致密砂巖油藏與常規(guī)砂巖油藏開發(fā)的地質主控因素差異

1、致密砂巖油藏與常規(guī)砂巖油藏開發(fā)的地質主控因素差異隨著世界油氣工業(yè)勘探開發(fā)領域從常規(guī)油氣向非常規(guī)油氣延伸，非常規(guī)油氣的勘探和研究日益受到重視。20 世紀 90 年代以來，中國出現深盆氣、根源氣、深盆油、向斜油、非穩(wěn)態(tài)成藏、致密油、致密氣、頁巖氣、頁巖油、源巖油氣等概念。油氣地質基礎研究呈現出由常規(guī)油氣向非常規(guī)油氣發(fā)展的新趨向（圖1）。圖1 中國陸上主要非常規(guī)油氣有利區(qū)分布圖（據鄒才能等，2013C）致密油是一種重要的非常規(guī)資源，是指夾在或緊鄰優(yōu)質生油系的致密儲層中，未經過大規(guī)模長距離運移而形成的石油聚集，是與生油巖系共生或緊鄰的石油資源。儲層致密、油氣在運移、聚集、成藏等方面與常規(guī)砂巖油藏存在較

2、大差異，導致致密砂巖油藏與常規(guī)砂巖油藏開發(fā)上地質主控因素存在較大差異，本文主要從儲層特征、流體性質、邊界條件進行簡要分析。一、儲層特征非常規(guī)油氣儲層以納米、微米孔喉為主，微觀孔喉結構復雜，決定了其低孔低滲的儲集特征，控制了油氣聚集機制、富集規(guī)律等基本地質特征。（一）儲層質量1.宏觀致密砂巖儲層以納米級孔喉系統(tǒng)為主，導致其儲層致密物性較差，一般孔隙度小于10%，滲透率小于0.1mD，而常規(guī)砂巖儲層物性相對較好，如表1-1。致密砂巖油藏儲層總體致密是其與常規(guī)油氣儲層的最大區(qū)別。 表1-1 致密砂巖儲層與常規(guī)砂巖儲層宏觀儲層質量對比致密儲層常規(guī)儲層n 納米級孔喉系統(tǒng)導致儲集層致密、物性差，一般孔隙度

3、小于10%， n 滲透率小于0.1mD n 孔隙度 特高孔隙度 30% 高孔隙度30%25% 中孔隙度25%15% 低孔隙度15%10% n 滲透率 特高滲2000mD、高滲2000500mD 中滲50050mD、低滲5010mD 特低滲小于10mD2.微觀（1）孔隙結構孔隙結構：巖石中所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通的關系。微米與納米尺度是通過掃描電鏡與微-納米CT掃描可以識別的微觀孔隙形態(tài)與空間特征，如圖1-1。圖1-1 微觀孔隙形態(tài)與空間特征（據于清艷，2015）非常規(guī)油氣儲層孔隙微觀結構復雜，孔喉多小于 1m。表1-2非常規(guī)油氣致密砂巖儲層與常規(guī)油氣砂巖儲層特征對比

4、表非常規(guī)油氣砂巖儲層與常規(guī)油氣致密砂巖儲層特征對比表明（表1-2），非常規(guī)油氣致密砂巖儲層巖石組分中缺少抗壓程度的石英礦物，并多處于中、晚成巖階段，故以次生孔隙為主，喉道呈席狀、彎曲片狀，連通差（圖 3a）；孔隙度為 3%10%，滲透率多小于 1mD。而常規(guī)油氣砂巖儲層巖石組分具有石英含量高、長石、巖屑含量低的特征，成巖階段較早，多早于中成巖 B 期，壓實程度較弱，保存原生孔隙，孔隙以短喉道連接，連通性較好；孔隙度范圍處于 10%30%，滲透率多大于 1mD。（2）孔隙類型非常規(guī)致密儲層孔隙類型多樣，既有粒間溶蝕微孔、粒間原生微孔、粒內原生微孔，也存在有機質微孔與晶間微孔、微裂縫等多種類型；孔

5、喉大小以納米級為主，但也存在微米級、毫米級微孔或微裂縫。（二）儲層非均質性儲層非均質性指油氣儲層由于在形成過程中受成巖作用、構造作用和沉積環(huán)境的影響，在空間分布及內部各種屬性上都存在的不均勻的變化。這種不均勻變化具體地表現在儲層巖性、物性、含油性及微觀孔隙結構等內部屬性特征和儲層空間分布等方面的不均一性。形成儲層層內、平面和層間的非均質性。主要從成巖作用、構造作用和沉積環(huán)境三方面分析致密砂巖儲層與常規(guī)砂巖儲層非均質性差異。v 成巖：致密砂巖儲層成巖作用強烈，壓實作用尤為突出，儲層巖石中抗壓組分較少，使得孔隙結構復雜，增加了儲層的非均質程度v 構造：天然裂縫相對發(fā)育,巖性堅硬致密,存在不同程度的

