埕东太古界潜山储层特征及成藏规律研究

埕东太古界潜山储层特征及成藏规律研究

埕东太古界潜山储层特征及成藏规律研究

摘要：本文对济阳坳陷太古界潜山储层特征及成藏规律进行了研究，分析认为太古界内幕储层发育，主要为裂缝性片麻岩储层以及带溶蚀孔隙的火山岩储层。在成藏方面成藏模式决定了成藏类型，大断裂交会部位决定了太古界成藏部位，油储对接程度决定了太古界成藏规模。

关键词：埕东太古界成藏

埕东地区潜山主体到目前为止已经发现了太古界、寒武系等潜山油藏，其中chg9、chg10、ch918井钻遇太古界成藏。从整体上看，埕东潜山南部以埕南大断层与四扣生油洼陷相接，侧向供油深度大，且潜山内幕发育多期不均匀分布的断层和裂缝，对油气运移起到了良好的沟通作用，是有利的油气富集区带，特别是太古界潜山与富油洼陷油源直接对接，具有形成规模储量的基础，是重点的勘探层系，但是目前其成藏规律不明确，值得深入研究。

一、构造特征

通过精细解释太古界顶面构造图发现本区断层发育，主要发育北西及北东向断层，印支、燕山期古断裂和埕南断裂以及第三系盆缘断层分割、改造本区太古界潜山，将埕南断层及潜山顶面分割成多个断阶，形成网状断裂格局。北部主要发育北东向反向断阶，南部受埕南断层影响发育顺向断阶，形成多个有利的断块圈闭。从一系列的内幕沿层相干切片上可以看出，内幕的裂缝主要发育北西及北东向，且主要集中在埕南断层与老的孤西断层交汇处、埕南断层与埕东断层交汇处，分析其原因在于本区一直受孤西、埕南、埕东断层差异性活动影响，特别是在孤西断层停止活动，埕南断层持续活动时期，在埕南断层活动减弱埕东断层活动增强时期，由于应力方向转换的影响，交汇处太古界内幕易形成多组伴生性的裂缝，是太古界内幕裂缝性储层发育的有利部位。

二、储集层发育特征

通过chg19的钻探，揭示出上千米太古界内幕地层，使得对太古界内幕储层有了一个全新的认识，主要有以下几个方面：1）内部主要为花岗片麻岩类型多样，不同类型物性有差异。花岗片麻岩成分主要有钾长石，斜长石，石英，另见少量角闪石，黑云母，具片麻状构造，与埕北30太古界潜山类似[1]。按成分含量分类包括二长花岗岩，斜长花岗片麻岩，钾长花岗片麻岩，闪长花岗片麻岩以及黑云母花岗片麻岩。以二长花岗片麻岩为主，其余都以薄层状分布。2）侵入的火成岩是较好的储集层火成岩主要包括煌斑岩，玢岩两大类，以岩脉等形式侵入到围岩之中。火成岩发育段裂缝发育，物性较好，孔隙度较高达到25%-30%。3）太古界内幕具有三个大的期次，物性呈现三分的特点。第一段深度1780-2020米，第二段2020-2300.第三段2350-3215。储层孔隙度3-25%，渗透率10-110md，测井曲线上储层具有低速、低sp值、低密度的特点。

三、成藏规律研究

结合ch918、chg19井实钻情况，ch918井在高部位缓台成藏，chg19井上部断裂太发育出水，底部有多套物性较好储层，溶蚀孔隙发育，内幕致密隔层封堵成藏。通过对比辽河兴隆台太古界潜山成藏模式，分析认为兴隆台主要为中小型洼中隆背景下的整体成藏模式，整体含油不含水，而埕东潜山则为大型高凸起背景下的复合成藏模式，目前从钻探情况分析，钻遇前震旦上部的井，平面上既有油也有水，纵向上也有上部是油下部是水，成藏比较复杂。油水交叉分布，具有多套油水系统的特征，成藏比较复杂。另外埕东潜山顶面由于断层分割，油气受断块台阶控制明显，与第三系地层油藏勘探情况类似，油气沿着多个坡折带展布，坡折陡坎处风化程度低可以做封堵层。分析认为埕东潜山基岩断裂地貌形成了多个断裂坡折，控制了油气富集，形成了一系列断阶残丘潜山油藏，特别是断裂发育区的缓台地貌，更易于潜山成藏。

1.成藏模式决定了成藏类型

从上述分析可以将太古界潜山可以归纳为2种成藏模式：断阶内幕成藏型、近源内幕成藏型。断阶内幕成藏型：主要是表现为基岩断裂形成断裂坡折，坡折侧向与下第三系烃源岩对接或者侧向泥岩封

堵，其顶部主要靠下第三系地层泥岩、致密的砂砾岩或下古生界灰岩形成有效封盖（例如埕918井），整体上看油气受断块台阶控制，与第三系地层油藏勘探情况类似，油气沿着多个坡折带展布。

近源内幕成藏型（如图1埕古10）：表现为邻近烃源岩发育，油气顺着边界断层直接进入太古界内幕，内幕断层运聚输导，由于内幕发育有火成岩及多类型片麻岩，高阻缝和溶蚀孔隙发育，形成多套低速有利储集层，靠致密层封堵成藏。

2.大断裂交会部位决定了太古界成藏部位

从一系列的内幕沿层相干切片上可以看出，内幕的裂缝主要发育北西及北东向，且主要集中在埕南断层与老的孤西断层交汇处、埕南断层与埕东断层交汇处，而且在这两处都已经在太古界见到良好的油气显示。分析其原因在于本区一直受孤西、埕南、埕东断层差异性活动影响，特别是在孤西断层停止活动，埕南断层持续活动时期，在埕南断层活动减弱埕东断层活动增强时期，由于应力方向转换的影响，交汇处太古界内幕易形成多组伴生性的裂缝，是太古界内幕裂缝性储层发育的有利部位，从ch918等井的成藏就可以看出大断层交会部位决定了太古界成藏部位。

3.油源与裂缝性内幕对接程度决定了太古界成藏规模

从兴隆台太古界潜山成藏模式可以看出，为典型的中小型洼中隆背景下的整体成藏模式，四周与生油洼陷相接，这样油气有利于优先与太古界内幕储层对接，在其内幕的裂缝中成藏。其中在各级断层的控制下高中低古潜山都可形成油气藏[2]。从埕东凸起与渤南、四扣洼陷油源对接情况来看，成藏条件十分优越，特别是chg10断阶山部位，裂缝发育，与油源对接条件好，初步认为成藏规模较大。

四、结束语

埕东太古界潜山是下一步有利的勘探层系，其内幕裂缝性储层发育，从目前成藏规律来看，太古界成藏模式决定了成藏类型，大断裂交会部位决定了太古界成藏部位，油源对接程度决定了太古界成藏规模。

参考文献

[1]袁静. 埕北30潜山带太古界储层特征及其影响因素[J].石

油学报， 2004，25（1）：48-51.

