作者：郭平,张茂林,黄全华,刘启国等
出版社：石油工业出版社
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低渗透致密砂岩气藏开发机理研究试读：
前言
1232008年世界天然气剩余探明储量177.10×10m（据OIL and GAS，2008年12月22日），并且随着勘探的力度加大，天然气的储量123还可能大幅提升。中国天然气资源量为56×10m，目前只探明14%，还有86%的天然气有待勘探发现，就目前发现的天然气储量中，大部分是低渗透致密气藏，由于低孔、低产、低渗透的特点，经济效益低下，不少气藏处于经济效益边沿或没有开发价值而无法有效动用。
近年来，随着对低渗透致密气藏的认识加深，已建成投产一批低渗透气田如苏里格、大牛地、四川须家河等，但对一些机理问题的研究还处于探讨和争论之中，一些生产现象无法得到合理的解释：如一些学者认为无论渗透率高低均不存在应力敏感，也有学者认为渗透率越低应力敏感对生产影响越大；低渗透气藏气井没有明显的水层和水体，但仍能出水这一生产现象的合理解释；一些学者认为低渗透气藏气体流动时存在启动压力，而另一些学者认为气分子小，容易流动不存在启动压力；有人认为滑脱效应造成低压下气体渗透率增加，有利于气藏采收率提高，也有人认为在实际生产过程中滑脱效应根本不可能存在；还有人认为低渗透气藏单相气体很难渗流，如果是凝析气藏相应的凝析油污染很严重，这些机理问题在生产中的表现往往是很难分开的，如气井产量递减快的原因可能是上面多种原因综合作用的结果，但这些机理问题直接关系到井网、生产压差、配产、采气速度等技术政策的确定，本书的编写目的不是介绍如何在生产现象中区别哪种机理对生产影响更明显，而是分析各种机理对气田开发过程有何种影响，从而为生产动态分析提供理论依据。作者长期从事气田开发的研究工作，对国内的主要低渗透气田均开展过研究，在长期研究的基础上对低渗透气藏的启动压力、应力敏感、可动水、凝析水污染、凝析油污染、滑脱效应等相关的机理研究成果进行总结，希望能给同行研究提供参考。在这些机理问题研究中，由于现有技术与水平的限制，一些观点仍待大量研究证实，请读者批评指正。
全书共分五章，第一章是概论，主要讲述低渗透致密气藏定义、分布、地质与开发基本特征和相关开发技术的发展趋势；第二章总结分析了各种机理问题：滑脱效应、启动压力、气藏可动水、应力敏感性、多孔介质中凝析油饱和度等；第三章讲述了低渗透致密气藏产能与试井中的问题：常规试井分析、考虑启动压力与应力敏感影响的试井分析；第四章讲述了低渗透致密气藏开发中的气藏工程问题：如开采速度、生产压差、层系与井网、单井控制储量、递减规律、废弃压力与采收率等基本问题，为气藏工程方案设计提供参考；第五章讲述了低渗透致密气藏数值模拟问题：分析软件适用性、考虑启动压力与应力敏感性影响的数值模拟模型，并给出了计算实例。该书采用现场、理论、实验相结合的方法研究，可作为从事低渗透致密气藏开发研究的现场技术人员、研究人员及高校研究生的参考书。
全书由郭平、张茂林、黄全华、刘启国等编著。第一章由汪周华、郭平、杜建芬编写；第二章由郭平、汪周华、张骏、黄伟岗、孙风景、李明秋编写；第三章由刘启国、钱治家编写；第四章由黄全华编写；第五章由张茂林、梅海燕编写。在多年研究过程中得到李士伦、孙良田、杜志敏教授的指导，孙雷、李闽、刘建仪也给予了大力帮助，在出版编辑过程中王娟、姜彬、蒋光迹等做了大量编辑工作，在此深表感谢。编写组2009年6月第一章 概 论
随着石油地质勘探程度的加深和油气田开发技术的提高，发现的油气田埋深逐渐加大，油气藏的渗透率和孔隙度越来越低。目前我国已发现的天然气藏大多属于中、低渗透储层，并且低渗透、特低渗透储层占了相当的比例。据统计，我国在可开采天然气资源量中埋藏深度超过3500m的低渗透致密气藏占总量的58.39%，这在很大程度上制约了我国气田的开发速度，同时随着深部油气勘探技术的发展，发现这类气藏的可能性也更大。
