致密砂岩气区地质特征
中国致密砂岩气及在勘探开发上的重要意义
致密砂岩气开发的社会影响
提高能源供应：致密砂岩气开发可以增加能源供应，缓解能源短缺问题 促进经济发展：致密砂岩气开发可以带动相关产业的发展，促进地方经济发展 改善环境质量：致密砂岩气是一种清洁能源，可以减少对环境的污染 提高人民生活水平：致密砂岩气开发可以提供更多的就业机会，提高人民生活水平
致密砂岩气开发的可持续发展策略
中国致密砂岩气及在 勘探开发上的重要意 义
单击此处添加副标题
汇报人：
目录
壹
目 录
文
本
贰
义致 和密
特砂
征岩
气
的
定
叁
的中 分国
布致
和密
储砂
量岩
气
肆
挑开致 战发密
的砂
重岩
要气
性勘
和探
伍Leabharlann 和勘中 趋探国势开致
发密
的砂
现岩
状气
陆
响的致 环密
境砂
和岩
社气
会开
影发
柒
的砂中 政岩国
策气政
和勘府
支探对
持开致
发密
第一章
中国致密砂岩气勘探开发的现状
资源分布：中国 致密砂岩气资源 丰富，主要分布 在四川、重庆、 陕西等地
勘探开发技术： 中国致密砂岩气 勘探开发技术已 取得重大突破， 具备大规模开发 能力
开发现状：中国 致密砂岩气勘探 开发已进入快速 发展阶段，产量 逐年增加
发展趋势：中国 致密砂岩气勘探 开发将向规模化、 高效化方向发展， 成为未来能源发 展的重要方向
致密砂岩气开发的经济性分析
资源丰富：中国致密砂岩气资源丰富，具有巨大的开发潜力 市场需求：随着中国经济的快速发展，对能源的需求日益增长 成本效益：致密砂岩气开发成本相对较低，具有较高的经济效益 环境保护：致密砂岩气开发对环境的影响较小，符合绿色发展理念
致密砂岩气藏综述
致密砂岩气藏概述1 致密砂岩油气藏简介 (2)1.1 致密砂岩油气藏的概念 (2)1.2 致密砂岩油气藏储层的分类及评价 (4)1.3 致密气藏基本特征 (10)2 国内外典型致密砂岩气藏勘探实例 (12)2.1 世界致密气藏的分布特征 (12)2.2 国外典型致密气藏分析 (13)3 致密砂岩气藏的成藏条件 (21)3.1 致密砂岩气藏形成的区域地质条件 (21)3.2 致密气藏形成的烃源岩条件 (23)3.3 致密气藏形成的储层条件 (23)3.4 致密气藏形成的封盖条件 (24)3.5 致密气藏形成的圈闭条件 (25)4. 致密砂岩气藏的成藏机理与主要模式 (25)4.1 主要机理 (25)4.2 主要成藏模式 (27)致密砂岩气藏概述1 致密砂岩油气藏简介1.1 致密砂岩油气藏的概念致密砂岩油气藏就是所谓的碎屑岩中的低渗透油气藏，它是一个相对的概念，世界上并没有统一的划分标准和界限，因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定。
前苏联将储层渗透率小于（50～100）×10-3µm2的油藏作为低渗透油气藏，美国A.I.Leverson认为低渗透油藏储层的上限为10×10-3µm2。
Berg(1988)认为低渗透油藏储层的上限为1×10-3µm2～10×10-3µm2。
我国唐曾熊（1994）在其《油气藏分类及描述》中建议以一个数量级作为划分各类渗透率的范围，低渗透油气藏储层的渗透率为（10～100）×10-3µm2；罗蛰潭、王允诚（1986）将油层分为4类，把渗透率小于10×10-3µm2的称为特低渗透油藏，把渗透率小于100×10-3µm2的称为低渗透油藏。
我国各油田对低渗透油气藏的定义也不一致：中原油田把储层渗透率在1×10-3µm2～10×10-3µm2的油藏定为“低渗透”，将储层渗透率小于1×10-3µm2的油藏定为“致密”；长庆油田认为“低渗透油气藏”是指渗透率很低(如1×10-3µm2～10×10-3µm2)的油、气层所构成的油气藏。
中国致密砂岩气主要类型_地质特征与资源潜力_李建忠
综述与评述收稿日期：２０１２－０７－０６；修回日期：２０１２－０７－３０．基金项目：国家大型油气田及煤层气开发科技重大专项（编号：２０１１ＺＸ０５０４３－００１）资助．作者简介：李建忠（１９６８－），男，河南辉县人，教授级高级工程师，主要从事油气资源评价和勘探部署研究．Ｅ－ｍａｉｌ：ｌｉｊｉｚｈ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ．中国致密砂岩气主要类型、地质特征与资源潜力李建忠，郭彬程，郑 民，杨 涛（中国石油勘探开发研究院，北京１０００８３）摘要：致密砂岩气已成为全球非常规天然气勘探的重点之一。
中国致密砂岩气分布范围广，目前已在鄂尔多斯和四川等盆地实现了规模开发；致密砂岩气藏主要有低缓斜坡型、背斜构造型和深部凹陷型３种类型，其基本地质特征表现为以煤系源岩为主，生烃强度高，具有持续充注的气源条件；致密砂岩与烃源岩紧密相邻，大面积接触，以近距离垂向运移成藏为主；源储有效配置形成致密砂岩气大气区，局部富集。
中国致密砂岩气的有利勘探面积约为３２×１０４ｋｍ２，可采资源量达（８～１１）×１０１２ ｍ３，目前中国致密砂岩气勘探开发技术已较成熟，具备加快发展的条件，在中国未来天然气发展中必将发挥重要作用。
关键词：致密砂岩气；地质特征；气藏类型；资源潜力中图分类号：ＴＥ１２２ 文献标志码：Ａ 文章编号：１６７２－１９２６（２０１２）０４－０６０７－０９引用格式：Ｌｉ Ｊｉａｎｚｈｏｎｇ，Ｇｕｏ Ｂｉｎｃｈｅｎｇ，Ｚｈｅｎｇ Ｍｉｎ，ｅｔ ａｌ．Ｍａｉｎ ｔｙｐｅｓ，ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ ｆｅａｔｕｒｅｓ ａｎｄ ｒｅ－ｓｏｕｒｃｅ ｐｏｔｅｎｔｉａｌ ｏｆ ｔｉｇｈｔ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｇａｓ ｉｎ Ｃｈｉｎａ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１２，２３（４）：６０７－６１５．［李建忠，郭彬程，郑民，等．中国致密砂岩气主要类型、地质特征与资源潜力［Ｊ］．天然气地球科学，２０１２，２３（４）：６０７－６１５．］０ 引言致密砂岩气是一种储集于低渗透—特低渗透致密砂岩储层中的典型的非常规天然气资源，依靠常规技术难以开采，需通过大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气。
致密砂岩气地球化学特征及气源分析
DOI： 10. 3969 / j. issn. 1006 － 6535. 2013. 01. 010
巴喀油田八道湾组致密砂岩 储层沉积特征
吴俊红
1， 2
（ 1. 中国地质大学（ 北京） ， 北京 100083 ； 838202 ）
