Question

致密砂岩油气形成与分布

Answer 1

由于致密砂岩储层具有低孔低渗-超低孔渗-致密的特征，纵向上非均质性强、储渗体横向连续性差，导致致密砂岩油气水关系复杂，油气水分异程度差，一般无统一的油气水界面，无统一的压力系统;同时由于裂缝的沟通作用更增加了其复杂性。

致密砂岩油气藏往往是盖层、圈闭界限或者油气藏边界不明确，大面积连续含油气，主要具有以下地质特征:①烃源岩多样，有进入正常热演化程度的含煤岩系和湖相、海相烃源岩;②油气分布不受构造带控制，斜坡带、坳陷区均可以成为有利区，分布范围广，局部富集;③储集层多为低孔渗-特低孔渗-致密砂岩储层，非均质性强，含水饱和度较高，储层大规模分布;④成藏组合以自生自储为主，源储一体，紧密接触;⑤油气运移以一次运移或短距离二次运移为主，油气聚集主要靠扩散方式，浮力作用受限，油气渗流以非达西流为主;⑥油气具有多期多阶段成藏特点，成藏机理特殊，与常规油气藏互补;⑦流体分异差，无统一流体界面与压力系统，饱和度差异大，油气水易共存;⑧资源丰度较低，平面上形成大油气区，但一般无自然产量或产量极低，需采用适宜的技术措施才能形成工业产量，稳产时间较长。

一、致密砂岩油气性质

低渗透-致密油气田广泛分布于各个油区，并且在不同地质年代的地层中都有分布，对于同一个油区，相对较老地层所占比例较高。目前发现的低渗透-致密油田以中深层为主，而致密气田则以深层为主。

低渗透-致密储层原油性质比较好，在一定程度上弥补了渗透率低的缺陷，原油地下流动状况较好是获得工业流油的必要条件。如安塞油田长6油层为典型的低渗-致密砂岩油藏，原始地层压力为8.3～9.8MPa，压力系数为0.7～0.8，地面原油密度为0.83～0.85g/cm³，黏度为1～55mPa·s，地层水矿化度一般为70～90g/L，为CaCl₂型水(表3-4)。油、水分异较差，同一构造油、水产量与构造高低无明显关系，构造高部位也出现油、水同出的现象。

表3-4 四川盆地晚三叠世地层水性质统计

致密砂岩气具有轻烃含量高、重烃含量低的特点。如四川盆地上三叠统须家河组所产天然气甲烷含量为82.55%～93.42%，重烃含量相对较低，多在10%以下，最高者亦小于15%;iC₄/nC₄多在0.75以上，iC₅/nC₅分布在1.64～2.79之间，非烃中一般不含硫化氢;川中地区各产层天然气碳同位素组成具有δ¹³C₁＜δ¹³C₂＜δ¹³C₃＜δ¹³C₄的特征，属有机成因气。

二、致密砂岩油气中水分布成因

1.储层非均质性

低孔低渗储层非均质性强，导致油气中水过渡带较大。致密砂岩气藏具有流体压力异常、重力分异不明显的特征。在低孔低渗储层中，存在级差较大的多类孔隙喉道，在油气柱净浮力不足以克服各级别喉道的毛细管阻力时，孔隙水被挤出的程度不同，使得最终形成的油气-水界面不是一个理想、严格的分界面，但存在含水饱和度向上逐渐降低的趋势，在纯油、气与纯水之间存在油-气-水过渡带，导致纵向上油气藏具有三分的特征。

2.储层中的夹层

在低孔低渗砂岩储层中，常见薄层泥岩或物性差的钙质砂岩、泥质粉砂岩等致密砂岩形成的夹层。这类夹层一般具有较高的排驱压力，当其排驱压力大于油气浮力时，对油气运移起到阻碍作用，因此它对下伏砂岩储层中的非润湿相流体具有一定的遮挡作用，可形成岩性圈闭气藏。这类圈闭的油气处于非饱和状态，由于夹层一般具有较高的束缚水饱和度，使得圈闭内存在束缚水、自由水和油气，并具有自由水界面。以四川盆地须二段、须四段和须六段大套砂岩为例，其纵向上可能形成多套含水油气层、含油气水层、水层，导致油气水纵向上分布的复杂化。

