美国致密砂岩气藏开发与启示
作者简介:雷群,1963年生,教授级高级工程师,中国石油天然气股份有限公司高级技术专家,博士生导师;从事油气田开发研究工作。地址:(065007)河北省廊坊市万庄44号信箱。电话:(010)69213526。E-mail:leiqun@petrochina.com.cn美国致密砂岩气藏开发与启示
雷群 万玉金 李熙喆 胡勇
中国石油勘探开发研究院廊坊分院
雷群等.美国致密砂岩气藏开发与启示.天然气工业,2010,30(1):45-48. 摘 要 美国是目前致密砂岩天然气产量最多的国家,历经40年逐步形成了气藏描述、井网加密、增产改造及钻井
完井等系列配套技术,其成功的开发实践将为我国致密砂岩气藏开发提供宝贵的经验。在系统调研并分析美国致密砂
岩气藏储层特征、开发特征与关键技术的基础上,借鉴美国致密砂岩气田的开发经验,得到以下几点启示:¹三维地震技术可以有效地提高开发井成功率;º井网加密可以有效提高多层、透镜状气藏的采收率;»直井分层压裂是致密气藏开发的主体增产工艺技术;¼综合应用小井眼、快速钻井、地面优化简化等技术来降低成本。上述分析研究结论将对我国低渗透砂岩气藏合理开发起到积极的推动作用。 关键词 美国 致密砂岩 气藏 开发 压裂 增产 工艺 经验 DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.01.012
0 引言
美国致密砂岩气开采始于20世纪70年代,2008
年致密砂岩气产量达到1757@108m3,约占美国天然
气总产量的30%以上。在致密砂岩气藏开发技术等
方面积累了较多成功经验,学习和借鉴这些宝贵经验,
将为我国低渗透砂岩气藏合理开发起到积极作用。
1 美国致密砂岩气藏储层与开发特征
资料表明:美国本土现有含气盆地113个,其中发
现具有致密砂岩气藏的盆地23个,主要分布在西部,
特别是落基山地区,该地区致密砂岩储层以白垩系和
第三系的砂岩、粉砂岩为主。
1.1 致密砂岩气藏储层特征
1)孔隙度、渗透率均比较低,产气层的渗透率都在
0.01@10-3Lm2以下,孔隙度一般为3%~12%。
2)透镜状砂体发育,横向上连续性差。在许多含
致密砂岩气的盆地(如大绿河、皮申斯、犹因他盆地)
中,致密砂岩储层为不连续的透镜体,在纵向上呈叠置
状。据统计,透镜状致密砂岩天然气储量约占致密砂
岩气总储量的43%。 3)含水饱和度高,致密砂岩储层的含水饱和度一般为30%~70%,通常以40%作为估算致密砂岩气储
层的下限饱和度值。 4)裂缝较发育,天然裂缝是由天然气生成过程中
产生的高孔隙流体压力和第三纪晚期的拉腊米构造运
动形成的。裂缝中有的开启,有的为矿物充填。充填
矿物主要为细粒)粗粒结晶的方解石,局部为石英、重
晶石、地开石等,裂缝一般不穿层。
1.2 致密砂岩气藏开发特征
1)气井单井产量低,平均单井产量一般在0.2@
104~1.2@104m3/d之间,只有Pinedale、Jonah和
Wilcox3个气田产量较高,平均单井产量在2@104~
3@104m3/d之间。
2)单井可采储量少,并呈逐年下降趋势。单井累
计采气量一般在1000@104~5000@104m3,新井平
均单井可采储量由1996年的6400@104m3降低到
2005年的2800@104m3。
3)气井以定压方式生产,单井初期产量高,具有投
资回收期短、地层能量充分利用、快速获得动态资料等
优点,但单井递减速度较快,早期递减率超过40%,单
井生产期可长40a。
4)为了保持气田稳产,采取大规模钻井、井间接替
方式,2001年新钻井超过5000口,2004年超过#45#第30卷第1期 开 发 工 程 10000口,2006年超过13000口。
2 美国致密砂岩气藏开发的关键技术
2.1 气藏描述技术 对致密砂岩气藏进行精细描述,是有效开发这类