我国经济的飞速发展对油气的需求量越来越大，据相关部门预测，832000—2010年我国天然气需求量为（350～1200）×10m/a；而我国8383天然气产量为（350～700）×10m/a，因此供求之间存在400×10m的缺口，弥补这部分能源只有通过进口或者在气田勘探开发技术上有大的突破。由于低渗透气田开发效果和经济效益差，如何搞好这类既特殊又复杂气藏的开发与开采，改善其开发效果，对保持我国石油天然气工业持续、稳定发展和满足国民经济的增长的需要有着十分重要的意义。第一节 低渗透致密气藏的定义与分布一、低渗透致密气藏的定义
关于低渗透气田的定义，大多根据储层物性来划分，但是目前国内外尚没有统一的低渗透气田划分标准。以前关于低渗透气田的定义多参考低渗透油田标准，由于气体分子直径要比油分子小得多，气体黏度（0.01mPa·s）也远远小于原油，使气体具有吸附、渗透和扩散的特性，在地层条件下其流动应该较原油容易得多，因此相应的气体可流动的物性下限应较原油低得多。采用油藏物性划分标准，往往使得气田的流动物性界限偏高，而忽略了许多有开采价值的储层，因此有必要对气藏的可流动物性界限做相应的研究。根据我国气田开发多年的经验，借鉴国外相关研究成果已形成了以下比较一致的观点。（一）气层物性下限的确定1.渗透率下限值
在天然气藏地质研究中，人们非常注意盖层的封闭能力，1968年A.A.哈宁对不同渗透率的岩样进行气体突破压力实验，认为当岩石-32渗透率大于0.001×10 µ m时，对气体已不具备封闭能力。1987年我国长庆油田也进行了同样的系统实验，并得到同样的结论。四川研究院张大奎、周克明在三维液态逆向渗吸实验中，进行了驱替效率与时间关系的研究，结果表明，当孔隙度小于2.5%、渗透率小于0.001×-3210µ m的储层才是非产层。
R.E.杰肯斯认为，目前“经验法则”的产气层渗透率值应在-320.001×10µ m以上，而R.E.威曼建立了单相二维有限差分模型，模拟具有两层不同孔渗参数储层开采动态，结果表明从上覆厚20ft（1ft-32＝0.3048m）、渗透率25×10µ m的砾岩层中可采出下覆厚40ft、渗透-32率0.001×10µ m致密砂岩层中68%的天然气。
其他一些低渗透气藏主要有：美国丹佛盆地瓦腾伯格气田，渗透-3283率（0.004～0.006）× 10 µ m，储量308×10m，平均单井日产气3432000～3000m，压裂后可达1×10 m；美科罗拉多州密执安盆地-32Cozzette气田，砂岩储层渗透率0.0012×10µ m，单井日产气（1.7～43-33.1）×10m；加拿大埃尔坶沃斯气田，砂岩储层渗透率0.001×10µ 243m，单井日产气（2.8～5.6）×10m；我国四川九龙山气田砂岩储层-3283渗透率0.008×10µ m，储量13.6×10m，储层渗透率下限为0.002×-324310µ m，单井日产气（0.19～26）×10m；艾尔姆华士气田储层的总体物性较差，平均孔隙度为6.1%～8.6%，饱含气带的最低平均孔-32隙度仅为4%，储层平均渗透率为（0.001～1.2）×10µ m。
以上实验和实例均表明，气藏储层渗透率下限值确定为0.001×-3210µ m是有一定道理的。为了进一步说明该下限值的正确性，我们以油气在不同渗透率介质中渗流时等效渗滤系数来说明：
渗滤系数： -32
设气层K＝0.001×100µ m，r＝0.65，μ＝0.01mPa·sgg-32
设油层K＝0.1×100μm，r＝0.85，μ＝1mPa·sgg
计算气层k＝0.065 cm/minφ
计算油层k＝0.0085 cm/minφ
从以上简单计算的结果来看：尽管油、气储层渗透率两者相差两个数量级，但由于油、气黏度的不同，使其渗滤系数在同一数量级之内，因此气层的流动物性下限低于油层是必然的。