[2]李军生，林春明，毕建国等. 辽河盆地大民屯凹陷法哈牛构

造太古界古潜山成藏特征研究[J]. 特种油气藏， 2006，4（8）：28-30.

作者简介：刘升余（1984-），男，湖北黄冈人，中国石化胜利

油田分公司物探研究院工程师，主要从事地震解释综合研究工作。

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气藏与油藏区别

气藏与油藏区别 一天然气与石油的赋存状态和空间分布的主要差异 天然气的产出类型多种多样，工业性天然气在地下的赋存状态远比石油多。除游离状态的天然气外．还有大量的油溶气和水溶气、吸附气，以及固态气水合物等。因此，除游离气形成的常规气藏外．还有水溶气藏、水封气藏、致密砂岩气藏、气水台物气藏等。 从油气的空间分布来说，天然气的分布远比石油广泛得多。世界油气勘探实践表明，凡是发现石油的地方，都含有一定数量的天然气，形成有油必有气、油与气伴生的配置。在许多没有发现大量石油的地区，却找到了丰富的天然气，即有天然气的地方不一定存在石油。气藏在纵向上分布很广，从埋深l4.5 m(我国长江三角洲第四系气藏)到8088 m(美国阿纳达科盆地奥陶系阿巴克尔群气藏)都有分布。000m而常规油藏的深度分布范围比气藏窄。世界上大多数油藏都分布于埋深1 000～ 4 000 m 的中等深度。 二气藏与油藏的成藏条件差异 气藏与油藏形成和保存条件的差异，主要表现在：①天然气形成的多源、多阶段性；②天然气运移活跃和运移方式多样性；③气藏对储层的条件要求低而对盖层的条件要求高；④天然气混源成藏和溶解气脱溶成藏等诸方面。 天然气来源具有广泛性和多源复合性 在成烃的物质来源、生成方式等方面, 天然气比石油广泛得多。天然气的形成具有多源性（有机和无机成因）和多阶段性（有机质演化成烃的各个阶段都伴随有天然气的生成）。而石油则大量生成于一定埋藏深度的“液态窗”范围内, 具有明显的阶段性和局限性。石油形成于特定的时间和空间范围, 生油的时空范围远比生气的时空范围小得多。 天然气形成不仅具有多源、多阶连续的特点，而且在气藏形成过程中往往是多种来源天然气的复合，即气藏中的天然气往往是多种来源天然气的混合物。这种复合或是有机气与无机气的复合，或是煤型气与油型气的复合，也可以是不同烃源岩、不同成因气体的复合，还可包括有机质不同演化阶段的气体在成藏时以累积的方式聚集于圈闭中的复合等。由于天然气在地下具有很强的运移活性，使得各种不同来源的气体在某些因索的制约下，共储于同一圈闭空间。因此，天然气藏形成的多源复合现象具有普遍性，是天然气藏形成的一大特色。 三气藏与油藏对储、盖层的要求不同 气藏和油藏的形成都需要一定的储、盏层条件，但由于天然气与石油性质的差异，对储、盖层条件的要求也不一样。气藏对储层的要求低，对盖层的要求高；而油藏对储、盏层的要求与此正好相反。各种类型的岩石，只要发育一定的储集空问和渗滤通道，都可以作为储油气层。当然，最主要的储层还是砂岩和碳酸盐岩。储气层比储油层的要求要低得多。但在相同的条件下，石油在储层中的渗滤能力较天然气差得多，故储油层的物性下限要比天然气高得多。由于天然气的流动性和扩散性比石油大，易运移，在水中的浮力大，所以对气藏盖层封闭性的要求比油藏高。能够作为油藏的盖层不一定能作为气藏的盖层，但能够作为气藏的盖层．通常可作为油藏的盖层。根据封闭机理可将油气藏盏层分为三种：物性封闭盖层，超压封闭盖层，烃浓度封闭盖层。对于油藏来说，主要是前两种封闭机制起作用；而对于天然气藏的形成，除物性封闭和超压封闭盖层外，烃浓度封闭盖层也很重要。 四石油和天然气的运聚成藏机制不同

气藏评价指标

气藏经营管理水平评价试行技术规范 2007年12月

气藏经营管理水平评价技术规范 一、各类气藏涵义 1、干气藏 储层气组成中不含常温常压条件下液态烃（C 5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量＞95%，气体相对密度＜0.65。 2、湿气藏 在气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50 g/m 3。 3、凝析气藏 在初始条件下流体呈气态，储层温度处于压力—温度相图的临界温度与最大凝析温度之间，在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出，凝析油含量一般＞50 g/m 3。 4、中高渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率≥10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 5、低渗断块砂岩气藏 是指平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、平均每个断块含气面积＜1.0km 2的小断块砂岩气藏。 6、断块砂岩气顶 是指油气藏范围内平均每个断块含油气面积＜1.0km 2、含气面积系数＜0.5、天然气储量系数＜0.5的砂岩油藏气顶。 = 油气叠加总面积 含气面积系数含气面积

