·86·
从我国目前已经发现和开采的天然气藏中，低渗以及特低渗藏所占据的比例是比较大的。随着我国天然气资源的不断开采，一般将非常规天然气看成是比较有效的能源补充。但是对于低渗气藏来说，其主要特点就是埋藏比较深、储物层的性能比较差，而且含水饱和度也是比较高的，所以目前的产能以及采收效率都比较低。如何更好的实现对于低渗气藏的高效开发，对于解决我国在生产生活过程中对能源的需求具有非常重要的作用。
1 低渗气藏的地质特征以及开发特征
1.1 低渗气藏的地质特征
建南地区下叠统飞仙关组总体上是在大的海退背景下发育的一套碳酸盐岩沉积。飞仙关组自下而上划分为飞一段至飞4段，其中飞1~飞2段厚度一般为220m 左右，其岩性表现为底部深灰色、灰色页岩夹薄层灰岩，向上为灰色、深灰色泥晶灰岩夹瘤状灰岩及蠕虫状灰岩，飞1段层薄，飞2段泥质条纹与缝合线较发育。
飞3段厚度一般在120~140m 间，岩性由浅灰色、灰色泥晶灰岩与砂屑、鲕粒灰岩构成，水平层理、砂屑条带及冲刷构造多见，局部可见丘状交错层理；纵向上常呈现泥晶灰岩-颗粒灰岩-泥晶灰岩的岩性组合特点。
飞4段岩性稳定，厚度一般为20.0~30.0m，岩性由黄灰色、紫红色（含）泥质云岩、含泥质灰岩、含云质灰岩和含灰云岩构成，该段层薄、色杂，发育水平层理，局部见有部分暴露标志，是工区良好对比标志层之一。1.2 低渗气藏的开发特征
在油井投产之前，一般都会经过酸化作业，各井酸化或酸压作业后产气量均得到了明显的增加。因此对于低孔低渗碳酸盐储层，通过酸化酸压等措施可以获得工业气流。并且在进行具体的分析之后有以下几点认识：1）在酸化、酸压前未获得自然产气量的气井，酸化、酸压后均获得了不同程度的天然气。增加程度从0.36~9.55万m 3大小不等。2）能够获得自然产能的气井，酸化后测试产量均有不同程度的增加。所有气井经过酸化后产量都得到了提升，产量从1.34~3.01m 3提升到5.70~36.90m 3不等。3）随着用酸量的增加，酸化效果得到提升，最终的试气产量也得到了不同程度的增加。从经过两次及两次以上酸化作业的气井中选取了4口井进行对比分析，从两次酸化产量与酸量可以看出第二次酸化后的试气产量均比第一次高，且用酸量也比第一次多，得出随着酸量的增加，酸化后的气产量也增加。
2 低渗气藏的开发难点以及相应的对策
2.1 开发难点
1）勘探技术不是非常发达。对于现有的低渗气藏的勘探技术，还不可以对流体的具体分布情况进行预测，这样就非常容易在分析地震以及钻井相关资料时候出现偏差。2）储层物性比较差以及钻井完成后对储层造成的伤害。对于低渗气藏来说，其储层的物理性质是比较差的，这样就会使得地层里面的渗流阻力非常大，形成比较大的压力差，会让渗流条件变得更差。3）不合理的开发方法。如果开发井网的方式选择的不合理，就很难达到预期的采收目标。例如当一个井存在许多层的时候，不同层之间的物理特性以及压力差都会存在很大的差异。如果这时候没有采用合理的开采方式，就会让底边的锥进变得很快，让地层水提前产出来，造成渗流孔道的堵塞。4）气藏的水侵。如果产生水侵，就非常容易使得单相流变成两相流，这样就会让生产压差变得很大，使得气井的产量大幅度降低。2.2 技术对策
1）欠平衡钻井完井技术。通过利用这种方式，可以将正压力差对井底岩屑的压持效应大幅度降低。2）酸化技术。通过利用酸化技术，可以将底层的渗流能力得到极大的改善，从而将低渗气藏的产能提升上去。3）压裂技术。对于低渗气藏的压裂来说，应该达到的要求就是具有很强的携砂能力、能够很好地防止塌陷以及具有较低的密度。4）地震震动法。通过利用地震波可以将储层的物理特性进行改变，具体的实施方法主要包括两种：一种是利用井下震动源来对周围的井进行处理，或者是利用地面的震动源将能量传递到附近井的地带；另外一种方法就是利用振动源将能量从地面传递到气层。
3 结语
对于低渗气藏来说，储层孔隙度比较低、具有很差的通透性，因此气产量还是比较低的，而且也不能够进行稳定的生产。所以对于相关技术人员来说，应该抓紧研究出能够更好对于低渗气藏进行开发的有效方法，将低渗气藏的产量提升上去。
参考文献：
[1] 徐冰青,刘强,陈明,等.低渗透和特低渗透气藏提高采收率综
述[J].天然气勘探与开发,2007,30(2):47-49
[2] 郑勇.文23气田低伤害酸化工艺技术研究与应用[J].钻采工
艺,2007,30(3):51-53.收稿日期：2017-11-29
作者简介：银熙炉，中国石化江汉油田分公司采气一厂。
低渗透气藏开发难点与技术对策
银熙炉
（中国石化江汉油田分公司采气一厂，重庆 404120）
摘 要：在这篇文章中，我们的主要研究目的就是低渗气藏开发技术的相关对策，并且对低渗气藏的地质特
征以及开发特征进行了分析，对于不同类型的低渗气藏开发技术进行了整合。
关键词：低渗气藏；开发难点；技术对策
中图分类号：TE348 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）01-086-01
低渗透气藏保护研究现状及进展 在低渗透气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。本文对低渗透气藏保护研究现状及进展进行整理和分析，使得室内实验人员及现场施工人员有针对性地开发和改进各种生产工艺技术，以达到很好的储层保护效果。 标签：低渗透气藏；储层保护 1 引言 对于“低渗透”气藏的渗透率上限，目前国内外尚无统一的界定标准。前苏联的标准是渗透率上限为50×10-3 μm2；而美国的标准是岩心的地表气测绝对渗透率小于20×10-3 μm2，在气层原始条件下，渗透率小于1×10-3 μm2，甚至多数情况下渗透率为1×10-3～0.01×10-3μm2之间。我国一般采用美国的划分标准。但实践证明，仅仅利用渗透率作为划分低渗透储层的定量标准，其根据是不充分的。因此，要划分低渗透储层，必须采用综合参数来确定，这些参数包括地层渗滤容量性质、产能及产层开发效果的经济标准[1]。 