非常規(guī)油氣資源

1、 本科生實驗報告實驗課程學院名稱專業(yè)名稱學生姓名學生學號指導教師實驗地點實驗成績二O年月二O年月致密砂巖氣藏概述1致密砂巖油氣藏簡介致密砂巖油氣藏的概念致密砂巖油氣藏就是所謂的碎屑巖中的低滲透油氣藏，它是一個相對的概念，世界上并沒有統(tǒng)一的劃分標準和界限，因不同國家、不同時期的資源狀況和技術(shù)經(jīng)濟條件而劃定。前蘇聯(lián)將儲層滲透率小于(50100)X10沖m2的油藏作為低滲透油氣藏，美國A.I.Leverson認為低滲透油藏儲層的上限為10X10-3pm2oBerg(1988)認為低滲透油藏儲層的上限為1X10沖m210X10-3pm2。我國唐曾熊(1994)在其油氣藏分類及描述中建議以一個數(shù)量級作為

2、劃分各類滲透率的范圍，低滲透油氣藏儲層的滲透率為(10100)X10沖m2；羅蟄潭、王允誠(1986)將油層分為4類，把滲透率小于10X10-3pm2的稱為特低滲透油藏，把滲透率小于100X10叩m2的稱為低滲透油藏。我國各油田對低滲透油氣藏的定義也不一致：中原油田把儲層滲透率在1X10-3pm210X10沖m2的油藏定為“低滲透”，將儲層滲透率小于1X10-3pm2的油藏定為“致密”長慶油田認為“低滲透油氣藏”是指滲透率很低(如1X10叩m210X10-3pm2)的油、氣層所構(gòu)成的油氣藏。國家儲量委員會頒布的碎屑巖和非碎屑巖儲層物性分級標準中將孔隙度1015，滲透率5X10-3pm250X1

3、0叩m2的儲層定為低孔低滲儲層，而將孔隙度小于10%,滲透率小于5X10-3pm2的儲層定為特低孔特低滲儲層。對于低滲透油氣藏的研究，致密砂巖氣藏更受到國外學者的關(guān)注，相繼提出諸多低滲低孔條件下的致密砂巖氣藏的新概念，例如深盆氣藏(deepbasingas)(Masters,1979)、盆地中心氣藏(basin-centeredgasaccumulations)和連續(xù)氣藏(continuousgasaccumulation)(Schmoker,1996)等。深盆氣藏的概念最早由在美國新墨西哥州和科羅拉多州的SanJuan盆地和加拿大Alberta盆地深部天然氣藏的研究基礎上提出的，他認為深盆氣

4、藏系指在特殊地質(zhì)條件下形成的，具有特殊圈閉機理和分布規(guī)律的非常規(guī)天然氣藏。深盆氣藏主要集中分布在盆地中心或盆地構(gòu)造的深部位，故稱之為深盆氣藏。圖1加拿大阿爾伯達盆地深盆氣藏剖面示意圖(據(jù)許化政等，1996)其后，Masters(1983)討論了加拿大Alberta盆地Elmworth油田深盆氣藏的地質(zhì)特征，指出深盆氣藏的主要地質(zhì)特征為儲層致密，氣藏內(nèi)氣水倒置，負壓異常以及源一藏伴生等。Dyman等(1997)將深盆氣定義為埋藏深度大于15000英尺(4572m)的氣體聚集。該定義實際上是一個經(jīng)濟上的定義，并沒有考慮地質(zhì)過程。Law(2002)認為何時出現(xiàn)盆地中心氣藏(basin-centere

5、dgasaccumulations縮寫為BCGAs)的概念不太清楚，但是Rose等(1986)在研究Raton盆地Trinidad砂巖天然氣聚集時提到這個概念。然而，很可能工業(yè)部門在文獻發(fā)表之前，使用了盆地中心氣藏這個概念。Law(2002)將盆地中心氣藏(basin-centeredgasaccumulations縮寫為BCGAs)定義為區(qū)域上廣泛分布的充滿天然氣的氣藏。該氣藏為飽含氣，具異常壓力(高壓或低壓)，通常沒有下傾的水界面，并且為低滲透的儲層。連續(xù)氣藏(continuousgasaccumulation)的概念由Schmoker(1996)提出，它反映了氣藏的大面積連續(xù)分布。Law

