致密砂巖氣又稱致密氣，通常是指低滲透到超低滲透砂巖儲層中沒有天然產能，只有通過大規模壓裂或特殊采氣技術才能產出具有經濟價值的天然氣。這個定義也適用於煤層氣、頁巖氣和致密碳酸鹽巖儲層氣(Holditch，2006)。致密砂巖氣藏多分布在盆地中心或盆地構造深部，大面積連續分布，故又稱為深盆氣藏、盆地中心氣藏和連續分布氣藏。
1.致密砂巖氣研究
美國聖胡安盆地早期對致密砂巖氣藏形成的研究稱為隱蔽氣藏。Silver在1950中提到，盆地缺乏邊底水，白堊紀地層普遍含氣。20世紀70年代，許多研究者對這種特殊類型的氣藏給出了各種解釋，提出了孤立(孔隙)氣藏、地層-成巖氣藏、水動力氣藏和水封氣藏。1976在加拿大西部的阿爾伯塔盆地發現了埃爾姆沃思巨型深盆氣藏。直到1979，Masters在對Elmworth、MilkRiver、Blanco氣田分析的基礎上提出了深盆氣的概念。1986年，Rose等人在研究Raton盆地時首次使用了“盆地中心氣”這壹術語。1979、1980勞等人和1985斯潘塞等人研究了“致密砂巖氣或致密氣砂巖”。在1996中正式使用了“連續氣藏”的概念(Schmoker，1996)。90年代以後，中國出現了“深層氣”和“深層氣”的概念。
2006年，美國聯邦地質調查局提出:深層氣、頁巖氣、致密氣砂、煤層氣和淺層微生物氣砂。以及天然氣水合物或甲烷水合物，統稱為連續氣體。
2.致密砂巖氣藏分類標準
(1)國外分類標準
由於不同國家和地區的資源和技術經濟條件不同，致密氣藏的定義尚未形成統壹的標準。1980年，美國聯邦能源監管委員會(FERC)根據美國國會1978《天然氣政策法案(NGPA)》的相關規定，確定致密氣藏的登記標準為儲層地層滲透率小於0.1×10-3μm2。這壹官方定義用於確定可以獲得哪些產氣井。Elkins(1981)以地下滲透率0.1×10-3μm2為界，將儲層分為常規儲層和非常規儲層。斯潘塞(1985，1989)將致密天然氣藏定義為天然氣原地滲透率小於0.1×10-3μm2的含氣儲層。Sudam (1997)提出致密氣是指產於低滲透率(壹般孔隙度小於12%，滲透率小於1×10-3μm2)的致密砂巖儲層中的非常規天然氣。斯蒂芬妮塔爾。(2006)認為致密氣藏是僅通過水力壓裂或利用水平井或分支井就能生產和產出大量具有經濟價值的天然氣的氣藏。Philip H.Nelson(2009)將致密砂巖儲層定義為孔喉直徑為2 ~ 0.03微米。
(2)國內分類標準
國內對致密砂巖氣藏的定義和標準沒有統壹的認識。袁(1993)認為致密儲層是指滲透率小於1×10-3μm2的碎屑巖儲層。關德實等(1995)指出，致密氣藏孔隙度低(< 12%)，滲透率相對較低(0.1×10-3μm2)，含氣飽和度低(< 60%)，含水飽和度高(40%)。
鄒才等(2010)認為致密砂巖氣的特征是孔隙度< 10%，原位滲透率< 0.1× 10-3 μ m2或空氣滲透率< 1× 10-3 μ m2，孔喉半徑。
(3)致密砂巖氣藏分類參數
滲透率是致密砂巖氣藏劃分的重要參數。在實際應用中，滲透率采用不同的定義和參考值，如地層滲透率、空氣滲透率、有效滲透率和絕對滲透率。其實地層滲透率和空氣滲透率差別很大。壹般來說，含水飽和度的增加和上覆地層壓力的增加會導致氣體滲透率的顯著下降。巖樣含水飽和度為55%時，空氣滲透率僅為幹樣的1/3 ~ 1/7。當地層壓力為3.5 ~ 35 MPa時，地層滲透率僅為凱氏滲透率的1/2 ~ 1/25。
可以看出，致密砂巖氣藏最重要的參數是地層滲透率、地層壓力、含水飽和度和孔隙度。但在許多國家，致密氣藏是由流量而不是滲透率來定義的；壹些學者認為致密氣藏的定義應由許多物理和經濟因素決定。
