致密砂岩气藏综述
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。
致密砂岩油储层测井评价综述
致密砂岩储层作为我国目前油气勘探的主要目标之一，但这一领域的研究还存在着许多问题。
例如，对致密油的认识比较不清晰，定义多样化，不利于各个地区资源对比，储层孔隙结构复杂且渗透率低，常规储层的测井评价方法应用于致密储层评价适应性较差，对于井资料的精度和新测井技术及评价技术的发展依赖性较强[1]。
1 岩性识别及矿物成分计算岩性识别是储层精细评价的基础。
取心分析这种岩性识别方法具有取心方法准确、直观的优点，但是受到取心成本和取心井段的限制。
利用岩屑录井资料识别岩性严重依赖于录井资料质量的好坏，且具有一定的滞后性。
这两种方法推广范围有限。
在岩性识别上测井资料具有较强的实用性，交会图法、自然伽马能谱测井、电成像图像识别法、神经网络及主成分分析、地层元素测井（ECS）等数理统计方法是测井资料识别岩性常用的方法，其中地层元素测井的识别准确度较高。
通过测井资料计算矿物成分较常用如下两种方法。
其一是多元统计回归方法，在岩性归位的基础上提取不同岩性的测井响应值，其二是基于研究区矿物类型，构建多矿物模型，并利用最优化数学方法对其进行求解，进而得出研究区的矿物含量。
2 物性特征及测井评价方法现有计算常规储层孔隙度的方法较多，并且精度高，计算结果合理可信。
但是对于孔隙度和渗透率较小的致密砂岩层，影响孔隙度计算的因素较多：岩石矿物成分和岩性复杂导致骨架参数无法精确求得，岩石结构经后期改造导致岩石孔隙结构复杂、孔隙度低。
为确保所测孔隙度可靠、误差满足行业标准，对测井资料和计算模型有较高要求。
孔隙度的求取一般采用一元线性回归或多远线性回归的方法，致密砂岩储层物性对三孔隙度测井曲线响应各不相同，单一参数对孔隙度响应特征不明显，相关性较差，而多元回归大大提高了孔隙度各个参数的相关系数。
由于致密砂岩储层孔隙度与渗透率具有一定相关性，利用孔隙度回归渗透率，这是最简单的渗透计算方法，但是该方法的计算准确度较差。
对于致密砂岩储层部分地区也可采用孔隙度计算渗透率，但由于其相关性不是特别大，适用较差，经常不采用此方法来计算。
致密砂岩气藏勘探开发值得关注
致密砂岩气藏勘探开发值得关注致密砂岩气勘探开发近年来快速发展，正成为继煤层气、页岩气之后全球非常规天然气勘探开发的又一热点。
据统计，2009年，全球致密砂岩气产量已达4320亿立方米，占全球天然气年产量的14%。
本文将通过介绍加拿大艾伯塔盆地致密砂岩气的情况，来为致密砂岩气这种非常规天然气的勘探开发提供可循的经验。
世界上第一个致密砂岩气藏是在美国圣胡安盆地布兰科气田梅萨沃德群砂岩中被发现的，当时是1927年。
传统地质理论认为，天然气资源在盆地高部位圈闭聚集，低洼地带不可能形成天然气储存。
半个世纪后的1976年，加拿大亨特勘探公司在艾伯塔盆地西部发现了巨型的埃尔姆沃斯致密砂岩气田，标志着北美致密砂岩气勘探开发进入了一个快速发展阶段。
目前，加拿大在艾伯塔盆地发现的埃尔姆沃斯、牛奶河和霍得利致密砂气田，是加拿大排名最大的3个巨型气田，具有惊人的天然气地质储量，探明天然气储量高达1.9万亿立方米。
进一步的研究发现，致密气储层致密，不受构造高低控制，却分布在盆地的低洼地带。
因此，加拿大亨特勘探公司的总裁马斯特斯当时把致密气称做“深盆气”。
加拿大的三大气田是世界上致密砂岩气田的典型代表。
致密气田的发现是战略思想重大转变的结果1924年～1947年，艾伯塔盆地勘探的方向是寻找构造型圈闭，主要勘探工作量均集中于盆地西部的山麓带，此间虽有油气发现，但收获不大。
1947年一次偶然的机会在盆地中部的杜勒克地区发现了一个生物礁型油气藏，此后的岁月里勘探方向又以古生界生物礁油气藏为重点展开。
1953年，Pembina大油田（内含深盆油藏）的发现使得以后的年代里又逐步将勘探方向转为白垩纪地层岩性圈闭，此间获得了大量的油气发现。
直到1976年在盆地西部的深盆区发现了埃尔姆沃斯气田深盆气藏，盆地的勘探领域和主攻研究方向才最终转到了以深盆气藏为中心的勘探阶段。
作为艾伯塔盆地中最大的气田，埃尔姆沃斯气田的发现有其偶然性。
在发现埃尔姆沃斯气田之前，曾有近百口井钻遇了深盆气藏的致密砂岩储层，但一直没有发现产出商业性气流的砂岩。
吐哈盆地致密砂岩气成藏条件及有利区预测