2 研究现状 在气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。完全避免地层损害是不可能的，但是可以通过改进各种工艺和方法降低损害程度。要达到很好的储层保护效果，就必须搞清楚储层地质特征和损害机理，有针对性地开发和改进各种生产工艺技术。钻完井、增产和开采中低渗透气藏的损害机理主要包括：①流体滞留；②有害的岩石-流体和流体-流体作用；③逆流自吸效应；④熔结与岩面釉化；⑤凝析作用和凝析液的捕集；⑥地层微粒的活化作用；⑦固相沉积。避免钻井中气层损害的技术包括空气/惰性气体、空气雾、充空气或氮气的泡沫钻井液和欠平衡钻井液作为钻井液。仅从气层特征出发，先进的钻进-完井-增产技术系统是倡导采用氣体型工作流体，这也正是美国能源部（DOE）天然气资源与开发计划的核心技术[2]。 目前，对于低渗透气藏的储层保护技术工艺主要有以下四个方面：①采用合理的完井方式。完井方式确定的基本原则是针对储层的具体地质条件，结合工程作业要求，从长期效益考虑，以获得最大的综合利润为前提，最有效地开发气田； ②使用优质的钻井液。钻井液性能参数中，对储层伤害影响最大的是钻井液密度、滤失量和含砂量。因此，为减少损害程度，必须将这3项参数控制在最低程度； ③缩短钻井液对储层浸泡时间。储层浸泡时间控制在96h内为最佳。而减少浸泡时间主要着手于：a提高钻井速度，缩短储层钻井时间；b加强生产各环节的横向联系和组织协调管理工作；消除由于固、测井组织工作不协调而造成的停待；加快钻穿储层后的完井工作；④避免井喷事故的发生：a实施近平衡压力钻井技术；b具有配套完善、状况良好的井口装置；c有一支技术过硬、操作熟练的职工队伍和严格的管理措施；d加强井控技术措施的落实。
基金项目:中国石油天然气股份有限公司项目 徐深气田开发技术研究 (040144)部分成果。 作者简介:徐正顺,1953年生,教授级高级工程师;现任中国石油大庆油田有限责任公司副总地质师兼勘探开发研究院院长,主要从事油气田开发工作。地址:(163712)黑龙江省大庆市让胡路区勘探开发研究院。E mail:x uzhsh@petro china.co https://www.doczj.com/doc/a99254476.html, 徐深气田火山岩气藏特征与开发对策 徐正顺 房宝财 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 徐正顺等.徐深气田火山岩气藏特征与开发对策.天然气工业,2010,30(12):1 4. 摘 要 松辽盆地徐深气田是中国石油大庆油田有限责任公司2002年发现、2005年探明的,主要气藏类型属于火山岩气藏。为了有效开发该类气藏,先后开展了露头勘测、密井网解剖以及长井段取心等研究,研究成果证实:大庆地区火山岩气藏在地质上具有储层岩性、岩相类型多样,平面和纵向变化快,非均质性强,气藏受构造和岩性双重控制,气水关系复杂等特征。对徐深气田试气、试采和试验区开发动态跟踪研究的结果显示:该类火山岩气藏在开发动态方面具有气井早期产能差异大、平面分布不均衡,单井控制的动态储量差异大,出水类型复杂多样等特征。通过综合地质、气藏工程、压裂工艺等多学科研究成果,结合火山岩气藏储层描述、地质建模、产能评价、水平井开发优化设计以及压裂增产等方面的实践成果,形成了一套适用于该区火山岩气藏的开发对策: 深化火山岩气藏地质规律认识; 开展产能评价技术研究,完善技术手段; 优化直井设计,实现 、 类储层区块有效开发; 整体考虑,分类治理 ,实现有效控水; 开展水平井开发技术攻关,探索火山岩气藏开发新模式。 关键词 松辽盆地 徐深气田 火山岩气藏 地质特征 开发特征 开发对策 优化直井设计 水平井开发技术 DO I:10.3787/j.issn.1000 0976.2010.12.001 1 徐深气田火山岩气藏地质及开发动态特征 基于松辽盆地徐深气田主体区块的开发资料,结合火山岩露头勘测、密井网解剖、重点评价井长井段取心等工作的认识,以及大量核磁共振、相渗透率、恒速压汞等常规和特殊分析成果,总结了该区的火山岩气藏储层地质特征;同时通过对试气、试采和试验区开发动态的跟踪研究,逐步认识了该区火山岩气藏的开发动态特征[1 7] 。主要表现在以下6个方面:1.1 火山岩储层岩性、岩相类型多样,变化快 徐深气田火山岩经历了多旋回多期次喷发,岩性变化频繁,火山岩岩性可分为2大类8亚类17种。其中,火山熔岩中的球粒流纹岩、气孔流纹岩,以及火山碎屑岩中的熔结凝灰岩、晶屑凝灰岩为有利的储层岩性。火山岩相可分为5类沉积相15种亚相。其中,爆发相热碎屑流亚相,喷溢相上部亚相,侵出相内带亚相,火山通道相的隐爆角砾岩亚相、火山颈亚相为有利 的储层岩相。 从徐深气田营城组火山岩 气层组岩性、岩相平 面分布看,火山岩岩性以酸性为主,中基性仅在汪深1区块及徐深气田南部个别井点处发育;火山岩相主要为喷溢相和爆发相,不同井区差异较大。 1.2 火山岩储层非均质性强 火山岩储层类型的平面分布预测显示,徐深气田火山岩储层总体以低产储层为主,较高产的储层仅在局部少量发育,不同区块间储层平面分布连续性差;储层横向连续性差、变化快,火山岩储层物性纵向变化快,有利储层仅在部分井段发育。 1.3 气藏受构造和岩性双重控制,属于岩性 构造气藏 总体上营城组火山岩气藏气水关系相当复杂。平面上气水系统的分布主要受火山岩体控制,不同的火山岩体相互之间不连通,属于不同的气水系统;而纵向上,在同一个火山岩体内,又发育多个气水系统。处于构造高部位、物性好、裂缝发育的储层则富气高产;在 1 第30卷第12期 本 期 视 点
