）地比則為30%～40%；②砂泥間互，即厚度均為10～20 m的砂巖和泥巖組成的互層，含砂率為30%～40%，而砂地比則多為40%～50%。通常成層性較為明顯的碎屑沉積物，尤其是第一類薄互層更容易致密，其特征是總有效厚度大，單層砂體有效厚度中等，一般為3～10 m，垂向上砂泥巖夾煤層的互層結構有利于后期成巖期的充分壓實與膠結。如鄂爾多斯盆地石炭系—二疊系有效厚度為6.3～8.3 m［18］。當砂體厚度增大到一定數值后，隨著厚度增加，儲層物性并沒有明顯變好的趨勢［19］，即儲層物性與砂體厚度無明顯的對應關系。

3.3多與三角洲沉積有關

致密砂巖儲層的沉積以過渡相環境為主，即多形成于由陸到匯水盆地的過渡帶，這種沉積背景更有利于形成砂泥巖夾煤層的互層結構。從公開報道的國內外10多個典型的致密砂巖氣田來看，在沉積地質上具有4個共同特點：①均發育在前新生界，即經歷了數十個百萬年的埋藏；②其沉積環境均與三角洲沉積有關；③埋深均大于2 000 m；④粒度中等偏細。如鄂爾多斯盆地二疊系為河流—三角洲沉積環境，大多為三角洲前緣，砂體多為水下分流河道沉積。其依據是測井與巖心上多為厚度不大的正粒序，難見反粒序，大多為近年來所討論的淺水三角洲沉積，河口壩不發育。水下分流河道與河口壩的孔滲性能相對較好，如四川盆地須家河組儲層主要為水下分流河道砂體和河口壩砂體［20］。

3.4水動力條件弱而穩定

水流能量較低而穩定、搬運距離遠、粒度細而分選好以及塑性組分含量相對較高的沉積物，在后期的改造作用下容易形成物性相對較好的致密儲層。能量偏低是造成填隙物，尤其是雜基含量相對較高的主要沉積成因。如蘇里格氣田南區盒8上、下亞段膠結物含量的統計（圖1）顯示，不同相帶或不同微相的沉積作用差異較大，水動力弱，泥質含量高；水動力強，后期鈣質相對較多，即粒度過粗或過細的填隙物較多。其中，三角洲前緣平均湖平面之上沉積的硅質膠結物含量明顯較高；近源沉積以泥質和黏土礦物膠結為主，而遠源則以硅質和鈣質膠結為主；河道砂與心灘以鈣質膠結為主；漫溢砂和水下分流河道間以泥質膠結為主。這就表明膠結物的形成、分布及含量均直接或間接地受沉積相帶控制。

圖1　蘇里格氣田南區盒8段填隙物含量與沉積相帶的關系Fig.1　Relationship between cements and sedimentary facies of He 8 member in southern Sulige Gas Field

4　致密砂巖儲層的成巖成因機理

眾所周知，從成巖作用對致密儲層的影響出發，可將其劃分為破壞性作用和建設性作用兩大類。其中破壞性作用包括壓實作用、膠結作用（包括次生加大作用）、壓溶作用以及交代作用；建設性作用可分為成巖早期環邊綠泥石的膠結作用、溶蝕作用和構造破裂作用。常識性的認識是：①膠結作用和壓實作用是砂巖致密的主要機制，溶蝕作用是改善致密儲層物性最主要的因素；②儲層的異常高壓可對壓實作用起到抵消作用，即上覆負載與地層高壓的平衡。通過大量的實例分析與研究不難發現以下幾點是造成砂巖致密的關鍵成巖條件與地質特征。

4.1煤系地層更易致密

致密儲層多為煤系地層，其最大的特點是在同生成巖階段或早成巖期，即煤系地層埋藏后，植物遺體在淺層的氧化條件下，喜氧細菌的積極參與使其有利于氧化與分解，形成大量的腐殖酸，使地層水很快變為酸性介質（pH值為4～5）。在此條件下，酸性水溶液對砂巖顆粒表面與粒間的泥質和鈣質產生溶蝕作用，使其很少保留，碳酸鹽膠結物含量少，進而導致后期粒間溶孔的形成缺乏先決條件［21］。由于煤系地層密度低，加上其中的地層水在埋藏的同生成巖階段就變成了酸性水，因而同生成巖階段缺乏大量的各類膠結物，只有少量石英加大邊或石英自形晶體及高嶺石全充填或半充填在孔隙中。因此，煤系地層抗壓實程度極低，使其在同生成巖階段發生強烈的壓實作用。從大量的文獻統計也同樣可看出，大多數國內外致密砂巖氣儲層或多或少與煤的發育有關。