反 演和 追 踪对 比 ：利用测 井 、气 测录 井 、试油 ｉ 等手段可进行致 密层段 的 ｉ Ｉ 汽 天然 气发现 。例 如在胜北洼 陷 ，台参２ 井 自侏 罗系上统喀拉扎组 井深２ ６ ｍ开 ８１ 始见气 测显 示 ，至西 山窑组 （ ０ ２ ） ５３ｍ
共发现气测异常８ 段 。从七 克台组 至西 ２
相泥岩 ，沉积速率稳定期发育沼 泽相 和 河流相沉积 。 白盆地南北边缘 中心推 进 的扇 形砂 体 在平 面 上叠 置 成长 条 分 布 ，构成 了致密砂岩气成藏 的主要 目的 层。这些储层在盆地 中心部位粒度细 、 埋 深大 、孔渗性差 ，有利于致密砂岩气
结果也可用于致密砂岩气的研究 ，小草 湖构 造 带 ，利 用 甲烷 、乙 烷 、丙烷 及 ＡＣ 叠合 异常 ，且异常 区分布走 向为北 红 台构 造 、疙 瘩 台构造 以及草 南 构造
盖 层条件 致密砂岩 气藏的形成要 化还 原 电位异常特征与构造高点较为吻
丘 东周 围地 区
该 区 位 于位 于 胜
北 洼陷 与 小草 湖洼 陷 之 间 ，而积 约为
３ ０ ｍ 右 。主 要 目的 层 为 西 山窑 ５ｋ 左 组 、三间房组和七 克台组 ，预测致 密砂 岩气 层厚４ ０ ０ ｍ左右 ，主力含 气层埋 深
草 湖的含气 背景。
致密砂岩气藏有利 区
吐哈 盆 地 存在 三 个较 大 的致 密砂
山窑组 ，包括致 密层在 内的含气层厚度
共可达 ４ ４】 ６ ．ｍ，试 采气量 为６ ７ ｄ ０ ｍ ／，
岩气 成藏有 利区 ，一个位 于胜 北洼 陷 ， 另一个位于 小草 湖洼 陷 ，第三个在 丘东
构造下倾方向增加且与构造无关 。
非 地震 物化探 技术 非 地震物 化探
致密砂岩气层测井解释
致密砂岩气层测井解释方法综述章雄,潘和平,骆淼,李清松,赵卫平(中国地质大学地球物理与空间信息学院,武汉430074) 2005致密砂岩气层是指地下含有天然气的,其孔隙度低(一般小于10 %) , 含水饱和度高(大于40 %) 而渗透率(小于0. 1 ×10 - 3 μm2 ) 勉强能使天然气渗流的砂岩层。
由于这类砂岩层往往处于深处或盆地的深部,所以又常称为深层致密砂岩气层。
美国能源部根据渗透率进一步把致密砂岩气藏划分为:一般性气藏(渗透率大于1 ×10 - 3μm2 )；近致密气藏(渗透率在0.1～1×10-3μm2)；标准致密气藏(渗透率大于0. 05～0. 1 ×10 - 3μm2 ) ;极致密气藏(渗透率大于0. 001～0. 05×10 - 3μm2 ) ;超致密气藏(渗透率大于0.0001～0.001×10- 3μm2)。
加拿大的阿尔伯达盆地(又叫西加盆地),美国落基山地区,中国的鄂尔多斯盆地等地区都蕴藏着丰富的天然气资源,同时又都是典型的致密砂岩气田。
虽然致密含气砂岩层在世界上很多含油气盆地都有分布,但目前对这种资源进行卓有成效的加以开发利用的,主要局限于美国、加拿为数不多的几个国家。
气层的直接识别是测井地质专家们常用的气层识别方法,由于该方法快速、直观、简单易行而受到广泛应用。
常用的直接识别方法包括:曲线重叠法和交会图法等。
211 曲线重叠法三孔隙度曲线重叠法(即:中子孔隙度—密度孔隙度法、中子孔隙度—声波孔隙度法) 是气层直接识别方法中最为常用的方法。
中子孔隙度—密度孔隙度法(即:核测井孔隙度差异法) 最早是谭廷栋教授提出的一种适合于深层致密砂岩天然气勘探的有效方法。
深层天然气由于埋藏深,储层孔隙度小,核测井(中子和密度测井) 读数的分辨率较低。
采用传统的核测井读数差异难以发现深层天然气。
核测井孔隙度差异法是将核测井读数转换成核测井孔隙度,在气层由于天然气的存在使得中子孔隙度减小,密度测井孔隙度增大,两者重叠出现负异常。
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。
致密砂岩气层测井解释
致密砂岩气层测井解释方法综述章雄,潘和平,骆淼,李清松,赵卫平(中国地质大学地球物理与空间信息学院,武汉430074) 2005致密砂岩气层是指地下含有天然气的,其孔隙度低(一般小于10 %) , 含水饱和度高(大于40 %) 而渗透率(小于0. 1 ×10 - 3 μm2 ) 勉强能使天然气渗流的砂岩层。
由于这类砂岩层往往处于深处或盆地的深部,所以又常称为深层致密砂岩气层。
美国能源部根据渗透率进一步把致密砂岩气藏划分为:一般性气藏(渗透率大于1 ×10 - 3μm2 )；近致密气藏(渗透率在0.1～1×10-3μm2)；标准致密气藏(渗透率大于0. 05～0. 1 ×10 - 3μm2 ) ;极致密气藏(渗透率大于0. 001～0. 05×10 - 3μm2 ) ;超致密气藏(渗透率大于0.0001～0.001×10- 3μm2)。