气藏的基础。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,主要包括构造描述技
术、波阻抗反演储层预测技术、地震属性技术、频谱成
像技术、三维可视化技术以及地震叠前反演技术[1]。
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85%以上。
对致密砂岩气藏而言,寻找裂缝发育带,对提高致
密储层天然气的储量、提高单井产量有着举足轻重的
作用,它直接关系到致密砂岩气藏的经济可采性。
1996年,美国ARI公司在科罗拉多皮申斯盆地Rul-i
son致密砂岩气田北部应用三维地震及裂缝预测技
术,优化布井,单井控制储量由使用三维地震之前的
0.51@108m3提高到0.96@108m3,亿立方米天然气
储量勘探开发成本由177万美元降到114万美元。
2.2 井网加密技术 对于多层叠置的透镜状气藏,井网加密[2]可以大
幅度提高气藏采收率。
2.2.1 井网加密的技术流程
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技术,确定井控储量与供气区
形态,优化加密井网,主要包括以下主要步骤:
1)利用生产动态分析技术确定单井模型,估算储
层渗透率、单井控制储量和有效泄气面积等。
2)做单井泄气面积累计频率分布曲线,统计分析
单井泄气面积分布情况,依据目前井控条件与泄气面
积的匹配关系,分析加密井的潜力。 3)依据单井控制储量与泄气面积的关系,估算加
密后新增可采储量,评价加密的可行性。
4)地质评价与动态描述相结合,确定加密井位,实
施井网加密。
5)依据获得的静、动态资料,评价井网加密效果,
评估是否具有进一步加密的潜力。
2.2.2 井网加密条件和时机 井网加密条件:一是井间基本无干扰;二是有效泄
气面积小于目前井网控制面积。
对于多层叠置的透镜状砂岩气藏,只要具有足够多的静、动态信息,认清气藏分布规律、单井控制储量和有效泄气面积,具有加密条件就可以进行井网加密。
2.2.3 应用实例
Rulison气田主要产层是晚白垩世Mesaverde
Group,埋藏深度在1100~1600m,属于典型的透镜
状致密砂岩气藏。透镜体厚6~18m、宽150~450
m,砂体平面连通性差;储层孔隙度介于6%~12%、渗
透率介于0.005@10-3~0.03@10-3Lm2,根据RMT
统计表明Rulison气田WilliamsForks气藏储量丰度
为14.7@108m3/km2。当井网密度为0.65km2/井
时,采收率介于5%~6%。
2.2.3.1 地质评价 对透镜状砂岩露头研究表明,相距304.8m时,
除了少量连续性好的砂体外,大部分砂体均不连通。
钻井成果表明,当井距接近335.28m时,极少存在井
间干扰。 对WilliamsFork透镜状砂体上的3口距离很近
的井进行多井试验,结果表明井与井之间的测井相关
性较差。综合考虑低渗、渗透率各向异性和几何形状
等因素进行气藏模拟研究,结果表明该储层砂体纵向
分布好于平面分布,平面连通性差,气井的泄气面积有
限。因此,通过井网加密和多层完井技术促进了该类
气藏的规模有效开发。
2.2.3.2 动态分析
在Rulison气田加密钻井的最初阶段,对新井井
底压力测试结果与周边高产量老井进行了对比,结果
表明基本上没有连通性。1994~1996年分别进行了
井网密度为0.32km2/井、0.16km2/井和0.08km2/
井时的井底压力恢复测试,测试结果表明井间基本上
没有压力传导。
2.2.3.3 确定井网密度
选取气田不同位置的、具有代表性的气井,进行了
气井数值模拟历史拟合及预测。预测结果显示,气藏
在生产20a后,气井的单井累积产量平均0.51@108
m3,泄气面积平均为0.05km2。气藏数值模拟和生产
数据表明在传统井网密度0.65km2/井时,气田的采
收率仅为7%,当井网密度为0.16km2/井时,采收率
