我國致密氣開發技術現狀及未來發展定位

王 靜，趙修太，白英睿，董林燕，陳 龍

(中國石油大學(華東)石油工程學院，山東青島 266580)

隨著石油資源供需矛盾的加劇，非常規能源特別是非常規天然氣得到日益關注。非常規天然氣是指儲藏在地質條件復雜的非常規儲層中的天然氣，在中國最具發展前景的有3種:致密砂巖氣(簡稱致密氣)、頁巖氣和煤層氣。目前最具開發熱度的是頁巖氣，但我國頁巖氣的地質條件與地面條件與美國有很大的不同，開采技術很難照搬或復制，想要在短時間內進行大規模的開采是不現實的。而煤層氣自20世紀90年代開采以來，效果并不理想［1］。近年來，“三低”油氣藏開發技術的不斷進步和非常規連續型油氣聚集理論的創新，推動了我國致密氣的不斷發展。隨著頁巖氣“十二五”規劃的發布，致密氣的開發前景逐漸明朗，越來越多的輿論和熱點傾向了致密氣的開采。

據報道［2］，目前全球致密氣資源量大約為114×1012m3。根據資源調查，初步評估我國致密氣可采儲量約為8.1 ×1012～11.4 ×1012m3，累計探明率僅為18%。截至2011年年底，我國累計探明地質儲量約為3.3×1012m3(占全國天然氣總探明地質儲量的2/5);累計探明可采儲量為1.76×1012m3(占全國天然氣總可采儲量的1/3)［3］。2011年，我國致密氣產量約為256×108m3，約占全國天然氣總產量的1/4［4］。雖然新增探明地質儲量和產量均呈現出快速增長的態勢，但總體來說，我國致密氣的開采仍處于早期勘探開發階段。全面、科學地認識致密氣資源的潛力及分布并開發好此類氣藏，對我國石油工業的持續發展具有重要意義和作用。

1 致密氣的概念、分布和開發現狀

1.1 致密氣和致密砂巖

致密氣一般指孔隙度低、滲透率低、含氣飽和度低、含水飽和度高、天然氣在其中流動速度緩慢的致密砂巖層中的天然氣［5］。與陸上評價標準不同，中國海洋石油公司對近海海域致密氣定義為孔隙度在5% ～15%、滲透率小于10×10－3μm2的致密砂巖中的天然氣。

致密氣儲量非常巨大，是最早投入工業化開采的非常規天然氣。但部分致密氣與常規氣在資源量上存在交叉，兩者混合共生，因此有學者建議將致密氣比例達到65%以上的氣區整體劃為致密氣，一般將其歸類為非常規氣，當埋藏較淺、開采條件較好時也可歸為常規氣開采。

對于致密含氣砂巖，目前國內外學者給出的定義不完全一致。美國于1978年最早規定，砂巖儲層對天然氣的滲透率不大于0.1×10－3μm2的氣藏為致密砂巖氣藏。美國聯邦能源委員會(FERC)也將空氣滲透率小于 0.1 ×10－3μm2的砂巖定義為致密含氣砂巖［6－7］。根據我國標準，致密含氣砂巖是指覆壓基質滲透率不大于0.1×10－3μm2(絕對滲透率不大于 1.0 ×10－3μm2)，單井一般無自然產能或低于工業氣流下限，但在一定經濟技術條件下可獲得工業天然氣產量的砂巖氣層［8］。盡管不同國家和地區對致密含氣砂巖定義不完全相同，但在滲透率劃分標準上基本一致。

1.2 致密氣的分布和開發現狀

致密氣已成為全球范圍內重要的非常規天然氣資源。目前全球在北美、歐洲、亞太等地區共70個盆地發現或推測發育有致密氣［9］。

美國是最早提出致密氣概念的國家，自20世紀70年代勘探開發以來，已經有40多年的勘探和開發歷史。目前美國在23個盆地發現了致密氣，主要分布在落基山地區。根據美國能源信息管理局(EIA)2008年的評估，美國致密氣資源量為19.8 ×1012～42.5 ×1012m3，可采資源量為13×1012m3。2010年美國致密氣產量達1754×108m3［10］，生產井數超過12萬口，已成為美國天然氣產量構成的重要部分。