加拿大的阿尔伯达盆地(又叫西加盆地),美国落基山地区,中国的鄂尔多斯盆地等地区都蕴藏着丰富的天然气资源,同时又都是典型的致密砂岩气田。
虽然致密含气砂岩层在世界上很多含油气盆地都有分布,但目前对这种资源进行卓有成效的加以开发利用的,主要局限于美国、加拿为数不多的几个国家。
气层的直接识别是测井地质专家们常用的气层识别方法,由于该方法快速、直观、简单易行而受到广泛应用。
常用的直接识别方法包括:曲线重叠法和交会图法等。
211 曲线重叠法三孔隙度曲线重叠法(即:中子孔隙度—密度孔隙度法、中子孔隙度—声波孔隙度法) 是气层直接识别方法中最为常用的方法。
中子孔隙度—密度孔隙度法(即:核测井孔隙度差异法) 最早是谭廷栋教授提出的一种适合于深层致密砂岩天然气勘探的有效方法。
深层天然气由于埋藏深,储层孔隙度小,核测井(中子和密度测井) 读数的分辨率较低。
采用传统的核测井读数差异难以发现深层天然气。
核测井孔隙度差异法是将核测井读数转换成核测井孔隙度,在气层由于天然气的存在使得中子。
致密砂岩储层特征及气藏成藏过程
（ ） Ｋ × １ Ｑ ＝ 槡 ３ ２ － 式中 ， 利用１ 渗透率得到孔渗综合指数 ， 从而拟合 Ｋ 为渗透率 ， １ ０ μ ｍ； ％。 ２块岩心的孔隙度 、 为孔隙度 ，
收稿日期 ］２ ０ １ １ １ １ ０ ４ ［ － － ） 。 基金项目 ］ 国家科技重大专项 （ ２ ０ １ １ Ｚ Ｘ ０ ５ ０ ２ ０ ０ ０ ８ ［ － ， 男 ，２ 作者简介 ］ 王英伟 （ １ ９ ８ ５ ０ ０ ９ 年大学毕业 ， 硕士生 ， 现主要从事测井地层评价和油藏描述方面的研究工作 。 ［ －）
19
石油天然气学报 ２ ０ １ ２年１月 第３ ４卷 第１期 ａ ｎ ． ２ ０ １ ２ Ｖ ｏ ｌ ． ３ ４ Ｎ ｏ ． １ Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｏ ｉ ｌ ａ ｎ ｄ Ｇ ａ ｓ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ Ｊ ｇ ｙ
·７ ５·
核磁共振测井在致密砂， 孔喉结构差异较大 。 储层中的流体对测井信号总体贡献较小 ， 造成常 １］ ， 使常规测井无法准确评价储层 。 而核磁共振测井横 规测井资料对储集特征及其流体性质反应不灵敏 ［ 向弛豫时间 Ｔ２ 分布反映了储层孔隙直径大小及其分布 ， 与储层的孔喉结构直接相关 ， 这为致密砂岩气 层储层评价提供了一种有效手段 。 目前 ， 大多数利用核磁测井资料进行储层评价的方法是利用核磁测井 资料计算的孔隙度和渗透率 ， 结合 Ｔ２ 谱分布对储层进行评价 。 笔者构建岩心分析的 Ｔ２ 谱分布转化为毛
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）
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 ．
《苏西致密砂岩气藏储层产水机理及预测》范文
《苏西致密砂岩气藏储层产水机理及预测》篇一一、引言随着全球能源需求的增长和传统能源资源的逐渐减少，致密砂岩气藏因其巨大的储量和经济效益，正成为全球能源勘探开发的重要领域。
苏西地区作为国内重要的致密砂岩气藏区域，其储层产水机理的研究对于提高气藏开发效率和保障能源安全具有重要意义。
本文将针对苏西地区致密砂岩气藏储层产水机理进行深入探讨，并尝试提出相应的预测方法。
二、苏西致密砂岩气藏储层概述苏西地区致密砂岩气藏具有低孔隙度、低渗透率的特点，储层非均质性强，地质条件复杂。
储层中的水分主要来源于地层水和油气运移过程中伴生的水分。
在储层中，水分的存在对于气藏的开采、运移、聚集以及产能等方面都具有重要影响。
三、产水机理分析1. 水源来源：苏西地区致密砂岩气藏的产水主要来源于地层水、油气运移过程中的伴生水和储层微裂缝中的地下水。
其中，地层水是主要的产水来源。
2. 运移机制：储层中的水分在压力差和毛细管力的作用下，通过微裂缝和孔隙进行运移。
同时，油气的运移也会伴随水分的运移。
3. 影响因素：储层的孔隙结构、渗透率、湿度等都会影响产水机理。
此外，地层压力、温度等也会对产水产生影响。
四、产水预测方法1. 地质综合分析：通过对苏西地区的地质资料进行综合分析，包括地层结构、岩性、物性等，结合区域地质背景，预测储层的产水情况。