在中成巖期（Ro為0.5%～0.7%），烴源巖中的有機質脫羧形成大量有機酸，這些有機酸對硅酸鹽礦物具有很強的溶蝕作用。在此階段，儲層已受到強烈的壓實，大部分原生孔隙已經消失，儲層物性普遍變差，再加上煤系地層在成巖早期缺乏大量易溶膠結物，使有機酸水溶液的溶蝕作用受到一定限制，因而只能在原生孔隙保存較多的部位對硅酸鹽礦物（如長石和巖屑等顆粒）進行溶蝕，從而形成一定量的次生溶蝕孔隙。此外，由于酸性水溶液必須要有運移溶蝕通道，因此溶蝕作用多發育在不整合面、層序界面以及斷層裂縫附近的儲層中，而且這些儲層中還要保留一部分原生粒間孔隙，這樣有機酸性水才有可能進入并發生溶蝕作用。因此，沉積時水動力較強、粒度較粗的有利沉積相帶是次生溶蝕孔隙的主要發育區。

晚成巖階段，大量有機酸水溶液的形成有利于石英的次生加大。在富含石英的砂巖中，強烈的壓實和壓溶作用使得原生粒間孔隙被石英加大或石英自形晶體充填，因而容易使煤層上、下的砂巖地層形成大規模的低孔、低滲儲層，尤其是粒度較細的砂巖互層更易形成致密儲層。煤系地層生氣潛力巨大、生氣高峰期較長的特點可為致密氣藏的形成提供充足的物質來源［22］。

4.2經歷復雜的埋藏史

通過研究致密砂巖的盆地壓實曲線與埋藏史不難發現，大多數盆地經歷了早期持續深埋和后期抬升剝蝕淺埋，其持續深埋往往造成強烈的壓實作用。從蘇里格氣田［23］和美國Piceance盆地的埋藏史曲線［24］（圖2）同樣能看出此特點。而且從國內外所報道的致密砂巖氣儲層形成的地質年代來看，無一例外均為前新生界地層。由此可見，長期的持續埋藏與壓實是砂巖致密的根本性機理。

圖2　致密砂巖儲層埋藏史曲線（據文獻［23］修改）Fig.2　Burial history curves of tight sandstone reservoir

4.3壓實作用的強弱決定致密程度

壓實作用是造成儲層致密化最主要的因素，在成巖作用的每個階段均有發生（圖3）。壓實作用的發育程度受多種因素控制，如巖石的組分、砂巖的產狀、地層壓力大小及膠結作用的發育程度等。強烈的壓實作用不但破壞了大部分的原生孔隙，同時也不利于次生孔隙的保存。多數情況下，壓實作用造成的砂巖孔隙減少比膠結作用造成的砂巖孔隙減少更為嚴重［25］。另外長慶油田對鄂爾多斯盆地湖盆中部延長組致密油層的研究也證明了這一特點，這就表明同生成巖階段的壓實程度最大［26］。眾所周知，沉積物是先經過壓實而后再膠結成巖石的，而壓實強度大正是致密砂巖的共性。

圖3　蘇里格氣田南區盒8段致密砂巖的壓實現象Fig.3　Compaction happened in the tight sandstone of He 8 member in southern Sulige Gas Field

當上覆地層壓力或構造應力超過孔隙水所能承受的靜水壓力（達2～2.5倍）時，會引起顆粒接觸點上晶格的變形和溶解。通常情況下，細砂巖比粗砂巖壓溶作用的速度更快［27］，而且其形成的埋深多大于3 000 m。在致密儲層的成因研究中，壓溶作用主要表現為石英顆粒的壓溶，在偏光顯微鏡下一般為顆粒的凹凸接觸，如在蘇里格氣田南區盒8段較為常見［27］。