加拿大于1976年鉆成第一口致密氣工業氣井。目前擁有致密砂巖深盆氣展布區域6400 km2，地質儲量42.5×1012m3。加拿大的致密砂巖氣主要分布在西部阿爾伯達盆地深盆區，最具富有代表性的是埃爾姆沃期和霍得利兩大特大型深盆氣田，僅這兩個氣田的可采儲量就達到了6400 ×108～6780 ×108m3［11］。

我國致密氣開發始于20世紀70年代，但受“重油輕氣”思想和技術條件的制約，發展較為緩慢。我國致密砂巖氣藏主要分布(見圖1)在陸上含煤系地層的沉積盆地中(斜坡區和山前構造帶)，具有分布廣、類型多、源儲一體、大面積分布的特點。

圖1 中國致密砂巖氣藏分布

截至2010年，已在四川、鄂爾多斯、柴達木、渤海灣、松遼、塔里木、吐哈等10余個盆地發現具有形成致密砂巖氣藏的有利地質條件，其中以四川和鄂爾多斯盆地的儲量較為豐富［1］。已形成了蘇里格氣田、榆林氣田、大北氣田、大牛地等15個氣田，2011年的年產量達185×108m3，其中儲量和產能最大的氣田——蘇格里氣田年生產能力已達到了160×108m3。

2 致密氣開發的關鍵技術

在致密砂巖氣藏的勘探開發中處于世界領先地位的是美國和加拿大。利用鉆井和測井資料對致密砂巖儲層的巖石物理特征進行分析，并利用三維地震數據來確定致密砂體的分布，分析氣水配置關系識別深盆氣藏［12］。

與美國海相－海陸過渡相的地質特征不同，我國致密氣發育的盆地以陸相與海陸過渡相為主;此外，在氣藏分布、氣藏特征方面也都有所差異，因此技術上有借鑒之處，又不能完全移植。我國在致密氣勘探方面主要是依靠對構造、圈閉及后期演化的研究，開采技術理論研究起步晚，以借鑒國外直井、叢式井和水平井分段壓裂技術為主。因此，需加快理論先行步伐，進行探索致密氣開發技術的先導性試驗，總結出一套適合我國地質和地面條件特點的技術和方法。目前致密氣開發的主要關鍵技術包括儲層評價技術，氣藏描述技術，優化布井技術，儲層壓裂技術，鉆井和完井技術，控水和排水技術等。

2.1 儲層評價技術

對儲層進行準確的評價是制定合理開發方案的基礎。目前測井技術是儲層評價中應用最廣泛的技術，但致密砂巖儲層地質條件復雜，亟需新技術和新方法應用到致密砂巖儲層的評價中來，評價參數也應更全面。

我國須家河組氣藏已經實現了相對富集區(含氣飽和度大于55%)的有效開發，形成了富集區預測評價技術，即通過建立儲集層成因模型，分析富集區分布的地質規律;疊前儲集層預測技術，主要用于泥巖、強膠結砂巖、含氣砂巖、高含水砂巖混雜分布條件下的氣層識別問題，現已在安岳、廣安等氣田得到成功應用;核磁共振技術，即通過獲取有效孔隙度、滲透率、孔隙結構等地質信息，用于雙孔隙模型可動流體評價及含氣飽和度定量評價，進而了解儲層物性和產能情況［13］;陣列測井技術，可根據不同探測深度下的不同測量曲線來準確識別氣水層、計算含水飽和度、定量評價薄層(能有效分辨0.3 m的薄層)。