摘要： 为分析清楚巴喀气藏主力层位八道湾组的沉积特征和储层变化，通过对巴喀地区岩心、 测井、 地震等多方面资料分析， 识别出了该组各种相标志（ 岩石成分、 岩性、 泥岩颜色、 沉积构 岩石粒度、 电测曲线及地震相等） ， 在此基础上， 厘定了巴喀地区八道湾组主要沉积 造特征、 相、 亚相和微相类型。八道湾组主要发育辫状河三角洲平原亚相， 可进一步划分为辫状河道 、 废弃河道， 泛滥平原和河漫沼泽 4 个微相， 并在此研究基础上建立了与之对应的沉积相模式， 为气藏开发奠定了基础 。 关键词： 巴喀油田； 致密砂岩储层； 沉积微相； 辫状河三角洲平原 中图分类号： TE122. 2 文献标识码： A 文章编号： 1006 － 6535 （ 2013 ） 01 － 0039 － 05
［2 ］ 0. 71 ， 平均为 0. 51 ， 反映出低成分成熟度特征 。
鲁番地区鄯善县境内。 巴喀构造是一个受强烈压 实作用被断层复杂化的长轴背斜构造 ， 位于台北凹 陷鄯善弧形背斜带的最西端。 下侏罗统八道湾组 气藏为边水层状构造凝析气藏。 由于八道湾组发 育多组裂缝， 其裂缝特征不同于国内其他气藏， 可 借鉴经验不多， 同时由于油田断裂发育、 构造破碎、 砂体分布不稳定、 储层渗透率低、 孔隙结构及油层物 性非均质性强等特征， 给勘探、 开发带来很大难度， 因此对该区储层沉积微相类型及展布特征研究具有
案， 增储上产打下基础， 也为提高致密砂岩气藏的开 发效果、 配套技术及措施选择提供科学依据。
鄂尔多斯盆地致密砂岩气勘探技术
鄂尔多斯盆地探明气田分布图
胜利井气田 刘家庄气田
苏里格气田
榆林气田
神木气田
米脂气田
乌审旗气田
靖边气田
子洲气田
（三）致密气分布层位
上古生界综合柱状图
致密气主要分布在上古生界， 石盒子组盒8、山西组山1为主力 含气层，盒6、山2、本溪组以及 下古生界奥陶系等是重要的兼探 层系，纵向上具有多层系复合含 气的特征。
鄂尔多斯盆地盒8段地层厚度图
A’
A
A 庆城
庆深1
环县
庆深2
定边
定探1
鄂托克前旗
李1
鄂7
K
J T3
T1+2 C+P
O ∈
鄂3 杭锦旗
鄂尔多斯盆地庆城—鄂托克旗地震剖面
A’
C+P
同时，利用盒8段岩心单旋回砂体厚度计算，北部古坡度平均为0.62º 、南 部平均为0.51º。
水深经验公式：h=1.5L Schumm坡度经验公式：d=1.14/(0.51w2.43/18F1.13)0.25 Leeder河道宽度公式：w=6.8h1.54 Schumm河道宽深比：F=w/h
2、盆地演化特征
鄂尔多斯盆地是典型的叠合盆 地，基底为太古界及下元古界变质 岩系。盆地经历了五个演化阶段：
中晚元古代坳拉谷－奠定盆地雏形 早古生代浅海台地－形成下古储层 晚古生代近海平原－形成上古储层 中生代内陆湖盆－－北东缓西南陡
形成T、J油藏 新生代周边断陷－－今构造格局与
油气赋存定型
鄂尔多斯盆地 致密砂岩气成藏特征及勘探技术
中国石油长庆油田分公司 二○一三年三月
报告内容
一、长庆油田基本情况 二、致密气地质特征 三、致密气成藏地质条件 四、致密气主要勘探技术 五、致密气勘探开发前景展望
吐哈盆地丘东洼陷致密砂岩气地球化学特征
吐哈盆地丘东洼陷致密砂岩气地球化学特征
吐哈盆地丘东洼陷是位于中国新疆维吾尔自治区的一个石油气盆地。
该地区主要产出的石油气藏是致密砂岩气藏，其地球化学特征主要包括以下几个方面：
1. 烃源岩特征：吐哈盆地丘东洼陷石油气藏的烃源岩主要为下奥陶统和志留统的页岩和泥页岩。
这些烃源岩具有较高的有机质含量和丰富的沉积有机质类型，是石油气形成的重要原料。
2. 成藏特征：致密砂岩气藏主要形成于致密砂岩储层中，这些储层具有较高的孔隙度和渗透率，储层物性较好。
地质构造和构造断裂是石油气聚集的重要因素。
3. 气体组分特征：致密砂岩气主要由甲烷、乙烷、丙烷等轻烃组成，伴随少量的烃类气体和硫化氢。
其气体组分与所在地区的烃源岩类型和烃源岩成熟度有关。
4. 稳定碳同位素特征：致密砂岩气的稳定碳同位素组成主要反映了石油气的成因和演化历史。
吐哈盆地丘东洼陷的致密砂岩气体碳同位素δ13C值一般较高，显示出来自成熟烃源岩的特征。
总之，吐哈盆地丘东洼陷的致密砂岩气地球化学特征主要包括烃源岩特征、成藏特征、气体组分特征和稳定碳同位素特征。
这些特征对于石油气勘探和开发具有重要意义。
致密砂岩的岩石物理特征研究文献综述
致密砂岩的岩石物理特征研究文献综述摘要：致密砂岩是一种非常规的砂岩，一般由致密的碎屑岩组成，主要包括粉砂岩、细砂岩以及部分中-粗砂岩。
致密砂岩气藏与深盆气藏和盆地中心气藏以及持续性聚集型气藏有着紧密的联系。
本文在对致密砂岩气层的成藏地质特征进行了总结，并介绍了地震响应特征有关的岩石物理参数（例如纵横波速度、密度、泊松比、含气饱和度）等相关概念，在此基础之上，介绍了关于国内外致密砂岩的岩石物理特征研究的基本情况。
关键词：致密砂岩气层岩石物理特征研究现状一、致密砂岩气层及其岩石物理特征1.致密砂岩气层的成藏地质特征致密砂岩气藏的地质成因由多方面因素控制，主要有沉积作用、成岩作用和构造作用，但前面二者起到主控作用。
沉积物的物源特征和沉积环境控制着储层物性、岩性以及孔喉结构分布，其中，地层的沉积作用是形成储层低孔低渗特性最基本的作用条件，不仅控制着这类储层的物性特征，还决定了成岩作用的类型和强度。
一般情况下，低孔低渗储层主要形成于冲积扇沉积等近源沉积相带或前三角洲沉积等远源沉积相带中。
致密砂岩气藏的一般特征为：（1）基质颗粒杂乱，分选性差，孔喉结构复杂，渗透率较低；（2）致密气藏的非均质性较强，岩性变化大，井与井之间的小层划分及对比难度大；（3）储层具有高含水饱和度，低可流动流体饱和度，以及低气体相对渗透率；（4）气体驱替压力高，存在启动压力现象；（5）气水关系复杂，油、气、水的重力分异不明显，在毯状致密砂层中气和水呈明显的倒置关系，在透镜体状致密砂岩含气层系中一般无明显的水层，致密气藏一般不出现分离的气水接触面，产水不大，含水饱和度高（大于40%）；（6）分布隐蔽，常规的勘探方法难以发现。
深层浅层成藏关系密切——在致密化程度高而晚期构造相对活动地区，高丰度超压天然气侧向运移困难，势必寻求垂向突破，产生烟囱作用。
2.致密砂岩气层的岩石物理参数早期的地震数据主要用于构造解释，通过构造结合其它地质信息的综合研究，进行间接地推断该构造的含油气性。
苏里格气田致密砂岩气藏剩余气分布特征及其挖潜
