含油氣盆地致密砂巖類油氣藏成因機制與資源潛力

龐雄奇,周新源,董月霞,姜振學,姜福杰,范柏江,邢恩袁,龐 宏

(1.中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室,北京 102249;2.中國石油大學盆地與油藏研究中心,北京 102249; 3.中國石油塔里木油田公司,新疆庫爾勒 841000;4.中國石油冀東油田公司,河北唐山 063004）

含油氣盆地致密砂巖類油氣藏成因機制與資源潛力

龐雄奇1,2,周新源3,董月霞4,姜振學1,2,姜福杰1,2,范柏江2,邢恩袁2,龐 宏2

(1.中國石油大學油氣資源與探測國家重點實驗室,北京 102249;2.中國石油大學盆地與油藏研究中心,北京 102249; 3.中國石油塔里木油田公司,新疆庫爾勒 841000;4.中國石油冀東油田公司,河北唐山 063004）

通過對典型致密砂巖油氣藏的解剖,并結合成藏過程中油氣排運時期和儲層致密演化時期匹配關系分析,確定含油氣盆地深部發育致密常規油氣藏、致密深盆油氣藏、致密復合油氣藏3種不同類型的致密砂巖類油氣藏;在此基礎上采用理論計算對中國致密砂巖油氣資源進行評價。結果表明：沉積盆地內部實際存在的油氣資源量比以往認識和評價的結果大很多,目前中淺部見到的和已發現的常規油氣資源不到盆地內富集資源總量的25%,大于75%的油氣資源富集在孔隙度小于12%、滲透率小于1×10-3μm2的致密砂巖儲層內;在致密油氣資源中,致密常規油氣資源大致超過油氣總資源的25%,致密深盆油氣資源超過50%;致密油氣資源是含油氣盆地挖潛勘探和可持續發展的最主要方向。

致密砂巖油氣藏;含油氣盆地;成因機制;資源評價

致密砂巖油氣展現了豐富的資源前景[1-2],美國、加拿大等國已實現了大規模的商業開采[3-5]。中國具備形成致密砂巖油氣的地質條件,并在松遼、準噶爾、四川等盆地的油氣勘探中獲得了新發現[6-8]。筆者依據目前已發現的典型致密砂巖油氣藏并結合成藏過程的分析,對中國致密砂巖油氣藏的類型和資源潛力進行研究。

1 致密砂巖油氣藏

致密砂巖油氣藏系指富集于沉積盆地內低孔隙度和低滲透率砂巖儲層內的油氣藏,這里的低孔和低滲視研究者不同有所不同[9-12](表1）。目前國內外常用的判別標準是指那些孔隙度低(小于12%）、滲透率低(小于0.1×10-3μm2）、含氣飽和度低(小于60%）、天然氣在其中流動速度較為緩慢的砂巖油氣藏[9]。致密油氣藏的概念可進一步分為廣義和狹義兩種。

表1 國內外學者和單位有關致密砂巖類油氣藏的判別標準Table 1 Discrimination standards of tight sandstone hydrocarbon reservoir of different international scholars and institutions

1.1 廣義的致密砂巖油氣藏概念

廣義的致密砂巖油氣藏系指富集于一切低孔隙度和低滲透率砂巖儲層內的油氣藏。它既包括埋深較大的、分布廣泛的致密砂巖油氣藏,也包括埋深較淺的、分布局限的粉砂巖或泥質粉砂巖油氣藏。這種分類不考慮致密砂巖的成因、油氣藏的成因及其儲量規模,唯一的判別標準是它們當前儲層的孔隙度和滲透率。

圖1是塔里木盆地庫車坳陷砂巖儲層含油氣性鉆探結果。圖1(a）表明砂巖儲層的鉆探結果與埋深有關。圖1(b）表明砂巖儲層的鉆探結果與孔隙度有關。廣義的致密砂巖油氣藏分類對于理解致密砂巖油氣藏的產狀特征和結構特征有意義,但對理解致密砂巖油氣藏的成因機制和分布規律意義不大。

