連續(xù)型致密砂巖氣成藏地質研究進展

連續(xù)型致密砂巖氣成藏地質研究進展

根據天然氣資源三角形的概念，所有具有良好傳統(tǒng)天然氣儲量的盆地都必須具有更多的常規(guī)天然氣儲量。近20年來,美國的常規(guī)天然氣產量持續(xù)下降,天然氣總產量的增加主要是非常規(guī)天然氣的貢獻,其中最早突破的是致密氣(圖1)。目前,美國已在23個盆地發(fā)現了900多個致密氣田,可采資源量為13×1012m3,可采儲量為5×1012m3,生產井超過10萬口,2010年美國致密氣產量達1754×108m3,占當年天然氣總產量6110×108m3的30%。中國致密砂巖氣的發(fā)展非常快,尤其以鄂爾多斯盆地上古生界和四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖氣藏的勘探開發(fā)為代表,非常規(guī)天然氣的有效勘探與開發(fā)使得我國天然氣供需基本上維持平衡(圖2)。2011年,致密砂巖氣儲量已占中國天然氣的三分之一以上,年產量超過200×108m3,展現出很大的潛力,致密砂巖氣地質資源量為17.4×1012~25.1×1012m3,可采資源量為8.8×1012~12.1×1012m。預計未來我國每年新增探明天然氣儲量中,致密砂巖氣儲量將占40%以上。相比于當下“如火如荼”的頁巖氣革命,致密砂巖氣顯得有些“落寞”,國內不少專家呼吁更應該注重致密砂巖油氣勘探開發(fā),對于中國來說,致密油氣才是現階段非常規(guī)油氣領域內更現實的選擇。1巖石層的概念、分類和地質特征1.1致密砂巖氣藏和儲層精細劃分由于在研究過程中對致密砂巖氣藏認識程度的不同或者由于不同的研究者命名的出發(fā)點或依據不同,該類氣藏出現了多種稱謂。如:深盆氣、致密氣藏、盆地中心氣、(準)連續(xù)型氣藏、根緣氣及向斜油氣藏。致密砂巖氣發(fā)育分布在盆地中心或坳陷部位,但在深度上并不要求“深”,比如牛奶河(MilkRiver)致密砂巖氣藏埋深在淺處不足300m,艾爾姆華士(Elmworth)致密砂巖氣藏深度為914~3000m,布蘭科(Blanco)氣田埋深為1600~2100m,瓦滕伯格(Wattenberg)氣田埋深介于2300~2600m。而連續(xù)型氣藏這一概念較為寬泛,它包括了致密砂巖氣、頁巖氣、煤層氣以及生物氣等。根據近10年來的文獻檢索結果,盆地中心氣和致密砂巖氣是最近幾年國外學者使用最廣泛的稱謂,而在中國使用最多的是致密砂巖氣這一稱謂。本文中的致密砂巖氣指的是具有氣水倒置特征的或氣水分布規(guī)律非常復雜的氣藏,可以稱之為連續(xù)型致密砂巖氣藏或深盆型致密砂巖氣藏,與之對應的是圈閉型致密砂巖氣藏。致密砂巖氣藏的定義或儲層的劃分標準也有多種(表1)。最一致的認識是滲透率的界定,指的是原地滲透率小于0.1×10-3μm2。而我國使用的滲透率通常都是實驗室常規(guī)條件下測定的滲透率,與儲層條件下受高含水飽和度和上覆巖層壓力影響的原地滲透率相差很大,0.1×10-3μm2的原地滲透率大致相當于0.5×10-3~1.0×10-3μm2的空氣滲透率。要注意的是美國聯(lián)邦能源管理委員會確定致密氣藏的注冊標準是儲層地層滲透率小于0.1×10-3μm2,但這個官方定義當時主要是用來確定哪些產氣井可以獲得聯(lián)邦或各州的稅收抵免。