将升至21%。考虑渗透率、非均质性、沉积方向等因
素进行数值模拟,结果表明:泄气面积将倾向东西方
向,同时砂体的展布是长方形的,而不是正方形。
2.2.3.4 技术验证 WilliamsForks气藏早期井网密度为0.65km2/
井,甚至更大。1994年向科罗拉多油气委员会提出了
0.32km2/井的井网加密请求,并首次实施井网加密。
之后又申请以井网密度0.16km2/井进行开采。在#46# 天 然 气 工 业 2010年1月1996年,钻4口井进行0.08km2/井的试验,效果很好,
加密钻井方法得到进一步推广应用(表1)。1998~2000
年期间,在试验区又加密了12口井,使得试验区(2.59
km2)的井数达到30口(有效井网密度为0.08km2/
井),这些气井的初期产量为2.83@104~5.7@104m3/
d,预计单井最终累计产量为0.4@108~0.7@108m3。
针对井网加密过程生产动态分析如下。
1)随着井网密度的增加,每口井的可采储量保持
相对比较稳定;对WilliamsForks砂岩气藏,当井网密
度为0.08km2/井时,2.59km2试验区的可采储量为
14.14@108~16.98@108m3。井底压力测试结果表
明:在72个砂岩测试层中,其中只有4口井3个层存
在井间干扰,即压力部分衰竭。
2)从2001年末到2003年初,加钻了10口井,使
总井数达到40口,井网密度只有0.04km2/井。初步
分析表明:大部分井的初始产量为2.83@104~5.67
@104m3/d,比之前井网密度为0.08km2/井和0.16
km2/井的井更有优势。根据1年的生产数据,预计平
均单井累计产气可达0.57@108m3。在对近期钻的井
网密度为0.08km2/井的加密井压力测试中,发现98
个独立砂岩体测试中的6个有气藏压力部分衰竭现
象。如果64口井全部投产,预计该区域累计产气量大
于31.71@108m3(表1)。根据预测,试验区域的采收
率将达到75%,而0.65km2的井网密度的采收率仅
为10%。
2.3 增产工艺技术
增产工艺技术主要包括层状砂岩气藏分层压裂技
术[3]、块状砂岩气藏大型压裂和水平井分段改造技
术等。
2.3.1 分层压裂技术
分层压裂的目的主要是提高纵向上的小层动用程度。分层压裂的主要技术方法包括连续油管分层压
裂、封隔器分层压裂等。
分层压裂时着重考虑的因素主要有层数、隔层厚
度及各层应力差。国外直井分压技术以连续油管加跨
隔式封隔器分压技术为主,单井可连续分压10~20
层,一次排液。在Jonah气田运用连续油管压裂技术,
能够在36h内完成11级水力压裂施工,将施工时间
由5周缩短至4d,同时产量增加90%以上。
2.3.2 大型压裂技术
自20世纪80年代以来,以美国Wattenberg气田
压裂技术研究与应用为基础,提出大型压裂概念,通常
要求支撑半缝长大于300m,加砂规模大于100m3被
认为是大型压裂。一般具有以下特点的储层适宜大型
压裂:气测渗透率小于0.1@10-3Lm2,砂层厚度一般
为20m以上,且平面上分布稳定,人工裂缝方位与有
利砂体展布方向一致。
美国Wattenberg气田,储层埋深2316~2560
m,砂层厚度15~30m,渗透率0.005@10-3~0.05@
10-3Lm2。一般加砂量90~150m3,最大255m3,压
后缝长400~600m,压后稳产2.0@104~3.5@104
北美十九个页岩油气区带一览
北美十九个页岩油气区带一览
北美十九个页岩油气区带一览美国非常规油气藏、尤其是页岩气的开发，极大增加了美国国内的天然气库存。但是，以天然气为主的页岩区带，如成功开发的Fayetteville和Barnett页岩区带，现在已经不再是人们关注的焦点，但其中的湿气(天然气液化物和油)仍然炙手可热。一些高产的页岩区带，如横跨宾州至纽约的Marcellus区带中的天然气液化物和油的含量都非常丰富。本文对北美的页岩油气区带进行了综述。