楊克明［14］認為，穩定試井已不適應于非常規氣藏的產能評價，一點法、修正等時試井法和改進的IPR(流入動態曲線)法更符合實際，但需進一步實踐和探索。劉吉余等［15］指出，灰色系統理論同樣適用于致密砂巖儲層評價，并強調建立致密氣評價參數體系是關鍵。文龍等［16］認為，在孔滲參數和孔喉參數基礎上，儲層地層壓力對儲滲性能的影響也應考慮在評價體系之內。

Lewis［17］提出的一種綜合評價方法已成功應用于美國威爾科克斯組致密砂巖儲層評價，其具體步驟為:確定商業性標準，測定巖心性質，測定孔隙幾何形態，推算1723 kPa(250 psi)應力下的空氣滲透率，推導17230 kPa(2500 psi)應力下的克利肯堡滲透率，確定相對滲透率曲線。

2.2 氣藏描述技術

氣藏描述，即精細氣藏地質描述，是對氣藏進行三維空間的定性、定量描述和評價預測的一種綜合技術。目前已發展成以三維地震技術為主的儲層預測和提高氣－水識別精度的氣藏描述技術。該技術系列包括了三維可視化技術、構造描述技術、頻譜成像技術和地震疊前反演技術等［18］，可使鉆井成功率提高到85%以上。

美國于1996年將三維地震及裂縫預測技術應用于科羅拉多皮申斯盆地，不僅使單井控制儲量提高88%，還將儲量勘探開發成本由177萬美元/億 m3降至 114 萬美元/億 m3［19］。

以地震繁衍技術為核心的儲層橫向預測也在蘇里格氣田取得了很好的效果，精細描述有效砂體儲層的成因類型、規模、連通性以及非均質性等地質條件，為蘇格里氣田的高效開發提供了地質依據［20］。

2.3 優化布井技術

優化布井技術結合了地震、地質、測井和氣藏工程等多學科，旨在提高儲量動用程度和氣井成功率的一門綜合技術。主要包括井位優選、井眼軌跡設計和井網優化3方面。

根據地質特征，我國致密砂巖氣藏可分為3種類型:透鏡體多層疊置致密氣、多層狀致密砂巖氣和塊狀致密氣。對于第一類致密砂巖氣藏，優化加密井網可大幅提高氣藏采收率［21］。但加密井網需滿足2個條件，即井間無干擾，有效泄油面積小于井網控制面積。具體步驟為:1)根據地質模型約束井距設計;2)試井評價泄壓范圍進而優化井距;3)干擾試井，驗證井距;4)數值模擬，對區塊井網部署進行優化;5)經濟評價約束經濟極限井距［22］。在蘇里格氣田，通過井位優化，高效井的比例顯著增大，且儲量動用程度提高10%。

此外，該技術在Rulison氣田Williams Forks氣藏也得到了成功應用。在將井網密度由0.65 km2/井調整為0.16 km2/井時，采收率由初始的7%提高到21%。

2.4 儲層壓裂技術

對于致密砂巖油藏，加砂壓裂是改造儲層和提高單井產量的重要措施。國外致密氣儲層壓裂技術主要經歷的5個發展階段:1)單層小規模壓裂技術階段(20世紀80年代以前);2)單層大型壓裂技術階段(20世紀80年代以后);3)多層壓裂、分層排液技術階段(20世紀90年代);4)多層壓裂、合層排采技術階段(2000年以后);5)水平井分段壓裂技術階段(近期)。

我國致密氣儲層壓裂技術的發展歷程與國外大致相同，即歷經了酸化/小規模籠統壓裂、大規模壓裂探索、單層適度規模壓裂、直井多層分壓合采壓裂、水平井多段、直井多層壓裂5個發展階段［23］。整體是以對地層傷害小、提高裂縫導流能力為方向和目標。目前雖初步形成了相應的技術，但仍處于技術攻關和完善階段。

