气藏与油藏区别 一天然气与石油的赋存状态和空间分布的主要差异 天然气的产出类型多种多样，工业性天然气在地下的赋存状态远比石油多。除游离状态的天然气外．还有大量的油溶气和水溶气、吸附气，以及固态气水合物等。因此，除游离气形成的常规气藏外．还有水溶气藏、水封气藏、致密砂岩气藏、气水台物气藏等。 从油气的空间分布来说，天然气的分布远比石油广泛得多。世界油气勘探实践表明，凡是发现石油的地方，都含有一定数量的天然气，形成有油必有气、油与气伴生的配置。在许多没有发现大量石油的地区，却找到了丰富的天然气，即有天然气的地方不一定存在石油。气藏在纵向上分布很广，从埋深l4.5 m(我国长江三角洲第四系气藏)到8088 m(美国阿纳达科盆地奥陶系阿巴克尔群气藏)都有分布。000m而常规油藏的深度分布范围比气藏窄。世界上大多数油藏都分布于埋深1 000～ 4 000 m 的中等深度。 二气藏与油藏的成藏条件差异 气藏与油藏形成和保存条件的差异，主要表现在：①天然气形成的多源、多阶段性；②天然气运移活跃和运移方式多样性；③气藏对储层的条件要求低而对盖层的条件要求高；④天然气混源成藏和溶解气脱溶成藏等诸方面。 天然气来源具有广泛性和多源复合性 在成烃的物质来源、生成方式等方面, 天然气比石油广泛得多。天然气的形成具有多源性（有机和无机成因）和多阶段性（有机质演化成烃的各个阶段都伴随有天然气的生成）。而石油则大量生成于一定埋藏深度的“液态窗”范围内, 具有明显的阶段性和局限性。石油形成于特定的时间和空间范围, 生油的时空范围远比生气的时空范围小得多。 天然气形成不仅具有多源、多阶连续的特点，而且在气藏形成过程中往往是多种来源天然气的复合，即气藏中的天然气往往是多种来源天然气的混合物。这种复合或是有机气与无机气的复合，或是煤型气与油型气的复合，也可以是不同烃源岩、不同成因气体的复合，还可包括有机质不同演化阶段的气体在成藏时以累积的方式聚集于圈闭中的复合等。由于天然气在地下具有很强的运移活性，使得各种不同来源的气体在某些因索的制约下，共储于同一圈闭空间。因此，天然气藏形成的多源复合现象具有普遍性，是天然气藏形成的一大特色。 三气藏与油藏对储、盖层的要求不同 气藏和油藏的形成都需要一定的储、盏层条件，但由于天然气与石油性质的差异，对储、盖层条件的要求也不一样。气藏对储层的要求低，对盖层的要求高；而油藏对储、盏层的要求与此正好相反。各种类型的岩石，只要发育一定的储集空问和渗滤通道，都可以作为储油气层。当然，最主要的储层还是砂岩和碳酸盐岩。储气层比储油层的要求要低得多。但在相同的条件下，石油在储层中的渗滤能力较天然气差得多，故储油层的物性下限要比天然气高得多。由于天然气的流动性和扩散性比石油大，易运移，在水中的浮力大，所以对气藏盖层封闭性的要求比油藏高。能够作为油藏的盖层不一定能作为气藏的盖层，但能够作为气藏的盖层．通常可作为油藏的盖层。根据封闭机理可将油气藏盏层分为三种：物性封闭盖层，超压封闭盖层，烃浓度封闭盖层。对于油藏来说，主要是前两种封闭机制起作用；而对于天然气藏的形成，除物性封闭和超压封闭盖层外，烃浓度封闭盖层也很重要。 四石油和天然气的运聚成藏机制不同
气藏经营管理水平评价试行技术规范 2007年12月
气藏经营管理水平评价技术规范 一、各类气藏涵义 1、干气藏 储层气组成中不含常温常压条件下液态烃（C 5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量＞95%，气体相对密度＜0.65。 2、湿气藏 在气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50 g/m 3。 3、凝析气藏 在初始条件下流体呈气态，储层温度处于压力—温度相图的临界温度与最大凝析温度之间，在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出，凝析油含量一般＞50 g/m 3。 4、中高渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率≥10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 5、低渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 6、断块砂岩气顶 是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积＜1.0km 2、含气面积系数＜0.5、天然气储量系数＜0.5的砂岩油藏气顶。 = 油气叠加总面积 含气面积系数含气面积