圖1 塔里木盆地庫車坳陷砂巖儲層含油氣性鉆探結果與統計Fig.1 Drilling results and statistics of sandstone reservoir oil-bearing properties in Kuqa depression of Tarim Basin

1.2 狹義的致密砂巖油氣藏概念

狹義的致密砂巖油氣藏系指富集于深部某一埋深之下的所有砂巖儲層內的油氣藏,這一埋深點與浮力成藏下限對應(圖2）。它不包括埋深更淺、分布較為局限的粉砂巖或泥質粉砂巖油氣藏,但包括埋深更大的致密儲層背景之內的高孔滲儲層內的油氣藏,它們在油氣勘探中被稱之為甜點[13],是致密砂巖油氣藏中最重要和最有價值的組成部分。

圖2 浮力作用下天然氣和石油的成藏下限及其力平衡Fig.2 Oil and gas accumulation threshold and the forces balance under buoyancy action

圖2(a）中的浮力成藏下限可用動力學邊界方程(式(1）～(8））表征,即深部油氣的熱膨脹力Pe等于上覆水靜壓力Pw和邊界毛細管力Pc之和。在這一邊界之上,Pe＞Pw+Pc,油氣主要在浮力作用下形成常規油氣藏;在這一邊界之下,Pe＜Pw+Pc,油氣主要在毛細管力和分子膨脹力等作用下形成致密深盆油氣藏。Pe=Pw+Pc是深部油氣成藏的頂界,也是浮力成藏的下限,還是致密油氣藏大面積廣泛分布的邊界。此外,浮力成藏下限可用砂巖孔喉半徑表示。

圖2(b）中天然氣和石油的浮力成藏下限依據式(1）～(8）獲得,它們表明液態石油和天然氣的浮力成藏下限比較接近,隨砂巖顆粒粒徑的增大而變淺。天然氣對應的孔隙度為11%～12%,石油為10%～11%,表明天然氣更易在深坳區的向斜內聚集成藏。

浮力成藏下限對應的力平衡方程如下：

式中,Peg、Peo分別為單一氣相、油相的體積膨脹力, N;Pcg、Pco分別為天然氣和油的毛管壓力,N;Pe、Pw和Pc分別為界面之下油氣熱膨脹力、界面之上水靜壓力、界面處毛細管力,N;σ為氣水(油水）界面張力,N/m;D為顆粒的粒度,mm;Mg和Mo分別為天然氣和液態石油摩爾質量,g/mol;z為天然氣的壓縮因子;φ為孔隙度,%;ρw、ρg和ρo分別為水、天然氣和液態石油的密度,kg/m3;g為重力加速度,m/s2;R為氣體常數,取8.314 33;T為天然氣的地下溫度, K;a和b為范德華常數。

1.3 本文關于致密砂巖油氣藏的定義

本文將含油氣盆地砂巖儲層孔隙度＜12%、有效滲透率≤0.1×10-3μm2、絕對滲透率≤1×10-3μm2作為致密砂巖油氣藏的判別標準。在實際工作過程中,基于浮力成藏下限或致密油氣藏廣泛分布的頂界預測致密砂巖油氣藏分布,即致密油藏頂界孔隙度＜11%、致密氣藏頂界孔隙度＜12%。致密砂巖油氣藏內部的高孔滲部分被視為“甜點”,它們是致密砂巖油氣藏中的重要組成部分。