所以此類劃分標準(無論是滲透率、孔隙度抑或是含水飽和度等等)并不具備地質成因上的尤其是成藏機理上的涵義,在不同的盆地或是不同的成藏條件下,臨界滲透率和孔隙度是不同的。1.2致密砂巖氣藏類型及特征國內外多位學者對致密砂巖氣藏進行過分類,筆者介紹兩種分類方案。Law(2002)根據烴源巖的有機質類型將盆地中心氣藏劃分為直接型和間接型兩類(圖3)。直接型盆地中心氣的源巖有機質類型是Ⅲ型干酪根,以生氣為主;間接型盆地中心氣的源巖有機質類型是Ⅰ型或Ⅱ型干酪根,氣的來源多是高演化階段油裂解成氣。烴源巖的差異也造成了盆地中心氣藏形成和演化階段的差異以及部分成藏特征的不同。姜振學等(2006)根據源巖排烴史和儲層致密化過程的先后關系,將致密砂巖氣藏分為“先致密后成藏型”和“先成藏后致密型”兩類。前者指的是儲層致密化發(fā)生在源巖排烴高峰期即天然氣大規(guī)模充注之前,形成了氣水倒置的致密砂巖氣藏;后者指的是儲層致密化發(fā)生在源巖排烴高峰期及天然氣大規(guī)模充注之后,即致密砂巖氣藏早期是常規(guī)圈閉氣藏,后期儲層變得致密。但亟需找出后者的實例并深入研究儲層在成藏后變致密的原因,因為與烴源巖鄰接的儲層達到成藏階段后一般埋深較大,壓實作用幾乎已達到最大程度,儲層內的膠結作用也受到抑制,當然在前陸盆地內尚可以用后期強烈的側向構造擠壓加劇儲層致密來解釋。1.3儲層致密氣藏的性質多位學者總結過致密砂巖氣藏的地質特征,比如氣源豐富、儲層致密(表2;圖4)、源儲緊鄰、氣水倒置、壓力異常(圖5)等。筆者認為需要注意的問題有3個:(1)儲層致密的本質是儲層具有納微觀尺度的孔喉,且喉道與孔隙比例非常接近;(2)致密氣藏和常規(guī)氣藏不具有壓力異常屬性的區(qū)別,致密氣藏和常規(guī)氣藏都可以存在超壓和低壓,這主要是在氣藏的不同演化階段,某種或多種因素導致了壓力異常;(3)就致密砂巖氣藏本身而言不存在典型和非典型之分,比如氣藏的溫壓、埋深、產狀、儲層是否發(fā)育裂縫等均變化較大。2致密砂巖氣藏的形成要素2.1晚期排烴巖對比通過解剖并總結國內外致密砂巖氣藏的成藏要素,發(fā)現烴源巖具有以下特征:多為煤系氣源巖;廣覆式生烴、生排烴強度大;多屬持續(xù)、晚期排烴。例如鄂爾多斯盆地上古生界、川西坳陷須家河組等烴源巖有機質豐度高、中-高成熟度,煤系可持續(xù)生氣,為致密砂巖大氣區(qū)的形成奠定了物質基礎。大型坳陷湖盆發(fā)育階段,受區(qū)域構造及基底穩(wěn)定性影響而發(fā)生區(qū)域性沉降,沉降幅度具相似性,致使烴源巖在相同或相近的地質年代大面積進入成熟階段,形成廣覆式烴源巖層。持續(xù)、相對晚期排烴為致密砂巖氣藏的形成奠定了良好的基礎。2.2空氣滲透率小致密砂巖氣藏儲層具有致密、大范圍疊置型分布、與源鄰接的特征。例如鄂爾多斯盆地上古生界和川西坳陷須家河組砂巖儲層非常致密,孔隙度大多小于10%,空氣滲透率大多小于1×10-3μm。儲層的致密化機理主要是強烈的成巖作用,包括壓實作用和膠結作用。大范圍疊置型分布的砂體的形成主要是由于大型緩坡淺水三角洲的發(fā)育。多物源體系造成多方向的砂體來源、多期河道不斷分岔改道造成側向上不斷遷移、水體頻繁進退造成砂體不斷前積和退積共同導致了砂體大面積疊置型分布。儲層與源鄰接使得儲集砂體具有近水樓臺的成藏優(yōu)勢,二次運移距離非常小,大面積成藏成為可能。