7、低渗块状砂岩干气藏 是指平均渗透率＜10×10-3μm 2的块状砂岩干气藏。 8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏 是指基质平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。 9、深层低渗砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥3500 m —＜4500 m 、平均渗透率＜10×10-3μm 2的砂岩凝析气藏。 10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 、以缝洞型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩凝析气藏。 11、超深层砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 的砂岩凝析气藏。 12、低渗致密砂岩岩性气藏 是指空气渗透率＜0.1×10-3um 2 、孔隙度＜10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。 二、评价参数及计算方法 1、气藏—是指单一圈闭中具有统一压力系统和统一气水或气油界面的天然气聚集。包括纯气藏、油田气顶气藏、凝析气藏等。 2、开发单元—指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元。 3、开发管理单元—是指以开发单元为基础，把同一构造、气藏类型相同、 = 原油地质储量＋折算成当量油的天然气储量 天然气储量系数 按当量油折算的天然气地质储量
第19卷第4期 2013年12月地质力学学报JOUＲNAL OF GEOMECHANICS Vol.19No.4 Dec．2013 文章编号：1006- 6616（2013）04-0377-08致密砂岩储层构造裂缝形成机制及 定量预测研究进展 徐会永1，冯建伟2，葛玉荣 3（1.中国石油大学期刊社，山东青岛266580； 2.中国石油大学地球科学与技术学院，山东青岛266580； 3.中国石油测井有限公司，新疆哈密735200） 收稿日期：2013- 03-02基金项目：山东省博士后基金项目“基于应力场模拟的低渗透砂岩储层裂缝多参数定量建模”（201003104） 作者简介：徐会永（1977- ），男，汉族，山东庆云人，副编审，博士，主要从事沉积学及石油地质学等方面的研究及科技论文编辑工作。E- mail ：xhy7714@https://www.doczj.com/doc/4015586532.html, 摘 要：致密砂岩裂缝性储层已逐渐成为非常规油气资源勘探开发的重点，构造裂 缝形成机制研究及定量预测也相应成为热点问题。从构造地质学和地质力学角度对目前的裂缝研究方法进行系统分析，并对含微裂隙的岩石损伤力学实验分析、复合 地层本构关系及破裂准则的建立以及不同应力场作用下裂缝参数的定量表征方法进 行详细对比后认为，裂缝的产生、裂缝的位置和方向以及裂缝参数的量化是实现裂 缝准确预测的关键。今后裂缝研究的发展方向主要有3个，即基于构造地质学和岩 石损伤力学的宏观野外观察和微观室内试验相结合研究裂缝形成机制，考虑多重影 响因素并基于能量转换理论的复合岩石破裂准则建立，基于精细构造地质模型的有 限元数值模拟实现各期应力场作用下裂缝参数的三维定量表征。 关键词：致密砂岩储层；构造裂缝；形成机制；定量预测；非常规油气 中图分类号：P542；P553文献标识码：A 0引言 随着中国油气资源勘探开发逐渐由东部向西部、由常规储层向非常规储层转变，致密 气、页岩气和煤层气成为国家“十二五”规划后的开发重点［1］。很多学者认为在致密气、 页岩气和煤层气3种非常规天然气中，应该优先发展致密气［2 3］。致密气资源量数据相当可靠、开发致密气技术较成熟、致密气的分布与常规气在很多地方重叠、基础设施建设成本较低［3］，因此致密气的开发前景比页岩气更明朗。中国石化已启动鄂尔多斯致密油气增储上产会战［3］。此外，来自国土资源部的数据显示，2011年全国天然气产量为1011.15?108m 3［4］，致密气产量约为350?108m 3［3］，约占全国天然气总产量的三分之一。 非常规气藏开发有很多相似之处，如都需要打水平井和丛式井、都需要压裂工艺等。国内已基本掌握了致密砂岩油气的开发配套技术，有些技术已达国际先进水平。但大规模开发不能照搬国外模式，还需要通过有的放矢的基础研究和工程技术的先导性试验，提出适合中
一、致密油藏特征及一种新型开发技术 （1）典型配置关系：源储接触、源储紧邻且致密油不含页岩油 （2）Hiway流道水力压裂技术 技术关键：通过交替式间歇注入支撑剂和高强度凝胶压裂液在裂缝中产生流道并利用一种新型的纤维添加物来使流道保持稳定分布。 （3）技术进步 A、非常规连续性油气聚集理论研究b 致密储层中纳米孔隙的重大发现 C、长水平井钻井技术D水平井分段压裂改造技术 （4） （5）定义：致密油是以吸附和有利状态赋存于富含有机质且渗透率极低的暗色灰岩、泥质粉砂岩和砂岩夹层系统中自生自储，连续分布的石油聚集。@2致密油是以吸附和有利状态赋存在生油岩或与生油岩护层紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集。