致密砂岩气藏综述(共30页).doc

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致密砂岩气藏概述1致密砂岩油气藏简介1.1致密砂岩油气藏的概念致密砂岩油气藏就是所谓的碎屑岩中的低渗透油气藏，它是一个相对的概念，世界上并没有统一的划分标准和界限，因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定。前苏联将储层渗透率小于（50～100）×10-3µm2的油藏作为低渗透油气藏，美国A.I.Leverson认为低渗透油藏储层的上限为10×10-3µm2。Berg(1988)认为低渗透油藏储层的上限为1×10-3µm2～10×10-3µm2。我国唐曾熊（1994）在其《油气藏分类及描述》中建议以一个数量级作为划分各类渗透率的范围，低渗透油气藏储层的渗透率为（10～100）×10-3µm2；罗蛰潭、王允诚（1986）将油层分为4类，把渗透率小于10×10-3µm2的称为特低渗透油藏，把渗透率小于100×10-3µm2的称为低渗透油藏。我国各油田对低渗透油气藏的定义也不一致：中原油田把储层渗透率在1×10-3µm2～10×10-3µm2的油藏定为“低渗透”，将储层渗透率小于1×10-3µm2的油藏定为“致密”；长庆油田认为“低渗透油气藏”是指渗透率很低(如1×10-3µm2～10×10-3µm2)的油、气层所构成的油气藏。国家储量委员会颁布的碎屑岩和非碎屑岩储层物性分级标准中将孔隙度10％～15％，渗透率5×10-3µm2～50×10-3µm2的储层定为低孔低渗储层，而将孔隙度小于10％，渗透率小于5×10-3µm2的储层定为特低孔特低渗储层。对于低渗透油气藏的研究，致密砂岩气藏更受到国外学者的关注，相继提出诸多低渗低孔条件下的致密砂岩气藏的新概念，例如深盆气藏(deep basin gas)（Masters,1979）、盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations)和连续气藏(continuous gas accumulation)(Schmoker,1996)等。深盆气藏的概念最早由在美国新墨西哥州和科罗拉多州的San Juan盆地和加拿大Alberta盆地深部天然气藏的研究基础上提出的，他认为深盆气藏系指在特殊地质条件下形成的，具有特殊圈闭机理和分布规律的非常规天然气藏。深盆气藏主要集中分布在盆地中心或盆地构造的深部位，故称之为深盆气藏。其后，Masters（1983）讨论了加拿大Alberta盆地Elmworth油田深盆气藏的地质特征，指出深盆气藏的主要地质特征为储层致密，气藏内气水倒置，负压异常以及源—藏伴生等。Dyman等（1997）将深盆气定义为埋藏深度大于15000英尺（4572m）的气体聚集。该定义实际上是一个经济上的定义，并没有考虑地质过程。Law（2002）认为何时出现盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations缩写为BCGAs)的概念不太清楚，但是Rose等（1986）在研究Raton盆地Trinidad砂岩天然气聚集时提到这个概念。然而，很可能工业部门在文献发表之前，使用了盆地中心气藏这个概念。Law（2002）将盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations缩写为BCGAs)定义为区域上广泛分布的充满天然气的气藏。该气藏为饱含气，具异常压力（高压或低压），通常没有下倾的水界面，并且为低渗透的储层。连续气藏(continuous gas accumulation)的概念由Schmoker（1996）提出，它反映了气藏的大面积连续分布。Law（2002）认为在许多情况下，致密砂岩气藏是一个很好的概念，但是在一些情况下比较含糊，而且它可能包括常规圈闭的、浮力作用聚集的天然气藏。Masters（1979）的深盆气定义在应用上出现了一些问题，因为并不是所有的储存在致密储层中的气藏都埋藏在很大的深度。例如，San Juan盆地中致密储层中的气藏埋藏深度为914m的浅层。此外，致密储层中的气藏都饱含气，不存在倒置的气水界面。连续气藏虽然可以准确地描述致密储层中大面积充满天然气的特征，但是太广泛，包括了煤层甲烷和泥岩天然气藏，因此他建议在目前没有其它更好的定义的情况下，采用盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations缩写为BCGAs)来描述赋存于低孔隙度和低渗透率的砂岩中的天然气藏。