我國致密氣開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀及未來發(fā)展定位

王 靜，趙修太，白英睿，董林燕，陳 龍

(中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東青島 266580)

隨著石油資源供需矛盾的加劇，非常規(guī)能源特別是非常規(guī)天然氣得到日益關(guān)注。非常規(guī)天然氣是指儲藏在地質(zhì)條件復(fù)雜的非常規(guī)儲層中的天然氣，在中國最具發(fā)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(fā)熱度的是頁巖氣，但我國頁巖氣的地質(zhì)條件與地面條件與美國有很大的不同，開采技術(shù)很難照搬或復(fù)制，想要在短時(shí)間內(nèi)進(jìn)行大規(guī)模的開采是不現(xiàn)實(shí)的。而煤層氣自20世紀(jì)90年代開采以來，效果并不理想［1］。近年來，“三低”油氣藏開發(fā)技術(shù)的不斷進(jìn)步和非常規(guī)連續(xù)型油氣聚集理論的創(chuàng)新，推動了我國致密氣的不斷發(fā)展。隨著頁巖氣“十二五”規(guī)劃的發(fā)布，致密氣的開發(fā)前景逐漸明朗，越來越多的輿論和熱點(diǎn)傾向了致密氣的開采。

據(jù)報(bào)道［2］，目前全球致密氣資源量大約為114×1012m3。根據(jù)資源調(diào)查，初步評估我國致密氣可采儲量約為8.1 ×1012～11.4 ×1012m3，累計(jì)探明率僅為18%。截至2011年年底，我國累計(jì)探明地質(zhì)儲量約為3.3×1012m3(占全國天然氣總探明地質(zhì)儲量的2/5);累計(jì)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(chǎn)量約為256×108m3，約占全國天然氣總產(chǎn)量的1/4［4］。雖然新增探明地質(zhì)儲量和產(chǎn)量均呈現(xiàn)出快速增長的態(tài)勢，但總體來說，我國致密氣的開采仍處于早期勘探開發(fā)階段。全面、科學(xué)地認(rèn)識致密氣資源的潛力及分布并開發(fā)好此類氣藏，對我國石油工業(yè)的持續(xù)發(fā)展具有重要意義和作用。

1 致密氣的概念、分布和開發(fā)現(xiàn)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(jià)標(biāo)準(zhǔn)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(yè)化開采的非常規(guī)天然氣。但部分致密氣與常規(guī)氣在資源量上存在交叉，兩者混合共生，因此有學(xué)者建議將致密氣比例達(dá)到65%以上的氣區(qū)整體劃為致密氣，一般將其歸類為非常規(guī)氣，當(dāng)埋藏較淺、開采條件較好時(shí)也可歸為常規(guī)氣開采。

對于致密含氣砂巖，目前國內(nèi)外學(xué)者給出的定義不完全一致。美國于1978年最早規(guī)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(lián)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(jù)我國標(biāo)準(zhǔn)，致密含氣砂巖是指覆壓基質(zhì)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(chǎn)能或低于工業(yè)氣流下限，但在一定經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下可獲得工業(yè)天然氣產(chǎn)量的砂巖氣層［8］。盡管不同國家和地區(qū)對致密含氣砂巖定義不完全相同，但在滲透率劃分標(biāo)準(zhǔn)上基本一致。

1.2 致密氣的分布和開發(fā)現(xiàn)狀

致密氣已成為全球范圍內(nèi)重要的非常規(guī)天然氣資源。目前全球在北美、歐洲、亞太等地區(qū)共70個(gè)盆地發(fā)現(xiàn)或推測發(fā)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(jì)70年代勘探開發(fā)以來，已經(jīng)有40多年的勘探和開發(fā)歷史。目前美國在23個(gè)盆地發(fā)現(xiàn)了致密氣，主要分布在落基山地區(qū)。根據(jù)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(chǎn)量達(dá)1754×108m3［10］，生產(chǎn)井?dāng)?shù)超過12萬口，已成為美國天然氣產(chǎn)量構(gòu)成的重要部分。