后者强调源储直接接触或紧邻的关系，且将储集类型限定为砂岩和碳酸盐岩不包括页岩油储层。 （6）从岩性分析致密油——致密砂岩油、致密碳酸盐油 页岩油——致密灰岩油、致密白岩油 （7）致密油储层内广泛发育纳米级孔喉系统（孔喉直径<1000 nm），使储层流体的水柱压力与浮力作用受限，储层内无统一的油/水、油/气界面和压力系统，油、气、水常多相共存。储层的含油气边界主要受以排烃压力为主的聚集动力和以毛管力为主的聚集阻力二者耦合控制。因此，致密油气的成藏并不局限于二级构造单元。油气大面积连续分布在盆地的斜坡和中心凹陷地带，具有全盆地普遍含油气的勘探特点。 （8）目前被广泛认可的依据储层孔渗参数识别致密油藏的标准为：孔隙度Φ<10%，覆压渗透率K<0.1×10 -15 m 2 （或空气渗透率<1×10 -15 m 2 ）。致密油油品较好，流动性较强一定程度上弥补了储层致密给生产带来的不足，其密度一般小于40°API （即在15.6℃时密度大于0.8251 g/cm 3）。
致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20 世纪90 年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图1）。 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C）致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。
（一）储层质量 1.宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 表1-1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 2.微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图1-1。 图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳，2015）
文章编号:167221926(2004)0120091204 收稿日期:2003206210;修回日期:20032112231 作者简介:马玉杰(19682),女,黑龙江嫩江人,在职硕士研究生,主要从事储量地质综合研究. 迪那2气田气藏类型研究 马玉杰1,2,郜国玺1,张丽娟1,周 厉1,黄新林1,郝祥宝1 (11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; 21石油大学(北京)盆地与油藏研究中心,北京 102249) 摘 要:迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田,主要含气层系为下第三系。由于测试作业风险很大,获取的温度、压力资料有限,故确定气藏类型难度大。利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测结果及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,研究了迪那2气田气藏的类型,认为迪那2气田是由3个气藏组成的常温超高压、低含凝析油的层状边水凝析气藏。 关键词:塔里木盆地;前陆盆地;迪那2气田;下第三系;异常高压;气藏类型中图分类号:T E 12213+2 文献标识码:A 迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是继克拉2大气田后在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田。 该气田为超高压气田,井下压力高达105M Pa 。由于测试作业风险大,总计仅进行了7层单层测试。这就给认识气藏类型带来了很大难度。利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,基本搞清了迪那2气田气藏类型,并顺利上报了气田东高点探明地质储量。 1 迪那2气田地质背景 迪那2气田所处的库车坳陷属于中新生代前陆盆地,北邻南天山造山带,南为塔北隆起。该坳陷进一步可划分为4个构造带和3个凹陷, 迪那2气田就位于中部秋里塔格构造带东部的迪那2号构造上,西距克拉2气田104km (图1)[1]。1.1 地层及沉积相 钻井资料揭示出迪那地区地层自上而下依次为第四系,上第三系库车组、康村组、吉迪克组,下第三 图1 库车前陆盆地构造单元划分及迪那2气田位置 系苏维依组、库姆格列木群和白垩系;含气层系为下 第三系。 吉迪克组为干旱盐湖相沉积,膏盐岩段厚800 ～1000m ,为区域性盖层[2]。 下第三系钻厚356～408m ,岩性较杂,以粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩和泥岩为主,次为含砾砂岩、 第15卷第1期 2004年2月 天然气地球科学 NA TU RAL GA S GEO SC IENCE V o l .15N o.1Feb . 2004