2 致密砂巖油氣藏成因分類

2.1 致密常規油氣藏

致密常規砂巖類油氣藏系指發育于沉積盆地深部、成因和產狀特征類同于常規油氣藏的致密砂巖油氣藏。此類油氣藏屬先成藏后致密,分布特征類同于常規油氣藏,依據產狀可進一步分為致密背斜類油氣藏、致密斷塊類油氣藏、致密地層類油氣藏、致密巖性類油氣藏等。這類油氣藏的形成分為兩個階段,第一階段為常規油氣藏形成階段,此時儲層未致密,油氣主要在浮力作用下運移至圈閉中聚集成藏(圖3(a））。第二階段為油氣藏致密化階段。致密常規油氣藏的最基本地質特征是產狀同常規油氣藏,即與源巖不接觸、分布范圍局限、存在油氣水邊界、探井產能高且壓力異常高(圖3(b））。

圖3 致密常規油氣藏的形成機制與分布特征Fig.3 Formation mechanism and distribution characteristics of conventional tight hydrocarbon reservoir

2.2 致密深盆油氣藏

圖4 致密深盆油氣藏的成因機制與分布特征Fig.4 Formation mechanism and distribution characteristics of deep basin tight hydrocarbon reservoir

致密深盆砂巖類油氣藏系指發育于沉積盆地深部、主要分布于深坳區或向斜帶中的致密砂巖類油氣藏(圖4）。此類油氣藏屬先致密后成藏,分布特征不同于常規油氣藏,依據產狀可進一步分為盆地邊緣區發育的致密深盆類油氣藏、盆地中心區發育的致密深盆類油氣藏、盆地深坳區發育的致密深盆類油氣藏等[14-15]。這類油氣藏的形成是在儲層致密化以后,大量油氣從源巖中排出后直接進入相鄰的致密儲層,此時浮力不起主導作用,油氣充注主要受體積增大和受熱膨脹作用,不斷向外排驅孔隙水并拓展分布的范圍,形成連續和廣泛分布的致密深盆類油氣藏。致密深盆油氣藏最基本的地質特征為緊鄰烴源灶連續廣泛分布、油氣聚集不受浮力和蓋層控制、探井產能低但儲量巨大、油氣藏內部缺少統一的油氣水邊界且產狀倒置、穩態情況下內部壓力低于靜水壓力。

2.3 致密復合油氣藏

致密復合型砂巖類油氣藏系指發育于沉積盆地深部、廣泛分布于深坳區、背斜帶和斜坡區的非常規致密類油氣藏。此類油氣藏屬于先形成的常規油氣藏和晚期形成的深盆油氣藏在盆地深部條件下疊加和復合的結果。依據產狀特征可進一步分為致密背斜油氣藏與深盆油氣藏復合形成的致密非常規油氣藏、致密地層油氣藏與深盆油氣藏復合形成的致密非常規油氣藏、致密巖性油氣藏與深盆油氣藏復合形成的致密非常規油氣藏等。這類油氣藏的形成分為3個階段(圖5）。第一階段為常規油氣藏形成階段,這一階段形成的常規油氣藏可以是背斜類、地層類,也可能是巖性類(圖5(a）上）。第二階段為致密深盆油氣藏形成階段,這一階段可能比第一階段晚但也可能同時進行,主要是在盆地深部的中心區或斜坡帶或邊緣區形成致密深盆油氣藏(圖5(a）下）。第三階段是在埋藏過程中,常規油氣藏變成為致密常規油氣藏,深盆油氣藏范圍不斷擴大并將致密油氣藏全部覆蓋而形成一個更大的統一的致密復合油氣藏(圖5 (b））。

2.4 致密油氣藏形成演化及其轉換

綜上所述,致密油氣藏依照其成因機制可分為致密常規油氣藏、致密深盆油氣藏和致密復合油氣藏(表2）。它們在形成之后,隨著埋藏深度加大和壓實作用增強,其類型可以相互轉換,基本原理如圖6所示。

圖5 致密復合油氣藏的成因機制與分布特征Fig.5 Formation mechanism and distribution characteristics of complex tight hydrocarbon reservoir

圖6 致密油氣藏形成演化及其相互關聯轉換Fig.6 Formation evolution and the relevance transformation of tight hydrocarbon reservoir

