致密气藏开发技术及发展趋势

致密气藏开发技术及发展趋势 致密气是三大非常规气（致密气、页岩气、煤层气）之一。自上世纪70年代以来，全球已发现或推测发育致密气的盆地达到70余个，资源量约210万亿方，2008年产量达到4320亿方，占世界天然气总产量的七分之一，已成为天然气勘探开发的重要领域。 北美地区天然气勘探开发的实践 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 明：致密气、煤层气、页岩气对常规气生产的梯次接替是保障美国天然气供应、减缓对外依存的核心战略。其中，致密气作为首个接替领域地位举足轻重。我国致密气分布广泛、资源潜力巨大。 1什么是致密气的定义及特征 随着技术的进步，煤层气和页岩气相继投入开发，将气藏分为常规天然气藏和非常规天然气藏，其中非常规天然气藏包括致密气、煤层气和页岩气，以及天然气水合物。什么是致密气呢？它具有哪些特征呢？ 1.1致密气的定义 世界上无统一的致密气 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 和界限，不同国家根据不同时期的资源状况、技术经济条件、税收政策来制定其标准和界限，且在同一国家、同一地区，随着认识程度的提高，致密气的概念也在不断的更新。 明确“致密气”定义具有以下几方面的作用：①目前已开发低渗砂岩气田主要开采的为低渗储量，致密气动用较少，按致密气思路将进一步拓展资源潜力；②储量管理过程中划分出低渗与致密气的储量比例，有利于进行储量的分类管理；③对于致密气开发还需要进一步发展相应的工艺技术，并制定有效的开发技术政策；④对于致密气的规模开发可以申请国家相关政策，如免税政策或提高气价等。 （一）国外对致密气的定义 英国将储层渗秀率小于1 mD的气藏定义为致密气藏。德国将储层渗秀率小于0.6 mD的气藏定义为致密气藏。美国将储层渗透率小于0.1mD的气藏（不包含裂缝）定义为致密气藏，并以此作为是否给予生产商税收补贴的标准。 1973年，美国能源部对可进行工业开采的致密含气层标准作了如下界定： ①用常规手段不能进行工业性开采，无法获得工业规模可采储量； ②含气砂层的有效厚度下限30.48m（100英尺），含水饱和度低于65％，孔隙度5%～15%； ③目的层埋深1500～4500m（5000～15000英尺）； ④产层总厚度中至少有15%为有效厚度； ⑤可供勘探面积不少于31km2（12平方英里）； ⑥位于边远地区（当时考虑到要使用核爆炸压裂法，因此要远离居民稠密区）； ⑦产气砂岩不与高渗透的含水层互层。 除此以外，有的学者（如Stephen A．Holditch）认为致密气藏是指需经大型水力压裂改造措施，或者是采用水平井、多分支井，才能产出工业气流的气藏。 （二）国内对致密气的定义 目前，国内气藏分类标准以渗透率作为 评价 LEC评价法下载LEC评价法下载评价量规免费下载学院评价表文档下载学院评价表文档下载 指标，主要划分为高渗、中渗、低渗和致密四类，见表1-1、表1-2。 表1-1 按储层物性对气藏分类（SY/T6168-2009） 类 高渗气藏 中渗气藏 低渗气藏 致密气藏 有效渗透率mD ＞50 ＞5～50 ＞0.1～5 ≤0.1 类 高孔气藏 中孔气藏 低孔气藏 特低孔气藏 孔隙度% ＞20 ＞10～20 ＞5～10 ≤5 表1-2 不同时期的气藏定义标准 袁政文等（1990） SY/T 6168-1995 气藏分类 SY/T 6285-1997 油气储层评价方法 类别 原始地层渗透率，mD 地表渗透率，mD 1000-100 高渗 K≥50 K≥500 高渗 100-10 中渗 10≤K＜50 10≤K＜500 中渗 10-1 低渗 0.1≤K＜10 0.1≤K＜10 低渗 1-0.5 致密 K＜0.1 K＜0.1 致密 0.5-0.1 很致密 0.1-0.001 超致密 综上所述，致密气藏具有渗透率低；自然产能低；经过大型水力压裂，或者采用水平井、多分支井，才能产出工业气流等特点。