以上是储层无裂缝时的情况，当储层有裂缝时，即使储层的渗透-32率很低（小于0.001×10µ m），但是由于裂缝的存在，气井仍然可以获得较高的产量。关于此方面的实例，我们以J.P.Spivey在“致密气藏气井产量平均值的估计”所提供的资料为例；J. P. Spivey对东得克萨斯早白垩世特拉维斯峰致密气层1000口井在不同物性时的产量进行了统计分析和估计（见表1-1-1）。
研究表明：-32（1）气井渗透率下限值（无裂缝时）为0.001×10µ m，有500ft-32裂缝时则为0.0001×10µ m，与气井泄气面积无关；-3（2）气井产量明显降低的渗透率界限值，无裂缝时为0.1×10 2-32μm，有裂缝时为0.01×10µ m，且泄气面积大时会降低一个数量级。
从J.P.Spivey的研究结论可以看出，对于含有裂缝的低渗透气藏，气藏可流动物性下限与裂缝的相关物性有关。由于不同的气藏其裂缝长度不一样，因此对于这类气藏而言没有统一的标准，应结合气井的产能和地质特征综合确定。2.孔隙度下限值
储层物性孔隙度下限也是重要的地质参数。一般油气藏描述中都要研究孔隙度、渗透率关系，但由于岩石成分及成岩作用的不同，使得孔隙度、渗透率之间仅在一定地质范围内才具有相关性。在低渗透储层中有“高孔隙度低渗透率”和“低孔隙度低渗透率”两种类型。W.Spencer研究了美国西部低渗透气层物性特征后指出：二者在相同渗透率情况下孔隙度可相差三倍，“高孔隙度低渗透率”层主要是颗粒很细的粉砂岩或白垩土储层特点，这类岩层可具有较高的孔隙度，但由于孔隙尺寸很小而形成低渗透率，其孔隙以原生孔隙为主。大多数低渗透储层是由于后期成岩作用使孔隙数量减少，连通孔隙的喉道变窄造成的，这类储层很常见，也是研究气层孔隙度下限的主要对象。
J.P.Spivey根据岩心分析结果得到如图所示的孔隙度—渗透率关系曲线，如图1-1-1所示。按照前面所确定的无裂缝气藏渗透率下限-32值0.001×10µ m，可确定相应的孔隙度下限值为3.38%。表1-1-1 J.P.Spivey对特拉维斯峰致密气藏2气井产量的分析2注：1 acre＝4047m，1ft＝0.3048m。图1-1-1 特拉维斯峰致密气藏孔隙度与渗透率关系
我国许多学者也对我国低孔隙度低渗透率气藏储层孔隙度下限值进行了研究，主要有以下结果：
四川研究院根据水驱气试验确定气层孔隙度下限为2.5%；川东石炭系气田和九龙山气田根据岩心分析资料、φ-S关系曲线中的明显w拐点，分别确定孔隙度下限为2.6%和3%（见图1-1-2）。图1-1-2 四川气田φ-S关系图w
九龙山气田还利用1158块岩心资料建立了如下孔隙度和渗透率关系式：
相关系数达0.8721，当φ分别为3%和2.5%时，渗透率分别为-32-320.0015×10µ m和0.0011×10 μm。
四川研究院唐泽尧、孔金祥同志对四川碳酸盐岩气层研究后将储层分为好、中、差三类，其中差储层孔隙度φ为2.0%，渗透率K小于-320.001×10µ m。冀雾迷山组碳酸盐岩储层经研究认为φ大于3%为好储层，φ小于3%为非储层。长庆油田楠林地区上古生界气层测试表明，3当孔隙度在2.5%～4%时，仍具有一定的初产能力100～600 m/（dm），如图1-1-3。图1-1-3 陕甘宁盆地榆林地区Q-φ关系图g
上述资料表明，将气层孔隙度下限定为2.5%，渗透率下限定位-32为0.001×10μ m是合适的。此外应该强调的是由于各个气藏的储层沉积成岩条件、气体成藏条件千差万别，加上开发工艺水平及经济标准的不同、不同气藏会制定符合自己情况的下限标准，不能完全生搬硬套。但是有一个共识的标准确是必要的，在此基础上对储层物性进行分级，可使气藏类型有一个等同的对比标准，我们提出的储气物性下限标准的意义也仅在于此。（二）低渗透气藏分类
储层按物性分类国内外有许多意见（见表1-1-2），比较有代表性和使用较多的是A.A.哈宁提出的分类方案，从表1-1-2可以发现这些分类方案主要还是以原油为介质制定的，而且与本地区原油性质或沉积特点有关，但多数分类标准比较接近。表1-1-2 国内外油气储层物性分类方案
