国内外致密气藏储层特征比较及定量表征技术课件

国内外致密砂岩气藏储层特征比较及定量表征技术,1993年，在党中央、国务院“充分利用国内外两种资源、两个市场”和“走出去”战略方针的指引下，中国石油走出国门，实施国际化经营。经过20年的不懈努力，海外业务实现了从无到有、从小到大的跨越式发展，现已建成“海外大庆”，具备了一定的国际竞争力，为保障国家能源安全做出了应有的贡献。 为进一步实施综合性国际能源公司发展战略，公司提出了未来五年建成“半壁江山”，未来十年实现“60%”，海外业务实现“规模、优质、可持续”发展的新目标。,前 言,20年来，集团公司海外业务实现了跨越式的快速发展,一、海外业务发展现状,截止2012年底，集团公司在海外32个国家，运行着82个油气投资合作项目，在中亚、中东、非洲、美洲和亚太建成五大油气合作区，业务范围涉及石油/天然气、陆上/海上、常规/非常规、上中下游等多个领域。,（一）基本完成海外业务全球布局，建成五大油气合作区,一、海外业务发展现状,勘 探,开 发,生 产,炼 化,销 售,管 道,（二）形成了从勘探开发到炼化销售一体化的石油工业产业链,拥有合同区面积79.78万平方公里 石油剩余可采储量68.85亿吨；天然气剩余可采储量6721.8亿方 油气当量1.2亿吨：原油作业产量8978万吨；天然气作业产量182.0亿方 炼化项目7个，炼油能力1360万吨/年，聚丙烯生产能力4.8万吨/年 输油管道9条，长6671公里，输油能力6700万吨/年 输气管道3条，长7197公里，输气能力472亿方/年 加油站6座，成品油库1座 海外油气总资产456亿美元，资产价值超过500亿美元,一、海外业务发展现状,（三）海外油气勘探快速发展，自主勘探连续五年新增油气可采储量超亿吨，为产能建设夯实了坚实的储量基础,海外勘探业务分布24个国家，勘探项目42个，其中陆上35个、海上7个，涉及新领域风险勘探和成熟区滚动勘探，勘探面积58万平方公里。十几年来，首先在苏丹勘探获得巨大成功，积累了丰富经验，随后在哈萨克滨里海盆地获得重要发现；近几年，在乍得、尼日尔、阿姆河等风险探区连续获得规模突破，发现多个亿吨级油田/油气区带；在苏丹、哈萨克、印尼等成熟探区滚动勘探实现稳步增储，连续四年新增油气可采储量超亿吨，今年预计可达1.2亿吨。,一、海外业务发展现状,海外自主勘探历年新增油气可采储量（万吨）,一、海外业务发展现状,（三）海外油气勘探快速发展，自主勘探连续五年新增油气可采储量超亿吨，为产能建设夯实了坚实的储量基础,在快速高效部署原则下，海外已形成两类不同层次探区，即以寻求规模发现为目的的大型风险探区和增储上产为目的的滚动探区。在勘探程度、部署思路和勘探效果等方面呈现出不同特点。,年均部署2D地震15000km、3D地震近10000km2、钻探井120余口、评价井80余口，平均探井成功率40%、评价井成功率80%，探井/评价井平均成功率67%，桶油发现成本低于3美元。,（四）海外油气开发建成相当规模生产基地，实现跨越式增长，2011年油气作业产量超亿吨，成功建成“海外大庆”,天然气作业产量和权益产量年均分别增长43%和48%,作业产量和权益产量年均分别增长21.9%和21.2%,公司海外历年原油产量（万吨）,公司海外历年天然气产量（亿方）,目前，在21个国家运行47个油气开发项目，其中200万吨以上项目16个（千万吨级5个），形成较为集中的5大油气产区。 