非常規(guī)油氣儲層特征分類研究

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(1 .西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系/大陸動力學(xué)國家重點實驗室，陜西 西安 710069；2.中國石油大學(xué)(北京)提高采收率研究院，北京 102249)

2008年全球非常規(guī)石油4 495×108t,與常規(guī)石油資源相當(dāng)，非常規(guī)石油的產(chǎn)量上升快速，非常規(guī)天然氣3 921×1012m3,是常規(guī)天然氣資源的8倍，非常規(guī)石油、天然氣產(chǎn)量快速上升[1-3]。 到2010年，中國非常規(guī)油氣探明儲量已占新增探明儲量的3/4，后備可采油氣資源中非常規(guī)油氣占多半。

我國可采油氣當(dāng)量中，非常規(guī)部分占了多半，致密油氣則占了四分之一。所以，在我國石油、天然氣短缺將長期存在情況下，開發(fā)豐富的非常規(guī)油氣資源對緩解我國日益嚴(yán)峻的能源壓力,保證能源安全方面具有重要的意義[4]。

1 孔隙度、滲透率特征

致密砂巖的孔隙類型以次生孔隙為主，孔喉連通性主要為席狀，彎曲片狀吼道，連通較差，致密砂巖氣儲集層孔喉直徑主要為25～700 nm，致密砂巖油儲集層孔喉直徑主要為60～800 nm，孔隙度在3%～10%，滲透率≤0.1×10-3×μm2。

致密碳酸鹽巖孔隙度1%～5%,滲透率為1～100×10-3μm2[5]。

頁巖氣儲層的孔隙類型以基質(zhì)孔隙(粒間孔、粒內(nèi)溶孔、晶間孔)有基質(zhì)孔隙、微裂縫為主?？紫吨睆?～1 000 nm,平均為100 nm,孔隙結(jié)構(gòu)為雙重孔隙結(jié)構(gòu)，孔隙連通性極差或不連通?？紫抖葹?%～6%，滲透率1～100×10-3μm2[6-7]。

頁巖油儲層的孔隙類型以基質(zhì)孔、微裂縫為主。儲集層普遍發(fā)育納米級孔喉系統(tǒng)，儲集空間孔徑一般為50～300 nm,局部發(fā)育有微米級孔隙?？紫抖葹?%～6%，滲透率<0.1×10-3μm2。

油頁巖與常規(guī)儲層差別較大,是一種比較特殊的儲層,儲層孔隙結(jié)構(gòu)比較復(fù)雜，孔隙直徑較小,孔隙度小,滲透率1～100×10-3μm2,納米級孔隙普遍發(fā)育，因此比表面積非常大，一般大于200 m2/g，油氣的儲存空間主要為微孔隙與裂縫,因此通常情況下大量的頁巖氣一般以吸附態(tài)存儲于油頁巖中[8-10]。

煤層的孔隙類型以基質(zhì)孔、割理、裂縫為主?？紫吨睆?～30 nm, ,孔隙結(jié)構(gòu)為雙重孔隙結(jié)構(gòu)，孔隙連通性好?？紫抖葹?%～6%，滲透率1～100×10-3μm2[11,12]。

由于重油的高黏性，其在向上運移到地表的過程需要沿著孔隙空間較大的地方進(jìn)行，在構(gòu)造運動過程中形成的斷層、裂縫、不整合面和其他疏導(dǎo)層等提供了較好的運移通道，但是自身高孔滲的儲層更是提供地下原油向上運移的優(yōu)勢通道。因此重油儲層具有高孔、高滲的特征?？紫抖纫粸?5%～30%，滲透率一般高于0.5～2×10-3μm2。

天然氣水合物的儲層類型共有四種：(1)彌散性；(2)結(jié)核性；(3)充填裂縫或者作為薄層；(4)大量型。一般情況下，天然氣水合物儲層孔隙度高，滲透率1～100×10-3μm2[13-14]。

表1 按滲透率分類

2 沉積相特征

致密的儲層包括砂巖與碳酸鹽巖，主要形成環(huán)境為季節(jié)性咸水湖碳酸鹽巖層、前三角洲砂泥巖沉積體系以及深灰環(huán)境中的濁積巖沉積。

頁巖為湖泊相，主要類型為拗陷型、斷陷型和前陸型，為深湖亞相。

煤層沼澤相發(fā)育,有時會有湖泊相、河流相、海陸過渡相以及海相等,沙漠相、冰川相、蒸發(fā)巖相幾乎不存在。

油頁巖的生成環(huán)境與腐泥煤相似，主要為水流閉塞的湖泊環(huán)境。同時內(nèi)陸淡水湖泊、濱海的半咸水湖泊、海灣都有利于油頁巖的形成。

重油一般儲存在砂巖中，幾乎表現(xiàn)的像是在油基質(zhì)中流動的砂巖顆粒一樣，砂巖的沉積相一般代表了河湖相。

天然氣水合物一般存在于粗砂巖孔隙中，細(xì)砂巖的團(tuán)塊中，固體充填裂縫中，由少數(shù)含有固體天然氣水合物的沉積物組成的塊狀單元中。主要分布于極地地區(qū)、深水湖泊及深海地區(qū)中[15]。