一、我国天然气工业现状及发展远景 (一)我国能源现状及需求矛盾 我国一次能源资源比较丰富，常规资源总量超过8321亿吨标准煤，探明剩余可采总储量1392亿吨标准煤，资源总量仅次于美国和俄罗斯。能源结构以煤为主，占87.4%，石油、天然气资源相对贫乏，仅占3.1%。能源生产和消费主要表现出以下特点：一是人均能源拥有量低，能耗高。我国人均煤炭探明储量仅为世界平均值的45.5%，人均石油可采储量仅为世界平均值的 10.7%，天然气为4.9%。而值得关注的是，我国万元GDP总能耗是世界水平的3倍，能源的低水平利用造成能源的大量浪费，进一步加剧能源供应的紧张局势。二是我国能源结构以煤为主，能源自给率达到94%，但石油和天然气自给率低。我国是世界第二大能源生产国和第二大能源消费国，能源生产和消费以煤炭为主，占总量的68%左右；石油和天然气工业尽管得到了较快发展，但仍满足不了国民经济快速发展的需要。我国1993年开始成为石油净进口国，目前对进口原油的依存度已超过40％。三是资源勘探程度低，地域分布不均。目前，我国煤炭资源探明程度17.5%，石油可采资源量探明程度不到30%，天然气为 12.5%，从能源地域分布看，煤炭主要分布在西北部地区，石油和天然气的主产区－东部地区资源开发已进入中后期，勘探逐步转向西北部的三大盆地和海洋，是今后资源接替的主阵地。西北部地区远离经济发达区，“北煤南运”，“西电（煤、气）东送”建设投资大，能源输送损耗高。四是石油和天然气供需矛盾突出。我国是世界上石油消费增长最快的国家之一，2004年石油消费创历史新高，年增长4220万吨，增长率高达15.8%，位居世界第一，远高于同期国内原油产量2％的年增长率；同期国内天然气年产量增长率高达22%，供需矛盾将进一步加剧。 (二) 我国天然气工业现状及需求矛盾 经过几十年的发展，我国天然气工业取得了长足的进步，储量大幅度增长，产量稳步上升，输配气系统快速发展，四大产区和八大区域市场格局基本形成（东北地区、渤海湾、长江三角洲、东南沿海、中部、西南部、中西部、西部共八大区域市场），为国内天然气大发展奠定了良好的基础。突出表现在以下几个方面： 勘探不断取得突破，开发资源基础雄厚。我国自90年代以来，不断加大天然气勘探力度，天然气资源量大幅增长。先后在塔里木、鄂尔多斯、四川及莺－琼等盆地，发现了克拉 2、长庆、普光、大牛地等大气田，每年新增探明地质储量1000～4000亿方，年均增加可采储量1500亿方，剩余可采储量由1990年的2416亿方增长到2005年的26757亿方，增长了11倍，探明储量储采比达到44，为天然气开发奠定了雄厚的资源基础。 天然气产量稳步增长，四大产气区格局基本形成。随着长庆、青海和塔里木等地区气田的相继投入开发，天然气产量由1990年的135亿方，上升到2005年的500亿方，基本形成了四川、鄂尔多斯、塔里木和海域四大主力产气区。
长庆气区低渗透气藏开发技术新进展 发布时间：2013-08-13 14:40 来源：天然气工业点击率：122次字体：大中小 摘要：鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩... 鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密气藏(苏里格气田)的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展： ①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量达到直井的3倍以上,产能建设比例保持在50%以上; ②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本; ③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。 截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10^8 m3以上的天然气产能力,当年产气量达到290×10^8 m3,长庆气区已经成为我国重
要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。 一、长庆气区低渗透气藏开发技术新进展 1、水平井成为低渗透致密气藏开发主体技术 (1)储层预测及精细描述技术 加强三维地震技术攻关,充分利用三维资料优势开展储层预测,准确描述储层空间展布。在资料处理方面,将叠前时间偏移技术应用于水平层状地层,为地震精确成像及储层空间展布预测提供了保证,同时应用三维变速成图技术(图1),准确描述目标储层的微构造特征。在资料解释方面,以叠前反演为主要技术手段,识别目标层砂体及有效储层,采用可视化技术有效指导水平井位部署。
中国石油大学（北京）现代远程教育 毕业设计（论文） 天然气开发面临主要难点及措施研究 姓名： 学号： 性别： 专业: 批次： 电子邮箱： 联系方式： 学习中心： 指导教师： 2013年3月1 日
天然气开发面临主要难点及措施研究 摘要 本文天然气开发过程为实际情况，以天然气开发出现在气田开发后期压力下降、凝析气藏开发、高硫气田安全生产、低渗气藏开发、超压气藏及疏松砂岩气开发为研究对象，从天然气开发现状分析以及天然气开发相关问题的应对策略分析这两个方面入手，围绕天然气开发过程中出现的困难这一中心问题展开了较为详细的分析与阐述，并提出应对策略，希望能给天然气实际开发过程提供一定的帮助。近十五年以来年新增天然气地质储量平均在3000X108m3以上，年产量平均增幅超过15%，形成了川渝、长庆、塔里木3大核心供气区。未来10年，中国石油的天然气开发速度将持续快速展。但储量的低品位比率将不断增加，需要提高低渗透砂岩气藏的采收率、超深高压气藏保持长期的高产量、预测碳酸盐岩气藏流体的运移及储存、安全高效开发高含硫气藏、关于开发疏松砂岩气藏后期治水防砂等技术课题，同时煤层气、页岩气等非常规天然气开发问题依然存在，制约天然气开发进程。 关键词：天然气开发；难点；措施