1.Avalon页岩区带
Avalon页岩区带位于二叠盆地最西部的Delaware盆地，Avalon页岩上覆在Bone Spring地层之上。Avalon-Bone Spring 页岩区带有时简称为Avalon页岩区带。人们曾经钻穿过该页岩层以寻找其它的油气藏，但Avalon页岩的潜力在一段时间内都没有被人们认识到。在有些地方，Avalon和Bone Spring 页岩被一层灰岩分隔开。一位不再对此区带感兴趣的作业公司表示，该页岩区带含有原油、天然气液化物和残余气。
2.Bakken页岩区带
Bakken油页岩区带在蒙大拿和北达可它州一直是油页岩时代的一颗新星，它被人们看作是下一个沙特。广泛分布的上泥盆系—下密西西比系Bakken地层由三个小层段组成：上部页
岩段、下部页岩段及含硅质碳酸盐岩的中部层段。其中，中Bakken层是钻井的主要目标层，该层的深度大约10000英尺，直井钻至该深度前就开始转成水平，进入易碎的白云岩层并在其中进行多段分段压裂，以便进行开始更高效的生产。Bakken 页岩区带一直延伸到加拿大的萨斯喀彻温省和马尼托巴湖地区，这些地方的Bakken页岩也具有产能。
3.Barnett Combo页岩区带
Barnett Combo页岩位于德州的Montague县和Cooke县。该区带中的生油窗非常清晰，Barnett Combo页岩位于著名的密西西比Barnett页岩区带中，但是作业公司却通常选择该区带中的天然气区块。Combo区带实际上同时产油、产气和天然气液化物。该区块每平方英里的地质储量的范围4000万桶到2亿桶油当量之间，是世界上最大的区带之一。该区块已经钻了很多直井，并且直井的生产历史都比较长。
美国的页岩气开发对世界天然气市场的影响
第３２卷第６期 ２０１１年ｌ２月 电力与能源 ４４５
美国的页岩气开发对世界天然气市场的影响
郭揆常
（上海石油天然气有限公司，上海 ２０００４１）
摘 要：介绍了页岩气资源特点、美国页岩气开发技术的突破和实现页岩气商业化开采所引发的全球天然气 市场格局的变化。阐述了我国页岩气开发的现状，并提出了加快我国页岩气开发的建议。 关键词：页岩气；资源特点；市场格局；开发建议 中图分类号：Ｆ４１６．２２ 文献标志码：Ｃ 文章编号：２０９５—１２５６（２０１１）０６—０４４５—０４
Ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ ｏｆ Ｔｈｅｓｈａｌｅ Ｇａｓ ｉｎ Ｕｎｉｔｅｄ Ｓｔａｔｅｓ ｏｎ Ｗｏｒｌｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｍａｒｋｅｔ
Ｇｕｏ Ｋｕｉｃｈａｎｇ （Ｓｈａｎｇｈａｉ Ｐｅｔｒｏ］［ｅｕｍ Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｓｈａｎｇｈａｉ ２０００４１，Ｃｈｉｎａ）
页岩气是指从页岩层中开采出来的天然气， 主要成分是甲烷，与煤层气和致密型砂岩气同属
非常规天然气。页岩气燃烧后的碳排放量低，是
一种新的清洁高效新能源。页岩气吸附或游离状
态聚集在泥页岩或者高碳泥页岩中，与常规储层 气藏不同，页岩既是天然气生成的源岩，也是聚集
和保存天然气的储层和盖层。页岩一般表现为致
密物，即使含气有效孔隙度一般也只有１ ～ ５ ，页岩气以游离相态（大约５Ｏ ）存在于裂缝、
孔隙及其他储集空间，以吸附状态（大约５Ｏ ）存
在于粘土颗粒及孔隙表面。页岩气开发利用过程
所带来的负面环境影响是各种化石燃料能源中最 小的。
１ 页岩气资源特点
页岩气资源在含油气盆地中的蕴藏量很丰
富，被认为是含油气盆地中最后进入开发的油气
资源。据１９９７年不完全估算，全球页岩气资源量
高达４５６．２４万亿ｍ。，超过全球常规天然气资源
