我国致密气开发技术现状及未来发展定位

王 静，赵修太，白英睿，董林燕，陈 龙

(中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛 266580)

随着石油资源供需矛盾的加剧，非常规能源特别是非常规天然气得到日益关注。非常规天然气是指储藏在地质条件复杂的非常规储层中的天然气，在中国最具发展前景的有3种:致密砂岩气(简称致密气)、页岩气和煤层气。目前最具开发热度的是页岩气，但我国页岩气的地质条件与地面条件与美国有很大的不同，开采技术很难照搬或复制，想要在短时间内进行大规模的开采是不现实的。而煤层气自20世纪90年代开采以来，效果并不理想［1］。近年来，“三低”油气藏开发技术的不断进步和非常规连续型油气聚集理论的创新，推动了我国致密气的不断发展。随着页岩气“十二五”规划的发布，致密气的开发前景逐渐明朗，越来越多的舆论和热点倾向了致密气的开采。

据报道［2］，目前全球致密气资源量大约为114×1012m3。根据资源调查，初步评估我国致密气可采储量约为8.1 ×1012～11.4 ×1012m3，累计探明率仅为18%。截至2011年年底，我国累计探明地质储量约为3.3×1012m3(占全国天然气总探明地质储量的2/5);累计探明可采储量为1.76×1012m3(占全国天然气总可采储量的1/3)［3］。2011年，我国致密气产量约为256×108m3，约占全国天然气总产量的1/4［4］。虽然新增探明地质储量和产量均呈现出快速增长的态势，但总体来说，我国致密气的开采仍处于早期勘探开发阶段。全面、科学地认识致密气资源的潜力及分布并开发好此类气藏，对我国石油工业的持续发展具有重要意义和作用。

1 致密气的概念、分布和开发现状

1.1 致密气和致密砂岩

致密气一般指孔隙度低、渗透率低、含气饱和度低、含水饱和度高、天然气在其中流动速度缓慢的致密砂岩层中的天然气［5］。与陆上评价标准不同，中国海洋石油公司对近海海域致密气定义为孔隙度在5% ～15%、渗透率小于10×10－3μm2的致密砂岩中的天然气。

致密气储量非常巨大，是最早投入工业化开采的非常规天然气。但部分致密气与常规气在资源量上存在交叉，两者混合共生，因此有学者建议将致密气比例达到65%以上的气区整体划为致密气，一般将其归类为非常规气，当埋藏较浅、开采条件较好时也可归为常规气开采。

对于致密含气砂岩，目前国内外学者给出的定义不完全一致。美国于1978年最早规定，砂岩储层对天然气的渗透率不大于0.1×10－3μm2的气藏为致密砂岩气藏。美国联邦能源委员会(FERC)也将空气渗透率小于 0.1 ×10－3μm2的砂岩定义为致密含气砂岩［6－7］。根据我国标准，致密含气砂岩是指覆压基质渗透率不大于0.1×10－3μm2(绝对渗透率不大于 1.0 ×10－3μm2)，单井一般无自然产能或低于工业气流下限，但在一定经济技术条件下可获得工业天然气产量的砂岩气层［8］。尽管不同国家和地区对致密含气砂岩定义不完全相同，但在渗透率划分标准上基本一致。

1.2 致密气的分布和开发现状

致密气已成为全球范围内重要的非常规天然气资源。目前全球在北美、欧洲、亚太等地区共70个盆地发现或推测发育有致密气［9］。

美国是最早提出致密气概念的国家，自20世纪70年代勘探开发以来，已经有40多年的勘探和开发历史。目前美国在23个盆地发现了致密气，主要分布在落基山地区。根据美国能源信息管理局(EIA)2008年的评估，美国致密气资源量为19.8 ×1012～42.5 ×1012m3，可采资源量为13×1012m3。2010年美国致密气产量达1754×108m3［10］，生产井数超过12万口，已成为美国天然气产量构成的重要部分。

加拿大于1976年钻成第一口致密气工业气井。目前拥有致密砂岩深盆气展布区域6400 km2，地质储量42.5×1012m3。加拿大的致密砂岩气主要分布在西部阿尔伯达盆地深盆区，最具富有代表性的是埃尔姆沃期和霍得利两大特大型深盆气田，仅这两个气田的可采储量就达到了6400 ×108～6780 ×108m3［11］。