2.4.1 直井分層壓裂技術

對于縱向上小層、薄層較多的致密砂巖氣藏，為了提高其小層動用程度，一般采用直井分層壓裂技術。該技術主要分連續油管分層壓裂技術和封隔器封層壓裂技術2種，由于國外的連續油管工具配套較為成熟，因而采用前者方法居多。以Jonah氣田為例，采用分層壓裂技術后，每天單井壓裂處理層數由3～6層增加到6～10層，最高連續壓裂施工19層，施工時間也由35天縮短到不到4天，大大降低了生產成本，并大幅提高了單井產量。此外，還有不限改造層數的套管閥套分層壓裂技術(以斯倫貝謝高效多級壓裂技術為代表)和由Surjeetamadja提出的水力噴射壓裂技術，但這2種方法由于各有局限性，雖在國外有相關應用報道，但尚未成為主流技術。

我國直井分層壓裂技術在蘇里格氣田和須家河氣藏取得了較好的效果，已形成了封隔器+滑套工具組合的分層壓裂技術。但該技術在施工時易砂卡，且一次最多只能實現6層施工，具有一定的局限性。因此，試圖通過引進消化國外技術的方式進行改進和創新，如采用連續油管噴砂射孔+環空壓裂技術，TAP壓裂技術等［23］，但其效果和適應性還需在先導試驗中探索驗證。

2.4.2 水平井分段壓裂技術

水平井可大大增加氣藏接觸面積，減少氣田井數一半以上，既能最大限度采氣，又可降低成本，因此在致密氣的開采中得到了越來越廣泛的應用。水平井分段壓裂可提高水平段整體的滲流能力，對其進行選擇性改造，在近年來得到了快速發展和應用。主要技術包括:多級滑套封隔器分段壓裂技術，水力噴射分段壓裂技術，速鉆式橋塞(機械橋塞)分段壓裂技術以及限流壓裂分段壓裂技術。其中前兩者均可實現10段以上的分段改造，且我國水力噴射分段壓裂技術已處于國際領先地位［24－25］。

長嶺氣田登婁庫組氣藏是中國致密氣水平井整體開發的典范，單井產量可達80000～120000 m3/d，最終單井累計產氣量預計將提高3倍以上。此外，蘇里格氣田水平井先導試驗也取得了階段性成果。

2.4.3 大型壓裂技術

大規模壓裂技術最早由美國于20世紀80年代開發，即支撐裂縫大于300 m，加砂規模大于100 m3以上的壓裂［26］。進行大型壓裂的儲層必須具備以下特點:1)氣測滲透率小于0.1 mD;2)砂層厚度大于20 m;3)砂體在平面上分布穩定;4)砂體展布方向與人工裂縫方向一致。

大規模壓裂技術在Wattenberg氣田得到了成功應用，在四川廣安須家河氣藏及吉林登婁庫氣藏也成功應用。這表明該技術對我國厚砂層狀及塊狀儲層適應性較好，且單井加砂量越大，穩產時間越長，單井最終產氣量越大［23］。但該技術不適用于我國蘇里格氣田，原因是蘇里格氣田砂體不連續，其展布方向與裂縫方向不一致。

2.4.4 混合壓裂技術

混合壓裂技術是結合了清水壓裂與凍膠壓裂的一種壓裂技術。在致密氣井壓裂過程中，前置液采用滑溜水，攜砂液采用凍膠壓裂液。其優點是:對儲層傷害小，可提高砂濃度和裂縫導流能力，降低成本。該技術目前已在Cotton Valley成功應用，其產氣量為瓜膠壓裂液井的2倍，氣水比降低了60%［27］。但由于操作較為復雜，受儲層差異影響大，因此在我國應用較少，僅在吐哈致密氣田進行了部分現場試驗。

2.5 鉆井、完井技術

目前適用于致密氣的鉆井技術主要有:水平井、定向井、多分支井鉆井工藝技術，小井眼技術，連續油管鉆井技術，套管鉆井技術，空壓鉆井技術，欠平衡鉆井技術，復合鉆井技術以及快速鉆井技術等［28］。其中小井眼井技術和欠平衡鉆井是目前應用較多的低成本鉆井工藝，并在國內外鉆井數中占有越來越多的比例。

