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IntroductionThemajorityoflowpermeability(e.g.,<5.0md)reservoirsaregasbearingsandstone...
Introduction
The majority of low permeability (e.g., <5.0 md) reservoirs are gas bearing sandstones and siltstones of marine and fluvial origin. Some are marine carbonate formations. Few economically attractive low permeability reservoirs are oil-bearing; usually either naturally fractured or artificially fractured. In fact, low permeability reservoirs and fractures are very much interrelated. Low permeability gas-bearing formations can be found in almost all gas-producing basins around the world. Spencer and Mast (1986) grouped the vast majority of tight gas reservoirs in North America into two main geological categories:25
1. Devonian shales in the eastern United States and Canada;
2. Low permeability sandstones throughout the United States and in western Canada sedimentary basins.
It is estimated that the Devonian formations have recoverable reserves of up to 100 tcf, whereas in the United States alone,tight sandstone gas reservoirs have recoverable resources on the order of 100 to 400 tcf.
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The majority of low permeability (e.g., <5.0 md) reservoirs are gas bearing sandstones and siltstones of marine and fluvial origin. Some are marine carbonate formations. Few economically attractive low permeability reservoirs are oil-bearing; usually either naturally fractured or artificially fractured. In fact, low permeability reservoirs and fractures are very much interrelated. Low permeability gas-bearing formations can be found in almost all gas-producing basins around the world. Spencer and Mast (1986) grouped the vast majority of tight gas reservoirs in North America into two main geological categories:25
1. Devonian shales in the eastern United States and Canada;
2. Low permeability sandstones throughout the United States and in western Canada sedimentary basins.
It is estimated that the Devonian formations have recoverable reserves of up to 100 tcf, whereas in the United States alone,tight sandstone gas reservoirs have recoverable resources on the order of 100 to 400 tcf.
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简介
多数低渗透(如<5.0 md)油藏源于海洋与河流的含气砂岩和沙泥岩。一些是海相碳酸盐岩。经济价值高低渗透的油藏含油的很少;通常是自然断裂或人工断裂的。事实上,低渗透油藏与断裂是密切相关的。低渗透含气地层大多是在地球上的产气盆地中发现的。斯潘塞与马斯特(1986)将北美大片致密气藏分为两个主地质类别:
美国与加拿大东部的泥盆纪页岩;
遍布美国和加拿大西部沉积盆地的低渗透砂岩。
据估计,泥盆纪地层可采储量达100tcf,仅在美国,致密砂岩气可采量就达到100至400tcf。
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介绍
大部分低渗透(如。< 5.0 md)储层含气砂岩和川中海洋和河流。有些海洋碳酸盐岩地层。很少有经济上有吸引力的低渗透油藏含油;通常自然断裂或人为地支离破碎。事实上,低渗透油藏和裂缝是非常相关的。低渗透含气地层中可以找到几乎所有的世界各地的气盆地。斯宾塞和桅杆(1986)分组绝大多数在北美致密气储层分为两个主要地质类:25
1。在美国东部和加拿大泥盆纪页岩;
2。低渗透砂岩在整个美国和加拿大西部沉积盆地。
据估计,泥盆纪地层有100 tcf可采储量,而仅在美国,致密砂岩气藏可采资源的100到400 tcf。
大部分低渗透(如。< 5.0 md)储层含气砂岩和川中海洋和河流。有些海洋碳酸盐岩地层。很少有经济上有吸引力的低渗透油藏含油;通常自然断裂或人为地支离破碎。事实上,低渗透油藏和裂缝是非常相关的。低渗透含气地层中可以找到几乎所有的世界各地的气盆地。斯宾塞和桅杆(1986)分组绝大多数在北美致密气储层分为两个主要地质类:25
1。在美国东部和加拿大泥盆纪页岩;
2。低渗透砂岩在整个美国和加拿大西部沉积盆地。
据估计,泥盆纪地层有100 tcf可采储量,而仅在美国,致密砂岩气藏可采资源的100到400 tcf。
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引言
大多数的低渗透储层(例如 <5.0 md )是源自于海洋与河流的含气砂岩石和粉岩石。有些是海相碳酸盐岩地层。少数有经济价值的低渗透储层是含有石油的,通常是天然裂缝或者是人为裂缝。其实,低渗透储层和裂缝是紧密相关联的。全世界的产气盆地几乎都可发现低渗透含气地层。 Spencer 和 Mast (1986文献) 将北美洲大多数的致密气储层归纳为2种地质类别:
1. 位于美国东部和加拿大的泥盆纪页岩;
2. 位于全美和加拿大西部的低渗透砂岩石。
根据估算,泥盆纪地层的可采储量高达100万亿立方英尺,而单单仅在美国,致密砂岩储层的可采储量是100 至400 万亿立方英尺。
大多数的低渗透储层(例如 <5.0 md )是源自于海洋与河流的含气砂岩石和粉岩石。有些是海相碳酸盐岩地层。少数有经济价值的低渗透储层是含有石油的,通常是天然裂缝或者是人为裂缝。其实,低渗透储层和裂缝是紧密相关联的。全世界的产气盆地几乎都可发现低渗透含气地层。 Spencer 和 Mast (1986文献) 将北美洲大多数的致密气储层归纳为2种地质类别:
1. 位于美国东部和加拿大的泥盆纪页岩;
2. 位于全美和加拿大西部的低渗透砂岩石。
根据估算,泥盆纪地层的可采储量高达100万亿立方英尺,而单单仅在美国,致密砂岩储层的可采储量是100 至400 万亿立方英尺。
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