目录 第一章引言 (1) 1.1问题的提出 (1) 1.2研究概况…………………………………………………… 1 第二章天然气开发现状及开发过程中遇到的困难………II 2.1碳酸盐岩气藏的开发…………………………………II 2.2致密砂岩气藏的开发 (ii) 2.3页岩气的开发 (iii) 2.4 深盆气藏等异常高压气藏的开发 (v) 第三章天然气开发难点的应对策略 (vii) 3.1裂缝型碳酸盐岩气藏开发策略…………………………… 3.2低渗透气藏开发策略……………………………………… 3.2.1水平井以及大斜度井技术………………………… 3.2.2碳酸盐岩致密气藏整体压裂加砂技术 (viii) 3.2.3气层保护和储层高效改造 (viii) 3.3页岩气的开发策略 (ix) 3.3.1水平井技术和水力压裂技术 (ix) 3.3.2减少建井开发成本 (ix) 3.4 疏松砂岩及长井段气藏开发策略 (ix) 3.5 超高压气藏（异常高压深盆气藏）的开发策略 (x) 第四章总结 (x) 参考文献 (xi)
第一章油气藏开发地质基础 1.要开发好一个油气田，需要掌握或认清该油气田哪几方面的地质特征？ 答：油气田地质特征大致可以分为以下几个部分： 1)构造特征：地壳或岩石圈各个组成部分的形态及其相互结合的方式和面貌特征的总 称。因此我们需要搞清楚油气藏的构造类型及形态、断层性质及切割情况、裂缝密度及分布规律等问题； 2)沉积环境与沉积相特征：即在物理、化学、生物上不同于相邻地区的一块地球表面 与该表面上形成的沉积岩的组合与物质反应。我们需要了解各类沉积环境的联系与区别并且得出相应相态条件下的开发对策； 3)储层特征：即可以储集和渗滤流体的岩层。我们需要知道储层非均质性、油层划分 与对比等方面的问题 4)油气藏特征：油气在地壳中聚集的基本单位，是油气在单一圈闭中的聚集，具有统 一的压力系统和油水界面。我们需要了其类型、压力系统、温度及岩石热力学性质、其中油气水的分布等知识。 2.每一种地质特征是如何影响油气田高效开发的？ （由上一题展开回答） 3.地质模型的分类？* 答：按不同勘探开发阶段任务分为概念模型、静态模型、预测模型； 按油藏工程的需要分为储层结构模型、流动单元模型、储层非均质模型、岩石物性物理模型； 按油藏开采过程的特点可分为气藏模型、黑油模型、组分模型； 针对特殊油藏开采可建立热采模型、化学驱模型等。 4.沉积相与油气田开发的关系？* 答：沉积相与油气田开发的关系如下： 1)为编制好油气田开发方案提供地质依据； 2)为培养高产井提供依据； 3)为及时夺高产，实现产量接替提供依据； 4)为合理划分动态分析区和进行动态分析提供依据； 5)为选择挖潜对象，发挥工艺措施作用提供依据； 6)为层系、井网及注水方式的调整提供依据； 第二章油气藏开发技术政策 1.开发对象的特点（用几条高度总结）？ 答： 1)具有不同的驱动类型及开发方式； 2)具有不同的开发层系选择； 3)具有不同的开发井网部署； 4)具有不同的配产方式及开采速度； 5)具有不同的注水时机与压力系统。 2.高效开发一个油气田应该达到哪几个技术指标？
不同气藏开发难点及开发方式 一、水驱气藏开发难点： 与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。 1、采气速度低 为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。 2、产能递减快 边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的，边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后，井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减，甚至水淹。 3、采收率低 在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。气藏非均质性越强，水侵强度越大，气藏一次采收率越低。 4、建设投资大，采气成本高 由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏。 由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作，我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作，取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征，以供同类气藏开发借鉴和参考。 二、水驱气藏开发阶段的划分和特征 根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为：无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。 1、无水采气阶段 无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。此阶段气井所产的水全部是凝析水。一旦气井出水或气藏的主产气井出地层水，即进入气水同产阶段。 无水采气阶段有时包括气藏的试采期、产能建设期甚至部分稳产期。由于水驱气藏边底水水侵的滞后性，该阶段气藏的动态特征与气驱气藏相近似、气井产气量稳定、自然递减率小、地层压力、井口压力下降缓慢与累积采气量相适应，气藏单位压降采气量基本是一常数，因此，该阶段也是应用动态法复核容积法储量的最好时机。 无水采气阶段也是通过试井、生产测井、生产井动态资料的录取，油、气、水分析，开发试验区及水井、观察井等气藏监测系统资料的录取，对气藏地质和动态特征深化认识的阶段。从而对静态地质模型进行调整、进而优化开发方案。 尽量延长气藏、气井的无水采气期，是水驱气藏减少水封气的形成、提高采收率的重要措施。无水采气期越长，气藏稳产期也越长，稳产期末采出程度也越高，因此，加强无水采气期的动态基础工作，对提高气藏的开发效果具有重要意义。 2、气水同产阶段