对气层来说上述分类虽然可参考使用，但对低渗透率部分就欠完整了，其指标也偏高。为了弥补这部分不足，近些年已有人在这方面做了研究，较系统的分类意见有美国Elkins及我国罗蜇潭等提出的方案（见表1-1-3）。此外，2000年，D.B.Bennion把气测渗透率低于0.5-32×10µ m的作为划分标准；2002年，Law与Curtis把渗透率低于0.1×-3210µ m的气藏划分为低渗透气藏；最近，德国石油与煤炭科学技术委员会建立新的划分低渗透气藏标准，德国石油工业目前把气体平均-32有效渗透率低于0.6×10µ m作为新的划分标准。在美国，联邦能源-32管理委员会把0.001×10µ m的地层原始气体渗透率值作为界定“致密”储层的标准。按照我国目前经济技术开发水平，根据我国标准，-32按储层物性对气藏分类如下：有效渗透率大于0.1×10µ m［绝对渗-32透率大于（1～20）×10µ m］、孔隙度大于15%为低渗透气藏；有-32-32效渗透率小于0.1×10µ m（绝对渗透率小于0.1×10µ m）、孔隙度小于10%为致密气藏。表1-1-3 致密气层物性分类意见（三）有裂缝低渗透致密气藏的定义
当气层含有裂缝时，由于裂缝的存在相应的划分标准应有所降低。Spivey研究了东得克萨斯特拉维斯层近120口井实际资料中不同渗透率级别的气井产能情况，结果表明有裂缝与无裂缝致密气藏的单井累计产量与渗透率关系式如下：
无裂缝时：
有裂缝时：
Spivey根据公式（1-1-3）和式（1-1-4）计算不同渗透率气井的产量情况（见表1-1-4），我们根据Spivey资料把有裂缝气藏单井产能、日产气量作简要划分（见表1-1-5）。
从表1-1-4和表1-1-5可以看出由于裂缝的存在使得气井的产能远远高于无裂缝气井；有裂缝的Ⅱ类低渗透致密气井的累计产量和日产气量几乎与无裂缝时相当，表明对于有裂缝的气藏我们前面所给出的划分标准低估了其产能，因此对于有裂缝的气藏应建立相应的分类标准。二、低渗透致密气藏的分布
从全球范围来看，天然气资源极为丰富，总资源量约为327.7×12310m，有较大的发展潜力。1999年初世界探明的天然气储量为12312145.5×10 m，苏联与东欧的天然气储量居世界第一位（56.58×10 3m）占全球总储量的38.9%；伊朗的天然气储量居世界第二位22.99×12310 m，占世界总储量的15.8%；美国的天然气储量估计为4.64×12312310 m；加拿大的天然气储量为1.81×10m；欧佩克组织天然气储123量为62.5×10 m，占世界总储量的42.9%；到2001年欧佩克组织天123然气储量为66.37×10m，占世界总储量的44.4%；1999年初前苏联123和欧佩克以外其他国家的天然气储量总计为26.6×10m（见图1-1-4）。从该图可以看出，天然气资源分布极不均衡，主要分布在西伯利亚地区和中东地区，两个地区的资源量占全球资源量的70%以上。表1-1-4 不同渗透率气井产能预测表1-1-5 致密气井类型图1-1-4 世界天然气储量区域分布93
目前全世界低渗透气藏资源总量约为100000×10m，到1999年93已探明储量为1300×10m。2001年，据美国能源委员会预测，目前93在德国未探明低渗透气藏资源总量约为（50～150）×10m，在美国低渗透气藏产量在全国年产气量中占有重要位置。（一）国外低渗透致密气藏分布
