非常规油气资源

本科生实验报告

实验课程 学院名称 专业名称 学生姓名 学生学号 指导教师 实验地点 实验成绩

二〇 年 月 二〇 年 月

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

2

构造的深部位，故称之为深盆气藏。

图1 加拿大阿尔伯达盆地深盆气藏剖面示意图

（据许化政等，1996）

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

3

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。

4

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。

5

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

6

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

7

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

含 渗 透 率 (md) 孔 隙 度 (%) 油 饱 和 度 (%) 5 20 20.5 22.8 29.3 45.0 粒 度 中 值 (mm) 0.05 0.07 4.8 3.5 分 选 系 数 泥 质 含 量 (%) 22.5 16.5 伊 利 石 (%) 60.5 55.5 泥 质 成 分 高 岭 石 (%) 6.0 8.5 蒙脱石 绿泥石 (%) 33.5 33 第二类 次生低渗透储层(成岩型低渗透储层)

次生低渗透储层主要受成岩作用控制。这类储层原认为是常规储层，但由于机械压实作用，自生矿物充填，胶结作用及石英次生加大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留很少，形成致密储层(有时为非储层)。后由于有机质去羧基作用产生的酸性水使碳酸盐、沸石、长石等矿物溶蚀，产生次生孔隙，使其增加孔隙度和渗透率，形成低渗透储层。

次生低渗透储层几乎发育于我国所有含油气盆地之中，构成了低渗透砂岩储层的主体，其中最典型的为安塞油田延长组长6油气层。该储层原生粒间孔隙度为35%，经压实作用，绿泥石膜析出，压溶作用及长石次生加大作用，孔隙度降为17.48%；再经浊沸石、碳酸盐胶结作用，使孔隙度下降为7.09%，其中残留的原生粒间孔仅占1.62%，其余为微孔隙。实际上，该储层已成为致密层。后期，经浊沸石胶结物、长石和其它组分的溶蚀，使孔隙度回升到12.94%，成为次生孔隙为主的低渗透储层。其中，浊沸石溶孔为5.15%，长石和其它组分溶孔占0.7%。

由上可知，次生低渗透储层的研究，应该从成岩作用事件和成岩作用史入手，

8

以原生孔隙的消亡和次生孔隙的分布规律为重点，进行储层预测和评价。

第三类 裂缝性低渗透储层(构造型低渗透储层)

低渗透砂岩储层，尤其是次生低渗透储层，岩石致密程度相应增加，脆性更大，在构造运动产生的外力作用下，易发育裂缝，形成裂缝性低渗透储层。这类储层在我国也有大量发现，诸如扶余油田扶余油气层，克拉玛依油田乌尔禾油气层，及乾安油田，朝阳沟油田，新民油田，火烧山油田，丘陵油田等均属此类。

根据裂缝在储层中所起的作用，裂缝性储层可分为以下四类： (1)裂缝提供了储层基本的孔隙度和渗透率； (2)裂缝提供了储层基本的渗透率； (3)裂缝提高了储层的渗透率；

(4)裂缝仅起到增加储层非均质性的作用。

我国裂缝性低渗透砂岩储层一般为(3)、(4)类。即裂缝储集能力很小，仅能起到提高局部渗透能力或增加某一方向渗透率的非均质性。这是由砂岩中裂缝的发育特点所决定的。

从成因上看，天然裂缝可分为构造缝与非构造缝(成岩缝与沉积缝)两类。砂泥岩地层中主要发育构造缝，方向性明显，受古应力场控制。产状以高角度缝(>600)和垂直缝为主，缝面新鲜，很少见油迹和充填物，说明在地下以闭合状态的潜在缝为主，压力恢复曲线反映为单一孔隙性介质。但在人工外力诱导下极易张开，转化为开启缝。

裂缝性低渗透储层的研究，必须以裂缝研究为中心，从岩心裂缝观察和露头调查入手，以构造发育史及古应力场分析为基础，结合测井及动态资料，对储层中裂缝性质、规模、产状、地下状态、裂缝渗透率及可能对油田开采带来的后果进行详细分析，由此建立符合实际的裂缝地质模型。