低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨 陈献翠,赵宇新,张贵芳,张莉英 (中原油田采油工程技术研究院,河南濮阳 457001) 摘 要:东濮凹陷低渗致密气藏储层物性差,非均质性强,气层自然产能低,为了有效地开发好低渗透气藏,在研究和开发实践基础上形成了储层改造、排液采气、储层保护等配套工艺技术。针对特殊地质状况和开发中难以解决的技术问题,提出适用于东濮凹陷低渗致密储层的采气配套工艺技术对策,以延长气田稳产期。 关键词:水平井;储层改造;排液;不压井 中图分类号:T E37 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0131—01 1 概述 东濮凹陷开发主力气田文23、户部寨、白庙气田,为低孔低渗致密砂岩气藏,在开发过程中均受到地质构造、储层物性、气藏类型、流体性质、井况变化等因素的影响。通过认识和掌握低渗致密气藏的地质、开发特征,在确定合理的开发模式和工作制度的基础上,采用适用于东濮凹陷低渗致密储层先进实用的采气配套工艺技术,保证低渗透储量的有效动用,延长气田稳产期和提高采收率。 2 气藏开发配套技术应用对策与建议 文23气田采出程度高,地层压力低,挖潜难度大,气井维护困难;白庙凝析气井深,工艺复杂,措施效果有效期短,压裂液快速返排困难,储层易被污染。针对整装气藏、凝析气藏的开发以及存在的技术难点,通过采气工艺技术攻关,在气藏储层改造技术、排液采气技术、凝析气藏治理技术及清防盐等方面形成了系列化、配套化的实用技术,并提出低渗透致密砂岩气藏开发配套技术对策如下: 2.1 完善低渗致密气藏储层改造技术,改善产气剖面 根据低渗致密气藏不同气井特征,对长井段应优选应用填砂分层、暂堵分层、投球分层、卡封分层等多种分层压裂方式,改善气井的产出剖面,提高压裂效果。 2.2 优化低压低产气藏气井排液采气工艺,实现气井稳定携液生产 对文23气田结盐、积液、低压低产气井,建议进行小直径管排液采气先导试验,提高排液、洗盐效果;对白庙深层凝析气井,在 88.9m m油管内应用空心杆气举管柱,实现深井闭式气举;开展复杂特殊结构井气举先导试验,优化设计小直径气举阀管柱及工艺参数。 2.3 加强生产作业过程中对气层的保护,减少地层污染 文23气田地层压力低,常规作业压井液漏失严重,建议推广应用泡沫压井液、不压井作业技术、凝胶暂堵冲砂技术;针对白庙凝析气田,建议采用无固相、低密度、低界面张力、防膨、防气侵压井保护液,采取射孔与气举管柱联作,压裂与气举管柱联作技术,避免二次作业。 2.4 建立开发后期合理工作制度,发挥气井潜力 建议在气井积液规律预测的基础上,采用复合排液技术,调整工作制度,合理配产,减小生产波动,通过加强生产管理,充分发挥气井潜力,延长稳产时间。针对低压低产积液气井,引进1.5英寸小直径管,增大气体流速,提高携液能力,依靠地层自身能量达到低水平稳定连续生产。 2.5 开展水平井、分支井复杂结构井先导试验,攻关完善配套技术 通过开展白庙凝析气藏水平井提高产能先导试验,研究深层凝析气藏开发技术经济界限,试验水平井开发配套的储层改造、投产及产量接替方式、合理生产参数和高效采气技术,探索深层凝析气藏低品位储量的有效动用途径。 3 结论与认识 中原油田相继投入开发的文23、户部寨、白庙等 131 2012年第23期 内蒙古石油化工 收稿日期:2012-09-22
·86· 从我国目前已经发现和开采的天然气藏中，低渗以及特低渗藏所占据的比例是比较大的。随着我国天然气资源的不断开采，一般将非常规天然气看成是比较有效的能源补充。但是对于低渗气藏来说，其主要特点就是埋藏比较深、储物层的性能比较差，而且含水饱和度也是比较高的，所以目前的产能以及采收效率都比较低。如何更好的实现对于低渗气藏的高效开发，对于解决我国在生产生活过程中对能源的需求具有非常重要的作用。 1 低渗气藏的地质特征以及开发特征 1.1 低渗气藏的地质特征 建南地区下叠统飞仙关组总体上是在大的海退背景下发育的一套碳酸盐岩沉积。飞仙关组自下而上划分为飞一段至飞4段，其中飞1~飞2段厚度一般为220m 左右，其岩性表现为底部深灰色、灰色页岩夹薄层灰岩，向上为灰色、深灰色泥晶灰岩夹瘤状灰岩及蠕虫状灰岩，飞1段层薄，飞2段泥质条纹与缝合线较发育。 飞3段厚度一般在120~140m 间，岩性由浅灰色、灰色泥晶灰岩与砂屑、鲕粒灰岩构成，水平层理、砂屑条带及冲刷构造多见，局部可见丘状交错层理；纵向上常呈现泥晶灰岩-颗粒灰岩-泥晶灰岩的岩性组合特点。 飞4段岩性稳定，厚度一般为20.0~30.0m，岩性由黄灰色、紫红色（含）泥质云岩、含泥质灰岩、含云质灰岩和含灰云岩构成，该段层薄、色杂，发育水平层理，局部见有部分暴露标志，是工区良好对比标志层之一。1.2 低渗气藏的开发特征 在油井投产之前，一般都会经过酸化作业，各井酸化或酸压作业后产气量均得到了明显的增加。因此对于低孔低渗碳酸盐储层，通过酸化酸压等措施可以获得工业气流。并且在进行具体的分析之后有以下几点认识：1）在酸化、酸压前未获得自然产气量的气井，酸化、酸压后均获得了不同程度的天然气。增加程度从0.36~9.55万m 3大小不等。2）能够获得自然产能的气井，酸化后测试产量均有不同程度的增加。所有气井经过酸化后产量都得到了提升，产量从1.34~3.01m 3提升到5.70~36.90m 3不等。3）随着用酸量的增加，酸化效果得到提升，最终的试气产量也得到了不同程度的增加。从经过两次及两次以上酸化作业的气井中选取了4口井进行对比分析，从两次酸化产量与酸量可以看出第二次酸化后的试气产量均比第一次高，且用酸量也比第一次多，得出随着酸量的增加，酸化后的气产量也增加。 2 低渗气藏的开发难点以及相应的对策 2.1 开发难点 1）勘探技术不是非常发达。对于现有的低渗气藏的勘探技术，还不可以对流体的具体分布情况进行预测，这样就非常容易在分析地震以及钻井相关资料时候出现偏差。2）储层物性比较差以及钻井完成后对储层造成的伤害。对于低渗气藏来说，其储层的物理性质是比较差的，这样就会使得地层里面的渗流阻力非常大，形成比较大的压力差，会让渗流条件变得更差。3）不合理的开发方法。如果开发井网的方式选择的不合理，就很难达到预期的采收目标。