中国致密砂岩气开发现状与前景展望

贾爱林 位云生 郭 智 王国亭 孟德伟 黄苏琦

中国石油勘探开发研究院

0 引言

致密砂岩气（以下简称致密气）是目前开发规模最大的非常规天然气之一。1980年，美国联邦能源管理委员会将地层渗透率小于0.1 mD的砂岩气藏（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。根据我国石油天然气行业标准（致密砂岩气地质评价方法，SYT 6832—2011），致密气是指覆压基质渗透率小于等于0.1 mD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可以获得工业天然气产量。

美国是全球致密气工业发展最早、开发利用最成功的国家，其致密气藏具有气层厚度大、丰度高且多含凝析油的特点[1-2]，气井最终累计产气量高、开发效益较好。我国致密气也具有巨大的资源潜力和可观的规模储量，主要分布于鄂尔多斯、四川、松辽、吐哈等沉积盆地，其中鄂尔多斯盆地是我国最大的致密气生产基地。我国致密气藏主体以大面积、连续分布为主，以鄂尔多斯盆地苏里格气田、神木气田、大牛地气田、延安气田等为代表；也存在部分以构造控制为主的致密气藏，以四川盆地上三叠统须家河组气藏、吐哈盆地巴喀气藏为代表[3-4]。

经过近20年的努力，我国致密气开发取得了巨大成就，建成了我国产量规模最大的气田——苏里格气田，并形成了致密气藏低成本开发技术系列[5-6]。

1 致密气资源分布概况

致密气藏广泛分布于世界各大含油气盆地中，全球发育致密气的盆地约70个，总资源量210×1012m3，剩余技术可采资源量约81×1012m3。亚太与美洲地区是致密气分布的主要地区，超过全球总资源量的60%（图1）。由于致密气藏的特殊性，目前采收率多介于30%～50%，均远低于常规气藏。致密气藏采收率低受多种因素影响，主要原因包括宏观和微观两个方面：①宏观上致密气藏有效砂体呈孤立状非均匀分布，储量的动用程度主要受控于井网密度，无论井网密度多大（目前全球最大井网密度16口井/km2），仍有部分储量难以充分动用；②微观上致密储层孔喉细小，相当比例的天然气储存于纳米级储集空间或非连通孔隙中，该部分气体难以产出。

图1 全球致密气资源量与剩余技术可采资源量分布图

我国致密气广泛分布，各大盆地中均有发育，但分布极不均衡。根据中国石油第四次油气资源评价结果，我国陆上致密气总资源量21.85×1012m3，其中，鄂尔多斯盆地上古生界13.32×1012m3，占总资源量的60%以上，四川、松辽、塔里木盆地均超过1.00×1012m3，其他盆地零星分布（表 1）。

表1 我国陆上致密气资源量、探明储量与产气量表

截至2020年底，我国陆上致密气探明地质储量5.49×1012m3，探明率仅为25.1%，仍处于勘探早中期，探明储量具备进一步增加的潜力。2020年我国致密气产量达470×108m3，占全国天然气总产量的24.4%，其中，鄂尔多斯盆地430×108m3、四川盆地35×108m3、松辽盆地 5×108m3，鄂尔多斯盆地致密气产量超过全国致密气总产量的90%，是我国当前致密气开发的核心区，未来也将是致密气开发的主力区（表1）。

2 致密气开发历程

全球致密气勘探开发始于20世纪70年代[7]。首先是储层改造技术的突破与规模化应用使致密气工业化开发成为可能，开发进程快速推进；其次，钻完井与储层改造技术的持续进步使投资成本大幅下降，致密气的效益开发得以实现。直井多层、水平井多段储层改造技术的不断创新与突破极大地释放了致密气产能，提高了气井最终累计产气量，助推了全球致密气产量的快速攀升。美国、加拿大、中国、委内瑞拉、澳大利亚、墨西哥、阿根廷、印度尼西亚、俄罗斯、埃及、沙特阿拉伯等十多个国家均进行了致密气开发尝试，但受资源、技术、市场与成本等诸多因素的影响，目前实现致密气开发最成功的国家为美国、加拿大与中国，我国位居世界第三大致密气产气国[8-10]（图2）。

图2 世界致密气主要生产国2020年产气量对比图

美国致密气规模化开发始于20世纪70年代，在政策扶持下致密气产量快速上升，从1990年的600×108m3增 长 到 2008 年 的 1 956×108m3（ 图 3）。美国致密气主要分布于圣胡安、棉花谷、皮申斯、二叠、尤因塔及绿河等盆地[11]。虽然北美不同盆地致密气特征有所差异，但其共同特征是气层厚度大、储量丰度高、稳定分布、裂缝相对发育、含气饱和度较高等（表2）。甜点区与裂缝发育区、高储层物性区密切相关，总体表现为自然产能低、井控面积小、产量递减快、单井EUR低、低产期长等特征。