加拿大于1976年鉆成第一口致密氣工業(yè)氣井。目前擁有致密砂巖深盆氣展布區(qū)域6400 km2，地質(zhì)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(dá)盆地深盆區(qū)，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(gè)氣田的可采儲量就達(dá)到了6400 ×108～6780 ×108m3［11］。

我國致密氣開發(fā)始于20世紀(jì)70年代，但受“重油輕氣”思想和技術(shù)條件的制約，發(fā)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(qū)和山前構(gòu)造帶)，具有分布廣、類型多、源儲一體、大面積分布的特點(diǎn)。

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(dá)木、渤海灣、松遼、塔里木、吐哈等10余個(gè)盆地發(fā)現(xiàn)具有形成致密砂巖氣藏的有利地質(zhì)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(gè)氣田，2011年的年產(chǎn)量達(dá)185×108m3，其中儲量和產(chǎn)能最大的氣田——蘇格里氣田年生產(chǎn)能力已達(dá)到了160×108m3。

2 致密氣開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)

在致密砂巖氣藏的勘探開發(fā)中處于世界領(lǐng)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(jìn)行分析，并利用三維地震數(shù)據(jù)來確定致密砂體的分布，分析氣水配置關(guān)系識別深盆氣藏［12］。

與美國海相－海陸過渡相的地質(zhì)特征不同，我國致密氣發(fā)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(shù)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(gòu)造、圈閉及后期演化的研究，開采技術(shù)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(shù)為主。因此，需加快理論先行步伐，進(jìn)行探索致密氣開發(fā)技術(shù)的先導(dǎo)性試驗(yàn)，總結(jié)出一套適合我國地質(zhì)和地面條件特點(diǎn)的技術(shù)和方法。目前致密氣開發(fā)的主要關(guān)鍵技術(shù)包括儲層評價(jià)技術(shù)，氣藏描述技術(shù)，優(yōu)化布井技術(shù)，儲層壓裂技術(shù)，鉆井和完井技術(shù)，控水和排水技術(shù)等。

2.1 儲層評價(jià)技術(shù)

對儲層進(jìn)行準(zhǔn)確的評價(jià)是制定合理開發(fā)方案的基礎(chǔ)。目前測井技術(shù)是儲層評價(jià)中應(yīng)用最廣泛的技術(shù)，但致密砂巖儲層地質(zhì)條件復(fù)雜，亟需新技術(shù)和新方法應(yīng)用到致密砂巖儲層的評價(jià)中來，評價(jià)參數(shù)也應(yīng)更全面。

我國須家河組氣藏已經(jīng)實(shí)現(xiàn)了相對富集區(qū)(含氣飽和度大于55%)的有效開發(fā)，形成了富集區(qū)預(yù)測評價(jià)技術(shù)，即通過建立儲集層成因模型，分析富集區(qū)分布的地質(zhì)規(guī)律;疊前儲集層預(yù)測技術(shù)，主要用于泥巖、強(qiáng)膠結(jié)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(xiàn)已在安岳、廣安等氣田得到成功應(yīng)用;核磁共振技術(shù)，即通過獲取有效孔隙度、滲透率、孔隙結(jié)構(gòu)等地質(zhì)信息，用于雙孔隙模型可動流體評價(jià)及含氣飽和度定量評價(jià)，進(jìn)而了解儲層物性和產(chǎn)能情況［13］;陣列測井技術(shù)，可根據(jù)不同探測深度下的不同測量曲線來準(zhǔn)確識別氣水層、計(jì)算含水飽和度、定量評價(jià)薄層(能有效分辨0.3 m的薄層)。