6、(2002)認為在許多情況下，致密砂巖氣藏是一個很好的概念，但是在一些情況下比較含糊，而且它可能包括常規(guī)圈閉的、浮力作用聚集的天然氣藏。Masters(1979)的深盆氣定義在應用上出現(xiàn)了一些問題，因為并不是所有的儲存在致密儲層中的氣藏都埋藏在很大的深度。例如，SanJuan盆地中致密儲層中的氣藏埋藏深度為914m的淺層。此外，致密儲層中的氣藏都飽含氣，不存在倒置的氣水界面。連續(xù)氣藏雖然可以準確地描述致密儲層中大面積充滿天然氣的特征，但是太廣泛，包括了煤層甲烷和泥巖天然氣藏，因此他建議在目前沒有其它更好的定義的情況下，采用盆地中心氣藏(basin-centeredgasaccumulation

7、s縮寫為BCGAs)來描述賦存于低孔隙度和低滲透率的砂巖中的天然氣藏。但是我們認為，相對來說，致密砂巖氣藏這個概念更能反映低孔隙度和低滲透率砂巖中的天然氣藏的特征，因此我們主張采用致密砂巖氣藏這個概念，并且深盆氣為致密砂巖氣的一種特殊類型。總體來說，致密砂巖氣藏是指賦存于低孔隙度和低滲透率砂巖中的低滲透天然氣藏，屬于非常規(guī)油氣藏。盡管在致密砂巖氣藏的概念上存在不一致認識，但有一點是值得肯定的，即致密砂巖氣藏的氣層在增產(chǎn)措施以前很難依靠油井的自然產(chǎn)能來獲得經(jīng)濟有效的工業(yè)價值。致密砂巖油氣藏儲層的分類及評價目前致密氣藏的分類是和致密油藏放在一起的，以儲集層特征為分類評價標準，目的在于綜合認識油氣層

8、內(nèi)部結(jié)構(gòu)特征，為合理開發(fā)和提高最終采收率提供科學依據(jù)，也為儲量的計算提供標準。在致密砂巖油氣藏研究中，因為不同盆地不同深度致密砂巖油氣藏開采現(xiàn)狀、分布規(guī)律、地質(zhì)產(chǎn)狀和形成機制等的不同，在致密砂巖油氣藏分類中，分類評價的標準也不一樣。1.2.1根據(jù)油氣層物性和生產(chǎn)特征分類李道品(1997)根據(jù)實際生產(chǎn)特征，按照油氣層的平均滲透率，進一步把低滲透油氣藏分為三類：第一類為一般低滲透油氣藏，油氣層的平均滲透率為(10.150)X10-3pm2。這類油氣藏的油氣層接近正常油氣層，油井能夠達到工業(yè)油流標準，但產(chǎn)量太低，需采取壓裂措施提高生產(chǎn)能力，才能取得較好的開發(fā)效果和經(jīng)濟效益。第二類為特低滲透油氣藏，油

9、氣層平均滲透率為（1.110.0）X10-3pm2。這類油氣藏的儲層與正常油氣層差別比較明顯，一般束縛水飽和度增高，測井電阻率降低，正常測試達不到工業(yè)油流標準，必須采取較大型的壓裂改造和其他相應措施，才能有效地投入工業(yè)開發(fā)，例如長慶安塞油田、大慶榆樹林油田、吉林新民油田等。第三類為超低滲透率油氣藏，其儲層的平均滲透率為（0.11.0）X10-3pm2。這類油氣藏的儲層非常致密，束縛水飽和度很高，基本沒有自然產(chǎn)能，一般不具備工業(yè)開發(fā)價值。但是如果其他方面條件有利，如油氣層較厚，埋藏較淺，原油性質(zhì)比較好等，同時采取既能提高油井產(chǎn)量，又能減小投資、降低成本的有力措施，也可以進行工業(yè)開發(fā)，并取得一定的

