透率的统计结果表明，渗透率为（0.001-0.01）×10-3μm2的有23层，其中渗透率在（0.001-0.05）×10-3μm2的有15层，而最大的几个产气层的渗透率都在0.09×10-3μm2以下。该渗透率为地层原始渗透率。在储层条件下，上覆岩层压力和高含水饱和度能使地层中的气体相对渗透率降到只有实验室测定的相对渗透率值的6%以下。而我国使用的渗透率皆为实验室常规条件下测定的渗透率，二者不能直接对比。
（2）孔隙度低
美国致密砂岩气层孔隙度的注册标准一般取10%为上限值，下限取5%。若砂岩层裂缝较发育时，此下限值可降到3%。美国已投入开发的致密砂岩气层孔隙度多为8%—12%，只有东得克萨斯棉花谷气层孔隙度相对较低，平均为6.1%。中原油田对孔隙度大于6%的各类天然气储层的综合研究和测试结果表明，孔隙度小于12%，渗透率1×10-3μm2为致密储层，其中，孔隙度为12%—10%，渗透率为（0.1-1）×10-3μm2为致密Ⅰ类；孔隙度为10%—8%，渗透率为（0.02-0.1）×10-3μm2为致密Ⅱ类；孔隙度小于8%，渗透率小于0.02×10-3μm2为致密Ⅲ类，若砂层发育裂缝，则另外考虑。
致密天然气藏内，致密砂岩中孔隙形态有三种：Ⅰ 颗粒支撑的原生孔隙、 Ⅱ 缝隙和溶蚀孔隙 、Ⅲ 基质支撑颗粒，但是次生孔隙常见，伴有少量粒间孔隙，孔隙度和渗透率无明显线性关系，孔隙中粘土含量较高。
（3）含水饱和度较高
由于致密砂岩孔喉小，结构复杂及其亲水性，砂岩不可能将其中的束缚水、部分游离水完全驱替出来。而且，砂岩越致密，其含水饱和度越高。
致密气砂层的含水饱和度一般为30%～70%，但基本上为束缚水，游离水很少，因此致密气藏很少有下倾的气水界面。通常以40%作为估算一个致密气盆地的致密气储量的饱和度下限值。随着地层含水饱和度增大，流动气相的地层原始渗透率迅速降低，含水饱和度达到60%～80%时，渗透率就基本降为零。
（4）砂体呈毯状和透镜状
致密气砂层有两种：一种呈单层、比较厚的含气层出现，通常在大面积内厚度稳定，这种层称为毯状气砂层，为海相沉积；另一种则是在较厚的剖面中散布着多层透镜状含气层，主要为陆相沉积，并且这种致密气砂层更为常见（图1）。
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图2 常规砂岩储集层与致密透镜体（L）和毯状砂岩储集层（B）关系示意剖面图
（据C.W. Spencer，1989）
许多致密气盆地中，砂岩由不连续的巨厚横剖面内无法对比的许多透镜体组成含气砂层，据统计，美国透镜体产层的气占致密气总储量的43%。我国大多数含油气盆地为陆相沉积，较之海相砂岩，陆相砂岩不但单层厚度薄，横向变化也大，在高度成岩和低孔低渗的总背景下，既可形成不连续的砂岩透镜体，也可形成砂岩层内部的成岩圈闭，因此，我国的致密气砂层以透镜状含气层为主。例如，渤海湾盆地东濮凹陷的沙河街组，砂体多为小型三角洲、湖底扇、重力流水道成因，目前发现的致密砂岩气藏多为透镜体状。
（5）地层压力多变
国内外资料表明，致密砂岩气藏一般都具有异常高或低的地层压力。高压异常使得储层中有效孔隙的气充满度更高，根据Snarsky(1962)研究，当压力系数超过1.4时就可能使岩石产生破裂，从而改善储集条件。李明诚认为(1992)，川西坳陷侏罗系致密砂岩中的裂缝即是由高异常压力造成的。异常高压的致密砂岩气藏如美国绿河盆地联合堡层致密砂岩气层压力系数为1.57,棉花谷盆地棉谷砂层压力系数为1.49。我国渤海湾盆地东濮凹陷文东盐下沙四段压力系数高达1.8，白庙气藏压力系数为1.5—2.0，四川盆地川西坳陷侏罗系致密气砂层压力