3 按相態(tài)進(jìn)行分類

粘度介于0.001～0. 3mPa·s的非常規(guī)油氣往往為氣體，例如天然氣水合物，煤層氣，頁巖氣，致密氣等；粘度介于0.3～100 mPa·s的非常規(guī)油氣往往為液體；例如重油，致密油和頁巖油等；粘度大于100 mPa·s時幾乎沒有流動性呈現(xiàn)固體，例如油頁巖等[2,16]。

表2 按相態(tài)分類

4 按源儲特征分類

自生自儲型油氣聚集是指烴源巖生成的油氣沒有排出,滯留于烴源巖層內(nèi)部形成油氣聚集,包括頁巖氣、油頁巖、頁巖油和煤層。近源油氣是指與烴源巖層系共生的各類致密儲集層中聚集的油氣，包括致密油，致密氣。遠(yuǎn)源油氣聚集包括重油，天然水合物[17-19]。

表3 按源儲特征分類

5 按測井響應(yīng)分類

致密砂巖自然電位為負(fù)值，聲波時差180～250 μs/m，補償中子為14%～23%，自然伽馬值很低，補償密度值為2.3～2.65 g/cm3，補償中子為14%～23%,由于補償中子儀器是在飽含水的灰?guī)r中刻度，在不含氣的儲層，補償中子儀器測得的正常的含氫指數(shù)，而在氣層，天然氣對補償中子測井的影響包含含氫指數(shù)降低和“挖掘效應(yīng)”兩方面，導(dǎo)致補償中子孔隙度偏小[16]。

致密碳酸鹽巖儲層雙側(cè)向電阻率表現(xiàn)為高背景值(104～105 Ω·m)下的低值，裂縫及溶洞、溶洞發(fā)育的儲層由于鉆井液的侵入，電阻率可降至幾十至幾百左右，微側(cè)向測井曲線呈現(xiàn)尖峰或“U”型低值。由于含鈣而具有正表面電荷，加之孔道小，正表面電荷作用顯著，當(dāng)泥質(zhì)增加時，自然電位幅度降低。致密灰?guī)r聲波時差測井值為150～160μs/m,白云巖為140～150μs/m，隨著泥質(zhì)含量增加和白云巖化程度的提高，聲波時差測井值逐漸增大，一般為40～140μs/m。碳酸鹽巖縫洞儲層自然伽馬值低。

頁巖微電極值低，自然電位偏自然基線，聲波時差260～300μs/m，中子伽馬較低，自然伽馬值高，補償密度小于2.3 g/cm3[20,24]。

油頁巖在測井響應(yīng)上變現(xiàn)為“三高一低”，高電阻率，高自然伽馬，高聲波時差和低密度[21]。

從常規(guī)測井曲線來看，煤層具有“三高三低”的特征，即高聲波時差，高電阻率，高中子孔隙度，低體積密度，低自然電位,低自然伽馬。聲波時差370～410 μs/m，中子值30%～50%，自然伽馬一般20～80 API。

天然氣水合物儲層中，由于水合物具有“排鹽效應(yīng)”，導(dǎo)致純水合物具有較高的電阻率。相對孔隙空間中的流體，純水合物具有較高的壓縮波速度和剪切波速度，這就導(dǎo)致所測得的含水合物儲層波速度相應(yīng)提高縱波速度一般為2.05～4.5 km/s。井孔成像測井主要用于水合物地層的定性識別與評價，在輔助電阻率、聲波等測井進(jìn)行水合物儲層識別方面發(fā)揮著重要作用。在電阻率成像測井圖中不同地層明暗程度不同，其中顏色亮的部分可能是由于水合物的存在，導(dǎo)致電流不能通過從而顯示出亮色。與飽和水或游離氣層位相比，含水合物層位聲波時差低。與含游離氣層位相比，自然電位的測井曲線值在水合物層位有較低的負(fù)偏移幅度，有時出現(xiàn)負(fù)異常。中子孔隙度值在含水合物層位略微增加，與中子孔隙度在含游離氣層位明顯降低恰好相反。自然伽馬測井時，天然氣水合物儲層一般為砂巖地層，在自然伽馬測井曲線上，砂巖測井響應(yīng)為低值。密度測井時，天然氣水合物的密度接近于0.9 g/cm3，通常天然氣水合物儲層的密度為1.26～2.42 g/cm3[22]。

表4 按測井響應(yīng)分類

6 結(jié)語

致密砂巖，致密碳酸鹽巖，頁巖，油頁巖，煤層氣儲層，重油儲層，天然氣水合物儲層等是非常規(guī)油氣發(fā)展的重點領(lǐng)域，非常規(guī)油氣藏的勘探開發(fā)為全球能源供給提供后備力量，也是我國重要的能源戰(zhàn)略部署。本文根據(jù)儲層孔隙度、滲透率、源儲特征、沉積相、相態(tài)、地震響應(yīng)、測井響應(yīng)研究，并進(jìn)行分析與分類。

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