国内外致密气藏储层特征比较及定量表征技术;CATALOGUE;致密气藏定义与分类;国内外储层物性界定标准;构造-岩性组合分类;孔隙度差异显著：国内外致密气藏孔隙度均低于12%，但国内储层更致密，需纳米级CT技术精确表征。
渗透率技术瓶颈：国内渗透率普遍低于0.1mD，现有测量设备精度不足，制约开发方案制定。
裂缝发育特征：国外裂缝密度更高（1-3条/米），国内需加强微地震监测技术以识别隐蔽裂缝系统。
储层构型差异：国内以透镜体为主（厚度3-15米），国外多呈层状发育（10-30米），需差异化建模技术。
含水饱和度影响：国内含水饱和度普遍高于国外，核磁共振技术需优化T2截止值以提高含气量评估精度。;储层地质特征对比;沉积环境与成岩作用差异;孔隙度差异显著:致密储层（砂岩/碳酸盐岩）孔隙度均≤5%，而优质砂岩可达20%-35%，揭示储层质量两极分化特征。
岩性控制物性下限:碳酸盐岩孔隙度普遍低于同等级砂岩（如中等储层相差5个百分点），反映成岩作用对孔隙保存的更强破坏性。
技术突破方向明确:研究显示44%孔喉半径0.4μm，核磁测井模型通过区分孔径贡献因子将渗透率计算误差降低至12%，为致密气藏开发提供关键支撑。
非均质性量化需求迫切:核磁T2谱与孔喉半径的幂函数关系（R20.82）证实微观孔隙结构复杂，需建立分类型解释模型提升甜点预测精度。;非均质性表征指标对比;开发技术适应性分析;采用大规模滑溜水压裂液体系，单井压裂段数可达50段以上，通过密切割裂缝网络实现致密气藏立体开发，但需配套高强度套管和连续油管作业设备。;;增产措施效果评价标准;定量表征关键技术;宏观-微观结合建模;参数反演智能算法;三维可视化表征技术;技术挑战与对策;致密砂岩储层受沉积微相与成岩作用双重控制，孔隙结构复杂（纳米-微米级孔隙共存），传统建模方法难以准确刻画储层参数的空间分布规律。需采用基于沉积成岩相控的多尺度建模技术，结合CT扫描与数字岩心分析实现孔隙网络重构。;;多源数据融合解决方案;典型应用案例分析;北美页岩气藏实践;深层页岩气开发突破;;THANKS