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系数为1.8—2.0。异常低压的致密砂岩气藏如加拿大阿尔伯达盆地致密砂岩气藏的压力系数一般小于0.9。
地层超压还是低压，取决于：①有机物丰度；②古温度；③今温度；④有机质连续生气能力；⑤是否存在有横向或纵向封闭层；⑥或者无水力隔层将致密地层与泄水区隔离开；⑦致密砂岩气藏的构造演化等。
（6）气水关系复杂
致密含气层系中一般无明显的水层，尤其是在透镜体状的致密气藏中更是如此。但是在毯状气砂层中则可能出现明显的水层，但气和水呈倒置的关系，即气聚集在构造低部位的致密砂岩中，上倾部位是渗透性相对好的含水层。如西加拿大盆地的沃尔姆斯气田，美国圣胡安盆地气田和丹佛盆地的瓦登伯格气田等有一个共同的特征是：储集致密气的岩系上倾部位为水，而在下倾部位形成气藏，中间有一个水—气过渡带，这种情况正好与常规气藏相反。
1.4 深盆气藏的成藏机理
通常情况下，深盆气在成藏的过程中也需要有成熟烃源岩提供丰富的气源，
在层系的顶底部也需要有盖层防止天然气的垂向运移和散失，也需要有储集层和圈闭来储聚天然气。但这些成藏要素和所产生的生、运、聚作用，在时空的组合上与常规油气藏的形成有许多不同。致密储集层的毛细管压力封闭和力平衡原理是深盆气藏成藏机制。
图3 深盆气藏形成机理和控制成藏作用示意图
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（据王涛等，2002，修改）
与储集层相邻的烃源岩以游离态向储集层大量充注天然气，由于储集层孔
渗性差，孔喉半径小，在气—水接触面上产生强大的毛细管力，在毛细管力的作用下进入致密储集层中的天然气不能在浮力的作用下向上运移。随着气体不断向储集层中充注，气体被压缩而形成异常高压，形成气体的膨胀力，当气体的膨胀力超过致密储集层的毛细管力时，天然气向上以“活塞式”的方式不断排替其中孔隙水并把气—水界面不断向上倾方向推移，最终在气—水界面以下为天然气所饱和，在气—水界面之上为水所饱和，且气水之间并没有任何封闭层将它们隔开，气—水界面的形成位置正是气体的膨胀力与气—水两相的毛细管压力两种力达到动平衡的位置，呈现力平衡界限。以力平衡界限溢出点为边界的圈闭范围在理论上代表了深盆气藏圈闭的最大范围。在这一界限以外，储集层的物性变好，形成的毛细管力也变小，不能再将天然气束缚于储集层之中。这时，天然气在浮力作用下向上倾方向运移，或在适宜的圈闭中形成常规气藏，或散失掉。
另外，天然气供给量与逸散量之间存在物质平衡界限，当烃源岩向储集层中提供的天然气量小于逸散的天然气量时，就不能形成深盆气藏，或以形成的深盆气藏的分布范围逐渐萎缩，直至消失；当烃源岩提供的天然气量大于逸散的天然气量时，储集层中的天然气就继续排驱储集层中的孔隙水，使得深盆气藏的范围扩大或最终维持在力平衡界限的最大范围。实际上物质平衡界限就是深盆气藏分布范围。
参考文献
陈昭年.2013.石油与天然气地质学（第二版）.北京：地址出版社 王涛.2002.中国深盆气..北京：石油工业出版社
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