2. 地球物理测井：利用地球物理测井技术，获取储层的孔隙度、渗透率等参数，结合水分饱和度等数据，预测储层的产水能力。
3. 数值模拟：利用数值模拟技术，建立储层的水流模型，模拟储层中水分的运移和聚集情况，从而预测产水量。
4. 实际生产数据验证：结合实际生产数据，对预测结果进行验证和修正，提高预测的准确性。
五、结论本文通过对苏西地区致密砂岩气藏储层产水机理的深入分析，探讨了产水的来源、运移机制及影响因素。
同时，提出了基于地质综合分析、地球物理测井、数值模拟和实际生产数据验证的产水预测方法。
这些研究对于提高苏西地区致密砂岩气藏的开发效率和保障能源安全具有重要意义。
致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术讲解
致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术（调研报告）编写人：牛宝荣孙占东主要参加人：王幸才王琦莫增敏李元萍杨丹王成辉审核：刘永军吐哈油田公司勘探开发研究院科技信息中心二零零九年三月目录一、致密砂岩油气藏形成机理及特征 (1)1.致密砂岩的形成机制 (1)2.致密砂岩的封闭机理及储层特性 (2)3.致密砂岩油气藏特征 (4)4.致密砂岩气藏的划分 (5)4.1两种气藏成藏特征异同点 (7)4.2两种气藏成藏条件异同点 (8)4.3两种气藏成藏模式及分布规律异同点 (13)二、典型致密砂岩油气藏实例 (14)1.加拿大阿尔伯达盆地深盆气藏 (14)2.美国落基山地区深盆气藏 (15)3.鄂尔多斯盆地上古生界深盆气藏 (16)4.四川盆地西部坳陷的中生界陆相致密砂岩气藏 (17)三、致密砂岩油气藏的勘探技术 (18)1.用屏蔽暂堵技术提高致密砂岩油气层测井识别能力 (19)2.致密砂岩孔隙度计算方法 (23)3.地震裂缝综合预测技术 (26)4.致密砂岩油气层测井评价新技术 (30)5.致密砂岩气层的识别技术方法 (32)6.致密含气砂岩的多参数联合反演预测技术 (35)四、勘探技术现实中的应用 (41)1、屏蔽暂堵技术应用效果（以鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏为例） (41)2、致密砂岩孔隙度计算方法的应用效果（以鄂尔多斯盆地北部下二叠系下石盒子组测井数据为例） (42)3．地震裂缝综合预测技术应用效果（以川西BMM 地区侏罗系沙溪庙组地层为例） (43)4、致密砂岩油气层测井评价新技术的应用效果（以鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为例） (43)5、致密砂岩气层的识别技术方法的应用效果（以鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部陕北富县探区上古生界致密砂岩为例） (45)6、多参数联合反演预测技术的应用效果（以川南须家河组致密砂岩储层为例） (46)五、结论 (49)六、结束语 (51)致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术一、致密砂岩油气藏形成机理及特征1、致密砂岩的形成机制砂岩发生机械压实作用，其孔隙及喉道被粘土矿物、自生矿物次生加大充填而形成网格状微细孔喉结构，具有较高的毛细管压力，由此演化成为低渗透致密砂岩。
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。
致密砂岩气充注机制及成藏富集规律
致密砂岩气是指储存在致密砂岩岩石中的天然气。
致密砂岩是一种细粒度、密实的岩石，具有较高的孔隙压力和较低的孔隙率，因此被认为是一种难以开发的天然气藏。
致密砂岩气的充注机制是指气体进入岩石孔隙并储存在其中的过程。
致密砂岩气的充注通常发生在高压、高温条件下，并与岩石的成熟度、孔隙结构、岩石矿物组成等因素有关。
具体来说，致密砂岩气的充注过程可以分为三个阶段：
1.气体生成：在高压、高温条件下，石油和天然气在岩石层内形成。
这一过程受岩石成熟度、石油和天然气来源岩石的矿物组成等因素的影响。
2.气体运移：随着岩石的冷却和压力的降低，气体会从生成区运移
到储存区。
这一过程受气体的分子量、温度和压力变化、岩石的孔隙结构等因素的影响。
3.气体储存：气体进入岩石孔隙后，会被孔隙压力和岩石矿物组成