表2 沉積盆地深部致密砂巖油氣藏分類Table 2 Classification of tight sandstone hydrocarbon reservoirs in deep sedimentary basins

3 致密砂巖油氣資源評價

3.1 含油氣盆地致密砂巖油氣資源評價方法和原理

油氣從生成到發生運移聚集,始終遵循物質守恒的普遍地質規律。因此,對致密砂巖油氣的評價可采用生烴潛力法,理論模型見圖7。生烴潛力法認為,烴源巖中的有機質在生排烴前后質量不變,通過研究烴源巖生烴潛力指數((S1+S2）/TOC）在沉積剖面上的變化規律可以定量研究源巖的生排烴特征。其中：S1代表巖石中可抽提的游離烴即源巖生成的未發生運移的烴量,S2代表干酪根高溫(300～600℃）熱解烴量,TOC代表源巖有機碳含量[16-17]。

圖7 生烴潛力法確定源巖排烴門限的取樣示意圖Fig.7 Sampling schematic diagram of source rock hydrocarbon expulsion threshold using hydrocarbon generation potential method

烴源巖的最大生烴潛力指數為原始生烴潛力指數(HCIo）,烴源巖原始生烴潛力指數與剩余生烴潛力指數(HCIp）的差值為排烴率(qe）,排烴率即烴源巖達到排烴門限后單位有機碳排烴量[16-17]。

圖8 地質條件下的油氣資源序列Fig.8 Oil and gas resources sequence under geological conditions

在形成致密油氣的盆地和地區,致密儲層一般緊鄰烴源巖。絕大多數的含油氣盆地的烴源巖排烴門限對應的埋深往往小于其對應儲層達到致密的埋深(圖8）,因此,烴源巖一旦進入排烴門限,排出的油氣便在浮力的作用下向鄰近的儲層高部位運移,此時運移的油氣往往形成常規油氣藏(圖8中B部分）。隨著埋深的逐漸增大,巖層孔隙逐漸致密。當儲層達到足夠的埋深后,其孔隙度小于12%,此時烴源巖排出的烴類流體已不再受浮力作用的控制,油氣直接賦存在源巖附近的致密儲層中,該類油氣形成的油氣藏即致密深盆油氣藏(圖8中D部分）。對于在烴源巖孔隙度小于12%時排出的油氣,盡管其形成的油氣藏在地質歷史時期屬于常規油氣藏,若該類油氣藏在現今的埋深變大,儲層孔隙度高度致密(孔隙度小于12%）,該類油氣藏即構成了致密常規油氣藏(圖8中C部分）。

3.1.1 致密常規油氣資源評價方法

致密常規油氣的資源評價只與浮力作用下的累積排烴量相關。同時,常規油氣藏在向致密油氣藏的轉變中,必然經歷了浮力作用下限的埋深,而在進入該埋深之前,排出的油氣會源源不斷地受浮力作用進入儲集層,所以對于受破壞改造以及散失微弱的地區,按照浮力作用下的最大排烴率評價的排烴量即為致密常規油氣的資源量。對于受到破壞改造以及油氣散失強烈的地區,按照浮力作用下的最大排烴率(圖8中q1）評價的排烴量即為致密常規油氣資源的資源上限。由于構造破壞及散失烴量的研究是石油地質的薄弱環節,定量研究十分困難,在致密常規油氣資源的研究中只需確定資源上限即可。3.1.2 致密深盆油氣資源評價方法

“太神奇了！爸爸，快教教我。”我激動地喊道。爸爸攤開手心，說:“其實，我手里還有一塊大磁鐵，控制著小磁鐵在移動。你呀，就是看得太認真，才忽略了我的動作。”我迫不及待地接過大磁鐵試了一試，果然如此。

