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。
深盆气藏的源岩主要为煤系地层，以海陆过渡相煤系地层为主，有机质丰度高、演化程度高。
然而，常规致密砂岩气藏主要特征还是储层致密，有正常的气水关系，气藏受构造控制，与常规气藏特点相当。
4.成藏条件致密砂岩气藏聚集成藏的三个有利条件为：（1）大范围、供气充足、供气速率高的烃源岩；（2）大面积发育的低孔、低渗连片啥演出集体；（3）气源、储集层、封闭体与构造条件有利匹配。
对于深盆气藏其成藏条件比较特殊，要求比较严格。
深盆气藏的成藏条件主要为：(1) 气源条件要求源岩有机质含量高、干酪根类型以Ⅲ型为主、演化程度高、分布面积大、厚度大等,而且更关键的是生、排气高峰出现的地质时代较晚且持续时间较长,乃至现今仍有较强的生气能力,这是深盆气藏动态圈闭具有一定规模并能保存至今的最重要的物质保证，一般气源岩为煤系地层。
（2）储层条件深盆气藏储层构造稳定，地层倾角较小，并且最重要的是，气源岩与储层紧密接触，源、储互层有利于深盆气藏聚集成藏。
（3）盖层条件应具有良好的顶、底封盖，顶部封盖可以不是常规意义上的盖层，亦可为水封盖——储层中气水界面处的力平衡界面(气体热膨胀力+气体浮力=毛细管力+静水压力)。
（4）运移条件深盆气藏一般为近源运移，运移距离短，压实作用和气体生烃膨胀力则成为其运移的主要动力,致密砂体内的天然气运移的动力来自于气体本身的膨胀力,即天然气充注的强度,;而气水之间的毛细管压力和天然气藏上覆的地层水柱压力构成了天然气运移的主要阻力。
常规天然气藏气水的排驱过程服从置换式原理，天然气的赋存空间与气源岩相隔一定的运移距离且富集于孔渗性较好的储集层中；但对于深盆气藏水的排驱过程服从活塞式原理。
（5）圈闭条件深盆气藏圈闭类型主要为生烃补给与散失平衡的动态圈闭,动态性特征较强,在深盆气藏圈闭的内部通常发育一些相对高孔渗的砂体(甜点)形成一些圈闭类型,一般以岩性圈闭、成岩圈闭、裂缝圈闭为主。
（6）保存条件由于天然气的扩散作用影响，起源的供气量大于等于天然气的散失量，有利于天然气的保存，并且构造稳定，没有断层裂缝影响。
5.成藏机理常规致密砂岩气藏是烃源岩排烃高峰期时储层为常规储层，储层孔隙较大，其成藏机理同常规气藏，即天然气由扩散作用从源岩层运移到储集层，在储集层中通过裂缝、断层等优势运移通道在构造、岩性等圈闭中聚集成藏。
由于重力分异作用形成上气下水的形态。
之后由于成岩作用和构造挤压等使储层致密化，形成致密砂岩气藏。
深盆气藏形成于储层致密化之后，有机质排烃时储层已经非常致密了。
深盆气藏成藏机理国内外有不同的观点，随着研究的深入Gies的“气驱水”得到较多的认同，在气驱水的过程中浮力几乎不起作用，气体从源岩不断充注形成较大的气体膨胀力，当膨胀力大于毛细管力和静水压力时，气体驱动水向地层上倾方向运动，当达到物性较好的部位时，由于孔喉变大，浮力成为主导因素，气体穿过界面而逸散，气藏达到最大规模，形成了气水倒置的气藏。
力平衡方程（P e=P w+P c）决定着深盆气圈闭的分布范围，物质平衡方程控制着圈闭内的实际含气范围。
复合型致密砂岩气藏它是由多种致密气藏组合而成或者致密砂岩气藏由于构造作用的剖坏而形成的一种其他气藏，其形成机理就比较复杂。
对于成藏机理的分析主要侧重于有机质生排烃史与储层致密演化史的匹配关系研究。
成藏演化史研究要靠埋藏史、流体包裹体等研究方法；而储层的演化史要通过对储层岩石特征、成岩作用、成岩序列、研究得出储层致密化的成因机理以及储层致密化的时间。
6.成藏模式对于致密砂岩气藏的特点、成藏条件、成藏机理等分析可得出致密砂岩气藏的成藏模式。
根据“先成型”深盆气藏发育的构造背景及形态,可将其分为3种成藏模式:1)凹陷中心对称分布成藏模式;2)前陆侧缘斜坡分布成藏模式;3)构造斜坡分布成藏模式。
划分三个成藏演化阶段1）深盆气孕育阶段，此阶段储层发生致密化；2）深盆气形成阶段，源岩开始大规模排烃，盆地为异常高的地温和压力；3）深盆气萎缩阶段，天然气充注结束，盆气为异常低压和低地温。