3.致密砂巖氣的定義及地質評價方法
(1)致密砂巖氣的定義
綜上所述，致密砂巖氣的定義是:上覆基質滲透率≤0.1×10-3μm2的砂巖氣層。壹般單井沒有自然產能，或者自然產能低於工業氣流下限，但在壹定的經濟條件和技術措施下可以獲得工業天然氣產量。通常，這些措施包括壓裂、水平井和分支井。覆蓋層基質的滲透性是由無裂縫的巖心(基質)在凈覆蓋層壓力作用下決定的。
對於試樣，將不同實驗圍壓下的實測滲透率Ki除以常規空氣滲透率Ko，並歸壹化，繪制(Ki/Ko)與實驗圍壓pi的關系曲線。最後用(Ki/Ko)和pi的擬合函數計算凈上覆巖石壓力條件下的滲透率。在此基礎上，對上覆滲透率進行修正:首先建立上覆基質滲透率與試樣常規空氣滲透率的關系曲線；然後，通過擬合函數將所有巖樣的常規空氣滲透率修正為覆蓋層滲透率。校正的覆蓋層滲透率與實測的覆蓋層滲透率之間的相對誤差應控制在65438±00%以內。如果超過20%樣本的相對誤差超過10%，則需要重新選擇擬合函數或分段擬合。
(2)致密砂巖氣評價方法
致密砂巖氣評價分為三個層次:壹是致密砂巖氣井的確定，單井目的層段巖樣上覆基質滲透率中值≤0.1×10-3μm2，單井目的層段試氣無自然產能或自然產能低於工業氣流下限，采用壓裂、水平井、多分支井等技術後達到工業氣流下限；其次是致密砂巖氣層的確定，目的層段所有取心井巖樣上覆基質滲透率中值≤0.1×10-3μm2，致密砂巖氣井占所有氣井的比例應≥80%；最後，致密砂巖氣的地質評價主要包括資源評價、儲層評價、儲量評價和產能評價。
資源評價:在區域地質研究的基礎上，利用地震、鉆井、測井、取心、分析測試等資料進行綜合研究，查明區域構造旋回、區域層序地層格架和沈積體系分布、烴源巖分布，確定區域和盆地演化的主要含氣系統、成藏組合和圈閉類型；全區可能含氣系統、遠景區和重點圈閉的系統評價、風險分析和排隊優化；確定天然氣聚集的有利區域，評價資源潛力。
儲層評價:在地層劃分的基礎上，描述儲層巖性、物性、非均質性、微觀孔隙結構、粘土礦物、裂縫發育和儲層敏感性。根據儲層物性、孔隙結構、非均質性和有效厚度，綜合考慮儲層形態和分布範圍，結合產能對致密砂巖儲層進行評價。
儲量評價:在勘探發現的基礎上，綜合運用各種資料，評價致密砂巖氣的主控因素和儲量規模。
產能評價:根據儲量規模和儲層特征，結合氣井生產動態，確定合理的產能規模。
第二，致密砂巖石油
1.致密砂巖油的定義
目前國內外文獻中很少涉及致密砂巖油的定義和特征，主要是參考壹些油藏開發工程技術論文中致密儲層的概念。例如，L.Guan等(2006)在“成熟致密儲層加密鉆井潛力快速挖掘方法”壹文中提到，加密鉆井在提高致密儲層油氣采收率方面發揮著重要作用。李中興等(2006)在“復雜致密儲層開發關鍵技術”壹文中提到，鄂爾多斯盆地延長組特低滲透儲層具有巖性致密、物性差、孔喉小、啟動壓力梯度大、易傷害等特點，垂直於主應力方向的水平井和水力噴射壓裂技術可初步實現致密儲層的有效開發。BrentMiller(2010)在《開啟致密油:巴肯頁巖中的選擇性多級壓裂》壹文中提出了壹系列針對致密油中巴肯頁巖開發的儲層改造技術。
從目前的認識和生產實踐來看，致密砂巖油，或稱致密油，壹般是指夾在烴源巖系中的粉細砂巖、碳酸鹽巖等致密儲層中的油。
2.致密砂巖油的研究現狀
(1)國外研究現狀
