致密含气砂岩气藏开发的必要性

致密含气砂岩气藏开发的必要性

0丰富的天然气资源在中国，尤其是在中国西部盆地的中生界层，有大量低渗透和致密含气砂岩，这些低渗透和致密含气砂岩中富含天然气资源。随着勘探程度逐渐加深,低渗透致密砂岩中的油气资源在我国油气资源中的比例还将不断扩大,但是由于我国对这类气藏的开采技术不成熟,单井控制的储量和可采储量小,且供气范围小,产量低而递减快,其中大部分处于低产低效的状态,故开发好这类气藏对石油工业的持续稳定发展具有十分重要的意义。1岩浆岩的概念、成因和特征1.1致密砂岩是油气藏的储层致密含气砂岩的概念最早出现于美国。20世纪70年代,美国联邦能源管理委员会将致密含气砂岩定义为空气渗透率小于0.1×10-3μm2的砂岩。StephenA.Holditch认为致密含气砂岩是一种不经过大型改造措施(水力压裂)或者是不采用水平井、多分支井,就不能产出工业性气流的砂岩储层。因此就不存在典型的致密含气砂岩。致密含气砂岩可以埋藏很深,也可以埋藏很浅;可以是高压,也可以是低压;可以是低温,也可以是高温;可以是单层,也可以是多层;可以是均质的,也可以是非均质的。我国学者李道品(1997)根据油层平均渗透率把低渗透油田分为3类:①一般低渗透油田——油层平均渗透率为50×10-3~10.1×10-3μm2;②特低渗透油田——油层平均渗透率为10.0×10-3~1.1×10-3μm2;③超低渗透油田——油层平均渗透率为1.0×10-3~0.1×10-3μm2。关德师(1995)等在《中国非常规油气地质》中,把致密砂岩气藏定义为孔隙度低(小于12%)、渗透率比较低(1×10-3μm2)、含气饱和度低(小于60%)、含水饱和度高(大于40%)、天然气在其中流动速度较为缓慢的砂岩层中的非常规天然气藏。杨晓宁(2005)认为致密砂岩一般是指具有7%~12%的孔隙度和小于1.0×10-3μm2的空气渗透率,砂岩孔喉半径一般小于0.5μm。在特定条件下,致密砂岩既可以作为天然气的储层也可以作为油气藏的盖层,与常规的砂岩储层相比较,具有明显的岩石物理性质和流体力学性质方面的差异。按照我国的标准,有效渗透率≤0.1×10-3μm2(绝对渗透率≤1×10-3μm2)、孔隙度≤10%的气藏为致密气藏。由此可见,世界上对致密含气砂岩并无统一的标准和界限,不同的国家是根据不同时期的石油资源状况和技术经济条件来制定其标准和界限的,而在同一国家、同一地区,随着认识程度的提高,致密含气砂岩的概念也是在不断的发展和完善的。1.2致密含气砂岩气藏FredericLeder认为影响砂岩孔隙度的重要变量依次是:埋藏速率、形成时间、初始孔隙度、流体动力学、地温梯度等。Scherer将砂岩埋深、形成时间、分选和石英颗粒含量等4项作为影响孔隙度的一级参数,列出公式,并计算了不同深度、年龄的孔隙度。杨晓宁认为由于机械压实作用,砂质岩的孔隙和喉道被网格状粘土矿物和次生加大矿物充填成微细孔喉状结构时,形成具有较高毛细管压力的致密砂岩。杨晓萍、裘怿楠认为从大的方面来讲,致密含气砂岩的成因主要有3个:①沉积作用;②成岩作用;③构造作用。其中沉积作用是形成低渗透储层的最基本因素,它决定了后期成岩作用的类型和强度;成岩作用是形成低孔渗储层的关键;构造作用一般是将致密砂岩储层改造为低孔低渗透或低孔高渗透储层。贺静、黄月明认为机械压实、压溶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用等成岩作用是形成鄂尔多斯盆地镇北地区长1881致密砂岩的主要原因。该地区刚性颗粒含量低、塑性岩屑含量较高,埋深大,受机械压实、压溶作用的影响较大。另外由于方解石、高岭石、硅质、混层粘土等不易溶的矿物填充空隙,减少了储集空间,降低了渗流能力。致密含气砂岩的成因是多方面的,起主导作用的是沉积作用和成岩作用。致密砂岩形成的早期主要以沉积作用为主,而中、后期则主要以成岩作用为主。