致密砂岩气地质特征与开发
苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议
天 然 气 工 业Natural Gas Industry 第41卷第2期2021年 2月· 100 ·苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议王继平1,2 张城玮3 李建阳4 李娅1,2 李小锋1,2 刘平1,2 陆佳春51.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油大学（北京）石油工程学院4.中国石油长庆油田公司气田开发事业部5.中国石油长庆油田公司苏里格气田开发分公司摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。
为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率，总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识，梳理了影响气田持续稳产的难点问题，提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。
研究结果表明：①苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征，并且局部气水关系复杂；②不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异，气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大；③优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重，导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大；④为了实现该气田的长期稳产，针对致密砂岩气藏强非均质性的特征，需要进一步推广“基础井组＋基础井网＋差异化加密”的井网部署策略，持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术，运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度，配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性，采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平，并且尽早推广“负压”开采技术，以恢复濒临废弃井的生产能力；⑤寻求必要的财税政策支持是实现致密气资源充分利用的重要保障。
关键词：鄂尔多斯盆地；苏里格气田；致密砂岩气藏；储集层特征；开发指标；剩余储量；挖潜对策DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.02.012Tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field:Development understandings and stable-production proposals WANG Jiping1,2, ZHANG Chengwei3, LI Jianyang4, LI Ya1,2, LI Xiaofeng1,2, LIU Ping1,2, LU Jiachun5(1. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;2. Nation-al Engineering Laboratory of Low-Permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China;3. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 100249, China;4. Development Department, PetroChina Changqing Oil-field Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;5. Sulige Gas Field Development Branch, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China)Natural Gas Industry, vol.41, No.2, p.100-110, 2/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The Sulige Gas Field in the Ordos Basin ranks the first in China in terms of reserve scale and annual gas production of tight sandstone gas reservoirs. In order to further extend the stable production time and enhance the recovery factor of tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field, this paper summarizes the geological and gas reservoir engineering understandings obtained in the development process of tight sandstone