致密砂岩气充注机制及成藏富集规律

樊阳，查明，姜林，张少鹏，张洪

（1．中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛266580；2．中国石油勘探开发研究院，北京100083；3．山东黄金矿产资源集团有限公司，山东 济南250100）

0 引言

致密砂岩气是指储集于低—特低渗透致密砂岩储层中的非常规天然气，一般单井无自然产能，或自然产能低于工业气流下限，需要经过大规模压裂或特殊采气工艺技术才能形成工业产能［1-2］。目前，国际上尚未形成统一的致密含气砂岩地质评价标准，国内外学者和研究机构提出了致密砂岩孔隙度和渗透率的不同划分标准［3-8］。2011年，国家能源局制定了第1 个关于致密砂岩气的行业标准［9］，提出致密砂岩储层地质评价标准为孔隙度小于10%，渗透率小于0.1×10-3μm2或空气渗透率小于1×10-3μm2，孔喉半径小于1 μm，含气饱和度小于60%。

世界上可利用现有勘探开发手段开采的致密砂岩气储量为（10.5～24.0）×1012m3，居非常规天然气之首［10-11］。全球已发现或推测发育致密砂岩气的盆地有70 个，主要分布在北美、欧洲和亚太地区。美国是目前全球致密砂岩天然气年产量最多的国家，发育致密砂岩气藏的盆地有23 个，主要分布在落基山地区［12-13］。

近年来致密气藏储量在我国天然气探明储量中的比例几乎占到50%，分布也极为广泛，在鄂尔多斯盆地、川西地区、大庆深层、塔里木深层、渤海湾地区深层、柴达木盆地等都有致密气藏的发现，其潜在的巨大资源可以有效弥补常规天然气储量的递减［14］。致密砂岩储层普遍的低孔、低渗、强非均质性特征使天然气的充注及成藏过程有别于常规砂岩气藏，为了更好地勘探开发我国致密砂岩气藏，有必要深入研究其充注机制及成藏富集规律。

1 致密砂岩气藏类型

不同类型的致密砂岩气藏具有不同的成藏机理和勘探潜力。目前，学者对致密砂岩气藏有多种分类方案。根据储层特征、储量大小及气藏所处构造位置的高低，戴金星等［15］将致密砂岩气藏分为连续型和圈闭型；依据致密砂岩气藏成藏与构造演化关系及不同的成藏规律，董晓霞等［16］将致密砂岩气藏分为原生型深盆气藏和改造型； 根据致密砂岩气藏的形成条件、分布特征、圈闭类型以及勘探实践等因素，张国生等［10］将我国致密砂岩气藏划分为斜坡岩性型和深层构造型； 根据致密砂岩气藏盆地中所处的构造部位，结合成藏机理及演化规律，李建忠等［14］将致密砂岩气藏分为低缓斜坡型、背斜构造型和深部凹陷型3 类。

从致密砂岩气成藏期储层物性控制天然气成藏机理的角度出发，又可将致密砂岩气藏划分为先成藏后致密型、先致密后成藏型和复合型3 种类型［17-18］。

先致密后成藏型致密深盆气藏，要求储层致密化过程发生在源岩生排烃高峰期天然气充注之前，且致密化程度达到孔隙度低于12%、渗透率低于1×10-3μm2，例如库车坳陷依南2 气藏天然气充注发生在致密砂岩储层形成之后，毛管力为主要成藏动力，气藏成因类型属于致密深盆气藏［18］；先成藏后致密型致密常规气藏要求储层致密化过程发生在源岩生排烃高峰期天然气充注之后，例如库车坳陷迪那2 气藏天然气充注发生在致密储层形成之前，浮力为主要成藏动力，气藏成因类型属于致密常规气藏［18］；复合型致密气藏则既存在储层致密前天然气的充注，也存在储层致密后天然气的充注（见图1）。

图1 致密砂岩气藏类型模式

2 致密砂岩气充注机制

先成藏后致密型致密砂岩气藏的成藏机理与常规气藏相似，因此本文所研究的充注运移特征及成藏特征主要是针对先致密后成藏型致密深盆气藏。特殊的纳米级孔喉系统以及成藏条件，使其具有不同于常规气藏的充注运移过程，研究其充注机制有助于深入了解其成藏规律。