致密砂岩气藏具有以下特点:(1)沉积物颗粒混杂,分选差,孔喉细小,比表面大,渗透率低。(2)致密气层非均质性强,岩性不稳定,井间小层对比困难。(3)含水饱和度高,可动流体饱和度小,气体相对渗透率低。(4)气体驱替压力高,存在启动压力现象。(5)分布隐蔽,常规的勘探方法难以发现。(6)气水关系复杂,有明显的气水倒置现象。2国外致密砂岩气藏研究及应用据统计,全球已发现或推测发育致密砂岩气的盆地有70个,主要分布在北美、欧洲和亚太地区。目前国外所开发的大型致密砂岩气藏主要以深盆气藏为主,主要集中在加拿大西部和美国西部,例如早在1927年发现于年美国圣·胡安盆地的深盆气藏,1976年在加拿大的阿尔伯达盆地西部深坳陷区北部发现的埃尔木沃斯致密砂岩气田。我国致密砂岩气藏分布领域广泛,类型多样,王金琪将其概括为4大含气区,即川西超致密砂岩含气区、鄂尔多斯深盆含气区、松辽断陷致密砂岩含气区和准南深埋致密砂岩含气区。目前国外致密砂岩气藏研究及勘探侧重点在深盆气藏,主要是利用钻井、测井资料分析致密砂岩储层的岩石物理特征;利用三维地震数据,研究古沉积相,确定致密砂体分布范围;再通过分析气水配置关系,进行深盆气藏识别。我国对致密气藏的勘探主要依赖于对有利古构造、古圈闭及后期构造演化的控制的研究。但对深盆气藏的成藏机理及成藏模式的认识还不够深入,缺乏理论指导。3储层裂缝预测方法裂缝既是致密砂岩中流体运移的主要通道,也是主要的油气储集空间,因此裂缝不仅控制着油气藏的分布,而且是油气开发方案研究的重点内容。“裂缝对油气井的产能有着直接的影响,决定着基质的泄油能力和油井的供油面积”。目前国内外对储层裂缝的研究主要采用以下3种方法:(1)直接观测和探测方法,如岩心观察、地震检测等。(2)实验研究方法。(3)间接分析和预测方法,如概率统计、分形、物理模拟、数值模拟等。20世纪50年代后期到80年代,对储层裂缝预测主要是依据对沉积构造的定性分析。20世纪80年代到90年代后期国外在裂缝的测井识别、地震识别上取得长足的进步。相继出现了电磁测向仪、CT扫描仪、微电阻率成像测井仪(FMI)、微电阻率扫描测井(FMS)、声波成像测井(UBI)、倾角测井资料裂缝识别(DCA)、井下电视仪(BHTV)等技术手段。这些成像测井技术不但可以识别裂缝,而且能直观地对裂缝面的倾角、方位、开度等进行观察。20世纪90年代至今,对储层裂缝的研究逐渐由定性研究向定量研究发展。构造应力场理论被应用到裂缝的定量预测中来。目前致密储层裂缝预测方法众多,虽然各种研究方法都有自己的长处,但都有各自的缺陷和局限,而且,这些方法比较零散,缺乏系统性。另外在现有的成熟的裂缝预测方法中,大部分还是定性的预测或半定量预测,定量化程度不高。总之,储层裂缝预测发展的总体趋势是综合化、定量化,需要多学科、高新技术联合攻关、密切合作。4储层致密评价方法影响储层地质特征的因素是多种多样的,只有对储层进行综合评价,才能提高钻井的成功率,制定合理的开发方案,提高最终采收率。D.J.Lewis提出了一套针对复杂岩性的综合评价方法,被成功地应用于美国德克萨斯州中部海湾区威尔科克斯组致密含气砂岩层的评价。其主要步骤如下:(1)确定商业性标准。(2)测定岩心性质。(3)根据岩心和岩屑测定孔隙几何形态。(4)根据孔隙几何形态推算Kair。(5)依据Kair推导Kabs。(6)确定Krg/Kabs典型曲线(相对渗透率曲线)。(7)根据孔隙形态推导典型曲线。其中:Kair为250psi应力下的空气渗透率;Kabs为2500psi应力下的克利肯堡渗透率;Krg为有效渗透率,是在某一含水饱和度和地层条件下的渗透率。柴细元提出利用BP神经网络计算致密高阻薄储层的渗透率和束缚水饱和度,为致密储层评价提供了数据保障。刘吉余等利用灰色系统理论、主成分分析法和层次分析法,来对常规储层进行综合定量评价,这些评价方法对于致密含气储层评价也是适用的,但需要采用致密含气储层的评价参数。