致密砂岩气地质认识新进展

致密砂岩气勘探已有近百年的历史，工业开采历史超过65年。截至目前，关于致密砂岩气的定义、地质特征、含气模式等问题一直处于争论或讨论状态。全球致密砂岩气资源量巨大，据美国联邦地质调查局的研究，全球大约有70个盆地已发现或推测发育致密砂岩气，资源量可达到210万亿m³。据评估，中国致密砂岩气技术可采资源量为11万亿m³。美国与中国等国家致密砂岩气年产量均已占各自天然气年产量的30%左右，在天然气能源结构中占有不可或缺的地位，这引起了各大石油公司和学术界对致密砂岩气的广泛关注。

鄂尔多斯盆地目前已成为我国第一大天然气产区，致密砂岩气主要分布于石炭系—二叠系，占盆地天然气总资源量的68%，资源量约为10.37万亿m³。随着致密砂岩气勘探开发的不断深入，传统的地质认识暴露出很多局限性及与实际地质情况不相符的特性，严重影响了致密砂岩气的勘探开发进程。笔者在调研国内外致密砂岩气勘探开发历史经验的基础上，结合鄂尔多斯盆地致密砂岩大气田勘探开发过程中揭示的实际资料，如气藏特征、气水和压力分布等，并通过核磁共振及气水相渗分析、等温吸附实验、气藏地层压力恢复等研究，总结致密砂岩气在气藏数量、含水饱和度、压力、产水、吸附气等5个方面的地质特征，以期为致密砂岩气勘探开发提供新思路。

1 研究背景

无论是从勘探发现还是从工业开采算起，致密砂岩气藏都有着悠久的历史。自1995年美国地质调查局在进行油气资源评价中引入“连续型油气藏”概念，认为连续型气藏是与水对气体的浮力无直接关系、受水柱影响不大的气藏。这一时期我国在“致密砂岩气”理论研究方面掀起了高潮，一是引进了“连续型油气藏”概念并进行深入研究，这方面以邹才能等与赵靖舟等的研究成果为代表；二是提出了新的概念，以张金川等提出的“根缘气”为代表；三是以“致密砂岩气藏”为对象，在成藏机理、分布、分类等方面开展深入研究，这方面以康毅力等、张水昌等、李明诚等的研究成果为代表；四是2011年中国国家能源局正式发布《致密砂岩气地质评价方法》，制定了致密砂岩气的行业标准。同时，我国鄂尔多斯盆地上古生界和四川盆地上三叠统须家河组大型致密砂岩气田勘探也取得了突破性进展，致密砂岩气进入了快速发现与开采阶段。鄂尔多斯盆地致密砂岩气年产量超过300亿m³，探明储量超过2万亿m³，我国致密砂岩气储量和产量在天然气能源结构中所占比例都超过了1/3，成为全球仅次于美国、加拿大的致密砂岩气生产大国。

2 致密砂岩气地质新认识

2.1 致密砂岩气多藏特征

在致密砂岩气研究过程中，曾有隐蔽气藏、深盆气（藏）、盆地中心气（藏）和连续型天然气］聚集（藏）等不同的称谓，因此，在讨论致密砂岩气多藏特征之前，有必要对油气藏这一传统又存在争议的概念进行讨论。油气藏概念诞生于20世纪30年代，经过80余年的不断完善，我国石油地质学教科书采用的油气藏概念一般为：油气藏是油气在单一圈闭中的聚集，具有统一的压力系统和油（气）-水界面。赵靖舟等在讨论了油气藏概念研究历史及其对非常规油气的适用性后提出了新的油气藏定义：储层中连续的油气聚集，具有独立或统一的压力系统。然而，对天然气来讲统一压力系统就是连续的天然气聚集，因此，修改后的天然气藏定义是储层中的天然气聚集，具有统一的压力系统。无论是气藏的传统定义还是修改后的定义都认为单个油气藏是一个压力系统，从这一点上分析，不可能存在盆地范围分布的具有统一压力系统的连续型油气藏。

对全世界114个常规气大气田气藏数量统计表明，只有9个大气田的气藏数量超过了10个，最多的是美国墨西哥湾盆地巴斯颠湾大气田，探明储量为1019亿m³，气藏数量为28个，其余105个大气田的气藏数量多为3～5个，因此，常规大气田气藏数量较少。