7、低渗块状砂岩干气藏 是指平均渗透率＜10×10-3μm 2的块状砂岩干气藏。 8、裂缝—孔隙型低渗砂岩气藏 是指基质平均空气渗透率＜10×10-3μm 2、具裂缝—孔隙双重介质渗流特征的砂岩气藏。 9、深层低渗砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥3500 m —＜4500 m 、平均渗透率＜10×10-3μm 2的砂岩凝析气藏。 10、超深层缝洞型碳酸盐岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 、以缝洞型碳酸盐岩（块状或层状）为主的碳酸盐岩凝析气藏。 11、超深层砂岩凝析气藏 是指气层埋藏深度≥4500m 的砂岩凝析气藏。 12、低渗致密砂岩岩性气藏 是指空气渗透率＜0.1×10-3um 2 、孔隙度＜10%、以岩性圈闭为主的砂岩气藏。 二、评价参数及计算方法 1、气藏—是指单一圈闭中具有统一压力系统和统一气水或气油界面的天然气聚集。包括纯气藏、油田气顶气藏、凝析气藏等。 2、开发单元—指具有独立层系井网的、有连续完整开发数据的计算单元。 3、开发管理单元—是指以开发单元为基础，把同一构造、气藏类型相同、 = 原油地质储量＋折算成当量油的天然气储量 天然气储量系数 按当量油折算的天然气地质储量

潜山储集层识别及储层特征研究

龙源期刊网 https://www.wendangku.net/doc/d05201250.html, 潜山储集层识别及储层特征研究 作者：刘岩 来源：《科学导报·学术》2018年第01期 摘要：本文结合潜山储集层的主要类型分析，分别对碳酸盐岩和变质岩储集层的岩性识别、储层识别、储层特征性质等进行了研究，从而为潜山开发提供了地质特征依据。 关键词：碳酸盐岩；变质岩；储层识别 【中图分类号】P631.84【文献标识码】A【文章编号】2236-1879（2018）01-0217-01 辽河油田的勘探开发中，潜山勘探取得了重大进展，特别是在大民屯凹陷区域，已探明的潜山储量在4*108t以上。结合岩心分析、测井交会图分析等技术措施，对主要岩性的结果进 行了分析，其中在大民屯凹陷的安福屯潜山和西部曙光潜山带，主要分布碳酸盐岩潜山储层，在东胜堡潜山、牛心坨潜山等区块，主要分布的是变质岩储层。有必要对这两大储集层进行识别和特征分析，从而为储层开发提供地质依据。 1 碳酸盐岩储层 1.1岩性识别。 区块内的碳酸盐岩储集层主要包含泥质岩、灰岩和白云岩三类，通过岩心观察，结合试油分析，泥质岩含有油气资源较少，而高纯度的白云岩、灰岩以及含泥质较少的灰岩和白云岩含有油气资源较多。 在岩性识别上，三类岩层都具有明显的测井曲线差异，其中泥质岩主要是“三高一低”：高自然伽玛、补偿中子和声波时差，低地层补偿密度；白云岩主要是“三低一高”：地自然伽玛、补偿中子和声波时差，高地层补偿密度；石灰岩的测井曲线特征与白云岩类似，但是因为岩层矿物成分的差异，其密度比白云岩更低。具体测井数值如表1所示。 1.2储层识别。 在岩性识别基础上，可以结合大民屯凹陷的潜山储层已经开发的资料进行分析，对不同储层对应的测井响应特征进行储集层划分。基于岩性分析，碳酸盐岩层主要分为两种储集层形式：致密砂岩储集层，无裂缝、孔洞发育，也没有泥质含量；纯度较低的储集层，含有较多的泥质含量。 1.3储层特征。

致密油认识

一、致密油藏特征及一种新型开发技术 （1）典型配置关系：源储接触、源储紧邻且致密油不含页岩油 （2）Hiway流道水力压裂技术 技术关键：通过交替式间歇注入支撑剂和高强度凝胶压裂液在裂缝中产生流道并利用一种新型的纤维添加物来使流道保持稳定分布。 （3）技术进步 A、非常规连续性油气聚集理论研究b 致密储层中纳米孔隙的重大发现 C、长水平井钻井技术D水平井分段压裂改造技术 （4） （5）定义：致密油是以吸附和有利状态赋存于富含有机质且渗透率极低的暗色灰岩、泥质粉砂岩和砂岩夹层系统中自生自储，连续分布的石油聚集。@2致密油是以吸附和有利状态赋存在生油岩或与生油岩护层紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集。后者强调源储直接接触或紧邻的关系，且将储集类型限定为砂岩和碳酸盐岩不包括页岩油储层。 （6）从岩性分析致密油——致密砂岩油、致密碳酸盐油 页岩油——致密灰岩油、致密白岩油 （7）致密油储层内广泛发育纳米级孔喉系统（孔喉直径<1000 nm），使储层流体的水柱压力与浮力作用受限，储层内无统一的油/水、油/气界面和压力系统，油、气、水常多相共存。储层的含油气边界主要受以排烃压力为主的聚集动力和以毛管力为主的聚集阻力二者耦合控制。因此，致密油气的成藏并不局限于二级构造单元。油气大面积连续分布在盆地的斜坡和中心凹陷地带，具有全盆地普遍含油气的勘探特点。 （8）目前被广泛认可的依据储层孔渗参数识别致密油藏的标准为：孔隙度Φ<10%，覆压渗透率K<0.1×10 -15 m 2 （或空气渗透率<1×10 -15 m 2 ）。致密油油品较好，流动性较强一定程度上弥补了储层致密给生产带来的不足，其密度一般小于40°API （即在15.6℃时密度大于0.8251 g/cm 3）。