例如当一个井存在许多层的时候，不同层之间的物理特性以及压力差都会存在很大的差异。如果这时候没有采用合理的开采方式，就会让底边的锥进变得很快，让地层水提前产出来，造成渗流孔道的堵塞。4）气藏的水侵。如果产生水侵，就非常容易使得单相流变成两相流，这样就会让生产压差变得很大，使得气井的产量大幅度降低。2.2 技术对策 1）欠平衡钻井完井技术。通过利用这种方式，可以将正压力差对井底岩屑的压持效应大幅度降低。2）酸化技术。通过利用酸化技术，可以将底层的渗流能力得到极大的改善，从而将低渗气藏的产能提升上去。3）压裂技术。对于低渗气藏的压裂来说，应该达到的要求就是具有很强的携砂能力、能够很好地防止塌陷以及具有较低的密度。4）地震震动法。通过利用地震波可以将储层的物理特性进行改变，具体的实施方法主要包括两种：一种是利用井下震动源来对周围的井进行处理，或者是利用地面的震动源将能量传递到附近井的地带；另外一种方法就是利用振动源将能量从地面传递到气层。 3 结语 对于低渗气藏来说，储层孔隙度比较低、具有很差的通透性，因此气产量还是比较低的，而且也不能够进行稳定的生产。所以对于相关技术人员来说，应该抓紧研究出能够更好对于低渗气藏进行开发的有效方法，将低渗气藏的产量提升上去。 参考文献： [1] 徐冰青,刘强,陈明,等.低渗透和特低渗透气藏提高采收率综 述[J].天然气勘探与开发,2007,30(2):47-49 [2] 郑勇.文23气田低伤害酸化工艺技术研究与应用[J].钻采工 艺,2007,30(3):51-53.收稿日期：2017-11-29 作者简介：银熙炉，中国石化江汉油田分公司采气一厂。 低渗透气藏开发难点与技术对策 银熙炉 （中国石化江汉油田分公司采气一厂，重庆 404120） 摘 要：在这篇文章中，我们的主要研究目的就是低渗气藏开发技术的相关对策，并且对低渗气藏的地质特 征以及开发特征进行了分析，对于不同类型的低渗气藏开发技术进行了整合。 关键词：低渗气藏；开发难点；技术对策 中图分类号：TE348 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）01-086-01
低渗透气藏开发及稳产技术研究 罗 迪1,张小龙1,谭 红2 (1.西南石油大学研究生部,四川成都 610500;2.西南油气田重庆气矿开县采输气作业区,重庆 405400) 摘 要:低渗透气藏在世界及我国分布广泛,由于低渗气藏本身的特点,开发这类气藏存在投资大,经济效益低的特点,相比常规气藏而言开发难度大得多。低渗气藏开发技术的发展对经济有效的开发低渗气藏具有非常重要的意义。通过相关文献的调研和分析,对低渗气藏的特点以及开发和稳产的关键性技术进行阐述,对有效的开发低渗透气藏具有一定的借鉴和指导作用。 关键词:低渗透;气藏;开发稳产;技术 中图分类号:T E348 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)09—0115—02 我国的低渗透气藏资源十分丰富,广泛分布在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和中原油田,这些低渗致密气藏已成为我国天然气供应重要的气源地[1]。但是,低渗气藏储层物性差,储量丰度低,储层容易受到伤害,开发效益相对较差。因此,提高低渗透气藏天然气储量的动用程度,不断的提高开发技术水平,是低渗透气藏高效开发与稳产的关键。 1 低渗透气藏的特点 目前国内外对低渗透气藏尚没有统一的划分标准,以前关于低渗透气田的定义大多是参考低渗透油田的标准,并且多是根据储层的物性进行划分。胡文瑞在其《低渗透油气田概论》中指出,低渗透气藏是指常规开采方式难以有效规模开发的气藏,包括低渗透砂岩气藏、火山岩气藏、碳酸盐岩气藏以及煤层气气藏等。该类气藏不是一般的技术可以实现有效规模开发的气藏,基本的参数选取条件包括:渗透率小于以及孔隙度小于8%。早期低渗透气藏标准的分类是在1980年[2],美国联邦能源管理委员会(PERI)根据《美国国会1978年天然气政策法(NG -PA)》的有关规定,率先提出了确定致密气藏的注册标准是其原始渗透率低于。 低渗气藏具有储量大、难开发、产量低的特点。一般需要经过一定的增产措施后才能获得有经济价值的产量,在钻井和完井过程中气藏储层易受到伤害,开发技术复杂且难度大。低渗透气藏储层特征主要表现为:非均质性强、泥质含量高、孔隙度和渗透率低、高毛管力以及高含水饱和度。开发上的特征主要表现为:渗流规律不遵循达西定律,具有启动压力梯度;气井自然产能低;弹性能量小,产量和压力下降快,产出程度低等[1]。 2 开发及稳产技术 2.1 气藏描述技术 目前已发现的一些低渗透气藏具有连片性差、非均质性强、气井产能分布不均衡的特点,如长庆气区上古气藏。在气藏描述时将储层分为4类:Ⅰ类储层为试气时产能大,投产后产能高,稳产条件也好;Ⅱ类储层为试气时产量和稳定产量都较低;Ⅲ类储层不经改造难以获得工业气流;Ⅳ类储层在目前的经济、工艺技术条件下难以开采[3]。为了更好的对低渗气藏进行描述,在气藏工程方面应通过气井生产动态特征和压力系统分析开展井间连通性研究,判断储集层的连通性,划分出连通性良好的区域。利用先进的地震软件对有利区内地震资料进行精细处理、解释,进一步优选开发井位,初步形成了储集层地震预测、岩溶古地貌恢复小幅度构造预测、储集层微观特征、砂体描述、储集层连通性分析等技术[4]。 2.2 钻井技术 低渗透气藏钻井技术主要包括钻水平井、欠平衡钻井以及空气钻井[1]。 水平井泄流范围大,单位压差下与直井相比具有较高的产能。虽然水平井的钻井费用一般相当于钻直井费用的2倍,但是水平井对油气田开发的效益却是直井的3～5倍,因此,国外广泛应用水平井开发低渗透气藏。以美国为代表的应用钻水平井的技术已成为一种重要的低渗透致密气藏增产改造的措施。 在钻井过程中,利用自然或人工方法使钻井液当量循环压力低于地层压力,地层流体有控制地流入井筒的钻井称为欠平衡钻井。欠平衡钻井可分为边喷边钻和人工诱导的欠平衡钻井两种类型,其主要特点表现在: 减少地层损害; 提高机械钻速,延长钻头寿命; 避免井漏,减少压差卡钻; 改善地层评价,减少增产措施; 保护环境,降低作业成本。由于欠平衡钻井自身的优势以及世界石油工业 115 2011年第9期 内蒙古石油化工 收稿日期:2011-03-15 作者简介:罗迪(1987-),四川南充人,现为西南石油大学油气田开发工程在读硕士。