2011年海外油气作业产量超1亿吨，权益产量达到5000万吨，近两年，油气作业产量稳中有升，今年预计完成1.2亿吨。 近三年，油气产能建设实现规模发展，年新建产能2000万吨，包括伊拉克鲁迈拉、哈法亚、艾哈代布三大项目等。,一、海外业务发展现状,（四）海外油气开发建成相当规模生产基地，实现跨越式增长，2011年油气作业产量超亿吨，成功建成“海外大庆”,一、海外业务发展现状,已投入开发项目36个，综合含水66.4%，年综合递减9.6%，自然递减14.3% 2013年9月，油井总数17179口，开井11298口；注水井总数2523口，开井1975口 平均单井日产油水平245桶/天，采油方式以抽油泵和电泵采油为主,今年新项目在多个新领域获得中重大突破，不仅资源规模巨大，而且资产类型和合作方式多样：莫桑比克4区天然气和LNG一体化项目与巴西Libra油田均属深海巨型勘探开发项目、俄罗斯亚马尔为北极大型天然气项目，里海卡萨甘属巨型碳酸盐岩油气田开发项目、伊拉克又获得与鲁迈拉当的西古尔纳巨型油田。仅这5个项目新增权益石油储量超过55亿桶，天然气24TCF，预计高峰年产规模达到2亿吨以上。,（五）海外业务保持旺盛增长势头，新项目开发连续获得重大突破，海外布局不断完善,一、海外业务发展现状,2013年新获取规模新项目主要指标统计,名称：伊拉克西古尔纳油田 项目类型：开发 CNPC权益：25% 总可采储量：159亿桶 可建产能规模：9000万吨/年,名称：哈萨克斯坦卡莎甘油田 项目类型：开发 CNPC权益：8.33% 总可采储量：59亿桶 可建产能规模：4400万吨/年,名称：莫桑比克4区块 项目类型：勘探开发 CNPC权益：20% 总可采储量：15000亿方 可建产能规模：545亿方/年,名称：俄罗斯亚马尔项目 项目类型：LNG上下游一体化 CNPC权益：20% 总可采储量：9050亿方 可建产能规模：270亿方/年,名称：巴西Libra项目 项目类型：勘探开发 CNPC权益：10% 总可采储量：98亿桶 可建产能规模：7500万吨/年,一、海外业务发展现状,2013年新进入大型项目情况,目前，已在苏丹、哈萨克和土库曼等国家建成了9条原油管线和3条天然气管线，其中原油管线6671公里，天然气管线7197公里。尤其是中哈原油管线和中亚天然气管线成为我国陆上跨国油气战略管线。,（六）油气管线总长度近14000公里，确保了海外项目油气外输,目前，海外炼油化工项目有7个，已形成1360万吨/年炼油加工能力,（七）炼化业务提升了海外资产价值的实现能力,一、海外业务发展现状,2012年，集团公司海外业务销售收入和利润总额分别为181.9亿美元、67.5亿美元，过去五年年均复合增长率分别是18.5%和10.7% 截至2012年底，海外累计投入632亿美元，累计回收488亿美元，24个生产项目已实现投资全部回收，目前海外资产总额达456亿美元。,海外投资业务2008-2012年销售收入及利润总额（亿美元）,已回收项目明细表,（八）海外业务实现效益发展,一、海外业务发展现状,（九）培养锻炼了一批国际化人才,勘探院作为海外技术支持的龙头和核心，培养了一支以350人为主体、全院共600多人参与的海外技术支持队伍。,2005年11月，政治局常委李长春访问苏丹时，称赞 “中国石油的队伍是特别能战斗、特别能吃苦、特别能奉献、特别能胜利的队伍”，并为苏丹项目题词“中苏合作的典范”。,一、海外业务发展现状,20年来，海外业务造就了一支政治素质高、业务能力强、适应环境快、具有国际化经验的跨国经营管理、技术和生产人才队伍。