迪那2气田气藏类型研究

文章编号:167221926(2004)0120091204 收稿日期:2003206210;修回日期:20032112231 作者简介:马玉杰(19682),女,黑龙江嫩江人,在职硕士研究生,主要从事储量地质综合研究. 迪那2气田气藏类型研究 马玉杰1,2,郜国玺1,张丽娟1,周　厉1,黄新林1,郝祥宝1 (11中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒　841000; 21石油大学(北京)盆地与油藏研究中心,北京　102249) 摘　要:迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田,主要含气层系为下第三系。由于测试作业风险很大,获取的温度、压力资料有限,故确定气藏类型难度大。利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测结果及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,研究了迪那2气田气藏的类型,认为迪那2气田是由3个气藏组成的常温超高压、低含凝析油的层状边水凝析气藏。 关键词:塔里木盆地;前陆盆地;迪那2气田;下第三系;异常高压;气藏类型中图分类号:T E 12213+2 文献标识码:A 迪那2气田位于库车坳陷秋里塔格构造带东部,是继克拉2大气田后在塔里木盆地发现的第二个地质储量上亿方的大气田。 该气田为超高压气田,井下压力高达105M Pa 。由于测试作业风险大,总计仅进行了7层单层测试。这就给认识气藏类型带来了很大难度。利用测试结果、测井泥岩声波趋势线、储层横向预测及烃类检测结果,并结合沉积储层特征等综合研究手段,基本搞清了迪那2气田气藏类型,并顺利上报了气田东高点探明地质储量。 1　迪那2气田地质背景 迪那2气田所处的库车坳陷属于中新生代前陆盆地,北邻南天山造山带,南为塔北隆起。该坳陷进一步可划分为4个构造带和3个凹陷, 迪那2气田就位于中部秋里塔格构造带东部的迪那2号构造上,西距克拉2气田104km (图1)[1]。1.1　地层及沉积相 钻井资料揭示出迪那地区地层自上而下依次为第四系,上第三系库车组、康村组、吉迪克组,下第三 图1　库车前陆盆地构造单元划分及迪那2气田位置 系苏维依组、库姆格列木群和白垩系;含气层系为下 第三系。 吉迪克组为干旱盐湖相沉积,膏盐岩段厚800 ～1000m ,为区域性盖层[2]。 下第三系钻厚356～408m ,岩性较杂,以粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩和泥岩为主,次为含砾砂岩、 第15卷第1期 2004年2月 天然气地球科学 NA TU RAL GA S GEO SC IENCE V o l .15N o.1Feb .　2004

潜山油气藏勘探与开发

潜山油气藏的勘探与开发 ——渤海湾盆地潜山油气藏调研 第一章综述 第一节潜山的概念 潜山（Buried hills）一词，较早见于赛德尼.鲍尔斯（Sidney . Powers）的论文《潜山及其在石油地质学中的重要性》中（美国经济地质学，一九二二年第十七卷），后来，其它地质学家也使用了这一术语，如A . I .莱复生（Levorsen）在其《石油地质学》一书中就提到潜山，系指在盆地接受沉积前就已形成的基岩古地貌山，后来被新地层所覆盖埋藏而形成的潜伏山。我国1982年出版的《潜山油气藏》（华北石油勘探开发设计研究院，1982）一书中提出，凡是现今被不整合埋藏在年轻盖层下，属于基底的基岩突起，都称为潜山。它包括了后期由于基岩块体翘倾，所形成的基岩突起，都称为潜山。 还有一部分学者把潜山油气藏称之为基岩油气藏，如兰德斯（Landes，1960）认为基岩油气藏和一般油气藏的主要区别在于烃源层位于储层之上。后来一些学者进一步定义为：基岩油气藏位于一个大的区域性不整合面下的比较老的基岩中，烃源层多数位于不整合面之上，但有少数烃源层位于不整合面之下、储层之上，这种油气藏统称基岩油气藏。 第二节潜山的分类 潜山分类有多种多样，主要有按成因、形态、岩性等来进行分类。 一、按成因分为地貌山、构造山和构造—地貌山 1、地貌山：主要是受侵蚀作用形成的潜山，就是在上覆盖层沉积前，在不整合面上基底就存在地形上突起，并遭受风化、剥蚀、淋滤，后期被年轻的盖层埋藏形成的潜山。这类潜山的储集体的孔、洞、缝一般都很发育。 2、构造山：主要是在构造应力的作用下形成的潜山，就是上覆盖层沉积前，在不整合面上不存在或仅有微弱的地貌显示，主要是在盖层沉积期或沉积以后，由于构造变动产生的褶皱、断裂活动而形成的构造山或后成潜山。其特征是潜山侵蚀面与上覆层产状平行，断棱或褶皱的核部是潜山的最高部位。构造山还可以进一步分为断块山和褶皱山，断块山在冀中坳陷较发育，褶皱山尚未发现。这类潜山的储集体的孔、洞、缝不如地貌山发育。 3、构造—地貌山：由构造和侵蚀两种因素共同作用形成的潜山。在古侵蚀面上就存在地貌山，潜山幅度的大小是随后期的构造活动变化而增减。 实际上，地貌山和构造—地貌山在地质营力的作用上是很难割断，地貌山从表面上看似乎是以侵蚀作用为主，但实际上构造活动也在起作用；从潜山的评价来看，地貌山和构造地貌山均遭受过多期构造活动和岩溶作用，孔、洞、缝均较发育。因此，把地貌山和构造—地貌山都称之为地貌山。 二、按形态分为潜山、潜台、潜丘 1、潜山：现今被年轻的盖层埋藏在不整合面下的基岩高突起，规模相对较大。潜山按不同部位又可以分为：山顶（头），即位于潜山的顶部；山坡，即位于潜山的山坡；山腹（内幕），即位于潜山内部，由于潜山内部结构存在隔层，组成山腹（内幕）圈闭。 2、潜台：现今被年轻盖层埋藏在不整合面下的基岩台地，规模相对较大，如鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系古潜台。