致密砂岩气大气田以气藏规模小、数量多为特点，具有多藏特征。加拿大西部阿尔伯达（Alberta）盆地艾尔姆华士巨型致密砂岩气田商业性可采气藏有250个，分布在23个层位中，气藏规模小，干涉试井证实地质储量小于5亿m³。不存在井间干扰和单井泄气面积等因素决定了致密砂岩气藏的开采井网较密，开采历史较长的致密砂岩气藏开采井网在很大程度上是气藏规模的真实反映。

选取美国典型盆地致密砂岩气可采储量排名较前的5个盆地的7个气田（藏）的开采井网进行分析（表1），井网密度最大达到了50口/km²，若以气藏面积为100km²来估算，就有5000个小型气藏。苏里格致密砂岩大气田是中国致密砂岩气田的典型代表，储集砂体为下二叠统石盒子组盒8段和山西组山1段河流相，砂体精细解剖表明主力含气砂体多为不连续孤立状分布，有效砂体宽度主要为500～800m，小于500m的占50%左右；有效砂体长度大多小于1200m，小于900m的占50%左右。由于储层具有强非均质性特征，有效砂体动态连续的宽度和长度将会更小，干扰试井结果也证实了该判断的正确性。选取苏里格气田连通性较好的优质储层分布区（苏6井区与苏14井区），进行3年干扰试验，证实临界连通井距小于400m。根据砂体规模、压降泄气范围、干扰试井和数值模拟等，确定的井网密度小于3.1口/km²，井间干扰概率较低（小于10%），这都表明气藏规模较小。但是，苏里格地区大面积含气，已控制的大气田面积超过3万km²，探明天然气地质储量超过2万亿m³，估算气藏数量超过10万个，因此，大气田气藏数量多应是致密砂岩气基本的特征之一。

从以上实例可以看出，无论是海相还是陆相、层状还是透镜状砂岩，致密砂岩气都以小型多气藏为特征，其成因除了沉积、成岩因素造成储层强非均质性而形成夹层、岩性致密隔挡、成岩封闭带等多种形式天然气渗流阻滞带外，更重要的是由于储层致密、喉道为纳米—微米级、水相普遍呈润湿相等特征，使天然气流动时受到的阻力较大，启动压力和含水饱和度等因素对天然气渗流影响较大。在驱动压力较小时天然气一般不能流动，只有当驱动压力梯度达到启动压力临界值后，天然气才开始流动。室内实验研究表明，苏里格地区致密砂岩渗透率为0.042～201.800mD的储层，启动压力为0.1～0.3MPa/m，且启动压力与渗透率成反比关系。对于同一致密砂体，由于渗透率的非均质性，天然气通过低渗透砂体时所需启动压力较大，如果流动压差达不到天然气临界启动压力值，天然气就不会发生流动。因此，即使是同一砂体，也有可能形成多个气藏。致密砂岩气储层渗流能力受含水饱和度影响较大，Masters认为在低渗透砂岩储层中，狭窄孔隙喉道中高含水饱和度可以使气相渗透率几乎降低至0mD，当低渗透储层含水饱和度为60%时，岩石对天然气几乎完全不渗透。叶礼友等认为致密砂岩含水饱和度为60%～80%时，气相渗透率基本降至0mD，含水饱和度大于30%时，气相渗透率下降较快。对苏里格气田盒8段、山1段共83块样品进行气水两相相对渗透率分析实验，结果表明，致密砂岩在束缚水饱和度（Swir）下气相渗透率平均下降41%，如果有可动水，气相渗透率下降更快。因此，高含水饱和度形成的渗透屏障会分隔天然气在储层中的连续分布，形成储集砂体连续，而气藏不连续的多藏分布状态。

由于致密砂岩一般为多个压力系统气藏组成的大气田，很难形成区域上具有一个压力系统才可能形成的真正的气水倒置。无论是阿尔伯达盆地中的深盆气，还是圣胡安盆地连续型气藏概念中的气水倒置，很可能是一个分布现象，和其他盆地一样，就是盆地边缘高部位含水，而水和气之间没有成因联系。无论是勘探阶段还是开发阶段，致密砂岩气多藏这一特征决定了需要密井网，而不是常规气藏那样的稀井广探和稀井开发。