等因素控制，最终在致密砂岩岩石中储存。
在这一过程中，气体可能会被吸附在岩石矿物表面或溶解在岩石孔隙水中，也可能被压缩储存在岩石孔隙中。
致密砂岩气的成藏富集规律指的是气体在致密砂岩岩石中的分布特点。
一般来说，致密砂岩气的成藏富集与岩石的成熟度、孔隙结构、气体的运移路径等因素有关。
例如，在岩石成熟度较高、孔隙结构较为复杂的地区，致密砂岩气往往会富集在岩石的孔隙水和吸附层中，并呈现出较为零散的分布。
而在岩石成熟度较低、孔隙结构较为简单的地区，致密砂岩气往往会被压缩储存在岩石孔隙中，呈现出较为集中的分布。
总的来说，致密砂岩气的充注机制和成藏富集规律是复杂的，其中涉及到许多因素的影响。
研究这些因素有助于更好地理解致密砂岩气的形成和分布规律，从而为致密砂岩气的勘探和开发提供参考。
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。
致密砂岩气藏充注成藏以及充注物性下限分析
155西湖凹陷是中国近海最大的凹陷，是一个以新生代为主的盆地，其充注成藏机理以及充注物性下限研究在致密砂岩方面研究内容涉及较少，以东海某气田为例针对气藏成藏过程采用了半封闭充注成藏模拟实验，以低速进行充注气体模拟成藏过程，结合压汞孔隙与吼道结构测试，研究气体动力进行充注的成藏过程，分析充注下限，为气田储量分类评价和富集规律研究提供基础依据。
1 实验样品选择及实验流程1.1 实验样品东海某气田为典型的致密砂岩气藏，此气田非均质性强，渗透率以低渗-特低渗为主。
在这个气田的3个层位采集了17块砂岩样品，开展充注模拟以及压汞实验，见表1。
致密砂岩气藏充注成藏以及充注物性下限分析郭雷 张承洲 冷捷 杨龙 丁歌 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心 上海 200941 摘要：目前东海西湖凹陷的充注成藏机理以及充注物性下限研究在致密砂岩中缺少研究成果及应用，通过气体充注模拟、毛管压力曲线测定以及核磁共振成像驱替等实验，对东海某气田开展致密砂岩气藏充注成藏机理以及充注物性下限分析。
研究表明，在气体充注过程中，存在成藏门限压力，主要为非达西渗流。
其充注成藏的孔隙度的下限值为6.2％，渗透率的下限值为0.05mD。
关键词：致密砂岩气藏 物性下限值 孔隙度 渗透率 充注成藏Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ａｎｄ ｌｏｗｅｒ ｌｉｍｉｔ ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｔｉｇｈｔ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：Ａ ｃａｓｅ ｓｔｕｄｙ ｏｆ ａ ｇａｓ ｆｉｅｌｄ ｉｎ ｔｈｅ Ｅａｓｔ Ｃｈｉｎａ ＳｅａＧｕｏ Ｌｅｉ，Ｚｈａｎｇ Ｃｈｅｎｇｚｈｏｕ ，Ｌｅｎｇ Ｊｉｅ，Ｙａｎｇ Ｌｏｎｇ，ＤｉｎｇＧｅCnooc Experimental Center , Engineering Technology Branch, CNOOC Energy Development Co., LTD ，Shanghai 200941Abstract ：At present ，there is a lack of research results and applications on the mechanism of filling and reservoir formation and the lower limit of filling physical properties in tight sandstone. Through experiments such as gas filling simulation and microscopic pore roar analysis ，the filling and reservoir formation stage and the lower limit of filling physical properties of tight sandstone gas reservoirs in a gas field in the East China Sea are analyzed. The study shows that there is a threshold pressure for