1.2.3 根据成藏条件分类

表2直接型致密砂岩气藏和间接型致密砂岩气藏的基本特征

9

储层的烃类原位渗类型 源岩 透率距离 （md） 直接型致密砂岩气藏 以生气为超压/ 烃类生毛细压主的Ⅲ型干酪根 以生油为间接型主的Ⅰ或致密砂Ⅱ型干酪岩气藏 根 <0.1 短/长 低压 解成气 岩性 超压/ 油热裂力/ 好 展布 很大 向 毛细压沿地层变化 的下倾方分布于水<0.1 短 低压 成 力 变化 层 向 穿过地RO >0.7% 的下倾方分布于水运移压力 机制 制 量 特征 度 油藏 压力 封闭机封闭质上边界的热成熟分布位置 气藏顶部国外有些学者也根据油气藏的其他不同条件进行过分类，例如Law（2000，2002）根据烃源岩的差异，将致密砂岩气藏中的盆地中心气藏划分为两类：直接型盆地中心气藏和间接型盆地中心气藏。其中直接型盆地中心气藏的烃源岩主要为Ⅲ型干酪根，以生气为主，而间接型盆地中心气藏则以Ⅰ或Ⅱ型干酪根为主，主要生成油，然后由油裂解成气。除此之外，还可以划分为这两者之间的过渡类型。由于盆地中心气藏实际上就是致密砂岩气藏，因此亦可以将致密砂岩气藏划分为直接型致密砂岩气藏和间接型致密砂岩气藏两类。由于这两类致密砂岩气藏烃源岩的干酪根类型的差异，导致其成藏特征具有很大的差别（表2）。

1.3 致密气藏基本特征

致密气藏为非常规气藏，它与常规气藏具有较大的差别，概括起来说，深层致密砂岩气藏至少有以下一些重要的非常规地质特征。

（1）渗透率低

渗透率低是致密砂岩气藏的重要标志，是衡量一个含气砂层是否称得上“致密”的第一个重要标准。1980年，美国联邦能源管理委员会(FERC)根据“美国国会1978年天然气政策法(NGPA)”的有关规定，确定致密气藏(致密地区)的注册标准是其渗透率低于0.1×10-3μm2，而更常见的是致密气砂层的渗透率在0.05×10-3μm2以下。Satriana（1980）对北美13个盆地31个致密砂岩气层渗

10

透率的统计结果表明，渗透率为（0.001-0.01）×10-3μm2的有23层，其中渗透率在（0.001-0.05）×10-3μm2的有15层，而最大的几个产气层的渗透率都在0.09×10-3μm2以下。该渗透率为地层原始渗透率。在储层条件下，上覆岩层压力和高含水饱和度能使地层中的气体相对渗透率降到只有实验室测定的相对渗透率值的6%以下。而我国使用的渗透率皆为实验室常规条件下测定的渗透率，二者不能直接对比。

（2）孔隙度低

美国致密砂岩气层孔隙度的注册标准一般取10%为上限值，下限取5%。若砂岩层裂缝较发育时，此下限值可降到3%。美国已投入开发的致密砂岩气层孔隙度多为8%—12%，只有东得克萨斯棉花谷气层孔隙度相对较低，平均为6.1%。中原油田对孔隙度大于6%的各类天然气储层的综合研究和测试结果表明，孔隙度小于12%，渗透率1×10-3μm2为致密储层，其中，孔隙度为12%—10%，渗透率为（0.1-1）×10-3μm2为致密Ⅰ类；孔隙度为10%—8%，渗透率为（0.02-0.1）×10-3μm2为致密Ⅱ类；孔隙度小于8%，渗透率小于0.02×10-3μm2为致密Ⅲ类，若砂层发育裂缝，则另外考虑。

致密天然气藏内，致密砂岩中孔隙形态有三种：Ⅰ 颗粒支撑的原生孔隙、 Ⅱ 缝隙和溶蚀孔隙 、Ⅲ 基质支撑颗粒，但是次生孔隙常见，伴有少量粒间孔隙，孔隙度和渗透率无明显线性关系，孔隙中粘土含量较高。

（3）含水饱和度较高

由于致密砂岩孔喉小，结构复杂及其亲水性，砂岩不可能将其中的束缚水、部分游离水完全驱替出来。而且，砂岩越致密，其含水饱和度越高。

致密气砂层的含水饱和度一般为30%～70%，但基本上为束缚水，游离水很少，因此致密气藏很少有下倾的气水界面。通常以40%作为估算一个致密气盆地的致密气储量的饱和度下限值。随着地层含水饱和度增大，流动气相的地层原始渗透率迅速降低，含水饱和度达到60%～80%时，渗透率就基本降为零。

（4）砂体呈毯状和透镜状

致密气砂层有两种：一种呈单层、比较厚的含气层出现，通常在大面积内厚度稳定，这种层称为毯状气砂层，为海相沉积；另一种则是在较厚的剖面中散布着多层透镜状含气层，主要为陆相沉积，并且这种致密气砂层更为常见（图1）。