图3 美国历年致密气产量图

表2 北美与我国典型致密气藏特征对比表

我国致密气的开发探索也始于20世纪70年代，1972年首次在四川盆地川西北地区的中坝气田上三叠统须家河组二段气藏进行致密砂岩气藏开发[12]，之后在其他含油气盆地中也发现了多个小型致密气田。由于当时缺乏对致密气开发的认识和储层改造的手段，主要是借鉴低渗透气藏的开发技术对策，仅在天然裂缝较为发育的井区获得少量工业产量，如川中广19井，35年累计产气量达到3.02×108m3。直到21世纪初，我国致密气开发仍仅限于少量区块，未形成规模产能。2000年，鄂尔多斯盆地上古生界苏6井试气获得120×104m3/d的无阻流量[13]，从而发现了苏里格气田，这一发现是我国致密气勘探开发历程中的标志性事件，从此致密气作为一种重要的气藏类型步入了我国天然气开发的历史进程。

2000—2005年，中石油紧密围绕苏里格气田的效益开发，制订了“面对现实，依靠科技，走低成本开发路子”的开发策略，系统开展了关键开发技术攻关，形成了系列开发配套技术，确定了关键开发指标体系，从而推动了苏里格气田的快速上产，促进了我国第一大气田的规模效益开发。2006年以来，我国致密气开发形成了鄂尔多斯盆地快速上产、其他盆地不断突破的格局，四川盆地三叠系须家河组、吐哈盆地侏罗系八道湾组、松辽盆地白垩系登娄库组陆续取得进展。目前致密气已成为我国产气量最大的气藏类型，2020年陆上产气量达470×108m3，但各盆地产量分布不均衡，呈现出鄂尔多斯盆地独大的局面，其产气量超过我国致密气总产量的90%。

3 我国致密气开发技术系列

经过20年的持续攻关，我国不仅实现了致密气的规模效益开发，形成了系列关键开发技术，而且创建了典型的“苏里格模式”[14-15]。结合致密气藏的开发阶段，在不断完善现有开发技术手段的同时，积极探索整体提升开发效果系列技术，形成了可适应开发评价阶段和开发调整阶段的核心技术系列[15]。

3.1 开发评价阶段中的关键技术

气藏开发评价指在发现气藏并提交了一定的探明储量后，为推进气田开发而进行的研究工作，包括储层地质研究、开发指标论证、工艺技术试验分析等，对于超大型或开发风险较大的气藏，还包括进行开发先导试验，最终编制气藏开发方案并实施。

3.1.1 有效储层成因单元确立与富集区优选

常规砂岩气藏储层物性好，气水界面之上砂岩储层（包括含砾砂岩、砂砾岩及粉细砂岩等）基本都为有效储层，其沉积体系研究开展至微相级别即能满足气层划分与生产需求（如塔里木盆地克拉2气藏、鄂尔多斯盆地榆林气田山2段气藏等）。但致密砂岩物性总体较差，仅物性较好的部分砂岩可形成有效储层，这一部分可能对应微相，也可能对应微相内部的岩相单元，因此需开展更为精细的岩相研究才能确定有效储层的成因与控制因素。苏里格气田盒8、山1段目的层主体为辫状河沉积，沉积微相类型为心滩和辫状河道。结合岩心、测井、生产动态等多种手段，动静态结合确定有效储层（产层），在此基础上对有效储层开展成因单元研究，结果表明：有效储层主要为心滩中下部、辫状河底部的中粗粒岩相部分，形成于强水动力沉积环境下。有效储层厚度仅占砂体厚度的约1/3，空间上分散分布，剖面上呈现出“砂包砂”的二元结构（图4、5）。国内外相当一部分致密气田都表现出砂体大面积分布而有效储层分散分布的特征[16-18]。

图4 有效储层沉积微相与岩石相图

致密气藏表现出大面积广泛分布的特征，但平面上存在一定的差异性，部分地区致密气呈现出层数多、厚度大、储层丰度高的特点，即所谓的“甜点区”。受开发技术的限制与开发成本的制约，一般选择致密气富集区进行优先开发[19-20]。富集区的形成受沉积体系控制和影响，河道体系的主体带与沉积环境的转折带最为发育，因此建立沉积模式、开展沉积微相分布研究是致密气开发重要的基础地质工作之一（图6、7）。紧密结合沉积储层研究和与地球物理认识，可准确落实富集区分布，有效降低开发风险。基于上述技术方法，在苏里格气田优选出Ⅰ＋Ⅱ类富集区2.01×1012m3，在气田产能建设中发挥了巨大作用（图8）。

