中國致密砂巖氣開發現狀與前景展望

賈愛林 位云生 郭 智 王國亭 孟德偉 黃蘇琦

中國石油勘探開發研究院

0 引言

致密砂巖氣（以下簡稱致密氣）是目前開發規模最大的非常規天然氣之一。1980年，美國聯邦能源管理委員會將地層滲透率小于0.1 mD的砂巖氣藏（不包含裂縫）定義為致密氣藏，并以此作為是否給予生產商稅收補貼的標準。根據我國石油天然氣行業標準（致密砂巖氣地質評價方法，SYT 6832—2011），致密氣是指覆壓基質滲透率小于等于0.1 mD的砂巖氣層，單井一般無自然產能或自然產能低于工業氣流下限，但在一定經濟條件和技術措施下可以獲得工業天然氣產量。

美國是全球致密氣工業發展最早、開發利用最成功的國家，其致密氣藏具有氣層厚度大、豐度高且多含凝析油的特點[1-2]，氣井最終累計產氣量高、開發效益較好。我國致密氣也具有巨大的資源潛力和可觀的規模儲量，主要分布于鄂爾多斯、四川、松遼、吐哈等沉積盆地，其中鄂爾多斯盆地是我國最大的致密氣生產基地。我國致密氣藏主體以大面積、連續分布為主，以鄂爾多斯盆地蘇里格氣田、神木氣田、大牛地氣田、延安氣田等為代表；也存在部分以構造控制為主的致密氣藏，以四川盆地上三疊統須家河組氣藏、吐哈盆地巴喀氣藏為代表[3-4]。

經過近20年的努力，我國致密氣開發取得了巨大成就，建成了我國產量規模最大的氣田——蘇里格氣田，并形成了致密氣藏低成本開發技術系列[5-6]。

1 致密氣資源分布概況

致密氣藏廣泛分布于世界各大含油氣盆地中，全球發育致密氣的盆地約70個，總資源量210×1012m3，剩余技術可采資源量約81×1012m3。亞太與美洲地區是致密氣分布的主要地區，超過全球總資源量的60%（圖1）。由于致密氣藏的特殊性，目前采收率多介于30%～50%，均遠低于常規氣藏。致密氣藏采收率低受多種因素影響，主要原因包括宏觀和微觀兩個方面：①宏觀上致密氣藏有效砂體呈孤立狀非均勻分布，儲量的動用程度主要受控于井網密度，無論井網密度多大（目前全球最大井網密度16口井/km2），仍有部分儲量難以充分動用；②微觀上致密儲層孔喉細小，相當比例的天然氣儲存于納米級儲集空間或非連通孔隙中，該部分氣體難以產出。

圖1 全球致密氣資源量與剩余技術可采資源量分布圖

我國致密氣廣泛分布，各大盆地中均有發育，但分布極不均衡。根據中國石油第四次油氣資源評價結果，我國陸上致密氣總資源量21.85×1012m3，其中，鄂爾多斯盆地上古生界13.32×1012m3，占總資源量的60%以上，四川、松遼、塔里木盆地均超過1.00×1012m3，其他盆地零星分布（表 1）。

表1 我國陸上致密氣資源量、探明儲量與產氣量表

截至2020年底，我國陸上致密氣探明地質儲量5.49×1012m3，探明率僅為25.1%，仍處于勘探早中期，探明儲量具備進一步增加的潛力。2020年我國致密氣產量達470×108m3，占全國天然氣總產量的24.4%，其中，鄂爾多斯盆地430×108m3、四川盆地35×108m3、松遼盆地 5×108m3，鄂爾多斯盆地致密氣產量超過全國致密氣總產量的90%，是我國當前致密氣開發的核心區，未來也將是致密氣開發的主力區（表1）。