2.1 近源运聚、持续充注

致密砂岩孔径主体介于25～700 nm，这种纳米级孔喉系统限制了浮力在天然气运聚中的作用。运移动力由源储压差提供［19］，天然气主要通过活塞式的气水排驱作用成藏，直接推移式的驱替作用使天然气被排驱出源岩后，开始就近聚集，并且致密砂岩气藏通常构造平缓稳定，储层致密，源储多为交互或垂向叠置，均不利于天然气长距离运移，因此，天然气主要为近源充注和运聚。苏里格地区天然气的稳定碳同位素分析结果显示，绝大部分样品的甲烷及重同系物都具有相对稳定同位素13C 富集的煤成气特征； 石盒子组和山西组的烷烃气碳同位素都较重，具有近源煤成气的特点；对应分子的C2—C4碳同位素值，山西组的C2—C4碳同位素值普遍高于石盒子组，具有近源的同位素重、远源同位素轻的特点，也表明天然气来自下部地层，具有近源层状聚集的特征［2］。

2.2 非达西渗流机制

致密砂岩储层由于孔径细小，毛细管阻力很大，天然气在低渗低速渗流情况下表现为非达西渗流特征，气体驱替压力高，存在启动压力现象［20-26］。邹才能等［24］对四川盆地广安地区低渗砂岩样品进行天然气充注实验，发现饱和水条件下气体渗流呈现低速非达西特征，存在启动压力梯度。渗透率曲线由平缓过渡的2 段组成，具较低渗流速度下的非线性渗流曲线和较高流速下的拟线性特征。任小娟等［25］通过渗流机理实验，证实低渗透砂岩气藏储层天然气的渗流曲线分为低速非达西渗流、拟线性渗流和高速非达西渗流3 段。以苏里格大气区为例，致密砂岩存在达西渗流和非达西渗流2种机制，以非达西渗流为主，致密砂岩的启动压力梯度为0.1～0.3 MPa/cm，且渗透率越低，启动压力梯度值越大，非达西渗流现象越明显［23-25］（见图2）。

2.3 非浮力作用运移

先致密后成藏型致密深盆气藏，由于储层孔隙度和渗透率都很小，毛细管阻力很大，并且地层中的可动水被排驱之后天然气才开始充注，此时地层通道中几乎不含或很少含可动水，因此天然气聚集一般不受浮力驱动［25-27］。致密砂岩气藏的源储组合主要存在2 种类型：一种是源储紧密接触的源储叠置型，例如川西上三叠统须家河组致密砂岩气藏； 另一种是与常规油气藏类似的源储不相邻的但距离较近的源储分离型，例如库车坳陷大北地区盐下深层天然气藏。

图2 苏里格气田致密砂岩非达西渗流特征

对于这2 种致密砂岩气藏来说，源储叠置型致密砂岩气成藏过程相对容易，烃源岩排烃形成的压力驱使天然气运移，即源储压差是天然气充注的动力，由于源储叠置，天然气可以形成面式充注，从而形成大面积分布的气藏（见图3）。

图3 川西前陆盆地须家河组天然气成藏模式

源储分离型致密砂岩气藏需要通过断层将储层与烃源岩沟通，由于致密储层孔渗性差，浮力作用不明显，因此油气持续供给而形成的超压与储层的压力差驱使天然气运移。由于储层中沟通烃源岩的断层面积有限，油气大规模地充注到致密储层中非常困难，往往需要裂缝的输导才能有效成藏（见图4）。

图4 库车前陆盆地盐下深层天然气藏模式

2.4 含气性主控因素

含气饱和度是预测储量的重要参数之一，致密砂岩储层含气性受储层物性、充注压力、非均质性以及渗透率级差等多种因素的共同控制［26-29］。吕修祥等［27］通过含气饱和度模拟实验发现，随着充注压力的增大，含气饱和度增加，最后达到一近于稳定的最大值。储层孔隙空间均质性的表征参数是渗透率级差。邹才能等［24］通过成藏机理物理模拟实验研究表明，渗透率级差大、非均质性强的砂体更有利于天然气富集成藏，含气性越好。

因此，对于致密砂岩气藏，储层渗透率级差是评价储集层有效性和含气性的重要指标。渗透率级差的存在导致致密砂岩储层含气饱和度变化更加复杂，储层中较大孔喉最容易充注，较低的充注压力就可以形成运移，而较小的孔喉则需要较高的充注压力，当充注压力超过较小孔喉的毛细管阻力时，流体在大孔喉和小孔喉中都发生运移，渗透率必然较高。