第44卷 第5期 新 疆 石 油 地 质Vol. 44，No.52023年10月 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY Oct. 2023文章编号：1001-3873（2023）05-0554-08 DOI ：10.7657/XJPG20230506苏里格气田致密砂岩气藏剩余气分布特征及其挖潜石耀东1，王丽琼1，臧苡澄2，张吉1，3，李鹏2，李旭1（1.中国石油 长庆油田分公司 第四采气厂，内蒙古 鄂尔多斯 017300；2.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，西安 710018；3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018）摘 要：苏里格气田中区苏36-11区块已开发17年，开发程度和储量动用程度均高，储集层非均质性强，储量动用不均衡，剩余气分布复杂，剩余气分布的确定及挖潜是气田稳产的关键。
通过储集层构型精细表征，明确剩余气分布的主要影响因素，确定不同类型剩余气分布规律，提出对应的挖潜对策。
研究结果表明：研究区含气砂体主要分布在4级构型单元心滩坝与点坝中，整体规模小，宽度为150~500 m ，长度为300~800 m ，连通性差，受各级次渗流屏障影响大，区块北东—南西向主砂带开发程度最高，地层压力低，剩余气主要分布在区块西北部盒8段下亚段；剩余气分布主要受储集层非均质与开采非均匀影响，可分为井网未控制型、复合砂体阻流带型、水平井未动用次产层型、直定向井未射开气层型和投产未采出型5类；提出井间加密、老井侧钻、查层补孔和老井挖潜4种动用措施，调整方案后，预测可稳产7年，采收率可达45%。
关键词：苏里格气田；致密砂岩；储集层构型；剩余气储量评价；剩余气分布；挖潜对策；开发中—后期；开发调整方案中图分类号：TE122 文献标识码：A©2018 Xinjiang Petroleum Geology. Creative Commons Attribution-NonCommercial 4.0 International License 收稿日期：2022-11-12 修订日期：2023-04-13基金项目：国家科技重大专项（2016ZX05050）；中国石油科技重大专项（2016E-0509）第一作者：石耀东（1973-），男，陕西靖边人，高级工程师，气田开发与生产管理，（Tel ）************（E-mail ）syd_cq@通讯作者：王丽琼（1989-），女，甘肃华池人，高级工程师，硕士，油气田开发，（Tel ）************（E-mail ）wangliqiong12_cq@petrochina..Distribution and Potential Tapping Strategies of Remaining Gasin Tight Sandstone Gas ReservoirsSHI Yaodong 1，WANG Liqiong 1，ZANG Yicheng 2，ZHANG Ji 1，3，LI Peng 2，LI Xu 1（1.No.4 Gas Production Plant, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Ordos, Inner Mongolia 017300, China;2.Research Institute of Exploration and Development, Changqing Oilfield Company, PetroChina, Xi ’an, Shaanxi 710018, China ；3.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil and Gas Fields, Xi ’an, Shaanxi 710018, China ）Abstract ：The Su 36⁃11 block in the central area of Sulige gas field has been developed for 17 years, with high degrees of development and reserves producing. The strong reservoir heterogeneity in this block leads to uneven producing of reserves and complex distribution of re⁃maining gas. Distribution determination and potential tapping of the remaining gas are crucial for maintaining stable production in the gas field. By accurately characterizing the reservoir architecture, the main factors influencing remaining gas distribution were identified, the distribution patterns of different types of remaining gas were determined, and corresponding strategies for recovering the remaining gas were proposed. The research results show that the gas⁃bearing sand bodies in the study area are mainly distributed in the 4th⁃order architec⁃ture units, such as channel bar and point bar, these sand bodies are significantly affected by various levels of flow barriers, with small over⁃all scale, poor connectivity, width of 150-500 m and length of 300-800 m. The main NE⁃SW sand belt in the block has been developed the most, with low formation pressure, and the remaining gas is mainly distributed in the lower He 8 member in the northwestern part of the block. Remaining gas, whose distribution is mainly influenced by reservoir heterogeneity and uneven development, can be divided into five types: gas uncontrolled by well