图5 致密气典型气藏剖面图

图6 致密气富集区平面分布图

图7 辫状河体系发育模式图（据贾爱林等）

图8 苏里格气田天然气富集区分类图（2021年）

3.1.2 开发指标评价

致密气开发指标基本由单井、区块、气田三级单元构成，且不同单元的评价重点也各不相同。

3.1.2.1 单井指标

单井指标是致密气最为基础、最为重要的指标，其中主要包括气井分类、单井初始合理产量、不同类型井的比例及平均单井EUR等参数。在苏里格气田开发早期，基于地质分析法、生产动态评价法、产量递减法、采气指示曲线法等系统开展致密气井单井指标研究，基本确定了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类气井各约占总井数的1/3、直井平均单井合理配产1×104m3/d、井均 EUR 2 248×104m3等关键开发指标（表 3）。苏里格气田近20年的开发实践表明，目前约1.6×104口气井的实际生产特征与早期确立单井指标非常吻合。

表3 苏里格气田直井分类标准表

3.1.2.2 区块与气田开发指标

单井指标确定是区块与气田开发指标的基础，对于区块和气田而言，重要的开发指标包括产量规模与递减率。区块合理开发规模需根据区块面积、富集区储量与面积、合理井网、最大钻井数、稳产期的要求等来确定，区块递减率则结合不同类型气井、不同时间投产气井的递减率按比例权重计算得到。气田开发规模由区块开发规模同年份叠加而成，气田递减率则基于多个区块递减率按产量权重计算得到（表4）。

表4 苏里格气田递减率表

3.1.3 井网井型优化

因储层地质特征的差异，致密气开发的井网井型与页岩气存在明显差异[21-23]，页岩气主体层突出且稳定展布，水平井多段压裂是实现页岩气有效开发的关键技术，而致密气纵向上发育多个有效储层且横向变化快、非均质性强，局部主力层发育，其开发井型的选择尤为关键。全球致密气田的开发中直井与水平井都不乏开发成功的范例，但水平井开发应重点考虑以下因素：①主力层发育且储量集中度超过75%；②水平井开发的层段易于识别与控制；③除了考虑单井的开发指标，还要兼顾气藏的总体开发效果，尤其应重视采收率。结合苏里格气田储层地质特征，确定了以直井为主、水平井适当部署的技术思路，当前水平井约占总开发井数的12.5%。致密气开发井网主要指井网密度，一般采用每平方千米直井的开发井数确定（水平井可按直井折算，如1口水平井可折算3口直井）。有效储层的规模尺度、连续性与连通性是确定合理开发井网密度的关键地质参数。开展井网加密试验有助于上述地质参数的获取，苏里格气田开发过程中开展了多期井网加密试验，为合理井网密度的确定提供了有效支撑（图9、表5）。系统论证结果表明，苏里格气田开发井网密度具备从目前2口/km2主体开发井网密度提升至4口/km2的潜力。

表5 历年苏里格气田整体开发方案及关键指标表

图9 苏里格气田中区苏14区块南部加密试验区参数图

3.1.4 储层改造

对致密气藏进行储层改造是获得工业气流的关键，得益于非常规油气藏开发规模的不断扩大，储层改造技术快速发展，主要包括直井多层、水平井多段压裂改造技术。苏里格气田水平井改造工艺已由早期的水力喷射、裸眼封隔器分段压裂升级为固井完井桥塞分段压裂，提高了段间封隔有效性，增大了储层改造体积。地质、工程双“甜点”的紧密结合，可有利于优化布缝位置、缩短裂缝间距，使水平井改造效果得到显著提升。因此加强地质、工程一体化研究，紧密结合三维地震刻画主力储层的空间展布、精细描述储集体及围岩的岩性、物性、含气性及脆性，紧密结合经济因素、优化射孔段及储层改造规模，是实现储层改造效果的提升有效手段[24]。

3.1.5 开发方案优化

致密气有效砂体规模普遍较小、井间连通性差，有效储层物性差，一般情况下相邻井仅局部有压力传导或没有压力传导，单井泄压范围0.10～0.40 km2，平均仅为0.24 km2。常规气藏储层连通性好，开展数值模拟研究可有效预测方案指标。对致密气藏进行数值模拟研究的则意义不大，仅需对单井生产动态进行准确模拟，并形成可代表该气田特征的典型生产曲线，采用单井指标叠加的方法确定气田的关键开发指标，进行开发方案优化设计。上述技术方法首先在苏里格气田开发方案的编制中得到应用，并在中石油长庆油气区块获得广泛推广，比国外采用相关技术早了近10年。

3.2 开发调整阶段中的关键技术

气田开发调整是指开发方案实施之后，针对开发过程中暴露的问题和矛盾，通过地质特征再认识、结合开发动态分析、开发效果和开发潜力评价，对气田开发层系、井网井距井型、开发方式、开发指标及开发技术政策等进行相应调整，气田开发调整阶段的核心是提高采收率[25-27]。常规气藏气井稳产能力通常较强，气藏整体可维持几年甚至十几年的稳产，开发方案实施后不需新增钻井，致密气藏由于有效储层连通性差、泄压范围有限，气井投产后即开始递减，评价阶段与开发调整阶段紧密交叉，需边开发、边调整。

