致密砂岩气国内外现状
致密砂岩气研究现状
根据中国近年来发现的大型致密砂岩气藏的开发地质特征，可将致密砂岩气划分为3 种主要类型。透镜体多层叠置致密砂岩气，以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表。发育众多的小型辫状河透镜状砂体，交互叠置形成了广泛分布的砂体群，整体上叠置连片分布，但气藏内部多期次河道的岩性界面约束了单个储渗单元的规模，导致储集层井间连通性差，单井控制储量低。苏里格气田砂岩厚度一般为30～50 m，辫状河心滩形成的主力气层厚度平均10 m 左右，砂岩孔隙度一般4%～10%、常压渗透率为（0.001～1.000）×10-3μm2，含气饱和度55%～65%，埋藏深度3 300～3 500 m，异常低压，平均压力系数0.87，气藏主体不含水。鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏，鄂尔多斯盆地构造简单稳定。成熟源岩面积13×104平方千米，烃源岩成熟度0.6%~3%，砂岩平均孔隙度8.3% ,平均渗透率小于1*103μm2;
四川盆地上三叠统须家河组平均孔隙度4. 77% , 平均渗透率小于1*103μm2;为致密-超致密砂岩储层，储层总体表现为低孔低渗高含水，强非均质性的特征。
孔喉直径均值0.313μm2;成熟度1.0%~3.6%，源岩分布面积（1.4~1.7）×104㎞2（大于100m），连片砂体面积超过1×104㎞2，砂体普遍含气，以川中地区须家河组气藏、松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为代表的多层状致密砂岩气，砂层横向分布稳定。川中地区须家河组气藏发育3 套近100 m 厚的砂岩层，横向分布稳定，但由于天然气充注程度较低，构造较高部位含气饱和度较高，而构造平缓区表现为大面积气水过渡带的气水同层特征。须家河组砂岩孔隙度一般为4%～12%，常压渗透率一般为（0.001～2.000）×10-3μm2，埋藏深度为2 000～3 500 m，构造高部位含气饱和度55%～60%，平缓区含气饱和度一般为40%～50%，常压—异常高压，压力系数1.1～1.5。长岭气田登娄库组气藏砂层横向稳定，为砂泥岩互层结构，孔隙度4%～6%，常压渗透率一般小于0.1×10-3 μm2，天然气充注程度较高，含气饱和度55%～60%，埋藏深度3 200～3 500 m，为常压气藏。
块状致密砂岩气，以塔里木盆地库车坳陷迪西1井区为代表，侏罗系阿合组厚层块状砂岩厚度达200～300 m，内部泥岩隔夹层不发育，孔隙度4%～9%，常压渗透率一般小于0.5×10-3 μm2，埋藏深度4 000～7 000 m，为异常高压气藏，压力系数1.2～1.8，储量丰度较高。
吐哈盆地山前带侏罗系水西沟群烃源岩第三纪早期埋深大于3000，底层温度达到900C,烃源岩成熟度为0.7%~1.3%。储集层孔隙度一般6% ~ 9%, 渗透率一般小于0. 05 × 10- 3 ~1 × 10- 3μm2 ， 已发现天然气藏成熟度0.58%~0.93% 。一类储层以辫状河三角洲前缘水下分流河道粗、中砂岩为主，发育天然裂缝，以粒间孔-溶孔为主要储集空间排驱压力小于0.5mp，最大进汞饱和度可达55%。二类气层以辫状河三角洲前缘水下分流河道粗、中砂岩为主，以溶孔为主,排驱压力0.5~1.0mp，最大进汞饱和度40%~60%。主要位于断背斜带气藏和斜坡带气藏。三类气藏一辫状河三角洲前缘分流河道中细砂岩为主，以溶孔为主,排驱压力大于1.0mp，最大进汞饱和度小于40%。泥质含量较高。
松辽盆地深层砂岩孔隙度4. 0% ~5. 5%、渗透率0. 06×10- 3μm2 , 砾岩孔隙度大于等于2.7%、渗透率大于等于0.05 × 10- 3μm2。连片砂体面积一般300~500㎞2，砂体爹和面积9520㎞2，源储一体、大面积叠置接触、自生自储，致密砂岩气藏发育良好。
国外致密砂岩气研究现状
致密含气砂岩层在世界上很多含油气盆地都有分布，但目前对这种资源进行卓育成效地加以开发利用的，主要局限于美国、加拿大等为数不多的几个国家。
