致密气藏的地质及开发特征

关于致密砂岩气，在国外一般将其归属于连续型气藏。致密砂岩气藏是指孔隙度低（<12%）、渗透率比较低（0.1mD）、含气饱和度低（<60%）、含水饱和度高（40%）、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（包括压裂、水平井、多分支井等）可以获得工业天然气产量的气藏。

致密砂岩气藏几乎存在于所有的含油气区，最早于1927年发现于美国的圣胡安盆地，1976年在加拿大阿尔伯达盆地西部深坳陷区北部发现了大型的埃尔姆沃斯致密砂岩气田。我国自1971年发现川西中坝气田之后，也逐步系统地开始了对致密砂岩含气领域的研究。
致密气藏通常是指主要产出干气的低渗透储层。已经开发的低渗透气藏许多都发现于砂岩地层，也有不少发现于碳酸盐岩、页岩和煤层。致密气藏的直井在钻井完井之后，通常需要通过增产措施才能获得具有商业价值的产量。

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为了准确地评估和开发致密气藏，需要从岩心、测井和钻井记录以及试井分析中获取数据。相对常规气藏而言，评价致密砂岩气藏需要的数据更多。与常规气藏相比，低渗致密气藏具有以下一些地质及开发特征。

（一）影响储集层特征的构造因素
①断层  断裂活动引起一系列构造，地层的变化，改变储集层埋藏条件，引起流体性质和压力系统的变异。
②透镜体  透镜体在低渗致密砂岩中占相当大的比重，如何准确确定透镜状砂层的大小、形态、方位和分布，是能否成功开发这类气藏的关键。
③裂缝  低渗致密储集层的渗透能力低，但只要能与裂缝搭配，就能形成相对高产，裂缝主要对油气渗流做贡献，裂缝孔隙度一般不会超过2%。国内外大量资料表明，在一定埋藏深度下，天然裂缝在地下一般呈闭合状态，缝宽多为10~50 µm，基本上表现为孔隙渗透特征。这些层不压裂往往无产能。

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（二）低渗透气藏储集层特征
①非均质性强  物性的各向异性非常明显，产层厚度和岩性都不稳定，在很短距离内就会出现岩性、岩相变化甚至尖灭，以至在井间较难进行小层对比。
②低孔低渗  孔隙结构研究能揭示储层内部的结构，它是微观物理研究的核心。一般这类储层孔隙有粒间孔隙、次生孔隙、微孔隙和裂缝四种基本类型。粒间孔隙愈少，微孔隙所占比例愈大，渗透率就愈低。低渗致密砂岩受后生成岩作用影响明显，它以次生孔隙（包括成因岩作用新生的孔隙和经改造后的原生孔隙两部分），并且往往伴随着大量的微孔隙。不论何种成因，不论其性质有何差异，这类砂岩都具有孔隙连通但喉道细小的特征，一般喉道小2 µm。泥质含量高，并伴生大量自生粘土，这是低渗致密砂岩的又一明显特征。
常规实验室测定的气体渗透率与实际储集层条件下的渗透率差别很大，这对低渗致密气藏尤为突出。因此要尽量模拟地层条件测定其渗透率，渗透率随埋深的加大，压力的增高而急剧地减小，并且在压力卸载后，渗透率恢复不到原值。

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③含水饱和度高  致密储层的毛细管压力高，从而导致地层状态下含水饱和度较高。含水饱和度增加导致气体相对渗透率大幅度下降，而水的相对渗透率也上不去，岩石一般为弱亲水到亲水。

（三）低渗透致密气藏开发特征
①单井控制储量和可采储量小，供气范围小，产量低，递减快，气井稳产条件差。
②气井的自然产能低，大多数气井需经加砂压裂和酸化才能获得较高的产量或接近工业气井的标准。投产后的递减率高。
③气藏内主力气层采气速度较大，采出程度较高，储量动用充分，非主力气层采气速度低，储量基本未动用，若为长井段多层合采!层间矛盾更加突出。
④一般不出现分离的气水接触面，储集层的含水饱和度一般为30%~70%，因此井筒积液严重，常给生产带来影响。
⑤气井生产压差大，采气指数小，生产压降大，井口压力低，可供利用的压力资源有限。 本文`内-容-来-自；中_国_碳_交^易=网 tan pa i fa ng . c om
⑥由于孔隙结构特征差异大，毛管压力曲线都为细歪度型，细喉峰非常突出，喉道半径均值很小，使排驱压力很高，也存在着“启动压力”现象。
低渗致密气藏开发的关键技术：深度压裂和分层压裂改造技术、蒸汽吞吐技术、排水采气技术、多孔介质油气体系相态分析技术、裂缝识别和监测技术等。
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