我国致密气开发始于20世纪70年代，但受“重油轻气”思想和技术条件的制约，发展较为缓慢。我国致密砂岩气藏主要分布(见图1)在陆上含煤系地层的沉积盆地中(斜坡区和山前构造带)，具有分布广、类型多、源储一体、大面积分布的特点。

图1 中国致密砂岩气藏分布

截至2010年，已在四川、鄂尔多斯、柴达木、渤海湾、松辽、塔里木、吐哈等10余个盆地发现具有形成致密砂岩气藏的有利地质条件，其中以四川和鄂尔多斯盆地的储量较为丰富［1］。已形成了苏里格气田、榆林气田、大北气田、大牛地等15个气田，2011年的年产量达185×108m3，其中储量和产能最大的气田——苏格里气田年生产能力已达到了160×108m3。

2 致密气开发的关键技术

在致密砂岩气藏的勘探开发中处于世界领先地位的是美国和加拿大。利用钻井和测井资料对致密砂岩储层的岩石物理特征进行分析，并利用三维地震数据来确定致密砂体的分布，分析气水配置关系识别深盆气藏［12］。

与美国海相－海陆过渡相的地质特征不同，我国致密气发育的盆地以陆相与海陆过渡相为主;此外，在气藏分布、气藏特征方面也都有所差异，因此技术上有借鉴之处，又不能完全移植。我国在致密气勘探方面主要是依靠对构造、圈闭及后期演化的研究，开采技术理论研究起步晚，以借鉴国外直井、丛式井和水平井分段压裂技术为主。因此，需加快理论先行步伐，进行探索致密气开发技术的先导性试验，总结出一套适合我国地质和地面条件特点的技术和方法。目前致密气开发的主要关键技术包括储层评价技术，气藏描述技术，优化布井技术，储层压裂技术，钻井和完井技术，控水和排水技术等。

2.1 储层评价技术

对储层进行准确的评价是制定合理开发方案的基础。目前测井技术是储层评价中应用最广泛的技术，但致密砂岩储层地质条件复杂，亟需新技术和新方法应用到致密砂岩储层的评价中来，评价参数也应更全面。

我国须家河组气藏已经实现了相对富集区(含气饱和度大于55%)的有效开发，形成了富集区预测评价技术，即通过建立储集层成因模型，分析富集区分布的地质规律;叠前储集层预测技术，主要用于泥岩、强胶结砂岩、含气砂岩、高含水砂岩混杂分布条件下的气层识别问题，现已在安岳、广安等气田得到成功应用;核磁共振技术，即通过获取有效孔隙度、渗透率、孔隙结构等地质信息，用于双孔隙模型可动流体评价及含气饱和度定量评价，进而了解储层物性和产能情况［13］;阵列测井技术，可根据不同探测深度下的不同测量曲线来准确识别气水层、计算含水饱和度、定量评价薄层(能有效分辨0.3 m的薄层)。

杨克明［14］认为，稳定试井已不适应于非常规气藏的产能评价，一点法、修正等时试井法和改进的IPR(流入动态曲线)法更符合实际，但需进一步实践和探索。刘吉余等［15］指出，灰色系统理论同样适用于致密砂岩储层评价，并强调建立致密气评价参数体系是关键。文龙等［16］认为，在孔渗参数和孔喉参数基础上，储层地层压力对储渗性能的影响也应考虑在评价体系之内。

Lewis［17］提出的一种综合评价方法已成功应用于美国威尔科克斯组致密砂岩储层评价，其具体步骤为:确定商业性标准，测定岩心性质，测定孔隙几何形态，推算1723 kPa(250 psi)应力下的空气渗透率，推导17230 kPa(2500 psi)应力下的克利肯堡渗透率，确定相对渗透率曲线。

2.2 气藏描述技术

气藏描述，即精细气藏地质描述，是对气藏进行三维空间的定性、定量描述和评价预测的一种综合技术。目前已发展成以三维地震技术为主的储层预测和提高气－水识别精度的气藏描述技术。该技术系列包括了三维可视化技术、构造描述技术、频谱成像技术和地震叠前反演技术等［18］，可使钻井成功率提高到85%以上。

美国于1996年将三维地震及裂缝预测技术应用于科罗拉多皮申斯盆地，不仅使单井控制储量提高88%，还将储量勘探开发成本由177万美元/亿 m3降至 114 万美元/亿 m3［19］。

以地震繁衍技术为核心的储层横向预测也在苏里格气田取得了很好的效果，精细描述有效砂体储层的成因类型、规模、连通性以及非均质性等地质条件，为苏格里气田的高效开发提供了地质依据［20］。