由于中美致密砂岩气发育的盆地背景、构造演化与沉积充填作用等方面存在差异，造成中美致密砂岩气的基本地质特征主要差异为沉积环境和储层特点。一是美国以海相—海陆过渡相为主、中国以陆相与海陆过渡相为主; 二是不同的沉积环境与构造演化特征是致密气源岩特征有别的主要原因; 三是美国致密砂岩储层分布稳定、厚度大，孔隙度较高，中国致密砂岩储层非均质性较强，厚度相对较小。中美致密砂岩气的主要差异性之一是沉积环境不同。美国落基山地区白垩系储层主要发育于前陆盆地背景的海相与海陆过渡相聚煤环境。而中国致密砂岩气发育背景多样，以陆相与海陆过渡相为主，如鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系为陆表海的河流—三角洲沉积环境，四川盆地须家河组为海陆过渡相—陆相前陆盆地，库车坳陷为白垩系—古近系的陆相前陆盆地以及东部白垩系—古近系的断陷盆地等聚煤环境中美致密砂岩气源岩的主要参数特征不同，主要影响因素是沉积环境与构造演化。分析认为，美国落基山地区优越的海相—海陆过渡相聚煤环境、中—高适度的热演化程度、高生烃强度与晚期持续生气充注成藏等特征，为该地区致密砂岩气的形成提供了有利条件。中国诸多盆地虽然不乏煤系源岩条件，但是受沉积环境、源岩厚度、热演化程度与构造作用等因素的影响，在勘探实践中，应围绕生气强度相对较高与成藏条件好的地区寻求发现。中美致密砂岩储层分布的性质有所差异。致密砂岩气储层的发育与展布，受沉积环境和盆地性质控制。美国致密气储层分布稳定、厚度大，中国致密气储层非均质性强、厚度相对较小。美国皮申斯盆地梅萨默德群以海陆过渡相三角洲沉积为主，砂体以透镜状展布为主，气层累计厚度超过600 m ，饱和气连续分布，含气面积超过1 万km2 ; 南部的圣胡安前陆盆地梅萨默德群以河流相与三角洲分流河道沉积为主，砂体呈透镜状展布，砂岩有效厚度大( 24 m) ，含气砂岩面积410 km2，纵向多层叠置。
中国鄂尔多斯盆地石炭系—二叠系为陆表海缓坡沉积环境的三角洲与分流河道席状砂，透镜状与层状砂体共生，砂体有效厚度为6． 3 ～ 8． 3 m，含气砂岩
面积1 716 ～ 6 748 km2 ; 四川盆地须家河组须二段为海陆过渡相三角洲沉积，须四、须六段致密气砂体为前陆盆地性质的河道砂和水下分流河道砂体，呈透镜状，砂体有效厚度大( 10 ～ 34 m) ，含气砂体面积200 ～ 656 km2。因此，相比而言，美国致密气储层分布相对稳定、厚度较大。
异常压力异常高压或异常低压是中美致密砂岩气储层的普遍现象，但是导致异常压力的原因存在差异。北美落基山地区致密砂岩气储层普遍具有异常高压，压力系数一般为1． 4 ～ 1． 7，压力系数最高达1．94，具有明显的起压深度( 2
400 ～ 2 740 m)，导致异常高压的主要原因是具有活跃的烃类生成、高的烃柱和高地形的补给区引起的承压状态。中国致密砂岩气储层在鄂尔多斯盆地为异常低压，平均压力系数为0．85 ～ 0．95，气藏负压主要是抬升剥蚀和气水密度差引起。四川盆地、库车前陆盆地与渤海湾断陷盆地为异常高压，压力系数分别为1. 2 ～ 1．5，1．5 ～ 1．8 和1. 2 ～ 1．4。其中，四川盆地须家河组虽然普遍具有异常高压，但是没有统一的起压深度，压力系数随埋深而增大，导致须家河组致密气层压力增大的原因除了烃类生成、欠压实作用和构造作用外，还包括岩石致密化导致储层孔隙体积缩小。
美国落基山地区致密气藏在盆地中部为气水倒置，盆地斜坡区无明显气水界面的现象; 自盆地向斜坡区气、水含量百分比呈逐渐过渡趋势，气含量减少、水含量增加。中国致密砂岩气储层气水关系受强烈的储层非均质性和构造作用等因素影响，表现出气水倒置、气水间互和气水界面不明的多样性与复杂性。中美致密气局部“甜点”区受构造、储层和裂缝控制，产量变化大，一般1 万～ 3 万m3 /d，最高超过100 万m3 /d，产量高低与次生( 溶蚀) 孔隙和裂缝发育程度密切相关。致密砂岩气层含水饱和度普遍较高，一般为35 % ～ 50 %，中国致密砂岩含气饱和度介于50 % ～ 65 %，而北美致密砂岩含气饱和度相对较高，可达55 % ～ 70 % 。
成藏过程普遍认为致密砂岩气藏是通过扩散作用与构造破裂和水力压裂形成的裂缝进行近距离运聚成藏，不同地区受构造背景、源岩热演化与生烃过程，以及圈闭条件等因素控制具有不同的成藏过程。加拿大的阿尔伯达盆地煤系烃源岩天然气生成于古新世以后，西部坳陷部位的深盆区先生成的天然气就近聚集于动态平衡圈闭中，随后不断成熟的烃源岩生成的天然气向东北方向扩散聚集于坳陷斜坡—缓坡带的岩性与地层圈闭和西部逆掩冲断带的构造圈闭中。中国鄂尔多斯盆地上古生界煤系烃源岩于中—晚侏罗世开始生气，经历了由南向北不断成熟并扩散运聚于南北向展布的河道砂体形成的岩性圈闭中。四川盆地须家河组煤系烃源岩则在晚侏罗世，先后在川西和川中地区生成天然气，通过扩散作用和断裂作用向周缘多物源形成的河道砂体储集层运聚成藏，形成构造—岩性型、构造—地层型和岩性型气藏。