pattern, gas in composite sand body flow barrier, gas in secondary pay zone unexploited by horizontal well, gas in unperforated gas⁃bearing layer in vertical well, and gas unproduced. Four potential tapping measures were proposed, including well infilling, reperforation, sidetracking and potential tapping in exsisting wells. According to the adjusted development plan, it is predicted that stable production can be maintained for 7 years with the recovery efficiency reaching 45%.Keywords ：Sulige gas field; tight sandstone; reservoir architecture; remaining gas reserves evaluation; remaining gas distribution; potential tapping; middle-late development stage; adjusted development plan中国致密气资源总量及开发潜力巨大，约占全球资源量的十分之一，主要分布在鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地等区域。
鄂尔多斯盆地致密砂岩气勘探技术ppt
鄂尔多斯盆地探明气田分布图
胜利井气田 刘家庄气田
苏里格气田
榆林气田
神木气田
米脂气田
乌审旗气田
靖边气田
子洲气田
（三）致密气分布层位
上古生界综合柱状图
致密气主要分布在上古生界， 石盒子组盒8、山西组山1为主力 含气层，盒6、山2、本溪组以及 下古生界奥陶系等是重要的兼探 层系，纵向上具有多层系复合含 气的特征。
鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏天然气组分分析表
气田
层位
CH4 (%)
C2H6
C3H8
C4H10
CO2
(%)
(%)
(%)
(%)
N2 (%)
H2S (%)
苏里格
石盒子组 山西组
95.300
1.8400.4700.2700.860 1.200
0
乌审旗 石盒子组 95.100 1.000 0.200 0.200 0.900 2.790
西区
0.87-0.94 0.88
-2200 -2300
苏里格气田西区 苏里格气田中区 苏里格气田东区
实测压力结果表明，苏里格气田无统一压力系统，属低压气藏，压力系数一般
在0.83～0.96之间，平均0.87。
（2）地层温度
苏里格气田上古生界地层 （盒8气藏）实测温度一般在 90-120 ℃，气藏温度与埋深具 有明显的正关性性，相关系数 达到0.85，计算的地温梯度为 3.06℃/100m。
鄂尔多斯盆地行政区划图
吕 梁 山
秦
岭
4、地层及含油气层系
界
自下而上发育元古界、古生界、
新 生
界
中生界和新生界，沉积岩平均厚度
6000m。纵向上具有“上油下气”的
川东北元坝地区致密砂岩油气地质特征
对该 区油气藏成藏机理进一步分析 ， 明元坝地 区中浅层 油气藏为致 密砂岩油 气藏及其 多次 表 运移 的结果 ， 渗透率级 差、 孔隙连通性决定着该 类型油气藏 的富集规律 。元坝地 区致密砂 岩油 气藏 的发现对 于进一步扩 大川 东北油气勘探 的胜利成果和建立川东北 油气资源的接替阵地有
着 十 分 重要 的意 义 。 关 键 词 ： 坝 气 田 ； 密砂 岩 ； 藏 机 理 ； 气 地 质 元 致 成 油
中 图分 类号 ：Ｅ ２ ． Ｔ １２ １
文 献 标 识 码 ： Ａ
引 言
普 光气 田的发现 奠定 了 “ 川气 东 送 ” 程 的资 工 源基 础 ， 何扩 大川 东 北 油气 勘 探 的胜利 成 果 ， 如 Ｉ 建
■ １ ■２ ９● 撕
２ １ 卑４ ０２ 月
糟 ：
藏
文 章 编 号 ： ０ ６— ５ ５ ２ １ ）２— ０ ６— ５ １０ ６ ３ （０ ２ ０ ０ １ ０
川 东北 元坝 地 区致密 砂 岩 油气 地 质 特 征
印 峰 ， 昌林 杜红权 盘 ，
（．中石化勘探南方分公司 ， １ 四川 成都 ６ ０ ４ ；．同济大学 ， １０ １２ 上海 ２０ ９ ） ０ ０２
距离较 短 ， 扩散作 用是致 密砂 岩 中油气运 移 的主要
钻探成 果显 示 ， 坝地 区致 密砂岩 油气藏 具有 元
横 向展布范 围大 ， 大面 积 层 状分 布 ， 效 储 集 层受 有
岩性 和物性 控制 等特 点 （ １ 。 图 ） （ ）元 坝致 密 砂 岩 油气 藏 形 成 的构 造 背 景稳 １
构造 向斜 。故陆 相 阶段 南 部 湖 盆最 大 湖 泛 面 的升 降运 动控 制着整 个 元 坝地 区砂 体 和泥 质 烃 源岩 以
致密砂岩气地质特征与开发
主 要 内 容
一
二 三 四
致密气的定义与内涵 致密气地质与开发特征 致密气开发关键技术 我国致密砂岩气展望
一、致密气的定义与内涵
（一）致密气定义
1、气藏分类
常规天然气藏
随着技术的进步，煤层气和页
0.1mD
岩气相继投入开发，将气藏分 为常规天然气藏和非常规天然 气藏，其中非常规天然气藏包 括致密气、煤层气和页岩气， 以及天然气水合物
②
G105(3-294/286)轴压2Mpa G105(3-294/286)轴压20Mpa S38-16-8 G101(2-17/86) S1-81/128-1 N-1
2
4
6
8 1/Paver(1/Mpa)
10
一、致密气的定义与内涵
3、水的影响严重 • 渗透率越小，毛管压力越 高，含水饱和度越高 • 低渗高含水饱气藏储层内存 在可动水
力敏感性极强，地层条件渗透率比 大气压下渗透率小一个数量级 因此开发评价时必须将岩心分 析渗透率还原到地层温压条件下的 真实情况
大气压力条件下渗透率
引自Stephen A．Holditch， 2006年SPE 103356
一、致密气的定义与内涵
5、致密气藏储层渗透率一般呈对数正态分布，其间不乏甜 点区。对于此类气藏的评价，采用渗透率中值能更准确地反 映气藏的渗流能力
例如：美国4个致密气藏 （Cotton Valley 、 Cleveland 、Wilcox Lobo 、 Travis Peak ）渗透率率中值在 0.028～0.085mD，但算术平均值 范围在0.179～7.378mD之间
