低渗透砂岩气藏开发特征及模式

低渗透砂岩气藏开发特征及模式

0低渗透砂岩气藏自2000年以来，中国低渗透砂岩储层的储量和产量迅速增加，尤其是产量的比例有所增加。预计2020年低渗砂岩天然气年产量将占中国石油气年总收入的30%。因此,低渗透砂岩气藏是我国天然气未来增储上产最重要的领域之一。提高低渗透砂岩气藏开发水平,实现规模有效开发,是落实科学发展观的具体举措,也是实现天然气业务持续有效协调发展的重要保障。1里木三大盆地我国低渗透砂岩气藏主要分布在四川、鄂尔多斯和塔里木三大盆地,松辽和渤海湾等盆地也有所发现。依据储层产状可以将其划分为块状、层状和透镜状3种气藏类型,不同类型气藏地质与开发特征存在明显差异。1.1主块气层厚度大的塔里木盆地气藏形式天然气聚集在厚度几十米至上百米的储层中,气层呈块状连续分布,气层厚度大,纵向连续性好,一般有底水分布。塔里木盆地大北1气田属于此种气藏类型,产气层白垩系巴什基奇克组砂岩厚度大,主块气层厚度100~160m;发育细—中砂岩为主的孔隙—裂缝型储层,物性较差,岩心孔隙度3.5%~9.0%,平均5.15%,渗透率(0.1~1)×10-3μm2,平均0.13×10-3μm2,储层中裂缝较发育。1.2气藏类型分类气层厚度一般几米至十几米,呈层状连续分布,是比较常见的一种气藏类型,常有边水分布。长庆榆林气田属于此种气藏类型,储层呈层状连续分布,有效厚度为5~15m,储量丰度为(1~2)×108m3/km2。1.3砂体及储层含气量透镜状低渗透砂岩气藏是一种储层物性相对较好的局部区域被周围物性相对较差的地层所包围的岩性气藏,天然气主要聚集在由于沉积环境或成岩作用变化而形成的透镜状砂岩储层中。鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的河流相透镜状低渗透砂岩气藏,砂体多期叠置并复合连片,储层含气性横向变化大,非均质性强,大面积含气,局部相对富集,低渗透[渗透率(0.06~2)×10-3μm2]、低压(压力系数0.87)、低丰度[(1.1~2)×108m3/km2],在生产动态中表现为气井初期产量递减快,中后期产量递减慢,在较低井底流压下,气井表现出一定的稳产能力。块状低渗透砂岩气藏相对较少,主要有塔里木盆地大北1气田、四川盆地邛西气田和中原文23气田等,储量比例约占5%;层状低渗透砂岩气藏包括鄂尔多斯盆地榆林气田、塔里木盆地迪那气田、四川盆地须家河组气藏等,储量比例约占23%;目前低渗透砂岩气藏主要以透镜状气藏为主体,探明天然气地质储量超过万亿立方米。2压裂改造边底水低渗透砂岩气藏地质条件较复杂,储层物性差,开发过程中主要表现出生产压差大、气藏产能分布不均衡、气井稳产水平低等特点,通常需要压裂改造方式投产,边底水一般不太活跃。通过多年探索,我国初步形成了块状、层状和透镜状3种低渗透砂岩气藏的开发模式。2.1多层合采时层间干扰不突出该类气藏储量丰度高,但气藏产能分布不均衡,生产压差大;长井段多层合采时层间干扰不突出,整体压裂效果较好。以文23气田为例,初步形成“底部避射控制底水、长井段压裂改造和中后期加密调整”开发模式。2.2主井开发模式该类气藏储层连续性较好,非均质性较强,产量差异较大。在榆林气田开发实践中,长北区块采用“双分支水平井、定压生产,单井初期高产、井间接替”的开发模式;榆林南区块采用“直井压裂、定产生产”的开发模式,均取得了良好的开发效果。2.3效砂体分布不连续该类气藏储层物性差,非均质性强,初期试采气井压力下降快,单井控制储量少,有效砂体分布不连续,气井稳产能力差。