世界主要致密气田的初次采收率为20%～35%，初次采收率偏低受技术条件、地质认识、经济环境等多方面因素的影响。井网对储量的控制程度不足是导致初次采收率偏低的重要原因。结合致密气藏开发特征，明确了开发调整阶段的主要技术手段及开发效果。研究结果表明，井网优化与加密是提高采用率最主要的技术手段，数值模拟、加密试验区解剖等论证结果表明该方法可提高采收率10%～20%，此外查层补孔、老井侧钻、二次压裂、排水采气、增压开采等也是气田开发调整阶段提高采收率的有效技术手段（图10）。基于上述开发调整系列技术，可将苏里格气田致密气采收率由初期的32%整体提高到50%以上，已在多个密井网开发先导试验区得到验证，未来值得进一步推广。

图10 致密气提高采收率效果图

4 我国致密气开发前景

截至2020年底，我国天然气累计探明地质储量17.2×1012m3[28]，其中致密气探明储量 5.49×1012m3，占总探明储量的32%。近10年来，致密气占天然气总探明储量的比例不断增加（图11），但与致密气资源量相比探明率仍然偏低，仍具有较大的增长潜力与空间。

图11 中国历年新增天然气、致密气探明储量图

截至2020年底，我国开发已动用的探明致密气储量 2.39×1012m3，剩余未动用储量 3.10×1012m3，储量动用率为43.5%，与常规气藏68.9%的储量动用率相比，明显偏低[29]。展望我国致密气发展前景，未动用探明储量的接续动用、已动用探明储量挖潜、新增探明储量有效开发是确保我国致密气中长期发展3个重要方面[30]。

已探明剩余可采储量是致密气持续上产与稳产的现实资源基础，探明已动用储量按照采收率50% 计 算，则可采储 量 规 模 为 1.20×1012m3，目前已采出0.44×1012m3，探明已动用剩余可采储量为 0.76×1012m3；探明 未动用储量 3.1×1012m3，按采收率35%～40%计算，探明未动用可采储量(1.09～1.24)×1012m3。致密气已探明剩余可采储量共计 (1.86 ～ 2.00)×1012m3，具备 2030—2035 年上产至800×108m3并稳产10年以上的资源基础。

根据中国石油第四次资源评价结果，我国致密气探明率处于偏低水平（仅为25.1%），与成熟探区50.0%左右的探明率相比具有进一步提升的空间。预测未来我国致密气的可新增探明储量5×1012m3，主要集中在鄂尔多斯盆地和四川盆地。未来新增探明储量是确保我国致密气进一步稳产的资源基础，按采收率30%～35%计算，新增探明部分的天然气可采储量介于(1.50～1.75)×1012m3，可支撑我国致密气(700～800)×108m3年产规模并持续稳产至2050—2060年。

5 结论

1）致密气作为非常规天然气的重要类型之一，广泛分布于世界各大油气盆地，总资源量210×1012m3，其中亚太与美洲地区资源量最为丰富，超过全球总资源量的60%。我国致密气资源较为丰富，约占全球资源量的10%，但分布极不均衡，鄂尔多斯盆地是我国致密气分布的主体。

2）得益于储层改造技术的突破和开发成本的下降致密气规模效益开发快速推进。美国、中国与加拿大是致密气开发最成功的国家，美国致密气年产量连续 20年超过 1 000×108m3，我国致密气产量从2006年快速上升，2020年达470×108m3，并建成了全国最大的气田——苏里格气田。

3）经过20年的技术攻关与开发实践，我国创新形成了针对自身致密气特点的开发技术系列，可将我国致密气开发划分为开发评价和开发调整两个阶段：①评价阶段的关键技术包括有效储层成因单元确立与富集区优选技术、开发指标评价技术、井网井型优化技术、储层改造技术、开发方案优化技术等；②开发调整阶段的核心是提高采收率，井网优化与加密是提高采用率最主要的技术手段，可提高采收率10%～20%，查层补孔、老井侧钻、二次压裂、排水采气及增压开采也是有效的技术手段。

4）我国致密气今后仍具有较大的上产潜力与发展前景，未动用探明储量的接续动用、已动用探明储量挖潜、新增探明储量有效开发是保障我国致密气中长期发展的3个重要方面。已动用探明储量挖潜、未动用探明储量开发可支撑我国致密气年产气量峰值(700～800)×108m3，达峰时间介于2030—2035年，稳产超过10年。新增探明储量的开发将进一步支撑我国致密气产量稳产至2050—2060年。