10、經(jīng)濟效益，如鄂爾多斯盆地的川口油田。中國石油天然氣總公司以滲透率為基本標準，根據(jù)李道品等人的研究成果（1997）,將低滲透油氣藏儲層分為I類一般低滲透層、II類特低滲透儲層、III類超低滲儲層、IV類致密儲層、V類非常致密和超致密層、VI類裂縫一孔隙層，共六類，這一分類方案符合中國低滲透油田的實際狀況。在綜合評價中，主要選擇以下幾方面的參數(shù)：儲層的微觀結(jié)構(gòu)參數(shù)，以反映流動半徑，描述孔隙幾何結(jié)構(gòu)、退汞效率、孔喉比，以及與采收率有關(guān)的參數(shù)為主要選擇對象，以簡化分類中的參數(shù)；驅(qū)動壓差和排驅(qū)壓力，是量度儲集層有效流動特征的最低壓力，特別是和采收率有關(guān)的驅(qū)動壓力。不同結(jié)構(gòu)的油氣層雖有相同的采收率，但驅(qū)動

11、壓力不同；儲集層的比表面積，它是油氣層孔隙度和滲透率的函數(shù)，能全面反映儲集層的性質(zhì)，比表面積小，儲集性好；比表面積大，儲集性差；相對分選系數(shù)，變異系數(shù)，是同質(zhì)異名參數(shù)。它和標準差、分選系數(shù)都是表示孔喉分選的。按前述原則和選擇的參數(shù)，各類低滲透儲集層主要有以下特征：中低滲透層：嚴格講，此類油氣層不屬于低滲透層范圍，但為了對比起見，在此加以簡要描述。這類油氣層的滲透率值在（10050）X10叩m2,油氣層性質(zhì)弱親水一親水，與中高滲透油氣層相比，各項微觀特征參數(shù)差異很大，中高滲透層和中低滲透層的分界性很強，不論這個界限是否合理，但宏觀特征和微觀特征均是清楚的。況且又引進了驅(qū)動壓力、比表面積，使分界參

12、數(shù)和特征就更為明顯和可靠，也更符合油氣層的流動特征。I類：一般低滲透層：此類油氣層的滲透率在（5010）X10叩m2。該類儲層的特點是主流半徑較小，孔喉配位低，屬中孔，中細喉組合的油氣層。驅(qū)動壓力低，流動能力較差，開采較為容易。退汞效率中，均質(zhì)系數(shù)很差，驅(qū)油效率較高。中低滲和一般低滲層，是以K=50X10叩m2做為分界的。當油氣層的滲透率低于40X10-3pm2時，無論是無水米收率和最終米收率，都是隨滲透率的降低而降低，引起不同變化的滲透率約為（2040）X10-3pm2，這就劃出了一般低滲油氣層的范圍值。這個值和確定的分界是接近的。油田更多的實驗資料證明，只有滲透率低于10X10-3pm2時

13、，水驅(qū)油效率才隨滲透率的降低而降低。n類：特低滲透層：此類油氣層的滲透率值在（101.0）X10-3pm2，油氣層性質(zhì)中-弱親水性。該類特點是平均主流半徑小，孔隙幾何較前者為差，相對分選系數(shù)好，孔喉配位低，屬于中孔微喉，細喉組合的油氣層。驅(qū)動壓力大（310MPa）,難度指數(shù)大，流動能力差，比表面積大，儲滲參數(shù)低，不易開米。微孔占1/3，退汞效率低，孔喉屏蔽作用強，孔隙滯留多，水驅(qū)效率中等，石油米收率在50%左右。關(guān)于一般低滲透層和特低滲層的分界是以K=10X10-3pm2做為分界的。這個界限是和國內(nèi)各家的分界一致。m類：超低滲透層：此類油氣層的滲透率值（1.00.1）X10-3pm2，油氣層性