目前海外中方人员约4千人，中外员工总数约4万人。,中石油海外非常规油气项目,中石油海外非常规油气项目,白桦地项目规划方案,致密气藏没有明显的气水界面，实际生产产水也很少。属于常温、高压气藏。 目前，已经钻井471口井，生产井320口，其中水平井224口，水平井水平段长度1600-2000m，压裂段数5-10段；直井平均高峰产量1.3万方/天，水平井平均7万方/天，年产气/凝析油25亿方/ 4.34万吨 预计2029年达到平台产量，年产气91亿方，凝析油75.3万桶；稳产期10年左右，2029年到2038年。预计钻井数2412口,直井,直井、水平井生产曲线,水平井,对比项目介绍：中石油海外致密气项目,国内外致密气储层特征对比,中石油海外非常规油气项目,提 纲,国内外致密气研究新进展 国内外致密砂岩气储层特征对比 致密砂岩气藏储层定量表征及评价技术,1、致密气标准逐渐形成共识,致密气定义：致密气是三大非常规气之一，不同国家根据不同时期的资源状况、技术经济条件、税收政策等制定致密气标准 基本共识：覆压基质渗透率小于或等于0.110-3m2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获得工业天然气产量。通常情况下，这些措施包括压裂、水平井、多分支井等,中外砂岩气藏分类（渗透率单位：mD）,非常规油气藏分布模式,自上世纪70年代以来，全球已发现或推测发育致密气盆地达到70个，资源量约210万亿方。其中美国致密气盆地23个，可采储量5万亿方，2010年产量1754亿方，占天然气总产量的26%；中国仅苏里格和须家河2地探明储量已超过约4万亿方， 2012年产量185亿方，占全国天然气总产量的28%。,美国致密气藏分布图（据EIA，2009）,中国主要致密气盆地分布图（据邹才能）,美国天然气产量及预测图（据EIA，2012）,中国天然气产量构成（产业洞察网，2013）,2、致密气资源十分丰富且开发程度低,3、致密气地质成藏理论更加丰富,“广”覆性优质烃源岩分布；致“密”性砂岩容纳空间； “紧”接性源储搭配关系；“超”压性排烃聚集规律 致密气藏特征：（准）连续的气藏分布；模糊的圈闭界限；复杂的气水接触,皮申斯盆地致密气藏东西向剖面示意图,致密气“排聚”示意图（郭秋麟，2012）,致密气藏与其他类型气藏对比简表（参考杨克明修改，2013）,4、致密气储层描述技术刻画更精细,高精度地震技术（叠前保幅、叠前AVO等）和全方位测井技术（微电阻率成像、核磁共振等）预测致密气储层、裂缝分布 多功能实验手段（场发射扫描电镜、FIB、纳米CT等）和测试方法（高压压汞、离心力分析等）重构孔喉结构，气、水赋存状态及渗流规律,最大压力：60000磅（414MPa） 孔径测量范围：30埃(3nm)-1000微米,QEMScan系统矿物组分图,FIB、纳米CT孔喉三维图,叠前角度域吸收衰减剖面,高压压汞测试,5、致密气储层评价更加全面,源岩、储层、工程“三品质3Q评价”以及伴生的源岩特性、岩性、物性、含气性、电性、脆性、地应力各向异性“七性”关系全面评价致密气储层 针对性的岩石物理分析、测录井系列获取以及对应的常规、非常规解释方法提供了致密气储层评价手段,致密气“全面”评价体系,6、产能预测及井网部署更加合理,建立集地质模型、渗流机理、数学方法一体化的产能预测模型 