引自Stephen A．Holditch， 2006年SPE 103356
广安002-39
致密天然气砂岩储层成因和讨论
致密天然气砂岩储层成因和讨论随着全球能源需求的不断增长，天然气的地位越来越重要。
而致密天然气砂岩储层作为天然气的主要储藏之一，其成因和特征备受。
本文将致密天然气砂岩储层的成因作为主题，探讨形成该储层的主要因素及特征，旨在为相关领域的研究和应用提供参考。
致密天然气砂岩储层是指以砂岩为主要储集岩石，孔隙度较低，渗透率较低，储层压力较高的天然气储层。
致密天然气砂岩储层的成因类型主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
沉积环境是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在一定的地质历史时期，特定的沉积环境导致砂岩沉积物的沉积方式和沉积厚度会影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
例如，在盆地中心和盆地边缘的砂岩沉积厚度较大，但孔隙度和渗透率较低，而在盆地边缘和斜坡上的砂岩沉积厚度较小，孔隙度和渗透率较高。
成岩作用也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在砂岩沉积后，会发生压实、胶结、重结晶等成岩作用，这些作用会改变砂岩的孔隙度和渗透率。
例如，压实作用会导致砂岩孔隙度降低，渗透率显著降低；胶结作用也会降低砂岩孔隙度，但渗透率降低程度较小；重结晶作用会改善砂岩的孔隙度，提高渗透率。
构造运动和古气候也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
构造运动会影响砂岩的沉积环境和成岩作用，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
古气候则会影响砂岩沉积物的成分和粒度，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
致密天然气砂岩储层的成因是多方面的，主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
这些因素相互作用，共同影响着砂岩储层的特征和发育。
因此，在研究和应用致密天然气砂岩储层时，应该综合考虑这些因素，以期更加深入地了解该储层的特征和发育。
也需要注意保护环境，合理利用资源，实现可持续发展。
致密砂岩气藏是一种非常丰富的天然气资源，但由于其储层特征的复杂性和隐蔽性，使得致密砂岩气藏的储层识别和开发难度较大。
因此，研究致密砂岩气藏储层特征及有效储层识别方法对提高天然气开采效率和降低开发成本具有重要意义。
致密砂岩储层特征及气藏成藏过程
块
油
气
田
２１ ０ ２年 １月
孔 隙度 小 于或 等于 １ ％的气藏 为致 密 气藏 。 ０
究 侧重 于裂 缝体 系 。
井筒
２ 致 密 砂 岩 储 层 的分 类 方 案
目前 ， 国内外致 密砂 岩储 层 分类 方案 呈 现 出多样 化且 不 系统 的特 点 ，鉴 于储 层成 因机 制及 类 型对 成 藏
Ｈｏ ｓ ２ ０ ２１ — ２ ． ｕ ｅ， ０ ５： ３ ２ ４
过 （ １５ ３８ ） ｌ Ｉ ［１。虽然 致 密砂 岩 气可 采 资 １ ．４ ｌ ．１ ｘ Ｏ Ｔ １ ９ Ｉ８］ －
源量 十 分可 观 ， 但是 目前 的产 能规 模 仍然 很小 ， 于 国 小 内天 然气 产 能 的 １ 。因此 ， 须加 大基 础理 论 和工 程 ％ 必 技 术 的研 究 力度 ，为致 密砂 岩气 藏 的成 功勘 探 和开 发 创 造 有利 条件 ，从 而弥补 我 国常 规油 气 资源 量不 足 的 现状 ， 经济 可 持续 发展 提供 充 足可 靠 的能源 保 障 。 为
Ｚｈ ｏ Ｃｈ ｎ ｕ ｎ Ｌ ｕ Ｊｄ ｎ Ｌｕ Ｊｇ ｏ，ｔａ． ｃｎ ｅ ｉｎ ｌｎ ｔｒｌ ａ ｅ ｇ ａ ｇ，ｉ ｉ ｏ ｇ， ｊ ｉｕ ｅ Ｕｎ ｏ ｖ ｎｔ ａ ａｕ ａ １ ｏ
ｇｓ ｓｓ ｍ ｉ ｈｎ ｎ ｈ ｘ ｌｒｔ ｎ ｐｏｐｃｓＪ ．Ｊｕｎ ｌｏ ａ ｙｔ ｎ Ｃ ｉａ ａｄ ｔｅ ｅｐｏａｉ ｒｓｅｔ［］ ｏｒａ ｆ ｅ ｏ
１７ ，３ ２ ：５ －８ ． ９ ９ ６ （ ） １２ｌ １
［４ 赵晨 光 ， 继 东 ， 计 国 ， ． 常 规 天 然 气 系 统 及 其 在 中 国 的 勘 探 １］ 刘 刘 等 非 前 景 ［］石 油 天 然气 学 报 ，０ ９，１３）１ ３１５ Ｊ． ２ ０ ３ （ ：９ －９ ．
致密砂岩气 储量标准
致密砂岩气储量标准一、储量估算致密砂岩气储量估算是在对致密砂岩气藏进行详细勘探的基础上，通过对气藏储层、盖层和保存条件等进行详细研究和分析，结合现代地球物理和地质勘查技术手段，对气藏的储量和规模进行科学估算。
二、储层描述致密砂岩储层是致密砂岩气藏的重要组成部分，其描述包括以下方面：1.储层岩石学特征：主要描述储层岩石的矿物组成、粒度、磨圆度、分选性等特征。
2.储层物性特征：主要描述储层的孔隙度、渗透率、含气饱和度等物性参数。
3.储层含气性特征：主要描述储层中天然气的类型、含量、丰度等特征。
4.储层保存条件：主要描述储层的构造、岩性、热流等地质条件对天然气的保存和运移的影响。
三、气藏特征致密砂岩气藏是一种特殊的天然气藏，其特征包括以下方面：1.气藏压力高：致密砂岩气藏一般具有较高的气藏压力，需要采用特殊的高压开采技术。
2.气藏产量低：由于致密砂岩储层的孔隙度和渗透率较低，气藏的产量相对较低。
3.开发难度大：由于致密砂岩气藏具有较高的压力和较低的产量，开发难度较大，需要采用特殊的开采技术和设备。
4.经济价值高：由于致密砂岩气藏的天然气品质较好，价格较高，因此具有较高的经济价值。
四、资源品质致密砂岩气的资源品质主要取决于天然气的组成和含量。
一般来说，致密砂岩气的组成比较单一，主要成分是甲烷，含量较高，具有较高的热值和较低的杂质含量，因此是一种优质的清洁能源。
此外，致密砂岩气还具有较高的碳氢比和较低的含氧量，这些特征都表明致密砂岩气具有较高的资源品质。
五、储量规模致密砂岩气的储量规模是衡量其开发价值的重要指标之一。
一般来说，致密砂岩气的储量规模较大，但由于其储层物性较差，产量较低，因此需要采用特殊的开采技术和管理措施来提高采收率。
此外，致密砂岩气的开发还需要考虑地质风险、技术条件、经济成本等因素的影响，因此需要结合具体情况进行综合评估。
六、开发方案致密砂岩气的开发方案需要根据具体情况进行制定。
一般来说，开发方案需要考虑以下因素：1.地质特征：包括气藏的压力、温度、组成等特征。
鄂尔多斯盆地东北缘神府区块上古生界致密砂岩成藏特征