杨正明根据恒速压泵、核磁共振等实验手段,将吼道半径、可动流体百分数、启动压力梯度、有效驱动因子引入低渗透储层评价指标体系,建立了新的评价方法。孟祥水、周守信指出核磁共振测井可以准确地提供低渗透地层流体的自由流体体积和束缚水流体体积、有效孔隙度及其渗透率,可以较准确地判断干层、水层和气层。尹昕认为即使是在同一区块,不同层段的特征也有所不同,应当根据各层段的岩石学特征、孔渗特征、孔隙类型、孔隙结构特征上的差异来采用不同的储层评价方法与标准。张连元认为“由于油田的开发具有明显的阶段性,各个阶段储层研究的具体技术、方法、重点和精度有很大的区别,因此,在研究储层评价技术和描述方法的精度上,需要逐步规范每一阶段的储层评价的基本原则和研究重点。”在油田的开发准备阶段、开发实施阶段以及注水开发阶段,都有不同的研究对象和研究方法,这种思想在对鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界低孔渗砂岩储层评价中得到了成功应用。文龙等认为仅仅利用宏观(孔渗参数)和微观(孔喉参数)静态参数的统计方法进行致密砂岩储层评价容易出现片面性,提出应该将储层环境因素(地层压力)对储层的储渗性能融入评价体系中。从致密含气砂岩储层评价的发展来看,越来越多的技术、方法被应用到储层评价当中来,储层评价所采用的参数也越来越多,而研究对象也从单一的规模较大的储层发展到规模较小层段,从静态评价发展到贯穿油田开发的各个阶段动态的评价。可以预见随着新的理论和计算机技术的进步和发展,更多的新技术、新方法将被应用到致密储层评价当中来,但是对于各种方法之间的兼容性问题应予注意,在今后的工作中应当加强各种方法的综合性研究,综合应用多种方法进行评价,增强互补性,提高评价的精度。5致密含气砂岩地层开发方式目前提高低渗透气藏采收率的主要途径包括以下3个方面:(1)布井方式。从提高采收率的角度出发,在高孔渗区域,采用大井距、小井网密度,而在低渗透致密砂岩区块,采用小井距、大井网密度。考虑到经济因素,目前经济可行的井网是:“以经济极限井网为基础井网,然后分批抽稀,形成几次接替、逐步完善的实施性井网”。目前大多数低渗透油田都采用面积注水方式。面积注水方式多种多样,其中正方形井网、反九点法井网以及菱形井网注水方式灵活机动。美国、加拿大等国家的许多油田也多采用正方形井网、反九点法井网以及菱形井网面积注水方式。就目前来说,利用优化井网的方式来提高致密气藏采收率是一种比较成熟的致密砂岩开发方式,但是在地质情况复杂的情况下,应当根据实际的地质情况,选择合适的井网,不能盲目布井。(2)压裂技术。水力压裂是低渗透油藏开发中最早使用也是目前最常使用的技术。美国最早将水力压裂技术应用到圣·胡安盆地的致密含气砂岩层,到1970年美国全国的年天然气产量达到了1×108ft3。但许多低渗透储层的水敏、强水锁等特性使之不适合采用水力压裂。因而国外发展起来了CO2加砂压裂技术(又称干式压裂技术),最近又出现了液态CO2井下配置加砂压裂技术和超长水平井技术取代压裂缝技术等,解决了许多低渗透储层水敏、强水锁的难题。(3)水平井技术。目前水平井作为一种开发低渗透油气田的一项成熟技术已经在世界各国油田开发中得到广泛应用。其原因在于水平井生产剖面具有很强的泄油能力,特别是水平井加分段压裂和水平井加欠平衡钻井技术,能够成倍地提高采油效率。1996年,英国阿科公司在北海海域的波凯尔油田的A3井侧钻了2个水平分支井眼,增加了可采天然气储量2.8×108m3,与普通井相比日增产天然气560×104m3。另外致密含气砂岩开发技术还有钻井、完井和气层保护技术、优化射孔技术、气藏描述技术、多期压裂技术、低压低产气藏气井井筒举升技术、三维地震技术等等。可以预见,随着科技的进步和发展,致密含气砂岩的勘探与开发程度会越来越高,新的开发技术不断涌现,水平井技术将会是未来解决致密含气砂岩开采的主要