量的４３６．１万亿ｍ。。近年来，随着钻井、完井（尤 其是水平井钻井、连续油管射孔和水力压裂等）技
术的进步，以及在天然气市场需求增加、价格上升 的推动下，发现页岩气的地方越来越广，对页岩气
吐哈盆地致密砂岩气成藏条件及有利区预测
致密砂岩气开发
源岩条件吐哈盆地内具有生烃能
力的源岩分布从上石炭统至侏罗系，各
时代多套泥质源岩含多数有利于生气的
Ⅲ型母质，除了暗色泥岩有机质外，吐
哈盆地台北凹陷还存在炭质泥岩和煤岩
作为强有力的气源岩，且炭质泥岩有机
质丰度高，介于６％～２５％之问、生烃
潜量大，对吐哈盆地天然气的生成具有
重要的贡献，台北凹陷除三叠系和二叠
系外，侏罗系五个层组普遍含有碳质泥 岩，生烃潜量较大。小草湖洼陷，西山
窑组和八道湾组的煤系地层和湖相泥岩
是该区致密砂岩气藏的主要气源岩。
储层条件吐哈盆地储层特征基本
表现在两个方面，即扇状砂体发育、孔
渗性差；吐哈盆地台北凹陷沉积物源主
要自北部和南部进入凹陷形成扇形三角
洲沉积，在凹陷中央最深处发育深浅湖
相泥岩，沉积速率稳定期发育沼泽相和
河流相沉积。白盆地南北边缘 中心推
进的扇形砂体在平面上叠置成长条分
布，构成了致密砂岩气成藏的主要目的
层。这些储层在盆地中心部位粒度细、
埋深大、孔渗性差，有利于致密砂岩气
富集；当埋深超过２５００ｍ左右，储层的
孔隙度低于ｌ２％、渗透率低于ｌＯＯｍｄ，
七克台组、三问房组、西三窑组随埋深
的逐步加大，孔渗性逐步变差，致密砂
岩气藏的条件变好。
盖层条件致密砂岩气藏的形成要
求盖层在储气层的底部，以阻隔储气层
顶部与底部的水压系统连通一体，从而
导致气藏的破坏。吐哈盆地台北凹陷形
成致密砂岩气藏的盖层是由七克台、三
问房和西山窑三套目的层之问的深浅湖
相泥岩及特殊地层构成的。它ｆＩ＇Ｊ既是这
些储气层的天然来源，又是它们的盖
层。某套盖层既是上覆储层的气源和底
部盖层，又是下覆储层的顶部盖层。 探测技术
地球物理探测技术测井资料约束
反演和追踪对比：利用测井、气测录 井、试油ｉｉＩ汽等手段可进行致密层段的 天然气发现。例如在胜北洼陷，台参２ 井自侏罗系上统喀拉扎组井深２８６１ｍ开
始见气测显示，至西山窑组（５０３２ｍ） 共发现气测异常８２段。从七克台组至西
致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究
致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究
致密砂岩气藏的开发已经成为了解决我国能源问题的重要途径之一，但在实际开发过程中，致密砂岩气藏往往会面临着水锁损害的问题，这会严重影响气井产能和经济效益。因此，本文结合实验研究，对致密砂岩气藏的水锁损害及解水锁进行了探讨。
首先，我们简要介绍一下致密砂岩气藏的特点。致密砂岩气藏的储层孔隙度非常低，一般在2%以下，而渗透率也很低，一般在0.1 mD以下。由于气体相对于水而言具备了更小的分子间间隔，通过对致密砂岩气藏形成压差，气体才能够从储层中流出。同时，致密砂岩气藏通常处于干骆驼状态，也就是说，水很难沉积在储层中，因此储层中必然存在一定的含水层，从而形成了水锁。
其次，我们探讨了致密砂岩气藏水锁损害的原因。致密砂岩储层的渗透率较低，水分子在储层中往往存在一定的静力效应，容易积聚在储层上部，从而导致水锁。此外，开采过程中也会产生大量的水，这些水会在渗透力影响下聚集在气藏上部，导致致密砂岩气藏的水锁现象稍加不慎就会严重影响气井产能和经济效益。
最后，我们探究了解水锁的实验研究。解水锁的方法可以通过增加压差、加入化学添加剂等方式，但由于致密砂岩气藏的高渗透难度，上述方法并不一定成功。因此，我们采用实验室沙盘模拟的方法，通过调整压力，添加防滴剂等实验，发现最为有效的方法是增大地层压力差，通过调整气井的生产、注水间距等降低地层压力差，从而解除水锁的效果最佳。
