樊陽，查明，姜林，張少鵬，張洪

（1．中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島266580；2．中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；3．山東黃金礦產(chǎn)資源集團(tuán)有限公司，山東 濟(jì)南250100）

0 引言

致密砂巖氣是指儲集于低—特低滲透致密砂巖儲層中的非常規(guī)天然氣，一般單井無自然產(chǎn)能，或自然產(chǎn)能低于工業(yè)氣流下限，需要經(jīng)過大規(guī)模壓裂或特殊采氣工藝技術(shù)才能形成工業(yè)產(chǎn)能［1-2］。目前，國際上尚未形成統(tǒng)一的致密含氣砂巖地質(zhì)評價標(biāo)準(zhǔn)，國內(nèi)外學(xué)者和研究機(jī)構(gòu)提出了致密砂巖孔隙度和滲透率的不同劃分標(biāo)準(zhǔn)［3-8］。2011年，國家能源局制定了第1 個關(guān)于致密砂巖氣的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)［9］，提出致密砂巖儲層地質(zhì)評價標(biāo)準(zhǔn)為孔隙度小于10%，滲透率小于0.1×10-3μm2或空氣滲透率小于1×10-3μm2，孔喉半徑小于1 μm，含氣飽和度小于60%。

世界上可利用現(xiàn)有勘探開發(fā)手段開采的致密砂巖氣儲量為（10.5～24.0）×1012m3，居非常規(guī)天然氣之首［10-11］。全球已發(fā)現(xiàn)或推測發(fā)育致密砂巖氣的盆地有70 個，主要分布在北美、歐洲和亞太地區(qū)。美國是目前全球致密砂巖天然氣年產(chǎn)量最多的國家，發(fā)育致密砂巖氣藏的盆地有23 個，主要分布在落基山地區(qū)［12-13］。

近年來致密氣藏儲量在我國天然氣探明儲量中的比例幾乎占到50%，分布也極為廣泛，在鄂爾多斯盆地、川西地區(qū)、大慶深層、塔里木深層、渤海灣地區(qū)深層、柴達(dá)木盆地等都有致密氣藏的發(fā)現(xiàn)，其潛在的巨大資源可以有效彌補(bǔ)常規(guī)天然氣儲量的遞減［14］。致密砂巖儲層普遍的低孔、低滲、強(qiáng)非均質(zhì)性特征使天然氣的充注及成藏過程有別于常規(guī)砂巖氣藏，為了更好地勘探開發(fā)我國致密砂巖氣藏，有必要深入研究其充注機(jī)制及成藏富集規(guī)律。

1 致密砂巖氣藏類型

不同類型的致密砂巖氣藏具有不同的成藏機(jī)理和勘探潛力。目前，學(xué)者對致密砂巖氣藏有多種分類方案。根據(jù)儲層特征、儲量大小及氣藏所處構(gòu)造位置的高低，戴金星等［15］將致密砂巖氣藏分為連續(xù)型和圈閉型；依據(jù)致密砂巖氣藏成藏與構(gòu)造演化關(guān)系及不同的成藏規(guī)律，董曉霞等［16］將致密砂巖氣藏分為原生型深盆氣藏和改造型； 根據(jù)致密砂巖氣藏的形成條件、分布特征、圈閉類型以及勘探實(shí)踐等因素，張國生等［10］將我國致密砂巖氣藏劃分為斜坡巖性型和深層構(gòu)造型； 根據(jù)致密砂巖氣藏盆地中所處的構(gòu)造部位，結(jié)合成藏機(jī)理及演化規(guī)律，李建忠等［14］將致密砂巖氣藏分為低緩斜坡型、背斜構(gòu)造型和深部凹陷型3 類。

從致密砂巖氣成藏期儲層物性控制天然氣成藏機(jī)理的角度出發(fā)，又可將致密砂巖氣藏劃分為先成藏后致密型、先致密后成藏型和復(fù)合型3 種類型［17-18］。

先致密后成藏型致密深盆氣藏，要求儲層致密化過程發(fā)生在源巖生排烴高峰期天然氣充注之前，且致密化程度達(dá)到孔隙度低于12%、滲透率低于1×10-3μm2，例如庫車坳陷依南2 氣藏天然氣充注發(fā)生在致密砂巖儲層形成之后，毛管力為主要成藏動力，氣藏成因類型屬于致密深盆氣藏［18］；先成藏后致密型致密常規(guī)氣藏要求儲層致密化過程發(fā)生在源巖生排烴高峰期天然氣充注之后，例如庫車坳陷迪那2 氣藏天然氣充注發(fā)生在致密儲層形成之前，浮力為主要成藏動力，氣藏成因類型屬于致密常規(guī)氣藏［18］；復(fù)合型致密氣藏則既存在儲層致密前天然氣的充注，也存在儲層致密后天然氣的充注（見圖1）。

