壹、致密砂巖氣
致密砂巖氣(tight sand gas或tight sandstone gas)，又稱致密氣(tight gas)，通常是指低滲透—特低滲透砂巖儲層中，無自然產能，需通過大規模壓裂或特殊采氣工藝技術才能產出具有經濟價值的天然氣，該定義同樣適用於煤層氣、頁巖氣、致密碳酸鹽巖儲層氣(Holditch，2006)。致密砂巖氣藏大多分布在盆地中心或盆地構造的深部，呈大面積連續分布，故又稱為深盆氣藏、盆地中心氣藏、連續分布型氣藏等。
1.致密砂巖氣研究
關於致密砂巖氣成藏方面的研究，針對美國的聖胡安盆地，早期稱為隱蔽氣藏。1950年Silver提到該盆地缺乏邊底水且白堊紀地層中普遍含氣等重要特征。20世紀70年代，許多研究者對這種特殊類型的氣藏進行了多種機理的解釋，提出了孤立(孔隙)體圈閉氣藏、地層-成巖圈閉氣藏、水動力圈閉氣藏、水封型圈閉氣藏等。1976年在加拿大西部阿爾伯達盆地發現了埃爾姆沃斯(Elmworth)巨型深盆氣藏。直到1979年，Masters在對Elmworth、MilkRiver和Blanco氣田分析的基礎上，提出了深盆氣(deep basin gas)的概念。1986年，Rose等在研究Raton盆地時，首先使用了“盆地中心氣”(basin center gas)這壹術語。1979、1980年Law等、1985年Spencer等對“致密砂巖氣”(tight sand gas或tight gas sands)進行了研究。1996年，“連續型氣藏”這個概念正式使用(Schmoker，1996)。90年代以後，中國出現“深層氣”、“深部氣”等概念。
2006年，美國聯邦地質調查局提出:深層氣(deep gas)、頁巖氣(shale gas)、致密砂巖氣(tight gas sands)、煤層氣(coal-bed methane)、淺層生物氣(shallow microbial gas sands)和天然氣水合物(Natural gas hydrate或Methane clathrate)等6種非常規天然氣(unconventional gas)，統稱為連續氣(continuous gas)。
2.致密砂巖氣儲層劃分標準
(1)國外劃分標準
由於不同國家和地區的資源狀況、技術經濟條件不同，致密氣藏的界定尚未形成統壹的標準。1980年，美國聯邦能源管理委員會(FERC)，根據《美國國會1978年天然氣政策法案(NGPA)》的有關規定，確定致密氣藏的註冊標準是儲層地層滲透率小於0.1×10-3μm2，這個官方定義是用來確定哪些產氣井可以獲得聯邦或各州的稅收抵免。Elkins(1981)以地下滲透率0.1×10-3μm2為界，將儲層分為常規儲層和非常規儲層。Spencer(1985，1989)對致密天然氣儲層定義為天然氣原地滲透率小於0.1×10-3μm2的含氣儲層。Surdam(1997)提出:致密氣系指產自低滲透致密砂巖儲集層(壹般孔隙度小於12%，滲透率小於1×10-3μm2)中的非常規天然氣。Stephenetal.(2006)認為，致密氣藏是只有經過水力壓裂，或利用水平井或多分支井，才能以具有經濟價值的產量生產並采出大量天然氣的氣藏。Philip H.Nelson(2009)將致密砂巖儲層標準定為孔喉直徑為2～0.03μm。
(2)國內劃分標準
國內關於致密砂巖氣藏的定義與標準，也沒有統壹認識。袁政文(1993)認為致密儲層是指滲透率小於1×10-3μm2的碎屑巖儲層。關德師等(1995)指出，致密氣藏是孔隙度低(＜12%)、滲透率比較低(0.1×10-3μm2)、含氣飽和度低(＜60%)、含水飽和度高(40%)、天然氣在其中流動速度較緩慢的砂巖層中的天然氣藏。
鄒才能等(2010)認為，致密砂巖氣是孔隙度＜10%、原地滲透率＜0.1×10-3μm2或空氣滲透率＜1×10-3μm2、孔喉半徑＜1μm、含氣飽和度＜60%的砂巖中儲集的天然氣，壹般無自然工業產量，但在采取壹定經濟條件和技術措施後，可以獲得工業天然氣產量。
(3)致密砂巖氣儲層劃分參數