但是我们认为，相对来说，致密砂岩气藏这个概念更能反映低孔隙度和低渗透率砂岩中的天然气藏的特征，因此我们主张采用致密砂岩气藏这个概念，并且深盆气为致密砂岩气的一种特殊类型。总体来说，致密砂岩气藏是指赋存于低孔隙度和低渗透率砂岩中的低渗透天然气藏，属于非常规油气藏。尽管在致密砂岩气藏的概念上存在不一致认识，但有一点是值得肯定的，即致密砂岩气藏的气层在增产措施以前很难依靠油井的自然产能来获得经济有效的工业价值。1.2致密砂岩油气藏储层的分类及评价目前致密气藏的分类是和致密油藏放在一起的，以储集层特征为分类评价标准，目的在于综合认识油气层内部结构特征，为合理开发和提高最终采收率提供科学依据，也为储量的计算提供标准。在致密砂岩油气藏研究中，因为不同盆地不同深度致密砂岩油气藏开采现状、分布规律、地质产状和形成机制等的不同，在致密砂岩油气藏分类中，分类评价的标准也不一样。1.2.1根据油气层物性和生产特征分类李道品（1997）根据实际生产特征，按照油气层的平均渗透率，进一步把低渗透油气藏分为三类：第一类为一般低渗透油气藏，油气层的平均渗透率为（10.1～50）×10-3µm2。这类油气藏的油气层接近正常油气层，油井能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益。第二类为特低渗透油气藏，油气层平均渗透率为（1.1～10.0）×10-3µm2。这类油气藏的储层与正常油气层差别比较明显，一般束缚水饱和度增高，测井电阻率降低，正常测试达不到工业油流标准，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发，例如长庆安塞油田、大庆榆树林油田、吉林新民油田等。第三类为超低渗透率油气藏，其储层的平均渗透率为（0.1～1.0）×10-3µm2。这类油气藏的储层非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值。但是如果其他方面条件有利，如油气层较厚，埋藏较浅，原油性质比较好等，同时采取既能提高油井产量，又能减小投资、降低成本的有力措施，也可以进行工业开发，并取得一定的经济效益，如鄂尔多斯盆地的川口油田。中国石油天然气总公司以渗透率为基本标准，根据李道品等人的研究成果（1997），将低渗透油气藏储层分为I类一般低渗透层、II类特低渗透储层、III类超低渗储层、IV类致密储层、V类非常致密和超致密层、VI类裂缝—孔隙层，共六类，这一分类方案符合中国低渗透油田的实际状况。在综合评价中，主要选择以下几方面的参数：①储层的微观结构参数，以反映流动半径，描述孔隙几何结构、退汞效率、孔喉比，以及与采收率有关的参数为主要选择对象，以简化分类中的参数；②驱动压差和排驱压力，是量度储集层有效流动特征的最低压力，特别是和采收率有关的驱动压力。不同结构的油气层虽有相同的采收率，但驱动压力不同；③储集层的比表面积，它是油气层孔隙度和渗透率的函数，能全面反映储集层的性质，比表面积小，储集性好；比表面积大，储集性差；④相对分选系数，变异系数，是同质异名参数。它和标准差、分选系数都是表示孔喉分选的。按前述原则和选择的参数，各类低渗透储集层主要有以下特征：中低渗透层：严格讲，此类油气层不属于低渗透层范围，但为了对比起见，在此加以简要描述。这类油气层的渗透率值在(100~50)×10-3µm2，油气层性质弱亲水一亲水，与中高渗透油气层相比，各项微观特征参数差异很大，中高渗透层和中低渗透层的分界性很强，不论这个界限是否合理，但宏观特征和微观特征均是清楚的。况且又引进了驱动压力、比表面积，使分界参数和特征就更为明显和可靠，也更符合油气层的流动特征。I类：一般低渗透层：此类油气层的渗透率在(50~10)×10-3µm2。该类储层的特点是主流半径较小，孔喉配位低，属中孔，中细喉组合的油气层。驱动压力低，流动能力较差，开采较为容易。退汞效率中，均质系数很差，驱油效率较高。中低渗和一般低渗层，是以K=50×10-3µm2做为分界的。当油气层的渗透率低于40×10-3µm2时，无论是无水采收率和最终采收率，都是随渗透率的降低而降低，引起不同变化的渗透率约为((20~40)×10-3µm2，这就划出了一般低渗油气层的范围值。这个值和确定的分界是接近的。油田更多的实验资料证明，只有渗透率低于10×10-3µm2时，水驱油效率才随渗透率的降低而降低。П类：特低渗透层：此类油气层的渗透率值在(10~1.0)×10-3µm2，油气层性质中-弱亲水性。该类特点是平均主流半径小，孔隙几何较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属于中孔微喉，细喉组合的油气层。