圖1 致密砂巖氣藏類型模式

2 致密砂巖氣充注機(jī)制

先成藏后致密型致密砂巖氣藏的成藏機(jī)理與常規(guī)氣藏相似，因此本文所研究的充注運(yùn)移特征及成藏特征主要是針對先致密后成藏型致密深盆氣藏。特殊的納米級孔喉系統(tǒng)以及成藏條件，使其具有不同于常規(guī)氣藏的充注運(yùn)移過程，研究其充注機(jī)制有助于深入了解其成藏規(guī)律。

2.1 近源運(yùn)聚、持續(xù)充注

致密砂巖孔徑主體介于25～700 nm，這種納米級孔喉系統(tǒng)限制了浮力在天然氣運(yùn)聚中的作用。運(yùn)移動力由源儲壓差提供［19］，天然氣主要通過活塞式的氣水排驅(qū)作用成藏，直接推移式的驅(qū)替作用使天然氣被排驅(qū)出源巖后，開始就近聚集，并且致密砂巖氣藏通常構(gòu)造平緩穩(wěn)定，儲層致密，源儲多為交互或垂向疊置，均不利于天然氣長距離運(yùn)移，因此，天然氣主要為近源充注和運(yùn)聚。蘇里格地區(qū)天然氣的穩(wěn)定碳同位素分析結(jié)果顯示，絕大部分樣品的甲烷及重同系物都具有相對穩(wěn)定同位素13C 富集的煤成氣特征； 石盒子組和山西組的烷烴氣碳同位素都較重，具有近源煤成氣的特點(diǎn)；對應(yīng)分子的C2—C4碳同位素值，山西組的C2—C4碳同位素值普遍高于石盒子組，具有近源的同位素重、遠(yuǎn)源同位素輕的特點(diǎn)，也表明天然氣來自下部地層，具有近源層狀聚集的特征［2］。

2.2 非達(dá)西滲流機(jī)制

致密砂巖儲層由于孔徑細(xì)小，毛細(xì)管阻力很大，天然氣在低滲低速滲流情況下表現(xiàn)為非達(dá)西滲流特征，氣體驅(qū)替壓力高，存在啟動壓力現(xiàn)象［20-26］。鄒才能等［24］對四川盆地廣安地區(qū)低滲砂巖樣品進(jìn)行天然氣充注實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)飽和水條件下氣體滲流呈現(xiàn)低速非達(dá)西特征，存在啟動壓力梯度。滲透率曲線由平緩過渡的2 段組成，具較低滲流速度下的非線性滲流曲線和較高流速下的擬線性特征。任小娟等［25］通過滲流機(jī)理實(shí)驗(yàn)，證實(shí)低滲透砂巖氣藏儲層天然氣的滲流曲線分為低速非達(dá)西滲流、擬線性滲流和高速非達(dá)西滲流3 段。以蘇里格大氣區(qū)為例，致密砂巖存在達(dá)西滲流和非達(dá)西滲流2種機(jī)制，以非達(dá)西滲流為主，致密砂巖的啟動壓力梯度為0.1～0.3 MPa/cm，且滲透率越低，啟動壓力梯度值越大，非達(dá)西滲流現(xiàn)象越明顯［23-25］（見圖2）。

2.3 非浮力作用運(yùn)移

先致密后成藏型致密深盆氣藏，由于儲層孔隙度和滲透率都很小，毛細(xì)管阻力很大，并且地層中的可動水被排驅(qū)之后天然氣才開始充注，此時地層通道中幾乎不含或很少含可動水，因此天然氣聚集一般不受浮力驅(qū)動［25-27］。致密砂巖氣藏的源儲組合主要存在2 種類型：一種是源儲緊密接觸的源儲疊置型，例如川西上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖氣藏； 另一種是與常規(guī)油氣藏類似的源儲不相鄰的但距離較近的源儲分離型，例如庫車坳陷大北地區(qū)鹽下深層天然氣藏。

圖2 蘇里格氣田致密砂巖非達(dá)西滲流特征

對于這2 種致密砂巖氣藏來說，源儲疊置型致密砂巖氣成藏過程相對容易，烴源巖排烴形成的壓力驅(qū)使天然氣運(yùn)移，即源儲壓差是天然氣充注的動力，由于源儲疊置，天然氣可以形成面式充注，從而形成大面積分布的氣藏（見圖3）。