11

图2 常规砂岩储集层与致密透镜体（L）和毯状砂岩储集层（B）关系示意剖面图

（据C.W. Spencer，1989）

许多致密气盆地中，砂岩由不连续的巨厚横剖面内无法对比的许多透镜体组成含气砂层，据统计，美国透镜体产层的气占致密气总储量的43%。我国大多数含油气盆地为陆相沉积，较之海相砂岩，陆相砂岩不但单层厚度薄，横向变化也大，在高度成岩和低孔低渗的总背景下，既可形成不连续的砂岩透镜体，也可形成砂岩层内部的成岩圈闭，因此，我国的致密气砂层以透镜状含气层为主。例如，渤海湾盆地东濮凹陷的沙河街组，砂体多为小型三角洲、湖底扇、重力流水道成因，目前发现的致密砂岩气藏多为透镜体状。

（5）地层压力多变

国内外资料表明，致密砂岩气藏一般都具有异常高或低的地层压力。高压异常使得储层中有效孔隙的气充满度更高，根据Snarsky(1962)研究，当压力系数超过1.4时就可能使岩石产生破裂，从而改善储集条件。李明诚认为(1992)，川西坳陷侏罗系致密砂岩中的裂缝即是由高异常压力造成的。异常高压的致密砂岩气藏如美国绿河盆地联合堡层致密砂岩气层压力系数为1.57,棉花谷盆地棉谷砂层压力系数为1.49。我国渤海湾盆地东濮凹陷文东盐下沙四段压力系数高达1.8，白庙气藏压力系数为1.5—2.0，四川盆地川西坳陷侏罗系致密气砂层压力

12

系数为1.8—2.0。异常低压的致密砂岩气藏如加拿大阿尔伯达盆地致密砂岩气藏的压力系数一般小于0.9。

地层超压还是低压，取决于：①有机物丰度；②古温度；③今温度；④有机质连续生气能力；⑤是否存在有横向或纵向封闭层；⑥或者无水力隔层将致密地层与泄水区隔离开；⑦致密砂岩气藏的构造演化等。

（6）气水关系复杂

致密含气层系中一般无明显的水层，尤其是在透镜体状的致密气藏中更是如此。但是在毯状气砂层中则可能出现明显的水层，但气和水呈倒置的关系，即气聚集在构造低部位的致密砂岩中，上倾部位是渗透性相对好的含水层。如西加拿大盆地的沃尔姆斯气田，美国圣胡安盆地气田和丹佛盆地的瓦登伯格气田等有一个共同的特征是：储集致密气的岩系上倾部位为水，而在下倾部位形成气藏，中间有一个水—气过渡带，这种情况正好与常规气藏相反。

1.4 深盆气藏的成藏机理

通常情况下，深盆气在成藏的过程中也需要有成熟烃源岩提供丰富的气源，

在层系的顶底部也需要有盖层防止天然气的垂向运移和散失，也需要有储集层和圈闭来储聚天然气。但这些成藏要素和所产生的生、运、聚作用，在时空的组合上与常规油气藏的形成有许多不同。致密储集层的毛细管压力封闭和力平衡原理是深盆气藏成藏机制。

图3 深盆气藏形成机理和控制成藏作用示意图

13

（据王涛等，2002，修改）

与储集层相邻的烃源岩以游离态向储集层大量充注天然气，由于储集层孔

渗性差，孔喉半径小，在气—水接触面上产生强大的毛细管力，在毛细管力的作用下进入致密储集层中的天然气不能在浮力的作用下向上运移。随着气体不断向储集层中充注，气体被压缩而形成异常高压，形成气体的膨胀力，当气体的膨胀力超过致密储集层的毛细管力时，天然气向上以“活塞式”的方式不断排替其中孔隙水并把气—水界面不断向上倾方向推移，最终在气—水界面以下为天然气所饱和，在气—水界面之上为水所饱和，且气水之间并没有任何封闭层将它们隔开，气—水界面的形成位置正是气体的膨胀力与气—水两相的毛细管压力两种力达到动平衡的位置，呈现力平衡界限。以力平衡界限溢出点为边界的圈闭范围在理论上代表了深盆气藏圈闭的最大范围。在这一界限以外，储集层的物性变好，形成的毛细管力也变小，不能再将天然气束缚于储集层之中。这时，天然气在浮力作用下向上倾方向运移，或在适宜的圈闭中形成常规气藏，或散失掉。

另外，天然气供给量与逸散量之间存在物质平衡界限，当烃源岩向储集层中提供的天然气量小于逸散的天然气量时，就不能形成深盆气藏，或以形成的深盆气藏的分布范围逐渐萎缩，直至消失；当烃源岩提供的天然气量大于逸散的天然气量时，储集层中的天然气就继续排驱储集层中的孔隙水，使得深盆气藏的范围扩大或最终维持在力平衡界限的最大范围。实际上物质平衡界限就是深盆气藏分布范围。

参考文献

陈昭年.2013.石油与天然气地质学（第二版）.北京：地址出版社 王涛.2002.中国深盆气..北京：石油工业出版社

14

15

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/tlj3.html