受不同构造背景、盆地性质、沉积特征与成藏过程影响，中美致密砂岩气具有不同分布特征。美国致密砂岩气以盆地中心气为主，主要分布于凹陷区，纵向层系跨度小、平面气藏产状与气藏类型有规律性分布。美国致密砂岩气主要分布在盆地凹陷区，中国致密砂岩气主要分布在盆地斜坡区或山前带。北美落基山地区在前陆盆地构造背景下，气藏类型包括深盆气( 动态圈闭型) 、构造型、地层型和岩性圈闭型等，虽然气藏类型多样，但是以分布在盆地中心凹陷区的动态圈闭型为主，平面上呈规律性分布，即西缘逆掩断层带和盆地边缘以构造圈闭型气藏为主，盆地中部前渊凹陷区以动态圈闭型气藏为主，前陆斜坡区为地层与岩性圈闭型气藏。而且由于后期构造稳定，圈闭保持相对稳定。中国致密砂岩气主要分布在斜坡区和山前构造带，以岩性和复合圈闭型为主。如四川盆地须家河组致密砂岩气虽然具有前陆盆地的构造背景，但是经历了多期构造运动对圈闭进行改造叠加，往往发育构造—岩性型、构造—地层型和岩性—地层型等复合型气藏，圈闭类型更丰富多样。鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气圈闭在克拉通背景下形成，经后期差异性隆升改造，以岩性型、地层圈闭型气藏为主，类型相对单一。
美国致密砂岩气纵向层系跨度小、平面气藏产状与气藏类型呈规律性分布。纵向上，北美前陆盆地致密砂岩气主要分布在晚侏罗世—古近纪的沉积地层中，而且主要分布在白垩系，储盖组合层位纵向跨度小、厚度大。平面上，美国致密砂岩气藏在不同地区具有不同分布特征，西部的大绿河、尤因他和皮申斯等盆地为透镜状气藏，埋深较大，介于1 500 ～ 4 000 m，气层厚度一般60 ～ 150 m;中部的丹佛、圣胡安、风河和棉花谷等盆地为中浅—中深层层状气藏，埋深700 ～
2 700 m，气层厚度一般10 ～ 30 m; 北部大平原( 包括威列斯顿盆地) 为浅层层状气藏，埋深较浅，介于200 ～ 800 m，气层厚度一般10 ～ 20 m。值得指出的是，该地区的气藏源岩为海相页岩。落基山地区以阿尔伯达盆地为代表的前陆盆地致密气分布特征是在逆掩断层带发育背斜型致密气藏，前渊深盆地区以深盆气动态圈闭型气藏为主，东部斜坡区以大面积分布的地层与岩性型气藏为主。
武威盆地石炭系致密砂岩气勘探前景分析
ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６～６５３５．２０１４．Ｏ１．００８
引 言 始Ｓｐｅｃｉａ黜ｌ（）｜１ ａ ｎｄＧａｓ Ｒｅｓａ ￣ｏｌｒｓ 麓
武威盆地石炭系致密砂岩气勘探前景分析 邢徐娇 ，胡 明 ，尹 鹏 ，张亚臣 ，赵杰杰 （１．西南石油大学，四川成都６１０５００；２．中石化胜利油田分公司，山东东营２５７０９９） 摘要：位于甘肃走廊区东部的武威盆地烃源岩发育，且盆地内上石炭统羊虎沟组致密砂岩储层 物性好，具有较好的致密砂岩气勘探前景。利用实测数据，从生、储、盖方面对盆地内石炭系致 密砂岩气的成藏条件进行分析。获得以下认识：武威盆地石炭系上石炭统太原组、羊虎沟组和 靖远组是较好的生油岩，为致密砂岩气藏提供充足气源奢件；石炭系致密砂岩分布广泛，其中 以上石炭统羊虎沟组致密砂岩储层物性最好，可作为致密砂岩储集层；生油岩和储集层间互出 现．作为生油岩的暗色泥岩、页岩及泥晶灰岩同时又起到盖层的作用，因而石炭系自生、自储、 自盖的生储盖组合是主要的组合类型。 关键词：成藏条件；致密砂岩气藏；生、储、盖组合；石炭系；武威盆地 中图分类号：ＴＥｌ２１．１ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—６５３５（２０１４）０ｌ一００３５—０３
致密砂岩气藏作为一种重要的非常规气藏，可 有效弥补常规天然气储量的不足，在全球能源结构 中占有重要的地位¨Ｉ４ Ｊ。据统计，全球已发现或推 测发育致密砂岩气的盆地有７０个，主要分布在北 美、欧洲和亚太地区 Ｊ。根据国外勘探与开发的 成功经验，中国也相继在鄂尔多斯、吐哈、四川等多 个盆地发现大中型致密砂岩气藏 。随着这些 盆地古生界致密砂岩气藏的发现，经过初步研究， 沉积环境具有一定可比性的邻区——甘肃河西走 廊地区古生界也具有良好的勘探研究价值。然而， 河西走廊地区以往的勘探层系主要围绕该区酒泉 盆地中生界、新生界开展，对走廊区古生界油气勘 探最有希望的武威盆地研究程度低，勘探程度更 低，目前该区尚无针对古生界的区域探井，基本属 于古生界油气勘探的空白区，古生界油气勘探研究 评价主要局限于野外地质调查资料，认识上零星肤 浅，缺乏系统性，故本文在研究中进一步将各项地 质资料、地震资料和其他物探资料结合起来，采用 比较先进的理论和技术方法 ，发现武威盆地是 祁连一阿拉善地区石炭系发育和保存较好的地区 之一，具有良好的油气地质条件，其石炭系含有大 量致密砂岩，特别是烃源岩发育的石炭系羊虎沟 组，其致密砂岩含量大，分布广，在整个武威盆地均 发育。