gas in this gas field, sorts out the difficulties impacting its sustainable stable production, and pro-poses suggestions for the following development of tight sandstone gas reservoirs in this field. And the following research results were obtained. First, the effective sand body scale, reservoir physical property and gas bearing property are strongly heterogeneous and the lo-cal gas–water relationship is complex in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Second, there are obvious differences in gas well production, accumulative gas production and decline rate in different regions. The recovery factor of the gas reservoirs is af-fected more by reservoir quality and development well pattern. Third, the reserve producing degree of good-quality reservoirs is high, the tendency of poor-quality reserves is obvious and the fragmentation of remaining reserves is serious, which increases the production sta-bilization difficulty in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Fourth, in order to realize sustainable stable production in the Sulige Gas Field, considering the strong heterogeneity characteristics of tight sandstone gas reservoirs, it is recommended to popu-larize the well pattern deployment strategy of "basic well group + basic well pattern + differential infilling" further, continuously improve fine reservoir description technology and mixed well deployment technology with combined dynamic and static analysis, apply layer reviewing and reperforating of old wells, horizontal well sidetracking and re-stimulation to improve the reserve producing degree, adopt the geology–engineering integrated stimulation technology to improve the effectiveness of reservoir stimulation, make use of intelligent and efficient drainage gas recovery technology by horizontal well to improve the fine management level of gas field, and popularize the "negative pressure" production technology as soon as possible to recover the production capacity of wells on the verge of abandonment. Fifth, seeking for the necessary fiscal and tax support is an important guarantee for the full utilization of tight gas resources. Keywords: Ordos Basin; Sulige Gas Field; Tight sandstone gas reservoir; Reservoir characteristics; Development indexes; Remaining re-serves; Potential tapping countermeasures基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2016ZX05050）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“长庆气田稳产及提高采收率技术研究”（编号：2016E-0509）。
致密砂岩气区地质特征
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