2.2 致密砂岩气藏含水饱和度特征

致密砂岩气藏中的流体包括天然气和地层水，地层水包括束缚在黏土矿物和微毛细管中的束缚水和可以自由流动的可动水。致密砂岩气层与高渗砂岩气层最大的区别在于高渗砂岩气层中的束缚水含量小且近似为固定值，而受储层非均质性的影响，致密砂岩气层中的束缚水含量变化较大，有高含水饱和度气层，也有低含水饱和度气层。致密砂岩气储层孔喉细小，毛管压力大，成藏过程中天然气充注驱水比较困难，含水饱和度普遍较高；但即使地层含水饱和度高达40%～60%，储层也是只产气而不产水，这是因为储层中的水为束缚水而非可动水。通过含水饱和度与致密储层物性线性回归研究表明，含水饱和度与孔隙度和渗透率均具有较好的相关性，孔隙度和渗透率越低，岩石的含水饱和度越高；大致以渗透率1mD为界，大于1mD的储层含水饱和度基本为定值，而小于1mD的储层含水饱和度变化非常大，因为储层越致密微孔隙越发育，束缚水含量越高，从而导致致密砂岩气储层含水饱和度变化非常明显；当岩石的孔隙度小于10%，或渗透率小于1mD时，含水饱和度大多大于40%（图1）。

致密砂岩气储层还存在超低含水饱和度特征。通常认为原始地层中储层流体驱替已达到平衡，原生水处于束缚状态，因此当气层产纯气时的原始含水饱和度（Swi）就是束缚水饱和度。勘探开发实践证实，纯气层的原始含水饱和度与束缚水饱和度可能相等，也可能比束缚水饱和度低，张浩等把含水饱和度远低于束缚水饱和度的这一状态称为超低含水饱和度现象或者亚束缚水饱和度现象。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏含水饱和度测试结果显示：气层原始含水饱和度为10%～30%，而其束缚水饱和度为30%～70%；储层的原始含水饱和度整体低于束缚水饱和度，且储层渗透率越低，原始含水饱和度与束缚水饱和度的差值也越大（表2），具有明显的超低含水饱和度特征。

致密砂岩气储层含水饱和度成因与油气藏形成后储层的温度、压力、矿物组成及孔隙结构发生变化有关，也与气藏的蒸发作用有关。气藏形成一般要经历相当长的地质时间，地层条件下气藏中天然气的含水量取决于地层的温度和压力。Bennion等的实验结果显示，在1.013MPa与15.6℃条件下，1000m³的天然气能够携带14kg水，在27.57MPa与100℃条件下，1000m³的天然气能够携带1136kg水，表明随着温度的升高与压力的增大，天然气的携水能力显著增强，储层中有更多的束缚水被蒸发汽化，不断随着天然气的运移携带出储层，增大了地层水被携带到上覆地层的可能性，有利于超低含水饱和度气藏的形成。致密砂岩气藏超低含水饱和度形成与天然气大量生成及聚集成藏过程密切相关，伴随烃类生成、运移及聚集，烃源岩及储集岩中地层水不断被天然气所排替。天然气生成以热裂解气为主要阶段后，大量天然气注入储集岩中与其他地层流体一起向外排驱，在渗透率较低层段或盖层排驱不易通过时，地层流体聚集形成高压，在储集岩中形成裂缝，进行“幕式排液”作用。燕山运动中期鄂尔多斯盆地经历的热事件为盆地高地温梯度的形成提供了热源，在热裂解气汽化携液作用下，致密砂岩气藏超低含水饱和度得以形成。

由于受致密砂岩储层具有超低含水饱和度特征的影响，钻井中外来工作液侵入储层使含水饱和度增加的过程是从原始含水饱和度增至束缚水饱和度，再从束缚水饱和度增至100%。在正压差和毛细管力作用下，外来水及工作液侵入地层，导致气井周围含水饱和度升高，结果在井筒和气层之间形成一水相段塞，天然气要流向井筒就必须驱替开这一水相段塞，否则气井就不会有产能，另外驱替不完全也能造成产能下降。气驱替水相段塞是使含水饱和度逐渐下降的过程，如果外来水与地层水的黏度、界面张力及接触角相近以及储层未受到损害，气驱替水过程能使含水饱和度降到束缚水饱和度，但不可能降到原始含水饱和度。通常含水饱和度从100%下降到束缚水饱和度过程中所造成的水锁称为暂时性水锁；同时，由于天然气反排外来工作液最多只能将含水饱和度降至束缚水饱和度而不能降至原始含水饱和度，这样就造成一部分水锁永远不能解除，这部分水锁称为永久性水锁。永久性水锁导致的渗透率损害率与储层渗透率密切相关，储层渗透率越低，束缚水饱和度与原始含水饱和度差值越大（表2），永久性水锁渗透率损害率也越强，当渗透率从1.229mD降到0.114mD时，永久性水锁渗透率损害率从29.4%增至47.8%。