受气藏地质复杂性的制约,该类气藏主要采取“滚动开发”的模式,开发初期规模不宜过大,经过一定时间的开发实践后,随着对气藏地质认识的逐步加深,采取钻加密井的方式扩大其规模,提高天然气的采收率。3低渗透砂岩气藏开发面临的挑战尽管低渗透砂岩气藏开发模式已初步形成,上产速度也在加快,但低渗透砂岩气藏仍处于开发早期阶段,仍面临许多挑战,主要包括单井产量低、稳产能力差,气藏采收率低,开发成本相对较高,经济效益相对较差等。3.1储层地质条件以塔里木盆地大北1气田为例,面临的难题主要包括地理与地质条件复杂,地震资料品质差,构造落实难度大;储层埋藏深、天然裂缝发育,施工风险高、改造难度大;目前由于动态资料有限,合理配产难以确定、稳产能力认识不清。3.2改造难度大,地质认识有待深化四川盆地须家河组气藏以层状、透镜状为主,面临的主要难题有平面差异明显、层间差异较大,气水关系复杂,地质认识有待深化;多层,气水层交互,增产改造容易压穿水层;有效储层识别预测难度大。3.3井位优选风险苏里格气田为典型的低渗透透镜状砂岩气藏,开发中存在的主要问题为储层非均质性强,连通性差,有效储层难以准确预测,合理的井网密度难以确定,井位优选风险大;低压、多薄层、砂体发育与地应力方位匹配不利,增产改造难度大;需要进一步探索降低成本的技术途径;大规模钻井面临环境保护的巨大压力。4低渗透砂岩气藏开发建议针对我国低渗透砂岩气藏地质与开发特征,借鉴美国致密天然气开发经验,提出以下几点建议。4.1不同气藏条件下工艺系列优化技术透镜状、层状、块状3类气藏地质特征明显不同,即使同类气藏也会存在一定差异,所以,需要根据具体气藏地质条件制订合理的开发技术政策,优化工艺技术系列。4.1.1裂缝压裂技术为此建议:①重点研究构造成像、裂缝发育以及储层非均质性等问题;②对于裂缝发育的地层采取分层解堵酸化或适度规模压裂,对于裂缝不发育地层,采取分段压裂技术,深度改造;③开展长期试采工作,评价垂向连通性,确定单井合理配产及其稳产能力,进而优选井位,提高经济效益。4.1.2地质及地质问题研究建议:①综合利用地震、地质跟踪分析、动态分析等多种方法,开展有效储层分布、裂缝发育、气水关系、水体能量等专题研究,为开发主体技术优选提供地质依据;②研究不同区块的产能特征、合理采气速度、单井配产等,确定不同区块的产能接替方式和稳产期;③开展提高单井产量措施、排水采气工艺技术等研究,为须家河组气藏全面开发做技术准备。4.1.3气藏及覆压器技术建议:①优选富集区,开展三维地震工作,进行典型区块解剖研究,提高钻井成功率;②深化气藏动态描述,研究主渗区带的分布及渗流方向,确定合理的井网密度,优化井位部署;③采用封隔器分层压裂或水力喷射压裂技术;④积极推进丛式井的规模应用,合理降低投资,节约用地,保护环境。4.2雷诺数与摩阻系数低渗透砂岩气藏储层孔喉细小,孔渗低,存在明显的非线性渗流特征,雷诺数与摩阻系数之间的关系也不同于常规气藏。建议加强研究不同流态数学描述与适用界限,深化研究低渗透储层应力敏感性及其对气井产能的影响,深入认识低渗透气藏开发机理,完善气水两相渗流基础理论。4.3压裂增产改造低渗透砂岩气藏普遍存在单井产量低的特点,目前,提高气藏单井产量的主要措施是进行压裂增产改造。从目前技术发展来看,还需要进一步加强压前储层综合评价和储层改造基础研究,加速低伤害新材料研发及推广应用,加快压裂配套工具的研制,强化应用测斜仪及微地震波等裂缝诊断技术。4.4技术难题分析小井眼可降低钻井综合成本,经济效益十分可观,但要实