膠結作用是使致密儲層孔隙度降低的另一個重要因素（圖4）。Pittman等［28］的研究表明，當早期填隙物體積分數大于5%時，巖石可以有效地減緩壓實作用的繼續進行，從而使部分原生粒間孔隙得以保存。膠結作用的成巖效應是堵塞孔隙，但不減小粒間孔隙體積，這與壓實作用的成巖效應有所區別［［29-30］。

硅質膠結中最為常見的是石英次生加大和重結晶石英［31］。方解石是最常見的碳酸鹽膠結礦物，可以分為成巖早期的連生膠結和成巖晚期的鐵方解石膠結，其中成巖晚期的膠結對儲層的致密貢獻較大。在成巖過程中，長石、石膏、硬石膏及氧化鐵等在數量上并不重要，它們對砂巖儲層的致密化貢獻較小，但對研究成巖演化、推測各種自生礦物的形成與起源具有重要意義。

綠泥石膠結物對致密儲層具有多重影響：①在儲層遭受強烈壓實作用之前，成巖早期的綠泥石環邊膠結物占據了一部分的孔隙空間，綠泥石對粒間孔隙起到支撐作用，保存了部分原生孔隙［32-35］，增加了巖石的抗壓實能力；②綠泥石環邊膠結物的存在降低了壓實作用的強度，減少了顆粒的接觸面積，從而有效地抑制了壓溶作用的發生，同時也抑制了石英的次生加大［36］；③綠泥石礦物具有大量的晶間孔隙［37］，可為后期酸性水的流動提供運移通道，促進溶蝕作用的發生，從而改善儲層的孔滲性能［38］；④當綠泥石體積分數繼續增加到一定值（3%～5%）時，綠泥石襯邊就會占據孔隙，堵塞喉道，從而使儲層孔滲性變差，值得注意的是，這一數值在不同井的不同層位具有很大差別。

另外，從致密砂巖的含氣情況來看，通過統計與對比蘇里格氣田南區盒8段致密砂巖中氣層與非氣層的膠結物類型和含量（表1）可以得出：非氣層中黏土礦物、硅質和鈣質膠結物體積分數分別為64%，25%和11%；氣層中黏土礦物、硅質和鈣質膠結物體積分數分別為56%，39%和5%。由此可見，氣層中砂巖的黏土礦物及鈣質膠結物所占比例要少于非氣層。

顆粒之間黏土礦物的相互轉化使孔喉結構變得復雜化，并增大了其表征的難度。從鄂爾多斯盆地東南部致密砂巖中各種黏土礦物的垂向分布（圖5）可以看出，埋深2 300 m為該地區早成巖階段與中成巖階段的分界線，也為無序向有序過渡的轉換帶。高嶺石、伊利石、蒙脫石和伊/蒙混層的百分含量以該轉換帶為界發生明顯的此消彼長的變化，說明顆粒之間的黏土礦物存在相互轉化，而這一系列的轉化關系都促使儲層的孔隙和喉道變小，使孔喉結構變得復雜化。

表1　蘇里格氣田南區盒8段致密砂巖膠結物統計Table1　The volume fraction of cements in the tight sandstone of He 8 member in southern Sulige Gas Field %

圖5　鄂爾多斯盆地東南部石盒子組致密砂巖黏土礦物體積分數、孔隙度與埋深關系Fig.5　Relations of burial depth with the volume fraction of clay minerals and porosity of Shihezi Formation in southeastern Ordos Basin

4.4地溫梯度中等偏低

研究地溫梯度的變化發現，致密儲層多形成于地溫梯度偏低的低溫盆地或地區，通常其地溫梯度小于32.5℃/km。從美國東、西部沉積盆地的地溫梯度來看，東部地溫梯度（25℃/km）通常要比西部地溫梯度（34℃/km）低，這與致密砂巖氣在東部阿巴拉契亞盆地、中南部的阿納達科盆地和東德克薩斯盆地的分布規律相符合，這些盆地地溫梯度均較低，大多約為25℃/km［39］。我國鄂爾多斯盆地古生代到中生代地溫梯度為22～30℃/km，四川盆地三疊紀古地溫梯度通常小于25℃/km［40-43］。這是由于低溫環境不利于沉積物的膠結與溶解，而更有利于壓實作用的充分進行，即當儲層達到一定的埋藏深度，其地溫低于正常值時，上覆的靜巖壓力所造成的壓實作用遠大于溫度對膠結或溶解的加速作用，由此說明高溫盆地難以形成致密砂巖儲層。