2.3 致密砂岩气藏产水特征

自20世纪50年代圣胡安盆地梅萨沃斯气藏开采以来，直到20世纪80年代阿尔伯达盆地埃尔姆沃斯、霍德利以及鄂尔多斯盆地苏里格等巨型致密砂岩气田开发，由于产水少（小于0.06m³/万m³），因此，一般认为致密砂岩气藏储层孔隙中饱含气，不含可动水，产水少也可解释为水来自于水蒸气的凝析作用，是束缚水。由于无边水、底水，因此，气藏开采后期也不会大量产水。

随着越来越多盆地致密砂岩气藏的发现和开采，美国落基山地区的大绿河盆地、皮申斯盆地、尤因塔盆地的致密砂岩气藏，70%～80%的井水/气比超过0.06m³/万m³，比理论计算的凝析作用产水高出很多。大绿河盆地Jonah气田Lance组河道砂体产气，向下倾方向不是含气饱和度高，而是水/气比增大到4.2m³/万m³；同是该盆地的TableRock气田安纳达科洲4-HRockIsland水平井日产气量达到38.49万m³，3个月后开始大量产水，3年内平均日产水159m³。皮申斯盆地致密砂岩气发现于20世纪90年代后期，到2008年，天然气年产量超过0.85亿m³，上白垩统Mesaverde群是主要产气层，在报道的2184口产气井中，有594口井产水较高，水/气比超过1.2m3/万m³。苏里格致密砂岩大气田开发早期评价过程中，根据16口生产井水/气比基本稳定在0.5m³/104m³的情况，当时认为没有明显地层水产出迹象，多数井的水型无明显变化，以CaCl2型为主，随着气田开发规模的扩大和气井生产时间的延长，气田普遍产水，产水气井的数量急剧增加，如苏东区块1005口投产气井水/气比平均达到0.61m³/万m³，57%的气井因产水必须采取排水采气措施。苏里格西部产水井约占测试井的48%，投产初期就见水，2013年投产的56口气井，单井日均产气0.77万m³左右，平均水/气比大于1m³/万m³。目前，苏里格气田已累计投产气井8800余口，积液井数量占到了将近60%，约52%的气井产气量低于5000m³/d。四川盆地川中地区须家河组须六段致密砂岩气藏投产初期普遍产水，如兴华1井日产气4.091万m³，日产水20m³，广安109井日产气0.113万m³，气井产水严重，如何“治水”已是该气井开发的关键问题。

致密砂岩大面积含气是因为成熟烃源岩与储层紧邻，供烃条件优越是关键因素，天然气充注强度决定了气与水的分布。鄂尔多斯盆地榆林上古生界致密砂岩大气田处于盆地生烃强度高值区，煤系烃源岩与石英砂岩储层互层，天然气充注强度高，气藏含气饱和度大于75%，不产水。苏里格大气田主力含气层紧邻于煤系烃源岩上方，处于盆地生烃强度较低值区，天然气充注强度较小，气藏含气饱和度一般只有60%，因此易于产水。另一方面，即使充注条件相似，由于致密砂岩储层宏观非均质性强，天然气优先充注于相对高孔渗储集体中，相对低孔渗储集体充注程度低或难以充注，储层部分或全部保留着原生地层水，从而在平面上或纵向上形成气与水复杂分布的特征。当进行储层压裂改造时，这样的含水层与气层紧邻，压裂裂缝易于沟通产水层。从储层微观孔喉结构角度分析，致密砂岩产水也与储层微细孔隙发育有关。以苏里格气田苏14区块盒8段主力气层石英砂岩储层为例：孔隙度主要为8%～12%，渗透率主要为0.5～1.0mD，孔隙类型主要为晶间孔-溶孔型和溶孔-粒间孔-晶间孔型，孔隙半径主要为100～200μm，喉道半径分布范围差异较大，多为0.1～1.5μm。图2是气驱水渗流实验典型储层孔喉和水分布图，实验表明大孔隙、大喉道内的水为自由水，易于驱动，小孔隙和小喉道内的水可动性差。石英砂岩为水润湿相，大孔隙壁水膜厚度小，小孔隙壁水膜厚度大，实验中增大驱替压差，小孔隙水和孔隙壁水膜可以流动。因此，当成藏过程中天然气充注强度低时，小孔隙内的水和孔隙壁水膜就保留在气藏中，气藏开发时特别是后期生产压差增大时，小孔隙水和孔隙壁水膜开始流动而产水。