故致密气藏是覆压基质渗透率小于或等于0.1mD的砂岩气层，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下（包括压裂、水平井、多分支井等）可以获得工业天然气产量的气藏。 1.2 致密气藏的地质及开发特征 关于致密砂岩气，在国外一般将其归属于连续型气藏。致密砂岩气藏是指孔隙度低（<12%）、渗透率比较低（0.1mD）、含气饱和度低（<60%）、含水饱和度高（40%）、单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下（包括压裂、水平井、多分支井等）可以获得工业天然气产量的气藏。 致密砂岩气藏几乎存在于所有的含油气区，最早于1927年发现于美国的圣胡安盆地，1976年在加拿大阿尔伯达盆地西部深坳陷区北部发现了大型的埃尔姆沃斯致密砂岩气田。我国自1971年发现川西中坝气田之后，也逐步系统地开始了对致密砂岩含气领域的研究。 致密气藏通常是指主要产出干气的低渗透储层。已经开发的低渗透气藏许多都发现于砂岩地层，也有不少发现于碳酸盐岩、页岩和煤层。致密气藏的直井在钻井完井之后，通常需要通过增产措施才能获得具有商业价值的产量。 为了准确地评估和开发致密气藏，需要从岩心、测井和钻井记录以及试井分析中获取数据。相对常规气藏而言，评价致密砂岩气藏需要的数据更多。与常规气藏相比，低渗致密气藏具有以下一些地质及开发特征。 （一）影响储集层特征的构造因素 ①断层 断裂活动引起一系列构造，地层的变化，改变储集层埋藏条件，引起流体性质和压力系统的变异。 ②透镜体 透镜体在低渗致密砂岩中占相当大的比重，如何准确确定透镜状砂层的大小、形态、方位和分布，是能否成功开发这类气藏的关键。 ③裂缝 低渗致密储集层的渗透能力低，但只要能与裂缝搭配，就能形成相对高产，裂缝主要对油气渗流做贡献，裂缝孔隙度一般不会超过2%。国内外大量资料表明，在一定埋藏深度下，天然裂缝在地下一般呈闭合状态，缝宽多为10~50 µm，基本上表现为孔隙渗透特征。这些层不压裂往往无产能。 （二）低渗透气藏储集层特征 ①非均质性强 物性的各向异性非常明显，产层厚度和岩性都不稳定，在很短距离内就会出现岩性、岩相变化甚至尖灭，以至在井间较难进行小层对比。 ②低孔低渗 孔隙结构研究能揭示储层内部的结构，它是微观物理研究的核心。一般这类储层孔隙有粒间孔隙、次生孔隙、微孔隙和裂缝四种基本类型。粒间孔隙愈少，微孔隙所占比例愈大，渗透率就愈低。低渗致密砂岩受后生成岩作用影响明显，它以次生孔隙（包括成因岩作用新生的孔隙和经改造后的原生孔隙两部分），并且往往伴随着大量的微孔隙。不论何种成因，不论其性质有何差异，这类砂岩都具有孔隙连通但喉道细小的特征，一般喉道小2 µm。泥质含量高，并伴生大量自生粘土，这是低渗致密砂岩的又一明显特征。 常规实验室测定的气体渗透率与实际储集层条件下的渗透率差别很大，这对低渗致密气藏尤为突出。因此要尽量模拟地层条件测定其渗透率，渗透率随埋深的加大，压力的增高而急剧地减小，并且在压力卸载后，渗透率恢复不到原值。 ③含水饱和度高 致密储层的毛细管压力高，从而导致地层状态下含水饱和度较高。含水饱和度增加导致气体相对渗透率大幅度下降，而水的相对渗透率也上不去，岩石一般为弱亲水到亲水。 （三）低渗透致密气藏开发特征 ①单井控制储量和可采储量小，供气范围小，产量低，递减快，气井稳产条件差。 ②气井的自然产能低，大多数气井需经加砂压裂和酸化才能获得较高的产量或接近工业气井的标准。投产后的递减率高。 ③气藏内主力气层采气速度较大，采出程度较高，储量动用充分，非主力气层采气速度低，储量基本未动用，若为长井段多层合采!