致密砂岩油气成藏机理

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焉耆盆地侏罗系致密砂岩油气成藏条件

69学术研讨图1 焉耆盆地构造单元划分图致密砂岩油气成藏条件1.1 烃源岩发育，厚度大、丰度高、成熟度适中，具有丰富702020 年第 5 期本区储层主要以砂岩为主，包括砾状砂岩、含砾砂岩，厚四十里城地区八道湾组生烃量16.93亿吨，占到八道湾组总度500 m~800 m，单层厚度5 m~10 m。

颗粒分选性为差-中等，生烃量的50%。

暗色泥岩有效厚度200 m~300 m，有机碳平均磨圆次棱-次圆，成分上岩屑含量高，岩石类型以岩屑砂岩和长 2.47%，有机质丰度高，成熟度适中，烃源岩条件充足。

石岩屑砂岩为主，石英及长石含量低，成分成熟度和结构成熟 2.2 砂体发育，储层致密四十里城地区受北部物源控制，发育辫状河三角洲-湖泊沉度较低。

积，以辫状河三角区前缘水下分支河道沉积微相最为发育，辫实测物性孔隙度平均5.41%~10.41%，渗透率平均0.67~14.81-32状河三角洲砂体砂体多期叠置，为主要的储集体。

×10μm。

根据储层物性划分标准，研究区侏罗系八道湾组储四十里城地区八道湾组孔隙度0.03%~13.2%，平均6.72%，层属于低孔、低渗、特低孔-特低渗储层。

同时结合薄片及扫描渗透率0.03 mD~373 mD，平均4.27 mD，储层物性较差，但在电镜分析，储层孔隙类型主要以次生孔隙为主，主要有粒间、3100 m~3400 m处储层物性有相对变好的趋势，说明存在相对较粒内的微孔、溶孔。

但由于岩性成分中长石、碳酸盐等不稳定好的层段。

组分的存在及煤层的发育，局部存在次生溶孔发育的甜点区，2.3 断层不发育，油气保存条件好发育有次生孔隙发育段，储层物性相对变“好”位于3200研究区目前共有5口钻井，油气显示均集中在八道湾组，且m~3400 m处，主要位于八道湾组的中上段。

上覆三工河组未见任何显示，说明八道湾组油气在其内部聚集1.4 储盖组合优越、油气保存条件好成藏。

研究区由于断层不发育，盖层对油气进行封堵，八道湾焉耆盆地八道湾组上段主要为一套泥质岩，含砂率20%，是组上段区域性盖层对油气起到了很好的封盖条件，油气可较好一套区域盖层，使得八道湾组的生成的油气能在其内部得以保的保存下来。

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。

致密砂岩储层特征及气藏成藏过程

ＣＴ２，Ｎ－ｉＡｍ，Ｎ－ｉ
３０
烅ＳＨｇ，ｉ＝烆
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Ｋ－均值聚类法是ＭａｃＱｕｅｅｎ于１９６７年提出的，该算法的基本思想是将每一个样品分配给最近中心１０］（：① 将所有的样品分成Ｋ个初始类；② 通过欧几均值）的类中，具体的算法至少包括以下３个步骤［
）将某个样品划入离中心最近的类中，并对获得样品与失去样品的类重里得距离（Ｅｕｃｌｉｄｅａｎｄｉｓｔａｎｃｅ新计算中心坐标； ③ 重复步骤 ② ，直到所有的样品都不能再分配时为止。２．３贝叶斯判别分析原理和步骤贝叶斯判别分析是根据已掌握的每个类别的若干样本的数据信息，总结出客观事物分类的规律性，建立判别函数；然后，根据计算每个样本对应的各判别函数的值，使样本归入判别函数值最大的那个总体。贝叶斯判别分析的要求：各类别总体的概率分布是已知的；要决策分类的类别数是一定的。；。，假设已经知道：① 先验概率Ｐ（对于先验概率Ｐ（如果总数为Ｎｘ｜ ω ② 类条件概率密度Ｐ（ ω ω ｉ）ｉ）ｉ）

致密砂岩油气藏开发技术

致密砂岩油气藏开发技术作者：刘国良朱丽君李朋来源：《科技资讯》2015年第15期摘要近年来，随着油气藏开采水平的提高，致密砂岩油气藏的勘探开发成为关注的焦点。

由于致密砂岩储层具有孔隙度小、渗透率低、粘土矿物类型丰富和岩性致密等特殊的地质特征，导致此类油气藏经济高效开发难度大。

虽然在国内外已有成功开发致密油气藏的先例，但目前对于致密砂岩油气藏的开发技术还未形成统一的认识。

本文对目前致密砂岩油气藏的开发技术进行了分析，希望借此文章达到对致密砂岩储集层开发技术能有一个较为明确的认识。

关键词致密砂岩；油气藏；开发技术中图分类号：TE34：P61 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）05（c）-0000-001引言目前国外所开发的大型致密砂岩气藏以深盆气藏为主，主要集中在加拿大西部和美国西部。