5　討論

5.1微觀孔隙結構的精細刻畫應是其主流方向

眾所周知，僅利用孔隙度（＜12%）與滲透率（＜0.1 mD）來劃分致密砂巖氣儲層（包括其他非常規儲層）是缺乏針對性的，不能真實地反映其地質內涵與滲流的特征。多數學者給出的孔、滲界線大多是經過統計而得出的認識，并沒有從其滲流模型給出更為合理的解釋。此外，從滲流特征上來講，低滲致密砂巖儲層通常具有非達西低速滲流（“三低一凹”）的特點，即滲透率低、滲流速度低及產量低，同時其壓力恢復曲線上具有凹型向上的特征［3］。這就需要對其微觀孔隙結構進行研究，值得注意的是它并非等于孔喉半徑。從維度上來說，描述致密砂巖等非常規儲層的方法有毛管壓力曲線法（一維）、圖像分析法（二維）和三維孔隙結構模擬法（表2）。雖然各種方法所測的孔隙結構參數基本相同，但是其技術難度和測量精度卻差異明顯。

表2　非常規致密儲層孔喉表征測量技術Table2　Techniques for pore throat characterization of unconventional tight reservoir

對常規中—高孔滲儲層而言，描述孔隙結構的核心在于孔喉中值半徑與平均孔喉半徑，這2個參數與儲層的滲透率具有較好的對應關系。然而，對于低滲致密氣藏而言，它們與滲透率的相關性較差。近年來眾多學者的研究表明：主流喉道半徑（累計喉道分布為95%時所對應的儲層喉道半徑）既可以表征儲層孔喉分布特征，又可以準確地反映儲層的滲流能力。在對低滲與特低滲致密儲層的微觀孔隙結構進行評價時，它應是更為科學的評價參數［17］，可以用Katz和Thompson研究的公式近似表示：K≈4.48d2φ2，其中K為滲透率，d為孔喉直徑，φ為孔隙度［44］（圖6）。根據不同地區巖石的物性參數和油氣物理性質的不同，公式中的常數也會發生相應的變化。國內也有學者在此公式的基礎上，對其進行了修改，并擬合出四川盆地須家河組砂巖儲集層的關系式：lgK=0.89lg（d2φ2）-2.15［45］，其出發點是從上述公式具有對數關系的特點上進行了統計，其相關性較好，具有一定的適用性。

圖6　滲透率與孔喉半徑的擬合關系Fig.6　Relationship between permeability and pore throat radius

5.2儲層非均質性評價應是其勘探開發的優勢

對于常規儲層而言，不同層次的非均質與其強弱制約著對其的評價與預測，從而影響著油氣的勘探與開發；對于致密儲層而言，非均質性的存在正是其研究的重點對象與預測有利儲層分布的依據。自20世紀80年代美國人第一次將“甜點”這個詞用在油氣勘探之后，這一名詞便開始廣泛應用于各類油氣儲層中，在今天非常規油氣倍受關注的年代里，其更被作為其中的非均質體在進行研究。關于“甜點”的定義，國內外學者有著類似卻不完全一致的看法。Law認為致密砂巖氣藏中的“甜點”是沉積和構造作用所造成的局部高產氣區［44］。筆者認為在致密砂巖氣的勘探開發過程中，儲層“甜點”可以被認為是在砂巖物性整體較差背景下的局部高孔、高滲砂體，并且能夠提供較高天然氣日產量和持久經濟產量的致密砂巖氣儲層［46］。自此，“甜點”也就成為低滲致密儲層研究的主攻方向，進而成為近年來地質與地球物理學家聯合攻關的重點對象。“甜點”的確定首先要明確其發育的構造背景和沉積環境，并在相控的基礎上，研究其發育的沉積微相，再結合成巖演化階段來確定有利層位。從成因上來講，主要是尋找那些呈透鏡狀產出且成巖作用較弱的各種成因砂體。如在鄂爾多斯盆地，勘探的重點是透鏡狀河道砂，而非互層狀漫溢砂，并結合成巖作用分析砂體的致密性。“甜點”的預測重在宏觀非均質性的研究，可利用地震數據刻畫其空間分布，用測井資料明確識別標志并分析其內部特點，用分析化驗確定其物性特征，而這三者的有機結合是致密儲層非均質性未來攻關的重點。

