致密砂岩气地质评价方法

致密砂岩气层随钻识别方法研究——以济阳坳陷为例~

许小琼1，2 王志战3 慈兴华2 李云新2 刘彩霞2 牛 强2
（1.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛 266555；2.中国石化胜利石油管理局地质 录井公司，山东东营 257064；3.中国石化石油工程技术研究院 测录井研究所，北京 100101）
基金项目：国家自然科学基金 “构造应变与砂岩成岩的构造非均质性特征”（编号41002034）。
作者简介：许小琼，女，高级工程师，现从事录井技术研究，E-mail：slljxxq＠163.com。
摘 要：及时识别气层，是天然气勘探的首要任务之一。济阳坳陷致密砂岩气主要分布在东营凹陷、孤 北—渤南地区，主要有油型气和煤型气两种类型。由于储层具有物性差、非均质性强、成因复杂等特点，随 钻识别的难度较常规砂岩气层要大得多。结合主要致密砂岩气产区的地质特征，分析研究了气相色谱录井和 罐顶气轻烃色谱录井资料在不同类型气层上的响应特征和识别方法。结果表明，气相色谱录井和罐顶气轻烃 色谱录井对致密砂岩气具有较好的响应，两者相互补充，是随钻过程中直接判识气层最有效的两种地球化学 录井方法。钻遇明显气层时，气相色谱的全烃含量表现为明显高于背景值，全烃对比系数一般大于3，罐顶 气轻烃组分丰富，C1-C4轻烃化合物的丰度一般都大于1000％。随着演化程度的升高，气体组分中的甲烷含 量逐渐升高而重烃含量逐渐降低，在皮克斯勒烃组分比值图上自上而下依次为干气区、湿气区和煤成气区、 凝析气区。煤型气多位于罐顶气轻烃C5 -C7脂烃族组成三角图的中上部，油型气则落在其下部，且横向分布 较宽，可用来鉴别油型气和煤型气。应用上述方法对济阳坳陷的致密砂岩气层进行识别，符合率达到了 91.6％，提高了随钻判识的准确率。
关键词：致密砂岩气；随钻识别；泥浆气；罐顶气；准确率
Recognition Method Of Tight Sandstone Gas While Drilling—A Case Study on Jiyang Depression
Xu Xiaoqiong1，2 Wang Zhizhan3 Ci Xinghua2 Liu Caixia2 Niu Qiang2
（1.School of Geosciences，China University of Petroleum，Qingdao 266555，Shandong，China； 2.Geologging Company，Sheng Li Petroleum Administration Bureau，SINOPEC，Dongying 257064，Shandong，China；3.Well Logging Technology Department，Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering，Beijing 100101，China）
Abstract：Gas recognition while drilling is one of the primary tasks of natural gas exploration.The tight sandstone gas in Jiyang depression distribute in Dongying sag and Gubei-Bonan area，consists of oil-type gas and coal-type gas.Due to such characteristics as poor petrophysics，strong anisotropy and complex origin etc，it is more difficult to recognize tight sandstone gas layer than regular sandstone gas layer.Based on the Geological features of tight sandstone gas in Jiyang Depression，we deeply analyzed the logging response characteristics of mud gas and headspace gas on several different types tight sandstone gas，summing up the evaluation standard and recognition method while drilling.It is proposed that because of obvious response and mutual supplement，mud gas logging and headspace gas logging are two effective geochemical logging methods while drilling .While drilling typical gas layer，total gas content is much higher than background value and coefficient of contrast is greater than three.Usually the composition of light hydrocarbon is abundance and the content of C1-C4 light hydrocarbon is greater than one thousand percent .With the rise of evolution degree，the methane gas composition is increasing gradually and heavy hydrocarbons in gradually reduced.In chart of Pixler Hydrocarbon component ratio of natural gas in turn is dry gas top-down，moisture and the coal-derived area，condensate.In headspace gas C5-C7 aliphatic hydrocarbons group compositions triangle map，coal-type gas is in the upper，oil- type gas falls on the bottom，and transverse distribution of the wider，can be used to identify oil- type gas or coal-type gas.Using aforementioned methods to recognize tight sandstone gas reservoirs，the accuracy rate was achieved 91.6 percent，consequently improve the accuracy rate of tight sandstone gas recognition while drilling in Jiyang Depression.
Key words：tight sandstone gas；recognition while drilling；mud gas；headspace gas；accuracy rate
致密砂岩气是指孔隙度低（＜12％）、渗透率比较低（＜1×10-3μm2）、含气饱和度低（＜60％）、 含水饱和度高（＞40％）、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气［1～4］，是常规天 然气资源最重要的后备资源之一。由于埋藏深度一般较大，习惯上也称为深层致密砂岩气［2］。济阳坳 陷密砂岩气类型丰富，按母质类型的不同有油型气和煤成气，按有机质的演化程度可分为热降解气和高 温裂解气，从测试结果来看，主要有干气、湿气、凝析气三种相态类型［5～7］。由于埋藏深度较大（一 般在4000m以下），储层的成岩演化作用强、物性差、成藏机理复杂［8～11］，岩屑荧光显示微弱或无荧 光显示，远不如含油岩屑容易检测，使得随钻识别的难度加大［12，13］。本文主要是从济阳坳陷致密砂岩 气产区的地质特点出发，在气层录井资料响应特征分析的基础上，研究随钻过程中气层的有效识别 方法。
1 研究区地质特征