圖3 川西前陸盆地須家河組天然氣成藏模式

源儲分離型致密砂巖氣藏需要通過斷層將儲層與烴源巖溝通，由于致密儲層孔滲性差，浮力作用不明顯，因此油氣持續(xù)供給而形成的超壓與儲層的壓力差驅(qū)使天然氣運(yùn)移。由于儲層中溝通烴源巖的斷層面積有限，油氣大規(guī)模地充注到致密儲層中非常困難，往往需要裂縫的輸導(dǎo)才能有效成藏（見圖4）。

圖4 庫車前陸盆地鹽下深層天然氣藏模式

2.4 含氣性主控因素

含氣飽和度是預(yù)測儲量的重要參數(shù)之一，致密砂巖儲層含氣性受儲層物性、充注壓力、非均質(zhì)性以及滲透率級差等多種因素的共同控制［26-29］。呂修祥等［27］通過含氣飽和度模擬實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，隨著充注壓力的增大，含氣飽和度增加，最后達(dá)到一近于穩(wěn)定的最大值。儲層孔隙空間均質(zhì)性的表征參數(shù)是滲透率級差。鄒才能等［24］通過成藏機(jī)理物理模擬實(shí)驗(yàn)研究表明，滲透率級差大、非均質(zhì)性強(qiáng)的砂體更有利于天然氣富集成藏，含氣性越好。

因此，對于致密砂巖氣藏，儲層滲透率級差是評價儲集層有效性和含氣性的重要指標(biāo)。滲透率級差的存在導(dǎo)致致密砂巖儲層含氣飽和度變化更加復(fù)雜，儲層中較大孔喉最容易充注，較低的充注壓力就可以形成運(yùn)移，而較小的孔喉則需要較高的充注壓力，當(dāng)充注壓力超過較小孔喉的毛細(xì)管阻力時，流體在大孔喉和小孔喉中都發(fā)生運(yùn)移，滲透率必然較高。

3 致密砂巖氣成藏特征

3.1 動力圈閉成藏

動力圈閉是指致密儲層中能滯留油氣聚集成藏的一個三維空間，也是油氣被超壓充注到致密儲層中的一種成藏作用［29］。由于致密砂巖孔隙度和滲透率都很小，毛細(xì)管阻力很大，并且地層中的可動水被排驅(qū)之后天然氣才開始充注，此時地層通道中幾乎不含或很少含可動水，因此天然氣聚集一般不受浮力驅(qū)動，運(yùn)移的主要動力為異常高壓等［30-33］，即動力圈閉成藏。致密砂巖氣藏沒有一定的圈閉界限，氣藏的范圍主要取決于超壓充注的強(qiáng)度，超壓充注到達(dá)的邊界就是致密儲層含氣邊界，超壓梯度大，油氣充注的距離就長（見圖5）。

圖5 致密砂巖儲層中動力圈閉范圍

在一定的超壓梯度下，致密儲層中天然氣總是先充注物性相對較好的部位，含氣邊界和范圍隨超壓梯度的大小和巖石物性的非均質(zhì)性而變化。致密砂巖儲層的動力圈閉與中高滲儲層的構(gòu)造、地層、巖性等常規(guī)圈閉相比較，在充注動力、滲流機(jī)理、氣水分布關(guān)系、圈閉形態(tài)與分布等方面均有較大差異。北美落基山地區(qū)致密砂巖氣儲層普遍具有異常高壓，壓力系數(shù)一般為1.4～1.7，最高達(dá)1.94，天然氣運(yùn)移動力主要是活躍的烴類生成、高的烴柱和高地形的補(bǔ)給區(qū)引起的承壓狀態(tài)形成的異常高壓，屬于動力圈閉成藏［25］。庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶深層致密砂巖氣藏屬于動力圈閉型氣藏［32］，通過恢復(fù)主要成藏期的過剩壓力認(rèn)為，天然氣運(yùn)移的主要動力為快速沉積、生烴、構(gòu)造擠壓等多因素作用形成的異常高壓。

