非常规油气储层特征分类研究

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(1 .西北大学地质学系/大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069；2.中国石油大学(北京)提高采收率研究院，北京 102249)

2008年全球非常规石油4 495×108t,与常规石油资源相当，非常规石油的产量上升快速，非常规天然气3 921×1012m3,是常规天然气资源的8倍，非常规石油、天然气产量快速上升[1-3]。 到2010年，中国非常规油气探明储量已占新增探明储量的3/4，后备可采油气资源中非常规油气占多半。

我国可采油气当量中，非常规部分占了多半，致密油气则占了四分之一。所以，在我国石油、天然气短缺将长期存在情况下，开发丰富的非常规油气资源对缓解我国日益严峻的能源压力,保证能源安全方面具有重要的意义[4]。

1 孔隙度、渗透率特征

致密砂岩的孔隙类型以次生孔隙为主，孔喉连通性主要为席状，弯曲片状吼道，连通较差，致密砂岩气储集层孔喉直径主要为25～700 nm，致密砂岩油储集层孔喉直径主要为60～800 nm，孔隙度在3%～10%，渗透率≤0.1×10-3×μm2。

致密碳酸盐岩孔隙度1%～5%,渗透率为1～100×10-3μm2[5]。

页岩气储层的孔隙类型以基质孔隙(粒间孔、粒内溶孔、晶间孔)有基质孔隙、微裂缝为主。孔隙直径5～1 000 nm,平均为100 nm,孔隙结构为双重孔隙结构，孔隙连通性极差或不连通。孔隙度为4%～6%，渗透率1～100×10-3μm2[6-7]。

页岩油储层的孔隙类型以基质孔、微裂缝为主。储集层普遍发育纳米级孔喉系统，储集空间孔径一般为50～300 nm,局部发育有微米级孔隙。孔隙度为1%～6%，渗透率<0.1×10-3μm2。

油页岩与常规储层差别较大,是一种比较特殊的储层,储层孔隙结构比较复杂，孔隙直径较小,孔隙度小,渗透率1～100×10-3μm2,纳米级孔隙普遍发育，因此比表面积非常大，一般大于200 m2/g，油气的储存空间主要为微孔隙与裂缝,因此通常情况下大量的页岩气一般以吸附态存储于油页岩中[8-10]。

煤层的孔隙类型以基质孔、割理、裂缝为主。孔隙直径2～30 nm, ,孔隙结构为双重孔隙结构，孔隙连通性好。孔隙度为1%～6%，渗透率1～100×10-3μm2[11,12]。

由于重油的高黏性，其在向上运移到地表的过程需要沿着孔隙空间较大的地方进行，在构造运动过程中形成的断层、裂缝、不整合面和其他疏导层等提供了较好的运移通道，但是自身高孔渗的储层更是提供地下原油向上运移的优势通道。因此重油储层具有高孔、高渗的特征。孔隙度一为25%～30%，渗透率一般高于0.5～2×10-3μm2。

天然气水合物的储层类型共有四种：(1)弥散性；(2)结核性；(3)充填裂缝或者作为薄层；(4)大量型。一般情况下，天然气水合物储层孔隙度高，渗透率1～100×10-3μm2[13-14]。

表1 按渗透率分类

2 沉积相特征

致密的储层包括砂岩与碳酸盐岩，主要形成环境为季节性咸水湖碳酸盐岩层、前三角洲砂泥岩沉积体系以及深灰环境中的浊积岩沉积。

页岩为湖泊相，主要类型为拗陷型、断陷型和前陆型，为深湖亚相。

煤层沼泽相发育,有时会有湖泊相、河流相、海陆过渡相以及海相等,沙漠相、冰川相、蒸发岩相几乎不存在。

油页岩的生成环境与腐泥煤相似，主要为水流闭塞的湖泊环境。同时内陆淡水湖泊、滨海的半咸水湖泊、海湾都有利于油页岩的形成。

重油一般储存在砂岩中，几乎表现的像是在油基质中流动的砂岩颗粒一样，砂岩的沉积相一般代表了河湖相。

天然气水合物一般存在于粗砂岩孔隙中，细砂岩的团块中，固体充填裂缝中，由少数含有固体天然气水合物的沉积物组成的块状单元中。主要分布于极地地区、深水湖泊及深海地区中[15]。