第33卷第1期2021年2月岩性油气藏LITHOLOGIC RESERVOIRSV ol.33No.1Feb.2021文章编号：1673-8926（2021）01-0121-10DOI：10.12108/yxyqc.20210112引用：高计县，孙文举，吴鹏，等.鄂尔多斯盆地东北缘神府区块上古生界致密砂岩成藏特征.岩性油气藏，2021，33（1）：121-130. Cite：GAO J X，SUN W J，WU P，et al.Accumulation characteristics of Upper Paleozoic tight sandstone in Shenfu block，northeastern margin of Ordos Basin.Lithologic Reservoirs，2021，33（1）：121-130.鄂尔多斯盆地东北缘神府区块上古生界致密砂岩成藏特征高计县1，孙文举1，吴鹏1，段长江2（1.中联煤层气有限责任公司，北京100016；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300457）摘要：为进一步拓展鄂尔多斯盆地东缘致密气勘探前景，在区域烃源岩、储层、盖层和运移输导体系分析基础上，结合流体包裹体测试，开展了神府区块石炭系—二叠系（C—P）致密气成藏条件研究。
结果表明：主力煤层厚度较大且分布稳定，较大的生烃强度构成成藏的基本条件；储层整体呈现低孔低渗特征，以残余粒间孔和粒内溶孔为主要储集空间；C—P内部广泛发育的泥岩具备良好的封盖能力；流体包裹体均一温度指示1期持续性成藏；可划分出源内、近源和远源等3种储盖组合模式。
不同层位源储配置的差异控制着不同成藏模式的形成。
该研究成果进一步拓展了鄂尔多斯盆地油气勘探开发前景，为研究区及类似致密气田勘探提供了理论基础。
关键词：致密砂岩；成藏规律；主控因素；上古生界；鄂尔多斯盆地东北缘中图分类号：TE122.3+1文献标志码：AAccumulation characteristics of Upper Paleozoic tight sandstonein Shenfu block，northeastern margin of Ordos BasinGAO Jixian1，SUN Wenju1，WU Peng1，DUAN Changjiang2（1.China United Coalbed Methane Corp.Ltd.，Beijing100016，China；2.Engineering Technology Branch，CNOOC Energy Development Co.，Ltd.，Tianjin300457，China）Abstract：In order to further expand the exploration degree of tight gas in the eastern margin of Ordos Basin，based on the analysis of regional source rock，reservoir，caprock and hydrocarbon transport system，combined with fluid inclusion test，the tight gas accumulation conditions of Carboniferous-Permian in Shenfu block were studied.The results show that the main coal seams are thick and stable，and the better hydrocarbon generation inten-sity constitutes the basic conditions for accumulation.The reservoir is characterized by low porosity and low per‐meability，with residual intergranular pores and intragranular dissolved pores as the main reservoir space.The mudstone widely developed in Carboniferous-Permian has good sealing capacity.The homogenization tempera‐ture of fluid inclusions indicates the first stage of continuous reservoir formation，and three reservoir-cap assem‐blage models，namely，within source，near source and far source，can be divided.The difference of source reser‐收稿日期：2020-08-06；修回日期：2020-09-16；网络发表日期：2020-11-19基金项目：国家科技重大专项“临兴—神府地区煤系地层煤层气、致密气、页岩气合采示范工程”（编号：2016ZX05066）和中海石油（中国）有限公司重点科技项目“鄂尔多斯盆地东缘致密气成藏机理与控制因素分析”（编号：CNOOC-KJ135ZDXMLTD14）联合资助作者简介：高计县（1984—），男，博士，高级工程师，主要从事非常规油气勘探开发方面的研究工作。
致密砂岩气国内外现状
致密砂岩气研究现状根据中国近年来发现的大型致密砂岩气藏的开发地质特征，可将致密砂岩气划分为3 种主要类型。
透镜体多层叠置致密砂岩气，以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表。
发育众多的小型辫状河透镜状砂体，交互叠置形成了广泛分布的砂体群，整体上叠置连片分布，但气藏内部多期次河道的岩性界面约束了单个储渗单元的规模，导致储集层井间连通性差，单井控制储量低。
苏里格气田砂岩厚度一般为30～50 m，辫状河心滩形成的主力气层厚度平均10 m 左右，砂岩孔隙度一般4%～10%、常压渗透率为（0.001～1.000）×10-3μm2，含气饱和度55%～65%，埋藏深度3 300～3 500 m，异常低压，平均压力系数0.87，气藏主体不含水。
鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏，鄂尔多斯盆地构造简单稳定。
成熟源岩面积13×104平方千米，烃源岩成熟度0.6%~3%，砂岩平均孔隙度8.3% ,平均渗透率小于1*103μm2;四川盆地上三叠统须家河组平均孔隙度4. 77% , 平均渗透率小于1*103μm2;为致密-超致密砂岩储层，储层总体表现为低孔低渗高含水，强非均质性的特征。