综合地质研究、应用试井、生产动态和数值模拟等手段，确定井控储量与控气区形态，优化加密井网,微压裂测试的压力及渗流机理,致密气“L”型产量预测模型,动静模型指导井网加密优化,（邹才能，2013）,7、单井增产技术更加有效,直井分层压裂（连续油管分层压裂+封隔器分层压裂等）和水平井分段压裂（多级滑套封隔器分段压裂、水力喷砂分段压裂、裸眼水平井可膨胀封隔器分段压裂等）技术改善致密气储层渗流能力 压裂配套的钻井（小井眼、欠平衡等）、压裂液（连续混配）、支撑剂等技术支撑储层改造规模更大化 实时的裂缝检测技术（微地震、微形变、井温测井等）落实大型压裂效果 “井工厂”化作业模式降低增产开发成本,水平井分段压裂示意图,“井工厂”化作业模式图,加拿大致密气压裂微地震监测,最大水平段长度超过3000m，分段超过40段,提 纲,国内外致密气研究新进展 国内外致密砂岩气储层特征对比 致密砂岩气藏储层定量表征及评价技术,国内外致密气储层特征对比,将中石油加拿大致密气储层与国内鄂尔多斯盆地苏里格气田、川中地区须家河组气藏储层与特征进行比较，发现主要具有以下六方面差异： 国内烃源岩以煤系地层为主，致密气运移聚集明显，国外烃源岩以泥页岩地层为主，“自生自储”特点显著 国内以“陆相”浅水三角洲沉积为主，国外以被动大陆边缘“海相”沉积为主 国内“多层叠置”致密砂岩多夹层，国外“厚层块状”致密砂岩少夹层 国内“微米” 级孔隙细砂岩较多，国外“纳米”级孔隙粉砂岩突出 国内渗透率0.001mD-1mD，属于致密-低渗气藏，国外渗透率0.0001mD-0.002mD，属于极致密气藏 国内吸附气含量很少，国外吸附气含量相对高,国内外致密气藏烃源岩特征对比表,国内烃源岩以煤系地层为主，下生上储、“三明治”式源储搭配方式 国外烃源岩以泥页岩地层为主，极细致密含泥钙质粉砂岩储层本身TOC:1-4%，出现“自生自储”源储搭配关系,国内“煤系”源岩、“运聚”明显，国外“泥页岩”源岩、“自生自储”,1. 成藏规律不同,2. 沉积环境不同,国内“陆相”浅水三角洲沉积环境为主，高能水道“优质”砂岩与低能水道“致密”砂岩叠置 国外被动大陆边缘“海相”沉积环境为主，整体“静水”致密粉砂岩大面积分布,苏里格沉积模式（据贾爱林）,白桦地沉积模式,白桦地连井砂岩对比剖面图,苏里格连井相剖面图（据贾爱林）,砂岩前积沉积,国内“陆相”浅水三角洲沉积，国外被动大陆边缘“海相”沉积,国内3种类型：透镜体多层叠置致密砂岩（苏里格）、多层状致密砂岩（川中须家河组）、块状致密砂岩（塔里木迪西1井区），泥岩夹层隔层变化大 国外厚层块状“前积叠置”致密砂岩，内部泥质夹层结构不明显,国内多层叠置致密砂岩多夹层，国外厚层块状致密砂岩少夹层,3. 砂体结构不同,苏里格“透镜体多层叠置”砂岩结构（据贾爱林）,须家河“多层状”致密砂岩结构,白桦地“厚层块状”致密砂岩结构,MNTN-E,国内渗透率0.001mD-1mD，属于致密-低渗气藏，国外渗透率0.0001mD-0.002mD，属于极致密气藏,4. 储层物性有差异,国内外致密气孔隙度对比,国内外致密气渗透率对比,国内外致密气划分标准,国内“微米” 级孔隙细砂岩较多，国外“纳米”级孔隙粉砂岩突出,苏6-4j，3324.50m，原始粒间孔，半径约30m,苏6-j5，3327.04.60m，伊利石晶间隙,统32，2717.16m，溶孔、晶间孔，0.8010mD,102131707918W600井，2580.57m，粒径小于20-50微米,102131707918W600井，2593.15m，纳米级晶间孔,5. 