14、質(zhì)屬親水。該類儲層特點是平均主流吼道半徑?。?.11pm）,孔隙幾何差，相對分選系數(shù)好，孔喉配位少，屬小孔細微喉組合。驅(qū)動壓力大，排驅(qū)壓力高（2.272MPa）,流動能力差，開采難度大，比表面積大，吸附滯留多，水驅(qū)油效率低。其分類參數(shù)雖然具明顯性，但能否成為工業(yè)油氣層，實例較少，只有火燒山油田平二段油氣層，平均滲透率為0.523X10-3pm2（32塊樣品），其他油氣層的平均滲透率均大于1X10-3pm2。新疆小拐油田油氣藏是這類油氣層的實例，夏子街油氣層，平均滲透率為0.247X10-3pm2（387塊樣品）；夏一段滲透率為0.25X10-3pm2；夏二段滲透率為0.16X10-3pm2，油

15、氣層最大汞飽和度46.0%。W類：致密層（非有效厚度層）：此類油氣層的滲透率值（0.100.01）X10-3pm2,排驅(qū)壓力大（5.5546MPa），平均中值壓力高（12.0968MPa），油氣進入儲集層要克服很大的毛細管阻力，平均中值半徑為0.0620pm。油氣層表面性質(zhì)屬親水，水驅(qū)油效率低。關(guān)于超低滲透油氣層和致密層，是以K=0.1X10-3pm2做為分界指標的。這個分界的特征參數(shù)均較其他分界參數(shù)更為突出，差異更為明顯。國內(nèi)文獻報道的最小含油喉道半徑為0.018pm（歡26井，S3下杜11,曲志浩，1986）。所以油氣可以進入這些儲集層的孔隙系統(tǒng)，但增加了采出難度，加上低滲透油氣層伴有裂縫

16、，使采油工藝更復雜，石油采收率較低，只有36.52%。V類：非常致密層和超致密層：此類油氣層的滲透率值（0.010.001）X10叩m2和（0.0010.0001）X10-3pm2，平均排驅(qū)壓力大于6MPa，它的顯著特點是中值壓力高，汞飽和度低，驅(qū)動壓力大，如高參1井沙三51油氣層組中的某些油氣層，汞飽和度只有30%，驅(qū)動壓力大于28MPa，是非常差的儲集層，可作為氣的儲層或非常差的油氣層。VI類：裂隙-孔隙層：其特點是測試樣品上肉眼看不出微裂縫，巖性非常致密。具裂隙的巖心，水驅(qū)油效率低。毛細管壓力曲線上出現(xiàn)一個或多個臺階式的曲線段，這些曲線段平坦部分平行橫坐標軸。排驅(qū)壓力低于同類巖性的樣品。

17、孔隙度低，滲透率范圍變化大。此類油氣層在高尚堡高參1井沙三5油氣層、彩南油田J2X油氣層、小拐油田夏子街油氣層中發(fā)育。按照油氣藏的油氣層物性和生產(chǎn)特征的分類，除了以滲透率為標準外，還有其他多種分類方法，如按照流度（K/p）分類法，流動系數(shù)（Kh/p）分類法，也有把孔隙度也考慮進去的（Kh/p）分類法等。根據(jù)地質(zhì)成因分類有些學者是從致密砂巖油氣藏的地質(zhì)成因出發(fā)，對其形成過程進行系統(tǒng)研究，根據(jù)低滲透砂巖儲層的成因類型進行分類。從儲層的成因演化上看，低滲透儲層的形成與沉積作用，成巖作用和構(gòu)造作用密切相關(guān)。根據(jù)上述不同地質(zhì)因素在低滲透儲層形成過程中控制作用的大小，可將低滲透砂巖儲層分為原生低滲透儲層，

18、次生低滲透儲層和裂縫性低滲透儲層三類。第一類原生低滲透儲層（沉積型低滲透儲層）這類儲層主要受沉積作用控制。形成低滲透儲層的原因在于沉積物粒度細、泥質(zhì)含量高，和（或）分選差。以沉積作用形成的原生孔為主，成巖作用產(chǎn)生的次生孔所占比例很少。儲層一般埋藏較淺。大多未經(jīng)受過強烈的成巖作用，巖石脆性較低，裂縫相對不發(fā)育。我國陸相沉積盆地原生低滲透儲層多分布于沖積扇與三角洲前緣相。如老君廟油田M層低滲透砂巖儲層為一套棕紅色沖積扇塊狀砂體沉積，形成低滲透儲層的原因為泥質(zhì)含量高、分選差。該儲層砂體厚達6070m，平均粒徑0.180.14mm，分選很差，分選系數(shù)1.82.7，泥質(zhì)含量達16%21%。儲層以原生孔為