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
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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
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
中国致密砂岩气主要类型地质特征与资源潜力
四川盆地：中国第二大致密砂岩气储集区，地质条件复杂，资源潜力巨 大
塔里木盆地：中国第三大致密砂岩气储集区，地质条件独特，资源潜力 有待进一步开发
准噶尔盆地：中国第四大致密砂岩气储集区，地质条件复杂，资源潜力 有待进一步开发
主要类型致密砂岩气的储层特征
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致密砂岩气的 定义与分类
致密砂岩气的定义
致密砂岩气是指存在于致密砂岩地层中的天然气 致密砂岩气具有高孔隙度、高渗透率、高含气饱和度等特点 致密砂岩气主要分布在北美、中国、中东等地区 致密砂岩气是一种重要的非常规天然气资源，具有巨大的开发潜力
中国致密砂岩气的分类
致密砂岩气：指存在于致密砂岩中的天然气
中国致密砂岩气主 要类型地质特征与 资源潜力
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壹贰叁肆伍陆
添 定 致 特砂主 价 资 规响资 与 资
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实例分析：结合实际勘探和开发案例，分析致密砂岩气的资源潜力，为未来勘探和开发提 供参考。
主要类型致密砂岩气的资源潜力实例分析
实例三：塔里木盆地致密砂 岩气资源潜力
实例四：准噶尔盆地致密砂 岩气资源潜力
实例二：鄂尔多斯盆地致密 砂岩气资源潜力
实例五：柴达木盆地致密砂 岩气资源潜力
实例一：四川盆地致密砂岩 气资源潜力
实例六：松辽盆地致密砂岩 气资源潜力
致密砂岩气藏开发工程技术研究
２．１致 密砂 岩 气藏 欠 平 衡 钻 井及 完 井保 护技 术
大型水 力压裂为主 ，在 川Ｉ中八角场、川Ｉ西新场等地取得 了较好
根 据 致 密砂 岩气 藏 特 性 及 损 害 机 理 ，代 表 欠 平 衡 钻 井 技
的 效 益 。在 鄂 尔 多斯 盆 地 北 部 对 压 裂 改 造 措 施 也 进 行 了一 系 术最高水平 的气体钻井技术在 四川致密砂岩天然气勘探开发
发 技 术 和 更 高质 量 的钻 井 技 术 才 能 产 出工 业 性 气 流 。
术和屏蔽暂堵储集层保护技术构成了大 牛地气 田开发 的主体
１提高致密砂岩气藏产能的增产 改造技术
技 术 。
致 密砂岩气藏低孔低渗的地质特征使得开发这类气藏时
２致密砂岩气藏钻井及完井保护配套技术
一 般 需 要进 行压 裂增 产 改造 。四Ｊ１Ｉ盆 地 致 密 砂 岩 改 造 以应 用
致 密砂岩气 藏开发工程 技术研 究
于蔚兰 张龙龙 李 艳文 方 园
（中国石 油化 工股 份 有 限公 司 中原 油 田分公 司天然 气产销 厂 河 南 ·濮 阳 ４５７００１）
摘 要 致 密砂岩 气藏具有低孔低渗、裂缝发 育、局部超低含水 饱和度 、高毛管压力、地层压力异 常、高损害潜力 等工
天然气产出过程更加复杂。低致密砂岩气藏物性差 ，埋藏深 ， 由于储集层存在严 重的水相 圈闭损害和其他敏感性损害 ，以
天然丰度低，还表现为低孔低渗 、裂缝发育、局部低含水饱和 往采用常规砂岩储集层 的压裂改造方法在该地 区不能达到满
度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等工程地质特 征。 意 的增 产 效 果 。通 过 ２００１年 以来 的 攻 关 研 究 ，提 出 了改 进 的
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。
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
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。
致密砂岩气开发工程技术与实践
巴喀下侏罗统致密砂岩凝析气藏位于新疆吐哈 盆地台北凹陷北部山前构造带中部柯柯亚构造带 ， 储 层埋深 2800m ～ 4300m， 平均孔隙度 4. 26% ， 平均渗 透率 0. 26mD， 地层温度 94. 8℃ ， 属高温、 低渗、 深层 致密砂岩凝析气藏 。 由于储层孔喉半径小、 毛管 压力 高、 渗 透 率 低、 非 均 质 性 强， 导致水锁伤害严 重
· 70·
第 35 卷
第2 期 表1 瓜胶类型 三源一级瓜胶 三源特级瓜胶 三源特优级瓜胶 濮阳 KL － 2000 江苏鼎特瓜胶 昆山瓜胶 昆山特级瓜胶 信德瓜胶 表2 甲醇 交联剂交联性能评价 交联剂 类型 WD － 4B WD － 4A WD － 4B WD － 4A SW － 4A SW － 4B 交联剂 浓度 （ %） 0. 25 0. 30 0. 35 0. 40 0. 35 0. 40
。因此， 尝试
研究利用醇的热力学 在压裂液中加入较低浓度的醇， 特性， 降低气藏含水饱和度和压裂液体系表面张力 ， 提高残液返排效率， 解除水锁伤害， 改善高温深层条 件下气相渗流条件。 研制的醇基压裂液体系在巴喀 致密砂岩气藏应用中， 取得了较好的效果。
* 基金项目： 中国石油天然气股份公司重点工程资助项目 “吐哈油田低孔低渗（ 致密砂岩气） 储层试油、 试采产能评价技术 （ 2009D － 2404 － 01 ） 。 研究”
。常规瓜胶水基压裂返排效率低， 措施效 果