2.4 致密砂岩气储层吸附气特征

常规砂岩储层气以游离态为主，煤层气以吸附态为主，页岩气以吸附和游离态为主。目前对致密砂岩储层天然气赋存形式研究较少，大多数学者只研究砂岩中的游离气，而忽略了致密砂岩吸附气的存在。欧成华等对气藏砂岩储层的吸附能力及其特征进行了研究，认为储层岩心介质对烃类混合气体的吸附现象是客观存在的，且数量不容忽视，对于不考虑吸附气的砂岩储层气藏的计算储量将比考虑吸附气的至少少5%。

本次研究采用中国石油勘探开发研究院廊坊分院非常规油气实验室的FY-KT1000型等温吸附仪共测定5块致密砂岩样品进行了气含量甲烷等温吸附实验测试，样品全部为密闭取心样品（表3）。

根据等温吸附实验测试分析结果（图3），结合Langmuir方程，计算出致密砂岩样品地层条件下吸附气质量体积为0.71～1.71m³/t，平均为1.02m³/t。景兴鹏等也对鄂尔多斯盆地东部某实验井样品进行了等温吸附实验，恢复至储层压力为17.21MPa时，计算得吸附气质量体积理论值为16.26m³/t，由于其使用的是煤层气等温吸附实验方法，其计算数值与本次研究差距较大，但也可说明使用不同实验方法都得出致密砂岩具有吸附能力。

从5块致密砂岩样品的比表面积与甲烷吸附量可以看出（表3），越是致密（颗粒越细、孔隙度渗透率越低）的样品吸附气量越高，这是因为当颗粒为点接触时，岩石的表面积即为所有颗粒的总表面积。砂岩的砂粒越细，其比表面积越大，骨架分散程度越高。由于致密砂岩的粒度很小，其比表面积很大，可见致密砂岩的真实吸附能力直接受砂岩比表面积的影响。

致密砂岩吸附气的存在，对于致密砂岩储层含气特征及渗流规律的正确描述，进行正确的单井产能预测，精确计算致密砂岩气资源量、评估储量都具有重要的意义。

2.5 致密砂岩气藏压力特征

传统观点认为，致密砂岩气藏不是异常低压就是异常高压，难以形成正常压力，异常压力是深盆气、盆地中心气或连续型气藏的典型特征，如美国皮申斯盆地的鲁里森致密气田、加拿大阿尔伯达盆地艾尔姆沃斯致密气田，中国四川盆地川西中坝致密气田、塔里木盆地库车坳陷大北气田等。上述认识主要基于致密砂岩气不受水的浮力影响，同时致密砂岩气多处于相对封闭系统，与区域地层水不连通，不可能与静水压力一致而形成正常压力。

近年来，通过对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气压力系统的研究，并综合前人研究成果认为，致密砂岩气中也存在正常压力系统，且变化复杂。气藏的封闭状态对地层压力演化具有重要的控制作用，对封闭体系来讲，致密气、常规气压力演化规律是一致的，地层压力异常主要受地层抬升幅度和剥蚀量大小的控制。对非封闭体系来讲，常规气与区域地层水处于连通体状态，补给充分，属正常压力，而致密砂岩气处于半连通或连通状态，可形成异常或正常压力，正或负异常与气藏压力演化阶段有关，但最终趋向是负异常。

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气地层压力演化过程能很好地解释致密砂岩气多种压力并存的现象。压力统计表明，盆地致密砂岩气正常压力占29.0%，负异常压力占58.1%，正异常压力占12.9%，具有异常与正常压力并存的特征。根据鄂尔多斯盆地上古生界地层压力演化模拟（图4）、包裹体分析（表4），其压力演化包括压力形成与调整阶段。