驱动压力大((3~10MPa)，难度指数大，流动能力差，比表面积大，储渗参数低，不易开采。微孔占1/3，退汞效率低，孔喉屏蔽作用强，孔隙滞留多，水驱效率中等，石油采收率在50%左右。关于一般低渗透层和特低渗层的分界是以K=10×10-3µm2做为分界的。这个界限是和国内各家的分界一致。Ш类：超低渗透层：此类油气层的渗透率值(1.0~0.1)×10-3µm2，油气层性质属亲水。该类储层特点是平均主流吼道半径小（0.11µm），孔隙几何差，相对分选系数好，孔喉配位少，属小孔细微喉组合。驱动压力大，排驱压力高（2.272MPa），流动能力差，开采难度大，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低。其分类参数虽然具明显性，但能否成为工业油气层，实例较少，只有火烧山油田平二段油气层，平均渗透率为0.523×10-3µm2（32块样品），其他油气层的平均渗透率均大于1×10-3µm2。新疆小拐油田油气藏是这类油气层的实例，夏子街油气层，平均渗透率为0.247×10-3µm2（387块样品）；夏一段渗透率为0.25×10-3µm2；夏二段渗透率为0.16×10-3µm2，油气层最大汞饱和度46.0%。Ⅳ类：致密层(非有效厚度层)：此类油气层的渗透率值(0.10~0.01)×10-3µm2，排驱压力大（5.5546MPa），平均中值压力高（12.0968 MPa），油气进入储集层要克服很大的毛细管阻力，平均中值半径为0.0620µm。油气层表面性质属亲水，水驱油效率低。关于超低渗透油气层和致密层，是以K=0.1×10-3µm2做为分界指标的。这个分界的特征参数均较其他分界参数更为突出，差异更为明显。国内文献报道的最小含油喉道半径为0.018µm（欢26井，S3下杜11，曲志浩，1986）。所以油气可以进入这些储集层的孔隙系统，但增加了采出难度，加上低渗透油气层伴有裂缝，使采油工艺更复杂，石油采收率较低，只有36.52%。V类：非常致密层和超致密层：此类油气层的渗透率值(0.01~0.001)×10-3µm2和(0.001~0.0001)×10-3µm2，平均排驱压力大于6 MPa，它的显著特点是中值压力高，汞饱和度低，驱动压力大，如高参1井沙三51油气层组中的某些油气层，汞饱和度只有30%，驱动压力大于28 MPa，是非常差的储集层，可作为气的储层或非常差的油气层。VI类：裂隙-孔隙层：其特点是测试样品上肉眼看不出微裂缝，岩性非常致密。具裂隙的岩心，水驱油效率低。毛细管压力曲线上出现一个或多个台阶式的曲线段，这些曲线段平坦部分平行横坐标轴。排驱压力低于同类岩性的样品。孔隙度低，渗透率范围变化大。此类油气层在高尚堡高参1井沙三5油气层、彩南油田J2X油气层、小拐油田夏子街油气层中发育。按照油气藏的油气层物性和生产特征的分类，除了以渗透率为标准外，还有其他多种分类方法，如按照流度（K/µ）分类法，流动系数（K·h/µ）分类法，也有把孔隙度也考虑进去的（K·h·/µ）分类法等。1.2.2根据地质成因分类有些学者是从致密砂岩油气藏的地质成因出发，对其形成过程进行系统研究，根据低渗透砂岩储层的成因类型进行分类。从储层的成因演化上看，低渗透储层的形成与沉积作用，成岩作用和构造作用密切相关。根据上述不同地质因素在低渗透储层形成过程中控制作用的大小，可将低渗透砂岩储层分为原生低渗透储层，次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层三类。第一类原生低渗透储层(沉积型低渗透储层)这类储层主要受沉积作用控制。形成低渗透储层的原因在于沉积物粒度细、泥质含量高，和(或)分选差。以沉积作用形成的原生孔为主，成岩作用产生的次生孔所占比例很少。储层一般埋藏较浅。大多未经受过强烈的成岩作用，岩石脆性较低，裂缝相对不发育。我国陆相沉积盆地原生低渗透储层多分布于冲积扇与三角洲前缘相。如老君庙油田M层低渗透砂岩储层为一套棕红色冲积扇块状砂体沉积，形成低渗透储层的原因为泥质含量高、分选差。该储层砂体厚达60~70m，平均粒径0.18~0.14mm，分选很差，分选系数1.8~2.7，泥质含量达16%~21%。储层以原生孔为主，平均孔隙度19.1%，平均渗透率24md。大庆油田杏一区东部低渗透砂岩储层为湖盆三角洲前缘相席状砂沉积，其形成原因为岩石颗粒细，泥质含量高，分选差（表1）。这类储层研究的基本思路是从沉积相分析入手，建立岩石相、沉积微相与砂体分布，储层参数响应。表1大庆油田杏一区东部低渗透砂岩储层物性参数渗透率(md)。