滲透率是致密砂巖氣儲層劃分的壹個重要參數。實際應用中，滲透率采用了不同的定義和參考值，如地層滲透率、空氣滲透率、有效滲透率、絕對滲透率等。實際上地層滲透率與空氣滲透率有較大差異，壹般含水飽和度增加、上覆地層壓力增加都會導致氣體滲透率顯著降低，巖樣在含水飽和度為55%時，空氣滲透率僅為幹樣的1/3～1/7;地層壓力為3.5～35MPa時，巖層滲透率僅為克氏滲透率的1/2～1/25。
可見，致密砂巖氣藏最重要的參數是地層滲透率(formation permeability)、原地壓力(in-situ stress)、含水飽和度和孔隙度。但在許多國家，致密氣藏是由流量來定義的，而不是用滲透率來定義;也有學者認為致密氣藏的界定，應由許多物理因素和經濟因素***同決定。
3.致密砂巖氣定義與地質評價方法
(1)致密砂巖氣定義
綜上所述，致密砂巖氣的定義為:覆壓基質滲透率≤0.1×10-3μm2的砂巖氣層，單井壹般無自然產能，或自然產能低於工業氣流下限，但在壹定經濟條件和技術措施下，可以獲得工業天然氣產量。通常情況下，這些措施包括壓裂、水平井、多分支井等。覆壓基質滲透率采用不含裂縫巖心(基質)，在凈上覆巖壓作用下測定的滲透率。
對於測試樣品，用不同實驗圍壓下測定的滲透率Ki，除以常規空氣滲透率Ko，並進行歸壹化處理，作出(Ki/Ko)與實驗圍壓pi的關系曲線，最後采用(Ki/Ko)與pi的擬合函數，計算凈上覆巖壓條件下的滲透率。在此基礎上，進行覆壓滲透率校正:首先，建立測試樣品覆壓基質滲透率與常規空氣滲透率關系曲線;然後，采用擬合函數，將所有巖樣的常規空氣滲透率校正為覆壓滲透率。校正的覆壓滲透率與實測覆壓滲透率相對誤差應控制在10%以內，如果20%以上的樣品相對誤差超過10%，則需要重新選擇擬合函數或者分段擬合。
(2)致密砂巖氣評價方法
對於致密砂巖氣的評價，分3個層次進行:首先是致密砂巖氣井的確定，單井目的層段巖樣覆壓基質滲透率中值≤0.1×10-3μm2，單井目的層段試氣無自然產能或自然產能低於工業氣流下限，經采用壓裂、水平井、多分支井等技術後達到工業氣流井下限;其次是致密砂巖氣層的確定，目的層段所有取心井，巖樣覆壓基質滲透率中值≤0.1×10-3μm2，致密砂巖氣井數與所有氣井數之比應≥80%;最後是致密砂巖氣的地質評價，主要包括資源評價、儲層評價、儲量評價、產能評價四部分內容。
資源評價:在區域地質研究基礎上，運用地震、鉆井、測井、取心、分析化驗、測試等資料進行綜合研究，查明區域及盆地演化的構造旋回、區域層序地層格架與沈積體系分布、烴源巖分布，確定主要含氣系統、成藏組合和圈閉類型;對全區可能含氣系統、遠景區帶和重點圈閉進行系統評價、風險分析和排隊優選;確定天然氣聚集有利區，評估資源潛力。
儲層評價:在地層層組劃分基礎上，描述儲層巖性、物性、非均質性、微觀孔隙結構、粘土礦物、裂縫發育狀況、儲層敏感性等內容。依據儲層物性、孔隙結構、非均質性和有效厚度等指標，綜合考慮儲集體形態和分布範圍，結合產能情況，對致密砂巖儲層進行評價。
儲量評價:在勘探取得發現的基礎上，綜合應用各種資料，對致密砂巖氣形成主控因素與儲量規模進行評價。
產能評價:根據儲量規模與儲層特征，結合氣井生產動態，確定合理產能規模。
二、致密砂巖油
1.致密砂巖油定義
關於致密砂巖油的定義和特征，目前國內、外文獻中涉及很少，主要是在壹些油藏開發工程技術論文中提到致密油藏的概念。如L.Guan等(2006)在《挖掘成熟致密油氣藏加密鉆井潛力的快速方法》壹文中，提到加密鉆井對改善致密油氣藏的油氣采收率起到了重要作用;李忠興等(2006)在《復雜致密油藏開發的關鍵技術》壹文中提到，鄂爾多斯盆地延長組超低滲儲層具有巖性致密、物性差、孔喉細小、啟動壓力梯度大、易傷害等特點，垂直於主應力方向水平井和采用水力噴射壓裂技術，可初步實現致密油藏的有效開發;BrentMiller(2010)在Unlocking Tight Oil:Selective Multi-stage Fracturing in the Bakken Shale壹文中，針對BakkenShale致密油的開發，提出了壹系列油藏改造工技術。
從目前的認識與生產實踐看，致密砂巖油或稱致密油，壹般是指夾持在生油巖系中的粉-細砂巖、碳酸鹽巖等致密儲層中的石油。
2.致密砂巖油研究現狀
(1)國外研究現狀
