我国致密气开采装备技术现状及发展趋势
杜书强
中国石油大学 北京 2015214524 机械1506班
摘要：总结了致密气开发关键技术， 即气藏描述技术、 优化布井技术、 储层压裂技术、 钻井完井技术、 控水排水技术等;阐述了我国致密气开发面临的挑战及未来发展战略定位， 指出应加强技术攻关， 提高储量的动用程度和单井产量，加大政策扶持力度，优先开发，重点开发， 进一步加快这一现实性最好的非常规天然气的开发进程。
关键词：致密气 开采装备 发展趋势
Current situation and developing trend of the technology of mining
equipment of tight gas
Du shuqiang
Abstract：It summarizes the tight gas development of key technologies, namely gas reservoir description
technology, optimize well placement, reservoir fracturing, drilling and completion technology, water control and drainage technology; describes the challenges faced by our tight gas development and future development of strategic positioning He points out that technology research should be strengthened to improve the use of the extent and well production reserves, increase policy support, priority development, key development, to further accelerate the development process of the reality of the best unconventional gas Key words：Tight gas exploitation equip trend of development
明朗，越来越多的舆论和热点倾向了致密气的开
0 前言
非常规天然气是指储藏在地质条件复杂的非常规储层中的天然气，在中国最具发展前景的有 3 种: 致密砂岩气( 简称致密气) 、页岩气和煤层气。目前最具开发热度的是页岩气，但我国页岩气的地质条件与地面条件与美国有很大的不同，开采技术很难照搬或复制，想要在短时间内进行大规模的开采是不 现实的。而煤层气自 20 世纪 90 年代开采以来效果并不理想[1]。近年来 “三低”油气藏开发技术的不断进步和非常规连续型油气聚集理论的创 新，推动了我国致密气的不断发展。随着页岩气 “十二五”规划的发布，致密气的开发前景逐渐
采。
1 致密气的概念、开发、储藏
1.1 致密气的概念
20 世纪 70 年代美国联邦能源管理委员会的定义，即将地层条件下渗透率小于 0.1×10 3μm 2 （不包含裂缝渗透率）的砂岩储集层中的天然气定义为致密砂岩气，一般情况下没有自然产能或自然产能低于工业标准，需要采用增产措施或特殊工艺才能获得商业气流，并以此作为是否给予生产商税收补贴的标准。国内对于致密砂岩气藏地质评价标准的研究也有较长的历史，并逐步达到统一。2011 年经国家能源局颁布实施中国第一个关于致密砂岩气的行业标准（SY/T6832-2011）[3]。
致密气是三大非常规气（致密气、页岩气、煤
层气）之一。自从在 20 世纪 60 年代，我国于四川盆地发现致密气以来，一段很长时间内致密气勘探开发进展缓慢，主要原因是当时“重油轻气” 政策、 技术、 市场等条件制约。但是随着近年来，随着国家对于清洁能源的需求量不断增大，勘探出致密气藏越来越丰富的同时（据估计我国致密气技术可采资源量为10万亿m3左右，目前累计探明率仅 18% ），让我们看到致密气开发潜力的广阔前景，而勘探开发技术的更新使我们对开采致密砂岩气这一巨大资源提供了更多的可能，描述了致密气作为非常规气，具有大面积连片分布、不存在气水界面、气藏边界不明显的分布特征。我国独特地质条件决定了致密气等非常规天然气资源较常规天然气更丰富，发展潜力更大。新形势下加快开发利用致密气等非常规天然气资源对我国天然气工业的发展和经济社会的运行具有重大战略意义[1-2] 。 1.2 致密含气砂岩的成因及特点