3.构造裂缝或断层的影响

由于断层及裂缝发育，可能导致气层与水层相通，当钻遇裂缝获得油气的同时，由于泄压致使水沿着高疏导性的裂缝随气涌出，形成气水同产。川中—川南过渡带须二段、须四段和须六段均有裂缝发育，但以须二段最发育，平面上沿龙女寺—磨溪—遂南—通贤场分布，正好处于须一段缺失区上三叠统沉积前雷口坡组隆起上，由于雷口坡组为相对刚性岩体，在构造应力较小的情况下，在沉积埋藏挤压下形成大量的裂缝而不是断层。须四段受须三段塑性页岩的影响，裂缝发育较差。在东北部龙女寺—白庙场—广安构造带断层较发育，如女1井须二段下部钻遇断层，女110井、女301井附近有断层，产水与断层及断层效应形成的裂缝有关。

因此，在须家河组钻遇裂缝是产气或产水，还是气水同产，主要取决于裂缝所处位置以及在纵向上的沟通情况。

三、致密砂岩油气压力系统

致密砂岩中，常压、低压、高压、异常高压均有分布。油气层压力以常压为主，局部出现异常低压。如鄂尔多斯盆地苏里格气田气层埋深为3200～3410m，气层压力为27～32MPa，压力系数一般为0.83～0.89，表现为异常低压;四川盆地广安气田气层埋深为2100～2800m，气层压力为25～39MPa，压力系数一般为1.13～1.52，整体表现为异常高压，且由东向西地层压力逐渐增高，部分井出现气水同层现象;四川盆地合川气田须二段气藏地层压力系数为1.07～1.52，属常压—高压气藏，部分井出现气水同层现象。

四、致密砂岩油气地质特征

1.致密砂岩油气分布特征

致密砂岩油气在盆地中心、斜坡等大范围“连续”分布，局部富集。如鄂尔多斯盆地靖安油田、安塞油田、榆林气田、靖边气田、大牛地气田、苏里格气田等，均分布在陕北斜坡，构造平缓(坡度为1°～3°)，断层不发育;西峰油田、姬塬油田分布在天环坳陷内，构造平缓。四川盆地合川气田分布在川中平缓斜坡带上(坡度为2°～3°)，断层不发育;广安气田主体位于广安构造，发育多条近东西向断层;但在广安构造外围的平缓构造区，仍然存在大面积含气区。

储层以大规模非常规储层为主。储集层物性以低孔、(特)低渗为主，孔隙类型以孔隙型、孔隙-裂缝型为主。如鄂尔多斯盆地苏里格气田，砂岩孔隙度主要集中在5%～12%之间，渗透率为(0.1～0.82)×10^-3μm²，但储集层物性明显受岩性影响，粗砂岩的孔隙度大于10%，渗透率大于0.82×10^-3μm²，而细粒砂岩孔隙度一般小于5%，渗透率小于0.03×10^-3μm²。四川盆地广安气田须四段，气层孔隙度集中在6%～14%之间，平均为9.9%，渗透率集中在(0.2～5)×10^-3μm²，孔隙类型以粒间孔、粒内溶孔为主，局部裂缝发育，总体储集类型属裂缝-孔隙型。

2.致密砂岩气地质特征

根据对四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地上古生界、吐哈盆地山前带、塔里木盆地库车山前带深层、松辽盆地深层等致密砂岩成藏地质特征和主控因素的分析，结合成藏物理模拟实验，研究表明致密砂岩气以短距离二次运移为主，天然气聚集主要靠扩散方式，浮力作用受限，以非达西渗流为主，具有多期多阶段成藏的特点。

四川盆地上三叠统须家河组致密砂岩气藏，成藏组合主要为自生自储，以须家河组自生烃类贡献为主。须二段、须四段或须六段储层与下伏须一段、须三段或须五段烃源层直接接触，下伏生成的天然气可通过垂向运移向上注入须二段、须四段或须六段储层中，也可依靠连通下部烃源层的断裂及其裂缝作为烃类垂向运移的主要途径。横向运移则主要靠须家河组内部的孔隙层，尤其是在缺失须一段沉积的地区，须二段储层直接覆盖在雷口坡组之上，如磨溪、通贤、龙女寺和界石场—荷包场地区以及广安构造区。

强烈的胶结和压实作用，导致储层孔隙度和渗透率均较低，不利于油气在层内大规模的横向运移。须家河组内部的断层规模虽然不大，长度一般只有几千米，断距普遍小于100m，但数量不少，其伴生裂缝发育。这些断层及其伴生的裂缝，可以明显改善须家河组砂岩储层的横向连通性，有利于油气的横向运移和聚集成藏。