图1 济阳坳陷构造纲要图

济阳坳陷致密砂气主要分布在东营凹陷北带和渤南洼陷的沙四段、孤北地区的石炭系—二叠 系［7，8，15～17］（图1）。东营凹陷和渤南洼陷沙四段为咸水湖—淡水湖相沉积，气源岩主要为暗色泥岩、 含膏泥岩，有机质类型好、丰度高，洼陷中心烃源岩均处于成熟—高成熟演化阶段。储集体主要为近岸 水下扇、扇三角洲前缘砂体及滨浅湖滩坝砂体，储集空间以粒间孔为主，地层压力为低压—常压。孤北 地区石炭系—二叠系则是—套煤系地层，发育黑色煤、碳质泥岩和深灰、灰黑色泥岩，有机质含量丰 富，以Ⅲ型母质为主，演化程度高，是本区主要的气源岩。储层为三角洲和河流相沉积砂岩，孔隙类型 以次生溶孔主，地层压力为低压—弱高压（表1，图2）。
表1 济阳坳陷致密砂岩气主要产区地质特征



图2 致密砂气产区综合柱状图

从储层物性来看，均属于非常规储层中的胶结为致密—很致密，储层物性评价为好—中等储 层［18］。东营凹陷北带主要为油型气，孤北—渤南地区深层天然气地球化学特征成因类型呈规律性变 化，由西向东从油型气逐步过渡到煤成气［16，17］。
2 致密砂岩气层录井资料响应特征
天然气录井的主要任务是钻井过程中及时识别气层。当地层被钻开，地层中的油气通过两种途径进 入井筒，一是由钻头机械破碎后的岩屑携带进入；二是已钻开地层中的油气在压差的作用下以渗滤或扩 散的形式直接进入。气相色谱录井主要检测以游离态（气泡）和溶解态（溶于水或油）的形式存在钻 井液中的气体（泥浆气），是随钻过程中直接判识油气层最有效的一种地球化学录井方法。罐顶气轻烃 色谱录井则是检测岩屑或岩心中自然脱附出的罐顶气—轻烃（分子碳数C1 -C7的化合物［19，20］），而轻 烃的形成和演化与天然气息息相关，是天然气成因判识、气源对比的重要指标［16，19～23］。两者相互补 充，可以较全面对地下气层进行随钻检测。
2.1 气相色谱资料特征
研究区致密砂岩气在气相色谱资料上具有较强的响应，钻遇明显气层时，全烃含量（Tgas/％）明 显高于背景值，据此可进行随钻气层显示的检测。无论是油型气还是煤型气，气体组成中烃类气体均以 甲烷占有绝对优势，含量在64.0％～96.0％，重烃气 含量中乙烷和丙烷最为常见，碳数大于4 的烃类含量较低（表2）。油型气中甲烷分布范围较大，总体上由凝析气—湿气—干气随着演化阶段的 升高，甲烷相对含量（C1/％）逐渐升高，干燥系数η 逐渐变大。对于相同类型的气体，由 于地质条件的差异，气体组分特征上也有所不同。煤型气气测组分较为齐全，与油型气中的湿气和干气 具有相似的显示特征，仅依据气体组分含量难以识别气层类型。
表2 济阳坳陷典型致密砂岩气烃组分特征