沉积作用和成岩作用是导致形成致密含气砂岩的主要原因。常规致密砂岩气藏是烃源岩排烃高峰期时储层为常规储层，储层孔隙较大，其成藏机理同常规气藏，即天然气由扩散作用从源岩层运移到储集层，在储集层中通过裂缝、断层等优势运移通道在构造、岩性等圈闭中聚集成藏。由于重力分异作用形成上气下水的形态。之后由于成岩作用和构造挤压等使储层致密化，形成致密砂岩气藏。
致密砂岩气藏沉积物颗粒混杂，分选差，孔喉细小，比表面大，渗透率低。并且其含水饱和度高，可动流体饱和度小，气体相对渗透率低；致密气层非均质性强，岩性不稳定，井间小层对比困难。而致密气分布隐蔽，一般的方法很难将其勘探出来，气体驱替压力高，存在启动压力现象。气水关系复杂，有明显的气水倒置现象，所以其勘探开采构成了一定的难度[5]。
1.3我国致密气的分布和开发现状
我国致密气开发始于 20世纪70年代，但受 “重油轻气”思想和技术条件的制约，发展较为缓 慢。我国致密砂岩气藏主要分布(见图 1)在陆上含煤系地层的沉积盆地中(斜坡区和山前构造带)，具有分布广、类型多、源储一体、大面积分布的特点。
图 1 中国致密砂岩气藏分布
截至 2010年，已在四川、鄂尔多斯、柴达木、渤海湾、松辽、塔里木、吐哈等10余个盆地发现具有形成致密砂岩气藏的有利地质条件，其中以四川和鄂尔多斯盆地的储量较为丰富[5]已形成了苏里格气田、榆林气田、大北气田、大牛地等 15个气田，2011年的年产量达185 ×10 8 m 3 ,其中储量和产能最大的气田— — 苏格里气田年生产能力已达到了 160 ×10 8 m 3 [4]。
图 2 中国常规天然气资源量与非常规天然气资源量对比
2 适用于致密气的钻井技术
2. 1 水平井
水平井既能降低费用又能最大限度采气［5］
。可使气田井数减少50% ～80%，同时使气藏接触面积最大，穿过不同目标层，提高天然裂缝潜力。目前有 3 种方法钻水平井:旋转和滑动钻井、 连续油管钻井、旋转导向系统(RSS)。旋转和滑动钻井钻时长、 钻头磨损不均匀，连续油管和 RSS 联合使用可以使井筒光滑、保持井眼稳定性、有更高的成功率。新技术的发展使水平井成为致密气开采最为经
济有效的方法［6］
。 2. 2 定向井
致密气藏应用定向井的原因包括: ①致密气藏
一般为多层气藏，垂直渗透率低，水平井效果不好;②钻垂直段可以通过测井获得产层和储量信息;③致密气藏垂直井水力压裂成功率高于水平井或斜井。在美国 Pinedale、 Jonah 及 Natural Buttes油田， 定向井技术被广泛用于致密气开采。对Pinedale 油田，怀俄明环保局预计定向井技术相对其他技术能够减小对环境的影响达 50% ～ 90%。定向井技术对于环境保护要求严格，在极地恶劣环境、地面设备安装困难等地区具有良好的推广应用价值。
2. 3 多分支井
多分支井的目的在于获得最大油气藏接触面积，减小对环境的影响。多分支井作为一种开发低 渗透油气藏和老油田的钻井方法， 在国外得到大力
发展和广泛应用的原因是［7］
:①开发低产油田降 低生产综合成本、 提高单井产量;②开发成熟油田或枯竭油气藏可延长油井使用寿命、 节省投资;③适合海上钻井或具有深产层井;④实现一口井开发多套油层。多分支井开采致密气可降低经济风险及单位技术成本并能提高致密气藏采收率。国外代表性的多分支井技术是哈里伯顿多分支井技术，目前有 4 种多分支井系统[8] 。①Mill-Rite Milled Exit 系统:用于老井或新井，具有精确的深度和方位控制及较低的费用;②IsoRite 隔离完井系统:专门用于需要重新通过钻井来获得分支的井;③FloRite 系统:用于交界处需要完全压力隔离的井;④StacRite 多分支井系统:对新井适用，设备要求和作业流程最小。 2. 4 小井眼技术
小井眼指完井井眼尺寸小于 152. 4 mm 或全井 60%以上井眼尺寸为 152. 4 mm。优点主要体现在井场占地面积小、钻井设备轻、工作量少、只需常规钻井 1/3 的工作人员、节约钻井成本 15% ～