致密气藏开发技术及发展趋势 致密气是三大非常规气( 致密气、页岩气、煤层气) 之一。自上世纪70年代以来, 全球已发现或推测发育致密气的盆地达到70余个, 资源量约210万亿方, 产量达到4320亿方, 占世界天然气总产量的七分之一, 已成为天然气勘探开发的重要领域。 北美地区天然气勘探开发的实践表明: 致密气、煤层气、页岩气对常规气生产的梯次接替是保障美国天然气供应、减缓对外依存的核心战略。其中, 致密气作为首个接替领域地位举足轻重。中国致密气分布广泛、资源潜力巨大。 1什么是致密气的定义及特征 随着技术的进步, 煤层气和页岩气相继投入开发, 将气藏分为常规天然气藏和非常规天然气藏, 其中非常规天然气藏包括致密气、煤层气和页岩气, 以及天然气水合物。什么是致密气呢? 它具有哪些特征呢? 1.1致密气的定义 世界上无统一的致密气标准和界限, 不同国家根据不同时期的资源状况、技术经济条件、税收政策来制定其标准和界限, 且在同一国家、同一地区, 随着认识程度的提高, 致密气的概念也在不断的更新。 明确”致密气”定义具有以下几方面的作用: ①当前已开发低渗砂岩气田主要开采的为低渗储量, 致密气动用较少, 按致密气思路将进一步拓展资源潜力; ②储量管理过程中划分出低渗与致密气的储量比例, 有利于进行储量的分类管理; ③对于致密气开发还需要进一步发展相应的工艺技术, 并制定有效的开发技术政策; ④对于致密气的规模开发能够申请国家相关政策, 如免税政策或提高气价等。 ( 一) 国外对致密气的定义 英国将储层渗秀率小于1 mD的气藏定义为致密气藏。德国将储层渗秀率小于0.6 mD的气藏定义为致密气藏。美国将储层渗透率小于0.1mD的气藏( 不包含裂缝) 定义
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 枯竭气藏储气库安全管理及措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-2705-77 枯竭气藏储气库安全管理及措施(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行 具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常 工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 通过危险、有害因素分析可知，地下储气库存在潜在井喷失控、天然气泄漏及至火灾爆炸的危险性以及噪声和毒性危害性。 其中，在钻井作业过程中，可能发生的重大危险事故是井喷。因此，应从钻井设计、施工作业、设备与安全管理等方面制定对策措施，消除事故隐患(此部分内容本书不作详细介绍，请参考相关钻井专业书籍)。 (1) 井口集输方面安全对策措施： ①采用硅基防塌钻井液体系，用双向屏蔽暂堵技术对储层进行保护，防止在钻井完井期间对产层造成较大伤害。 ②采用耐腐蚀材料生产的管柱，并且油套环空充填防护液。
③井口布置方案采用丛式井组，井口采气树采用法兰式连接双翼双阀结构。 ④选用的地面信号采集控制系统具有如下功能： a. 在发生火灾情况下，可以自动关井； b. 在井口压力异常时，可以自动关井； c. 在采气树遭到人为毁坏和外界破坏时，可以自动关井； d. 在发生以上意外，自动关井没有实现时，或者其他原因需要关井时，可以在近程或远程实现人工关井； e. 能够实现有序关井，保护井下安全阀。 ⑤开井前必须先检查流程，重点检查分离器、安全阀和压力表，进站前要确保井和站内的各项联系；同时各设备、仪表、流程必须保证完好、准确、灵活、可靠及畅通。 ⑥气井在未进行清水或泥浆压井时，严禁在井口装置无控制部位动火及进行维修作业。 ⑦井口放空管道必须固定后方可使用。
第21卷第1期 重庆科技学院学报（自然科学版) 2019年2月 致密气藏的气层解释下限研究 — 以苏里格气田X 区块为例 吴则鑫 1 陈诗 2 孟庆宽 3 王琦 4 (1.中石油长城钻探地质研究院，辽宁盘錦124010(2.中石油长城钻探固井公司，盘錦124010;3.中石油测井有限公司辽河分公司，盘錦124010;4.中石油长城钻探苏里格气田分公司，盘錦124010) 摘要:气层解释下限的确定是致密气藏储层分类和储量评估的基础条件。苏里格气田X 区块进人开发中后期，部 分区域存在不同程度的出水现象，需要通过测井解释确定气水分布情况，而缺乏单层试气试采资料。通过分析储层 岩性、物性、电性及含气性的相互关系，确定了影响储层含气性的主控因素。在此基础上，依据生产曲线典型特征确 定储层流体类型，通过测井响应参数与产能之间的关系反推储层流体性质，进而提出了该区块的气层解释下限 标准。 关键词!苏里格气田；致密气藏；测井；气层解释；流体性质文章编号：1673 -1980(2019)01 -0012 -04 好，磨圆以次圆为主，水动力相对较强。石盒子组， 粒度累计为三段式、牵引流沉积。山西组，粒度累计 为两段式与三段式、牵引流沉积[6_8]。主要目的层 段储层颗粒接触关系以线性为主，储层压实作用较 为明显，胶结以孔隙胶结为主。该区块的储层孔渗 特征表现为低孔、低渗。石盒子组的孔隙度主频 范围在8. 0% ~ 12. 0%，平均为9. 2d %渗透率主频 1.00 x 10-3 "m 2,平均为 1.42 x 10-3 "m 2。山西组 的孔隙度主频在8. 0% ~ 14. 0%，平均为9. 5% %渗 透率主频 1.00x10-3 "m 2,平均为 0.50x 10-3 "m 2。 