因此在充分总结国内外成功地区致密砂岩 气成藏条件的基础上，探讨武威盆地石炭系能否形 成致密砂岩气藏，从而进一步分析该区致密砂岩气 藏的勘探前景。 １区域概况 武威盆地南以祁连山，北以龙首山一北大山一 巴音乌拉山为界，西抵桃葫芦山，东至贺兰山，总体 呈近东西走向。其所处的大地构造位置为阿拉善 地块、：ＩＬ￣Ｐ连加里东褶皱带及贺兰山南北向褶皱带 ３个构造单元的交会地带，具有褶皱带一地块过渡 的性质，其主体位于阿拉善地块，基底由前震旦系 龙首山群中深变质的结晶基底和下古生界浅变质 岩组成，盆地面积约２７ ５００ ｋｍ 。武威盆地石炭系 为一套海陆交互相沉积，以滨海、深湖、三角洲相为 主，发育灰黑色泥岩、炭质页岩和泥晶灰岩，是盆地 内主要烃源岩系和勘探目的层，沉积中心在中卫、 宁远堡一带。武威盆地石炭系划分为上下两统，分 别为下统的前黑山组、臭牛沟组和靖远组，上统的 收稿日期：２０１３０６２３；改回日期：２０１３１０２２ 基金项目：四川省重点学科建设项目“走廊区石炭一二叠系油气勘探远景评价”（ＳＺＤ０４１４） 作者简介：邢徐娇（１９８６一），女，２００８年毕业于青岛理工大学工程管理专业，现为西南石油大学矿产普查与勘探专业在读硕士研究生，主要从事盆地地质 构造分析与油气勘探方面的研究工作。
我国非常规天然气资源潜力探讨
我国非常规天然气资源潜力探讨
摘 要：随着天然气资源勘探开发的发展，非常规天然气资源引起人们越来越多的重视。非常规天然气资源主要有页岩气、致密气、煤层气、天然气水合物等。美国、加拿大和澳大利亚等国家的部分非常规天然气资源已实现商业开采。摸清我国非常规天然气资源潜力，对于增加天然气资源后备储量，提高天然气产量，具有重要的战略意义。我国非常规天然气资源潜力远大于常规天然气，国家应制定长期发展规划，加强新技术攻关和国际合作，支持民间资本参与开发，这是我国非常规油气资源发展和提高油气资源自给能力的关键。
关键词：非常规天然气；页岩气；致密气；煤层气；天然气水合物
中图分类号：f9
文献标识码：a 文章编号：1009-0118（2011）-12-0-02
一、前言
当今能源问题关系到经济的发展和社会的稳定，不断增长的世界能源需求和现有资源的消减引起的供求差距越来越大，从而迫使世界各国通过各种渠道解决自身的能源问题，其中最重要的手段之一就是寻找替代能源，非常规天然气由于其巨大的资源潜力和经济效益而被各国政府及能源公司所重视。全球范围内，非常规天然气资源丰富，开发利用技木日趋成熟，是常规天然气最现实的接替资
源，在世界能源结构中扮演着重要的角色。我国非常规天然气资源十分丰富，有着巨大的发展潜力。我国非常规天然气资源的开发利用，目前正处干快速发展阶段。在目前的经济基础条件下，转变认识，研发低成本配套技木，推进开发利用，是一项重大战略选择。
非常规天然气资源主要有页岩气、致密气、煤层气、天然气水合物等。非常规气藏的特征为低渗透率，其数量级为微达西（图1）或更小。非常规天然气资源的埋藏、赋存状态与常规天然气资源既有相似之处也有较大的差别。摸清我国非常规天然气资源潜力，拓宽勘探领域，对于增加天然气资源后备储量，提高天然气产量，具有重要的战略意义。
中国石化特低渗砂岩油和致密砂岩气资源勘探潜力
中国石化特低渗砂岩油和致密
砂岩气资源勘探潜力
秦伟军付兆辉
（中国石化股份有限公司石油勘探开发研究院，北京１０００８３）
摘 要：介绍了国内及中国石化的特低渗砂岩油和致密砂岩气资源现状，分析了中国石化致密 砂岩气资源潜力。
关键词：特低渗砂岩油 致密砂岩气 资源潜力 中国石化
１ 国内资源现状 特低渗砂岩油和致密砂岩气是我国油气地质
资源的重要组成部分。根据我国油藏分类标准： 空气渗透率小于１０×１０～ ｍ 为特低渗砂岩油藏
（油藏分类，ＳＹ／Ｔ６１６９—１９９５，中华人民共和围石
油天然气行业标准）。根据我国油藏的储层分类
标准：空气渗透率在（０．１～１）×１０～ ｍ 之间为
超低渗储层，空气渗透率小于０．１×１０ ｍ 为非 渗透储层（油气储层评价方法，ＳＹ／Ｔ６２８５—１９９７，
中华人民共和国石油天然气行业标准）ｌｌ＇ 。据此
标准，在２００２—２００４年全国三大石油公司开展的第
ｌ一次油气资源评价中，评价我国陆上低渗和特低 渗石油资源量为１８４．８亿吨（引自中国石油第三次
资源评价结果，下同），主要分布在鄂尔多斯、 松辽、准噶尔和渤海湾盆地，其中特低渗（含超
低渗）石油资源量约１００亿吨，占５４％ｌ３，刚。截至
２０１０年底，全国陆上累计探明特低及超低渗砂岩 油藏储量２７．５３亿吨，占陆上总探明储量２７８．６亿吨
的９．９％。２０１０年陆上特低及超低渗砂岩油藏年产 量为２ ０２２万吨，主要分布地长庆、松辽、渤海湾