致密砂岩储层评价研究现状 致密砂岩油气藏作为一种特殊非常规油气藏，已受到石油工业界的高度关注。目前致密砂岩储层的评价主要是在地层层组划分的基础上，依据测井解释、岩心物性分析、X-衍射分析、显微薄片鉴定等分析和实验资料，结合产能情况，对储层岩性、储层的物性下限、脆性、厚度和分布范围等多个方面进行评价。 标签：致密砂岩储层储层评价研究现状 0引言 致密砂岩油气藏作为一种特殊非常规油气藏，已受到石油工业界的高度关注。自20世纪80年代以来多位石油地质专家提出了深盆气（Masters，1979）、盆地中心气（Rose，1986）和连续型油气藏（Schmoker，1995）等新概念，就是针对非常规储层用新的思维以及创新的技术方法[1～3]。中国致密储层天然气的分布十分广泛勘探潜力巨大，形成了以四川盆地须家河组、鄂尔多斯盆地苏里格地区二叠系为代表的致密砂岩大气区[4]。 目前致密砂岩储层的评价主要是在地层层组划分的基础上，依据测井解释、岩心物性分析、X-衍射分析、显微薄片鉴定等分析和实验资料，结合产能情况，对储层岩性、储层的物性下限、脆性、厚度和分布范围等多个方面进行评价。 1岩性评价 岩性评价是致密砂岩储层评价的重要组成部分之一，且较常规储层评价的要求更高。致密砂岩储层储集空间小，测井信息中所包含的孔隙部分贡献相对较低，因此，为了求准测井孔隙度，要求更加精细的岩性组分以保障骨架参数的准确性。此外，岩性评价能够十分有助于致密砂岩储层的压裂设计，如可根据岩性类别及其组分确定出的脆性指数以及黏土矿物类型及其各种黏土相对含量，均是压裂设计着重考虑的因素。 常规测井评价岩性的方法主要为：以自然伽马测井计算泥质含量，以密度、中子和声波孔隙度测井确定岩性骨架类别及其比例大小。如果有自然伽马能谱测井资料，可进一步确定出黏土类型。最后以岩性实验分析（如X衍射）刻度测井计算结果。近年来，斯伦贝谢公司研发的新一代地球化学元素测井技术-元素俘获谱测井（ECS）已在我国推广应用，丰富了测井岩性评价的内容，提升了岩性组分的计算精度[5～7] [14]（如图1）。 2有效储层物性下限评价 有效储层物性下限是指储集层能够成为有效储层应具有的最低物性。有效储层是指在现有工艺技术及经济条件下能够产出具有商业价值油气流的储层。有效储层的物性下限值主要包括储层孔隙度、渗透率和含油饱和度下限值。有效储层
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。 （5）气水关系复杂，既有上气下水，又有下气上水，汽水边界不规则。 不同类型的致密砂岩气藏其特点也有不同，特别的，“先成型”深盆气藏地质特征比较特别。 深盆气藏最本质的特征为：天然气被圈闭在地层下倾方向或盆地中心区域；含气区域内的各地质体孔隙均含气而少含水。另外，深盆气气水关系为下气上水型，无明显的边水和底水，气藏形态不受构造控制；深盆气藏的地层压力异常，在主要盆地深盆气藏中，加拿大阿尔伯塔盆地和中国的鄂尔多斯盆地、吐哈盆地属于异常低压，美国的绿河盆地和红沙漠盆地以及中国的四川盆地都属于异常高压，研究表明在天然气充注和深盆气藏的形成过程中，它们的压力显现出正异常；在盆地上升剥蚀或深盆气成藏作用停止过程中，它们的压力显现出负异常。深盆
作者简介:杨双定,1966年生,高级工程师;1991年毕业于西南石油学院测井专业,1999年获西南石油学院地球探测与信息专业硕士学位;现从事测井资料综合解释及方法研究工作。地址:(710201)陕西省西安市长庆路方元大厦。电话:(029) 86029722。E 2mail :cjc_ysd @https://www.doczj.com/doc/4015586532.html, 鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术 杨双定 (中国石油集团测井有限公司长庆事业部) 杨双定.鄂尔多斯盆地致密砂岩气层测井评价新技术.天然气工业,2005;25(9):45～47 摘 要 鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为主,属于低孔、低渗的致密砂岩储集层。由于其低孔、低渗、非均质性强等原因,使利用常规测井资料正确识别气层的难度增大。文章分析认为,上古生界气田测井特征受岩性物性作用比较明显,石英砂岩和岩屑砂岩的测井特征与含气特征不同,电性上高低电阻率气层共存。在综合利用成象测井新技术提供的新方法及多信息、高精度参数,在分析储层特征的基础上,结合实验数据确定了核磁共振变等待时间的测井参数,提出了对致密气层识别有效的气层识别新方法,主要为基于核磁共振测井的差谱法、移谱法,基于交叉偶极声波测井纵波差值法。通过实例分析,证明了方法的有效性,较好地解决了低孔、低渗致密气层和低阻砂岩储层的气层识别问题,提高了测井识别的准确率,解释符合率达85%以上。 主题词 鄂尔多斯盆地 核磁测井 声波测井 致密砂岩 储集层 流体 一、储层特征 鄂尔多斯盆地上古生界以陆相、海陆交互相碎屑岩为主。