6、天然裂縫系統(tǒng),一般受區(qū)域性地應力的控制,具有一定的方向性。v 沉積環(huán)境：常規(guī)油氣資源主要分布在沖積扇、扇三角洲、河流以及正常三角洲等粗粒沉積體系中；非常規(guī)油氣資源賦存在大型湖盆的細粒三角洲前緣、前三角洲和湖相泥頁巖等細粒沉積體系（圖 1-2）。圖1-2 常規(guī)油氣粗粒沉積與非常規(guī)油氣細粒沉積分布模式圖（據鄒才能，2015）（三）儲層敏感性儲層孔隙結構復雜,喉道小,泥質含量高,水敏、酸敏、速敏嚴重,導致開采過程中易受傷害,損失產量可達30%50%。 （據鄒才能、中國非常規(guī)油氣勘探開發(fā)與理論技術進展，2015年）二、流體滲流方式非常規(guī)致密砂巖儲層油氣聚集過程中，呈現低速非達西滲流特征，存在啟動壓力梯

7、度，常規(guī)砂巖儲層中流體則遵循達西滲流（表 2-1）。表2-1 非常規(guī)致密砂巖儲層與常規(guī)砂巖儲層流體滲流方式對比儲層類型滲流特征影響非常規(guī)致密儲層非常規(guī)油氣滲流機理受孔滲條件和含水飽和度控制，聚集過程中，存在達西流和低速非達西流雙重滲流機理，廣泛存在非達西滲流現象。致密儲層非達西滲流機制決定了油驅水阻力大、含油飽和度低的特點，需要人工壓裂注氣液，增加驅替力，形成有效開采的流動機制。 常規(guī)儲層在常規(guī)油氣儲層中，微米級及其以上級別孔喉是主要的儲集空間，遵循達西滲流。常規(guī)開采方式致密油氣具有滯流、非線性流、擬線性流 3 段式流動機理。圖2-1 非常規(guī)致密儲層流動過程與機理模式圖（據鄒才能，2015）以

8、四川盆地侏羅系致密油為例，在運聚滲流實驗的流速范圍內，滲流曲線由平緩過渡的兩段組成，較低滲流速度下的上凹型非線性滲流曲線和較高流速下的擬線性滲流曲線，滲流曲線主要受巖心滲透率的影響，滲透率越低，啟動壓力梯度越大，非達西現象越明顯。運移過程中依次經歷擬線性流、非線性流和滯流 3 個階段。由于生烴增壓產生的壓力梯度由源向儲呈現遞減趨勢，因此 3 個階段的石油運移速度和含油飽和度都將逐級降低（圖2-1）。 三、邊界條件油氣主要分布在源內或近源的盆地中心、斜坡等負向構造單元，大面積“連續(xù)”或“準連續(xù)”分布，局部富集，突破了傳統(tǒng)二級構造帶控制油氣分布概念，有效勘探范圍可擴展至全盆地，油氣具有大面積分布、

9、豐度不均一特征。源儲共生，油氣聚集邊界不顯著，易形成大油氣區(qū)。 致密儲層，烴源巖生烴模擬實驗及巖石物性測試表明，生烴增壓和毛細管壓力差是致密油運聚的主要動力，浮力難以發(fā)生作用。在這種非浮力聚集的情況下，致密油氣區(qū)不存在明確的油氣水邊界。四、結論通過對致密砂巖油藏與常規(guī)砂巖油藏對比分析，主要得到以下結論。五、參考文獻1鄒才能,楊智,朱如凱,張國生,侯連華,吳松濤,陶士振,袁選俊,董大忠,王玉滿,王嵐,黃金亮,王淑芳. 中國非常規(guī)油氣勘探開發(fā)與理論技術進展J. 地質學報,2015,06:979-1007.2于清艷. L3區(qū)塊低滲致密油藏注氣開發(fā)方式研究D.西南石油大學,2015.3鄒才能,陶士振,白斌,楊智,朱如凱,侯連華,袁選俊,張國生,吳松濤,龐正煉,王嵐. 論非常規(guī)油氣與常規(guī)油氣的區(qū)別和聯(lián)系J. 中國石油勘探,2015,01:1-16.4鄒才能,張國生,楊智,陶士振,侯連華,朱如凱,袁選俊,冉啟全,李登華,王志平. 非常規(guī)油氣概念、特征、潛力及技術兼論非常規(guī)油氣地質學J. 石油勘探與開發(fā),2013,04:385-399+454.5