5.3利用束縛水飽和度與“滲透率盲區”評價致密程度

在常規儲層中，臨界水飽和度和束縛水飽和度基本相等，氣水能夠流動的含水飽和度變化范圍較大。在這種情況下，產水量較低通常意味著儲集體是或近似是束縛水飽和的，這是遵循達西定律的結果。然而對低滲透儲層而言，其通常為非達西滲流，束縛水飽和度和臨界水飽和度明顯不同，存在“滲透率盲區”［47］，即含水飽和度很高但也沒有可以流動的水。臨界水飽和度和束縛水飽和度均較高是低滲透儲層的共性，而“滲透率盲區”的大小能反映不同儲層的特性。因此，筆者建議采用束縛水飽和度和“滲透率盲區”來作為其評價指標。在低滲透儲層束縛水飽和度相同的情況下，若“滲透率盲區”較大，則氣體相對滲透率曲線的斜率就會越大；相反，“滲透率盲區”相同時，束縛水飽和度越小，其曲線的斜率會越小。砂巖的致密程度與束縛水飽和度或“滲透率盲區”的大小呈正相關關系。束縛水飽和度和“滲透率盲區”的大小直接影響著對產能的評價與開采方式的選擇，如壓裂程度與產水狀況。

如鄂爾多斯盆地的致密砂巖中就存在3種不同類型的相對滲透率和毛管壓力曲線。在粗喉道型儲層中，束縛水飽和度低，而“滲透率盲區”較小，是控制儲層致密程度的主要因素［圖7（a）］；中喉道型儲層中，束縛水飽和度與“滲透率盲區”均較大，儲層較為致密［圖7（b）］；細喉道型儲層中，“滲透率盲區”較小，但束縛水飽和度很高，是控制儲層致密的關鍵因素［圖7（c）］。

圖7　鄂爾多斯盆地石盒子組3種不同類型的相對滲透率和毛管壓力曲線Fig.7　Three kinds of relative permeability and capillary pressure curves of Shihezi Formation in Ordos Basin

5.4異常壓力的變化為確定氣藏的重要參數

通過大量研究與生產實踐發現，致密砂巖氣藏的壓力變化較大，大多為異常低壓，少數為異常高壓，流體異常壓力的變化可反映地下儲層內含氣性的變化特征。因此，研究不同層位流體壓力的變化規律對確定氣藏的富氣特征具有很大幫助。我國2個典型的致密砂巖氣藏壓力特征均為異常壓力（圖8）：蘇里格氣田的壓力為異常低壓，而川西坳陷的須家河組氣藏為異常高壓。美國落基山脈地區最大的天然氣田也出現在異常高壓區。由此可見，超壓區聚集的氣體是在低滲巖石中由熱成因生成的，氣體聚集速度高于散失速度，而在含低壓的盆地內則正好相反，通常這些盆地經歷了明顯的隆起和侵蝕/古溫度的變化。盡管有這些后期改造，盆地中心氣體的聚集一直在持續，但由于盆地動力學的變化，超壓的累積會演變成一個低壓累積系統。盆地的動力系統發生變化后，由于氣體散失的速度大于累積的速度，再加上溫度降低，氣體壓力可能會降低到低于區域靜水壓力。因而，結合中美致密砂巖儲層主要參數的統計與對比（表3），認為多旋回的前新生界低溫沉積盆地中的異常壓力區通常是尋找致密砂巖氣的有利區域，而三角洲前緣的薄互層含煤層系則是其主要的勘探開發層位。

圖8　國內外典型致密砂巖氣藏的異常壓力特征Fig.8　Abnormal pressure characteristics of typical tight sandstone gas reservoir at home and abroad

表3　中美主要盆地致密砂巖氣地質特征參數統計Table3　Geological parameters of tight sandstone gas in the main basins in China and America

6　結論

（1）從國內外致密砂巖氣田資料分析與研究可以得出，致密砂巖儲層具有埋藏深度較大、成巖演化作用復雜、儲層物性差以及非均質性強等特點，其沉積成因主要表現在沉積速率相對緩慢、水動力條件弱而穩定、地層具有明顯的互層結構以及多與三角洲沉積有關。這些不同沉積環境下形成的砂體具有特定的巖石組分與物性，從而影響早期或準同生期的成巖作用類型、強度及演化。