完井技術主要有:1)多級水平井裸眼完井技術，能提高完井效率，減小完井費用和時間;2)多分支井完井技術，可提供分支之間有效隔離，確保長期完井的成功;3)完井裂縫隔離方法，可減少對地層的傷害，與油藏充分接觸，但費用較高。

2.6 控水、排水技術

目前既有邊水氣藏，又有底水氣藏。在氣藏開采過程中，地層出水會嚴重傷害產層，造成氣井產能遞減加快，氣體流動阻斷或受遮擋，井筒積液等嚴重后果，使氣井生產壽命大大減小。因此，控水、排水技術對高效開發氣田至關重要。

控制邊水的舌進、底水的錐進及地層水的竄進，就要從開展氣藏精細描述做起，通過分析斷層和裂縫的分布、性質、發育程度及延伸方向等來調整開發措施;其次要在充分識別水體及其性質的基礎上，調控產量及井網，進而控制水體的推進。

有效及時地排出井筒中的積液是提高氣藏最終采收率的重要因素。目前泡沫排液(泡排)技術依靠其施工簡單、見效快、成本低等優勢在四川淺層及中深層氣藏得到了廣泛應用，產氣量在5000 m3/d以上且井筒積液不嚴重的的連續生產井適合此技術。此外，速度管柱、機抽、柱塞氣舉等技術也在攻關試驗中。

3 致密氣的挑戰及發展定位

在致密氣的發展過程中，存在著許多困難和挑戰。如儲量的動用程度不高，提高單井產量需要更多技術支撐等。近年來，頁巖氣的開發在規劃和政策上都占據了較大優勢，而作為現實性最好的致密氣未得到足夠重視。致密氣的大規模開發還需政府更多扶持政策，以解決目前致密氣高投入、低效益的問題。

我國致密氣儲量豐富，分布廣泛，目前已形成了鄂爾多斯、四川、塔里木三大致密砂巖氣區以及配套開發技術。長慶油田生產的天然氣中有70%～80%為致密氣，四川須家河地層也主要是致密氣。與頁巖氣資源量相比，致密氣的資源量數據更加可靠，猜測成分較少。在基礎設施方面，由于致密氣的分布與常規氣存在交叉，從而節約了管道運輸等方面的成本。因此，致密氣是現實性最好的非常規天然氣，應優先發展，重點發展。

4 結語

隨著天然氣消費的日益增長，非常規油氣資源受到了越來越廣泛的關注。而致密氣作為現實性最好的非常規天然氣，分布廣泛，已在四川、鄂爾多斯、柴達木、渤海灣、松遼、塔里木、吐哈等10余個盆地發現具有形成致密砂巖氣藏的有利地質條件。儲層評價技術、氣藏描述技術、優化布井技術、儲層壓裂技術的發展也推動了致密氣的快速發展。預計2030年前后，我國致密氣產量將達到1000×108m3，成為支撐我國天然氣工業快速穩定發展的重要資源。盡管目前我國致密氣存在高投入、低效益問題，但在開發探索過程中已形成了一系列配套技術，具備優先加快開發的條件，應予以優先發展。

［1］王軍善.致密氣開發應領跑非常規天然氣［N］.中國改革報，2012－5－3(9).

［2］McCracken M E，Fitz D，Ryan T.Tight gas surveillance and characterization:impact of production logging［C］.SPE UnconventionalReservoirs Conference， Keystone， Colorado，USA，2008.Society of Petroleum Engineers，2008.

［3］邱中建，趙文智，鄧松濤.我國致密砂巖氣和頁巖氣的發展前景和戰略意義［J］.中國工程科學，2012，14(6):4 －8.

［4］張國生，趙文智，楊濤，等.我國致密砂巖氣資源潛力、分布于未來發展地位［J］.中國工程科學，2012，14(6):87 －92.