我们以北美地区低渗透气藏分布为例。目前天然气是美国能源结构的重要组成部分，占整个能源消费结构的25%。据美国能源情报部门和国家石油委员会预测，到2025年天然气需求量将由现在的23×12312310ft/a增加到（30～34）×10ft/a，增幅达到40%。为了满足消费增123长的需要，美国天然气产量将由2004年的19.5×10ft/a增加到2020年123的25×10ft/a。美国许多传统供气区在此期间产量将逐年下降，为了满足消费的需要，墨西哥湾深水区域和落基山区域两个潜在产气区将在美国能源消费起到重要作用（见图1-1-5），而增加的天然气产量主要来源于低渗透气藏（见图1-1-6）。图1-1-5 墨西哥湾深水区域和落基山脉区域年气产量预测图1-1-6 美国能源情报机构2003年各类型气田储量评估结果
最近据美国情报部门预测，在美国目前的技术条件下，可采出的未探明非常规天然气储量（低渗透气藏、煤层气藏、页岩气藏）约为123123（445～475）×10ft，其中低渗透气藏约为（315～340）×10ft，占总储量的70%，而这部分非常规气储量主要分布在落基山地区，据国家石油委员会统计，该地区在目前技术条件下可采低渗透资源量由1231232000年的27.2×10ft增加到2004的41.7×10ft，增幅达53.3%。因此，该地区的天然气产量对北美地区天然气供给至关重要。
目前落基山地区年产气量占全国产气量的18%，据预测到2025年123该地区年产气量将增加到2.7×10ft，其中大部分产量来自于低渗透气藏。但是根据美国情报机构预测，到2005年，该区年产气量将占全国产量的39%，对该区产量贡献最大的仍然是分布在该区的低渗透气藏。2003年，美国能源情报部门预测了该地区随着天然气需求量变化的产量变化情况（见图1-1-7），从该图可以看出，落基山地区非常规气藏将是北美未来最主要的产气区。图1-1-7 美国主要产气区产气量变化情况
据美国地质评价机构预测，目前在格林河盆地低渗透气藏中天然123气储量约为80.6×10ft、NGL约为2500×106bbl。2004年，Boswell预123测，目前在格林河盆地低渗透资源总量约为3000×10ft，大部分储量是在目前技术条件下开采没有经济效益，在未来这部分资源对保持北美地区天然气供需平衡将起到重要作用。2005年，美国能源部预123测在格林河盆地和风河盆地低渗透气资源总量约1000×10ft，大部分属于埋深大于15000ft的低渗透砂岩气藏。根据Berry石油公司报道目前在科罗拉多Denver-Julesburg盆地已证实的低渗透气藏储量约87123×10ft。此外位于在新墨西哥北部和科罗拉多南部的San juan盆地，123据Burlington Resources报道目前已探明气资源量115×10ft，大部分属于低渗透储层。
加拿大由于经济原因，低渗透气藏开发一直没有受到足够重视。在加拿大低渗透气藏主要分布在大不列颠哥伦比亚东北部的以下三个区：深水盆地；北部平原和山麓丘陵地区，如图1-1-8所示。深水盆地以中生代碎屑岩气藏为主；北部平原和山麓丘陵地区主要是以裂缝性气藏为主。图1-1-8 加拿大低渗透气藏分布
1979年，据Master预测，目前在加拿大深水盆地西部可采低渗透123气资源量约为440×10ft；根据最近调查发现以上储量还有所增加。到2001年，根据Stockmal的统计，目前在该区域Cadotte低渗透气藏63已累计探明常规天然气气储量24872×10m，未来可探明常规气储量63约为43265×10m，低渗透气资源量约为上述总量的好几倍。由于该区巨大的天然气储量，因此采用先进钻井、完井技术是非常有潜力的。紧挨Cadotte的Spirit River低渗透砂岩气藏，其气层厚度约是前者的5倍。2001年，根据Stockmal的统计结果表明目前在该区已探明常规天6363然气储量约102582×10m，有待于探明储量约为28888×10m；根据63加拿大潜在天然气评估委员会的统计，两者分别为155356×10m和63140200×10m ；在Spirit River低渗透气藏储量也非常巨大，约目前探明储量的几倍。深水盆地南部主要是Cadomin、Gething气藏，深水盆地北部主要是Bluesky低渗透砂岩气藏。由于缺少相关评价结果，目前还没有这几个气藏具体的储量数据。最近根据最新的统计结果，在Deep Basin低渗透气藏潜在资源总量约为（111～260）×12310ft，具体数据如表1-1-6所示。表1.-1-6 深水盆地低渗透气藏潜在资源总量
