致密砂岩储层评价研究现状

基于微观孔隙结构差异性的致密砂岩储层评价目录一、内容概要 (2)1. 研究背景与意义 (2)1.1 国内外研究现状 (3)1.2 研究目的及价值 (5)2. 研究区概况 (6)2.1 地理位置与自然环境 (7)2.2 地质背景及构造特征 (8)二、致密砂岩储层特征 (9)1. 致密砂岩基本特征 (10)1.1 岩石学特征 (12)1.2 矿物成分及含量 (12)1.3 孔隙类型与结构特点 (14)2. 微观孔隙结构差异性分析 (15)2.1 孔隙大小与分布特征 (16)2.2 孔隙形状与连通性 (18)2.3 孔隙结构对储层物性的影响 (18)三、基于微观孔隙结构的致密砂岩储层评价方法及指标 (20)1. 评价方法概述 (21)1.1 定量评价法 (23)1.2 定性评价法 (24)1.3 综合评价法 (24)2. 评价指标体糸建立 (25)2.1 孔隙度及渗透率指标 (26)2.2 孔喉比及连通性指标 (27)2.3 其他相关指标 (28)四、案例分析 (29)一、内容概要本文档旨在研究基于微观孔隙结构差异性的致密砂岩储层评价方法，以提高对致密砂岩储层的预测和开发效率。

我们将介绍致密砂岩储层的地质背景和特点，分析其在油气勘探中的重要性。

我们将详细阐述微观孔隙结构差异性的概念及其在储层评价中的应用，包括孔隙度分布、孔径分布、孔隙连通性和渗透率等参数的评价方法。

在此基础上，我们将探讨利用微观孔隙结构差异性评价致密砂岩储层的有效性，并通过实例分析验证所提出方法的有效性。

我们将总结本文的主要研究成果，为致密砂岩储层的勘探和开发提供理论依据和技术支持。

1. 研究背景与意义随着石油天然气工业的持续发展，对油气储层的评价变得越来越重要。

致密砂岩储层作为油气储层的重要组成部分，其内部孔隙结构对于油气的聚集与运移具有重要影响。

由于沉积环境、成岩作用以及后期构造运动等多种因素的影响，不同区域的致密砂岩在微观孔隙结构上存在显著的差异性。

低孔低渗致密砂岩储层裂缝研究现状及发展方向裂缝发育是致密砂岩储层天然气获得高产、稳产的关键。

在进行大量文献调研的基础上，对地质、测井、地震和裂缝建模及构造应力场等裂缝识别预测方法进行分析比较，指出未来裂缝研究的发展方向。

标签：裂缝；致密砂岩；识别方法；发展方向多年来的油气勘探实践表明，裂缝性油气藏是我国含油气盆地中一种重要的油气藏类型，其探明地质储量已经超过40×108t，超过目前探明油气资源总量的1/3，此外我国剩余资源量中，约有60%的油气资源量分布与储层裂缝有关。

因此，裂缝性油气藏的勘探开发在中国石油工业中的地位越来越重要。

1 储层裂缝识别方法1.1 地质识别方法地质识别方法是指通过对致密砂岩储层野外露头剖面、岩心或岩石薄片进行裂缝观察，从而对裂缝类型、产状、组系、方向、密度、长度、张开度及充填程度等方面特征进行描述和统计，该方法可以对致密砂岩储层中3种尺度裂缝发育程度进行定量表征。

岩石薄片观察中可以采用聚焦离子束抛光（FIB）技术、场发射扫描电镜、透射电子显微镜（TEM）、纳米CT三维无损扫描成像技术及核磁共振（NMR）等技术对致密砂岩储层的微裂缝及纳米级超微裂缝进行定性观察及定量表征。

岩心观察描述中，应对取芯井段裂缝测井参数进行提取，为后续裂缝测井识别打好基础。

该方法所获取的裂缝参数代表卸载压力条件下的情况，因此开度相对原位应力条件下可能偏大几个量级，只能代表裂缝张开度的相对大小；同时，当地下裂缝规模较大时，取芯观察到的裂缝只能是其部分特征。