综上所述，致密砂岩气藏的开发面临着水锁等多种问题，我们通过实验探究解除水锁最为有效的方法是增大地层压力差，此外通过合理的调整气井的生产、注水间距等也能够减少水锁损害，提高致密砂岩气藏的产能和经济效益。在致密砂岩气藏的开发过程中，水锁问题一直是一个比较棘手的难题。除了上文提到的解决方法外，研究人员们也在不断探索新的解决方案，如采用油墨注入、水平井开采等方法。
油墨注入是一种比较新颖的解决方法，它利用了油墨和水的不相容性来解决水锁问题。在注入油墨的过程中，因为油墨和水不相容，油墨会替代水占据储层的空隙，从而实现了解水锁的目的。此外，油墨注入还具有提高气井产能的作用，因为它可以增加注采压差，促进气体的流动。
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
致密砂岩气藏成藏新视角——两种类型致密气藏成藏条件与机理差异
致密砂岩气开发
岩气藏（其所谓“盆地中心气藏”）划
分为直接型和间接型两类；董晓霞等根
据致密砂岩成藏与构造演化的关系特征
及其不同成藏规律将其划分为改造型致
密砂岩气藏和原生型深盆气藏。
但这些分类都没有从机理和成藏 过程两方面全面地反映致密砂岩气藏的
的特点，忽略了天然气生排烃高峰期天
然气充注史与储层致密演化之间的动态
关系。
姜振学等根据成藏期与储层致密
前后顺序、圈闭类型，将致密砂岩气
藏分为两类： “先致密后成藏型”气
藏、“先成藏后致密型”气藏。如果储 层致密化过程发生在源岩生排烃高峰期
天然气充注之前，即储层先致密（要
求孔隙度小于ｌ２％，渗透率小于ｌ Ｘ
１０一 ｍ ）（图ｌａ），则称为储层先期
致密气藏型；如果储层致密化过程发生
在源岩生排烃高峰期天然气充注之后，
即储层后致密（图１ｂ），称为储层后期
致密气藏型。
特征差异
两类气藏最大的差异表现在气水
关系表征的不同，很多现象可以说明两
类气藏汽水关系的不同，比如测井解释
中，发现气藏和源岩靠的很近。“先致
密后成藏型”气藏中的流体在剖面上表
现为不服从重力分异原理的气、水倒置
关系，而且同一储层中从下倾部位的饱 含气层向构造上倾方向气水过渡带再向
上渐变为饱含水带，气藏无明显的底水
和边水，与常规天然气和“先成藏后致
密型”气藏的气上水下分布服从重力分
异原理形成了鲜明的对比（表１）。
成藏条件的差异
两种致密砂岩气藏成藏条件的主
要差异在于： “先致密后成藏型”气藏 气体注入的时候，储层已经致密，依靠 分子膨胀力成藏，大面积凹陷或斜坡部
位成藏； “先成藏后致密型”气藏气体
注入发生在致密储层形成之前，成藏的
４４石油与装备Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ＆Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ 矗
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ａ．先致密后成藏型ｂ．先成藏后致密型 图１两种致密砂岩气藏概念模式图 图２ “先致密后成藏型”气藏形成过程中的力平衡 和物质平衡原理及其控气作用地质模式
美国科罗拉多州Wattenberg气田简介
美国科罗拉多州Wattenberg气田简介
Wattenberg气田位于美国科罗拉多州东北部的Denver-Julesbur（DJ）盆地，气田面积约为190万英亩。该气田发现并开发于1970年，从J砂岩出产气，经历过几轮扩张和再上产后，截止到2006年，该气田已经成为美国第七大气田（科罗拉多州最大的气田）。该气田2008年3月的产量约为1.2 BCFG每天，其时的累积产量约 为4.2 TCFG，开井数约为13000口。
该气田的主要气藏有：白垩系的Dakota、J和Codell砂岩气藏、Niobrara/Greenhorn页岩油气藏、Sussex和Shannon油藏。J砂岩和Dakota砂岩主要产气，Codell和Niobrara地层产油和气，而Sussex和Shannon地层主要产油。其中J砂岩的储量估计为1.3 TCFG。