2.3其它致密砂巖氣藏已發(fā)現的致密砂巖油氣藏多分布在前陸盆地前淵斜坡(如阿爾伯達盆地艾爾姆華士氣田、川西坳陷新場氣田等)、坳陷盆地中心(如紅色沙漠盆地氣田、松遼盆地扶楊油層)以及克拉通斜坡區(qū)(如鄂爾多斯盆地蘇里格氣田),它們共同的特征是具有相對穩(wěn)定的構造背景,在這些地區(qū)斷裂發(fā)育極少,有利于致密砂巖氣藏的形成和保存。另外理想的致密砂巖氣藏具有儲、蓋一體的特征,不需要上覆優(yōu)質蓋層。但事實上,致密儲層只具有一定的封蓋作用,為使氣藏的更好保存,上覆優(yōu)質蓋層起到了“第二重保險”的作用。如四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組致密砂巖氣藏和鄂爾多斯盆地上古生界致密砂巖氣藏都具有優(yōu)質蓋層。3儲層“監(jiān)獄”的含義自勘探實踐表明存在氣水倒置的天然氣藏以來,關于這類氣藏的封閉機制的研究一直是一個難點,出現了多種觀點,這些觀點均從某種角度或針對某一氣藏的獨特分布特征給出了合理的解釋。1)水動力封閉:Berry(1959)研究認為位于美國新墨西哥州和科羅拉多州的圣胡安盆地中的低壓氣藏是水動力封閉成藏,認為水向下傾方向上的流動使氣藏得以保存。2)相對滲透率屏障封閉:Masters(1979)認為在低滲透儲層中,狹窄孔隙喉道中高含水飽和度可以使氣體滲透率幾乎降低為零,當低滲儲層中含水飽和度為60%時,巖石對氣幾乎完全不滲透,并且這種封閉作用會被上傾水柱的靜壓水頭或動壓水頭所加強,從而在含氣部位上方形成水堵封閉(圖6a)。滲透率“監(jiān)獄”(permeabilityjail)也有同樣的含義,認為儲層的高含水飽和度使得天然氣對儲層的相對滲透率降低甚至為零。3)缺乏浮力導致氣不能在低滲透砂巖中上浮:Gies(1981)研究認為由于氣藏底部缺少地層水,從而導致儲層中缺少對于氣的浮力作用,氣體在低滲砂巖中上浮受阻而導致對氣的封閉。4)側向斷層封閉:Robert等(2004)在研究綠河盆地喬納致密砂巖氣田時,認為側向上封閉的邊界是兩條交錯的斷層(圖6b)。5)聚散平衡的動態(tài)氣藏:Masters(1984),Welte(1984)及Gies(1984)認為致密砂巖氣藏是一種動態(tài)圈閉,它實際上不存在封堵條件,沒有致密封閉,氣藏中的氣以一種平穩(wěn)的速率泄漏,同時持續(xù)不斷生成的氣保持了圈閉能夠充滿,氣藏的存在只是氣體不斷散失和持續(xù)補給之間動平衡存在的結果。儲層的含氣飽和度依賴于氣體補給和散失的動態(tài)平衡。6)成巖作用封閉:Cant(1983)認為Masters(1979)提出的“滲透率屏障”是砂巖成巖作用形成的封閉帶(圖6c)。Welte等(1982)認為砂巖由于成巖作用降低了孔隙度和滲透率,使之足夠致密而能夠至少保留一部分氣。如果沒有這種成巖作用,那么盆地中就不可能有氣藏存在。Zhang(2009)認為鄂爾多斯盆地榆林地區(qū)上古生界致密形成致密砂巖氣藏后,上傾部位的氣水過渡帶及飽含水層內膠結作用繼續(xù)進行,進一步降低了孔隙度和滲透率。7)動力學機理解釋:Berkenpas(1991)研究認為3種力控制了氣驅水的動力學過程和最終達到的靜態(tài)平衡,分別為浮力、毛細管力和氣水壓力差(圖6d)。吳河勇等(2007)在研究松遼盆地古龍凹陷葡萄花油層時借鑒了該動力學模型來解釋油水倒置的現象。