1.2 测井识别方法测井资料由于单井纵向分辨率高，因此常用来对裂缝进行识别。

该方法主要包括基于常规测井资料的裂缝识别及基于特殊测井资料的裂缝识别。

对于常规测井而言，裂缝的存在往往能引起地层声波时差增大，密度测井值降低，中子密度测井值增加，电阻率略微发生降低。

基于这些常规测井数据既可以根据经验公式计算裂缝产状、密度、开度、裂缝孔隙度及裂缝渗透率参数；还可以构建如三孔隙度比值、等效模量差比、次生孔隙度指标、双感应幅度差指标、龟裂系数、井径相对异常、胶结指数指标等裂缝敏感参数。

鄂尔多斯盆地黄陵地区长2致密砂岩储层特征运用铸体薄片观察、扫描电镜、常规压汞、高压压汞等方法，对黄陵地区长2致密砂岩储层特征进行了细致的研究。

研究表明，该区域的长2储层以长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩为主，岩屑含量高，填隙物以高岭石含量高为特征；主要发育原生孔，孔吼分选中-差，歪度中-细；储层孔隙度平均值为12.06%，渗透率平均0.57×10-3μm2，沉积环境影响着储层的平面非均质性和物性特征。

标签：黄陵地区；致密砂岩；长2油层；储层特征；孔隙结构引言致密油气藏在我国各大沉积盆地中分布广泛，且储量大，具有很好地开采前景。

致密储层具有岩性致密、低孔低渗、自然产能低等特征[2]。

但是致密储层非均质性强，与常规储层具有很大的差别，且我国的勘探手段较国外相比还存在很大的差距，所以，传统的石油地质理论和方法难以指导致密储层油气勘探[3]。

鄂尔多斯盆地黄陵地区砂岩储层丰富，其中长2油层近年来成为主要目的层位之一，得到很多专家学者的关注。

由于其特有的存在形式和特点，不同层位产量高低不均的特征尤为突出，则对于该层位的地质特征的认识具有重要的研究意义。

1 研究区地质背景鄂尔多斯盆地为一多旋回的克拉通盆地，有六个大的构造演化阶段，在晚三叠世，已发展成为一个平缓大型的内陆湖盆。

盆地延长组发育一套由湖进至湖退的沉积层系，沉积厚度薄，粒度粗，南部主要为河湖三角洲沉积。

长2期，由于盆地强烈的后期抬升剥蚀作用，湖盆的收缩速度加剧，地层仅在湖盆内及南部部分地区有所保留，浅湖局部残存。

整体上表现为湿润气候下朵状三角洲前缘沉积。

研究区位于盆地的东南部（图1），南邻渭北隆起，面积约为5267km2。

2 储层特征2.1 岩石学特征黄陵地区长2储层岩石以长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩为主。

碎屑中石英含量23～73%，平均42.3%，长石含量1～51.5%，平均19.7%，岩屑含量0～43.3%，平均21.7%，即岩石富长石、岩屑，表明成分成熟度相对较低。

摘要本文通过岩心观察、气体孔隙度、渗透率测定，对该区域Jia组岩心进行了物性分析；通过铸体薄片、普通薄片、扫描电镜及X射线衍等手段对储层岩石学特征、孔隙微观特征、粘土矿物微观特征进行了分析；使用压汞手段对储层岩心孔喉结构特征进行了分析。

开展变围压与变内压对照实验、储层敏感性评价实验，针对该区域致密储层的特性，从多个角度对其应力敏致敏机理展开了研究，开展了压汞及应力敏感性对照实验，人工造缝样品与基质样品应力敏对比实验，裂缝充填与不充填、不同充填物进行充填对比实验、不同连通性应力敏对比实验、应力敏多次加载实验以及不同含水饱和度下的应力敏对比实验。

本文最终得出如下结论认识：1.变内压与变围压的实验方法均能一定程度上反映出储层受应力敏损害的情况，但考虑到研究区域储层结构复杂多为低孔渗地层故选择变内压的实验方式更好的模拟实际地层受净应力发生应力敏损害的情况。