J砂岩也称之为Muddy砂岩，为三角洲前缘沉积，该气藏面积60万英亩，埋藏深度为7600英尺到8400英尺之间，井底温度为260华氏度，压力为2900
psi。气藏总厚度为50到100英尺有效厚度在10到50英尺范围之间变化，孔隙度8-12%，渗透率0.05-0.005毫达西，属致密砂岩气藏。
在该气田漫长的开发周期内，新的含油气区带不断发现，新的技术不断应用到该气田。该气田中的油气藏大多为致密油气藏，井网密度是气田开发中的一个关键因素。该气田在开发过程中，油田开发的规则和条例不断更新演化，这是该气田成功开发最重要的因素。根据318A开发规范，井网密度从1970年的320英亩缩小为2005年的20英亩，保障了致密气藏得到充分的开发。另外，Encana公司应用定向井技术，从那些原本不能开采的城市地区开发出更多的储量。
Wattenberg气田位置图
Wattenberg气田的构造背景
Wattenberg气田地层柱状图，主要油气藏均为白垩系沉积，沉积环境以海相为主
Wattenberg气田构造剖面图，从图中可看出，该气田位于D-J盆地的最深处，该深度有大量油气生成
非常规储层压裂改造技术进展及应用
非常规储层压裂改造技术进展及应用
一、本文概述
随着全球能源需求的持续增长，非常规储层资源的开发利用越来越受到重视。非常规储层，如页岩、致密砂岩等，由于其低孔低渗特性，压裂改造技术成为了提高其开采效率的关键。本文旨在综述非常规储层压裂改造技术的最新进展，包括压裂液体系、压裂工艺、裂缝监测与控制等方面，并探讨这些技术在国内外油气田的实际应用情况。通过对相关文献的梳理和案例分析，本文旨在为非常规储层压裂改造技术的发展提供理论支持和实践指导，推动该领域的技术创新和产业升级。
二、非常规储层压裂改造技术的发展历程
非常规储层压裂改造技术的发展，经历了从传统水力压裂到现代复杂储层压裂技术的转变。在过去的几十年里，随着全球能源需求的不断增长，以及对传统油气资源的日益开采，非常规储层如页岩、致密砂岩等逐渐成为油气勘探开发的重要领域。这些储层具有低孔、低渗、非均质性强等特点，使得常规的压裂技术难以满足开发需求，推动了非常规储层压裂改造技术的不断创新与发展。
初期，非常规储层压裂主要依赖于传统的水力压裂技术，通过高压泵注大量液体来形成裂缝，从而提高储层的渗透性。然而，这种方法在非常规储层中往往效果不佳，因为这些储层的岩石性质复杂，裂缝扩展困难。
随着技术的进步，科研人员开始尝试使用多种压裂液体系，如泡沫压裂液、稠化压裂液等，以提高压裂效果和降低对储层的伤害。同时，为了更精确地控制裂缝的扩展方向和长度，研究人员开始引入地质导向、数值模拟等先进技术，为压裂施工提供更为准确的指导。
近年来，随着水平井技术的广泛应用，非常规储层压裂改造技术迎来了新的突破。水平井技术能够使得井筒与储层接触面积更大，有利于裂缝的扩展和油气的流动。在此基础上，研究人员又进一步开发出了分段压裂、多级压裂等复杂压裂技术，以适应不同储层条件和开发需求。
随着环保要求的日益严格，非常规储层压裂改造技术也在不断探索环保型压裂液和减少水资源消耗的新方法。例如，利用二氧化碳等环保介质作为压裂液，既能够满足压裂需求，又能减少对环境的影响。
致密砂岩气藏勘探开发值得关注
致密砂岩气藏勘探开发值得关注
致密砂岩气勘探开发近年来快速发展，正成为继煤层气、页岩气之后全球非常规天然气勘探开发的又一热点。据统计，2009年，全球致密砂岩气产量已达4320亿立方米，占全球天然气年产量的14%。本文将通过介绍加拿大艾伯塔盆地致密砂岩气的情况，来为致密砂岩气这种非常规天然气的勘探开发提供可循的经验。
世界上第一个致密砂岩气藏是在美国圣胡安盆地布兰科气田梅萨沃德群砂岩中被发现的，当时是1927年。传统地质理论认为，天然气资源在盆地高部位圈闭聚集，低洼地带不可能形成天然气储存。半个世纪后的1976年，加拿大亨特勘探公司在艾伯塔盆地西部发现了巨型的埃尔姆沃斯致密砂岩气田，标志着北美致密砂岩气勘探开发进入了一个快速发展阶段。