3 按相态进行分类

粘度介于0.001～0. 3mPa·s的非常规油气往往为气体，例如天然气水合物，煤层气，页岩气，致密气等；粘度介于0.3～100 mPa·s的非常规油气往往为液体；例如重油，致密油和页岩油等；粘度大于100 mPa·s时几乎没有流动性呈现固体，例如油页岩等[2,16]。

表2 按相态分类

4 按源储特征分类

自生自储型油气聚集是指烃源岩生成的油气没有排出,滞留于烃源岩层内部形成油气聚集,包括页岩气、油页岩、页岩油和煤层。近源油气是指与烃源岩层系共生的各类致密储集层中聚集的油气，包括致密油，致密气。远源油气聚集包括重油，天然水合物[17-19]。

表3 按源储特征分类

5 按测井响应分类

致密砂岩自然电位为负值，声波时差180～250 μs/m，补偿中子为14%～23%，自然伽马值很低，补偿密度值为2.3～2.65 g/cm3，补偿中子为14%～23%,由于补偿中子仪器是在饱含水的灰岩中刻度，在不含气的储层，补偿中子仪器测得的正常的含氢指数，而在气层，天然气对补偿中子测井的影响包含含氢指数降低和“挖掘效应”两方面，导致补偿中子孔隙度偏小[16]。

致密碳酸盐岩储层双侧向电阻率表现为高背景值(104～105 Ω·m)下的低值，裂缝及溶洞、溶洞发育的储层由于钻井液的侵入，电阻率可降至几十至几百左右，微侧向测井曲线呈现尖峰或“U”型低值。由于含钙而具有正表面电荷，加之孔道小，正表面电荷作用显著，当泥质增加时，自然电位幅度降低。致密灰岩声波时差测井值为150～160μs/m,白云岩为140～150μs/m，随着泥质含量增加和白云岩化程度的提高，声波时差测井值逐渐增大，一般为40～140μs/m。碳酸盐岩缝洞储层自然伽马值低。

页岩微电极值低，自然电位偏自然基线，声波时差260～300μs/m，中子伽马较低，自然伽马值高，补偿密度小于2.3 g/cm3[20,24]。

油页岩在测井响应上变现为“三高一低”，高电阻率，高自然伽马，高声波时差和低密度[21]。

从常规测井曲线来看，煤层具有“三高三低”的特征，即高声波时差，高电阻率，高中子孔隙度，低体积密度，低自然电位,低自然伽马。声波时差370～410 μs/m，中子值30%～50%，自然伽马一般20～80 API。

天然气水合物储层中，由于水合物具有“排盐效应”，导致纯水合物具有较高的电阻率。相对孔隙空间中的流体，纯水合物具有较高的压缩波速度和剪切波速度，这就导致所测得的含水合物储层波速度相应提高纵波速度一般为2.05～4.5 km/s。井孔成像测井主要用于水合物地层的定性识别与评价，在辅助电阻率、声波等测井进行水合物储层识别方面发挥着重要作用。在电阻率成像测井图中不同地层明暗程度不同，其中颜色亮的部分可能是由于水合物的存在，导致电流不能通过从而显示出亮色。与饱和水或游离气层位相比，含水合物层位声波时差低。与含游离气层位相比，自然电位的测井曲线值在水合物层位有较低的负偏移幅度，有时出现负异常。中子孔隙度值在含水合物层位略微增加，与中子孔隙度在含游离气层位明显降低恰好相反。自然伽马测井时，天然气水合物储层一般为砂岩地层，在自然伽马测井曲线上，砂岩测井响应为低值。密度测井时，天然气水合物的密度接近于0.9 g/cm3，通常天然气水合物储层的密度为1.26～2.42 g/cm3[22]。

表4 按测井响应分类

6 结语

致密砂岩，致密碳酸盐岩，页岩，油页岩，煤层气储层，重油储层，天然气水合物储层等是非常规油气发展的重点领域，非常规油气藏的勘探开发为全球能源供给提供后备力量，也是我国重要的能源战略部署。本文根据储层孔隙度、渗透率、源储特征、沉积相、相态、地震响应、测井响应研究，并进行分析与分类。

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