层间矛盾更加突出。 ④一般不出现分离的气水接触面，储集层的含水饱和度一般为30%~70%，因此井筒积液严重，常给生产带来影响。 ⑤气井生产压差大，采气指数小，生产压降大，井口压力低，可供利用的压力资源有限。 ⑥由于孔隙结构特征差异大，毛管压力曲线都为细歪度型，细喉峰非常突出，喉道半径均值很小，使排驱压力很高，也存在着“启动压力”现象。 低渗致密气藏开发的关键技术：深度压裂和分层压裂改造技术、蒸汽吞吐技术、排水采气技术、多孔介质油气体系相态分析技术、裂缝识别和监测技术等。 2致密气藏聚集机理及分布 2.1 油气聚集类型 油气聚集方式包括单体型、集群型、准连续型与连续型4种基本类型（图2-1和表2-1）。常规油气包括单体型和集群型，其中单体型主要为构造油气藏，油气聚集于构造高点，平面上呈孤立的单体式分布；集群型主要为岩性油气藏和地层油气藏，油气聚集于较难识别的岩性圈闭和地层圈闭中，平面上呈较大范围的集群式分布。非常规油气包括准连续型和连续型，平面上呈大面积准连续型或连续型分布。准连续型油气聚集，包括碳酸盐岩缝洞油气、火山岩缝洞油气、变质岩裂缝油气、重油、沥青砂等；连续型油气聚集是非常规油气主要的聚集模式，包括致密砂岩油和气、致密碳酸盐岩油和气、页岩油和气、煤层气、浅层生物气、油页岩、天然气水合物等。从资源丰度看，非常规油气资源占据总资源的主体，比例达80%，常规油气资源仅占20%。 图2-1 常规与非常规油气聚集类型分布 表2-1 油气资源类型划分 资源类型 分布特征 聚集类型 实例 常规油 气聚集 单体型 构造油气藏 松辽盆地大庆长垣Ｋ 集群型 岩性油气藏 松辽盆地Ｋ、渤海湾盆地Ｅ 地层油气藏 准噶尔盆地西北缘Ｃ—Ｊ 非常规 油气聚集 准连续型 碳酸盐岩缝洞油气 塔里木盆地台盆区∈—Ｏ 火山岩、变质岩缝洞油气 新疆火山岩Ｃ—Ｐ、渤海湾大民屯元古界 重油 渤海湾盆地Ｎ 沥青 砂准噶尔盆地西北缘Ｊ 连续型 致密砂岩油和气 鄂尔多斯盆地Ｃ—Ｐ、Ｔ，四川盆地Ｔ 致密碳酸盐岩油和气 四川盆地Ｊ 页岩油和气 四川盆地∈、Ｓ、Ｊ 煤层气 沁水盆地Ｃ—Ｐ 油页岩 松辽盆地Ｋ 水合物 南海北部斜坡区 2.2致密气聚集机理 致密气是非常规气的一种。非常规油气主要分布于前陆盆地坳陷—斜坡、坳陷盆地中心及克拉通向斜部位等负向构造单元，如北美前陆大型斜坡，中国鄂尔多斯盆地中生界大型坳陷湖盆中心等。平面上，油气或滞留在烃源岩内，或连续分布于紧邻烃源岩上下的大面积致密储层中；纵向上，多层系叠合连片含油，形成大规模展布的油气聚集。流体分异差，无统一的油水界面，油、气、水常多相共存，含油气饱和度变化大，具有“整体普遍含油气”的特征，一般单井无自然工业产量。 非常规油气储集体广泛发育纳米级孔喉系统，是大面积连续型或准连续型油气聚集的根本特征，决定了油气呈连续或准连续型分布。根据中国与北美典型的非常规储层纳米级孔喉分布统计结果，致密气储层孔喉直径介于40～700nm，致密砂岩油储层孔喉直径介于50～900nm，致密灰岩油储层孔喉直径介于40～500nm（图2-2）。 图2-2 全球典型致密气储层纳米孔喉分布 连续型油气聚集具有两个关键地质特征： 一是源储共生，大面积层状含油气储集体连续分布，无明显圈闭与油气水界限； 二是非浮力聚集，油气持续充注，不受水动力效应的明显影响，无统一油气水界面与压力系统。 与常规油气聚集不同，非常规油气聚集突破了从烃源岩到圈闭的含油气系统概念，聚集动力以烃源岩排烃压力为主，受生烃增压、欠压实和构造应力等控制，聚集阻力主要为毛细管压力，二者耦合控制含油气边界。纳米级孔喉系统限制了水柱压力与浮力在油气运聚中的作用，运移距离一般较短，主要为初次运移或短距离二次运移。