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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。 Stephen A. 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0.5 μm。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 Frederic Leder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