致密砂岩气区地质特征

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。

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。

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。

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。

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。

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。