楊克明［14］認(rèn)為，穩(wěn)定試井已不適應(yīng)于非常規(guī)氣藏的產(chǎn)能評價(jià)，一點(diǎn)法、修正等時(shí)試井法和改進(jìn)的IPR(流入動態(tài)曲線)法更符合實(shí)際，但需進(jìn)一步實(shí)踐和探索。劉吉余等［15］指出，灰色系統(tǒng)理論同樣適用于致密砂巖儲層評價(jià)，并強(qiáng)調(diào)建立致密氣評價(jià)參數(shù)體系是關(guān)鍵。文龍等［16］認(rèn)為，在孔滲參數(shù)和孔喉參數(shù)基礎(chǔ)上，儲層地層壓力對儲滲性能的影響也應(yīng)考慮在評價(jià)體系之內(nèi)。

Lewis［17］提出的一種綜合評價(jià)方法已成功應(yīng)用于美國威爾科克斯組致密砂巖儲層評價(jià)，其具體步驟為:確定商業(yè)性標(biāo)準(zhǔn)，測定巖心性質(zhì)，測定孔隙幾何形態(tài)，推算1723 kPa(250 psi)應(yīng)力下的空氣滲透率，推導(dǎo)17230 kPa(2500 psi)應(yīng)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(shù)

氣藏描述，即精細(xì)氣藏地質(zhì)描述，是對氣藏進(jìn)行三維空間的定性、定量描述和評價(jià)預(yù)測的一種綜合技術(shù)。目前已發(fā)展成以三維地震技術(shù)為主的儲層預(yù)測和提高氣－水識別精度的氣藏描述技術(shù)。該技術(shù)系列包括了三維可視化技術(shù)、構(gòu)造描述技術(shù)、頻譜成像技術(shù)和地震疊前反演技術(shù)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(yù)測技術(shù)應(yīng)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(fā)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(shù)為核心的儲層橫向預(yù)測也在蘇里格氣田取得了很好的效果，精細(xì)描述有效砂體儲層的成因類型、規(guī)模、連通性以及非均質(zhì)性等地質(zhì)條件，為蘇格里氣田的高效開發(fā)提供了地質(zhì)依據(jù)［20］。

2.3 優(yōu)化布井技術(shù)

優(yōu)化布井技術(shù)結(jié)合了地震、地質(zhì)、測井和氣藏工程等多學(xué)科，旨在提高儲量動用程度和氣井成功率的一門綜合技術(shù)。主要包括井位優(yōu)選、井眼軌跡設(shè)計(jì)和井網(wǎng)優(yōu)化3方面。

根據(jù)地質(zhì)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(yōu)化加密井網(wǎng)可大幅提高氣藏采收率［21］。但加密井網(wǎng)需滿足2個(gè)條件，即井間無干擾，有效泄油面積小于井網(wǎng)控制面積。具體步驟為:1)根據(jù)地質(zhì)模型約束井距設(shè)計(jì);2)試井評價(jià)泄壓范圍進(jìn)而優(yōu)化井距;3)干擾試井，驗(yàn)證井距;4)數(shù)值模擬，對區(qū)塊井網(wǎng)部署進(jìn)行優(yōu)化;5)經(jīng)濟(jì)評價(jià)約束經(jīng)濟(jì)極限井距［22］。在蘇里格氣田，通過井位優(yōu)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(shù)在Rulison氣田Williams Forks氣藏也得到了成功應(yīng)用。在將井網(wǎng)密度由0.65 km2/井調(diào)整為0.16 km2/井時(shí)，采收率由初始的7%提高到21%。

2.4 儲層壓裂技術(shù)

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

我國致密氣儲層壓裂技術(shù)的發(fā)展歷程與國外大致相同，即歷經(jīng)了酸化/小規(guī)?；\統(tǒng)壓裂、大規(guī)模壓裂探索、單層適度規(guī)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(gè)發(fā)展階段［23］。整體是以對地層傷害小、提高裂縫導(dǎo)流能力為方向和目標(biāo)。目前雖初步形成了相應(yīng)的技術(shù)，但仍處于技術(shù)攻關(guān)和完善階段。