孔喉直径均值0.313μm2;成熟度1.0%~3.6%，源岩分布面积（1.4~1.7）×104㎞2（大于100m），连片砂体面积超过1×104㎞2，砂体普遍含气，以川中地区须家河组气藏、松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为代表的多层状致密砂岩气，砂层横向分布稳定。
川中地区须家河组气藏发育3 套近100 m 厚的砂岩层，横向分布稳定，但由于天然气充注程度较低，构造较高部位含气饱和度较高，而构造平缓区表现为大面积气水过渡带的气水同层特征。
须家河组砂岩孔隙度一般为4%～12%，常压渗透率一般为（0.001～2.000）×10-3μm2，埋藏深度为2 000～3 500 m，构造高部位含气饱和度55%～60%，平缓区含气饱和度一般为40%～50%，常压—异常高压，压力系数1.1～1.5。
致密砂岩气国内外现状
致密砂岩气研究现状根据中国近年来发现的大型致密砂岩气藏的开发地质特征，可将致密砂岩气划分为 3 种主要类型。
透镜体多层叠置致密砂岩气，以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表。
发育众多的小型辫状河透镜状砂体，交互叠置形成了广泛分布的砂体群，整体上叠置连片分布，但气藏内部多期次河道的岩性界面约束了单个储渗单元的规模，导致储集层井间连通性差，单井控制储量低。
苏里格气田砂岩厚度一般为30〜50 m辫状河心滩形成的主力气层厚度平均10 m左右，砂岩孔隙度一般4%- 10% 常压渗透率为（0.001〜1.000 ）X 10-3卩m2含气饱和度55%〜65% 埋藏深度3 300〜3 500 m异常低压，平均压力系数0.87，气藏主体不含水。
鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏，鄂尔多斯盆地构造简单稳定。
成熟源岩面积13X104平方千米，烃源岩成熟度0.6%~3%，砂岩平均孔隙度8.3% , 平均渗透率小于1*1032卩m;四川盆地上三叠统须家河组平均孔隙度 4. 77% ,平均渗透率小于1*103卩m；为致密-超致密砂岩储层，储层总体表现为低孔低渗高含水，强非均质性的特征。
孔喉直径均值0.313卩m；成熟度1.0%~3.6%源岩分布面积（1.4~1.7 ）X104如2 （大于100m，连片砂体面积超过1X 104如2,砂体普遍含气，以川中地区须家河组气藏、松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为代表的多层状致密砂岩气，砂层横向分布稳定。
川中地区须家河组气藏发育 3 套近100 m 厚的砂岩层，横向分布稳定，但由于天然气充注程度较低，构造较高部位含气饱和度较高，而构造平缓区表现为大面积气水过渡带的气水同层特征。
须家河组砂岩孔隙度一般为4%〜12%，常压渗透率一般为（0.001〜2.000 ）X 10-3卩m2埋藏深度为2 000〜3 500 m，构造高部位含气饱和度55%〜60%，平缓区含气饱和度一般为40%〜50%，常压—异常高压，压力系数1.1 〜1.5。
西湖凹陷低渗-致密砂岩气藏储层特征及差异成因
西湖凹陷低渗-致密砂岩气藏储层特征及差异成因黄导武;段冬平;刘彬彬;刘英辉;黄鑫【摘要】西湖凹陷X气田花港组主要为辫状河沉积,储层整体为低渗-致密,内部发育常规物性“甜点”.从岩心分析化验资料(包括孔渗、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X-射线衍射分析等)出发,评价了研究区储层微观特征,细分了储层沉积微相并总结出不同微相的差异及成因,进一步预测了“甜点”的分布.研究区共发育5种沉积微相,其中粗粒心滩和砾质辫状水道微相带岩石抗压实作用强,原生孔保存好,溶蚀作用发育且黏土矿物以衬里型绿泥石为主,共同抑制破坏性成岩作用,从而形成“甜点”;细粒微相带岩石抗压实作用弱,流体流通不畅,溶蚀作用的产物迁移受阻,在原地形成搭桥状-丝缕状伊利石,从而造成储层致密化.粗粒心滩为研究区最佳的沉积微相,粗粒心滩型“甜点”广泛发育于辫状水道中,在研究区东部与南部发育,可进行井位部署.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2019(031)003【总页数】9页(P99-107)【关键词】低渗-致密砂岩气藏;储层特征;“甜点”成因;西湖凹陷【作者】黄导武;段冬平;刘彬彬;刘英辉;黄鑫【作者单位】中海石油(中国)有限公司上海分公司上海200335;中海石油(中国)有限公司上海分公司上海200335;中海石油(中国)有限公司上海分公司上海200335;中海石油(中国)有限公司上海分公司上海200335;中海石油(中国)有限公司上海分公司上海200335【正文语种】中文【中图分类】TE32近年来，低渗-致密砂岩气藏已成为全球非常规天然气勘探开发的重要领域之一。
目前，北美地区致密砂岩气藏的研究和开发程度较高，自2008年进行规模开发以来，其产量持续保持在1 200×108m3左右，而我国致密砂岩气藏在鄂尔多斯和四川盆地也已经实现规模开发[1-2]。
近年来在东海陆架盆地西湖凹陷中央反转构造带中北部发现了多个大型低渗-致密砂岩气田，储层为多套单层厚逾百米的大型辫状河沉积体[3]，物性表现为常规-低渗-致密复合的强非均质性特征。
致密砂岩的形成条件及其表征技术
E F 0.6 0.4
Pfc 反映了地层流体压力克 服孔喉毛细管压力进而充满
50%储集空间的能力 。rc50
毛细管中值半径表征储层的 平均孔喉半径 。
中国地质大学（北京）·能源学院
二、致密砂岩中的储层物性参数评价
Ⅰ类储层:E≥5；Ⅱ类储层:2.6≤E<5.0；Ⅲ类储层:E<2.6
中国地质大学（北京）·能源学院
三.致密砂岩的测井响应
1.常规测井曲线特征
储层的含气测井响应 特征概括为“四低一 高”：即低自然伽马、 低声波、低中子、相对 低密度、高电阻率。地 层含气将使声波时差略 微增大,电阻率增大,中子 和密度测值降低,3种孔隙 度曲线的组合能反映储 层的储集性能和含气性, 气层均符合的一般标准, 差别越大反映含气饱和 度越高 。
2、致密砂岩储层的定义
美国早在1978年在天然气政策法案规定，砂岩储层对天然 气的渗透率等于或小于0.1×10-3μm2时的气藏才可以被定义 为致密砂岩气藏。美国联邦能源管理委员会(FERC)也把致密 含气砂岩定义为空气渗透率小于0.1×10-3μm2的砂岩。
致密砂岩气是指孔隙度低(<12%)、渗透率比较低(1×103μm2)、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。