2.2 罐顶气轻烃色谱资料特征
从表3中可看出，致密砂岩气具有丰富的轻烃组成，除干气甲烷占绝对优势且贫C6-C7轻烃化合 物外，其他类型气体的轻烃分布范围均较宽，C1-C4轻烃化合物的丰度一般都大于1000，组分个数在 6～27，但在异戊烷/正戊烷（iC5/nC5）、C6-C7轻烃含量上存在较明显不同，可以用于气层类型的 识别。
表3 济阳坳陷典型致密砂岩气轻烃组成


3 致密砂岩气层录井识别方法
3.1 气层的定性识别
研究区地层压力较为一致，在相近的钻井条件下，地层含油气量越高、物性越好，钻穿单位体积油 气层进入钻井液的油气量就越多，气相色谱的全烃含量表现为明显高于背景值，常用全烃对比系数（异常值/背景值）来衡量异常显示的幅度；相对应地罐顶气轻烃的丰度就越高。相同层位，气层的显 示幅度要高于含气水层、干层。据气体组分、轻烃的丰度和组成特征就可以定性进行气层的快速识别（表4）。
表4 济阳坳陷致密砂岩气层录井参数评价标准


3.2 气层类型的识别

图3 济阳坳陷天然气皮克斯勒烃组分比值图

由于气体组分、轻烃组成特征随有机母质类型、成烃演化程度的不同而变化，可以用于划分天然气 成因类型、进行气源对比和评价其成熟度［15～17］。随着演化程度的升高，气体组分中的甲烷含量逐渐升 高而重烃含量逐渐降低［16，19，20］，组分比值C1/C2、C1/C3、C1/C4、C1/C5依次升高，皮克斯勒烃组分 比值图（图3）自上而下依次为干气区、湿气区、凝析气区、油层区。煤成气落在湿气和凝析气区交汇 区，但折线的趋势与油型气存在明显不同，C1/C3、 C1/C4、C1/C5比值逐渐降低，可以较好地区分。
不同结构的轻烃（正构烷烃、异构烷烃、环烷 烃）在不同类型的母质中含量不同，腐泥型母质的轻 烃中富含正构烷烃、环烷烃，腐殖型母质的轻烃中则 富含异构烷烃［15～17］。济阳坳陷致密砂岩气中C5、C6 和C7脂烃族组成较明显地表现出上述特征（图4），煤型气多位于三角图的中上部，油型气则落在下部，且横向分布较宽，可用来鉴别油型气和煤型气。
应用上述方法对济阳坳陷16口探井54个气显示 层进行识别，经测试验证，符合率达到了91.6％，证 实了方法的可行性。