岩石粒级、孔隙大小不同,国内“粗-细” 连续岩石类型； “10-1000微米”连续颗粒级别；“微米-纳米” 连续孔隙分布； “优质”储层和“致密”储层交错叠置，非均质性强 “极细”含泥钙质粉砂岩厚层分布；“20-50微米”微小颗粒集中分布；“纳米” 孔隙突出分布; “极致密”储层块状连续展布，非均质性相对弱,苏里格典型孔隙类型,白桦地典型孔隙类型,200微米,50微米,50微米,100微米,100微米,苏44，3504.2m，溶蚀孔，半径15m,50微米,5微米,102131707918W600井，2614.09m，纳米级晶间孔,30微米,国内吸附气含量很少，国外吸附气含量相对高,目前国内对于吸附气的研究主要集中在煤层气和页岩气，致密砂岩吸附气含气量低，研究很少 白桦地致密砂岩气储层吸附气含气量同TOC相关性好，吸附气特点同页岩气类似，占比13.48%，是对储量的有效补充,白桦地吸附气与TOC交会图,6. 吸附气含气量不同,白桦地含泥钙质粉砂岩吸附气含量直方图,国内主要选用有效储层厚度、储层物性、储量丰度、有效地层系数(K*h)等静态参数作为评价指标，采用聚类以及判别分析对储层进行分类，动态数据运用较少，尤其水平井动态数据运用薄弱 国外充分利用了水平井单段压裂累产同储层参数组合之间的相关关系，TOC*含气饱和度*孔隙度多参数组合更能区分高、中、低产井分布，形成多因素储层参数组合预测致密气有利高产区的有效方法,国内以“静态”数据为基础，国外充分利用水平井“动态”数据,含气饱和度*TOC*孔隙度与单级水平井累产关系图,MNTN_E层TOC*Sg*Por平面分布图,7. 储层参数评价体系有差异,含气饱和度TOC孔隙度0.02（归一）,提 纲,国内外致密气研究新进展 国内外致密砂岩气储层特征对比 致密砂岩气藏储层定量表征及评价技术,通过与壳牌公司在加拿大白桦地致密砂岩气项目合作研究，不仅掌握了壳牌公司的一套致密气评价方法和技术，而且在此基础上总结出一套致密气储层定量表征参数、评价技术。,有效厚度30米，孔隙度3%，含气饱和度60%，石英含量30%，成熟度TOC 1% 渗透率 0.07103mD，裂缝分布 4条/段；吸附气12% ，储量丰度10亿方/km2 精细等时地层格架划分和储层空间分布,致密气藏储层定量表征和评价技术,十大关键参数,上Montney组为被动大陆边缘浅水陆棚致密粉砂岩沉积，可划分7个旋回小层，各层间没有明显的泥岩界限，显示出致密砂岩垂向上较为均质性特点。 总地层厚度150-200m， 7层砂层总厚度120-180m，主力层E层厚度有效厚度最大78.2m，平均38.2m,1、高精度层序地层学方法 建立多旋回多标志精细等时地层格架,砂体沉积中心从北东向西南迁移，砂体平面上前积叠置，垂向上部分叠合，属于厚层块状致密砂岩。连片分布，少隔夹层。砂体构型分析不适合致密砂岩储层研究 有效厚度30米为有效产气层； 建立叠置砂体厚度与人工裂缝关系指标：控制人工有效裂缝高度与砂层厚度一致，约30米左右。,2、多旋回前积叠置沉积结构分析技术 确定储层空间分布,102131707918W600井，2580.57m-2595.17m（Montney组） 含泥钙质粉砂岩，发育有黄铁矿和自生白云石，主体矿物颗粒大小20-50微米左右,石英、碳酸盐矿物含量高，黏土矿物含量低，其中石英+长石+黏土含量超过50%； 储层为含有机质较高（1%-4%）的含泥白云质粉砂岩 矿物碎屑颗粒直径在20-50微米之间，孔隙以纳米孔隙为主；,3、致密储层实验分析技术 确定矿物成分和岩石孔隙结构,以相模型作控制、采用序贯高斯模拟方法建立储层物性模型。 