reservoir formation in the process of gas filling ，which is mainly non-Darcy seepage. The lower limit of porosity and permeability of industrial gas flow is 6.2% and 0.05mD respectively. The process of natural gas filling and reservoir formation is divided into three stages ；The first stage ：start the air intake stage ，the second stage ：the rapid growth stage of filling ，and the third stage ：the slow growth stage of filling.Keywords ：Tight sandstone gas reservoir ；Lower limit value of physical properties ；Porosity ；Permeability ；Filling and forming reservoirs表1 部分岩心氮气充注实验参数样品编号岩性层位孔隙度，%渗透率/mD 106-1细砂岩P88.4 0.04106-2细砂岩P8 6.3 0.052106-3细砂岩P18.0 0.304106-4细砂岩P18.8 0.346106-5细砂岩P19.2 0.393106-6细砂岩P110.5 0.413106-7细砂岩P19.3 0.431106-8细砂岩P18.8 0.552106-9细砂岩P19.2 0.636106-10细砂岩P110.3 0.69106-11细砂岩P112.9 0.8781561.2 实验方法思路与步骤（1）将选择的岩心放入烘箱烘干，恒重后测定孔隙度与渗透率。
致密砂岩油气藏开发工程研究
致密砂岩油气藏开发工程研究摘要：随着科学技术的发展，石油和天然气的使用增加，由于我国人口众多，石油和天然气的开采速度加快，相对而言石油和天然气的使用人数已增加了数百万人，致密砂岩石和天然气资源的勘探和开采成为了令人关注的主要问题。
由于致密砂岩石特殊的地质特性，如岩石孔隙小、岩石渗透性低，拥有丰富的粘土和矿物质，内部岩石结构岩石性致密等。
在致密砂岩开采过程中都需要大量的人力、物力和时间，开发的难度相对来说较大。
关键词：致密砂岩；油气储存；技术开发目前，无论是国内还是国外的现有油气开采技术都取得了良好的成果，就国内现有的石油和天然气开采技术而言，尚未达到预期的目标，也没有特别有效的油气开采方法。
目前，现有的大面积致密砂岩石油和天然气矿藏的主要特点是以深盆气藏为主，这种天然气矿藏主要集中在加拿大西部和美国西部。
根据研究结果得出，我国石油和天然气资源的剩余部分为62×1012 m3，其中包括50%未开发的高密度天然气，根据这一数据，我们得出结论，为了更好地开采石油和天然气，需要对致密砂岩进行研究和分析。
1.关于致密砂岩油气藏的主要特征正如前文已经提到的内容，我国对石油和天然气的需求正在稳步增长，因此，必须加强对致密砂岩的开采，常常是通过低渗透性的方法进行开采。
在此之前，需要增加开采致密砂岩石油和天然气矿床的工作。
因此，当前的任务是找到致密砂岩石油和天然气矿床，致密砂岩矿床的内部结构特点是其储存水平相对较高。
但目前，由于石油和天然气开采的压力往往很大，石油和天然气的油气泄漏的速度比不上生烃和排烃的排放速。
另一方面，致密砂岩的石油和天然气矿床通常含有一定程度的天然裂缝[1]。
在开发致密砂岩石油和天然气储藏期间，基本上存在着以下问题：第一，由于地理位置，致密砂岩的利用水平。
第二，致密砂岩油井中存在着相对较低的动态石油层。
第三，由于石油和天然气的开采是在土壤中进行的，如若开采石油和天然气，必然导致石油和天然气的大量减少。
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致密砂岩气藏概述1 致密砂岩油气藏简介............................ 错误!未定义书签。
致密砂岩油气藏的概念........................ 错误!未定义书签。
致密砂岩油气藏储层的分类及评价.............. 错误!未定义书签。