2 致密氣開發歷程

全球致密氣勘探開發始于20世紀70年代[7]。首先是儲層改造技術的突破與規模化應用使致密氣工業化開發成為可能，開發進程快速推進；其次，鉆完井與儲層改造技術的持續進步使投資成本大幅下降，致密氣的效益開發得以實現。直井多層、水平井多段儲層改造技術的不斷創新與突破極大地釋放了致密氣產能，提高了氣井最終累計產氣量，助推了全球致密氣產量的快速攀升。美國、加拿大、中國、委內瑞拉、澳大利亞、墨西哥、阿根廷、印度尼西亞、俄羅斯、埃及、沙特阿拉伯等十多個國家均進行了致密氣開發嘗試，但受資源、技術、市場與成本等諸多因素的影響，目前實現致密氣開發最成功的國家為美國、加拿大與中國，我國位居世界第三大致密氣產氣國[8-10]（圖2）。

圖2 世界致密氣主要生產國2020年產氣量對比圖

美國致密氣規模化開發始于20世紀70年代，在政策扶持下致密氣產量快速上升，從1990年的600×108m3增 長 到 2008 年 的 1 956×108m3（ 圖 3）。美國致密氣主要分布于圣胡安、棉花谷、皮申斯、二疊、尤因塔及綠河等盆地[11]。雖然北美不同盆地致密氣特征有所差異，但其共同特征是氣層厚度大、儲量豐度高、穩定分布、裂縫相對發育、含氣飽和度較高等（表2）。甜點區與裂縫發育區、高儲層物性區密切相關，總體表現為自然產能低、井控面積小、產量遞減快、單井EUR低、低產期長等特征。

圖3 美國歷年致密氣產量圖

表2 北美與我國典型致密氣藏特征對比表

我國致密氣的開發探索也始于20世紀70年代，1972年首次在四川盆地川西北地區的中壩氣田上三疊統須家河組二段氣藏進行致密砂巖氣藏開發[12]，之后在其他含油氣盆地中也發現了多個小型致密氣田。由于當時缺乏對致密氣開發的認識和儲層改造的手段，主要是借鑒低滲透氣藏的開發技術對策，僅在天然裂縫較為發育的井區獲得少量工業產量，如川中廣19井，35年累計產氣量達到3.02×108m3。直到21世紀初，我國致密氣開發仍僅限于少量區塊，未形成規模產能。2000年，鄂爾多斯盆地上古生界蘇6井試氣獲得120×104m3/d的無阻流量[13]，從而發現了蘇里格氣田，這一發現是我國致密氣勘探開發歷程中的標志性事件，從此致密氣作為一種重要的氣藏類型步入了我國天然氣開發的歷史進程。

2000—2005年，中石油緊密圍繞蘇里格氣田的效益開發，制訂了“面對現實，依靠科技，走低成本開發路子”的開發策略，系統開展了關鍵開發技術攻關，形成了系列開發配套技術，確定了關鍵開發指標體系，從而推動了蘇里格氣田的快速上產，促進了我國第一大氣田的規模效益開發。2006年以來，我國致密氣開發形成了鄂爾多斯盆地快速上產、其他盆地不斷突破的格局，四川盆地三疊系須家河組、吐哈盆地侏羅系八道灣組、松遼盆地白堊系登婁庫組陸續取得進展。目前致密氣已成為我國產氣量最大的氣藏類型，2020年陸上產氣量達470×108m3，但各盆地產量分布不均衡，呈現出鄂爾多斯盆地獨大的局面，其產氣量超過我國致密氣總產量的90%。

3 我國致密氣開發技術系列

經過20年的持續攻關，我國不僅實現了致密氣的規模效益開發，形成了系列關鍵開發技術，而且創建了典型的“蘇里格模式”[14-15]。結合致密氣藏的開發階段，在不斷完善現有開發技術手段的同時，積極探索整體提升開發效果系列技術，形成了可適應開發評價階段和開發調整階段的核心技術系列[15]。

3.1 開發評價階段中的關鍵技術

氣藏開發評價指在發現氣藏并提交了一定的探明儲量后，為推進氣田開發而進行的研究工作，包括儲層地質研究、開發指標論證、工藝技術試驗分析等，對于超大型或開發風險較大的氣藏，還包括進行開發先導試驗，最終編制氣藏開發方案并實施。