自下而上发育着石炭系本溪组、太原组、 二叠系山西组、石盒子组和石千峰组。其中太原组、山西组、石盒子组是主要储集层,储集层岩性为浅灰色含砾粗砂岩,灰—灰白色中粒石英砂岩,灰绿色岩屑质石英砂岩,岩屑砂岩等。 上古生界主要储集层砂岩经历了漫长而复杂的成岩后生作用的改造,储集岩中的原生孔隙大部分遭受破坏,仅存残余粒间孔、自生溶孔以及高岭石晶间孔,从而构成了上古生界低孔、低渗砂岩的储集体系。通过12口井的岩心分析样品统计,其物性特征如表1所示。 表1 储层物性统计表 地 层孔隙度(%)平均孔隙度(%) 渗透率(10-3μm 2) 平均渗透率 (10-3μm 2) 石盒子组3～169.60.05～6.79 1.09山西组 4～10 6.1 0.01～5.63 0.69 该类储层一般必须经压裂改造才有产能,是否产气的影响因素多,即使采用成像测井,也存在多解 性,测井解释难度大。 二、电性特征 在鄂尔多斯盆地上古生界气田,测井特征受岩 性物性作用比较明显,随岩石中岩屑含量增加,或粒度变细,孔隙度减小,渗透率降低,密度增大,电阻率增大,双测向曲线趋于重合。相反,随岩石中岩屑含量减小,或粒度变粗,孔隙度增大,渗透率升高,密度变小,双测向曲线幅度差异变大。一般纯石英砂岩的自然伽马值小于35A PI ,Pe 值小于2b/e ,骨架密度值为2.65g/cm 3,井径正常或缩径;岩屑砂岩自然伽马值大于40A PI ,Pe 介于2.2～3.2b/e ,骨架密度值为2.7g/cm 3,常扩径。高低阻气层并存,山2 段储层电阻率在100Ω?m 可能出水,而盒8段电阻率20Ω?m 可出纯气。 三、气层测井识别新方法 常规测井识别气层主要是通过气层与水层的电阻率差异来识别,对于低孔、低渗、低阻气层识别难度较大。测井新技术的应用,为气层识别提供了新的依据。利用核磁共振测井、交叉偶极声波测井等成象测井资料提取气层识别方法,提高气层识别精度。 ? 54?第25卷第9期 天 然 气 工 业 地质与勘探
1.2 致密储层研究 1.2.1 致密储层的基本特征 致密砂岩储层具有岩性致密、低孔低渗、气藏压力系数低、圈闭幅度低、自然产能低等典型特征。由于不同学者所研究的对象和角度不同，对致密的理解也不相同。低渗透储层本身就是一个相对概念，随着资源状况和技术条件的变化，致密储层的标准和界限也会随之变化，因此长期以来致密砂岩储层一直没有一个完整的、明确的定义和界限。美国联邦能源管理委员会(FERC)把低渗透(致密)天然气储层定义为估算的原始地层渗透率为0．1 X10-3 um2或者小于0．1×10-3 u m2(B．E．Law等，1986)的储层。关德师( 1995) 等在《中国非常规油气地质》 中,把致密砂岩气藏的储层描述为孔隙度低(小于12%)、渗透率比较低( 1 ×10- 3 um2) 、含气饱和度低( 小于60%)、含水饱和度高( 大于40% )。杨晓宁( 2005) 认为致密砂岩一般是指具有7% ~ 12%的孔隙度和小于1. 0× 10- 3 um2的空气渗透率,砂岩孔喉半径一般小于0. 5 um。按照我国的标准, 致密储层有效渗透率 ≤0. 1 ×10- 3 um2(绝对渗透率≤1 ×10- 3 um2)、孔隙度≤10%。另外一般具有较高的毛细管压力，束缚水饱和度变化也比较大，一般储层中的束缚水饱和度都比较高。张哨楠根据对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层束缚水饱和度的分析，束缚水饱和度都在40％以上；在孔隙度为4％～11％的范围内，束缚水饱和度在42％～56％之间变化。他根据对四川盆地上三叠统致密砂岩储层孔隙度和束缚水饱和度的统计(表1)，用两种方法测试的结果表明束缚水饱和度和孔隙度之间存在负相关关系。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层的孔隙度、渗透率和束缚水饱和度之间的关系同样说明致密砂岩储层的束缚水饱和度随着孔隙度和渗透率的降低而增高(图1)。
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*103 2 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。长岭气田登娄库组气藏砂层横向稳定，为砂泥岩互层结构，孔隙度4%?6%常压渗透率一般小于0.1 X 10-3卩m2天然气充注程度较高，含气饱和度55%?60%，埋藏深度 3 200 ? 3 500 m ，为常压气藏。 块状致密砂岩气，以塔里木盆地库车坳陷迪西1井区为代表，侏罗系阿合组厚层块状砂岩厚度达200?300 m,内部泥岩隔夹层不发育，孔隙度4%?9%常压渗透率一般小于0.5 X 10-3卩m2,埋藏深度4 000?7 000 m，为异常高压气藏，压力系