图4 济阳坳陷天然气C5-C7脂烃族组成三角图

4 结论
气相色谱录井和罐顶气轻烃色谱录井技术是随钻录井过程中快速检测致密砂岩气层的有效分析手 段，依据天然气的气体组分和轻烃丰度和分布特征可以定性识别气层，区分气层类型。但任何一项分析 手段难免会到复杂的钻井条件和地质条件的影响，使得识别方法总存在着某些方面的不足，在实际应用 过程中，应在充分了解地质特征的前提下，综合运用多种方法，互相参考和印证，以提高识别精度。
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张大智 杨峰平 印长海 肖利梅
（大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）
作者简介：张大智，男，工程师，现主要从事沉积与层序研究工作，E-mail：zdz-007＠163.com。
摘 要：致密砂岩气属于非常规天然气，是常规天然气的后备资源之一。本文对徐家围子断陷沙河子组 天然气成藏条件的综合分析认为，沙河子组具有形成致密砂岩气藏的地质条件，其烃源岩厚度、砂砾岩厚度 大，分布广，有机质含量高，成熟到过成熟，资源量大，具有广阔的勘探前景。沙河子组致密砂岩气藏成藏 条件的初步认识为：(1)有利的构造和沉积背景；(2)充足的气源条件；(3)低孔、低渗的储集条件；(4) 良好的 封盖保存条件；(5)匹配的运移疏通条件；(6)有利的圈闭条件；(7)良好的生储盖组合。与国内外泥页岩气藏特 征对比发现，沙河子组具有形成泥岩气藏的条件，随着研究程度的深入以及勘探技术的突破，沙河子组非常 规气藏勘探有可能取得较大的进展。
关键词：徐家围子断陷；沙河子组；非常规油气；致密砂岩气；成藏条件；勘探潜力
Hydrocarbon Accumulation Conditions and Exploration Potential of Tight Sandstone Gas of Shahezi Formation in Xujiaweizi Rift Depression
Zhang Dazhi YangFengpingYin Changhai Xiao Limei
（Exploration and Development Research Institute，Daqing Oilfield Company Ltd，Daqing 163712，China）
Abstract：Tight sandstone gas belongs to nontraditional natural gas and is one of reserve resource of conventional natural gas.This paper analyses the hydrocarbon accumulation conditions of Shahezi formation in Xujiaweizi rift depression.Research shows Shahezi formation develops geological conditions which is help for forming tight sandstone gas.Shahezi formation is characterized by large thickness and extensive distribution of source rocks and sand-conglomerate rocks，abundant organic matter，mature to over mature source rocks.Therefore，Shahezi formation has a large resource volume and an expansive exploration prospect.The primary conclusion about hydrocarbon accumulation conditions of tight sandstone gas of Shahezi formation is：(1)advantaged tectonic and sedimentary background；(2)abundant gas origin； (3)reservoirs of low porosity and permeability；(4)favorable conservation；(5)suited migration；(6)favorable trap；(7) well source-reservoir-cap assemblages.Meanwhile，geological characteristics of Shahezi formation are similar to those of domestic and overseas shale gas .Shahezi formation maybe develops mud shale gas.With the deep exploration and technique breakthrough，nontraditional natural gas exploration of Shahezi formation maybe makes a great progress in the future.
Key words：Xujiaweizi rift depression；Shahezi formation；nontraditional natural oil and gas；tight sandstone gas； hydrocarbon accumulation conditions；exploration potential
非常规油气是未来石油天然气能源的重要接替资源，所谓非常规油气是指 “所有不符合常规油气 成藏原理，或在成因、成分、产状、性质、储集介质、封聚机理等方面具有特殊性的天然气聚集”［1］，包括油页岩、页岩气、煤层气、天然气水合物、致密砂岩气等，本文主要探讨徐家围子断陷沙河子组致 密砂岩气的有关特征。致密砂岩气是指孔隙度低（＜12％）、渗透率比较低（＜1 ×10-3μm2）、含气饱 和度低（＜60％）、含水饱和度高（＞40％）、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天 然气［2］，具有地层压力异常、毛细管压力高、气水关系复杂等特征［3］。目前国外所开发的大型致密砂 岩气藏主要以深盆气藏为主，集中在加拿大西部和美国西部［4］，在我国的准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地 以及四川盆地西部均发现了储量巨大的致密砂岩气藏［5］，同时，在松辽、渤海湾、南襄、苏北、江汉、 塔里木、吐哈等盆地也发现了致密砂岩天然气储层的分布［6］，是未来大有希望且现实的天然气勘探领 域。本文以松辽盆地徐家围子断陷沙河子组为研究对象，分析其致密砂岩气藏的成藏条件和勘探潜力，对未来该区域非常规气藏的勘探开发具有一定的理论与指导意义。
1 地质概况
徐家围子断陷位于松辽盆地北部，总面积5300km2，整体近北北西向展布，西以断层与中央古隆起 带相隔，东侧与尚家-朝阳沟隆起带呈斜坡过渡，是由徐西断裂（南北两段）、徐中断裂及徐东断裂带 条等三条断裂控制的复式箕状断陷（图1a、b），总体表现为西断东超的构造格局。受控于区域性构造、 沉积作用，深部地层自下而上发育上侏罗统火石岭组、下白垩统沙河子组、营城组、登娄库组和泉头 组［7～12］。其中，沙河子组划分为沙一段和沙二段，岩性主要是一套黑色、灰黑色泥岩与灰色中砂岩、 细砂岩、砾岩，夹煤层（图1c），沉积环境主要是湖相、扇三角洲沉积，残余地层厚度400～2800m。由于徐家围子断陷沙河子组埋藏深度较大（超过3000m），砂砾岩储层致密（孔隙度小于6％，渗透率 小于0.1×10-3μm2），开展的研究工作较少。前人认为沙河子组是主要的源岩层，因此勘探程度较低，对其砂砾岩的发育特征认识尚不清楚，目前所钻探井多分布在断陷边缘，但基本都见气显示，个别井压 后最大日产量超过5×104m3，显示了沙河子组致密砂岩气勘探的良好前景。