目前，加拿大在艾伯塔盆地发现的埃尔姆沃斯、牛奶河和霍得利致密砂气田，是加拿大排名最大的3个巨型气田，具有惊人的天然气地质储量，探明天然气储量高达1.9万亿立方米。进一步的研究发现，致密气储层致密，不受构造高低控制，却分布在盆地的低洼地带。因此，加拿大亨特勘探公司的总裁马斯特斯当时把致密气称做“深盆气”。加拿大的三大气田是世界上致密砂岩气田的典型代表。
致密气田的发现是战略思想重大转变的结果
1924年～1947年，艾伯塔盆地勘探的方向是寻找构造型圈闭，主要勘探工作量均集中于盆地西部的山麓带，此间虽有油气发现，但收获不大。1947年一次偶然的机会在盆地中部的杜勒克地区发现了一个生物礁型油气藏，此后的岁月里勘探方向又以古生界生物礁油气藏为重点展开。1953年，Pembina大油田（内含深盆油藏）的发现使得以后的年代里又逐步将勘探方向转为白垩纪地层岩性圈闭，此间获得了大量的油气发现。直到1976年在盆地西部的深盆区发现了埃尔姆沃斯气田深盆气藏，盆地的勘探领域和主攻研究方向才最终转到了以深盆气藏为中心的勘探阶段。
作为艾伯塔盆地中最大的气田，埃尔姆沃斯气田的发现有其偶然性。在发现埃尔姆沃斯气田之前，曾有近百口井钻遇了深盆气藏的致密砂岩储层，但一直没有发现产出商业性气流的砂岩。由于气层压力较低，加之无意中对井筒储层的伤害，深盆气藏始终没有机会得以发现和认识。1973年，科麦吉公司的两名雇员约格·马斯特斯和吉姆·雷，不愿意跟随公司回到美国墨西哥湾海上去作业，他们注意到在这一地区虽然打了许多干井，但都有天然气显示，于是成立了加拿大亨特勘探公司，决定在别人勘探过石油并放弃了的地方寻找天然气资源。
致密砂岩气层测井解释
致密砂岩气层测井解释方法综述
章 雄,潘和平,骆淼,李清松,赵卫平(中国地质大学地球物理与空间信息学院,武汉430074) 2005
致密砂岩气层是指地下含有天然气的,其孔隙度低(一般小于10 %) , 含水饱和度高(大于40 %) 而渗透率(小于0. 1 ×10 - 3 μm2 ) 勉强能使天然气渗流的砂岩层。由于这类砂岩层往往处于深处或盆地的深部,所以又常称为深层致密砂岩气层。美国能源部根据渗透率进一步把致密砂岩气藏划分为:一般性气藏(渗透率大于1 ×10 - 3μm2 )； 近致密气藏(渗透率在0.1～1×10-3μm2)；标准致密气藏(渗透率大于0. 05～0. 1 ×10 - 3μm2 ) ;极致密气藏(渗透率大于0.
001～0. 05×10 - 3μm2 ) ;超致密气藏(渗透率大于0.0001～0.001×10- 3μm2)。加拿大的阿尔伯达盆地(又叫西加盆地),美国落基山地区,中国的鄂尔多斯盆地等地区都蕴藏着丰富的天然气资源,同时又都是典型的致密砂岩气田。虽然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有成效的加以开发利用的,主要局限于美国、加拿为数不多的几个国家。
气层的直接识别是测井地质专家们常用的气层识别方法,由于该方法快速、直观、简单易行而受到广泛应用。常用的直接识别方法包括:曲线重叠法和交会图法等。
211 曲线重叠法
三孔隙度曲线重叠法(即:中子孔隙度—密度孔隙度法、中子孔隙度—声波孔隙度法) 是气层直接识别方法中最为常用的方法。中子孔隙度—密度孔隙度法(即:核测井孔隙度差异法) 最早是谭廷栋教授提出的一种适合于深层致密砂岩天然气勘探的有效方法。深层天然气由于埋藏深,储层孔隙度小,核测井(中子和密度测井) 读数的分辨率较低。采用传统的核测井读数差异难以发现深层天然气。核测井孔隙度差异法是将核测井读数转换成核测井孔隙度,在气层由于天然气的存在使得中子孔隙度减小,密度测井孔隙度增大,两者重叠出现负异常。地层含气饱和度越大,重叠区域的差异面积也会越大。