差， 达不到气藏开发要求。针对致密砂岩气藏储层水 锁伤害， 国内外研究应用了多种压裂液体系， 除了常 规水基、 油基压裂液和增能泡沫压裂液外， 一些非常 规压裂液如粘弹性表面活性剂压裂液 （ 也称清洁压 裂液 ） 、 甲醇压裂液、 低浓度聚合物压裂液等也逐步 ［6 － 9 ］ 。 其中甲醇压裂液能大幅 进入试验和应用阶段 降低低渗气藏储层含水饱和度， 有效解除水锁伤害。 但是， 高浓度甲醇压裂液的高成本、 高危险性， 限制了 低沸 其在油田的应用和发展。醇类具有低表面张力、 点、 低密度及防粘土膨胀等特性， 可降低体系的表面 张力、 毛管阻力和含水饱和度， 有效解除水锁效应并 增加排液速度， 从而增加气相渗透率
致密气调研提纲
致密砂岩气调研提纲
一、致密砂岩气的定义及特征
1、致密砂岩气的定义
2、致密砂岩气藏的地质特征（圈闭特征、储层类型、地层压力、气水关系、气体相态）
3、致密砂岩气藏开发特征
二、致密砂岩气藏聚集机理及成藏过程特征
1、致密砂岩气田形成的控制因素
2、致密气聚集机理
3、致密砂岩气成藏过程及特征
4、我国致密砂岩气藏及主要分布
三、致密砂岩气藏储层特征
1、储层地质特征及分类
2、储层成因与主要控制因素
3、储层评价技术
四、低渗透致密砂岩气藏渗流规律及开发机理
1、储层微观孔隙特征
2、应力敏感性分析
3、滑脱效应
4、启动压力
5、气水两相渗流规律
6、气藏工程方法
7、单井动态储量计算
8、气藏可动性研究及储量评价
五、致密砂岩气藏储层气水分布规律研究
1、气、水层识别方法及研究
2、气、水运移微观渗流机理（不同含水饱和度下气、水渗流规律）
3、宏观、微观条件下可动水饱和度的变化
4、储层产水机理研究（初始含水饱和度、束缚水饱和度、可动水饱和度、水的渗流能
力等影响因素）
六、低渗透致密砂岩气藏开发优化及提高采收率技术
1、储层改造技术（酸化压裂技术等）
2、提高采收率技术（井网密度、气井类型、气井工作制度、气井废弃压力）
3、致密砂岩气藏水平井开发技术
4、国外布井规律，在断层处布井
（富集区优选、井位优选、开发方式优化、密井网、控压开采、合理配产、压裂酸化、加强储层保护、强化排水采气、增压开采）。
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。
中国致密砂岩气开发工程技术与实践
中国致密砂岩气开发工程技术与实践马新华;贾爱林;谭健;何东博【摘要】Tight sand gas is the main type of unconventional natural gas. According to the geologic characteristics of large-scale tight sandstone gas reservoirs discovered in China in recent years, tight sand gas reservoirs can be classified into three main types, multi-layer lens overlaid tight sand gas reservoir, multilayered tight sandstone gas reservoir and massive tight sand gas reservoir. A series of development technologies for the first 2 types of reservoirs have been formed, focusing on improving individual well producing rate and reducing development cost. They drive the scale development of tight gas. As to multi-layer lens overlaid tight sand gas, the specific technologies include well location optimization, multi-stage sand fracturing, down hole choking and low-pressure surface gas gathering system. As to multilayered tight sand gas, the specific technologies include sweet-spot prediction and evaluation, integrated horizontal well development technique, and drainage gas recovery technique. There are still great challenges in tight gas development from several aspects, such as the enhancement of reserve deployment ratio and recovery ratio, the improvement of individual well producing rate, the development of new and difficult-to-produce reserves as well as the rate maintenance, and gas well management in its later stage of life cycle.%致密砂岩气是非常规天然气的主要类型.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,可划分为3种主要类型:透镜体多层叠置致密砂岩气、多层状致密砂岩气及块状致密砂岩气.