地层压力形成阶段：晚二叠世—中三叠世，上古生界持续沉降，埋藏深度小于2000～2500m，地层处于正常压实阶段。古地温低于90℃，烃源岩热演化进入生烃门限，有机质裂解产物中CO₂等非烃气体含量较高，有机质尚未开始大量生烃，生烃作用不足以引起增压，且上古生界储层处于早成岩阶段，储层尚未致密化，砂体之间连通性好，储层孔隙流体压力与上覆静水柱压力处于平衡状态，为正常压力系统。从晚三叠世到早白垩世，上古生界埋藏深度增加到4000～5000m，机械压实作用使原生孔隙不断减小，大量硅质胶结物沉淀使储层普遍致密化，储层孔隙流体压力与上覆静水柱压力系统的联系逐渐减弱而形成封闭或半封闭环境。同时由于构造热事件作用，烃源岩进入高成熟—过成熟阶段，烃源岩大量持续排烃，孔隙流体受热膨胀，形成异常高压（压力系数为1.39～1.79）。包裹体古压力分析证实，地层古压力为29～37MPa，盆地东部古压力比西部偏低，平面上差别不大，奠定了地层古压力的分布格局。

压力调整阶段：晚白垩世至今，鄂尔多斯盆地进入构造抬升阶段，构造热事件消失，地温降低，致密砂岩孔隙卸载“回弹”扩容，烃源岩排烃充注停止。同时，由于储层天然气扩散和地层孔隙流体冷却收缩，使地层压力大幅度降低，并且由于区域差异性构造抬升、地层剥蚀，控制了不同地区地层压力后期的多元化调整。

从鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏横向压力示意剖面（图5）可以看出，在平缓单斜构造背景下，盆地中西部天环、苏里格等地区，地层埋藏深度较大，剥蚀厚度较小，气藏处于完全封闭体系（A—C段），地层压力下降幅度小（小于5MPa），A点地层压力仍小于静水柱压力，表现为异常低压（压力系数为0.82～0.92），C点气藏压力与静水柱压差最高（压力系数为0.99～1.15），容易形成异常高压，A—C段地层压力下降梯度小于静水柱梯度，与静水柱压力曲线相交，在B点（榆林地区）形成二者压力平衡点，形成正常压力。由于盆地东部地区抬升大，剥蚀厚度大（达1700m），致密砂岩气接近半开放体系（C—E段），地层压力远大于区域上覆静水柱压力（压差大于10MPa），天然气大量散失，压力释放快，气藏压力下降梯度增大，C—E段与静水柱压力再次相交于D点，出现正常压力，D—E段多为负压异常，出现了多压力并存格局。

盆地北部地区接近露头及盆地西部贺兰山东区受构造活动、储层致密程度、裂缝等因素影响，气藏散失量大，毛细管力不起主要作用（P气藏压力=P静水柱压力），地表水补给较快，表现为正常压力（气藏压力为8～30MPa）。

鄂尔多斯盆地致密砂岩气多种压力系统并存并非致密气的唯一模式，如阿尔伯达盆地下白垩统从深盆高压异常含气区到盆地斜坡低压含气异常区再到盆地边部正常压力含水区，具有独特的压力演化模式，但致密气多种压力系统并存的理论依据是一致的。

3 结论

（1）致密砂岩气藏具有多种压力系统并存，储集砂体连续，而气藏不连续且呈多藏分布的特征。致密砂岩大气田由许多小气藏群组成，具有多藏特征，无论是勘探阶段还是开发阶段，致密砂岩气多藏这一特征决定了需要密井网，而不是常规气藏那样的稀井广探和稀井开发。

（2）致密砂岩气储层含水饱和度可高可低，存在超低含水饱和度现象，气藏具有从不产水到普遍产水的特征，在气井实施过程中必须做好储层伤害保护。

（3）致密砂岩气储层中存在一定量的吸附气，这对于致密砂岩储层含气特征及渗流规律的正确描述、单井产能预测、资源量计算与储量评估都具有重要意义。

版权声明 | 来源：《岩性油气藏》；作者：魏新善等；版权归原作者所有。

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