渤海海域渤中19-6构造带深层潜山储层特征及其控制因素

地 质 勘 探 第39卷第1期· 33 ·渤海海域渤中19-6构造带深层潜山储层特征及其 控制因素 侯明才1,2　曹海洋1,2　李慧勇3　陈安清1,2　韦阿娟3 陈扬1,2　王粤川3　周雪威1,2　叶涛3 1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室?成都理工大学 2.成都理工大学沉积地质研究院 3.中海石油（中国）有限公司天津分公司 摘　要　渤海湾盆地渤中凹陷西南部的渤中19-6深层潜山构造带是新近勘探发现的特大型含油气区，该区的储层研究尚处于起步阶段，对储层发育特征及其控制因素的认识还不够深入。为此，基于对钻井岩心、井壁岩心、岩石薄片的观察和描述，结合区域构造背景、录井及测井等资料，对该区潜山储层的岩石学特征、储集空间类型、物性特征等进行分析，探讨控制储层发育的内在因素，研究储层展布规律。结果表明：①渤中19-6构造带深层潜山储层是由太古界潜山变质花岗岩主体及上覆的古近系古新统—始新统孔店组砂砾岩组成的泛潜山储集系统，形成砂砾岩孔隙带＋风化壳溶蚀裂缝带＋内幕裂缝带的多层次储层结构，储层成因复杂、类型多样；②太古界变质花岗岩潜山储集体内部在垂向上可划分为风化壳、内幕裂缝带和致密带，具有孔隙型和裂缝型的双重特性；③潜山风化壳主要受到强烈的溶蚀淋滤作用叠加断裂作用的影响，形成裂缝—孔隙型储集空间，内幕裂缝带储层的发育规模与分布受控于3期裂缝的叠加作用，燕山期以来是潜山裂缝的主要发育时期；④孔店组砂砾岩为典型的筛积沉积，后期溶蚀作用为其主要的控制因素； ⑤混合岩化作用及超临界流体隐爆作用对储层发育起到了建设性作用。结论认为，渤中19-6构造带发育砂砾岩＋变质岩潜山储集系统的认识，有助于确定该区下一步油气勘探的目标与方向。 关键词　渤海湾盆地　渤海海域　渤中19-6潜山构造带　太古代　深层变质花岗岩储层　古近纪　砂砾岩储层　溶蚀作用　构造裂缝 DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.01.004 Characteristics and controlling factors of deep buried-hill reservoirs in the BZ19-6 structural belt, Bohai Sea area Hou Mingcai1,2, Cao Haiyang1,2, Li Huiyong3, Chen Anqing1,2, Wei Ajuan3, Chen Yang1,2, Wang Yuechuan3, Zhou Xuewei1,2 & Ye Tao3 (1. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation//Chengdu University of Technology, Cheng-du, Sichuan 610059, China; 2. Institute of Sedimentary Geology, Chengdu University of Technology, Chengdu, Sichuan 610059, China; 3. Tianjin Branch Company of CNOOC, Tianjin 300452, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 1, pp.33-44, 1/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: The BZ19-6 deep buried-hill structural belt in the southwest of Bozhong Sag, Bohai Bay Basin, is a newly discovered super-giant oil and gas bearing area. The study on its reservoirs is still in the early stage, and the characteristics and control factors of reservoir development are not understood deeply. In this paper, cores, sidewall cores, rock sections were analyzed and described. Then, based on regional structural setting, mud logging and logging data, the buried-hill reservoirs in this area were analyzed from the aspects of petro-logical characteristics, reservoir space types and physical properties, the inherent factors influencing the development of the reservoirs were discussed, and distribution laws of the reservoirs were investigated. And the following research results were obtained. First, the deep buried-hill reservoirs of this belt are a pan-buried hill reservoir system composed of the Palaeocene–Eocene Kongdian Fm glutenite in the upper part and the Archean buried-hill metamorphic granite in the lower part. A multi-layer reservoir structure of glutenite pore zone, weathering crust dissolution fracture zone and inner fracture zone is formed. These reservoirs are complex in genesis and diverse in type. Second, the Archean buried-hill metamorphic granite reservoir can be vertically divided into weathering crust, inner fracture zone and tight zone, and it presents the dual characteristics of porous and fractured media. Third, the buried-hill weathering crust is mainly affected by strong dissolution and leaching superimposed with fracturing, forming fractured-porous reservoir space. The reservoir of inner fracture zone is mainly controlled by the superimposition of three-phrase fractures, which forms the main development period of buried-hill frac-tures since the Yanshanian. Fourth, the glutenite of Kongdian Fm is a typical sieve deposit and it is mainly controlled by the late dissolu-tion. Fifth, migmatization and supercritical fluid cryptoexplosion play a constructive role in the development of the reservoirs. In conclu-sion, the understanding of buried-hill glutenite and metamorphic reservoir system developed in this belt is conducive to determining the target and direction of next oil and gas exploration in this area. Keywords: Bohai Bay Basin; Bohai Sea area; BZ19-6 deep buried-hill structural belt; Archean; Deep metamorphic granite reservoir; Pa-leogene; Glutenite reservoir; Dissolution; Structural fracture 基金项目：国家科技重大专项“渤海潜山成藏综合研究与有利勘探方向”（编号：2016ZX05024-003-010）、中海石油（中国）有限公司科研项目“渤海海域潜山石油地质特征、典型油气藏成藏机理与有利勘探区带预测”（编号：CCL2014TJXZSS0870）。 作者简介：侯明才，1968年生，教授，博士生导师，博士，本刊编委；主要从事大地构造沉积学、含油气盆地分析、层序岩相古地理学等领域的科研和教学工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号。ORCID：0000-0001-7583-9159。E-mail: houmc@https://www.wendangku.net/doc/d05201250.html, 通信作者：曹海洋，1988年生，博士；主要从事沉积学、层序地层学等方面的研究工作。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号。ORCID: 0000-0003-4618-4610。E-mail: chycdut@https://www.wendangku.net/doc/d05201250.html,