全球致密油资源量约为6900×108t；根据中国国土资源报（2014/1/9）公布的全国油气资源动态评价的结果，我国剩余天然气资源62×1012m3，其中非常规致密天然气资源量占天然气总资源的50%左右。

我国未来油气产量稳产增产将更多地依靠开采低渗透油气藏，致密砂岩油气藏是低渗透中重要的一种。

随着勘探程度的提高和油气资源需求的不断增长，对致密砂岩油气藏的开发将是中国油气开发建设的主战场之一，所以研究致密砂岩油气藏显得至关重要。

2致密砂岩油气藏的特点致密砂岩油气藏由于储层致密，油气逃逸速度低于生烃和排烃速度，原生油气藏均为高压油气藏，其油气水的关系十分复杂，这类油气藏当中都有一定程度天然裂缝的发育。

在对此类油气藏进行开发的过程中，往往出现以下特征：①不高的水驱动用程度；②油井动液面出现较低，采油井底流压太小；③采油速度降低很快；④地层压力降低很快。

3致密砂岩油气藏开发技术3.1多段压裂水平井技术多段压裂水平井技术结合了水平井技术和人工压裂技术的优点，有效改善了近井地带渗流条件，大幅提高了单井控制储量，已成为有效开发致密砂岩油气藏的重要技术手段。

致密砂岩油气成藏机理

致密砂岩油气成藏机理摘要：致密砂岩油气储量丰富、可采资源量可信度高，已成为我国非常规油气勘探开发的首选领域。

关键字：致密砂岩油气成藏条件生储盖组合成藏过程0 引言随着常规油气勘探开发程度的不断提高，油气勘探开发领域从常规油气向非常规油气跨越，是石油工业发展的必然趋势（邹才能等，2012）。

非常规油气资源量巨大，全球非常规石油资源规模达4495×108t，全球非常规天然气资源规模达3921×1012m3，是常规天然气资源的8倍（邹才能等，2012）。

近年来，国内外非常规油气的勘探开发取得了重大突破。

美国已发现的储量排名前100的气藏中有58个是致密砂岩气藏（Baihly，et al，2009）；我国2010年底共发现储量大于1000×108m3的大气田18个，其中9个为致密砂岩大气田，总探明地质储量25777.9×108m3，占18个大气田的53.5%（戴金星等，2012）。

美国圣胡安盆地向斜轴部白垩系致密砂岩气田可采储量为7079×108m3（Bruce et al，2006）；Bakken 致密油含油面积7×104km2，资源量达到566×108t，可采资源量68×108t（USGS，2008）；Eagle Ford致密油含油面积约4×104km2、目前产油量为560t/d（Lucas et al，2010）。

2011年苏里格致密砂岩大气区实现探明储量超3.0×1012m3，四川盆地须家河组致密砂岩大气区发现三级储量1.0×1012m3；鄂尔多斯盆地晚三叠世仅长6、长7段致密油资源量达20×108t以上，四川盆地侏罗系致密油探明地质储量8118×104t（邹才能等，2012）。

致密油气作为非常规油气的重要组成部分，以其储量丰富、分布范围广、可采资源量可信度高、相关技术理论研究早、发展迅速等诸多优点已成为中国近期非常规油气首选的重要勘探领域（戴金星等，2012；贾承造等，2012；邹才能等，2012）。

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。

致密砂岩油藏成藏主控因素及勘探潜力分析

百家述评•264【参考文献】[1]李锦锋.研究油田长8段致密砂岩油藏成藏条件及有利发育区预测[J].石油地质与工程,2016,30(2):9-11+16.[作者简介：沈冰玥，胜利油田分公司物探研究院东辛地区油气勘探。

]文/沈冰玥致密砂岩油藏成藏主控因素及勘探潜力分析摘要研究区域构造为一平缓西倾单斜，内部构造相对简单，斜坡带上发育一系列规模大小不一且由东向西倾没的低幅度鼻状隆起构造。

盆地先后经历了中晚元古代坳拉谷、早古生代陆表海、晚古生代海陆过渡、中生代内陆湖盆及新生代周边断陷等五大演化阶段，形成了下古生界碳酸盐岩、上古生界海陆过渡相煤系碎屑岩、及中新生界内陆碎屑岩沉积的三层结构。