［5］關德師.中國非常規油氣地質［M］.北京:石油工業出版社，1995:12－40.

［6］劉吉余，馬志欣，孫淑艷.致密含氣砂巖研究現狀及發展趨勢［J］.天然氣地球科學，2008，19(3):316 －319.

［7］Holditch S A.Tight gas sands［J］.Journal of Petroleum Technology，2006，58(6):86 －93.

［8］國家能源局.SY/T 6832—2011致密砂巖氣地質評價方法［S］.北京:石油工業出版社，2011.

［9］胡文瑞，翟光明，李景明.中國非常規油氣的潛力和發展［J］.中國工程科學，2010，12(5):25 －29.

［10］童曉光，郭斌程，李建忠，等.中美致密砂巖氣成藏分布異同點比較研究與意義［J］.中國工程科學，2012，14(6):9－15.

［11］袁政文，許化政，王百順，等.阿爾伯達深盆氣研究［M］.北京:石油工業出版社，1996.

［12］康毅力，羅平亞.中國致密砂巖氣藏勘探開發關鍵工程技術現狀與展望［J］.石油勘探與開發，2007，34(2):239－245.

［13］高輝，孫衛，田育紅，等.核磁共振技術在特地滲砂巖微觀孔隙結構評價中的應用［J］.地球物理學進展，2011，26(l):294－299.

［14］楊克明.非常規油氣藏形成機理及開發關鍵技術［D］.四川:成都理工大學，2005.

［15］劉吉余，李艷杰，于潤濤.儲層綜合定量評價系統開發與應用［J］.物探化探計算技術，2004，26(l):33 －36.

［16］文龍，劉埃平，鐘子川，等.川西前陸盆地上三疊統致密砂巖儲層評價方法研究［J］.天然氣工業，2005，25(增刊1):49－53.

［17］Lewis D J.對致密含氣砂巖評價方法的改進－以威爾科克斯組為例［J］.周惠生，譯.四川石油普查，1991(1):72－82.

［18］Reeves J J.Advancing 3D seismic interpretation methods to find the sweet spots in tight gas reservoirs［C］.SEG Annual Meeting，New Orleans，Louisiana，2006.Society of Exploration Geophysicists，2006:25.

［19］雷群，萬玉金，李熙喆，等.美國致密砂氣藏開發與啟示［J］.天然氣工業，2010，30(1):45 －48.

［20］冉新權.蘇里格低滲透氣田開發技術最近進展［J］.開發工程，2011，31(12):59 －62.

［21］Cipolla C L，Wood M C.A statistical approach to infilldrilling studies:Case history of the Ozona Canyon sands［J］.SPE Reservoir Engineering，1996，11(3):196－202.

［22］馬新華，賈愛林，譚健，等.中國致密砂巖氣開發工程技術與實踐［J］.石油勘探與開發，2012，39(5):572 －578.

［23］王永輝，盧擁軍，李永平，等.非常規儲層壓裂改造技術進展及應用［J］.石油學報，2012，33(增刊1):149 －157.

［24］Mcdaniel B W，Rispler K A，Horizontal wells with multistage fracs prove to be best economic completion for many low－permeability reservoirs［R］.SPE 125903，2009.

［25］Li Yongping，Wang Yonghui，Cheng Xingsheng，et al，Case study of multistage isolating stimulation in high temperature deep carbonate horizontal wells［R］.SPE 125854，2010.

［26］Fast C R，Holman G B，Cavlin R J.The application of MHF to the tight muddy“J”formation Wattenberg field，Colorado［R］.SPE 7612，1976.

［27］Sani A M，Nadezhdin S V，Villarreal R，et al.Application of hybrid fracture treatment to tight gas sands in East Texas cotton valley sands［R］.SPE 126160，2009.

［28］姜瑞忠，王平，衛喜輝，等.國外致密氣藏鉆完井技術現狀與啟示［J］.特種油氣藏，2012，19(2):6 －15.