致密砂岩气 储量标准

致密砂岩气藏储层成岩作用及其演化1致密砂岩气藏的概念致密含气砂岩的概念最早出现于美国。

美国早在年在天然气政策法案规定,砂岩储层对天然气的渗透率等于或小于0.1×10-3μm2时的气藏才可以被定义为致密砂岩气藏。

美国联邦能源委员会也把致密含气砂岩定义为空气渗透率小于0.1×10-3μm2的砂岩[1]。

Spencer[2]根据储层孔隙度的大小将致密储层划分为高孔隙度致密储层和低孔隙度致密储层。

高孔隙度致密砂岩储层指岩性为粉砂岩和细砂岩、粉砂岩中孔隙度变化范围为10%~30%，细砂岩隙度为25%~40%，但是渗透率都小于0.1×10-3μm2;低孔隙度致密砂岩储层指孔隙度范围在3%~12%之间，渗透率一般都小于0.1×10-3μm2Stephen A. Holditch[3]认为致密含气砂岩是一种不经过大型改造措施(水力压裂)或者是不采用水平井、多分支井，就不能产出工业性气流的砂岩储层。

因此就不存在典型的致密含气砂岩。

致密含气砂岩埋藏可以很深，也可以很浅;可以是高压，也可以是低压;可以是低温，也可以是高温;可以是单层，也可以是多层;可以是均质的，也可以是非均质的。

关德师等[4]认为致密砂岩气是指孔隙度低(<12% )、渗透率比较低(0.1×10-3μm2),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。

李道品[5]根据油层平均渗透率把低渗透油田分为一般低渗透油田、特低渗透油田和超低渗透油田等三类，它们对应油层平均渗透率分别为50×10-3 ~10.1×10-3μm2, 10×10-3μm2~1.1×10-3μm2;和1.0×10-3~0.1×10-3μm2。

王允诚等[6]根据储层物性将低渗透性储层的孔隙度划分为8%~15%、渗透率为10×10-3~0.1×10-3μm2，致密储层的孔隙度为2%~8%、渗透率为0.1×10-3~0.001×10-3μm2。

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。

《低渗-特低渗砂岩油(气)控制储量估算细则》编制说明陕西延长石油集团有限责任公司研究院2018年5月30日目录一、工作简况 (1)二、标准编制原则和确定标准主要内容 (3)三、试验验证 (4)四、知识产权说明 (4)五、采标情况 (5)六、重大意见分歧的处理 (5)七、标准性质的建议说明 (5)八、其他应予说明的事项 (5)一、工作简况《致密油气控制储量计算细则》（SDBXM 123—2017）为2017年第一批陕西省地方标准项目，由陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院（以下简称集团研究院）申请，陕西省能源局批准。

本标准由集团研究院独立编制。

鄂尔多斯盆地尤其是陕西省境内已发现的油（气）区，储油（气）层主要为砂岩，物性分析统计主要为低渗-特低渗，考虑到目前国内对“致密”砂岩定义及确定标准认识不尽统一，为使编制的标准名称与标准内容更具准确性，参考了一些行业内专家的合理建议，将原标准名称修改为《低渗-特低渗砂岩油（气）控制储量估算细则》更为贴切。

《石油天然气储量计算规范》主要是针对常规油（气）探明储量的估算，对于控制储量的估算尤其是参数选取方面涉及内容少，控制储量实际估算中操作性不强甚至难以运用，对鄂尔多斯盆地陕西省境内低渗-特低渗油（气）控制储量的估算可操作性难度更大。

本标准控制储量估算中主要储量参数是以我国《石油天然气储量计算规范》原则精神为基础，结合多年来鄂尔多斯盆地研究和取值实际成果和认识，以及考虑我国类似地质条件下的控制储量参数研究及取值成果，较为细致地规定了各储量参数尤其是关键的储量参数（如含油气面积、有效厚度等）的研究方法和取值的要求。

本标准的编制和实施，极大丰富和发展了控制储量的估算和评价工作，具有很好的可操作性和实用性，将会满足油田企业技术人员、管理人员高效可靠地开展控制储量估算研究、控制储量升级及企业管理的迫切需要。

本标准中将以往的控制储量“计算”这一说法统一修改为“估算”，主要原因是按国内行业要求而为，推行专业化术语所需。

致密砂岩气层测井解释方法综述章雄,潘和平,骆淼,李清松,赵卫平(中国地质大学地球物理与空间信息学院,武汉430074) 2005致密砂岩气层是指地下含有天然气的,其孔隙度低(一般小于10 %) , 含水饱和度高(大于40 %) 而渗透率(小于0. 1 ×10 - 3 μm2 ) 勉强能使天然气渗流的砂岩层。

由于这类砂岩层往往处于深处或盆地的深部,所以又常称为深层致密砂岩气层。

美国能源部根据渗透率进一步把致密砂岩气藏划分为:一般性气藏(渗透率大于1 ×10 - 3μm2 )；近致密气藏(渗透率在0.1～1×10-3μm2)；标准致密气藏(渗透率大于0. 05～0. 1 ×10 - 3μm2 ) ;极致密气藏(渗透率大于0. 001～0. 05×10 - 3μm2 ) ;超致密气藏(渗透率大于0.0001～0.001×10- 3μm2)。