2.3 优化布井技术

优化布井技术结合了地震、地质、测井和气藏工程等多学科，旨在提高储量动用程度和气井成功率的一门综合技术。主要包括井位优选、井眼轨迹设计和井网优化3方面。

根据地质特征，我国致密砂岩气藏可分为3种类型:透镜体多层叠置致密气、多层状致密砂岩气和块状致密气。对于第一类致密砂岩气藏，优化加密井网可大幅提高气藏采收率［21］。但加密井网需满足2个条件，即井间无干扰，有效泄油面积小于井网控制面积。具体步骤为:1)根据地质模型约束井距设计;2)试井评价泄压范围进而优化井距;3)干扰试井，验证井距;4)数值模拟，对区块井网部署进行优化;5)经济评价约束经济极限井距［22］。在苏里格气田，通过井位优化，高效井的比例显著增大，且储量动用程度提高10%。

此外，该技术在Rulison气田Williams Forks气藏也得到了成功应用。在将井网密度由0.65 km2/井调整为0.16 km2/井时，采收率由初始的7%提高到21%。

2.4 储层压裂技术

对于致密砂岩油藏，加砂压裂是改造储层和提高单井产量的重要措施。国外致密气储层压裂技术主要经历的5个发展阶段:1)单层小规模压裂技术阶段(20世纪80年代以前);2)单层大型压裂技术阶段(20世纪80年代以后);3)多层压裂、分层排液技术阶段(20世纪90年代);4)多层压裂、合层排采技术阶段(2000年以后);5)水平井分段压裂技术阶段(近期)。

我国致密气储层压裂技术的发展历程与国外大致相同，即历经了酸化/小规模笼统压裂、大规模压裂探索、单层适度规模压裂、直井多层分压合采压裂、水平井多段、直井多层压裂5个发展阶段［23］。整体是以对地层伤害小、提高裂缝导流能力为方向和目标。目前虽初步形成了相应的技术，但仍处于技术攻关和完善阶段。

2.4.1 直井分层压裂技术

对于纵向上小层、薄层较多的致密砂岩气藏，为了提高其小层动用程度，一般采用直井分层压裂技术。该技术主要分连续油管分层压裂技术和封隔器封层压裂技术2种，由于国外的连续油管工具配套较为成熟，因而采用前者方法居多。以Jonah气田为例，采用分层压裂技术后，每天单井压裂处理层数由3～6层增加到6～10层，最高连续压裂施工19层，施工时间也由35天缩短到不到4天，大大降低了生产成本，并大幅提高了单井产量。此外，还有不限改造层数的套管阀套分层压裂技术(以斯伦贝谢高效多级压裂技术为代表)和由Surjeetamadja提出的水力喷射压裂技术，但这2种方法由于各有局限性，虽在国外有相关应用报道，但尚未成为主流技术。

我国直井分层压裂技术在苏里格气田和须家河气藏取得了较好的效果，已形成了封隔器+滑套工具组合的分层压裂技术。但该技术在施工时易砂卡，且一次最多只能实现6层施工，具有一定的局限性。因此，试图通过引进消化国外技术的方式进行改进和创新，如采用连续油管喷砂射孔+环空压裂技术，TAP压裂技术等［23］，但其效果和适应性还需在先导试验中探索验证。

2.4.2 水平井分段压裂技术

水平井可大大增加气藏接触面积，减少气田井数一半以上，既能最大限度采气，又可降低成本，因此在致密气的开采中得到了越来越广泛的应用。水平井分段压裂可提高水平段整体的渗流能力，对其进行选择性改造，在近年来得到了快速发展和应用。主要技术包括:多级滑套封隔器分段压裂技术，水力喷射分段压裂技术，速钻式桥塞(机械桥塞)分段压裂技术以及限流压裂分段压裂技术。其中前两者均可实现10段以上的分段改造，且我国水力喷射分段压裂技术已处于国际领先地位［24－25］。

长岭气田登娄库组气藏是中国致密气水平井整体开发的典范，单井产量可达80000～120000 m3/d，最终单井累计产气量预计将提高3倍以上。此外，苏里格气田水平井先导试验也取得了阶段性成果。

2.4.3 大型压裂技术

大规模压裂技术最早由美国于20世纪80年代开发，即支撑裂缝大于300 m，加砂规模大于100 m3以上的压裂［26］。进行大型压裂的储层必须具备以下特点:1)气测渗透率小于0.1 mD;2)砂层厚度大于20 m;3)砂体在平面上分布稳定;4)砂体展布方向与人工裂缝方向一致。