研究区A段属深湖浊积扇沉积，砂岩十分致密，地质基础研究十分薄弱，对其致密砂岩储层特征及主控因素、致密砂岩油藏成藏条件及主控因素等认识尚不明确。

根据探井和评价井的测井、录井和岩心资料，对研究区A致密砂岩油藏成藏条件及主控因素进行分析，并圈定出有利勘探区域，对今后研究区及鄂尔多斯盆地其他区域致密砂岩油藏的勘探开发具有重要的参考。

关键词 A组;致密砂岩油藏;成藏条件;主控因素;勘探开发1 成藏主控因素分析1.1 优质烃源岩是成藏的基础优质的烃源岩是致密砂岩油气藏形成的物质基础。

研究区位于鄂尔多斯盆地沉积—沉降中心处，油源十分丰富。

广泛分布的X1油页岩和A油页岩是研究区良好的生油岩系，为A段致密砂岩油藏的形成奠定了丰富的物质基础。

本次研究结合前人在鄂尔多斯盆地做的X1油层组及A油层组烃源岩分布规律，绘制了研究油田X1烃源岩及A烃源岩厚度等值线图。

在研究区X1烃源岩较厚的区域主要位于研究区西南部柳洛峪区，厚度均超过50m，具备很好的生烃潜质。

1.2 优越的沉积微相之下优良的储层物性是成藏的关键研究表明，优越的沉积相和成岩相有利于形成厚度大且储集性能好的储层，是油气富集的主要区域。

在研究区，已发现的A油层组有较好油气显示且已获工业油流的井位大部分均分布在深湖区浊积扇扇中浊积主水道部位，而扇中浊积主水道是浊积扇主要砂体发育区。

鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理

鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理一、本文概述本文旨在深入探讨鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理。

鄂尔多斯盆地作为中国重要的能源基地，其油气资源勘探与开发对于国家能源安全和经济发展具有重要意义。

延长组作为盆地内的一个关键含油层系，其低渗透、致密岩性的特点使得油藏的成藏过程复杂且难以预测。

研究延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理，不仅有助于深入理解鄂尔多斯盆地的油气成藏规律，还可为类似盆地的油气勘探与开发提供理论支持和实践指导。

本文将从地质背景、成藏条件、成藏过程和成藏模式等方面对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理进行全面分析。

通过详细的地质背景介绍，为后续的成藏条件和成藏过程分析奠定基础。

结合区域地质资料和前人研究成果，深入剖析成藏条件，包括烃源岩、储层、盖层以及运移通道等关键因素。

在此基础上，通过综合分析油藏的成藏过程，揭示油气在致密岩性储层中的运移、聚集和保存机制。

总结提出适用于鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏模式，为后续的油气勘探与开发提供理论支撑和实践指导。

通过本文的研究，期望能够为鄂尔多斯盆地及类似盆地的油气勘探与开发提供新的思路和方法，推动中国油气工业的持续发展。

二、鄂尔多斯盆地地质特征鄂尔多斯盆地位于中国北部，是一个典型的大型内陆沉积盆地，具有独特的构造和沉积演化历史。

盆地内部构造相对简单，主要由一个向北倾斜的大型单斜构造和一些次级褶皱组成。

这些构造特征使得盆地的沉积体系呈现出明显的南北分异性，南部以河流相沉积为主，北部则以湖泊相沉积为主。

在延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地处于湖盆扩张阶段，湖泊广泛分布，形成了一套巨厚的陆相碎屑岩沉积。

这套沉积体系以河流-三角洲-湖泊相沉积为主，其中河流相沉积主要发育在盆地的南部和西南部，三角洲相沉积则主要分布在盆地的中部和北部，湖泊相沉积则广泛覆盖在盆地的中心区域。

鄂尔多斯盆地的岩石类型多样，主要包括砂岩、泥岩、页岩和碳酸盐岩等。

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。

致密砂岩气藏读书总结

致密砂岩气藏读书总结本次对于致密砂岩气藏的文献阅读主要从致密砂岩气藏的概念、分类、气藏特征、成藏要素、成藏机理以及国内外不同盆地致密砂岩气藏的特点等方面进行的，总结如下：1.致密砂岩气藏的概念国内外学者对致密砂岩气藏的定义与很多，其共同特点是储层致密，孔隙度渗透率很低。

国内普遍认可的定义为：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（关德师，中国非常规油气地质，1995）。

2.致密砂岩气藏的分类致密砂岩气藏根据产状分类可分为致密深盆气、致密根源气、致密连续型砂岩气。

通过阅读学习发现，对于致密砂岩气藏比较合理的分类方式是按照气藏的成因进行分类，根据有机质大量生、排烃时间与储层致密化时间的关系可将致密砂岩气藏分为三大类：“先成型”深盆气藏、“后成型”致密砂岩气藏、后期改造复合型砂岩气藏。