19、主，平均孔隙度19.1%，平均滲透率24md。大慶油田杏一區(qū)東部低滲透砂巖儲層為湖盆三角洲前緣相席狀砂沉積，其形成原因為巖石顆粒細，泥質(zhì)含量高，分選差(表1)。這類儲層研究的基本思路是從沉積相分析入手，建立巖石相、沉積微相與砂體分布，儲層參數(shù)響應。表1大慶油田杏一區(qū)東部低滲透砂巖儲層物性參數(shù)滲透率(md)孔隙度(%)含油飽和度(%)520.529.32022.845.0粒度中值(mm)分選系數(shù)泥質(zhì)含量(%)0.054.822.50.073.516.5伊利石(%)高嶺石(%)蒙脫石綠泥石(%)60.56.033.555.58.533泥質(zhì)成分第二類次生低滲透儲層(成巖型低滲透儲層)次生低滲透儲層主

20、要受成巖作用控制。這類儲層原認為是常規(guī)儲層，但由于機械壓實作用，自生礦物充填，膠結(jié)作用及石英次生加大降低了孔隙度和滲透率，原生孔隙殘留很少，形成致密儲層(有時為非儲層)。后由于有機質(zhì)去羧基作用產(chǎn)生的酸性水使碳酸鹽、沸石、長石等礦物溶蝕，產(chǎn)生次生孔隙，使其增加孔隙度和滲透率，形成低滲透儲層。次生低滲透儲層幾乎發(fā)育于我國所有含油氣盆地之中，構(gòu)成了低滲透砂巖儲層的主體，其中最典型的為安塞油田延長組長6油氣層。該儲層原生粒間孔隙度為35%，經(jīng)壓實作用，綠泥石膜析出，壓溶作用及長石次生加大作用，孔隙度降為17.48%；再經(jīng)濁沸石、碳酸鹽膠結(jié)作用，使孔隙度下降為7.09%，其中殘留的原生粒間孔僅占1.62

21、%，其余為微孔隙。實際上，該儲層已成為致密層。后期，經(jīng)濁沸石膠結(jié)物、長石和其它組分的溶蝕，使孔隙度回升到12.94%，成為次生孔隙為主的低滲透儲層。其中，濁沸石溶孔為5.15%，長石和其它組分溶孔占0.7%。由上可知，次生低滲透儲層的研究，應該從成巖作用事件和成巖作用史入手以原生孔隙的消亡和次生孔隙的分布規(guī)律為重點，進行儲層預測和評價。第三類裂縫性低滲透儲層(構(gòu)造型低滲透儲層)低滲透砂巖儲層，尤其是次生低滲透儲層，巖石致密程度相應增加，脆性更大，在構(gòu)造運動產(chǎn)生的外力作用下，易發(fā)育裂縫，形成裂縫性低滲透儲層。這類儲層在我國也有大量發(fā)現(xiàn)，諸如扶余油田扶余油氣層，克拉瑪依油田烏爾禾油氣層，及乾安油田

22、，朝陽溝油田，新民油田，火燒山油田，丘陵油田等均屬此類。根據(jù)裂縫在儲層中所起的作用，裂縫性儲層可分為以下四類：裂縫提供了儲層基本的孔隙度和滲透率；裂縫提供了儲層基本的滲透率；裂縫提高了儲層的滲透率；裂縫僅起到增加儲層非均質(zhì)性的作用。我國裂縫性低滲透砂巖儲層一般為(3)、(4)類。即裂縫儲集能力很小，僅能起到提高局部滲透能力或增加某一方向滲透率的非均質(zhì)性。這是由砂巖中裂縫的發(fā)育特點所決定的。從成因上看，天然裂縫可分為構(gòu)造縫與非構(gòu)造縫(成巖縫與沉積縫)兩類。砂泥巖地層中主要發(fā)育構(gòu)造縫，方向性明顯，受古應力場控制。產(chǎn)狀以高角度縫(600)和垂直縫為主，縫面新鮮，很少見油跡和充填物，說明在地下以閉合狀