大规模压裂技术在Wattenberg气田得到了成功应用，在四川广安须家河气藏及吉林登娄库气藏也成功应用。这表明该技术对我国厚砂层状及块状储层适应性较好，且单井加砂量越大，稳产时间越长，单井最终产气量越大［23］。但该技术不适用于我国苏里格气田，原因是苏里格气田砂体不连续，其展布方向与裂缝方向不一致。

2.4.4 混合压裂技术

混合压裂技术是结合了清水压裂与冻胶压裂的一种压裂技术。在致密气井压裂过程中，前置液采用滑溜水，携砂液采用冻胶压裂液。其优点是:对储层伤害小，可提高砂浓度和裂缝导流能力，降低成本。该技术目前已在Cotton Valley成功应用，其产气量为瓜胶压裂液井的2倍，气水比降低了60%［27］。但由于操作较为复杂，受储层差异影响大，因此在我国应用较少，仅在吐哈致密气田进行了部分现场试验。

2.5 钻井、完井技术

目前适用于致密气的钻井技术主要有:水平井、定向井、多分支井钻井工艺技术，小井眼技术，连续油管钻井技术，套管钻井技术，空压钻井技术，欠平衡钻井技术，复合钻井技术以及快速钻井技术等［28］。其中小井眼井技术和欠平衡钻井是目前应用较多的低成本钻井工艺，并在国内外钻井数中占有越来越多的比例。

完井技术主要有:1)多级水平井裸眼完井技术，能提高完井效率，减小完井费用和时间;2)多分支井完井技术，可提供分支之间有效隔离，确保长期完井的成功;3)完井裂缝隔离方法，可减少对地层的伤害，与油藏充分接触，但费用较高。

2.6 控水、排水技术

目前既有边水气藏，又有底水气藏。在气藏开采过程中，地层出水会严重伤害产层，造成气井产能递减加快，气体流动阻断或受遮挡，井筒积液等严重后果，使气井生产寿命大大减小。因此，控水、排水技术对高效开发气田至关重要。

控制边水的舌进、底水的锥进及地层水的窜进，就要从开展气藏精细描述做起，通过分析断层和裂缝的分布、性质、发育程度及延伸方向等来调整开发措施;其次要在充分识别水体及其性质的基础上，调控产量及井网，进而控制水体的推进。

有效及时地排出井筒中的积液是提高气藏最终采收率的重要因素。目前泡沫排液(泡排)技术依靠其施工简单、见效快、成本低等优势在四川浅层及中深层气藏得到了广泛应用，产气量在5000 m3/d以上且井筒积液不严重的的连续生产井适合此技术。此外，速度管柱、机抽、柱塞气举等技术也在攻关试验中。

3 致密气的挑战及发展定位

在致密气的发展过程中，存在着许多困难和挑战。如储量的动用程度不高，提高单井产量需要更多技术支撑等。近年来，页岩气的开发在规划和政策上都占据了较大优势，而作为现实性最好的致密气未得到足够重视。致密气的大规模开发还需政府更多扶持政策，以解决目前致密气高投入、低效益的问题。

我国致密气储量丰富，分布广泛，目前已形成了鄂尔多斯、四川、塔里木三大致密砂岩气区以及配套开发技术。长庆油田生产的天然气中有70%～80%为致密气，四川须家河地层也主要是致密气。与页岩气资源量相比，致密气的资源量数据更加可靠，猜测成分较少。在基础设施方面，由于致密气的分布与常规气存在交叉，从而节约了管道运输等方面的成本。因此，致密气是现实性最好的非常规天然气，应优先发展，重点发展。

4 结语

随着天然气消费的日益增长，非常规油气资源受到了越来越广泛的关注。而致密气作为现实性最好的非常规天然气，分布广泛，已在四川、鄂尔多斯、柴达木、渤海湾、松辽、塔里木、吐哈等10余个盆地发现具有形成致密砂岩气藏的有利地质条件。储层评价技术、气藏描述技术、优化布井技术、储层压裂技术的发展也推动了致密气的快速发展。预计2030年前后，我国致密气产量将达到1000×108m3，成为支撑我国天然气工业快速稳定发展的重要资源。尽管目前我国致密气存在高投入、低效益问题，但在开发探索过程中已形成了一系列配套技术，具备优先加快开发的条件，应予以优先发展。

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