目前北部平原的Jean Marie区块是大不列颠哥伦比亚低渗透气藏资源最丰富的地方。加拿大国家能源局在此建立Greater Sierra气田，93该气田每平方英里的气资源量达到（5～10）×10ft，总气资源量预123计达到5×10ft。据Reinson统计结果，到1993年Jean Marie区块累计9393探明储量11.6×10m，最终累计潜在储量24.0×10m，该统计结果比Greater Sierra气田的总资源量还低。类似现象在Jean Marie Helmet区块也曾出现，1997年加拿大能源管理委员会宣称在Jean Marie 9mHelmet区块已确定储量约14.9×103，比1992年预测的该区潜在储量9314.2×10m还高。造成此差异主要是由于采用了先进的水平钻井技术。据预测仅Jean Marie最终低渗透气资源量可达到（20～100）×12310ft 。
Baldonnel是大不列颠哥伦比亚东北部两个低渗透气藏远景区块之一。加拿大国家能源局（1997年）、Stockmal等（2001年）、加拿大天然气潜在资源评估委员会（2001年）分别对该区块的探明储量、潜在储量进行预测（见表1-1-7）。我们根据加拿大天然气潜在资源评估委员会2002年的最新评估结果，在山麓丘陵区域潜在低渗透123气资源量可达（95～230）×10ft。表1-1-7 Baldonnel区块低渗透气资源评估
根据调研结果，加拿大低渗透气藏潜在资源总量如表1-1-8所示，从该表可以看出深水盆地将是低渗透气资源主要聚集地区，加拿123大低渗透气资源总量将达到（246～590）×10ft。表1-1-8 加拿大低渗透气藏潜在资源评估（二）国内低渗透致密气藏分布123
我国天然气资源量为38.04×10 m，可开采天然气资源量为13.5123123×10 m，和世界天然气资源量327.7×10m相比，没有资源上的优势，且资源分布极不均衡。截至1999年底，中国天然气累计探明地8383质储量20636×10m，累计探明可采储量13049×10m，历年累计产8383量2836×10m，剩余可采储量10213×10m。其中已开发的可采储量83为3338×10m，占累计探明可采储量的25.6%。这反映我国在已探明的可采储量中已开发程度（已动用程度）还较低。截至1999年底，83中国天然气的剩余可采储量为10213×10m，而剩余可采储量的85%主要集中分布在中部、西部和近海地区。截至1999年底，中国已累83计采气2836×10m，占累计探明可采储量的21.7%，采出程度较低。据相关部门预测，2010年中国天然气年产量将达到（660～770）×838310m ，2020年将达到1000×10m左右；多种数学模型对2020年最低83需求量进行预测，总值在（1800～2100）×1 0m，而此时国内年产83量仅为1000×10m左右，供需矛盾依然存在。为了满足国民经济及环保的最基本要求，在充分利用国内资源的同时，应当积极利用国外资源。
至1999年底，全国在14个沉积盆地中共发现有机成因的气田1712个（仅指气层气，下同，未包括台湾省），含气面积约为9781km，83全国探明天然气（气层气）为23525.82×10m，可采储量约为8314619.34×10m。而未动用天然气（气层气）探明储量总计为838314246.34×10m，其中，中国石油天然气集团公司为10130.00×10m，83占70.22%，其次为中国海洋石油总公司，为2778.0×10m占19.26%，原新星公司和中国石油化工集团公司所占比例较小。