在向斜低部位,儲層中幾乎沒有自由水,浮力幾乎不起作用,當流體壓力差不足以克服阻力(毛細管力)時,石油發(fā)生滯留作用。當流體壓力差大于阻力時,石油開始向上傾方向運移,隨著石油向上傾方向運移,流體壓力差逐漸變小,同時儲層的孔滲條件變好,阻力逐漸減小。在石油運移動力和阻力的這一復雜變化過程中,逐漸會過渡到動力與阻力相互平衡的狀態(tài),即滯留作用和非滯留作用的過渡帶。4在對致密砂巖氣藏機的研究中，還應注意幾個問題4.1運移動力和阻力的平衡由于天然氣自烴源巖排出后在致密砂巖儲層中呈“氣推水活塞式”運移,且運移距離非常小,導致儲層中不存在連續(xù)的可動水(束縛水占絕大部分),所以在天然氣成藏過程中浮力基本上不起作用,天然氣運移的動力是氣體壓力。天然氣運移的阻力包括儲層的毛細管壓力、巖石束縛水膜對天然氣運移的黏滯力以及氣體上方的地層水壓力。在氣水倒置的邊界處應該是天然氣運移動力和阻力的平衡。事實上,這一動力學平衡已經得到了多位學者的關注,并以此做出了初步的機理解釋和應用,但其中微觀的力學機制并沒有得到完美的認識,尤其是黏滯力的作用。為建立致密砂巖儲層天然氣成藏的動力學機制,綜合應用物理模擬實驗技術和數值(盆地)模擬技術來準確求取各種力的大小或模擬其演化過程是一種可取的辦法,并能得到氣藏的發(fā)育形成過程。4.2致密砂巖氣藏的調整改造作用根據上述天然氣運移動力和阻力的平衡關系和各自的計算公式,可以求取氣水界面處的臨界孔喉半徑大小(或建立滲透率/孔隙度與孔喉的關系后,以臨界滲透率或孔隙度表示)在確定天然氣成藏期后,恢復儲層在成藏期的物性特征,這樣就可以確定成藏期氣藏的分布范圍,即恢復出了原型致密砂巖氣藏。如同原型盆地后期遭受構造運動被改造一樣,原型致密砂巖氣藏后期也遭受到了調整改造甚至破壞。對原型致密砂巖氣藏進行調整改造的機制通常有地層抬升剝蝕、儲層不同時期的隆坳變遷、斷裂及裂縫的發(fā)育,這些調整改造作用歸根究底即為使氣水倒置的臨界條件發(fā)生了變化。研究這些作用或因素的發(fā)生時間、演化過程及改造機理顯得尤為重要。另外,恢復原型致密砂巖氣藏及研究其調整改造過程中應充分結合地球化學分析及先進的分析測試技術識別古氣水界面來檢驗地質分析,如GOI(含油包裹體顆粒指數)分析技術和QGF(顆粒包裹烴定量熒光)/QGF-E(顆粒吸附烴和非烴定量熒光)分析技術等。4.3儲層致密砂巖結構因子分析這里的“相對高孔滲體”即相對優(yōu)質儲層,在連續(xù)型分布油氣藏中(包括致密油氣、頁巖油氣、生物氣等)俗稱“甜點”。由于這類油氣藏自然經濟產能低,在勘探中注重“甜點”的預測,從某種意義上甚至可以說致密砂巖氣田就是大范圍連續(xù)型分布的致密砂巖氣區(qū)帶中的“甜點”。相對高孔滲體有構造成因的、沉積成因的和成巖成因的。構造成因主要是指多由于構造應力形成的(微)裂縫,(微)裂縫的發(fā)育使得滲透率和儲集性能大為改善,值得注意的一個問題是裂縫內成巖膠結物的存在(即使少量)會顯著地降低儲層的有效滲透率。沉積成因的主要是指原生沉積特征,比如沉積物源、沉積環(huán)境造成的相對高孔滲沉積相帶。成巖成因的主要是指由于溶蝕作用和壓實作用造成的次生孔隙和(微)裂縫。如果相對高孔滲體發(fā)育于成藏期后,那么它起到如4.2節(jié)所提到的調整改造作用。如果形成于成藏前或與天然氣成藏基本同步進行,則控制了原型致密砂巖氣藏的形成與分布