（2）致密砂巖儲層的成巖作用是其致密的關鍵，而壓實作用的強弱決定了儲層的致密程度。砂巖的致密常與煤系地層中的有機酸密切相關，地溫梯度中等偏低的盆地，由于經歷復雜的埋藏史，使得溶蝕作用受到抑制，更利于儲層致密。

（3）對于致密砂巖儲層而言，勘探開發過程中應充分評價其非均質性，進行微觀孔隙結構的精細刻畫，運用束縛水飽和度、“滲透率盲區”及異常壓力來輔助評價致密砂巖氣儲層的優劣。

（4）依據多旋回前新生界低溫沉積盆地中的異常壓力區，可以指出我國致密砂巖的六大分布區，即松遼盆地中南部的侏羅系—白堊系地層、渤海灣地區中西部的石炭系—二疊系地層、鄂爾多斯盆地中北部的上古生界地層、四川盆地中西部的三疊系地層、準噶爾盆地西北至東南的二疊系—侏羅系地層（尤其是三疊系）及塔里木盆地北部與東北部的石炭系—侏羅系地層，這六大分布區應為我國致密砂巖氣現今與未來勘探開發的重要戰略選區。

致謝：中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院天然氣室的楊勇主任及同仁為本文編寫提供了許多幫助，中國地質大學（北京）能源學院的研究生李瑩、許磊及李艷然同學幫忙查找了大量的文獻，清繪了部分圖件，在此一并表示誠摯的感謝！

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（本文編輯：王會玲）

Discussion on deposition -diagenesis genetic mechanism and hot issues of tight sandstone gas reservoir

YU Xinghe，LI Shunli，YANG Zhihao
（China University of Geosciences，Beijing 100083，China）

Tight sandstone gas and shale gas are currently two major unconventional hydrocarbon resources，which will be the significant resources for replacing the conventional oil and gas in next 10 to 20 years.Despite the understanding of geological property，or the technology of exploration and development，tight sandstone gas will be easily realized than shale gas in the next 10 years.However，precise prediction of favorable reservoir space has become a bottleneck for current tight sandstone gas exploration and development.Clarifying the deposition-diagenesis genetic mechanism of tight sandstone reservoir is the key to solve this problem.According to the research on the typical tight sandstone gas fields in China and data analysis abroad，tight sandstone generally deposited under weak hydrodynamic stability and relatively low depositional rate that much developed in coal-bearing（thin bed interbedded）strata of the transitionalenvironments or deltas.Hence，these depositional mechanisms facilitate the requirement of forming tight sandstone. Continuous compaction during early diagenetic stage is the main process for their tight nature.The complex burial historyunderlowgeothermalgradientswhichwere caused by multi-cycle movements of basin is the sufficient condition for forming tight sandstone reservoirs.Therefore，abnormal pressure zones in multi-cycle pre-Tertiary basins with low geothermal are the favorable area for exploring tight sandstone gas.The sandstones with thin interbedded coal-bearing strata in delta front are primary exploration and development intervals.Heterogeneity characteristics of tight sandstone play an important role on reservoir exploring and evaluating.The effect of microscopic pore structure change on permeabilityshouldbestudiedforevaluatingpayreservoirsproperty.“Permeability blind area”and abnormal pressure data were employed for evaluating quality of reservoir.On the basis of this idea，we proposed six prospective areas for tight sandstone exploration and development in China in future.

tightsandstonereservoir；sedimentaryenvironments；diagenesis；reservoirevaluation；prospectingareas

TE122.1

A

1673-8926（2015）01-0001-13

2014-09-18；

2014-10-28

教育部博士點基金項目“沉積盆地斜坡帶河流三角洲沉積作用多樣性及其儲層構型與非均質響應機理”（編號：20120022130002）和國家自然科學基金項目“礫巖結構-成因分類、沉積成巖機理及其巖石物性響應模型”（編號：41472091）聯合資助

于興河（（1958-），男，博士，教授、博士生導師，主要從事沉積學、儲層表征建模及油氣地質方面的研究和教學工作。地址：（100083）北京市海淀區學院路29號中國地質大學（北京）能源學院。E-mail：billyu@cugb.edu.cn。