盆地中。中国石油已攻克０．５×１０～ ｍ 以下油田
的开发，目前正攻克０．３×１０～ ｍ 以下油田的开
发；中国石化已攻克１．０×１０～ ｍ 以下油田的开
发，目前正攻克０．５×１０～ ｍ 以下油田的开发。 根据我国气藏分类标准：空气渗透率小于
０．１×１０～ ｍ 为致密砂岩气藏（气藏分类，ＳＹ／
Ｔ６１６８—２００９，中华人民共和国石油天然气行业标 准）。在２００２—２００４年全国三大石油公司开展的第 三次油气资源评价中，评价我国致密砂岩气资源
苏里格气田致密砂岩气藏剩余气分布特征及其挖潜
第44卷 第5期 新 疆 石 油 地 质Vol. 44，No.5 2023年10月 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGYOct. 2023
文章编号：1001-3873（2023）05-0554-08 DOI：10.7657/XJPG20230506
苏里格气田致密砂岩气藏剩余气分布特征及其挖潜
石耀东1，王丽琼1，臧苡澄2，张吉1，3，李鹏2，李旭1
（1.中国石油 长庆油田分公司 第四采气厂，内蒙古 鄂尔多斯 017300；2.中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，西安 710018；3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018）
摘 要：苏里格气田中区苏36-11区块已开发17年，开发程度和储量动用程度均高，储集层非均质性强，储量动用不均衡，剩余气分布复杂，剩余气分布的确定及挖潜是气田稳产的关键。通过储集层构型精细表征，明确剩余气分布的主要影响因素，确定不同类型剩余气分布规律，提出对应的挖潜对策。研究结果表明：研究区含气砂体主要分布在4级构型单元心滩坝与点坝中，整体规模小，宽度为150~500 m，长度为300~800 m，连通性差，受各级次渗流屏障影响大，区块北东—南西向主砂带开发程度最高，地层压力低，剩余气主要分布在区块西北部盒8段下亚段；剩余气分布主要受储集层非均质与开采非均匀影响，可分为井网未控制型、复合砂体阻流带型、水平井未动用次产层型、直定向井未射开气层型和投产未采出型5类；提出井间加密、老井侧钻、查层补孔和老井挖潜4种动用措施，调整方案后，预测可稳产7年，采收率可达45%。 关键词：苏里格气田；致密砂岩；储集层构型；剩余气储量评价；剩余气分布；挖潜对策；开发中—后期；开发调整方案中图分类号：TE122 文献标识码：A
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中国页岩气产业发展现状及对策建议
中国页岩气产业发展现状及对策建议
页岩气是继煤层气、致密砂岩气之后重要的非常规天然气资源，是常规油气资源的重要补充，具有开采寿命长、生产周期长、烃类运移距离较短及含气面积大等特点。近年来，随着能源供求关系日益加剧、开发技术的不断提高以及改善能源消费结构的迫切要求，全球掀起了页岩气开发的热潮。为促进页岩气开发和产业发展，中国于2011年将页岩气列为第172个新矿种。
“十二五”期间，中国页岩气产业从起步到规模化商业开发，在页岩气产业各方面取得了可喜的进展。面对“十三五”，中国页岩气产业亟待解决资源评价、开采矿权管理以及环境监管等问题。
1 中国页岩气产业发展现状
1.1页岩气资源潜力巨大
从2009年至2015年底，包括美国能源信息署(EIA)、中国国土资源部等在内的多家权威机构相继进行中国页岩气资源评估的研究。
1)EIA。在2011年资源评估基础上，EIA于2013年开展了新一轮的页岩气资源评估[2，3]，评估区域包括中国的四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地、松辽盆地、扬子地台、江汉盆地和苏北盆地。结果显示，中国页岩气地质资源量为134.4万亿立方米，技术可采资源量为31.6万亿立方米。
2)中国国土资源部。2009-2012年，国土资源部组织国内科研院所、相关石油企业以及大学等27个单位，评估41个盆地(或地区)、87个评价单元、57个含气页岩层段的页岩气资源，油气资源战略研究中心负责具体实施，最终形成全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选成果[4]。该成果表明，除青藏区外，中国页岩气地质资源量为134.42万亿立方米，技术可采资源量为25.08万亿立方米，分别分布在上扬子及滇黔桂区(技术可采资源量9.94万亿立方米，全国占比39.63%，下同)，华北及东北地区(6.70万亿立方米，26.70%)，中下扬子及东南区(4.64万亿立方米，18.49%)，西北区(3.81万亿立方米，15.19%)。