3 致密砂岩气成藏特征

3.1 动力圈闭成藏

动力圈闭是指致密储层中能滞留油气聚集成藏的一个三维空间，也是油气被超压充注到致密储层中的一种成藏作用［29］。由于致密砂岩孔隙度和渗透率都很小，毛细管阻力很大，并且地层中的可动水被排驱之后天然气才开始充注，此时地层通道中几乎不含或很少含可动水，因此天然气聚集一般不受浮力驱动，运移的主要动力为异常高压等［30-33］，即动力圈闭成藏。致密砂岩气藏没有一定的圈闭界限，气藏的范围主要取决于超压充注的强度，超压充注到达的边界就是致密储层含气边界，超压梯度大，油气充注的距离就长（见图5）。

图5 致密砂岩储层中动力圈闭范围

在一定的超压梯度下，致密储层中天然气总是先充注物性相对较好的部位，含气边界和范围随超压梯度的大小和岩石物性的非均质性而变化。致密砂岩储层的动力圈闭与中高渗储层的构造、地层、岩性等常规圈闭相比较，在充注动力、渗流机理、气水分布关系、圈闭形态与分布等方面均有较大差异。北美落基山地区致密砂岩气储层普遍具有异常高压，压力系数一般为1.4～1.7，最高达1.94，天然气运移动力主要是活跃的烃类生成、高的烃柱和高地形的补给区引起的承压状态形成的异常高压，属于动力圈闭成藏［25］。库车坳陷克拉苏构造带深层致密砂岩气藏属于动力圈闭型气藏［32］，通过恢复主要成藏期的过剩压力认为，天然气运移的主要动力为快速沉积、生烃、构造挤压等多因素作用形成的异常高压。

3.2 多阶成藏

Dickinson 于1985年以美国绿河盆地为背景，分析了致密地层中深盆气藏成藏阶段的问题［34］。致密砂岩气成藏过程物理模拟实验研究表明，致密砂岩气藏的成藏过程具有阶段性［34-36］。致密砂体内的天然气成藏大致可分为3 个阶段：第1 阶段为充注前期，即能量积累阶段，此时天然气并不能进入致密砂体；第2 阶段为充注期，即幕式充注成藏阶段，此时致密砂体内的天然气主要依靠气体的膨胀力排驱水，并呈指状向上运移；第3 阶段为充注后期，即气藏保存阶段，天然气分布范围不再变化，整个致密砂体内形成统一的天然气聚集。

第1 阶段发生于深埋环境，第3 阶段发生于抬升环境，第2 阶段在2 种环境中都可以出现。例如苏里格大气区的天然气动态聚集分为主致密期、主充注期、后期调整期3 个阶段［2］。北美阿尔伯达盆地致密砂岩气成藏也具有阶段性，古新世时煤系烃源岩天然气开始生成，早期西部坳陷部位的深盆区生成的天然气就近聚集于动态平衡圈闭中，到后期不断成熟的烃源岩生成的天然气向东北方向扩散，聚集于坳陷斜坡—缓坡带的岩性与地层圈闭，以及西部逆掩冲断带的构造圈闭中［13］。

3.3 气水关系复杂

在致密砂岩地层中，由于可动水已被超压推动的天然气排驱到上方或上倾方向，导致高部位含水而低部位大面积连续含烃，形成气水倒置或气水混杂的不规则动态界面。如果是上生下储式组合，超压向下充注，则是气上、水下，但同样形成不规则界面［30］。超压排驱气体加上储层的非均质性以及低渗、高渗砂体的分布关系，导致致密砂岩气藏内缺乏气水分异，气藏无明确的气水边界，常出现气水关系倒置［30，36-38］。由致密砂岩气成藏过程物理模拟实验可知，致密砂体内的气水分布关系随着天然气的充注不断变化［34］：在气藏成藏的最初阶段，自由水分布空间随着天然气的充注不断变小；当气柱与高渗砂体相连接呈脉冲式充注时，也导致了气水分布关系的不断变化； 致密砂体内天然气成藏后，相对高渗砂体完全被天然气充满，而低渗砂体则只在注气管的范围内存在一个水平的天然气聚集带。致密砂层中浮力驱气作用局限，气水分布关系主要受孔渗大小控制，可出现上气下水、上水下气、气水同层等多种类型的混相成藏系统。如，四川盆地川中地区须家河组致密砂岩气藏就具有气水分异性差、气水共生或气水同层的混相成藏特点［31］；美国落基山地区致密气藏在盆地中部为气水倒置，盆地斜坡区无明显气水界面的现象，自盆地向斜坡区气、水含量呈逐渐过渡趋势，含气量减少、含水量增加［13］。