图1 徐家围子断陷构造特征及岩性柱状图

2 沙河子组致密砂岩气成藏条件
2.1 有利的构造和沉积背景
沙河子组处于强烈断陷期，受徐西断裂、徐中断裂及徐东断裂带条等三条断裂的控制，形成徐西、 徐东两个凹陷，成为该时期的沉积沉降中心，发育巨厚的沙河子组地层，局部厚度达到2800m（图2），砂砾岩厚度0～700m（图3），暗色泥岩厚度0～1100m（图4），与凹陷内部发育的小型断裂和裂隙相 结合，形成有利的天然气运移聚集条件。在凹陷边缘主要发育扇三角洲、近岸水下扇、冲积扇等沉积相（图5），由于靠近物源区，沉积沉降速率快，碎屑物质成分复杂，分选较差，碎屑沉积物可以较快推进 到湖泊沉积中，形成烃源岩和储集岩相互叠置，因而构造和沉积背景均有利于致密砂岩气藏的形成。

图2 沙河子组残余地层厚度图图


图3 沙河子组残余砂砾岩厚度图

2.2 有利的气源条件
充足的气源是形成有利气藏的基础，沙河子组本身就是徐家围子断陷深层最主要的源岩层，烃源岩 分布面积广，厚度大，地震揭示其暗色泥岩厚度0～1100m，钻井揭示其煤层厚度0～150m。暗色泥岩 有机碳含量在0.22％ ～5.48％，平均1.57％，氯仿沥青 “A” 含量为0.0016％ ～0.4776％，平均 0.0491％，成熟度为1.02～4.16，平均为2.89。煤层有机碳含量为9.12～84.44％，平均43.66％，氯 仿沥青“A” 含量为0.0045％～0.48％，平均0.2307％。干酪根类型以Ⅲ型为主，占55.3％，其次为 Ⅱ型，占31.8％，Ⅰ型最少，为12.9％。前人研究认为［13，14］，松辽盆地含Ⅰ型干酪根的烃源岩生油门 限深度约为1100 m，含Ⅱ型干酪根的烃源岩生油门限深度为1200～1300 m，含Ⅲ型干酪根的烃源岩生 油门限深度为1850 m。沙河子组埋藏深度在3000m以下，从以上地化指标可以看出，烃源岩已达高成 熟-过成熟，是非常好的源岩层，生气潜力较高。对徐深1井沙河子组烃源岩生气强度研究发现［15］，暗色泥岩生气强度为38×108m3/km2，煤层生气强度为100×108m3/km2，该层总生气强度为138× 108m3/km2。而徐深1井位于升平-兴城背斜构造的中段，暗色泥岩沉积厚度还是相对较薄的。根据地 层厚度分布和沉积相研究结果预测，徐家围子断陷中部沙河子组暗色泥岩最大厚度约1100m，由此计 算，徐家围子断陷沙河子组暗色泥岩最大生气强度可达220×108m3/km2，足以达到形成大气田的气源 条件。