国内外页岩油钻井工程关键技术调研报告
国内外页岩油钻井工程关键技术调研报告
世界石油工业正在从常规油气向非常规油气跨越。致密油和气是储集在致密砂岩或灰岩等储集层中的石油和天然气，油气经历了短距离运移，目前页岩气已成为全球非常规天然气勘探开发的热点，页岩油的相关研究也正在兴起。
致密油（页岩油）的商业化突破具，有三大战略意义：
①延长石油工业生命周期，突破传统资源禁区和成藏理论，增加了资源类型与资源量；
②引发了油气科技革命，推动整个石油工业理论技术升级换代；
③改变了全球传统能源格局，形成以中东为核心的东半球“常规油气版图”，以美洲为核心的西半球“非常规油气版图”，影响世界发展秩序。
2005年-2010年北美在Barnett、Haynesville、Marcellus、Eagle ford等主要页岩气盆地开始大规模勘探开发，引发了一场页岩气技术革命，让美国天然气年产量重上6000亿方以上。2010年将页岩气开发技术规模应用到致密油开发，比较典型的是Bakken页岩油：普遍采用超长水平井开发（水平井段长度达3000米左右），2016年巴肯致密油年产量超过3000万吨。2014年下半年国际原油价格出现暴跌，并持续低位运行。油公司和油服公司共同致力于“提高单井产量和降低建井成本”，引发了北美页岩油气的第二次革命。
图1-1 北美地区页岩油气产区
目前，国内页岩油开发已经起步，并且取得一定的进展，但在理论技术革新和钻探技术换代上，依然处于摸索阶段，并未形成成熟的钻探配套技术。
（1）国外技术现状
国外致密油的开发技术的最高水平，应属北美地区。水平井钻井及多级压裂技术广泛应用促使北美形成致密油、页岩气比翼齐飞的局面，油气产量突飞猛进。然而，随着经济发展的减缓，美国天然气价格持续低迷，越来越多的公司发现干气业务已难以维系公司盈利的需求。2008 年以后，页岩气开发技术在致密油开发中的应用也取得了成功。作业公司发现，从事致密油甚至湿气生产能够获得更高的收益。鉴于此，越来越多的北美作业公司开始削减页岩气业务，将更多的资金和精力投入富含液态烃的致密区带。与页岩气相似，致密油钻井几乎也经历了尝试、探索、学习、改进、成熟、推广的过程，同样是由于技术的进步，使钻井工作量不断增长、钻井效率不断提升、致密油产量获得突破。北美是致密油开发较早的地区，随着技术的进步，美国和加拿大的致密油产量获得了巨大的突破。
延安气田上古生界致密砂岩气藏井控规模研究
勘探开发
242 2024年第4期
气井井控规模评价主要包括动态储量及泄气范围评价两部分，动态储量的准确评价对于评估气井产能、措施挖潜井优选、储量动用程度分析至关重要，泄气范围则是开发调整方案的制定、合理井网井距论证必不可少的重要参数。致密砂岩气藏动储量及泄气范围的评价需解决两个问题：一是动储量随着气井生产时间的延长是不断变化的，气井投产早期尚未达到拟稳定渗流状态，对于生产时间较短的井难以准确求得井控动态储量和泄流范围[1-2]；二是如何基于单井井控规模得到多层合采井各产层井控规模，进而精细表征分层储量动用状况，需要对单井分层产量做准确而有效的劈分。通过建立典型气井动态储量随时间的预测图版准确预测了研究区最终动态储量。通过流动带指数与有效厚度乘积法对多层合采井各产层产量进行了劈分，表征了分层动态储量。气井井控规模的精细评价为研究区高效稳产对策制定奠定坚实的基础。1 延安气田上古生界致密砂岩气藏特征延安气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部。相对于北部气田，延安气田较为分散，呈现气田群的形式。开发层位为石炭系本溪组、二叠系山西组与下石盒子组盒8段[3]，气藏储层整体属于三角洲前缘亚相—滨浅海沉积体系。其中，盒8段与山西组属于三角洲前缘沉积，本溪组为障壁—海岸沉积体系。储集岩以水下分流河道砂、河口砂坝和障壁砂坝为主，有效砂体厚度介于6~24m之间，平均厚度小于10m，砂体规模小。孔隙度主要分布在4.0％～12.0％，渗透率为0.01～3.0×10-3μm2。另外，气藏压力系数约为0.83～1.05。气体组分以甲烷为主，含量在95%以上，为干气气藏。综上可知，延安气田，整体具有低渗、低丰度、低压、单砂体薄、强非均质等特征，为典型的致密砂岩气藏。延安气田上古生界致密砂岩气藏井控规模研究雷开宇 高小平 李云 马云贵 吕敏 刘洋洋 陕西延长石油（集团）有限责任公司气田公司 陕西 延安 716000摘要：延安低渗致密砂岩气田具有气藏地质状况复杂，储层物性差，非均质性强，单井控制范围小、储量动用程度低、开发难度大等特点。