致密油正成為世界非常規石油勘探的壹個亮點，是繼頁巖氣突破後的又壹熱點。2000年，威利斯頓盆地巴肯致密油開發取得重大突破，日產7000噸。美國媒體將致密油稱為“黑金”，發現者芬德利獲得了2006年AAPG傑出探險家獎。2008年，巴肯致密油實現規模開發，成為當年世界十大發現之壹。威利斯頓盆地面積34×104km2，橫跨美國和加拿大。巴昆組縱向上分為9個巖性段(附圖3-1)，單層厚度為0.5 ~ 15m。有兩套頁巖，厚5～12m，TOC含量14%～10%，Ro含量0.6%～0.9%。除第四段為常規儲層外，其余均為致密儲層，2a段為主要的致密砂巖儲層，厚度為5 ~ 10m。孔隙類型主要為粒間孔和溶孔，孔隙度為10% ~ 13%，滲透率為(0.1 ~ 65438+)。油藏面積7×104km2，油層厚度5 ~ 15m，埋深2590~3200m，資源量約566×108t(根據USGS)，油質較輕，API為41 ~ 44。2010年美國致密油生產井2362口，日產油12t，累計產油3192×104t。
Eagle Ford致密油發現於2008年，主要產於灰巖夾頁巖中，埋深914 ~ 4267米，油層厚度30 ~ 90米。源巖為鷹潭頁巖，儲層為鷹潭灰巖，孔隙度2% ~ 12%，滲透率小於0.06543。
目前，北美已發現19個致密油盆地，4套主要致密油層。2009年致密油探明可采儲量6.4×108t，年產量1230×104t。
(2)國內研究現狀。
目前，在我國，常見的概念是低滲透油藏/油藏，是指孔隙度低、喉道小、流體滲透率差、產能低的油田，通常需要進行油藏改造才能維持正常生產。
非常規石油地質學
圖3-1威利斯頓盆地的巴肯致密油
致密儲層的勘探開發壹般具有以下特點:
(1)儲層物性差，基質滲透率低。由於沈積物成熟度低，顆粒細，分選差，膠結物含量高，表生成巖作用強，儲層變得非常致密，孔隙度低，變化幅度大，多為7% ~ 8%。
(2)按成因可分為原生低滲透致密儲層和次生低滲透致密儲層。壹般原生低滲透致密油藏主要受沈積作用影響，粒度細，泥質含量高，分選差。大多數儲層埋藏較淺，未經歷強烈的成巖改造。巖石脆性低，裂縫不發育，孔隙度高，滲透率低，多為中高孔低滲。次生低滲致密儲層主要是各種成巖作用的結果。這類儲層原是常規儲層，但由於壓實作用和膠結作用，孔隙度和滲透率大大降低，原生孔隙殘留較少，形成致密層。
(3)孔喉半徑小，毛管壓力高，原始含水飽和度高。壹般含水飽和度在30% ~ 40%，有的高達60%。原油比重多小於0.85，地層粘度多小於3 MPa·s，粘土礦物含量高，水敏、酸敏、速敏嚴重。
(4)油層中的砂泥相互作用是非均質的。由於沈積環境不穩定，砂層厚度變化大，層間滲透率變化大。部分砂巖泥質含量高，地層水電阻率低，給油水層劃分帶來很大困難。
(5)天然裂縫比較發育。由於巖性堅硬致密，存在不同程度的天然裂縫系統，壹般受區域地應力控制，具有壹定的方向性，對油田開發效果影響較大。裂縫是油氣滲透的通道和註水竄槽的條件，人工裂縫多與天然裂縫同向。因此，在開發低滲透砂巖油田時，必須重視天然裂縫。
(6)儲層受巖性控制，水動力連接差，邊底水驅不明顯，天然能量供應差。大多依靠彈性和溶解氣驅采油，儲層產能下降較快，壹次采收率僅為8% ~ 12%。註水維持能量後，二次采收率可提高到25% ~ 30%。
(7)由於滲透率和孔隙度較低，需要通過酸化和壓裂投產才能獲得經濟價值。
(8)由於孔隙結構復雜，喉道小，泥質含量高，且存在多種水敏礦物，在開采過程中易受傷害，損失產量可達30% ~ 50%。因此，在整個采油過程中，保護油層是非常重要的。
目前，我國已在長慶、大慶、吉林等油田開展了低滲透致密油藏的勘探開發。長慶油田在鄂爾多斯盆地成功開發了滲透率僅為(0.5 ~ 1.0) × 10-3μ m2的低滲透油藏，單井產油量達到3 ~ 4t/d..