图4 沙河子组残余暗色泥岩厚度图


图5 沙河子组二段沉积图

2.3 储集条件
沙河子组致密气藏的主要储集层为扇三角洲砂砾岩储层和近岸水下扇砂砾岩储层，砂砾岩颗粒间以 线接触和点接触为主，压实作用强烈，胶结物主要为火山质和碳酸盐，胶结类型为孔隙式和基底式胶 结。单层厚度变化较大，一般为1～10m，最厚超过40m。由于距物源较近，储集层横向上夹于烃源岩 之间，易于油气聚集。目前研究表明，砂砾岩储层的总厚度变化在0 ～700 m，占沙河子组地层总厚度 的0～40％。物性分析显示，储层具有低孔、低渗、成岩作用强等特点，孔隙度多数小于10％（主要介 于2％～6％），渗透率小于0.1×10-3μm2。岩心观察及镜下微观特征研究表明，沙河子组砂砾岩中也 发育有一定规模的次生孔隙，因此具备形成气藏的储集条件。
2.4 封盖保存条件
沙河子组本身发育厚度较大的烃源岩，在作为生油层的同时，也可作为有效的区域盖层。封盖机理 主要有两种情况，其一是岩性封盖，烃源岩本身致密，可以作为良好的盖层，砂砾岩埋藏深度较大，储 层致密，由于岩性的致密造成了岩石本身突破压力高，阻止了天然气的运移；其二是压力封盖，目前沙 河子组产层段压力系数都大于1，属于超压层，因此存在较好的压力封盖条件，使天然气难以向上运 移。尽管断裂和裂缝的存在会造成气体的散失，但充足的气源可以为其持续补给，形成一个动态平衡。同时，在后期改造比较严重的地区，早期天然气藏在晚期重新分配、调整，在新的圈闭中聚集形成新的 气藏。
2.5 运移疏导条件
沙河子组储层致密，天然气的运移存在两种情况，第一种情况是天然气运移发生在砂砾岩致密化之 前，此时成岩作用尚不强烈，原生孔隙及次生孔隙大量发育，形成天然气富集。第二种情况是天然气运 移发生在砂砾岩致密化之后，此时，由于成岩作用的强烈改造，砂砾岩物性急剧降低，天然气沿着构造 活动形成的断裂或裂缝系统运移，形成天然气富集。从目前研究来看，天然气大规模运移应发生在砂砾 岩致密化之后。从构造特征上来说，沙河子组时期构造活动强烈，控制徐家围子断陷发育的徐西、徐中 断裂强烈活动，同时发育沟通烃源岩和储层的伴生断层，为天然气沿不整合面和大断裂向构造高部位运 移提供了通道。在断陷边部发育地层超覆、上倾尖灭等多种圈闭，有利于天然气聚集成藏。
徐家围子断陷沙河子组烃源岩从距今110Ma开始快速生气，在距今95Ma和75Ma出现两次显著的 生气高峰期，兴城地区深层火山天然气成藏期是距今60～103Ma，即在主力盖层登娄库组沉积之后，这 对深层天然气的保存较为有利［16］。因此，形成了较大规模的营一段火山岩岩性气藏（如昌德东气藏） 以及登娄库组的地层超覆气藏（如卫深5井气藏）和上倾尖灭气藏（如芳深801井和卫深501气 藏）［1］。既然沙河子组生成的天然气可以经过较长距离的运移在营城组、登娄库组形成气藏，也有可 能通过断层及裂缝的连接就近运移聚集于沙河子组的砂砾岩中形成气藏。
2.6 圈闭条件
对于沙河子组来说，气藏主要形成在储层致密化之后，同时，砂砾岩储层与烃源岩交互频繁，在后 期构造活动的改造下，主要形成以古构造为背景的符合圈闭，如构造-岩性、构造-成岩、断层-岩性 等圈闭。
2.7 生储盖组合
在沙河子组内部，烃源岩既是源岩，又是盖层，在暗色泥岩表面及裂缝中又可以有吸附气的聚集，因 此又可以作为储层，具有“自生自储” 的特征。同时，天然气可以就近聚集于与烃源岩交互的砂砾岩中，也可以经过较远距离的运移储集于断陷边部砂砾岩中，形成“近源它储”式、“远源它储”式气藏。
3 沙河子组致密砂岩气勘探潜力评价
3.1 资源量估算
关于泥页岩的排烃系数很多学者开展过深入的研究，李明诚［18］通过渤海湾盆地各坳陷古近系烃源 岩的模拟和计算得出其排气率（排烃系数）为70％～80％；宋国奇［19］经计算得出了胜利油区上古生界 煤岩成熟度与排烃系数关系（表1），反映出不同演化阶段煤岩的排烃率不同，演化程度越高，排烃系 数越大。沙河子组成熟度为1.02～4.16，平均为2.89，其排烃系数应在80％以上，泥岩、煤层生排气 量见表2。聚集系数按2％～3％计算，沙河子组天然气资源量为（4072～6108）×108m3，因此，天然 气就近运移到沙河子组砂砾岩中形成气藏是可能的。同时，参考表1数据可以看出，沙河子组泥岩、煤 层吸附气量也比较大，超过20m3/d，因此，沙河子组泥岩中也可能蕴藏着丰富的天然气资源。
表1 煤岩成熟度与排烃系数关系计算表 ［19］