致密气藏基本特征............................ 错误!未定义书签。
2 国内外典型致密砂岩气藏勘探实例................ 错误!未定义书签。
世界致密气藏的分布特征...................... 错误!未定义书签。
国外典型致密气藏分析........................ 错误!未定义书签。
3 致密砂岩气藏的成藏条件........................ 错误!未定义书签。
致密砂岩气藏形成的区域地质条件.............. 错误!未定义书签。
致密气藏形成的烃源岩条件.................... 错误!未定义书签。
致密气藏形成的储层条件...................... 错误!未定义书签。
致密气藏形成的封盖条件...................... 错误!未定义书签。
致密气藏形成的圈闭条件...................... 错误!未定义书签。
4. 致密砂岩气藏的成藏机理与主要模式............. 错误!未定义书签。
主要机理.................................... 错误!未定义书签。
主要成藏模式................................ 错误!未定义书签。
致密砂岩气藏概述1 致密砂岩油气藏简介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。
国家储量委员会颁布的碎屑岩和非碎屑岩储层物性分级标准中将孔隙度10％～15％，渗透率5×10-3µm2～50×10-3µm2的储层定为低孔低渗储层，而将孔隙度小于10％，渗透率小于5×10-3µm2的储层定为特低孔特低渗储层。
对于低渗透油气藏的研究，致密砂岩气藏更受到国外学者的关注，相继提出诸多低渗低孔条件下的致密砂岩气藏的新概念，例如深盆气藏(deep basin gas)（Masters,1979）、盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations)和连续气藏(continuous gas accumulation)(Schmoker,1996)等。
深盆气藏的概念最早由在美国新墨西哥州和科罗拉多州的San Juan盆地和加拿大Alberta盆地深部天然气藏的研究基础上提出的，他认为深盆气藏系指在特殊地质条件下形成的，具有特殊圈闭机理和分布规律的非常规天然气藏。
深盆气藏主要集中分布在盆地中心或盆地构造的深部位，故称之为深盆气藏。
其后，Masters（1983）讨论了加拿大Alberta盆地Elmworth油田深盆气藏的地质特征，指出深盆气藏的主要地质特征为储层致密，气藏内气水倒置，负压异常以及源—藏伴生等。
Dyman等（1997）将深盆气定义为埋藏深度大于15000英尺（4572m）的气体聚集。
该定义实际上是一个经济上的定义，并没有考虑地质过程。
Law（2002）认为何时出现盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations缩写为BCGAs)的概念不太清楚，但是Rose等（1986）在研究Raton盆地Trinidad砂岩天然气聚集时提到这个概念。
然而，很可能工业部门在文献发表之前，使用了盆地中心气藏这个概念。
Law（2002）将盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations缩写为BCGAs)定义为区域上广泛分布的充满天然气的气藏。
该气藏为饱含气，具异常压力（高压或低压），通常没有下倾的水界面，并且为低渗透的储层。
连续气藏(continuous gas accumulation)的概念由Schmoker（1996）提出，它反映了气藏的大面积连续分布。
Law（2002）认为在许多情况下，致密砂岩气藏是一个很好的概念，但是在一些情况下比较含糊，而且它可能包括常规圈闭的、浮力作用聚集的天然气藏。
Masters（1979）的深盆气定义在应用上出现了一些问题，因为并不是所有的储存在致密储层中的气藏都埋藏在很大的深度。
例如，San Juan 盆地中致密储层中的气藏埋藏深度为914m的浅层。
此外，致密储层中的气藏都饱含气，不存在倒置的气水界面。