致密油和气以渗流扩散作用为主，非达西渗流，运移距离较短；碳酸盐岩缝洞油气、火山岩缝洞油气及变质岩裂缝油气存在一定程度的二次运移，但其紧邻烃源岩发育，达西与非达西渗流共存，与常规油气聚集相比，运移距离较短和规模较小。 2.3 我国致密气藏及分布 中国致密砂岩气资源量约为12万亿立方米（部分与常规气在资源量上存在着交叉），广泛分布于鄂尔多斯、四川、松辽、渤海湾、柴达木、塔里木及准噶尔等10余个盆地，其中鄂尔多斯和四川盆地最为丰富（图2-3）。 图2-3 我国致密气分资源量分布图 鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量约10万亿立方米，号称“满盆气”。其中：苏里格2.2万亿立方米（基本探明）；大牛地气田3522亿立方米；榆林气田1807.5亿立方米（50％）；乌审旗气田1012亿立方米；神木气田940亿立方米；米脂气田358.48亿立方米。 2009年鄂尔多斯盆地致密砂岩气总产量133.52亿立方米。其中：苏里格80亿立方米；大牛地气田19.6亿立方米；榆林气田27.3亿立方米；乌审旗气田1.6亿立方米；米脂气田5.02亿立方米。 2009年，苏里格气田基本探明储量2.2万亿立方米，2010年，储量将达到2.7万亿立方米，是中国名副其实的世界级的特大型气田。同年，苏里格气田天然气产量达到80亿立方米，2010年产量将突破100亿立方米，规划到2015年建成250亿立方米的生产能力。苏里格大气田，是京津地区天然气供应的主力气源，可以稳定供气30～50年。 图2-4 鄂尔多斯盆天然气勘探成果图 四川盆地，致密砂岩气勘探开发潜力大。最新评价结果，川西侏罗系与上三叠统天然气资源量为1.8～2.5万亿立方米，而目前的探明储量约为2200亿立方米，仅占资源量的10%左右。须家河组是四川盆地川中地区下一步致密气勘探现实领域。 图2-5 四川盆地川中广安、合川须家河组探明储量图 3国外致密气藏开发关键技术 美国针对致密砂岩气储层物性差、储量丰度高、单井井控储量小等地质与开发特征，形成了气藏描述、井网加密、分层压裂等主体开发技术。 图3-1 美国形成的一套致密气藏开发技术 3.1 气藏描述技术 美国发展了以提高储层预测和气水识别精度为目标的二、三维地震技术系列，如构造描述技术、波阻抗反演储层预测技术、地震属性分析技术、频谱成像技术、三维可视化技术、地震叠前反演技术，等等。 三维地震技术的应用有效地提高了钻井成功率。1990年以前，以二维地震为主体技术，开发井钻井成功率小于70%；1990年以后，气藏描述及三维地震技术的应用使钻井成功率提高到75%-85%。 裂缝预测技术的广泛应用对井位优化起到了关键作用。主要有岩心裂缝描述、测井解释、有限元数值模拟、地震相干属性分析，地震衰减属性分析，分形气层检测技术等。 图3-2 裂缝平面展布及粘土矿物分布叠合图（Rio Arriba County, NM） 图3-3 裂缝平面展布含气饱和度分布叠合图（Rio Arriba County, NM） 3.2井网加密技术 对于多层叠置的透镜状气藏，由于单井泄气面积小，井间加密是提高气藏采收率的技术关键。 图3-4 美国部分致密气藏开发井网密度 井网加密技术流程：在综合地质研究基础上，应用试井、生产动态分析和数值模拟等动态描述手段，确定井控储量与供气区形态，优化加密井网。 图3-5 美国井网加密技术 流程图 破产流程图 免费下载数据库流程图下载数据库流程图下载研究框架流程图下载流程图下载word 只要动态资料确认满足加密条件，就可以实施井网加密。 3.3增产工艺技术 3..3.1分层压裂技术 3.3.2水平井分段压裂技术 3.3.3大型压裂技术 3.4钻采工艺技术 3.4.1小井眼技术 对于小井眼的提法有各种各样，不尽相同，国内外到目前为止没有统一的定义。 ①美国Amoco公司：90%以上的井眼用小于6″的钻头钻成。 ②法国Elf公司：完钻井眼小于常规完钻井眼（81/2″）的井统称为小井眼。 ③凡是大于2 3/8″油管不能作内管柱的井称小井眼； ④全井90％的井眼直径是用小于7″钻头钻的井称为小井眼； ⑤还有的认为环空间隙小于1″的井眼为小井眼。 目前，比较普遍的定义是：90％的井眼直径小于7″ 或 70％的井眼直径小于6″的井称为小井眼井。 小井眼钻井是于始于上世纪40年代。迄今为止，小井眼钻井活动遍及世界许多国家，如美国、法国、德国、英国、加拿大和委内瑞拉等。美国是目前世界上钻小井眼井最多的国家，而且在老井加深、侧钻领域应用小井眼技术最多，特别是侧钻短半径水平井。由于小井眼钻井的自身优势，在世界范围内正蓬勃发展，小井眼正在部分的取代常规井眼，给石油工业带来显著的技术经济效益。 表3-1 小井眼钻井技术的优势 井场占 地面积 钻井设备 钻井作 业人员 钻进岩屑量 钻井费用 适用范围 占用井场面积减少约70％ 小型化 重量轻 常规钻井三分之一的工作人员 钻进岩屑量和钻井液量都小于常规钻井 井场各项费用减少60%，节约钻井成本15%～40% 低渗、特低渗气藏；水平井、分支井、深井 最大垂直井深超过6000m 3.4.2欠平衡钻井技术 欠平衡压力钻井是指在钻井过程中钻井液柱作用在井底的压力（包括钻井液柱的静液压力，循环压降和井口回压）低于地层孔隙压力。欠平衡钻井又分为：气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井、充气钻井、淡水或卤水钻井液钻井、常规钻井液钻井和泥浆帽钻井。 由于欠平衡钻井能够对储层起到较好的保护作用，在低渗致密气藏钻井中得到广泛应用，美国欠平衡钻井占总钻井数的比例已达到30%。 4我国致密气开发建议 4.1我国形成的致密气开发技术 探索形成了一套致密砂岩气田有效开发主体技术、特色技术和适用的配套技术体系。主要有： ①高精度二维地震技术（集成创新） ②富集区优选、井位优选技术（集成创新） ③快速钻井及小井眼钻井技术（集成创新） ④适度规模压裂技术（国内首创） ⑤井下节流技术（国内原创） ⑥排水采气技术（吸收引进再创新） ⑦分压合采技术（集成创新） ⑧地面不加热、低压集气、混相计量技术（国内首创） 4.2关于致密气开发的建议 中国致密气分布广泛、资源丰富、潜力巨大，为了尽快将资源转化为产量，有效地开发致密砂岩气，缓解常规天然气开发的压力，急需进行深入细致的研究与探索，尽快突破地质认识与工艺技术瓶颈，早日实现致密砂岩气的规模、有效开发。 （1）开展致密气的资源潜力研究，进一步落实致密气的储量与产能规模 目前开发的低渗气田部分属于致密气范畴，但主要是按低渗气藏的勘探开发理念进行，按致密气的思路，储层下限会进一步下降，储量将更加丰富，需要进一步评价致密砂岩气资源潜力，拓宽勘探领域 （2）继续强化增产工艺技术攻关，尽快突破提高单井产量瓶颈技术 工艺技术的不断进步是非常规天然气产量快速增长的关键，直井分层压裂（尤其是一次分压10段以上的直井压裂技术）、大型压裂、水平井分段压裂技术是致密气开发的主体工艺技术，需要继续强化工艺技术攻关，尽快形成低成本的配套工艺技术 （3）深化开发技术政策和配套技术研究，尽快实现致密气规模有效开发 致密气藏在孔隙结构、渗流特征等多方面与低渗气藏存在差异，需要重点研究致密气藏开发机理、开发规律、井型井网优化、合理配产和合理产能规模等开发技术政策，为规模有效开发致密气藏做好技术储备 （4）选取典型试验区进行现场攻关试验，尽快形成集成配套技术体系 储层下限研究、提高单井产量攻关试验、配套开发技术研究。 参考文献 [1] [1] 邹才能, 朱如凯, 吴松涛, 等. 常规与非常规油气聚集类型、特征、机理及展望——以中国致密油和致密气为例[J]. 石油学报, 2012, 33(2): 173-187 [2] PAGE 5