4 致密砂岩气富集规律

4.1 富集条件

勘探实践表明，致密砂岩气形成的地质要素与常规油气有显著区别。致密砂岩气普遍形成于稳定宽缓的构造背景，具有大面积高丰度的烃源岩与大面积非均质致密储层，源储紧密接触、三明治型生储盖配置和特有的短距离运移、层状聚集的生烃排烃机理［20］。

综合前人研究成果及国内外勘探开发实际，并对国内外典型致密砂岩气藏进行分析［38-40］，认为致密砂岩气聚集成藏需要具备4 个关键条件： 第1 是要有大范围、供气充足、供气速率高的烃源岩，这是由于致密砂岩孔渗极低，只有全天候气源岩连续不断供气，才能形成大气藏，其中煤系地层是最主要的气源岩；第2 是要发育与气源岩间互或紧邻发育的纳米级孔喉为主的致密砂岩储层，要求累计厚度较大，低孔、低渗砂岩储集体大面积连片发育，空气渗透率小于1.0×10-3μm2；第3 是要发育有区域性盖层，保存条件好，并且要求气源、储集层、盖层与构造条件匹配良好，组成有效的生储盖组合；第4 是具有区域性平缓构造背景，原始沉积时构造平缓，坡度较小。

4.2 分布特征

致密砂岩气藏分布领域广泛，类型多样。受构造背景相对稳定、烃源岩广覆式分布、非均质储层大面积分布与源储一体等地质要素影响，致密砂岩气分布具有大面积连续分布、局部富集形成“甜点”、多时代多层位发育和以中深度埋藏为主的特征。

致密砂岩气在盆地不同的构造单元大面积连续分布，平面上主要分布于盆地斜坡区和坳陷中心区，或后期挤压构造褶皱区。例如，北美落基山地区以分布在盆地中心凹陷区的动态圈闭为主，鄂尔多斯盆地大牛地气田、苏里格气田等均分布在陕北斜坡区，四川盆地合川气田分布在川中平缓斜坡带上。勘探实践表明，几乎国内所有含油气盆地（四川、鄂尔多斯、吐哈、松辽、准噶尔、塔里木、南华北等多个盆地）的中深部都具有形成致密砂岩气藏的地质条件，并且志留系、泥盆系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系—白垩系、古近系等均有不同程度的发育［38-40］。根据致密气赋存的层系可知，我国致密砂岩气资源埋深普遍偏大，以中深埋藏为主。鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地三叠系须家河组埋深一般在2 000～5 200 m，准噶尔、塔里木、吐哈等盆地埋深一般在3 800～7 000 m，塔里木盆地库车地区致密气埋深可达7 000～8 000 m，东部和海上各盆地致密砂岩气埋深一般在2 000～4 500 m［10］。

5 存在问题及研究方向

气藏成藏机理方面的研究仍然存在以下3 方面问题：1）致密砂岩气的成藏机理很大程度上取决于储层致密化与天然气充注成藏的先后关系，但是判断致密化过程与天然气充注成藏先后关系的方法尚不明确，砂岩储层何时达到致密的物性标准尚不统一；2）致密砂岩气藏的含气饱和度受到充注压力强度、储层非均质性、孔渗条件以及渗透率级差系数等多种因素的控制，但各因素对其影响大小的量化关系尚不明确；3）目前我国对致密砂岩气藏的勘探主要依赖于对有利古构造、古圈闭及后期构造演化控制的研究，对气藏成藏过程中流体演化特征及分布规律研究相对不足，直接制约对气藏的成藏机理及成藏模式的理解与认识，缺乏成藏机制的理论指导。

为此笔者认为我国致密砂岩气下步的研究方向主要为：1）加强致密砂岩气藏成因类型的研究，明确天然气充注史与储层孔隙度演化先后关系的研究方法，确定各大气区致密砂岩气藏储层物性下限；2）深入进行致密砂岩气藏成藏过程的模拟实验研究，尤其是物性与渗流过程中启动压力梯度的定量关系研究，充注压力、孔隙度及渗透率与含气饱和度关系的定量化研究；3）借鉴美国开采致密气成功的经验和技术，加强对我国致密气成藏机理的探索性研究，统一对致密砂岩气成藏模式的认识。

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