21个未动用储量较大的气田中，储层平均渗透率在（1～300）×-3210µ m之间的中低渗透率气田有15个，占气田个数的70%，而其未83动用储量合计达到7829.29×10m，占87.68%，说明未动用储量的品-32位比较高。渗透率大于300×10µ m的气田包括塔里木盆地的英买力和羊塔克气田，其未动用储量只占6.1%，其中中低渗透致密砂岩气藏探明储量占有很大的比例。
我国低渗透气藏主要分布在：松辽盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和中原油田。
截至1998年底，大庆油区外围已探明气田（藏）19个，气田属2低渗透、低产砂岩气藏。含气面积454.4km，探明气藏地质储量8383490.62×10m，可采储量187.47×10m，已有14个气田或含气区块投83入开发和试采，累计生产天然气20.78×10m，剩余可采储量166.69×8310m。“十五”期间，将在松辽盆地北部和海拉尔盆地计划探明天然83气储量405×10m。
鄂尔多斯盆地为我国的第二大沉积盆地，发育上、下古生界两套含气系统。下古生界气藏是在奥陶纪岩溶古地貌基础上，以溶蚀孔洞型白云岩为储层的古地貌气藏；上古生界气藏是在河流、三角洲相沉积砂体基础上，以砂岩为储层的岩性气藏。两者都具有隐蔽性强、低渗透率、低产量、低丰度的特点，勘探难度很大。以长庆气田为例，它是目前国内探明的最大气田，分布面积达几千平方千米，主要气层位于奥陶系顶部风化壳残丘，侵蚀沟槽及溶蚀潜坑分布普遍，气层成岩过程中储集空间受到复杂改造，造成明显的非均质性。其中典型的2气藏为苏里格气藏，其勘探开发的面积达到4737km，探明地质储量834076×10m，划分为9个独立的区块，气藏储量丰富，但由于低压和非均质性强等地质特征，开采难度大，要求技术含量高。气田主要储层为白云岩，气层埋深3500m，气层有效厚度2～6m，孔隙度3%～-326%，渗透率（2～4）×10µ m，属低渗透率、薄层、地层—岩性圈闭气田。
四川盆地的低渗透气藏分布比较广。比较典型的有川西八角场气田、平落坝气田、川中磨溪气田、川东五百梯气田和川东北檀木场气田。
截止到“九五”末期，川西侏罗系累计获得天然气探明储量为8383692.21×10m，动用储量约为350×10m，其中新场和洛带两个主力8383气田拥有天然气探明地质储量462×10m，动用储量约300×10m，储量动用程度64.9%，还有相当数量的储量未动用。川西八角场气田和平落坝气田均为背斜圈闭，其中八角场构造平缓，为低平背斜，主要储层和产层段为上三叠统须家河组（又称香溪群）四段香四2、香四4亚段中的低渗透砂岩，全段地层厚度102～139m，岩相主要为叠复式河道砂体，埋深3000～3200m，底与香三段黑色页岩分界，顶与香五段黑色页岩或泥灰质粉砂岩渐变接触，储层由东南向西北增厚、由背斜翼部向核部减薄，岩性为大套块状中粒长石石英砂岩夹薄层页岩。平落坝构造为低陡背斜，主产层为上三叠统香溪群香二段三角洲前缘的中粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩，储层平面上分布较为稳定，平-32均孔隙度分布在3.34%～5.59%之间，其基质渗透率为0.16×10µ m含水饱和度在51.52%～75.72%之间。储层总体上为低孔隙度、低渗透率、高含水、非均质性强的小孔微喉型的致密砂岩储层。
川中磨溪气田主要储层为中三叠统雷口坡组雷-1中亚段干旱潮坪环境沉积的一套泥—粉晶白云岩、颗粒灰质白云岩夹膏盐岩，埋深在2700m左右，厚55～70m，其内针孔发育，横向分布稳定，储层孔隙度3.71%～18.72%，平均孔隙度7.26%，渗透率（0.02～1.82）×-3210µ m，属中孔隙度、低渗透性储层。该构造变形平缓，属低平背斜。
川东五百梯气田储层主要为中石炭统黄龙组潮间藻（或砂）坪相白云岩，埋深为3700m左右，白云岩的厚度为0～40m，储层平均孔-32隙度为5.79%，渗透率介于（0.08～3.18）×10µ m之间，平均值-320.77×10µ m；含气饱和度高达77%～84%，平均80%。横向上分布具有非均质性强、物性变化大和连通性差的特点。该构造变形强度较大，属低陡背斜构造。