潜山储集层识别及储层特征研究

潜山储集层识别及储层特征研究 本文结合潜山储集层的主要类型分析，分别对碳酸盐岩和变质岩储集层的岩性识别、储层识别、储层特征性质等进行了研究，从而为潜山开发提供了地质特征依据。 标签：碳酸盐岩；变质岩；储层识别 辽河油田的勘探开发中，潜山勘探取得了重大进展，特别是在大民屯凹陷区域，已探明的潜山储量在4*108t以上。结合岩心分析、测井交会图分析等技术措施，对主要岩性的结果进行了分析，其中在大民屯凹陷的安福屯潜山和西部曙光潜山带，主要分布碳酸盐岩潜山储层，在东胜堡潜山、牛心坨潜山等区块，主要分布的是变质岩储层。有必要对这两大储集层进行识别和特征分析，从而为储层开发提供地质依据。 1 碳酸盐岩储层 1.1岩性识别。 区块内的碳酸盐岩储集层主要包含泥质岩、灰岩和白云岩三类，通过岩心观察，结合试油分析，泥质岩含有油气资源较少，而高纯度的白云岩、灰岩以及含泥质较少的灰岩和白云岩含有油气资源较多。 在岩性识别上，三类岩层都具有明显的测井曲线差异，其中泥质岩主要是“三高一低”：高自然伽玛、补偿中子和声波时差，低地层补偿密度；白云岩主要是“三低一高”：地自然伽玛、补偿中子和声波时差，高地层补偿密度；石灰岩的测井曲线特征与白云岩类似，但是因为岩层矿物成分的差异，其密度比白云岩更低。具体测井数值如表1所示。 1.2储层识别。 在岩性识别基础上，可以结合大民屯凹陷的潜山储层已经开发的资料进行分析，对不同储层对应的测井响应特征进行储集层划分。基于岩性分析，碳酸盐岩层主要分为两种储集层形式：致密砂岩储集层，无裂缝、孔洞发育，也没有泥质含量；纯度较低的储集层，含有较多的泥质含量。 1.3储层特征。 碳酸盐岩的潜山储层存在较为复杂的储集空间类型，存在裂缝、孔隙和溶洞三种类型，裂缝包含构造微裂缝、宏观构造缝和晶间缝等；溶洞主要沿着裂缝发育，也存在一些砾间缝，一般都不会独立存在；孔隙大都是粒间溶孔和晶间孔。在研究区块中，存在由宏观裂缝和溶洞、微观裂缝共同构成的复合型的储层。从已经探明的潜山储层看，大民屯凹陷储层主要以白云岩储层为主，西部凹陷大都

致密砂岩气藏读书总结

致密砂岩气藏读书总结 本次对于致密砂岩气藏的文献阅读主要从致密砂岩气藏的概念、分类、气藏特征、成藏要素、成藏机理以及国内外不同盆地致密砂岩气藏的特点等方面进行的，总结如下： 1.致密砂岩气藏的概念 国内外学者对致密砂岩气藏的定义与很多，其共同特点是储层致密，孔隙度渗透率很低。国内普遍认可的定义为：致密砂岩气是指孔隙度低(<12%)、渗透率比较低(1×10-3μm2)、含气饱和度低(<60%)、含水饱和度高(>40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气（关德师，中国非常规油气地质，1995）。 2.致密砂岩气藏的分类 致密砂岩气藏根据产状分类可分为致密深盆气、致密根源气、致密连续型砂岩气。通过阅读学习发现，对于致密砂岩气藏比较合理的分类方式是按照气藏的成因进行分类，根据有机质大量生、排烃时间与储层致密化时间的关系可将致密砂岩气藏分为三大类：“先成型”深盆气藏、“后成型”致密砂岩气藏、后期改造复合型砂岩气藏。 “先成型”深盆气藏是指有机质大量生排烃时间晚于储层致密化的时间，即储层先致密后成藏。“后成型”致密砂岩气藏与“先成型”相反，是储层先成藏后致密，可见，“先成型”早期属于常规气藏，也称为常规致密砂岩气藏，根据圈闭类型可分为：致密构造类砂岩气藏和致密岩性类砂岩气藏。第三类后期改造复合型致密砂岩气藏是指早期形成的致密类油气藏受到构造变动改造后形成的、地质特征可能完全不同的一种新类型的油气藏或者致密常规型油气藏与致密深盆型油气藏在地史过程中叠加复合而形成的致密型砂岩类油气藏。 3.致密砂岩气藏地质特征： （1）储层致密，储层孔隙度低，一般都在12%以下；储层渗透率低，一般都在1×10-3μm2以下。 （2）致密砂岩气藏埋深变化范围大，分布面积较大。 （3）储量规模大，但储量丰度低，产能低、开采难度大。 （4）油藏压力特征复杂，既有异常高压又有异常低压。一般的，深盆气藏随着成藏演化由异常高压变为异常低压。 （5）气水关系复杂，既有上气下水，又有下气上水，汽水边界不规则。 不同类型的致密砂岩气藏其特点也有不同，特别的，“先成型”深盆气藏地质特征比较特别。 深盆气藏最本质的特征为：天然气被圈闭在地层下倾方向或盆地中心区域；含气区域内的各地质体孔隙均含气而少含水。另外，深盆气气水关系为下气上水型，无明显的边水和底水，气藏形态不受构造控制；深盆气藏的地层压力异常，在主要盆地深盆气藏中，加拿大阿尔伯塔盆地和中国的鄂尔多斯盆地、吐哈盆地属于异常低压，美国的绿河盆地和红沙漠盆地以及中国的四川盆地都属于异常高压，研究表明在天然气充注和深盆气藏的形成过程中，它们的压力显现出正异常；在盆地上升剥蚀或深盆气成藏作用停止过程中，它们的压力显现出负异常。深盆

蓬莱9-1潜山储层岩性识别及油气富集特征

Advances in Geosciences地球科学前沿, 2015, 5, 235-247 Published Online June 2015 in Hans. https://www.wendangku.net/doc/d05201250.html,/journal/ag https://www.wendangku.net/doc/d05201250.html,/10.12677/ag.2015.53024 Reservoir Identification and Distribution Characteristics of Penglai 9-1Geoburried-Hills Bairong Song1, Fengrong Wang2, Xiangkuan Gong3 1Exploration and Development Research Institute, Liaohe Co. Ltd., PetroChina, Panjin Liaoning 2Tianjin Branch of China National Offshore Oil Corporation, Tianjin 3Northwest University, Xi’an Shaanxi Email: songbr@https://www.wendangku.net/doc/d05201250.html, Received: Jun. 11th, 2015; accepted: Jun. 23rd, 2015; published: Jun. 29th, 2015 Copyright ? 2015 by authors and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). https://www.wendangku.net/doc/d05201250.html,/licenses/by/4.0/ Abstract Through rock slice identification and chemical analysis of rock, the Penglai 9-1 oilfield and Geo- burried-hills have been considered as two sets of lithology. One set is middle-low grade meta-morphic surrounding rocks, such as metamorphic quartz sandstone, quartzite, Mica-Quartz schist in Meso-Neo Proterozoic, the other is granite intrusive. LA-ICP-MS ziron U-Pb Dating indicates that the 206Pb/238U ages of zircons from 162 - 169 Ma, weighted average 165 Ma, thus the age probably represents the formation age of the granite, indicating that the rock in the Middle Jurassic in-truded into the Neoproterozoic strata. The identification method of rock in Geoburried-hills has been established by studying the physical features of rock, based on the analysis of the rock and mine identification and time analysis. We have analyzed the reasons and controlling factors of Genesis of reservoir and pointed out the best exploration area which has laid the foundation for the oil gas storage declaration and so on. Keywords Penglai 9-1, Lithology, Jurassic, Log Curve, Reservoir Characteristic 蓬莱9-1潜山储层岩性识别及油气富集特征 宋柏荣1，王凤荣2，宫相宽3