根据须家河组烃源岩演化史、储层演化史以及圈闭发育史，结合薄片镜下观察，可以确定川中-川南过渡带须家河组油气形成存在3次运聚期。第一期为燕山早中期的晚侏罗世，对应须家河组烃源岩生油气初期阶段，部分地区须家河组下部须一、三段烃源岩进入生油气期;第二期为燕山中晚期的白垩纪-古近纪，对应本区须家河组各段烃源岩进入生油气高峰期，当然也不排除部分地区下伏地层生成的油气注入，但总体上以须家河组天然气注入为主，为本区须家河组油气大量生成和运移的聚集期;第三期为喜马拉雅运动以来的新近纪至今，由于构造活动，圈闭定型，已经形成的油气藏由于构造活动的影响，经历重新调整、再分配和转移的再成藏期，露头区天然气甚至运移散失。

3.致密砂岩油地质特征

根据对鄂尔多斯盆地中生界、四川盆地侏罗系等致密油成藏地质特征和主控因素的分析，结合成藏物理模拟实验，研究表明致密砂岩油形成具近源成藏特征，运移方式以短距离二次运移为主，渗流以非达西流为主，具有连续成藏的特点。

以鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩油藏为例。晚侏罗世抬升之前，延长组泥质烃源岩进入浅埋藏阶段，生成有机酸，使早期胶结物和碎屑颗粒溶蚀，产生大量次生孔隙。早白垩世开始，鄂尔多斯盆地发生大规模沉降，至早白垩世末期延长组进入深埋成岩环境，烃源岩进入生烃高峰期。同时，燕山期岩浆活动过程中，延长组砂岩中出现了大量的自生成岩矿物共生组合，包括大量伊利石、高岭石、白云母、钠长石和碳酸盐岩等蚀变和交代作用矿物组合，造成延长组储层致密。延长组砂岩在深埋藏条件下发生石英重结晶次生加大、亮晶方解石重结晶、铁绿泥石生长、钠长石重结晶等。在油气大规模形成、运移和成藏过程中，储层同时也因重结晶而更加致密。燕山晚期—喜马拉雅期盆地整体抬升，伴随的溶蚀和裂隙作用对储层物性有所改善，产生相对高孔高渗透带，对早期油气藏进行改造。

油气包裹体研究表明，鄂尔多斯盆地不同地区的延长组油层砂体普遍含有3期流体包裹体，但与油气成藏有关的包裹体只有一期。第一期包裹体为高温有机包裹体，无荧光，或偶尔有很淡的黄色荧光;第二期为固态沥青包裹体，无荧光，或者有很淡黄色荧光;第三期为气态烃+液态烃或液态烃油气包裹体，具明亮黄色荧光，为原生油气包裹体，代表了本区主成藏期。

延长组油层第三期油气包裹体非常发育，主要分布在晚期方解石胶结物、钠长石加大边及晚期胶结物中和晚期溶蚀孔隙或者裂隙中，第三期油气包裹体荧光特征与油层孔隙和裂隙中吸附的油气荧光特征几乎一致，都是亮黄色荧光，荧光强度也几乎相当。第三期油气包裹体中的油气与现今储层孔隙中的油气为同一来源的同期油气。而且第三期油气包裹体属于原生油气包裹体，其与重结晶和胶结物等包裹体寄主矿物为同期形成的产物，这是由于油气运移、聚集期间储层砂岩中钠长石重结晶、硅质和钙质等晚期胶结物大量形成，导致储层致密成为低渗储层，因此，储层的致密化伴随油气的注入和成藏过程，即储层致密与油气充注成藏同时进行。

包裹体测试表明，陇东油田长2+3油层、西峰长8油层、安塞长6油层和姬塬长4+5油层的流体包裹体的均一温度分布特征完全一致，都具有两个明显的峰值区间。高温区间的均一温度主峰为140℃，属早期包裹体(即第一期包裹体)，为延长组物源区继承性包裹体;低温区间的均一温度主峰为110℃，为晚期油气包裹体(即第三期包裹体)，代表油气成藏期的温度条件。说明陇东油田长2+3油层、西峰长8油层、安塞长6油层和姬塬长4+5油层油气成藏温度条件相同。但是，姬塬长4+5油层和安塞长6油层包裹体的盐度一样，而长8油层包裹体的盐度和长2+3油层油气包裹体的盐度变化范围大，盐度也总体偏低，反映出它们的流体来源有所差异，长8油层和长2+3油层流体来源与裂隙发育有关。延长组长2+3到长8油层组沉积-埋藏演化历史过程基本一致，它们的油气形成和成藏时间也一致。多种方法研究表明，延长组油气形成于早白垩世，在晚白垩世早期油气开始运移成藏，古近-新近纪构造运动对油气藏进行改造，最终定位形成了现今油气藏。

总之，生烃能力、构造高部位、有利储层及裂缝的发育程度共同作用影响了致密砂岩油气的富集高产。