2.研究区域平均损害率高于85%，属于强应力敏。

从平面上看，西部中部井区表现出强应力敏，MN井区相对较弱表现出中等偏弱至中等偏强。

三个小层有细微差异，但整体表现仍为强应力敏；纵向上看，除开MN井区J1a1小层到J1a2小层有减弱趋势，其余井区整体表现出强应力敏损害且最大损害率变化不大。

故储层整体上表现强应力敏，且中部井区表现出中等偏强到强不可逆损害率。

3．研究区域内应力敏损害曲线大致分为三种类型：中速应力敏损害，同时伴随着强不可逆损害；快速应力敏损害，同时伴随着弱不可逆损害；中速应力损害，同时伴随着中等不可逆损害。

4．对应力敏损害机理的研究主要在孔喉因素、裂缝因素、多次加载因素、含水饱和度因素等，通过实验结合地质资料发现导致研究区域应力敏强的主要因素是微孔隙发育和微裂缝发育，因此本文主要在孔喉因素与裂缝因素这两方面做双重介质研究损害机理，从而解释了产生三种类型应力敏损害曲线的原因。

5.致密砂岩中裂缝存在时应力敏十分严重，因此，在现场生产开发过程中，应尽量避免采用衰竭式开采，并及时补充地层能量，防止因净应力增大而导致储层渗透性急剧下降而导致开发过程中的减产甚至不出。

鄂尔多斯盆地东部盒8段致密砂岩储层特征——以子洲气田清
涧地区
子洲气田位于鄂尔多斯盆地东部，属于盒8段致密砂岩储层。

该区域研究表明，该地区具有以下储层特征：
首先，孔隙度低，储层致密。

盒8段砂岩的孔隙度一般在1%以下，表现出致密的特点。

因此，相对而言，岩石密度高，岩性坚硬，岩心分流试验的测试结果普遍较低。

其次，渗透性差，非常关注取样技术。

研究地区的岩心渗透率很低，其测得的平均渗透率不到1mD。

此外，岩石流心试验的成果表明，砂体之间的渗透可忽略不计。

第三，复杂的储层物性几乎没有发现。

研究发现，盒8段的储层物性相对单一，不同岩心之间的储层物性差异较小。

封闭空间内沉积环境限制了储层物性在空间上的变化。

第四，角质质地差异软化带的存在。

子洲气田盒8段储层中，发现有角质质地不同的细小砂体，这些砂体很常常形成了软化带。

软化带的出现使得在盒8段储层中开发岩石力学干预是必要的。

综上所述，子洲气田清涧地区的盒8段致密砂岩储层具有孔隙度低、渗透性差、复杂的储层物性几乎没有发现和特殊的软化带，这些特征都为该区域开采带来了一定的难度。

然而，通过相应的洛皮岩作业技术等岩石力学干预的方法，开采效果也不无成功，为该区域天然气的大量开发利用奠定了基础。

致密砂岩储层研究作者：任俊吉孙豪飞来源：《环球市场信息导报》2014年第09期致密砂岩储层与常规砂岩储层相比具有岩性致密、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。

按照我国标准，致密砂岩储层有效渗透率孔隙度r≦10%，且具有较高毛细管压力，束缚水饱和度和孔隙度之间存在负相关关系。

本文将从致密砂岩储层特征、储层成因类型、储层物性影响因素三个方面对致密砂岩储层做一个简要论述。

一、储层特征致密砂岩储层与常规砂岩储层相比具有岩性致密、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：特性常规砂岩储层致密砂岩储层储层岩石组分石英颗粒含量高，长石、岩屑含量低长石、岩屑含量相对较高成岩演化多为中成岩B阶段以前中、晚成岩期孔隙类型原、次生混合孔隙次生孔隙为主孔吼连通性短吼道，连通好席状、弯曲片状吼道，连通差孔隙度% 12～30 3～12覆压基质渗透率 >0.1含水饱和度/% 25～50 45～70岩石密度毛细管压力低较高储层压力一般正常至略低于正常多为高异常地层压力应力敏感性弱强原地采收率/% 75～90 15～50二、成因类型由自生粘土矿物的大量沉淀所形成的致密砂岩储层。

此类致密储层可以是结构成熟度和成分成熟度均比较高的砂岩，也可以是结构成熟度较高而成分成熟度不高的砂岩。

如图所示，岩石类型为石英砂岩，硅质岩碎屑含量比较高，颗粒之间没有任何粘土杂基存在；但是在埋藏过程中由于自生的伊利石堵塞了颗粒喉道，喉道间主要依靠伊利石矿物间的微孔隙连通，这使得岩石的渗透率极低，然而孔隙度的降低却不太明显，主要形成中孔、低渗的致密储层。