延安气田延145-延气2-延128井区作为最早投产开发的区域，经过2012年以来的陆续开发，气井目前普遍出现产量、压力下降快等问题，为了尽可能延长气田稳产期，达到经济高效开发的目的，明确气井产能和压力变化规律、动态储量、控制规模等开发动态，对于延安气田后续开发调整方案的制定及气田持续稳产高效开发至关重要。基于生产动态数据，采用气藏工程方法，对研究区井控储量及控制规模进行了系统评价，在此基础上对气田下一步开发调整方式进行了综合建议。关键词：致密砂岩气 动态储量 泄气范围 井控规模Ｔｈｅ ｓｔｕｄｙ ｆｏｃｕｓｅｓ ｏｎ ｔｈｅ ｗｅｌｌ ｃｏｎｔｒｏｌ ｓｃａｌｅ ｏｆ ｔｈｅ Ｕｐｐｅｒ Ｐａｌｅｏｚｏｉｃ ｔｉｇｈｔ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ ｇａｓ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ Ｙａｎ＇ａｎ Ｇａｓ Ｆｉｅｌｄ．Ｌｅｉ Ｋａｉｙｕ，Ｇａｏ Ｘｉａｏｐｉｎｇ，Ｌｉ Ｙｕｎ，Ｍａ Ｙｕｎｇｕｉ，Ｌｖ Ｍｉｎ，Ｌｉｕ ＹａｎｇｙａｎｇGas Field Company of Shaanxi Yanchang Petroleum（Group） Co.LTD，Yan’an 716000Abstract：Yan'an gasfield has the characteristics of complex geological conditions, poor reservoir physical properties, strong heterogeneity, small single well control range, low reserve production degree, and difficult development. As the earliest development area, after continuous development since 2012, well production and pressure decline rapidly in Yan-145-yanqi-2-yan-128 block. In order to extend the stable production period of the gas field as far as possible and achieve the purpose of economic and efficient development, the gas well productivity and pressure changes are determined Development trends such as regularity, dynamic reserves, control scale which are very important for the development of Yan'an gasfield. In this paper, based on the production dynamic data, combined with a variety of gas reservoir engineering methods, a comprehensive and in-depth analysis of well control scale in the study area of Yan'an gas field is carried out. On this basis, comprehensive suggestions are made for the next development adjustment mode of the gasfield.Keywords：Tight sandstone gas；Dynamic reserves；Drainage area；Well control scale
负压开采与泡沫排水复合采气工艺在致密砂岩气藏的应用
文章编号：1000 − 7393(2023)04 − 0493 − 06 DOI: 10.13639/j.odpt.202206042
负压开采与泡沫排水复合采气工艺
在致密砂岩气藏的应用
肖庆华1,2 文涛1 粟超1,2
1. 中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院；2. 四川恒溢石油技术服务有限公司
引用格式：肖庆华，文涛，粟超. 负压开采与泡沫排水复合采气工艺在致密砂岩气藏的应用［J］. 石油钻采工艺，2023，
45（4）：493-498.