表2 徐家围子断陷沙河子组生排气量及资源量


表3 徐家围子断陷沙河子组与国内致密砂岩气特征对比


3.2 勘探潜力评价
国内外在致密砂岩气藏勘探开发方面都取得了一些进展，美国具有致密砂岩气藏的盆地有23个，通过三维地震技术的提高、井网加密、直井分层压裂等技术使其勘探开发取得了较大成功［20]。国内致 密砂岩气的勘探开发主要集中在四川盆地、鄂尔多斯盆地及吐哈盆地，通过对比它们的特征可以发现（表3），徐家围子断陷沙河子组致密砂岩与其有相似之处，一些条件甚至更为优越，比如含气性、烃源 岩厚度等，因此，沙河子组致密砂砾岩具有形成规模储量的潜力。
同时，沙河子组厚层泥岩、煤层中存在吸附气聚集成藏的可能。泥岩气的聚集是天然气在烃源岩中 大量滞留的结果，天然气成藏的生、储、盖、运、聚、保等作用都在同一套泥岩地层中完成，因此成藏 控制因素相对简单，能够形成巨大的资源［21］。与美国已经成功开采泥页岩气的盆地对比（表4），沙河 子组TOC、Ro更高，烃源岩厚度更大。因此，沙河子组具有发育泥岩气的地质条件。
表4 徐家围子断陷沙河子组与国内外泥页岩气藏特征对比


续表


（国外及川西数据引自参考文献［21］）
目前，沙河子组已经开展了老井复查、压裂设计等相关工作，进一步的研究工作正在逐步开展，因 此，随着研究程度的深入以及勘探技术的不断进步，沙河子组的非常规气勘探有可能取得较大的进展。
4 初步认识
通过上述分析得到以下初步认识：一是徐家围子断陷沙河子组具备形成致密砂岩气的地质条件，资 源量大，勘探前景广阔。二是沙河子组致密砂岩气的成藏条件为：(1)有利的构造和沉积背景；(2)充足 的气源条件；(3)低孔、低渗的储集条件；(4)良好的封盖保存条件；(5)匹配的运移疏通条件；(6)有利 的圈闭条件；(7)良好的生储盖组合。三是沙河子组暗色泥岩厚度大，煤层发育，TOC、Ro较高，与国 内外泥页岩气藏特征相比，具有形成泥岩气藏的可能性，随着研究程度的深入以及勘探技术的进步，有 可能在泥岩气藏勘探方面取得进展。
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对于致密砂岩气的评价，分3个层次：首先是致密砂岩气井的确定，单井目的层段岩样覆压基质渗透率中值≤0.1×10^-3μm²，单井目的层段试气无自然产能或自然产能低于工业气流下限，经采用压裂、水平井、多分支井等技术后达到工业气流井下限；其次是致密砂岩气层的确定，目的层段所有取心井，岩样覆压基质渗透率中值≤0.1×10^-3μm²，致密砂岩气井数与所有气井数之比应≥80%；最后是致密砂岩气的地质评价，主要包括资源评价、储层评价、储量评价、产能评价四部分内容。

资源评价：在区域地质研究基础上，运用地震、钻井、测井、取心、分析化验、测试等资料进行综合研究，查明区域及盆地演化的构造旋回、区域层序地层格架与沉积体系分布、烃源岩分布，确定主要含气系统、成藏组合和圈闭类型；对全区可能含气系统、远景区带和重点圈闭进行系统评价、风险分析和排队优选；确定天然气聚集有利区，评估资源潜力。

储层评价：在地层层组划分基础上，描述储层岩性、物性、非均质性、微观孔隙结构、黏土矿物、裂缝发育状况、储层敏感性等内容。依据储层物性、孔隙结构、非均质性和有效厚度等指标，综合考虑储集体形态和分布范围，结合产能情况，对致密砂岩储层进行评价。

储量评价：在勘探取得发现的基础上，综合应用各种资料，对致密砂岩气形成主控因素与储量规模进行评价。

产能评价：根据储量规模与储层特征，结合气井生产动态，确定合理产能规模。

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