致密气藏开发技术及发展趋势文献调研

1 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%； 2

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[1]（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[2-4]以渗透率作为评价指标，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。 3

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[5-6]。

（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 4

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[7]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 5

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