40%。在低渗透、 致密气藏适合进行小井眼钻井［9］
。近年来，随着油气生产费用的上升以及油气生产不断向边远地区扩展和钻井技术的发展，小井眼井的
优越性更为显著 ［10］
。 2. 5 连续油管钻井
该技术用连续油管代替标准的连接套管，利用
井下马达驱动钻头旋转［11］
。连续油管单元包括 4部分:绞车、注入头、供电部分、操作室。该技术的优点是钻井部件可以快速调动、减小非生产时间、安全、对环境影响小，而缺点是受深度和连续油管 尺寸限制存在相关机械问题。目前在致密气田仅用于重新钻井和侧钻， 在多层和高度衰竭致密气藏
最具应用潜力［12］
。
2. 6 套管钻井
利用油田套管作为钻井管柱，钻井和下套管同 时完成［13］
。与常规方法不同之处在于钻铤不提供钻压、 管柱连接不同， 套管钻井应用堆垛连接， 包括转矩环或耦合连接。钻机最重要的部件是套管驱动系统， 目前主要应用 2 种系统:威德福的旋转 管传递扭矩系统和德士古可回收井底钻具组合+马达驱动常规钻头 + 井下扩眼系统。该技术可以减少漏失和卡钻， 提高钻速及气体产量。主要在美国、 加拿大、泰国湾、巴西等地应用。 2. 7 控压钻井
空压钻井技术实际上是介于平衡钻井与近平衡钻井之间的一种钻井技术如图3。
图3 空压钻井示意图
应用控压钻井技术可在井筒作业范围内精确控
制环空压力变化［14］
，分为消极控制和积极控制。 消极控制应用基本配置应对钻井问题;积极控制通 过整个井的设计(套管、油管、流体)来精确控制井 筒压力。优点是减小漏失、减轻井筒稳定性问题、 避免气体或液体如二氧化碳、 硫化氢运移到地面， 缺点是费用大、 需要特殊工具及对钻井人员的培 训。
2.8 FDP 快速钻井工艺
快速钻井的工作流程如图4所示。把钻井系统能量消耗的实时数据分析与结构化方法结合，更好地制订计划和设计，确保高效、快速钻井。适用于各种地质情况，深井、浅井，直井、大角度井。已广泛用于得克萨斯南部、中东、澳大利亚和俄罗斯等地。对于一口井给定层段，钻速提高近 20%，对于一口井钻速提高近 35%
图 4 快速钻井流程示意图
3我国致密砂岩气资源及开发现状
3.1 致密气气藏资源
我国致密砂岩气具有巨大的资源潜力和可观的
规模储量，可采资源量为（9～12）×10 12 m 3[9.10] ，已成为中国新增探明天然气地质储量的重要组成部分，截至 2011 年底累计探明和基本探明致密砂岩气地质储量超过 4×10 12 m 3 ，主要分布于鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地。东部断陷盆地、
准噶尔盆地南部地区和吐哈盆地均有发现［ 9-11 ］
。 东部的松辽盆地为断陷盆地，构造运动比较剧烈，但是深层经常“断而不破”，保存比较完整的局部构造，有利于深盆气藏的形成；中部的鄂尔多斯盆地构造简单稳定，先期生成的深盆气藏虽然后期受到改造，但是影响较小；南部的四川盆地成藏过程比较复杂，早期以常规气藏聚集，后期储层致密化作用形成致密气藏，构造运动又改造致密储层，形成裂缝型气藏；西部塔里木盆地库车地区深层白垩系致密气资源潜力大，是增储上产的重要地区，塔里木盆地东部志留系致密砂岩普遍含有大量的天然气；西部准噶尔盆地准南坳陷的侏罗系地层经历了早期深盆气聚集、晚期深盆气破坏调整的过程。中国在 20 世纪 80 年代即开始探索致密砂岩气的开发利用 [9] ，主要针对川西地区， 目的层包括三叠系须家河组和侏罗系 2 套层系。20世纪90年代中期开始，鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探取得重大突破，先后发现了乌审旗、榆林、米脂、大牛地、苏里格、子洲等一批致密气田。“十一五”以来随着一批大面积分布的中低丰度致密砂岩气藏的发现和压裂工艺技术的突破，孔隙型致密砂岩气获得工业气流，储量和产量快速增长，尤其是苏里格地区致密气2011年年产量已超过100×10 8 m 3 ，带动了中国致密气领域的快速发展。
图5 常规与非常规油气聚集类型分布
3.2目前国内开发技术
致密气开发一般是利用钻井和测井资料对致密砂岩储层的岩石物理特征进行三维地震数据来确定