国外致密砂岩气藏储层研究现状和发展趋势 谷江锐 刘岩(中国石油勘探开发研究院) 摘要 致密砂岩气藏具有低孔渗、连通性差的特点,储层评价研究水平是有效开发该类气藏的关键因素。美国和加拿大致密砂岩气藏勘探和开发程度最高,在致密储层评价研究方面积累了大量的经验。致密砂岩气藏主要指发现于盆地中心或者是连续分布的大面积天然气藏,也有观点认为大多数的致密气藏是位于常规构造、地层或复合圈闭中的低渗储层中,通常被称为 甜点 。国外致密气藏描述、评价和评估主要依赖于岩石学、测井和试井三种手段。未来致密砂岩气藏储层评价描述水平的提高主要基于两个方面:一是为了准确地评估和开发致密气藏,需要从岩心、测井和钻(录)井以及试井分析中获取更多的基础数据;二是使致密储层描述向高精度发展,进一步研究气藏砂体展布和含气富集带,包括透镜体砂岩大小、形状、方向和分布的确定,储层物性在空间分布的定量描述,低渗、特低渗岩心物性测定技术。 关键词 致密砂岩气藏 砂岩储层 气藏类型 储层评价 发展趋势 DOI:10 3969/j.issn.1002 641X 2009 07 001 1 引言 在世界石油资源供需矛盾加剧、原油价格居高不下、天然气储采比持续下降的形势下,随着人类对清洁、环保、高效能源需求的持续高涨,人们对非常规能源特别是非常规天然气的关注日益增加。非常规天然气又称分散天然气,是指储藏在地质条件复杂的非常规储层中的天然气,主要包括致密砂岩气、页岩气、煤层甲烷气、地下水中(水溶性)的天然气以及天然气水合物等。 与常规天然气相比,非常规天然气的类型和赋存形式更为多样,分布范围更为广泛,潜在资源量远远大于常规天然气资源。M asters [1]提出的天然气资源金字塔充分说明了致密气资源在世界天然气资源分布中的重要地位(图1)。从图上可以看出, 在金字塔的底部,致密气资源(储层渗透率 0 1) 的体积非常巨大。另据世界石油委员会报告(Raymond 等,2007),在全球,致密砂岩气藏中的天然气资源量大约为114 108m 3,煤层甲烷气资源量大约为233 108 m 3[2] 。 图1 天然气资源金字塔示意图(Masters,1980) 本文关注致密砂岩气藏,致密砂岩气的开发主 要局限在拥有巨大储量的美国和加拿大。美国已有近70年勘探开发低渗透致密砂岩气藏的历史,在非常规天然气优惠政策促进下,致密储层气开采的天然气量逐年增加,随之形成了一套较为成熟的勘探开发技术、方法系列,积累了大量的经验,也发表了许多这方面的成果。致密砂岩气藏本身具有的低孔渗、连通性差的复杂地质条件的特点,开采难度相对较大,给地质工程师和油藏工程师带来了很大的挑战,以致于当前低渗致密气田的有效开发,特别是储层评价研究,已是国内低渗透致密气田面临的一个普遍问题。为了对国外低渗致密气田的储层研究现状和做法有所了解,本文通过查阅大量文献资料,从致密砂岩气藏的类型、储层评价手段等角度入手,总结了国外特别是北美的致密砂岩气藏的储层研究成果,并就其发展趋势进行了分析,力求对国内致密气砂岩储层的评价研究起到一定的参考借鉴作用。 2 致密砂岩气藏的定义及其一般特征 致密砂岩储层通常是指储层渗透率低的砂岩储层,根据储层所含流体的不同,对孔隙度和渗透率的要求也不同,所以低渗透储层是一个相对的概念。不同的组织对致密砂岩气藏有不同的定义,最原始的定义可以追溯到1978年美国天然气政策法案,其中规定只有砂岩储层对天然气的渗透率等于或小于0 1 10 -3 m 2 时的气藏才可以被定义为致
第四章气藏类型识别方法 深埋于地下的储集烃类物质的岩层统称为储集层，它通常又划分为含油层和含气层。具有同一压力系统的含油层构成一个油藏，具有同一压力系统的含气层构成一个气藏。油藏与气藏存在着一定的联系，又存在一定的区别。两者之间的主要区别在于石油烃被人采到地面之后，液态原油与气态天然气的比例大小不同。从油藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为原油）比例较大，而从气藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为凝析油）比例较小，甚至无液态烃（如干气气藏）。这种区别归究于油藏与气藏中的烃类物质的组成组分存在明显的差异。正由于这一差异导致油藏与气藏的开发开采方法存在显著的不同。因此，在开发烃类储集层时，首先确定出油气藏类型是十分重要的。 对于气藏而言，通常又存在干气气藏、凝析气藏之分；或存在定容封闭性气藏、水驱气藏之分等。在开发这些不同类型的气藏时，所采用的开发开采方案因气藏类型不同而不一样。因此，在气田开发初期，识别出气藏类型，对制定气藏开发开采方案以及调整方案都具有十分重要的指导意义。 第一节气藏判断方法 一、分类依据 目前对油气藏的分类方法较多，归纳起来按其分类依据不同而异。 1．按产状进行分类 就其产状而言，天然气分为伴生气和非伴生气。如果气藏中原油含量极少，就称为非伴生气，也称为游离气（纯气田气）。如果油藏中发现天然气，就称为溶解气或伴生气。 2．按组成进行分类 根据天然气中 C含量可将其分为干气（贫气）、富气（湿气）、凝析气藏等。 6 3．接压力系统进行分类 根据气藏的压力系数（原始气藏压力除以静水压力）大小，可将气藏分为正常压力系统气藏和异常压力系统气藏（异常高压气藏和异常低压气藏，异常低压气藏非常罕见，而异常高压气藏常见）。 4．按流体分布进行分类 根据气藏有无边底水侵人可将气藏分为定容封闭性气藏和水驱气藏（或按驱动方式可分，为气驱气藏和水驱气藏）。 5．按经济价值进行分类 根据目前经济、技术条件能否进行工业性开采，将天然气藏分为常规天然气藏（气田气和油田伴生气）和非常规天然气藏（如水溶性气藏）。 6．按岩性进行分类 根据储气层岩石性质不同，可分为砂岩气藏、页岩气藏等。 7．按来源进行分类