油气藏的分类

三、油气藏类型 1、按照相态分类 见表3-2-。 表3-2- 中国油气藏相态类型划分表 2、按照圈闭要素分类 （1）背斜油气藏 见图3-2-。 图3-2- 背斜油气藏类型图 （2）断层油气藏 见图3-2-。 图3-2- 断层油气藏类型图 （3）地层油气藏 见图3-2-。 图3-2- 地层油气藏类型图 （4）岩性油气藏 见图3-2-。 图3-2- 岩性油气藏类型图 （5）混合油气藏及水动力油气藏 见图3-2-。 图3-2- 混合油气藏及水动力油气藏类型图 （6）潜山油藏类型 见图3-2-。 图3-2- 潜山油藏分类 （7）盐丘圈闭油气藏 见图3-2-。 图3-2- 盐丘圈闭理想示意剖面图 （8）深盆气藏 见图3-2-。 图3-2- 美国阿帕拉契亚地区百英尺砂岩深盆气藏剖面图3、按天然气组分因素分类 （1）含酸性气体气藏的划分 1）含硫化氢（H2S）的气藏划分 见表3-2-。

表3-2- 含硫化氢气藏分类 2）含二氧化碳（CO2）的气藏划分 见表3-2-。 表3-2- 含二氧化碳气藏分类 (2) 含氮气（N2）的气藏划分 见表3-2-。 表3-2- 含氮气藏分类 (3) 含氦气（He）的气藏划分 在当前工业技术条件及国民经济实际需要条件下，将天然气组分中含氮量达到0.1％及以上者，称为含氮气藏。 4、按气藏原始地层压力分类 （1）按照地层压力系数（PK）划分 见表3-2-。 (2) 四、油气藏组合模式 1、长垣油气藏聚集带 见图3-2-。 图3-2- 长垣油气藏聚集带实例图 2、古河道砂岩体油气藏聚集带 见图3-2-。 图3-2- 古河道砂岩体油气藏聚集带实例图

埕东太古界潜山储层特征及成藏规律研究

埕东太古界潜山储层特征及成藏规律研究 埕东太古界潜山储层特征及成藏规律研究 摘要：本文对济阳坳陷太古界潜山储层特征及成藏规律进行了研究，分析认为太古界内幕储层发育，主要为裂缝性片麻岩储层以及带溶蚀孔隙的火山岩储层。在成藏方面成藏模式决定了成藏类型，大断裂交会部位决定了太古界成藏部位，油储对接程度决定了太古界成藏规模。 关键词：埕东太古界成藏 埕东地区潜山主体到目前为止已经发现了太古界、寒武系等潜山油藏，其中chg9、chg10、ch918井钻遇太古界成藏。从整体上看，埕东潜山南部以埕南大断层与四扣生油洼陷相接，侧向供油深度大，且潜山内幕发育多期不均匀分布的断层和裂缝，对油气运移起到了良好的沟通作用，是有利的油气富集区带，特别是太古界潜山与富油洼陷油源直接对接，具有形成规模储量的基础，是重点的勘探层系，但是目前其成藏规律不明确，值得深入研究。 一、构造特征 通过精细解释太古界顶面构造图发现本区断层发育，主要发育北西及北东向断层，印支、燕山期古断裂和埕南断裂以及第三系盆缘断层分割、改造本区太古界潜山，将埕南断层及潜山顶面分割成多个断阶，形成网状断裂格局。北部主要发育北东向反向断阶，南部受埕南断层影响发育顺向断阶，形成多个有利的断块圈闭。从一系列的内幕沿层相干切片上可以看出，内幕的裂缝主要发育北西及北东向，且主要集中在埕南断层与老的孤西断层交汇处、埕南断层与埕东断层交汇处，分析其原因在于本区一直受孤西、埕南、埕东断层差异性活动影响，特别是在孤西断层停止活动，埕南断层持续活动时期，在埕南断层活动减弱埕东断层活动增强时期，由于应力方向转换的影响，交汇处太古界内幕易形成多组伴生性的裂缝，是太古界内幕裂缝性储层发育的有利部位。 二、储集层发育特征

第四章 气藏类型识别方法

第四章气藏类型识别方法 深埋于地下的储集烃类物质的岩层统称为储集层，它通常又划分为含油层和含气层。具有同一压力系统的含油层构成一个油藏，具有同一压力系统的含气层构成一个气藏。油藏与气藏存在着一定的联系，又存在一定的区别。两者之间的主要区别在于石油烃被人采到地面之后，液态原油与气态天然气的比例大小不同。从油藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为原油）比例较大，而从气藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为凝析油）比例较小，甚至无液态烃（如干气气藏）。这种区别归究于油藏与气藏中的烃类物质的组成组分存在明显的差异。正由于这一差异导致油藏与气藏的开发开采方法存在显著的不同。因此，在开发烃类储集层时，首先确定出油气藏类型是十分重要的。 对于气藏而言，通常又存在干气气藏、凝析气藏之分；或存在定容封闭性气藏、水驱气藏之分等。在开发这些不同类型的气藏时，所采用的开发开采方案因气藏类型不同而不一样。因此，在气田开发初期，识别出气藏类型，对制定气藏开发开采方案以及调整方案都具有十分重要的指导意义。 第一节气藏判断方法 一、分类依据 目前对油气藏的分类方法较多，归纳起来按其分类依据不同而异。 1．按产状进行分类 就其产状而言，天然气分为伴生气和非伴生气。如果气藏中原油含量极少，就称为非伴生气，也称为游离气（纯气田气）。如果油藏中发现天然气，就称为溶解气或伴生气。 2．按组成进行分类 根据天然气中 C含量可将其分为干气（贫气）、富气（湿气）、凝析气藏等。 6 3．接压力系统进行分类 根据气藏的压力系数（原始气藏压力除以静水压力）大小，可将气藏分为正常压力系统气藏和异常压力系统气藏（异常高压气藏和异常低压气藏，异常低压气藏非常罕见，而异常高压气藏常见）。 4．按流体分布进行分类 根据气藏有无边底水侵人可将气藏分为定容封闭性气藏和水驱气藏（或按驱动方式可分，为气驱气藏和水驱气藏）。 5．按经济价值进行分类 根据目前经济、技术条件能否进行工业性开采，将天然气藏分为常规天然气藏（气田气和油田伴生气）和非常规天然气藏（如水溶性气藏）。 6．按岩性进行分类 根据储气层岩石性质不同，可分为砂岩气藏、页岩气藏等。 7．按来源进行分类

