地质专业说的致密层是什么意思

1. 致密岩油地质特征

致密岩油多表现为以下特征：

1)源储共生，圈闭界限不明显，优质生油岩区致密岩油大面积分布。

2)主要发育致密湖相碳酸盐：致密砂岩两类储层。储层物性差，基质渗透率低，一般空气渗透率≤1×10^-3μm²，孔隙度≤10%；有利沉积相带控制储层发育，由于沉积物成熟度低，颗粒细，分选差，胶结物含量高，后生成岩作用强烈，使储层变得十分致密。

3)持续充注，非浮力聚集，油气以短距离运移为主；油层压力系数高、油质轻；生油岩成熟区(0.6%≤R_O≤1.3%)气油比高，易高产。

4)按成因分为原生致密岩油和次生致密岩油。原生致密岩油主要是受沉积作用的影响，一般沉积物粒度细，泥质含量高，分选差，以原生孔为主，储层大多埋深较浅，未经历强烈的成岩作用改造，岩石脆性低，裂缝不发育，孔隙度较高，而渗透率较低，多数为中高孔低渗型。次生致密岩油主要是各种成岩作用改造的结果，这类储层原是常规储层，但由于压实作用、胶结作用等，大大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留较少，形成致密层。

5)孔喉半径小，纳米级孔喉系统发育，主体直径40～900nm；毛细管压力高，原始含水饱和度较高，一般含水饱和度30%～40%，个别高达60%，原油比重多数小于0.85，地层黏度多数小于3MPa·s。孔隙结构复杂，喉道小，泥质含量高，水敏、酸敏、速敏严重，导致开采过程中易受伤害，损失产量可达30%～50%。

6)油层砂泥交互，非均质性严重，由于沉积环境不稳定，砂层的厚薄变化大，层间渗透率变化大，有的砂岩泥质含量高，地层水电阻率低，给油水层划分带来很大困难。

7)天然裂缝相对发育，岩性坚硬致密，存在不同程度的天然裂缝系统，一般受区域性地应力的控制，具有一定的方向性，对油田开发的效果影响较大，裂缝是油气渗透的通道，也是注水窜流的条件，且人工裂缝多与天然裂缝方向一致。

8)油层受岩性控制，水动力联系差，边底水驱动不明显，自然能量补给差，产量递减快，生产周期长，稳产靠井间接替，多数靠弹性和溶解气驱采油，油层产能递减快，一次采收率低，只能达到8%～12%，采用注水保持能量后，二次采收率可提高到15%～25%。

2. 致密砂岩气地质评价方法

对于致密砂岩气的评价，分3个层次：首先是致密砂岩气井的确定，单井目的层段岩样覆压基质渗透率中值≤0.1×10^-3μm²，单井目的层段试气无自然产能或自然产能低于工业气流下限，经采用压裂、水平井、多分支井等技术后达到工业气流井下限；其次是致密砂岩气层的确定，目的层段所有取心井，岩样覆压基质渗透率中值≤0.1×10^-3μm²，致密砂岩气井数与所有气井数之比应≥80%；最后是致密砂岩气的地质评价，主要包括资源评价、储层评价、储量评价、产能评价四部分内容。

资源评价：在区域地质研究基础上，运用地震、钻井、测井、取心、分析化验、测试等资料进行综合研究，查明区域及盆地演化的构造旋回、区域层序地层格架与沉积体系分布、烃源岩分布，确定主要含气系统、成藏组合和圈闭类型；对全区可能含气系统、远景区带和重点圈闭进行系统评价、风险分析和排队优选；确定天然气聚集有利区，评估资源潜力。

储层评价：在地层层组划分基础上，描述储层岩性、物性、非均质性、微观孔隙结构、黏土矿物、裂缝发育状况、储层敏感性等内容。依据储层物性、孔隙结构、非均质性和有效厚度等指标，综合考虑储集体形态和分布范围，结合产能情况，对致密砂岩储层进行评价。

储量评价：在勘探取得发现的基础上，综合应用各种资料，对致密砂岩气形成主控因素与储量规模进行评价。

产能评价：根据储量规模与储层特征，结合气井生产动态，确定合理产能规模。