2.4.1 直井分層壓裂技術(shù)

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(shù)。該技術(shù)主要分連續(xù)油管分層壓裂技術(shù)和封隔器封層壓裂技術(shù)2種，由于國外的連續(xù)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(shù)后，每天單井壓裂處理層數(shù)由3～6層增加到6～10層，最高連續(xù)壓裂施工19層，施工時(shí)間也由35天縮短到不到4天，大大降低了生產(chǎn)成本，并大幅提高了單井產(chǎn)量。此外，還有不限改造層數(shù)的套管閥套分層壓裂技術(shù)(以斯倫貝謝高效多級壓裂技術(shù)為代表)和由Surjeetamadja提出的水力噴射壓裂技術(shù)，但這2種方法由于各有局限性，雖在國外有相關(guān)應(yīng)用報(bào)道，但尚未成為主流技術(shù)。

我國直井分層壓裂技術(shù)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(shù)。但該技術(shù)在施工時(shí)易砂卡，且一次最多只能實(shí)現(xiàn)6層施工，具有一定的局限性。因此，試圖通過引進(jìn)消化國外技術(shù)的方式進(jìn)行改進(jìn)和創(chuàng)新，如采用連續(xù)油管噴砂射孔+環(huán)空壓裂技術(shù)，TAP壓裂技術(shù)等［23］，但其效果和適應(yīng)性還需在先導(dǎo)試驗(yàn)中探索驗(yàn)證。

2.4.2 水平井分段壓裂技術(shù)

水平井可大大增加氣藏接觸面積，減少氣田井?dāng)?shù)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(yīng)用。水平井分段壓裂可提高水平段整體的滲流能力，對其進(jìn)行選擇性改造，在近年來得到了快速發(fā)展和應(yīng)用。主要技術(shù)包括:多級滑套封隔器分段壓裂技術(shù)，水力噴射分段壓裂技術(shù)，速鉆式橋塞(機(jī)械橋塞)分段壓裂技術(shù)以及限流壓裂分段壓裂技術(shù)。其中前兩者均可實(shí)現(xiàn)10段以上的分段改造，且我國水力噴射分段壓裂技術(shù)已處于國際領(lǐng)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(fā)的典范，單井產(chǎn)量可達(dá)80000～120000 m3/d，最終單井累計(jì)產(chǎn)氣量預(yù)計(jì)將提高3倍以上。此外，蘇里格氣田水平井先導(dǎo)試驗(yàn)也取得了階段性成果。

2.4.3 大型壓裂技術(shù)

大規(guī)模壓裂技術(shù)最早由美國于20世紀(jì)80年代開發(fā)，即支撐裂縫大于300 m，加砂規(guī)模大于100 m3以上的壓裂［26］。進(jìn)行大型壓裂的儲層必須具備以下特點(diǎn):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(wěn)定;4)砂體展布方向與人工裂縫方向一致。

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

2.4.4 混合壓裂技術(shù)

混合壓裂技術(shù)是結(jié)合了清水壓裂與凍膠壓裂的一種壓裂技術(shù)。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(yōu)點(diǎn)是:對儲層傷害小，可提高砂濃度和裂縫導(dǎo)流能力，降低成本。該技術(shù)目前已在Cotton Valley成功應(yīng)用，其產(chǎn)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(fù)雜，受儲層差異影響大，因此在我國應(yīng)用較少，僅在吐哈致密氣田進(jìn)行了部分現(xiàn)場試驗(yàn)。

2.5 鉆井、完井技術(shù)

目前適用于致密氣的鉆井技術(shù)主要有:水平井、定向井、多分支井鉆井工藝技術(shù)，小井眼技術(shù)，連續(xù)油管鉆井技術(shù)，套管鉆井技術(shù)，空壓鉆井技術(shù)，欠平衡鉆井技術(shù)，復(fù)合鉆井技術(shù)以及快速鉆井技術(shù)等［28］。其中小井眼井技術(shù)和欠平衡鉆井是目前應(yīng)用較多的低成本鉆井工藝，并在國內(nèi)外鉆井?dāng)?shù)中占有越來越多的比例。