SYT 6168-1995 气藏分类

气藏分类 SY/T6168—1995 1范围 本标准规定了天然气藏单因素分类和多因素组合分类系列与指标，同时规定了组合分类的原则和命名方法。 本标准适用于天然气常规气藏、凝析气藏和非常规等气藏的分类。 3.1按气藏圈闭因素分类 天然气藏按圈闭类型可分为四类十亚类，见表1。 3.2按储层因素分类 3.2.1依据储层岩石类型划分。见表2。 3.2.2依据储层物性划分，见表3。 按储层物性划分气藏类型时，应以试井资料求取得有效渗透率为主，绝对渗透率和孔隙度参数仅作参考使用。尤其是非孔隙型储层，绝不能仅使用绝对渗透率进行划分。 表1 按圈闭因素划分 表2 气藏按储层岩类的划分

表3 气藏按储层物性的划分 表4 气藏储渗空间类型特征表 气藏按驱动方式可分为三类，其类型划分及特征见表5。 表5 气藏按驱动因素分类

3.4按相态因素分类：按天然气藏地层条件下的压力—温度相态可分为干气藏、湿气藏、凝析气藏、水溶性气藏、水化物气藏五类。 3.4.1干气藏：储层气组成中部含常温常压条件下液态烃（C5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量大于95%，气体相对密度小于0.65。3．4.2湿气藏：气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50g/m3 。 3.4.3凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态，储层温度处于压力--温度相图的临界温度与最大凝析温度之间。在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出。 3.4.4水溶性气藏：烃类气体在地层条件下溶于地层水之中，形成的具有工业开采价值的气藏。 3．4.5水化物气藏：烃类气体与水在储层条件下呈固态存在，具有工业开采价值的气藏。 3.5凝析气藏的分类 3.5.1按露点在压力—温度相图中的位置划分 A）常规凝析气藏：储层温度距流体压力—温度相图的临界温度点较远，露点压力随凝析油含量增多而增高。 B）近临界态凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态。储层温度从露点线一侧接近储层流体的临界温度。露点压力随凝析油含量增多而下降。衰竭式开采时，储层中反凝析现象特别严重。 3.5.2按凝析油含量划分（见表6） 表6 凝析气藏按凝析油含量划分 气藏中只有凝析气藏存在低饱和类型。其初始条件下的储层压力高于凝析气露点压力，无油环存在。 3.6.2饱和气藏 在出事储层条件下，地层压力与流体饱和压力基本一致。可细分为无油环饱和凝析气藏、带油环气藏和油藏气顶。其类型划分和区分指标见表7。

水驱气藏的分类与驱动方式

水驱气藏的分类与驱动方式 摘要：本文探讨了水驱气藏的分类，对水驱气藏驱动方式进行了分析，认识到水驱气藏动态特征，本文提出了基于气藏物质平衡理论的水驱气藏识别新方法，并详细介绍了该方法的推导过程。 关键词：水驱气藏驱动方式动态特征识别方法 一、水驱气藏的分类 水驱气藏从水体产状看可分为边水、底水两类。前者仅局部与气藏底界接触，多存在于层状气藏；后者则整个气藏底界均与水体接触，是块状气藏的主要形式。从水驱气藏水体与外界连通性看，又有封闭型与开启型之分。不同水体类型的水驱气藏在开发布局、原则上有不同的策略方法。通常对边水气藏采取边部少布井、低速度的开采方法，以延缓边水的侵入，而对底水气藏则采取均匀布井，均衡开采，控制打开程度方法，以达到水侵均匀、防止水锥的目的。 另外，可以根据压力系统分类法对水驱气藏进行分类研究。根据压力系统分类法，压力系数0.8～1.2为正常压力，大于1.2为高压异常，小于0.8者为低压异常。气藏开发的实际资料表明：正常压力系统气藏的压力系数在0.9～1.5之间，而异常高压气藏的压力系数在1.5～2.23之间。水驱气藏从压力系统与形成原因可以分为：异常高压水驱气藏、正常压力系统水驱气藏和异常低压水驱气藏，目前的研究主要集中与正常压力系统的水驱气藏和异常高压水驱气藏，而异常低压的水驱气藏很少见。对于异常高压水驱气藏，由于开采过程不仅要考虑水侵的影响，还要考虑由于地层压力下降造成的气藏物性参数和体积变化，即要考虑介质形变问题。 二、水驱气藏驱动方式的分析 在油气藏的开发过程中，驱动方式反映了促使油、气由地层流向井底的主要能量形式。目前物质平衡方程为判断水驱气藏驱动方式的主要手段，对于定容封闭气藏而言，气压驱动为主要方式：对水驱气藏来讲，在气藏驱动的基础上，驱动方式主要有刚性水驱与弹性水驱两类。 弹性水驱是指在水驱气藏开发过程中，随着采气量的增加和地层压力的下降，造成边、底水的侵入，由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响明显，使地层压力下降要比气藏缓慢的一种驱动方式。供水区面积愈大，压力较大的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。 刚性水驱是指侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的气产量，此时气藏压力能保持原始水平上的驱动方式。它可看作是弹性水驱的一个特例。文献指出在自然界中具有这种驱动方式的气田很少，如前苏联，在统计的700个气田中，只有10余个。