孔隙度平均值4.94-5.42%，渗透率平均值0.062-0.08810-3mD，E层段物性较好，其孔隙度最大8.7%，平均5.25%。渗透率最大0.15510-3mD，平均0.06610-3mD。 孔隙度3%为有效产气层,4、高斯模拟定量表征技术 确定物性空间分布,利用孔隙度、阿尔奇公式计算含水饱和度，再采用序贯高斯模拟方法得到含水饱和度属性模型。 储层含水饱和度具较强非均质性，各小层平均值在23.248.3%，MNTN -E层含水饱和度平均37.0%。,含水饱和度连井剖面图,MNTN-E,含水饱和度模型属性栅状图,4、高斯模拟定量表征技术 确定含水饱和度空间分布,5、地质统计学方法 确定致密气有效储层下限,统计E层经过岩心刻度的孔隙度频率和累积频率，用孔隙度累积频率达到10%所对应的孔隙度作为孔隙度限，故将储层孔隙度下限确定为3% 岩心分析孔隙度与束缚水饱和度之间具有较好的相关关系，按照孔隙度下限3%确定的束缚水饱和度为38%，相应含气饱和度下限值为62%,有效储层物性下限图,含水饱和度与孔隙度关系图,6、应力实验和测井相结合 综合判定岩石脆性,石英含量同杨氏模量、脆性指数呈正相关性，石英含量30%以上时，杨氏模量超过30GPa，脆性指数超过50，岩石可压性强 Montney组脆性矿物含量高,石英含量20%-60%，平均33% 三轴应力实验、阵列声波测井解释结果表明，白桦地Montney组杨氏模量大（25-70GPa），泊松比小（0.25）,脆性指数大（30-70）,白桦地石英含量同杨氏模量关系,白桦地石英含量同脆性指数关系,致密储层岩石力学参数对比,有机碳含量（TOC）是国内外普遍采用的有机质丰度指标，系指岩石中残留的有机碳含量。 研究表明TOC1%致密砂岩气丰度达标，值越高含气越好。 分析发现GR和RT与岩心TOC相关性强，可用GR和RT的回归公式定量计算TOC，表明TOC变化范围 1-4%，总体生气条件好。 38口井生产水平井的TOC数据分布在1.5-3%，计算的270个数据的TOC主要集中在1-3%之间，整体呈现正态分布特点,7、测井参数地质统计定量技术 确定TOC指标及分布,Montney层GR与TOC交会图,MNTN_E层TOC平面分布图,致密气藏储层为细粒沉积，有机质含量高，其中蕴含的吸附气含量往往也能形成一定的地质储量贡献值，定量确定吸附气含量具有重要意义 岩心吸附气含量与TOC之间具有很好线性相关性，上MNTN吸附气含量分布范围5.62-56.86 ，均值为16.19；其中MNTN_E层吸附气含量分布范围7.08-43.3，均值为16.30 GAS = 5.2893*TOC + 3.9686,MNTN_E层吸附气含量平面分布图,7、测井参数地质统计定量技术 确定吸附气含量及分布,Montney层岩心TOC与吸附气量交会图,8、储层多参数组合综合评价技术 确定最有利开采区,TOC2.3%,SG68%,分析水平井累产与储层参数之间的关系：表明对产量影响最大的储层参数是TOC、含气饱和度，孔隙度次之；储层厚度、渗透率与产量没有明显关系 确定综合评价参数：TOC、含气饱和度与孔隙度三参数组合评价储层，用归一值（0.02）划分有效产气区，当TOC含气饱和度孔隙度0.08为高产区。,井下微地震监测模拟图,压裂井,观察井,白桦地项目