致密砂体的分布,分析气配置关系识别深盆气藏［15］
。我国致密气发育的盆地以陆相与海陆过渡相为主，在致密气勘探方面主要是依靠对构造、圈闭及后期演化的研究，开采技术理论研究起步晚，以借鉴国外直井、丛式井和水平井分段压裂技术为主。因此，需加快理论先行步伐，进行探索致密气开发技术的先导性试验，总结出一套适合我国地质和地面条件特点的技术和方法。目前致密气开发的主要关键技术包括储层评价技术， 气藏描述技术，优化布井技术，储层压裂技术，钻井和完井技术，控水和排水技术等。 3.3气藏测绘技术
气藏描述，即精细气藏地质描述，是对气藏进行三维空间的定性、定量描述和评价预测的一种综合技术。目前已发展成以三维地震技术为主的储层预测和提高气-水识别精度的气藏描述技术。该技术系列包括构造描述技术、波阻抗反演储层预测技术、地震属性分析技术、频谱成像技术、三维可视化技
术、地震叠前反演技术等，通过这些技术应用使高效井钻井成功率明显提升。裂缝预测技术的广泛应用对井位优化起到了关键作用。主要有岩心裂缝描述、测井解释、有限元数值模拟、地震相干属性分析，地震衰减属性分析，分形气层检测技术等。
裂缝预测技术的广泛应用对井位优化起到了关键作用。主要有岩心裂缝描述、测井解释、有限元数值模拟、地震相干属性分析，地震衰减属性分析，分形气层检测技术等。
图6裂缝平面展布及粘土矿物分布叠合图
图7 裂缝平面展布含气饱和度分布叠合图
3.4优化布井技术
结合了地震、地质、测井和气藏工程等多学科， 旨在提高储量动用程度和气井成功率的一门综合技术。主要包括井位优选、井眼轨迹设计和井网优化 3 方面。根据地质特征，我国致密砂岩气藏可分为 3种类型:透镜体多层叠置致密气、多层状致密砂岩气和块状致密气。对于第一类致密砂岩气藏，优化加
密井网可大幅提高气藏采收率［12］
。但加密井网需满足 2 个条件，即井间无干扰，有效泄油面积小于井网控制面积。具体步骤为:1)根据地质模型约束井距设计;2)试井评价泄压范围进而优化井距;3)干扰试井， 验证井距;4)数值模拟，对区块井网部署进
行优化;5)经济评价约束经济极限井距［16］
。在苏里
格气田，通过井位优化，高效井的比例显著增大，且储量动用程度提高 10%。 3.5 储层压裂技术
对于致密砂岩油藏，加砂压裂是改造储层和提高单井产量的重要措施。国外致密气储层压裂技术主要经历的 5 个发展阶段:1)单层小规模压裂技术阶段(20 世纪 80 年代以前);2)单层大型压裂技术阶段(20 世纪 80 年代以后);3)多层压裂、分层排液技术阶段(20 世纪 90 年代);4)多层压裂、合层排采技术阶段(2000 年以后);5)水平井分段压裂技术阶段(近期)。
我国致密气储层压裂技术的发展历程与国外大致相同，即历经了酸化/小规模笼统压裂、大规模压裂探索、单层适度规模压裂、直井多层分压合采压
裂、水平井多段、直井多层压裂 5 个发展阶段［17］
。整体是以对地层伤害小、提高裂缝导流能力为方向和目标。目前虽初步形成了相应的技术，但仍处于技术攻关和完善阶段。
大型压裂技术最早由美国20世纪80年代开发，即支撑裂缝大于300m，加砂规模大于100m 3 以上的压裂。进行大型压裂的储层必须具备以下特点: 1）气测渗透率小于 0.1mD；2）砂层厚度大于 20m；3）砂体在平面上分布稳定；4）砂体展布方向与人工裂缝方向一致。大型加砂压裂是增加人工裂缝半长，延长气井采气寿命，提高开采效益的重要手段。采用“大液量、大排量、大砂量、小粒径、低砂比、段塞及连续加砂相结合”的体积压裂模式，不仅能应对储层复杂的微细裂缝，还能尽可能形成较长的水力裂缝，力求与储层天然裂缝连通，提高裂缝对储层流动区域的控制范围，增加改造体积，从而获得增产，提高最终采收率。如果设计的压裂液粘度足够低，施工的排量足够大，施工时的净压力足够高，就可能实现全缝长范围内的多裂缝系统。另外人为的制造端部脱砂，不断在地层内蹩开新缝，也能实现体积压裂。就具体措施而言主要分为以下几
种：
①通过“低砂比、大液量、大排量”等技术措施增大波及体积；
②以粘度较低的滑溜水造造多缝，采用低粘压裂液携砂对裂缝进行充填；
③滑溜水+低粘压裂液多段塞模式注入； ④现场实时掌控，形成端部脱砂产生多缝；
⑤通过酸液、小粒径陶粒降低施工风[18]。
我国致密气开采装备技术现状及发展趋势