3.1.1 有效儲層成因單元確立與富集區優選

常規砂巖氣藏儲層物性好，氣水界面之上砂巖儲層（包括含礫砂巖、砂礫巖及粉細砂巖等）基本都為有效儲層，其沉積體系研究開展至微相級別即能滿足氣層劃分與生產需求（如塔里木盆地克拉2氣藏、鄂爾多斯盆地榆林氣田山2段氣藏等）。但致密砂巖物性總體較差，僅物性較好的部分砂巖可形成有效儲層，這一部分可能對應微相，也可能對應微相內部的巖相單元，因此需開展更為精細的巖相研究才能確定有效儲層的成因與控制因素。蘇里格氣田盒8、山1段目的層主體為辮狀河沉積，沉積微相類型為心灘和辮狀河道。結合巖心、測井、生產動態等多種手段，動靜態結合確定有效儲層（產層），在此基礎上對有效儲層開展成因單元研究，結果表明：有效儲層主要為心灘中下部、辮狀河底部的中粗粒巖相部分，形成于強水動力沉積環境下。有效儲層厚度僅占砂體厚度的約1/3，空間上分散分布，剖面上呈現出“砂包砂”的二元結構（圖4、5）。國內外相當一部分致密氣田都表現出砂體大面積分布而有效儲層分散分布的特征[16-18]。

圖4 有效儲層沉積微相與巖石相圖

致密氣藏表現出大面積廣泛分布的特征，但平面上存在一定的差異性，部分地區致密氣呈現出層數多、厚度大、儲層豐度高的特點，即所謂的“甜點區”。受開發技術的限制與開發成本的制約，一般選擇致密氣富集區進行優先開發[19-20]。富集區的形成受沉積體系控制和影響，河道體系的主體帶與沉積環境的轉折帶最為發育，因此建立沉積模式、開展沉積微相分布研究是致密氣開發重要的基礎地質工作之一（圖6、7）。緊密結合沉積儲層研究和與地球物理認識，可準確落實富集區分布，有效降低開發風險。基于上述技術方法，在蘇里格氣田優選出Ⅰ＋Ⅱ類富集區2.01×1012m3，在氣田產能建設中發揮了巨大作用（圖8）。

圖5 致密氣典型氣藏剖面圖

圖6 致密氣富集區平面分布圖

圖7 辮狀河體系發育模式圖（據賈愛林等）

圖8 蘇里格氣田天然氣富集區分類圖（2021年）

3.1.2 開發指標評價

致密氣開發指標基本由單井、區塊、氣田三級單元構成，且不同單元的評價重點也各不相同。

3.1.2.1 單井指標

單井指標是致密氣最為基礎、最為重要的指標，其中主要包括氣井分類、單井初始合理產量、不同類型井的比例及平均單井EUR等參數。在蘇里格氣田開發早期，基于地質分析法、生產動態評價法、產量遞減法、采氣指示曲線法等系統開展致密氣井單井指標研究，基本確定了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三類氣井各約占總井數的1/3、直井平均單井合理配產1×104m3/d、井均 EUR 2 248×104m3等關鍵開發指標（表 3）。蘇里格氣田近20年的開發實踐表明，目前約1.6×104口氣井的實際生產特征與早期確立單井指標非常吻合。

表3 蘇里格氣田直井分類標準表

3.1.2.2 區塊與氣田開發指標

單井指標確定是區塊與氣田開發指標的基礎，對于區塊和氣田而言，重要的開發指標包括產量規模與遞減率。區塊合理開發規模需根據區塊面積、富集區儲量與面積、合理井網、最大鉆井數、穩產期的要求等來確定，區塊遞減率則結合不同類型氣井、不同時間投產氣井的遞減率按比例權重計算得到。氣田開發規模由區塊開發規模同年份疊加而成，氣田遞減率則基于多個區塊遞減率按產量權重計算得到（表4）。