气藏分类 SY/T6168—1995 1范围 本标准规定了天然气藏单因素分类和多因素组合分类系列与指标，同时规定了组合分类的原则和命名方法。 本标准适用于天然气常规气藏、凝析气藏和非常规等气藏的分类。 3.1按气藏圈闭因素分类 天然气藏按圈闭类型可分为四类十亚类，见表1。 3.2按储层因素分类 3.2.1依据储层岩石类型划分。见表2。 3.2.2依据储层物性划分，见表3。 按储层物性划分气藏类型时，应以试井资料求取得有效渗透率为主，绝对渗透率和孔隙度参数仅作参考使用。尤其是非孔隙型储层，绝不能仅使用绝对渗透率进行划分。 表1 按圈闭因素划分 表2 气藏按储层岩类的划分
表3 气藏按储层物性的划分 表4 气藏储渗空间类型特征表 气藏按驱动方式可分为三类，其类型划分及特征见表5。 表5 气藏按驱动因素分类
3.4按相态因素分类：按天然气藏地层条件下的压力—温度相态可分为干气藏、湿气藏、凝析气藏、水溶性气藏、水化物气藏五类。 3.4.1干气藏：储层气组成中部含常温常压条件下液态烃（C5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量大于95%，气体相对密度小于0.65。3．4.2湿气藏：气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50g/m3 。 3.4.3凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态，储层温度处于压力--温度相图的临界温度与最大凝析温度之间。在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出。 3.4.4水溶性气藏：烃类气体在地层条件下溶于地层水之中，形成的具有工业开采价值的气藏。 3．4.5水化物气藏：烃类气体与水在储层条件下呈固态存在，具有工业开采价值的气藏。 3.5凝析气藏的分类 3.5.1按露点在压力—温度相图中的位置划分 A）常规凝析气藏：储层温度距流体压力—温度相图的临界温度点较远，露点压力随凝析油含量增多而增高。 B）近临界态凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态。储层温度从露点线一侧接近储层流体的临界温度。露点压力随凝析油含量增多而下降。衰竭式开采时，储层中反凝析现象特别严重。 3.5.2按凝析油含量划分（见表6） 表6 凝析气藏按凝析油含量划分 气藏中只有凝析气藏存在低饱和类型。其初始条件下的储层压力高于凝析气露点压力，无油环存在。 3.6.2饱和气藏 在出事储层条件下，地层压力与流体饱和压力基本一致。可细分为无油环饱和凝析气藏、带油环气藏和油藏气顶。其类型划分和区分指标见表7。
水驱气藏的分类与驱动方式 摘要：本文探讨了水驱气藏的分类，对水驱气藏驱动方式进行了分析，认识到水驱气藏动态特征，本文提出了基于气藏物质平衡理论的水驱气藏识别新方法，并详细介绍了该方法的推导过程。 关键词：水驱气藏驱动方式动态特征识别方法 一、水驱气藏的分类 水驱气藏从水体产状看可分为边水、底水两类。前者仅局部与气藏底界接触，多存在于层状气藏；后者则整个气藏底界均与水体接触，是块状气藏的主要形式。从水驱气藏水体与外界连通性看，又有封闭型与开启型之分。不同水体类型的水驱气藏在开发布局、原则上有不同的策略方法。通常对边水气藏采取边部少布井、低速度的开采方法，以延缓边水的侵入，而对底水气藏则采取均匀布井，均衡开采，控制打开程度方法，以达到水侵均匀、防止水锥的目的。 另外，可以根据压力系统分类法对水驱气藏进行分类研究。根据压力系统分类法，压力系数0.8～1.2为正常压力，大于1.2为高压异常，小于0.8者为低压异常。气藏开发的实际资料表明：正常压力系统气藏的压力系数在0.9～1.5之间，而异常高压气藏的压力系数在1.5～2.23之间。水驱气藏从压力系统与形成原因可以分为：异常高压水驱气藏、正常压力系统水驱气藏和异常低压水驱气藏，目前的研究主要集中与正常压力系统的水驱气藏和异常高压水驱气藏，而异常低压的水驱气藏很少见。对于异常高压水驱气藏，由于开采过程不仅要考虑水侵的影响，还要考虑由于地层压力下降造成的气藏物性参数和体积变化，即要考虑介质形变问题。 二、水驱气藏驱动方式的分析 在油气藏的开发过程中，驱动方式反映了促使油、气由地层流向井底的主要能量形式。目前物质平衡方程为判断水驱气藏驱动方式的主要手段，对于定容封闭气藏而言，气压驱动为主要方式：对水驱气藏来讲，在气藏驱动的基础上，驱动方式主要有刚性水驱与弹性水驱两类。 