胶结物的晶出改变原生孔隙形成的致密砂岩储层。

在砂岩储层埋藏过程中，由于石英和方解石以胶结物的形式存在于碎屑颗粒之间，极大地降低了储层的孔隙度，渗透率也随之降低，形成低孔、低渗的致密储层、在孔隙中可保存形成时间比较早的次生孔隙。

如图所示，岩石类型为岩屑石英砂岩，含有少量的长石，孔隙类型主要有长石早期溶蚀形成的粒内溶孔及高岭石的沉淀形成的晶间微孔隙。

四川盆地致密砂岩气藏勘探现状与资源潜力评价卞从胜;王红军;汪泽成;徐兆辉【摘要】The majority of discovered reserves is central Sichuan Basin, but the economic development to the reserves is difficult because of the high saturation of water in gas reservoirs. Based on comprehensive study on the gas accumulation conditions, the evaluation to gas resource of Xujiahe formation is done, which points that exploration potential regions are Xu 2 and Xu 4 of Jinhua - Pengxi in central Sichuan Basin, and Xu 3 of Jiange in northwest of basin, where the source rock and reservoir as well as fracture are developed well. High-production gas from lots of wells and discovered scale reserves show that these potential regions will become the important new fields in Xujiahe formation, Sichuan Basin.%川中地区是目前须家河组已发现的储量集中区,由于气源的不充分性导致气藏含水饱和度高,规模经济开发难度偏大.在成藏条件综合研究的基础上,评价认为须家河组下一步勘探潜力区主要分布在川中西部的金华—蓬溪地区须二和须四段,以及川西北部的剑阁—柘坝场地区须三段,这些区域气源灶发育,生气强度大,储层保持较好,且构造和裂缝发育,多口高产气井和规模储量的发现表明其成藏潜力巨大,将成为须家河组天然气勘探的重要新领域.【期刊名称】《中国工程科学》【年(卷),期】2012(014)007【总页数】7页(P74-80)【关键词】大型化成藏;源内成藏;资源潜力;致密砂岩气;须家河组;四川盆地【作者】卞从胜;王红军;汪泽成;徐兆辉【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE1;TE31 前言四川盆地上三叠统须家河组是我国致密砂岩气勘探和开发的重点层系。

致密砂岩优质储层测井定量评价方法研究
王月皎
【期刊名称】《石油石化物资采购》
【年(卷),期】2024()9
【摘要】目前,致密砂岩优质储层勘探和开发动用潜力巨大。

主要问题是致密砂岩成藏规律尚未明确,如何寻找致密砂岩的优质储层是当前勘探的关键所在。

所以本次研究要在致密砂岩优质储层分类评价的基础上,探究能够反映优质储层的测井敏感参数,建立测井响应参数模板,形成优质储层的测井定量评价方法,提高储集性的评价精度。

所以本次研究将惠民凹陷沙三中的中央隆起带(包括盘河、临北-田家、商河)作为主要研究区,在多种资料的基础下,以多学科理论为指导,以多种研究方法为手段,按照“沉积类型划分—优质储层识别—测井响应参数模板—测井定量评价”的思路开展研究。

研究结果对寻找未知井的优质储层具有一定的指导作用。

【总页数】3页(P142-144)
【作者】王月皎
【作者单位】胜利油田物探研究院
【正文语种】中文
【中图分类】P61
【相关文献】
1.致密砂岩脆性指数测井评价方法——以鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂岩储集层为例
2.致密砂岩储层覆压物性参数测井解释方法研究——以鄂尔多斯盆地
南部延长组长8致密储层为例3.深层、超深层致密砂岩储层成岩相测井定量评价:以库车坳陷博孜-大北地区为例4.核磁及密度测井耦合的致密砂岩低阻气层饱和度评价方法——以鄂尔多斯盆地临兴神府致密砂岩储层为例
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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。