前2种类型以提高单井产量、降低开发成本为技术目标形成了系列开发技术,推动了致密气的规模化发展.针对透镜体多层叠置致密砂岩气,形成了以优化布井、多级加砂压裂、井下节流与低压地面集输为特点的开发技术.针对多层状致密砂岩气,形成了以富集区预测与评价、水平井整体开发和排水采气为特点的开发技术.中国致密砂岩气具有广阔的发展前景,但仍面临诸多技术挑战,包括提高储量动用程度和采收率、进一步提高单井产量、新类型和难动用储量的开发、气田稳产接替与开发后期气井管理等.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2012(039)005【总页数】8页(P572-579)【关键词】致密砂岩气;分类评价;开发工程技术系列;技术挑战【作者】马新华;贾爱林;谭健;何东博【作者单位】中国石油勘探与生产公司;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探与生产公司;中国石油勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】TE132.2致密砂岩气是非常规天然气的主要类型，也是目前国际上开发规模最大的非常规天然气，在天然气资源结构中的意义和作用日趋显著。
致密砂岩气藏地质特征与开发关键技术
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。
低渗致密砂岩气藏开发实践与启示-以丹凤场气田须四气藏为例
低渗致密砂岩气藏开发实践与启示 - 以丹凤场气田须四气藏为例摘要目前低渗致密砂岩气藏提高采收率主要措施为增压开采、钻加密调整井、查层补孔、间歇开采、排水采气、重复改造等。
丹凤场气田须四气藏为低渗致密砂岩气藏，经过30余年的开采，通过加密调整挖潜等措施，气藏采出程度从2.3%提高到9.6%，虽然取得了一定成效，但是总体来看气藏储量还未得到有效动用，气藏采出程度偏低。
因此在梳理丹凤场气田须四致密气藏开发历程的经验基础上，明确后期挖潜调整方法，对提高气藏储量动用程度和开发效果具有十分重要的意义。
关键词低渗致密砂岩气藏井网密度丹凤场气田0 引言低渗致密含气砂岩存在于世界许多盆地中，资源量巨大。
中国低渗透致密砂岩气分布广泛，资源潜力巨大，第四次油气资源评价表明，中国陆上主要盆地致密砂岩气有利勘探面积32.0×104km2，总资源量为（17.0～23.8）×1012m3，可采资源量为（8.1～11.3）×1012m3埋深从小于1500m的浅层到埋深超过4500m的深层均有分布。
低渗砂岩气藏的储层物性较差，非均质性强、造成初期产量递减快，稳产能力差，因此对影响气藏产能发挥因素的研究显得尤为重要。
1 气藏地质特征丹风场构造为轴向呈南北向的长轴背斜构造。
该区域主要发育辫状河三角洲平原亚相分流河道微相。
须四储层的岩石类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩。
平均孔隙度为6.06%；平均渗透率值为0.12mD；含水饱和度为20%～30%。
丹凤场气田须四段储层非均值性较强。
在纵向上由多套储层相互叠置，主要分布在须四段上部及下部。
平面上，储层厚度一般在10m～30m，局部区域厚度小于10m，储层高值区位于中北部，厚度一般大于20m。
2 气藏开发简况丹凤场气田须四气藏于1988年2月投产。
2010年以前投产的6口气井均为直井，气藏日均产气6.0×104m3。
2010年至2012年期间，气藏先后完钻并投产气井47口（其中斜井或大斜度井44口），日均产气量由6.0×104m3升至31.5×104m3，日产气量最高达到41.8×104m3，产气量提升明显。
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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
广安002-35
广安002-21
广安002-X37
广安002-X45
广安002-X34
广安002-25
广安106
广安128
广安2
广安002-X27
美国致密气田单井控制储量
广安须家河单井控制储量
广19
一、致密气的定义与内涵
论据之三：单井产量低，产量递减快
25
苏西
20 套压（Mpa） 15 10 5 0 0 100 200 300
一、致密气的定义与内涵
建议致密气藏的定义
覆压基质渗透率小于或等于0.1mD的砂岩气层， 单井一般无自然 产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下 可以获得工业天然气产量。通常情况下，这些措施包括压裂、水平 井、多分支井等
内涵：
– 渗透率低
• 覆压校正后的岩心渗透率小于0.1mD的样品超过50% • 大面积低渗条件下存在一定比例的相对高渗样品 • 裂缝可以改善储层渗流条件（“甜点”） ，但评价时不含裂缝渗透率
100
苏 里格
10 覆压20MPa下克氏渗透率，mD
苏东
大庆
1
0.1
累计分布频率，％
广 安须 四
广安须六
0.01
N=123
0.001 0.001 0.01 0.1 1 10 100 常压下克氏渗透率，mD
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0.001 0.01
苏里格 须家河
一、致密气的定义与内涵
4、Stephen A．Holditch认为: 致密气藏是指需经大型水力压裂改造措 施，或者是采用水平井、多分支井，才能产出工业气流的气藏
致密气储层渗透率：0.0001mD ~ 0.1mD
引自Stephen A．Holditch， 2006年SPE 103356
一、致密气的定义与内涵
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 渗透率（md）