3.2 多階成藏

Dickinson 于1985年以美國綠河盆地為背景，分析了致密地層中深盆氣藏成藏階段的問題［34］。致密砂巖氣成藏過程物理模擬實(shí)驗(yàn)研究表明，致密砂巖氣藏的成藏過程具有階段性［34-36］。致密砂體內(nèi)的天然氣成藏大致可分為3 個階段：第1 階段為充注前期，即能量積累階段，此時天然氣并不能進(jìn)入致密砂體；第2 階段為充注期，即幕式充注成藏階段，此時致密砂體內(nèi)的天然氣主要依靠氣體的膨脹力排驅(qū)水，并呈指狀向上運(yùn)移；第3 階段為充注后期，即氣藏保存階段，天然氣分布范圍不再變化，整個致密砂體內(nèi)形成統(tǒng)一的天然氣聚集。

第1 階段發(fā)生于深埋環(huán)境，第3 階段發(fā)生于抬升環(huán)境，第2 階段在2 種環(huán)境中都可以出現(xiàn)。例如蘇里格大氣區(qū)的天然氣動態(tài)聚集分為主致密期、主充注期、后期調(diào)整期3 個階段［2］。北美阿爾伯達(dá)盆地致密砂巖氣成藏也具有階段性，古新世時煤系烴源巖天然氣開始生成，早期西部坳陷部位的深盆區(qū)生成的天然氣就近聚集于動態(tài)平衡圈閉中，到后期不斷成熟的烴源巖生成的天然氣向東北方向擴(kuò)散，聚集于坳陷斜坡—緩坡帶的巖性與地層圈閉，以及西部逆掩沖斷帶的構(gòu)造圈閉中［13］。

3.3 氣水關(guān)系復(fù)雜

在致密砂巖地層中，由于可動水已被超壓推動的天然氣排驅(qū)到上方或上傾方向，導(dǎo)致高部位含水而低部位大面積連續(xù)含烴，形成氣水倒置或氣水混雜的不規(guī)則動態(tài)界面。如果是上生下儲式組合，超壓向下充注，則是氣上、水下，但同樣形成不規(guī)則界面［30］。超壓排驅(qū)氣體加上儲層的非均質(zhì)性以及低滲、高滲砂體的分布關(guān)系，導(dǎo)致致密砂巖氣藏內(nèi)缺乏氣水分異，氣藏?zé)o明確的氣水邊界，常出現(xiàn)氣水關(guān)系倒置［30，36-38］。由致密砂巖氣成藏過程物理模擬實(shí)驗(yàn)可知，致密砂體內(nèi)的氣水分布關(guān)系隨著天然氣的充注不斷變化［34］：在氣藏成藏的最初階段，自由水分布空間隨著天然氣的充注不斷變?。划?dāng)氣柱與高滲砂體相連接呈脈沖式充注時，也導(dǎo)致了氣水分布關(guān)系的不斷變化； 致密砂體內(nèi)天然氣成藏后，相對高滲砂體完全被天然氣充滿，而低滲砂體則只在注氣管的范圍內(nèi)存在一個水平的天然氣聚集帶。致密砂層中浮力驅(qū)氣作用局限，氣水分布關(guān)系主要受孔滲大小控制，可出現(xiàn)上氣下水、上水下氣、氣水同層等多種類型的混相成藏系統(tǒng)。如，四川盆地川中地區(qū)須家河組致密砂巖氣藏就具有氣水分異性差、氣水共生或氣水同層的混相成藏特點(diǎn)［31］；美國落基山地區(qū)致密氣藏在盆地中部為氣水倒置，盆地斜坡區(qū)無明顯氣水界面的現(xiàn)象，自盆地向斜坡區(qū)氣、水含量呈逐漸過渡趨勢，含氣量減少、含水量增加［13］。

4 致密砂巖氣富集規(guī)律

4.1 富集條件

勘探實(shí)踐表明，致密砂巖氣形成的地質(zhì)要素與常規(guī)油氣有顯著區(qū)別。致密砂巖氣普遍形成于穩(wěn)定寬緩的構(gòu)造背景，具有大面積高豐度的烴源巖與大面積非均質(zhì)致密儲層，源儲緊密接觸、三明治型生儲蓋配置和特有的短距離運(yùn)移、層狀聚集的生烴排烴機(jī)理［20］。