23、態(tài)的潛在縫為主，壓力恢復曲線反映為單一孔隙性介質(zhì)。但在人工外力誘導下極易張開，轉(zhuǎn)化為開啟縫。裂縫性低滲透儲層的研究，必須以裂縫研究為中心，從巖心裂縫觀察和露頭調(diào)查入手，以構(gòu)造發(fā)育史及古應力場分析為基礎，結(jié)合測井及動態(tài)資料，對儲層中裂縫性質(zhì)、規(guī)模、產(chǎn)狀、地下狀態(tài)、裂縫滲透率及可能對油田開采帶來的后果進行詳細分析，由此建立符合實際的裂縫地質(zhì)模型。根據(jù)成藏條件分類表2直接型致密砂巖氣藏和間接型致密砂巖氣藏的基本特征國外有些學者也根據(jù)油氣藏的其他不同條件進行過分類，例如Law(2000，2002)根據(jù)烴源巖的差異，將致密砂巖氣藏中的盆地中心氣藏劃分為兩類：直接型盆地中心氣藏和間接型盆地中心氣藏。其中直

24、接型盆地中心氣藏的烴源巖主要為III型干酪根，以生氣為主，而間接型盆地中心氣藏則以I或II型干酪根為主，主要生成油，然后由油裂解成氣。除此之外，還可以劃分為這兩者之間的過渡類型。由于盆地中心氣藏實際上就是致密砂巖氣藏，因此亦可以將致密砂巖氣藏劃分為直接型致密砂巖氣藏和間接型致密砂巖氣藏兩類。由于這兩類致密砂巖氣藏烴源巖的干酪根類型的差異，導致其成藏特征具有很大的差別(表2)。致密氣藏基本特征致密氣藏為非常規(guī)氣藏，它與常規(guī)氣藏具有較大的差別，概括起來說，深層致密砂巖氣藏至少有以下一些重要的非常規(guī)地質(zhì)特征。(1)滲透率低滲透率低是致密砂巖氣藏的重要標志，是衡量一個含氣砂層是否稱得上“致密”的第一個

25、重要標準。1980年，美國聯(lián)邦能源管理委員會(FERC)根據(jù)“美國國會1978年天然氣政策法(NGPA)”的有關(guān)規(guī)定，確定致密氣藏(致密地區(qū))的注冊標準是其滲透率低于0.1X10-3m2，而更常見的是致密氣砂層的滲透率在0.05X10-3m2以下。Satriana(1980)對北美13個盆地31個致密砂巖氣層滲透率的統(tǒng)計結(jié)果表明，滲透率為（O.OO1-O.O1）X103Um2的有23層，其中滲透率在（0.001-0.05）X10沖m2的有15層，而最大的幾個產(chǎn)氣層的滲透率都在0.09X10-3m2以下。該滲透率為地層原始滲透率。在儲層條件下，上覆巖層壓力和高含水飽和度能使地層中的氣體相對滲透率

26、降到只有實驗室測定的相對滲透率值的6%以下。而我國使用的滲透率皆為實驗室常規(guī)條件下測定的滲透率，二者不能直接對比。（2）孔隙度低美國致密砂巖氣層孔隙度的注冊標準一般取10%為上限值，下限取5%。若砂巖層裂縫較發(fā)育時，此下限值可降到3%。美國已投入開發(fā)的致密砂巖氣層孔隙度多為8%12%，只有東得克薩斯棉花谷氣層孔隙度相對較低，平均為6.1%。中原油田對孔隙度大于6%的各類天然氣儲層的綜合研究和測試結(jié)果表明，孔隙度小于12%，滲透率1X10-3m2為致密儲層，其中，孔隙度為12%10%，滲透率為（0.1-1）X10-3m2為致密I類；孔隙度為10%8%，滲透率為（0.02-0.1）X10-3m2為