致密油正成為全球非常規石油勘探的亮點領域，是繼頁巖氣突破後的又壹熱點領域。2000年，威利斯頓盆地巴肯(Bakken)致密油開發取得重大突破，日產油7000t，美國媒體稱致密油為“黑金”，發現者Findley2006年獲AAPG年度傑出勘探家獎。2008年，巴肯致密油實現規模開發，並成為當年全球十大發現之壹。威利斯頓盆地面積為34×104km2，跨美、加兩國，巴肯組縱向上劃分為9個巖性段(圖3-1)，單層厚0.5～15m;發育上下兩套頁巖，厚5～12m，TOC為14%～10%，Ro為0.6%～0.9%;除第四段屬常規儲層外，其余均為致密儲層，2a段為主力致密砂巖油層，雲質粉砂巖厚5～10m，孔隙類型主要為粒間孔和溶蝕孔，孔隙度為10%～13%，滲透率為(0.1～1)×10-3μm2;油藏面積7×104km2，油層厚5～15m，埋深2590～3200m，資源量為566×108t左右(據USGS)，油質輕，API為41°～44°。2010年，美國境內致密油生產井有2362口，單井日產油12t，已累計產油3192×104t。
鷹灘(Eagle Ford)致密油，發現於2008年，主要產自與頁巖互層的灰巖中，埋深914～4267m，油層厚30～90m，生油巖為鷹灘頁巖，儲層為鷹灘灰巖，孔隙度為2%～12%，滲透率小於0.01×10-3μm2，油藏面積約4×104km2，鉆井已超過600口。
目前，北美已發現致密油盆地19個，主力致密油產層4套，2009年致密油探明可采儲量已達6.4×108t，年產量1230×104t。
(2)國內研究現狀
在我國，目前比較通用的概念為低滲透油藏(low permeability reservoirs/pool，low permeable reservoir/pool)，指油層孔隙度低、喉道小、流體滲透能力差、產能低，通常需要進行油藏改造才能維持正常生產的油田。
非常規油氣地質學
圖3-1 威利斯頓盆地巴肯(Bakken)致密油
致密油藏勘探開發壹般具如下特征:
(1)儲層物性差，基質滲透率低，由於沈積物成熟度低，顆粒細，分選差，膠結物含量高，後生成巖作用強烈，使儲層變得十分致密，儲層孔隙度低，變化幅度大，大部分為7%～8%。
(2)按成因分為原生低滲透-致密油藏和次生低滲透-致密油藏。壹般原生低滲透-致密油藏主要是受沈積作用的影響，沈積物粒度細，泥質含量高，分選差，以原生孔為主，儲層大多埋深較淺，未經歷強烈的成巖作用改造，巖石脆性低，裂縫不發育，孔隙度較高，而滲透率較低，多數為中高孔低滲型。次生低滲透-致密油藏主要是各種成巖作用改造的結果，這類儲層原是常規儲層，但由於壓實作用、膠結作用等，大大降低了孔隙度和滲透率，原生孔隙殘留較少，形成致密層。
(3)孔喉半徑小，毛細管壓力高，原始含水飽和度較高，壹般含水飽和度為30%～40%，個別高達60%，原油比重多數小於0.85，地層黏度多數小於3mPa·s。粘土礦物含量高，水敏、酸敏、速敏嚴重。
(4)油層砂泥交互，非均質性嚴重，由於沈積環境不穩定，砂層的厚度變化大，層間滲透率變化大，有的砂巖泥質含量高，地層水電阻率低，給油水層劃分帶來很大困難。
(5)天然裂縫相對發育，由於巖性堅硬致密，存在不同程度的天然裂縫系統，壹般受區域性地應力的控制，具有壹定的方向性，對油田開發的效果影響較大，裂縫是油氣滲透的通道，也是註水竄流的條件，且人工裂縫又多與天然裂縫方向壹致。因此，天然裂縫是低滲透砂巖油田開發必須認真對待的因素。
(6)油層受巖性控制，水動力聯系差，邊底水驅動不明顯，自然能量補給差，多數靠彈性和溶解氣驅采油，油層產能遞減快，壹次采收率低，只能達到8%～12%，采用註水保持能量後，二次采收率可提高到25%～30%。
(7)由於滲透率低，孔隙度低，必須通過酸化壓裂投產，才能獲得經濟價值。
(8)由於孔隙結構復雜，喉道小，泥質含量高，以及各種水敏性礦物的存在，導致開采過程中易受傷害，損失產量可達30%～50%。因此，在整個采油過程中，保護油層至關重要。
目前，我國在長慶、大慶、吉林等油田都開展了低滲透-致密油藏的勘探開發。長慶油田在鄂爾多斯盆地已成功開發了滲透率僅為(0.5～1.0)×10-3μm2的低滲透油藏，單井產油量達3～4t/d。