致密深盆油氣資源在地質歷史過程中均不受浮力作用,油氣藏形成初始時期即為致密油氣藏。由于致密深盆油氣藏在形成時一般對應于較大的埋深使得構造破壞和散失等地質作用對致密油氣的影響非常微弱,油氣得以極大地保存。針對致密深盆油氣資源的評價可以近似地認為,與烴源巖最大埋深(構造運動小的地區一般為現今的埋深）對應的、位于浮力作用下限之下排出的排烴率(圖8中q2）評價的排烴量即為致密深盆油氣資源的資源量。

3.1.3 致密油氣資源總量評價方法

對于特定的烴源巖而言,其生成的致密油氣資源由致密常規油氣資源和致密深盆油氣資源兩個資源序列構成。從生烴潛力剖面上看,烴源巖及其緊鄰儲層一旦位于浮力作用下限之下,必然存在致密常規和致密深盆兩種致密油氣資源。因此,對于致密油氣資源總量的評價,利用烴源巖進入浮力作用下限后的總排烴率(圖8中q1+q2）計算的資源量即致密油氣資源總量。

3.2 含油氣盆地致密砂巖油氣藏資源評價流程

含油氣盆地致密砂巖油氣藏資源評價流程可分為以下5個部分：

(1）確定第一套主要目的層和第一套區域性蓋層。

(2）研究第一套主要目的層和第一套區域性蓋層成巖史。

(3）計算處于致密砂巖儲層之內的源巖層排烴總量。對于特定的烴源巖而言,其生成的致密油氣資源由致密常規油氣資源和致密深盆油氣資源兩個資源序列構成。在浮力作用下限之下,源巖的累積排烴率即對應致密常規和致密深盆兩個資源序列。致密油氣總量的計算模型如下：式中,Q總為致密油氣資源總量,t;S為烴源巖的排烴面積,km2;q0(Z）為烴源巖的累積排烴率,mg/g;ρ (Z）為烴源巖的密度,g/cm3;TOC為有機碳百分含量,%;Z0為烴源巖排烴門限對應的埋深,m;Z為烴源巖的最大埋深,m。

(4）計算處于致密砂巖儲層區內的源巖在儲層高孔滲階段的排烴量。處于致密砂巖儲層區內的源巖在儲層高孔滲階段的排烴量(致密常規油氣）計算模型如下：

式中,Q常為形成的致密深盆油氣資源量,t;E常為烴源巖排致密常規油氣的排烴強度,t/km2;q1(Z）為烴源巖排致密常規油氣的排烴率,mg/g,當進入浮力作用下限深度時(儲層孔隙度小于12%）,各埋深段烴源巖的q1(Z）保持相同(也即相當于孔隙度等于12%時的排烴率）。

(5）計算處于致密砂巖儲層區內的源巖在儲層致密后的排烴量。

處于致密砂巖儲層區內的源巖在儲層致密后的排烴量(致密深盆油氣）計算模型如下：

式中,Q深為形成的致密深盆油氣資源量/t;E深為烴源巖排致密深盆油氣的排烴強度,t/km2;q2(Z）為烴源巖排致密深盆油氣的排烴率,q2(Z）=q0(Z）-q1(Z）,mg/g。

3.3 含油氣盆地致密砂巖油氣資源評價參數選擇

3.3.1 烴源巖層地質地化特征

對于同一沉積盆地而言,烴源巖的基本地質地化特征可以通過烴源巖的厚度、有機母質豐度、有機母質類型、有機母質成熟度4個地質參數來表征。因此,評價烴源巖地化特征,需要完成相關圖件的編制。

3.3.2 烴源巖層生排油氣模式

受烴源巖有機母質豐度、類型、成熟度等地化特征的控制,烴源巖生排油氣的模式存在差異,具體表現為烴源巖排氣早于排油、烴源巖排油早于排氣、烴源巖只排氣不排油、烴源巖排油不排氣和烴源巖既不排油也不排氣模式[17]。