表4 蘇里格氣田遞減率表

3.1.3 井網井型優化

因儲層地質特征的差異，致密氣開發的井網井型與頁巖氣存在明顯差異[21-23]，頁巖氣主體層突出且穩定展布，水平井多段壓裂是實現頁巖氣有效開發的關鍵技術，而致密氣縱向上發育多個有效儲層且橫向變化快、非均質性強，局部主力層發育，其開發井型的選擇尤為關鍵。全球致密氣田的開發中直井與水平井都不乏開發成功的范例，但水平井開發應重點考慮以下因素：①主力層發育且儲量集中度超過75%；②水平井開發的層段易于識別與控制；③除了考慮單井的開發指標，還要兼顧氣藏的總體開發效果，尤其應重視采收率。結合蘇里格氣田儲層地質特征，確定了以直井為主、水平井適當部署的技術思路，當前水平井約占總開發井數的12.5%。致密氣開發井網主要指井網密度，一般采用每平方千米直井的開發井數確定（水平井可按直井折算，如1口水平井可折算3口直井）。有效儲層的規模尺度、連續性與連通性是確定合理開發井網密度的關鍵地質參數。開展井網加密試驗有助于上述地質參數的獲取，蘇里格氣田開發過程中開展了多期井網加密試驗，為合理井網密度的確定提供了有效支撐（圖9、表5）。系統論證結果表明，蘇里格氣田開發井網密度具備從目前2口/km2主體開發井網密度提升至4口/km2的潛力。

表5 歷年蘇里格氣田整體開發方案及關鍵指標表

圖9 蘇里格氣田中區蘇14區塊南部加密試驗區參數圖

3.1.4 儲層改造

對致密氣藏進行儲層改造是獲得工業氣流的關鍵，得益于非常規油氣藏開發規模的不斷擴大，儲層改造技術快速發展，主要包括直井多層、水平井多段壓裂改造技術。蘇里格氣田水平井改造工藝已由早期的水力噴射、裸眼封隔器分段壓裂升級為固井完井橋塞分段壓裂，提高了段間封隔有效性，增大了儲層改造體積。地質、工程雙“甜點”的緊密結合，可有利于優化布縫位置、縮短裂縫間距，使水平井改造效果得到顯著提升。因此加強地質、工程一體化研究，緊密結合三維地震刻畫主力儲層的空間展布、精細描述儲集體及圍巖的巖性、物性、含氣性及脆性，緊密結合經濟因素、優化射孔段及儲層改造規模，是實現儲層改造效果的提升有效手段[24]。

3.1.5 開發方案優化

致密氣有效砂體規模普遍較小、井間連通性差，有效儲層物性差，一般情況下相鄰井僅局部有壓力傳導或沒有壓力傳導，單井泄壓范圍0.10～0.40 km2，平均僅為0.24 km2。常規氣藏儲層連通性好，開展數值模擬研究可有效預測方案指標。對致密氣藏進行數值模擬研究的則意義不大，僅需對單井生產動態進行準確模擬，并形成可代表該氣田特征的典型生產曲線，采用單井指標疊加的方法確定氣田的關鍵開發指標，進行開發方案優化設計。上述技術方法首先在蘇里格氣田開發方案的編制中得到應用，并在中石油長慶油氣區塊獲得廣泛推廣，比國外采用相關技術早了近10年。

3.2 開發調整階段中的關鍵技術

氣田開發調整是指開發方案實施之后，針對開發過程中暴露的問題和矛盾，通過地質特征再認識、結合開發動態分析、開發效果和開發潛力評價，對氣田開發層系、井網井距井型、開發方式、開發指標及開發技術政策等進行相應調整，氣田開發調整階段的核心是提高采收率[25-27]。常規氣藏氣井穩產能力通常較強，氣藏整體可維持幾年甚至十幾年的穩產，開發方案實施后不需新增鉆井，致密氣藏由于有效儲層連通性差、泄壓范圍有限，氣井投產后即開始遞減，評價階段與開發調整階段緊密交叉，需邊開發、邊調整。

世界主要致密氣田的初次采收率為20%～35%，初次采收率偏低受技術條件、地質認識、經濟環境等多方面因素的影響。井網對儲量的控制程度不足是導致初次采收率偏低的重要原因。結合致密氣藏開發特征，明確了開發調整階段的主要技術手段及開發效果。研究結果表明，井網優化與加密是提高采用率最主要的技術手段，數值模擬、加密試驗區解剖等論證結果表明該方法可提高采收率10%～20%，此外查層補孔、老井側鉆、二次壓裂、排水采氣、增壓開采等也是氣田開發調整階段提高采收率的有效技術手段（圖10）。基于上述開發調整系列技術，可將蘇里格氣田致密氣采收率由初期的32%整體提高到50%以上，已在多個密井網開發先導試驗區得到驗證，未來值得進一步推廣。