27、致密II類；孔隙度小于8%，滲透率小于0.02X10-3m2為致密III類,若砂層發(fā)育裂縫，則另外考慮。致密天然氣藏內(nèi)，致密砂巖中孔隙形態(tài)有三種：I顆粒支撐的原生孔隙、II縫隙和溶蝕孔隙、I基質(zhì)支撐顆粒，但是次生孔隙常見，伴有少量粒間孔隙，孔隙度和滲透率無明顯線性關(guān)系，孔隙中粘土含量較高。（3）含水飽和度較高由于致密砂巖孔喉小，結(jié)構(gòu)復雜及其親水性，砂巖不可能將其中的束縛水、部分游離水完全驅(qū)替出來。而且，砂巖越致密，其含水飽和度越高。致密氣砂層的含水飽和度一般為30%70%，但基本上為束縛水，游離水很少，因此致密氣藏很少有下傾的氣水界面。通常以40%作為估算一個致密氣盆地的致密氣儲量的飽和度下限

28、值。隨著地層含水飽和度增大，流動氣相的地層原始滲透率迅速降低，含水飽和度達到60%80%時，滲透率就基本降為零。（4）砂體呈毯狀和透鏡狀致密氣砂層有兩種：一種呈單層、比較厚的含氣層出現(xiàn)，通常在大面積內(nèi)厚度穩(wěn)定，這種層稱為毯狀氣砂層，為海相沉積；另一種則是在較厚的剖面中散布著多層透鏡狀含氣層，主要為陸相沉積，并且這種致密氣砂層更為常見（圖1）。圖2常規(guī)砂巖儲集層與致密透鏡體（L）和毯狀砂巖儲集層（B）關(guān)系示意剖面圖（據(jù)C.W.Spencer，1989）許多致密氣盆地中，砂巖由不連續(xù)的巨厚橫剖面內(nèi)無法對比的許多透鏡體組成含氣砂層，據(jù)統(tǒng)計，美國透鏡體產(chǎn)層的氣占致密氣總儲量的43%。我國大多數(shù)含油氣盆

29、地為陸相沉積，較之海相砂巖，陸相砂巖不但單層厚度薄，橫向變化也大，在高度成巖和低孔低滲的總背景下，既可形成不連續(xù)的砂巖透鏡體，也可形成砂巖層內(nèi)部的成巖圈閉，因此，我國的致密氣砂層以透鏡狀含氣層為主。例如，渤海灣盆地東濮凹陷的沙河街組，砂體多為小型三角洲、湖底扇、重力流水道成因，目前發(fā)現(xiàn)的致密砂巖氣藏多為透鏡體狀。（5）地層壓力多變國內(nèi)外資料表明，致密砂巖氣藏一般都具有異常高或低的地層壓力。高壓異常使得儲層中有效孔隙的氣充滿度更高，根據(jù)Snarsky（1962）研究，當壓力系數(shù)超過1.4時就可能使巖石產(chǎn)生破裂，從而改善儲集條件。李明誠認為（1992），川西坳陷侏羅系致密砂巖中的裂縫即是由高異常壓

30、力造成的。異常高壓的致密砂巖氣藏如美國綠河盆地聯(lián)合堡層致密砂巖氣層壓力系數(shù)為1.57,棉花谷盆地棉谷砂層壓力系數(shù)為1.49。我國渤海灣盆地東濮凹陷文東鹽下沙四段壓力系數(shù)高達1.8，白廟氣藏壓力系數(shù)為1.52.0，四川盆地川西坳陷侏羅系致密氣砂層壓力系數(shù)為1.82.0。異常低壓的致密砂巖氣藏如加拿大阿爾伯達盆地致密砂巖氣藏的壓力系數(shù)一般小于0.9。地層超壓還是低壓，取決于：有機物豐度；古溫度；今溫度；有機質(zhì)連續(xù)生氣能力；是否存在有橫向或縱向封閉層；或者無水力隔層將致密地層與泄水區(qū)隔離開；致密砂巖氣藏的構(gòu)造演化等。（6）氣水關(guān)系復雜致密含氣層系中一般無明顯的水層，尤其是在透鏡體狀的致密氣藏中更是如此。但是在毯狀氣砂層中則可能出現(xiàn)明顯的水層，但氣和水呈倒置的關(guān)系，即氣聚集在構(gòu)造低部位的致密砂