建立区块的岩性与物性关系图，如图1、图2。 由图可知，随着岩石颗粒变大，孔隙度和渗透率也变 大，物性变好。细砂岩的孔隙度、渗透率较小，砾状 砂岩和粗砂岩的孔隙度、渗透率较大。 !2储层含气性与岩性、物性、电性的关系 石盒子组的气层厚度比山西组的大，多在3 ~ 5 m ，含气性也好于山西组。石盒子组气层全烃均值 为33.66%，山西组气层全烃均值为24. 58%。 随着岩石颗粒的变大，其含气性有明显变好的 趋势，岩性与含气性存在较高的相关性（见图3)。 整体上，全烃含量随岩石粒度的增大而增大，粗粒相 收稿日期=2018 -09 -06 基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发$(2017ZX 05035)%中国石油天然气集团公司工程技术科技统筹项目 “自营区块增产综合技术研究与试验”（2017T -004 -001) 作者简介:吴则鑫（1983 —），男，硕士，工程师，主要从事天然气地质和开发研究。 中图分类号:TE 132 文献标识码:A 苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格 庙地区，所在区域构造为鄂尔多斯盆地陕北斜坡北 部中带，为低渗、低压、低丰度的岩性气藏[1，2]。它 的主要目的层为二叠系石盒子组盒8段和山西组山 1段，储层沉积类型为辫状河和曲流河，储集砂体非 均质性强，连续性较差，属溶孔、晶间孔隙型储层，裂 缝不够发育，储层物性较差。 苏X 区块已进入开发中后期，储层的复杂性和 气井生产的特殊性成为气田高效开发的重要制约因 素[3-5]。该区块的部分区域存在不同程度的出水现 象，需要通过重新解释确定气水分布情况。本次研 究，将根据储层的“四性”关系（含气性、岩性、物性、 电性)分析影响气层发育的主要因素；同时，引入动 态资料分析成果，建立测井解释新标准，以指导分析 储层的气水分布特点。1储层的“四性”关系! 1 储层物性与岩性的关系 苏X 区块的岩性，从细砂岩到砾状砂岩均有分 布。矿物成分以石英为主，石英岩屑砂岩占比大，黏 土类型以伊蒙混层及绿泥石为主;分选为由中等到 ? 12 ?
作者简介:雷群,1963年生,教授级高级工程师,中国石油天然气股份有限公司高级技术专家,博士生导师;从事油气田开发研究工作。地址:(065007)河北省廊坊市万庄44号信箱。电话:(010)69213526。E -mail:leiqun@petr https://www.doczj.com/doc/a99254476.html, 美国致密砂岩气藏开发与启示 雷群 万玉金 李熙喆 胡勇 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 雷群等.美国致密砂岩气藏开发与启示.天然气工业,2010,30(1):45-48. 摘 要 美国是目前致密砂岩天然气产量最多的国家,历经40年逐步形成了气藏描述、井网加密、增产改造及钻井完井等系列配套技术,其成功的开发实践将为我国致密砂岩气藏开发提供宝贵的经验。在系统调研并分析美国致密砂岩气藏储层特征、开发特征与关键技术的基础上,借鉴美国致密砂岩气田的开发经验,得到以下几点启示:1三维地震技术可以有效地提高开发井成功率;o井网加密可以有效提高多层、透镜状气藏的采收率;?直井分层压裂是致密气藏开发的主体增产工艺技术;?综合应用小井眼、快速钻井、地面优化简化等技术来降低成本。上述分析研究结论将对我国低渗透砂岩气藏合理开发起到积极的推动作用。 关键词 美国 致密砂岩 气藏 开发 压裂 增产 工艺 经验 DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.01.012 0 引言 美国致密砂岩气开采始于20世纪70年代,2008年致密砂岩气产量达到1757@108m 3,约占美国天然气总产量的30%以上。在致密砂岩气藏开发技术等方面积累了较多成功经验,学习和借鉴这些宝贵经验,将为我国低渗透砂岩气藏合理开发起到积极作用。 1 美国致密砂岩气藏储层与开发特征 资料表明:美国本土现有含气盆地113个,其中发现具有致密砂岩气藏的盆地23个,主要分布在西部,特别是落基山地区,该地区致密砂岩储层以白垩系和第三系的砂岩、粉砂岩为主。1.1 致密砂岩气藏储层特征 1)孔隙度、渗透率均比较低,产气层的渗透率都在0.01@10-3L m 2以下,孔隙度一般为3%~12%。 2)透镜状砂体发育,横向上连续性差。在许多含致密砂岩气的盆地(如大绿河、皮申斯、犹因他盆地)中,致密砂岩储层为不连续的透镜体,在纵向上呈叠置状。据统计,透镜状致密砂岩天然气储量约占致密砂岩气总储量的43%。 3)含水饱和度高,致密砂岩储层的含水饱和度一 般为30%~70%,通常以40%作为估算致密砂岩气储层的下限饱和度值。 4)裂缝较发育,天然裂缝是由天然气生成过程中产生的高孔隙流体压力和第三纪晚期的拉腊米构造运动形成的。裂缝中有的开启,有的为矿物充填。充填矿物主要为细粒)粗粒结晶的方解石,局部为石英、重晶石、地开石等,裂缝一般不穿层。1.2 致密砂岩气藏开发特征 1)气井单井产量低,平均单井产量一般在0.2@104 ~1.2@104 m 3 /d 之间,只有Pinedale 、Jonah 和Wilcox 3个气田产量较高,平均单井产量在2@104 ~3@104 m 3 /d 之间。 2)单井可采储量少,并呈逐年下降趋势。单井累计采气量一般在1000@104 ~5000@104 m 3 ,新井平均单井可采储量由1996年的6400@104 m 3 降低到2005年的2800@104 m 3 。 3)气井以定压方式生产,单井初期产量高,具有投资回收期短、地层能量充分利用、快速获得动态资料等优点,但单井递减速度较快,早期递减率超过40%,单井生产期可长40a 。 4)为了保持气田稳产,采取大规模钻井、井间接替方式,2001年新钻井超过5000口,2004年超过 # 45#第30卷第1期 开 发 工 程