加拿大的阿尔伯达盆地(又叫西加盆地),美国落基山地区,中国的鄂尔多斯盆地等地区都蕴藏着丰富的天然气资源,同时又都是典型的致密砂岩气田。

虽然致密含气砂岩层在世界上很多含油气盆地都有分布,但目前对这种资源进行卓有成效的加以开发利用的,主要局限于美国、加拿为数不多的几个国家。

气层的直接识别是测井地质专家们常用的气层识别方法,由于该方法快速、直观、简单易行而受到广泛应用。

常用的直接识别方法包括:曲线重叠法和交会图法等。

211 曲线重叠法三孔隙度曲线重叠法(即:中子孔隙度—密度孔隙度法、中子孔隙度—声波孔隙度法) 是气层直接识别方法中最为常用的方法。

中子孔隙度—密度孔隙度法(即:核测井孔隙度差异法) 最早是谭廷栋教授提出的一种适合于深层致密砂岩天然气勘探的有效方法。

深层天然气由于埋藏深,储层孔隙度小,核测井(中子和密度测井) 读数的分辨率较低。

采用传统的核测井读数差异难以发现深层天然气。

核测井孔隙度差异法是将核测井读数转换成核测井孔隙度,在气层由于天然气的存在使得中子孔隙度减小,密度测井孔隙度增大,两者重叠出现负异常。

致密砂岩气层测井解释方法综述章雄,潘和平,骆淼,李清松,赵卫平(中国地质大学地球物理与空间信息学院,武汉430074) 2005致密砂岩气层是指地下含有天然气的,其孔隙度低(一般小于10 %) , 含水饱和度高(大于40 %) 而渗透率(小于0. 1 ×10 - 3 μm2 ) 勉强能使天然气渗流的砂岩层。

由于这类砂岩层往往处于深处或盆地的深部,所以又常称为深层致密砂岩气层。

美国能源部根据渗透率进一步把致密砂岩气藏划分为:一般性气藏(渗透率大于1 ×10 - 3μm2 )；近致密气藏(渗透率在0.1～1×10-3μm2)；标准致密气藏(渗透率大于0. 05～0. 1 ×10 - 3μm2 ) ;极致密气藏(渗透率大于0. 001～0. 05×10 - 3μm2 ) ;超致密气藏(渗透率大于0.0001～0.001×10- 3μm2)。

加拿大的阿尔伯达盆地(又叫西加盆地),美国落基山地区,中国的鄂尔多斯盆地等地区都蕴藏着丰富的天然气资源,同时又都是典型的致密砂岩气田。

虽然致密含气砂岩层在世界上很多含油气盆地都有分布,但目前对这种资源进行卓有成效的加以开发利用的,主要局限于美国、加拿为数不多的几个国家。

气层的直接识别是测井地质专家们常用的气层识别方法,由于该方法快速、直观、简单易行而受到广泛应用。

常用的直接识别方法包括:曲线重叠法和交会图法等。

211 曲线重叠法三孔隙度曲线重叠法(即:中子孔隙度—密度孔隙度法、中子孔隙度—声波孔隙度法) 是气层直接识别方法中最为常用的方法。

中子孔隙度—密度孔隙度法(即:核测井孔隙度差异法) 最早是谭廷栋教授提出的一种适合于深层致密砂岩天然气勘探的有效方法。

深层天然气由于埋藏深,储层孔隙度小,核测井(中子和密度测井) 读数的分辨率较低。

采用传统的核测井读数差异难以发现深层天然气。

核测井孔隙度差异法是将核测井读数转换成核测井孔隙度,在气层由于天然气的存在使得中子。

90经济可采储量是指在现有井网、工艺技术条件下，能从油气藏获得的最大经济产油气量，是编制油气田开发方案，科学部署油气生产并进行综合调整的重要依据。

如何较为准确的计算经济可采储量，是众多储量计算与评估工作者需要深入研究的问题。

本文理论联系实例，对致密砂岩气藏经济可采储量的计算进行了探究。

一、经济可采储量计算方法1.经济极限法是指首先计算可以收回直接操作成本所需最低产量，然后根据产量预测，外推至经济极限产量点时的累计产量，即为经济可采储量。

经济极限法所需参数少、计算方法简单，便于操作，适用于用动态法标定技术可采储量的油田。

2.现金流量法是国际上通用的评价项目可行性分析方法，是西方经济学中评价投资项目最为科学、全面和直观的方法。

该方法的核心是资金的时间价值。

它根据投入-产出平衡原理，把评价对象的经济要素划分为效益（现金流入）和费用（现金流出）两大类，依据当前价格、产量、投资、成本对未来进行预测，编制现金流量表，以当年现金流入等于现金流出时进行截断，对应的累计产气量就是剩余经济可采储量，累计求得的净现值则是储量的价值。

现金流量法适用所有油气田计算经济可采储量，计算结果准确程度相对较高。

本文以现金流量法进行致密砂岩气藏的经济可采储量计算。

二、经济可采储量评估参数的确定运用现金流法的关键在于：尽可能精确地确定项目寿命期内各年的现金流入、流出情况。

其中主要是各年的投资、成本费用和销售收入情况。

1.建设总投资建设总投资包括勘探工程投资和开发工程投资。

勘探工程投资可分为资本化部分和未资本化部分。

资本化部分指探井转为开发井的投资；未资本化部分指未转资探井、物化探等费用。

储量评估时，勘探投资根据含油面积内的井数和部分设施、装备投资计算，对10年前已发生的投资费用可作沉没处理。

开发工程投资包含开发井工程投资（即钻采投资）和地面工程投资两部分。

开发工程投资根据开发概念设计进行测算，已发生开发投资按账面净值计入；新增开发投资根据方案及工程清单计价模式进行测算。

本科生实验报告实验课程学院名称专业名称学生姓名学生学号指导教师实验地点实验成绩二〇年月二〇年月致密砂岩气藏概述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。

国家储量委员会颁布的碎屑岩和非碎屑岩储层物性分级标准中将孔隙度10％～15％，渗透率5×10-3µm2～50×10-3µm2的储层定为低孔低渗储层，而将孔隙度小于10％，渗透率小于5×10-3µm2的储层定为特低孔特低渗储层。