中国致密砂岩气开发现状与前景展望摘要：致密砂岩气（以下简称致密气）是目前开发规模最大的非常规天然气之一。

1980年，美国联邦能源管理委员会将地层渗透率小于0.1mD的砂岩气藏（不包含裂缝）定义为致密气藏，并以此作为是否给予生产商税收补贴的标准。

根据我国石油天然气行业标准（致密砂岩气地质评价方法，SYT6832—2011），致密气是指覆压基质渗透率小于等于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。

美国是全球致密气工业发展最早、开发利用最成功的国家，其致密气藏具有气层厚度大、丰度高且多含凝析油的特点，气井最终累计产气量高、开发效益较好。

我国致密气也具有巨大的资源潜力和可观的规模储量，主要分布于鄂尔多斯、四川、松辽、吐哈等沉积盆地，其中鄂尔多斯盆地是我国最大的致密气生产基地。

我国致密气藏主体以大面积、连续分布为主，以鄂尔多斯盆地苏里格气田、神木气田、大牛地气田、延安气田等为代表；也存在部分以构造控制为主的致密气藏，以四川盆地上三叠统须家河组气藏、吐哈盆地巴喀气藏为代表。

经过近20年的努力，我国致密气开发取得了巨大成就，建成了我国产量规模最大的气田——苏里格气田，并形成了致密气藏低成本开发技术系列。

关键词：中国致密砂岩气；开发现状；前景展望引言中国目前的天然气开发规模有所扩大，2014年的天然气产量约为400×108立方米，约占中国天然气总产量的32%，逐渐成为中国天然气生产的主要增长点。

中国天然气储量丰富，分布广泛，但由于致密气藏的物理特征、渗透性低、丰度低，以及难产情况下的发展特点，目前经济政策条件下的致密气藏有针对我国发展致密气体面临的问题，在分析致密气体基本特征和开发关键技术的基础上，确定影响我国致密气体发展的关键因素，提出相应对策，促进我国致密气体的大规模发展。

中国天然气的大规模开发对于优化能源结构和确保国家能源安全非常重要。

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。

《致密砂岩气藏动态水锁定量评价新方法》xx年xx月xx日•引言•致密砂岩气藏动态水锁特征•动态水锁定量评价方法•动态水锁定量评价新方法的应用目•结论与展望录01引言致密砂岩气藏是我国非常规天然气资源的主要储集层之一，具有储量大、分布广的特点。

然而，由于其储层物性较差，渗透率低，开发难度大，因此需要研究有效的开发技术和评价方法。

在致密砂岩气藏的开发过程中，动态水锁是影响气井产量的重要因素之一。

动态水锁的发生会导致气井产量下降，甚至会停产，给气藏的开发带来极大的困难。

目前，国内外学者对致密砂岩气藏动态水锁的研究主要集中在实验和理论研究方面，缺乏实际气藏的动态水锁定量评价方法。

因此，开展致密砂岩气藏动态水锁定量评价方法的研究具有重要的现实意义和理论价值。

研究背景与意义目前，针对致密砂岩气藏动态水锁的研究主要包括水锁机理、水锁评价方法和水锁解除方法等方面。

水锁评价方法方面，现有的评价方法主要基于室内实验和理论研究，难以在实际气藏中得到应用。

水锁解除方法方面，现有的解除方法主要包括物理方法和化学方法等，但这些方法在实际应用中存在一定的局限性和风险。

水锁机理方面，国内外学者研究了水锁的形成机制、影响因素和演化过程等。

研究现状与问题本研究旨在建立致密砂岩气藏动态水锁定量评价方法，主要包括建立动态水锁模型、确定模型参数和验证模型精度三个方面。

研究方法本研究采用理论分析、数值模拟和实验研究相结合的方法进行致密砂岩气藏动态水锁定量评价方法的研究。

首先，基于水锁机理建立动态水锁模型；其次，通过数值模拟确定模型参数；最后，通过实验验证模型的精度和实用性。

研究内容研究内容与方法VS02致密砂岩气藏动态水锁特征致密砂岩气藏储层通常具有非均质性，这为动态水锁的形成提供了条件。

当气藏压力低于饱和压力时，水会从气藏中析出并形成水锁。

致密砂岩气藏动态水锁的成因机制致密砂岩气藏在生产和注入过程中会发生温度和压力变化，这些变化会改变储层中水的状态，从而形成动态水锁。