在進行地質參數的研究中,還包括選擇具有代表性意義的地史、熱史等資料,這主要包括建立4種函數關系式：①孔隙度隨埋深變化規律;②轉化程度隨埋深的變化規律;③地溫隨埋深或地史時間的變化規律;④地層水礦化度隨埋深或地史時間的變化規律。詳細建立過程見文獻[18]。

3.4 含油氣盆地致密砂巖油氣資源評價成果表征

3.4.1 南堡凹陷烴源巖層排油氣量與相對資源量評價結果

南堡凹陷位于中國渤海灣盆地北部,凹陷面積1900 km2,自北向南分別為陸上的老爺廟構造、北堡構造、高尚堡-柳贊構造;灘海的南堡1號、南堡2號、南堡3號、南堡4號、南堡5號構造(圖9）[19]。2007年底,南堡凹陷已探明三級油氣儲量10億噸。本區發育古近系東三段、沙一段和沙三段3套主力烴源巖,前人曾進行了詳細的地化研究[20]。但本區烴源巖在定量研究方面一直比較薄弱,由此導致歷次資評的結果存在較大差異,極不利于進一步指導油氣勘探。

按照致密油氣資源的評價流程,首先建立南堡凹陷三套主力烴源巖的生烴潛力剖面,由于烴源巖存在一定的非均質性,采用了加權平均方法建立生烴潛力變化曲線(圖10）,根據生烴潛力曲線可知,本區東三段、沙一段和沙三段三套烴源巖的排烴門限對應的埋深分別為3.774、3.960和3.807 km。其次,通過對本區25 296個數據點的統計,建立南堡凹陷儲層孔隙度隨埋深的關系(圖10）,本區儲層孔隙度為12%的埋深大致為4.2 km,表明本區浮力作用的下限約為4.2 km。基于生烴潛力法的研究過程,同時結合致密油氣資源的評價流程,最終獲得南堡凹陷三套主力烴源巖的生烴量和排烴量;區分出致密常規油氣和致密深盆油氣的資源量(圖11、表3）。研究結果表明,南堡凹陷東三段、沙一段和沙三段三套烴源巖生烴量分別為63.76×108、60.86× 108和82.69×108t;排烴量分別為22.24×108、30.65 ×108和63×108t;致密油氣資源量分別為9.33× 108、26.29×108和58.3×108t,其中致密深盆油氣分別占致密油氣的40.1%、48.24%和67.43%。結合烴源巖與儲層的分布及接觸關系,預測致密復合油氣的資源量分別為0.68×108、4.26×108和11.55× 108t。

圖9 南堡凹陷構造區劃分及生儲蓋組合示意圖Fig.9 Structural division and reservoir-seal assemblage schematic drawing of Nanpu depression

3.4.2 中國主要盆地烴源巖排烴量研究及資源量評價結果

對中國典型盆地和地區的致密油氣資源評價結果表明：塔里木盆地的致密油氣資源是常規油氣資源的3～4倍,其中致密深盆油氣是致密常規油氣的1～2倍;渤海灣盆地南堡凹陷的致密油氣資源是常規油氣資源的4～5倍,其中致密深盆油氣是致密常規油氣的2～3倍;塔里木盆地庫車坳陷的致密油氣資源是常規油氣資源的5～6倍,其中致密深盆油氣是致密常規油氣的1～2倍;四川盆地川西坳陷的致密油氣資源是常規油氣資源的30倍以上,其中致密深盆油氣是致密常規油氣的2～3倍。

圖10 南堡凹陷烴源巖生烴門限與浮力作用下限劃分Fig.10 Hydrocarbon generation threshold of source rocks and buoyancy effect threshold in Nanpu depression

圖11 南堡凹陷不同埋深下的源巖生排烴與資源潛力評價結果Fig.11 Hydrocarbon generation and expulsion of source rocks and resources potential evaluation results of different depth in Nanpu depression

表3 中國主要盆地源巖排烴量研究及資源量評價結果Table 3 Hydrocarbon expulsion amount of source rocks and resources evaluation results of the main sedimentary basins in China