圖10 致密氣提高采收率效果圖

4 我國致密氣開發前景

截至2020年底，我國天然氣累計探明地質儲量17.2×1012m3[28]，其中致密氣探明儲量 5.49×1012m3，占總探明儲量的32%。近10年來，致密氣占天然氣總探明儲量的比例不斷增加（圖11），但與致密氣資源量相比探明率仍然偏低，仍具有較大的增長潛力與空間。

圖11 中國歷年新增天然氣、致密氣探明儲量圖

截至2020年底，我國開發已動用的探明致密氣儲量 2.39×1012m3，剩余未動用儲量 3.10×1012m3，儲量動用率為43.5%，與常規氣藏68.9%的儲量動用率相比，明顯偏低[29]。展望我國致密氣發展前景，未動用探明儲量的接續動用、已動用探明儲量挖潛、新增探明儲量有效開發是確保我國致密氣中長期發展3個重要方面[30]。

已探明剩余可采儲量是致密氣持續上產與穩產的現實資源基礎，探明已動用儲量按照采收率50% 計 算，則可采儲 量 規 模 為 1.20×1012m3，目前已采出0.44×1012m3，探明已動用剩余可采儲量為 0.76×1012m3；探明 未動用儲量 3.1×1012m3，按采收率35%～40%計算，探明未動用可采儲量(1.09～1.24)×1012m3。致密氣已探明剩余可采儲量共計 (1.86 ～ 2.00)×1012m3，具備 2030—2035 年上產至800×108m3并穩產10年以上的資源基礎。

根據中國石油第四次資源評價結果，我國致密氣探明率處于偏低水平（僅為25.1%），與成熟探區50.0%左右的探明率相比具有進一步提升的空間。預測未來我國致密氣的可新增探明儲量5×1012m3，主要集中在鄂爾多斯盆地和四川盆地。未來新增探明儲量是確保我國致密氣進一步穩產的資源基礎，按采收率30%～35%計算，新增探明部分的天然氣可采儲量介于(1.50～1.75)×1012m3，可支撐我國致密氣(700～800)×108m3年產規模并持續穩產至2050—2060年。

5 結論

1）致密氣作為非常規天然氣的重要類型之一，廣泛分布于世界各大油氣盆地，總資源量210×1012m3，其中亞太與美洲地區資源量最為豐富，超過全球總資源量的60%。我國致密氣資源較為豐富，約占全球資源量的10%，但分布極不均衡，鄂爾多斯盆地是我國致密氣分布的主體。

2）得益于儲層改造技術的突破和開發成本的下降致密氣規模效益開發快速推進。美國、中國與加拿大是致密氣開發最成功的國家，美國致密氣年產量連續 20年超過 1 000×108m3，我國致密氣產量從2006年快速上升，2020年達470×108m3，并建成了全國最大的氣田——蘇里格氣田。

3）經過20年的技術攻關與開發實踐，我國創新形成了針對自身致密氣特點的開發技術系列，可將我國致密氣開發劃分為開發評價和開發調整兩個階段：①評價階段的關鍵技術包括有效儲層成因單元確立與富集區優選技術、開發指標評價技術、井網井型優化技術、儲層改造技術、開發方案優化技術等；②開發調整階段的核心是提高采收率，井網優化與加密是提高采用率最主要的技術手段，可提高采收率10%～20%，查層補孔、老井側鉆、二次壓裂、排水采氣及增壓開采也是有效的技術手段。

4）我國致密氣今后仍具有較大的上產潛力與發展前景，未動用探明儲量的接續動用、已動用探明儲量挖潛、新增探明儲量有效開發是保障我國致密氣中長期發展的3個重要方面。已動用探明儲量挖潛、未動用探明儲量開發可支撐我國致密氣年產氣量峰值(700～800)×108m3，達峰時間介于2030—2035年，穩產超過10年。新增探明儲量的開發將進一步支撐我國致密氣產量穩產至2050—2060年。