致密砂岩储层的形成条件 与表征方法技术
中国地质大学（北京）·能源学院
提纲
➢致密砂岩储层特征及其成因分析 ➢致密砂岩中的储层物性参数评价 ➢致密砂岩的测井响应 ➢致密砂岩的地震表征技术 ➢总结
中国地质大学（北京）·能源学院
一、致密砂岩储层特征及成因分析
1、致密砂岩储层的分布
世界上致密砂岩气藏已有40多年的勘探与开发历史。美 国、加拿大、英国、澳大利亚、土耳其、俄罗斯、乌克兰 等国家和地区均发现有致密砂岩气藏,所开发的大型致密砂 岩气藏主要以深盆气藏为主。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
E—— —比例常数， 为弹性模量 （杨氏模量 ） ， 仅 与材料类型有关， 表示材料受力时抵抗 变形的能力。
1.2 储层杨氏模量意义 致密砂岩层段沉积相相对稳定， 岩性一致， 成岩 性强， 胶结致密。因此在正常条件下目的层段物理性 质稳定， 在一定面积、 深度范围具有近似的杨氏模量。 在上述基础上， 一般致密砂岩段， 裂缝发育程度 受控于多种因素， 但主控因素主要有 4 条， 根据所起 作用的大小， 分别是区域古构造应力场、 局部构造位 置、 现今应力场和成岩作用。因此， 处于不同构造位 置， 不同深度的探井裂缝发育规模有所不同。 在储层整体物理特征一致的背景下，裂缝发育 段必然会形成物理性质上的差异，即由于裂缝的发 育， 必然会导致储层岩石强度的降低 （反映岩石力学 性质的重要参数包括： 杨氏模量、 泊松比、 剪切模量、 体积模量、 体积压缩系数等， 通常可以根据杨氏模量
性材料变形知识及虎克定理， 根据裂缝发育会导致岩石强度降低的基本理论， 利用井下目的层段 岩石杨氏模量的变化对裂缝发育情况进行了定量描述， 同时以常规裂缝识别方法进行了验证， 证 明了该方法在裂缝识别描述方面的可行性。并提出应根据杨氏模量的差异有针对性地对目的层 段进行改造。 关键词： 致密砂岩； 裂缝发育段； 成像测井； 杨氏模量； 常规测井； 定量描述
第 17 卷 第 2 期 2012 年 6 月
吐 哈 油 气 TUHA OIL ＆ GAS
Vol. 17,No. 2 Jun.2012
常规测井在致密砂岩裂缝识别中的应用
张 博，袁文芳，张亚光，曹少芳，魏燕萍，赵新艳
（中国石油 塔里木油田分公司 勘探开发研究院， 新疆 库尔勒 841000 ）
摘
要： 根据裂缝发育段的材料学特征， 以常规测井资料为基础， 结合相关物理学、 材料力学中弹
[1]
1 井下裂缝识别方法原理
1.1 杨氏模量的物理学定义 在材料力学中， 存在着如下形式的虎克定理： σ=Eε， （1 ） 式中 σ— ——单位正应力； ε— ——无因次量；
目前，针对井下裂缝的识别主要依靠岩心和成 像测井资料。但是岩心资料一般较少， 代表性相对 针对碎屑岩成像测井资料则受多种因素影响。 较差。 一般在碎屑岩地层中， 影响成像资料的因素主要有： ①岩心裂缝复杂， 自然裂缝、 人工裂缝交织难以区别[2] 势必导致成像测井标定、 解释过程中的误差； 裂缝类 型复杂， 高角度缝、 斜角度缝、 低角度－水平缝均见； ②裂缝张开程度复杂， 既有张开缝、 半张开缝也有全 充填缝； ③裂缝充填物类型多， 有泥质充填 、 钙质充 填、 石膏充填及油 、 气、 水充填； ④ 同时作为陆相沉 积， 沉积构造相对复杂， 各种层理发育。 以上因素一方面干扰了成像资料的裂缝解释； 另一方面， 裂缝相关性储层也发育大量的微裂缝， 在 成像测井精度范围内不能精确加以识别；加上目前 成像测井数量减少， 资料相对缺乏。因而， 探索一种 能够利用常规资料对井下裂缝进行识别、描述的方 法不但具有现实的生产实践意义，还具有一定的理 论创新的价值。
随着油气勘探的深入， 深部、 超深部、 非常规裂缝 性油气储层所占比重越来越大， 非常规油气藏成为目 前勘探的重点， 具有广阔的勘探前景。但是， 在西部叠 合盆地深层富集油气的有效储层中裂缝和溶蚀孔洞 混杂， 成因机制不清， 导致勘探区带预测困难 。其中 致密砂岩裂缝型储层的井下识别， 严重制约了相关储 层识别预测。
博（1966-） ， 男， 河北深州人， 高级工程师， 石油地质专业。联系电话： 0996- 2174731Βιβλιοθήκη 124吐 哈 油 气
2012 年
和泊松比求取其他参数） ，对应的杨氏模量也就降 低。可见，裂缝发育程度直接影响了地层杨氏模量 值的大小， 裂缝越发育， 地层杨氏模量越小 。反之， 趋近于裂缝不发育段 （正常储层段 ） 的杨氏模量值。 根据上述原理， 利用杨氏模量值的大小， 可以在 井下实现对裂缝的原始发育状态进行定量化描述。 1.3 井下目的层段杨氏模量的求取 岩石杨氏模量的测定方法包括动态法和静态法 静态法是通过对岩样进行加载测其变形得到， 两种。 所得杨氏模量参数称为静态参数。而动态法则是通 过测定声波在岩样中的传播速度转换得到，所得杨 氏模量参数称之为动态参数。虽然静态法测试更接 近岩石静态测试的条件，但对于井下不同裂缝发育 程度的储层， 静态参数的求取所需代价和成本太高， 这一方法显然是不现实的。因此，针对井下原始状 态下裂缝发育性储层，对杨氏模量的求取主要是利 用测井方法进行动态参数的测定， 其公式如下：
致密砂岩储层成岩作用研究
导读：本辑归纳了致密砂岩储层成岩作用研究，致密砂岩裂缝识别中的应用，致密砂岩储层 绿泥石成因及其与优质储层关系， 致密砂岩储层构造裂缝特征及其形成期次， 致密砂岩储层 裂缝特征及识别。
中国学术期刊文辑（2013）
目 录
一、理论篇 常规测井在致密砂岩裂缝识别中的应用 1 超低含水饱和度致密砂岩气藏损害因素 5 川东北元坝地区致密砂岩油气地质特征 10 川西 DY 地区致密砂岩储层裂缝特征及其成藏意义 16 川西坳陷合兴场丰谷地区须家河组致密砂岩气藏精细勘探 21 川西坳陷中段须二段致密砂岩储层致密化与相对优质储层发育机制 29 川西北地区须三段致密砂岩目标评价技术的应用效果 41 川西地区须二段致密砂岩储层裂缝特征及识别 47 川西叠覆型致密砂岩气区地质特征 53 川西南部须二段致密砂岩储层构造裂缝特征及其形成期次 61 川西须家河组致密砂岩储层绿泥石成因及其与优质储层关系 67 川中地区须家河组致密砂岩气成藏机理徐昉昊 74 大牛地气田二叠系下石盒子组致密砂岩储层含气性识别因子研究 80 大邑构造须家河组致密砂岩成岩作用及优质储层形成机理探讨 87 低渗透致密砂岩储层测井产能预测方法 92 低渗透致密砂岩储层成藏期油气运移的动力分析 98 低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨 105 地化录井技术在永安油田致密砂岩油气层评价中的应用 107 叠前反演的致密砂岩储层预测和含油气性检测 114