摘要：为提高苏里格致密砂岩气藏气水同产井在低压、低产阶段排采效果，提出了负压开采与泡沫排水复合采气工艺。通过对
典型区块气井单位压降产量、低压低产阶段剩余可采储量和生产系统节点分析，对复合工艺适应性进行了研究，结合适应性研究结
果、复合工艺增产原理及负压开采设备关键参数制定了复合工艺选井原则，并优选了3口井进行现场试验。结果表明：复合工艺对低
压、低产阶段不能正常携液生产的气井具有较好的适应性，当井口油压降至0 MPa时，能使气井产量在0.2×104 m3/d左右时仍正常
携液生产，在泡沫排水的基础上可进一步降低停喷地层压力。优选Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类3口试验井，措施期间日均增气量分别为
0.50×104 m3/d、0.39×104 m3/d、0.28×104 m3/d，能将井口油压最低降至−0.05 MPa，可见复合工艺能有效降低气井井口压力，释放气
井产能，同时储层品质越好的气井复合工艺应用效果越好。
关键词：苏里格气田；排水采气；负压开采；泡沫排水；低压低产；气水同产
中图分类号：TE375 文献标识码： A
Application of the composite gas production technology to tight sandstone gas reservoirs:
Negative-pressure production and foam-assisted dewatering
四川盆地元坝气田须家河组致密砂岩气地球化学特征及气源分析_印峰
天然气地球化学
收稿日期：２０１２－０９－１１；修回日期：２０１２－１１－０９．基金项目：国家重大专项“四川盆地碎屑岩层系大中型油气田形成规律与勘探方向”（编号：２０１１ＺＸ０５００２－００４）资助．作者简介：印峰（１９８０－），男，湖南吉首人，工程师，主要从事石油天然气地质勘探方面的研究．Ｅ－ｍａｉｌ：ｙｉｎｆｅｎｇ０７４３＠１２６．ｃｏｍ．四川盆地元坝气田须家河组致密砂岩气
地球化学特征及气源分析
印 峰，刘若冰，王 威，张耀祖，潘 磊
（中国石化勘探南方分公司，四川成都６１００４１）
摘要：非常规油气藏是指在当前经济技术条件下不能用常规方法和技术手段进行勘探开发的非常
规油气储集。四川盆地元坝地区须家河组气藏属于致密砂岩气藏类型。通过对元坝气田１４口井
须家河组２０个气样主要组分、干燥系数等地球化学数据进行分析，元坝地区须家河组致密砂岩气
以ＣＨ４为主，含量最高达９８．３９％，干燥系数基本上在０．９７以上，为高热演化程度的干气。该区气
样δ１３Ｃ１值均小于－３０‰，同时多数样品又具有正碳同位素系列特征，在有机成因基础之上须家河
组致密砂岩气主要为自源型的煤成气和它源型的油型气组成，其中油型气受次生改造作用的影响
比较大。该区气样Ｒ／Ｒａ值一般介于０．０１～０．０２之间，为壳源型氦，表明该区致密砂岩气田主要
分布在构造稳定区。元坝地区须家河组广泛发育暗色泥质岩类以及煤系地层，为煤成烷烃气的主
要来源，并且须家河组致密砂岩气部分为油型烷烃气，由此推测其存在来自下伏地层上二叠统龙潭
组气源的可能。
关键词：气源；油型气；煤成气；须家河组；致密砂岩；元坝气田
中图分类号：ＴＥ１２２．１＋１３ 文献标志码：Ａ 文章编号：１６７２－１９２６（２０１３）０３－０６２１－０７
引用格式：Ｙｉｎ Ｆｅｎｇ，Ｌｉｕ Ｒｕｏｂｉｎｇ，Ｗａｎｇ Ｗｅｉ，ｅｔ ａｌ．Ｇｅｏｃｈｅｍｉｃａｌ ｃｈａｒａｃｔｅｒｓ ｏｆ ｔｈｅ ｔｉｇｈｔ ｓａｎｄｓｔｏｎｅ
致密砂岩储层特征及气藏成藏过程
断 块 油 气 田 ２０１２年１月
孔隙度小于或等于１０％的气藏为致密气藏。
２致密砂岩储层的分类方案
目前，国内外致密砂岩储层分类方案呈现出多样
化且不系统的特点，鉴于储层成因机制及类型对成藏 的影响作用，认为以下２种分类方案更具代表性。
１）张哨楠按储层的致密成因，将其分为自生黏土 矿物的大量沉淀形成的致密砂岩储层、胶结物的大量
结晶改变原生孔隙所形成的致密砂岩储层、塑性碎屑 物质受压实作用而形成的致密砂岩储层，以及碎屑沉
积时被泥质充填粒间孔隙所形成的致密砂岩储层＿４］。
２）姜振学等人主张，按储层致密演化史与烃源岩 生排烃高峰期的关系，将其分为生排烃高峰前的致密 砂岩储层和生排烃高峰后的致密砂岩储层＿５］。
致密砂岩储层的成因机制决定了储层孔隙．渗透 性能，而研究储层致密化的形成时问更有利于分析储
层对油气成藏的贡献作用。因为储层致密化的时间发
生在烃源岩生排烃高峰期前还是高峰期后，将决定气 体以何种方式运移，以何种方式储集，甚至影响到致密 砂岩气藏的规模和可开采性。这对于预测致密砂岩气
藏的分布，制订开发方案具有重要的指导意义。
３致密砂岩储层特征
致密砂岩储层孔隙类型包括缩小粒间孑Ｌ、粒间溶
孔、溶蚀扩大粒间孔、粒内溶孔、铸模孔和晶问微孔：孔 隙喉道以片状、弯片状和管束状喉道为主；发育构造微
裂缝、解理缝及层面缝等裂缝结构。沉积作用和成岩作
用复杂化了储层的孔隙结构Ｅ６］，大量发育的黏土矿物 明显降低了储层的渗透率，强烈的压实作用和胶结作 用使得储层致密化，而后期的溶蚀作用和交代作用又
可以改善储层的储集性能。 致密砂岩储层渗流空间具有强烈的尺度性 ］．空间
尺度分为致密基块孔喉尺度、天然裂缝尺度、水力裂缝 尺度及宏观气井尺度，而气体的产出就是经过致密基
块一天然裂缝一水力裂缝一井筒的跨尺度、多种介质 的复杂过程（见图１）［８ ３。
致密砂岩储层与常规储层在孑Ｌ隙度、渗透率及储
层压力等方面差异显著（见表１）。此外，两者的研究内