“先成型”深盆气藏是指有机质大量生排烃时间晚于储层致密化的时间，即储层先致密后成藏。

“后成型”致密砂岩气藏与“先成型”相反，是储层先成藏后致密，可见，“先成型”早期属于常规气藏，也称为常规致密砂岩气藏，根据圈闭类型可分为：致密构造类砂岩气藏和致密岩性类砂岩气藏。

第三类后期改造复合型致密砂岩气藏是指早期形成的致密类油气藏受到构造变动改造后形成的、地质特征可能完全不同的一种新类型的油气藏或者致密常规型油气藏与致密深盆型油气藏在地史过程中叠加复合而形成的致密型砂岩类油气藏。

3.致密砂岩气藏地质特征：（1）储层致密，储层孔隙度低，一般都在12%以下；储层渗透率低，一般都在1×10-3μm2以下。

（2）致密砂岩气藏埋深变化范围大，分布面积较大。

（3）储量规模大，但储量丰度低，产能低、开采难度大。

（4）油藏压力特征复杂，既有异常高压又有异常低压。

一般的，深盆气藏随着成藏演化由异常高压变为异常低压。

致密砂岩油气藏形成机理及勘探技术讲解

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。

济阳坳陷致密砂岩储层油气成藏机理探讨

（ＳＩＮＯＰＥＣＳｈｅｎｇｌｉＯｉｌｉｅｆｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｄｏｎｇｙｉｎｇ，Ｓｈａｎｄｏｎｇ２５７００１，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｓｂｅｌｏｗ１０ｘｌ０一ｍ．Ｄｕｅｔｏｔｈｅｐａｌ￣ｉｃｕｌａｒｉｔｙｏｆｒｅｓｅｒ－ｖｏｉｒｓｐａｃｅｔｙｐｅａｎｄｃｈａｒａｃｔｅｉｓｒｔｉｃｓ，ｔｈｅｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｒｅｄｉｆｆｅｒｅｎｔｆｒｏｍｎｏｒｍａｌｏｎｅｓｉｎｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｍｅｃｈａｎｉｓｍ．Ｔｈｅｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓａｎｄａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｆｅａｔｕｒｅｓｏｆ“ｓｏｕｒｃｅ — ｃｏｎｔａｃｔｉｎｇｇａｓ ”ａｒｅｓｔｕｄｉｅｄ．Ｂａｓｅｄｏｎｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｅｘｐｅｉｍｅｒｎｔｓ，ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｍｅｃｈａｎｉｓｍｉｓｃｏｎｃｌｕｄｅｄａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅ

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。

《苏西致密砂岩气藏储层产水机理及预测》

《苏西致密砂岩气藏储层产水机理及预测》篇一一、引言苏西地区作为重要的油气资源区域，其致密砂岩气藏的储层产水问题是进行气藏有效开发和开采的重要问题。

了解产水机理并对其进行预测，对于提高采收率、优化开采方案、保护环境和保证资源可持续利用具有重要意义。

本文将就苏西地区致密砂岩气藏储层的产水机理及其预测方法进行探讨。

二、苏西致密砂岩气藏概述苏西地区位于我国某重要油气资源区，其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，给产水机理的研究带来了一定的挑战。

该地区的气藏开发需要充分了解储层产水的来源、途径及影响因素，以便更好地指导开采和优化生产过程。

三、致密砂岩储层产水机理1. 岩石物性及微观结构对产水的影响苏西地区的致密砂岩具有特定的矿物组成、微观结构和物性特点，这些因素都会影响水的运移和聚集。

在成岩过程中，水分的存在形式多样，包括吸附水、毛细管水等。

2. 地质作用对产水的影响地质作用如压实作用、溶蚀作用等会改变储层的孔隙结构，进而影响水的运移和聚集。

这些作用在储层中形成的复杂裂缝和孔隙系统是水流动的通道。

3. 水源及来源储层产水的水源主要包括地下水、油层水和岩石吸附水等。

不同水源的来源和补给方式会影响水的产出量和产出时间。

四、产水预测方法1. 实验室分析通过对岩心样品进行物理性质和化学性质的分析，了解储层的孔隙结构、矿物组成等特性，从而对产水能力进行初步评估。

2. 地质综合研究结合地质资料、地震数据和测井数据等，分析储层的分布、厚度、物性等特征，预测可能的产水区域和产水量。

3. 数值模拟技术利用数值模拟软件对储层进行建模，通过设定不同的边界条件和参数，模拟储层的流场分布和产水情况，从而预测产水量和分布情况。

4. 试井测试及动态分析通过试井测试获取储层的压力、流量等动态数据，结合历史生产数据对储层产水进行动态预测和分析。

五、结论及展望通过对苏西致密砂岩气藏储层产水机理的研究及预测方法的探讨，我们认识到该地区储层产水的复杂性及影响因素的多样性。