弹性水驱是指在水驱气藏开发过程中，随着采气量的增加和地层压力的下降，造成边、底水的侵入，由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响明显，使地层压力下降要比气藏缓慢的一种驱动方式。供水区面积愈大，压力较大的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。 刚性水驱是指侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的气产量，此时气藏压力能保持原始水平上的驱动方式。它可看作是弹性水驱的一个特例。文献指出在自然界中具有这种驱动方式的气田很少，如前苏联，在统计的700个气田中，只有10余个。
气藏工程管理规定
目录 第一章总则 ........................... 错误!未指定书签。第二章气藏评价 ........................... 错误!未指定书签。第三章地质与气藏工程方案....... 错误!未指定书签。第四章方案实施 ........................... 错误!未指定书签。第五章开发动态监测................... 错误!未指定书签。第六章开发过程管理................... 错误!未指定书签。第七章技术创新与应用............... 错误!未指定书签。第八章附则 ........................... 错误!未指定书签。
第一章总则 第一条为规范气藏工程管理，加强气田开发过程调控，提高气田开发水平，依据《天然气开发管理纲要》，制定本规定。 第二条气藏工程管理以地质研究为基础、气藏工程理论为指导，充分发挥各专业的协同工作优势，大力推广应用新工艺、新技术，实现气田科学开发。 第三条气藏工程管理的任务是在气藏评价和气藏开发过程中，深化气藏认识，搞好地质与气藏工程方案设计和实施，做好动态监测和跟踪，把握气田开发趋势，搞好气田开发调整，确保气田取得好的开发效果。 第四条气藏工程各项工作应遵守国家法律、法规，执行行业、企业的相关标准和规定，树立“安全第一、环保优先、以人为本”的理念。 第五条本规定适用于中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）及所属油（气）田公司、全资子公司（以下均简称油田公司）在国内陆上的天然气开发活动。控股、参股公司和国内合作的陆上天然气开发活动参照执行。
油气藏类型及油气田分类 圈闭 油、气运移到储集层中以后，还不一定形成油气藏。只有在运移的道路上遇到遮挡，阻止它继续前进时，才能集中起来，形成油、气藏。这种由于遮挡而造成的适于油、气聚集的场所，通常称为圈闭。 圈闭的形成必须具备以下三个条件：一是储集层，是具有储集油、气空间的岩层；二是盖层，它是紧邻储集层的不渗透岩层，起阻止油气向上逸散的作用；三是遮挡物，它是指从各方面阻止油、气逸散的封闭条件。上述三方面在一定地质条件下结合起来，就组成了圈闭。在不同的地质环境里，可以形成各式各样的圈闭条件，根据圈闭成因，一般可将圈闭分为构造圈闭、地层圈闭和岩性圈闭三种类型。 油、气藏类型 根据圈闭类型的不同，可以将油、气藏分为构造油气藏、地层油气藏和岩性油气藏三大类。 构造油气藏的基本特点是聚集油、气的圈闭是由于构造运动使岩层发生变形或变位而形成的，主要有背斜油、气藏和断层油、气藏。 地层油气藏是指地层圈闭中的油气聚集。 岩性油气藏是由于沉积环境变迁，导致沉积物岩性变化，形成岩性尖灭体和透镜体圈闭，在这类圈闭中形成的油气聚集。 常见的潜山油气藏是以地层圈闭为主，也有构造、岩性作用的复合成因的油气藏 根据油气藏油层中有无固定隔层，可以将油气藏分为层状油气藏和块状 油气藏。层状油气藏是指油层呈层状分布，油气聚集受固定层位限制，上下都被不渗透层分隔的油气藏，各层具有不同的油（气）水系统。块状油气藏是指油层顶部被不渗透岩层覆盖，而内部没有被不渗透岩层间隔，整个油层呈块状，具有统一油（气）水界面的油气藏。 根据地层中的原油性质，可以将油气藏分为稠油（重油）油藏、普通黑油油藏、挥发性油藏、凝析气藏和天然气藏。稠油（重油）油藏是指地下原油粘度大于50毫帕秒（原油比重大于0.9，API重度小于25度）的油藏，液体颜色一般为粘稠黑色。普通黑油油藏是指地下原油粘度低于50毫帕秒（原油比重在0.82～0.9之间，API重度在25～41度）的油藏，液体颜色一般为黑色。挥发性油藏和凝析气藏都是油品性质比较特殊的油气藏。挥发性油藏是指在原始地层条件下原油与普通黑油相似，呈单一的液态，随着油藏流体的不断产出，地层压力不断降低，单一液体中开始有气体分离出来，从而形成气、液两相共存的这类油气藏。凝析气藏是指在原始地层条件下地层流体呈单一的气态，随着油藏流体的不断产出，地层压力不断降低，气藏中开始有液体反凝析出来，形成气液两相共存状态的一类油气藏。表1中给出了不同类型油气藏油品性质分布。