綜合前人研究成果及國內(nèi)外勘探開發(fā)實(shí)際，并對國內(nèi)外典型致密砂巖氣藏進(jìn)行分析［38-40］，認(rèn)為致密砂巖氣聚集成藏需要具備4 個關(guān)鍵條件： 第1 是要有大范圍、供氣充足、供氣速率高的烴源巖，這是由于致密砂巖孔滲極低，只有全天候氣源巖連續(xù)不斷供氣，才能形成大氣藏，其中煤系地層是最主要的氣源巖；第2 是要發(fā)育與氣源巖間互或緊鄰發(fā)育的納米級孔喉為主的致密砂巖儲層，要求累計厚度較大，低孔、低滲砂巖儲集體大面積連片發(fā)育，空氣滲透率小于1.0×10-3μm2；第3 是要發(fā)育有區(qū)域性蓋層，保存條件好，并且要求氣源、儲集層、蓋層與構(gòu)造條件匹配良好，組成有效的生儲蓋組合；第4 是具有區(qū)域性平緩構(gòu)造背景，原始沉積時構(gòu)造平緩，坡度較小。

4.2 分布特征

致密砂巖氣藏分布領(lǐng)域廣泛，類型多樣。受構(gòu)造背景相對穩(wěn)定、烴源巖廣覆式分布、非均質(zhì)儲層大面積分布與源儲一體等地質(zhì)要素影響，致密砂巖氣分布具有大面積連續(xù)分布、局部富集形成“甜點(diǎn)”、多時代多層位發(fā)育和以中深度埋藏為主的特征。

致密砂巖氣在盆地不同的構(gòu)造單元大面積連續(xù)分布，平面上主要分布于盆地斜坡區(qū)和坳陷中心區(qū)，或后期擠壓構(gòu)造褶皺區(qū)。例如，北美落基山地區(qū)以分布在盆地中心凹陷區(qū)的動態(tài)圈閉為主，鄂爾多斯盆地大牛地氣田、蘇里格氣田等均分布在陜北斜坡區(qū)，四川盆地合川氣田分布在川中平緩斜坡帶上?？碧綄?shí)踐表明，幾乎國內(nèi)所有含油氣盆地（四川、鄂爾多斯、吐哈、松遼、準(zhǔn)噶爾、塔里木、南華北等多個盆地）的中深部都具有形成致密砂巖氣藏的地質(zhì)條件，并且志留系、泥盆系、石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系—白堊系、古近系等均有不同程度的發(fā)育［38-40］。根據(jù)致密氣賦存的層系可知，我國致密砂巖氣資源埋深普遍偏大，以中深埋藏為主。鄂爾多斯盆地上古生界、四川盆地三疊系須家河組埋深一般在2 000～5 200 m，準(zhǔn)噶爾、塔里木、吐哈等盆地埋深一般在3 800～7 000 m，塔里木盆地庫車地區(qū)致密氣埋深可達(dá)7 000～8 000 m，東部和海上各盆地致密砂巖氣埋深一般在2 000～4 500 m［10］。

5 存在問題及研究方向

氣藏成藏機(jī)理方面的研究仍然存在以下3 方面問題：1）致密砂巖氣的成藏機(jī)理很大程度上取決于儲層致密化與天然氣充注成藏的先后關(guān)系，但是判斷致密化過程與天然氣充注成藏先后關(guān)系的方法尚不明確，砂巖儲層何時達(dá)到致密的物性標(biāo)準(zhǔn)尚不統(tǒng)一；2）致密砂巖氣藏的含氣飽和度受到充注壓力強(qiáng)度、儲層非均質(zhì)性、孔滲條件以及滲透率級差系數(shù)等多種因素的控制，但各因素對其影響大小的量化關(guān)系尚不明確；3）目前我國對致密砂巖氣藏的勘探主要依賴于對有利古構(gòu)造、古圈閉及后期構(gòu)造演化控制的研究，對氣藏成藏過程中流體演化特征及分布規(guī)律研究相對不足，直接制約對氣藏的成藏機(jī)理及成藏模式的理解與認(rèn)識，缺乏成藏機(jī)制的理論指導(dǎo)。

為此筆者認(rèn)為我國致密砂巖氣下步的研究方向主要為：1）加強(qiáng)致密砂巖氣藏成因類型的研究，明確天然氣充注史與儲層孔隙度演化先后關(guān)系的研究方法，確定各大氣區(qū)致密砂巖氣藏儲層物性下限；2）深入進(jìn)行致密砂巖氣藏成藏過程的模擬實(shí)驗(yàn)研究，尤其是物性與滲流過程中啟動壓力梯度的定量關(guān)系研究，充注壓力、孔隙度及滲透率與含氣飽和度關(guān)系的定量化研究；3）借鑒美國開采致密氣成功的經(jīng)驗(yàn)和技術(shù)，加強(qiáng)對我國致密氣成藏機(jī)理的探索性研究，統(tǒng)一對致密砂巖氣成藏模式的認(rèn)識。

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