一、致密气的定义与内涵
2、存在非线性渗流特征
0.12 0.1 K(md) 0.08 0.06 0.04 G112(8-19/75) G101(2-76/132) G101(3-59/149) G107(1-26/72-4轴压3.4Mpa) G112（7-5/82） G107（1-26/72） G107(1-26/72-4)轴压20.2Mpa
4.5 4.0
Ⅰ类井 4022.7 1.8 0.223
Ⅱ类井 2123.3 1.05 0.202
Ⅲ类井 1077.9 0.6 0.180
广安须家河单井控制储量，亿方
平均4130万方
亿方
3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0
广安002-40
广安002-30
广安002-38
广安002-33
国内分类 高渗 中渗 低渗 气藏分类 SY/T 6168-2009 ＞50 5～50 0.1～5 油气储层评价方法 SY/T 6285-1997 ＞500 10～500 0.1～10 常规储层 近致密层 致密层 致密
单位：mD
美国 Elkins
＞1.0 0.1～1.0 0.005～0.1 0.001～0.005 ＜0.001
– 自然产能低
• 无自然产能或自然产能达不到工业气流标准
– 经过大型水力压裂，或者采用水平井、多分支井，才能产出工业气流
一、致密气的定义与内涵
（三）苏里格、须家河气田均属于致密气藏范畴
论据之一：与美国致密气藏相近，储层物性差
苏里格、须家河：覆压渗透率小于0.1mD的样品比例占80％~92％ ，与美国60 ％~95％相近
7000 平均单井控制储量，万方 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1996-2000 2001-2002 2003-2005 2803 6371 5210
苏里格气田单井控制储量与控制泄（108m3/km2） 控制面积（km2）
一、致密气的定义与内涵
（二）致密气定义的内涵
喉 道 半 径 （ 微 米 ） 1.0 0.9 平均喉道半径
1、孔隙与喉道小
① ② ③ 渗透率小于0.1mD，主要发育微细孔 隙，且以片状孔隙吼道为主 吼道与孔隙比例接近 <0.1um吼道控制孔隙比例超过50%
70.0 60.0 进汞饱和度(%) 50.0 40.0 30.0 20.0 孔隙进汞饱和度(%) 10.0 0.0 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 渗透率(mD) 1.0 1.2 1.4 喉道进汞饱和度(%)
苏中
苏东
4 日产气（万方） 3 2 1 0 0 5
6 4 2 0
1.8 1.6 日产气量（104m3） 1.4 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 100 200
400 时间（D）
500
600
700
800
苏西
苏中
苏东
10
15 20 时间（年）
25
30
300 400 时间（D）
500
600
16
初始状态 饱和状态
14 12 10 8 6 4 2
②
天然气
束缚水
可动水
0 0.010
0.100 渗透率(md)
1.000
10.000
一、致密气的定义与内涵
4、在评价致密砂岩气时，需要应用地层条件下的基质渗透率 （不包含裂缝），即覆压校正后的岩心渗透率
0.1mD以下的砂岩储层，渗透率应
覆压条件下渗透率
气藏按储层物性的划分（SY/T6168-2009）
中渗气藏 ＞5～50 中孔气藏 ＞10～20 SY/T 6168-1995 气藏 分类 低渗气藏 ＞0.1～5 低孔气藏 ＞5～10 SY/T 6285-1997 油气储层 评价方法 致密气藏 ≤0.1 特低孔气藏 ≤5
高渗气藏 ＞50 高孔气藏 ＞20
5、我国天然气藏的分类标准
目前，国内气藏分类标准以渗透率作为评价指标分类时，主要划分为高 渗、中渗、低渗和致密四类
类 有效渗透率mD 类 孔隙度% 袁政文等（1990） 原始地层渗透率，md 1000-100 100-10 10-1 1-0.5 0.5-0.1 0.1-0.001 高渗 中渗 低渗 致密 很致密 超致密 K＜0.1 K＜0.1 致密 K≥50 10≤K＜50 0.1≤K＜10
引自Stephen A．Holditch， 2006年SPE 103356
一、致密气的定义与内涵
2、世界上无统一的致密气标准和界限，不同国家根据不同时期的资源状况、 技术经济条件、税收政策来制定其标准和界限，且在同一国家、同一地 区，随着认识程度的提高，致密气的概念也在不断的更新
英国 < 1 mD 德国 <0.6mD 美国 <0.1mD
(序号
70 60 50 幅 度 40 30 20 10 0 0.1 1 10 100 T2弛豫时间(ms) 1000 10000
可动水Sw(%)
Sw(%) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0.010
①
0.100 渗透率(md)
1.000
10.000
合川
井
号样内部))
①
渗透率大于0.1mD的储层单相渗 流以克氏渗流为主，在实验室 内，即使在较高的压力梯度 下，也没有发现紊流效应
①
0.02 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
1/Paver(1/Mpa)
1
K(md)
②
渗透率小于0.1mD的储层单相渗 流存在低压下的克氏渗流和高 速下的紊流效应
0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0
苏里格：66井11792样品 须家河： 4276样品
0.1
1
10
岩心覆压渗透率，md
覆压渗透率与空气渗透率关系图
覆压渗透率累计频率分布图