连续气藏虽然可以准确地描述致密储层中大面积充满天然气的特征，但是太广泛，包括了煤层甲烷和泥岩天然气藏，因此他建议在目前没有其它更好的定义的情况下，采用盆地中心气藏(basin-centered gas accumulations缩写为BCGAs)来描述赋存于低孔隙度和低渗透率的砂岩中的天然气藏。
但是我们认为，相对来说，致密砂岩气藏这个概念更能反映低孔隙度和低渗透率砂岩中的天然气藏的特征，因此我们主张采用致密砂岩气藏这个概念，并且深盆气为致密砂岩气的一种特殊类型。
总体来说，致密砂岩气藏是指赋存于低孔隙度和低渗透率砂岩中的低渗透天然气藏，属于非常规油气藏。
尽管在致密砂岩气藏的概念上存在不一致认识，但有一点是值得肯定的，即致密砂岩气藏的气层在增产措施以前很难依靠油井的自然产能来获得经济有效的工业价值。
致密砂岩油气藏储层的分类及评价目前致密气藏的分类是和致密油藏放在一起的，以储集层特征为分类评价标准，目的在于综合认识油气层内部结构特征，为合理开发和提高最终采收率提供科学依据，也为储量的计算提供标准。
在致密砂岩油气藏研究中，因为不同盆地不同深度致密砂岩油气藏开采现状、分布规律、地质产状和形成机制等的不同，在致密砂岩油气藏分类中，分类评价的标准也不一样。
1.2.1 根据油气层物性和生产特征分类李道品（1997）根据实际生产特征，按照油气层的平均渗透率，进一步把低渗透油气藏分为三类：第一类为一般低渗透油气藏，油气层的平均渗透率为（～50）×10-3µm2。
这类油气藏的油气层接近正常油气层，油井能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益。
第二类为特低渗透油气藏，油气层平均渗透率为（～）×10-3µm2。
这类油气藏的储层与正常油气层差别比较明显，一般束缚水饱和度增高，测井电阻率降低，正常测试达不到工业油流标准，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发，例如长庆安塞油田、大庆榆树林油田、吉林新民油田等。
第三类为超低渗透率油气藏，其储层的平均渗透率为（～）×10-3µm2。
这类油气藏的储层非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值。
但是如果其他方面条件有利，如油气层较厚，埋藏较浅，原油性质比较好等，同时采取既能提高油井产量，又能减小投资、降低成本的有力措施，也可以进行工业开发，并取得一定的经济效益，如鄂尔多斯盆地的川口油田。
中国石油天然气总公司以渗透率为基本标准，根据李道品等人的研究成果（1997），将低渗透油气藏储层分为I类一般低渗透层、II类特低渗透储层、III 类超低渗储层、IV类致密储层、V类非常致密和超致密层、VI类裂缝—孔隙层，共六类，这一分类方案符合中国低渗透油田的实际状况。
在综合评价中，主要选择以下几方面的参数：①储层的微观结构参数，以反映流动半径，描述孔隙几何结构、退汞效率、孔喉比，以及与采收率有关的参数为主要选择对象，以简化分类中的参数；②驱动压差和排驱压力，是量度储集层有效流动特征的最低压力，特别是和采收率有关的驱动压力。
不同结构的油气层虽有相同的采收率，但驱动压力不同；③储集层的比表面积，它是油气层孔隙度和渗透率的函数，能全面反映储集层的性质，比表面积小，储集性好；比表面积大，储集性差；④相对分选系数，变异系数，是同质异名参数。
它和标准差、分选系数都是表示孔喉分选的。
按前述原则和选择的参数，各类低渗透储集层主要有以下特征：中低渗透层：严格讲，此类油气层不属于低渗透层范围，但为了对比起见，在此加以简要描述。
这类油气层的渗透率值在(100~50)×10-3µm2，油气层性质弱亲水一亲水，与中高渗透油气层相比，各项微观特征参数差异很大，中高渗透层和中低渗透层的分界性很强，不论这个界限是否合理，但宏观特征和微观特征均是清楚的。
况且又引进了驱动压力、比表面积，使分界参数和特征就更为明显和可靠，也更符合油气层的流动特征。
I类：一般低渗透层：此类油气层的渗透率在(50~10)×10-3µm2。
该类储层的特点是主流半径较小，孔喉配位低，属中孔，中细喉组合的油气层。
驱动压力低，流动能力较差，开采较为容易。
退汞效率中，均质系数很差，驱油效率较高。
中低渗和一般低渗层，是以K = 50×10-3µm2做为分界的。
当油气层的渗透率低于40×10-3µm2时，无论是无水采收率和最终采收率，都是随渗透率的降低而降低，引起不同变化的渗透率约为((20~40) ×10-3µm2，这就划出了一般低渗油气层的范围值。