由此可知,中國主要含油氣盆地致密油氣資源的資源潛力遠大于常規油氣資源的資源潛力,目前中淺部見到和已發現的常規油氣資源不足盆地內油氣資源總量的25%,大于75%的油氣資源富集在孔隙度小于12%、滲透率小于1×10-3μm2的致密砂巖儲層內。在致密油氣資源中,致密常規油氣資源大致超過油氣總資源的25%,致密深盆油氣資源超過50%,四川盆地和南堡凹陷則超過了70%。另外,以致密復合形式存在的油氣資源大致超過油氣總資源的15%。

4 結 論

(1）致密砂巖油氣藏依據成因分為致密常規油氣藏、致密深盆油氣藏和致密復合油氣藏3類。

(2）致密砂巖油氣的成因與烴源巖的生排烴關系密切,在浮力作用下限之下,烴源巖排出的烴量可直接構成致密深盆油氣資源;在浮力作用下限之上烴源巖排烴構成常規油氣,經晚期深埋后亦構成致密常規油氣資源。基于浮力作用下限的統計規律,采用生烴潛力法即可定量評價研究區的致密油氣資源,區分致密常規油氣資源及致密深盆油氣資源。

(3）目前中國中淺部見到的和已發現的常規油氣資源不到盆地內富集資源總量的25%,大于75%的油氣資源富集在孔隙度小于12%、滲透率小于1× 10-3μm2的致密砂巖儲層內,其中大于50%的致密油氣屬于致密深盆油氣資源。致密油氣資源是今后含油氣盆地挖潛勘探和可持續發展的最主要方向。

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(編輯 修榮榮）

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(編輯 徐會永）

Formation mechanism classification of tight sandstone hydrocarbon reservoirs in petroliferous basin and resources appraisal

PANG Xiong-qi1,2,ZHOU Xin-yuan3,DONG Yue-xia4,JIANG Zhen-xue1,2, JIANG Fu-jie1,2,FAN Bo-jiang2,XING En-yuan2,PANG Hong2
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting in China University of Petroleum,Beijing 102249,China; 2.Basin and Reservoir Research Center in China University of Petroleum,Beijing 102249,China; 3.Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla 841000,China; 4.Jidong Oilfield Company,PetroChina,Tangshan 063004,China）

A comprehensive review on the forming mechanisms of typical tight-sandstone hydrocarbon reservoirs was presented.Based on pattern matching between oil migration period and tight reservoir evolution,typical tight sandstone reservoirs were summarized into three catgories：conventional tight sandstone reservoir,deep basin tight sandstone reservoir and composite tight sandstone reservoir.Through theoretical calculation,tight-sandstone hydrocarbon resources in China were reappraised.The results reveal far more potential hydrocarbon resources than estimated before.The conventional hydrocarbon resources discovered so far account for less than 25%of the total basin hydrocarbon resources,while more than 75%of hydrocarbon resources concentrate in tight sandstone reservoirs with low porosity(＜12%）and low permeability(＜10-3μm2）.In the latter,over 25%of hydrocarbon concentrates in the tight conventional reservoirs,and over 50%in the tight deep-basin reservoirs.It is therefore suggested that tight hydrocarbon reservoirs remain the main focus in the future hydrocarbon explorations and sustainable developments.

tight sandstone hydrocarbon reservoir;petroliferous basin;formation mechanism;resource evaluation

TE 122.1

A

4

1673-5005(2013）05-0028-10

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.05.005

2013-05-22

國家重點基礎研究發展規劃“973”項目(2011CB201100）;國家科技重大專項(2011ZX05006-006）;國家自然科學基金項目(41102085）

龐雄奇(1961-）,男,教授,博士,博士生導師,主要研究方向為含油氣盆地分析與油氣資源評價,油氣成藏機制與分布規律。E-mail：pangxq@cup.edu.cn。