将“后成型”致密气藏成藏模式概括为“早常规—晚改造”复式成藏模式，也分三个阶段，1)原生常规储层天然气聚集阶段；2)储层致密化改造阶；3)复式成藏阶段。
7.致密砂岩气藏的分布致密砂岩气藏在很多国家都已发现，致密砂岩气藏几乎在世界范围内各个产气盆地的低渗透含气层中都存在，全国第二轮天然气资源评价结果表明,我国陆上天然气资源为30.23×1012m3,其中致密砂岩气资源量占我国天然气资源量的40%左右(约12×1012m3)。
致密砂岩气藏主要集中在北美、欧洲和亚太地区。
国外所开发的大型致密砂岩气藏主要以深盆气藏为主，主要集中分布在加拿大西部和美国中西部。
加拿大主要为阿尔伯达盆地的致密砂岩气藏，美国的致密砂岩气藏分布在大绿河盆地、丹佛盆地、尤因塔盆地、皮申斯盆地、拉顿盆地和粉河盆地，其中圣·胡安盆地、怀俄明州的红色沙漠盆地、大绿河盆为美国典型的发育深盆气藏盆地。
中国致密砂岩气藏主要分布在中西部盆地，目前已发现的深部致密油气藏主要分布在西部的吐哈盆地、中部的鄂尔多斯盆地和四川盆地以及东部的松辽盆地。
致密砂岩气藏分布受很多因素控制，不同类型的致密砂岩气藏控制要素有所不同。
对于常规致密砂岩气藏，主要受烃源灶（S）、古隆起（M）、有利沉积相带（D）、区域性盖层（C）四大因素控制，这些要素的合理组合可以预测气藏发育的位置,T-CDMS为常规致密砂岩气藏的分布模式，如库车凹陷迪娜2气藏。
对于深盆气藏其形成和分布主要受气源岩（S）、有利的沉积相带（D）、力平衡边界（L）、构造平稳带（P）四大因素控制，T-PLDS为深盆气藏的分布模式，如库车凹陷依南2气藏。
复合型致密砂岩气藏，综合上述两种气藏，其形成受烃源灶、古隆起、有利沉积相带、区域盖层、力平衡边界、构造稳定带因素控制，如库车凹陷大北1及周边气藏。
深盆气藏成藏机理研究——均匀致密储层条件下天然气运聚分析的条件假设在均匀致密的储层条件下，从储层底部注人的天然气将推动上覆地层水进行整体运动，气水排驱过程服从活塞式运动原理。
典型的气水活塞运动，即在细小、均匀等径的单根注水玻璃管或饱含水的亲水性毛细管中，当气体由底部注人其中时，气水界面上较大的表面张力将气体和水分割为两个独立存在的系统，气水之间的势能差无法通过由下向上的垂向传导作用而得到平衡，即气体与水之间无法进行垂向上的位置交换而形成活塞式(图2右)的气水推进过程。
为避免考虑天然气在推进过程中的压缩作用，选择理论上不可压缩的原油进行讨论。
在活塞式运移模式下，原油不断向上的推进过程需要克服毛细管压力、上覆水压力以及原油自身重力，从单位面积考察，则原油运动的平衡过程满足下式(张金川，1999，2001):(2)在等温等压条件下以气代油分析(在气水排驱过程中，天然气的压缩作用可以在其生排烃过程中予以考虑)，则在气水两种介质条件下可以对其排驱过程作出完全意义上的活塞式模型假设。
在典型的活塞式气水排驱模型中，对天然气的受力作用分析不需要考虑浮力，主要原因是此时的地层水为不连续相，气水之间无法进行能量传递。
2.3典型深盆气成藏条件下的力学平衡作用在典型的深盆气成藏条件下，天然气与地层水之间的排驱过程表现为完全意义上的活塞式特点，主要由生烃作用产生的天然气体积膨胀力导致深盆气的聚集规模不断扩大，从而使倒置的气水界面逐渐向上移动。
当天然气柱为连续时，天然气在致密储层中的运移和聚集成藏过程需要克服气水界面处的储层毛细管压力、气水界面上覆的地层水柱压力以及天然气自身的重力影响，参照活塞式油水运动平衡方程，可得典型深盆气成藏时的动力平衡方程(张金川，1999，2001):首先在深盆气藏顶部内界面任取一点分析，则成藏动力平衡方程服从下式:(3)需要说明的是，由于致密储层中的气水排区速度非常缓慢，天然气运移时的摩擦阻力可以忽略为零而不予考虑。
如果将深盆气藏作为一个整体进行考察，则有下式(张金川，1999，2001):(4)式(4)中，pg为源岩生排气所造成的注气压力，它在数值上大于等于深盆气藏内底面上的流体(天然气)压力，由于地质作用过程的长期缓慢性，可以近似认为两者在数值上相等;pg为地层水密度;hg为天然气的存在高度。