完井技術(shù)主要有:1)多級水平井裸眼完井技術(shù)，能提高完井效率，減小完井費(fèi)用和時(shí)間;2)多分支井完井技術(shù)，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(fèi)用較高。

2.6 控水、排水技術(shù)

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(yán)重傷害產(chǎn)層，造成氣井產(chǎn)能遞減加快，氣體流動阻斷或受遮擋，井筒積液等嚴(yán)重后果，使氣井生產(chǎn)壽命大大減小。因此，控水、排水技術(shù)對高效開發(fā)氣田至關(guān)重要。

控制邊水的舌進(jìn)、底水的錐進(jìn)及地層水的竄進(jìn)，就要從開展氣藏精細(xì)描述做起，通過分析斷層和裂縫的分布、性質(zhì)、發(fā)育程度及延伸方向等來調(diào)整開發(fā)措施;其次要在充分識別水體及其性質(zhì)的基礎(chǔ)上，調(diào)控產(chǎn)量及井網(wǎng)，進(jìn)而控制水體的推進(jìn)。

有效及時(shí)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(shù)依靠其施工簡單、見效快、成本低等優(yōu)勢在四川淺層及中深層氣藏得到了廣泛應(yīng)用，產(chǎn)氣量在5000 m3/d以上且井筒積液不嚴(yán)重的的連續(xù)生產(chǎn)井適合此技術(shù)。此外，速度管柱、機(jī)抽、柱塞氣舉等技術(shù)也在攻關(guān)試驗(yàn)中。

3 致密氣的挑戰(zhàn)及發(fā)展定位

在致密氣的發(fā)展過程中，存在著許多困難和挑戰(zhàn)。如儲量的動用程度不高，提高單井產(chǎn)量需要更多技術(shù)支撐等。近年來，頁巖氣的開發(fā)在規(guī)劃和政策上都占據(jù)了較大優(yōu)勢，而作為現(xiàn)實(shí)性最好的致密氣未得到足夠重視。致密氣的大規(guī)模開發(fā)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(qū)以及配套開發(fā)技術(shù)。長慶油田生產(chǎn)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(shù)據(jù)更加可靠，猜測成分較少。在基礎(chǔ)設(shè)施方面，由于致密氣的分布與常規(guī)氣存在交叉，從而節(jié)約了管道運(yùn)輸?shù)确矫娴某杀?。因此，致密氣是現(xiàn)實(shí)性最好的非常規(guī)天然氣，應(yīng)優(yōu)先發(fā)展，重點(diǎn)發(fā)展。

4 結(jié)語

隨著天然氣消費(fèi)的日益增長，非常規(guī)油氣資源受到了越來越廣泛的關(guān)注。而致密氣作為現(xiàn)實(shí)性最好的非常規(guī)天然氣，分布廣泛，已在四川、鄂爾多斯、柴達(dá)木、渤海灣、松遼、塔里木、吐哈等10余個(gè)盆地發(fā)現(xiàn)具有形成致密砂巖氣藏的有利地質(zhì)條件。儲層評價(jià)技術(shù)、氣藏描述技術(shù)、優(yōu)化布井技術(shù)、儲層壓裂技術(shù)的發(fā)展也推動了致密氣的快速發(fā)展。預(yù)計(jì)2030年前后，我國致密氣產(chǎn)量將達(dá)到1000×108m3，成為支撐我國天然氣工業(yè)快速穩(wěn)定發(fā)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(fā)探索過程中已形成了一系列配套技術(shù)，具備優(yōu)先加快開發(fā)的條件，應(yīng)予以優(yōu)先發(fā)展。

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