川东北檀木场气田储层主要为石炭系。储层空间类型主要有孔隙、微裂缝及少量洞穴三大类，储层孔隙度主要分布在2%～6%，平均有-32效孔隙度5.1%，渗透率在（0.01～45.5）×10µ m之间，平均1.64×-3210µ m，该气藏表现出明显的低孔隙度、低渗透率特征。
鄂尔多斯盆地大牛地气田发现于1985年，主要储层为石炭系太原组、二叠系山西组、下石盒子组。石炭系太原组自下而上分为太1段和太2段；二叠系山西组自下而上分为山1段和山2段；二叠系下石盒子组自下而上分为盒1、盒2、盒3三个层段。盒3段砂岩孔隙度主要分布区间为3%～5%，平均值7.88%；渗透率主要分布区间为-32-32（0.08～1.5）×10µ m，平均值为0.94×10µ m；其中山1段砂岩孔隙度主要分布区间为4%～8%，平均值为6.8%；渗透率最大值的主要分-32-32布区间为（0.1～0.8）×10µ m，平均值为0.5×10µ m。无边底水，属于典型无边底水定容弹性驱动的低渗透岩性气藏。
中原油田比较有代表性的低渗透气田为户部寨气田。户部寨气田位于东濮凹陷中央隆起带北部，主要含气层位为沙四段（包括上、下2个亚段），气藏埋深为3200～3600m。储层低渗透致密，平均孔隙-32度为8.3%，平均渗透率为0.3×10µ m。岩心中裂缝较发育，并在开发动态上有明显反映，该气田为比较典型的裂缝性低渗透致密砂岩气藏。该气田的b1-2井自1993年投产以来，已累计产气达2.12×8310m 。
我国在可开采天然气资源量中埋藏深度超过3500m的低渗透致密气藏占总量的58.39%，而世界天然气资源丰富的俄罗斯、中东、伊朗天然气资源埋藏深度约为1500m左右，因此这种形势对我国天然气开发水平提出了严峻的挑战。第二节 低渗透致密气藏的地质与开发特征
在20世纪60年代后期及70年代早期，低渗透致密储层在国外被认为是天然气的第二个主要供气来源，用以补充常规天然气储量的递减和不足，这个认识在1980年后随着低渗透致密储层勘探开发技术的发展而更加得到肯定。在低渗透致密储层的研究以及开发方面，美国居于领先地位，加拿大及世界上不少地区均有大量的天然气资源赋存于低渗透致密储层中，当然，我国也毫不例外。而且在我国已发现的天然气藏有其自身的特点：天然气储层大多属于中、低渗透储层，并且低渗、特低渗储层占了相当的比例，这些储层非均质性明显，孔隙度低，连通性差，水敏和酸敏性突出，水锁贾敏效应严重。因此，研究低渗透气藏的开发规律可以有效地开发此类气藏，对我国有十分重要的现实意义。一、低渗透气藏地质特征
美国在低渗透致密储层方面已经作过了不少的研究工作，其中最主要的研究成果有下列的几项：Spencer（1985）简要讨论了落基山地区的低渗透致密储层的地质现状；Finley （1984）总结了有代表性的毯状（层状）致密储层的地质及工程特征；Spencer和Mast （1986）以美国石油地质学家协会名义发表了致密气藏的地质研究；Masters（1984）描述了加拿大致密气藏的重要现状；Spencer（1989）总结了美国西部的低渗透致密储层特征等。由于我国在低渗透气藏方面尚未进行全面的系统研究，因此下列基本特征是在美国所总结的资料基础上，参考我国低渗透油气田实际情况进行总结得到的。（一）沉积特征和成因分类
我国低渗透储层和其他中高渗透层一样，大部分生成于中、新生代陆相盆地之中，具有陆相碎屑岩储层共有的一些基本沉积特征——多物源、近物源、矿物及其结构成熟度低和沉积相带变化快等。从具体沉积环境分析，低渗透储层有以下几种成因类型和特点。1.近源沉积
储层离物源区较近，未经长距离搬运就沉积下来，碎屑物质颗粒大小相差悬殊，分选差，不同粒径颗粒及泥块充填在不同的孔隙中，使储层总孔隙显连通孔隙都大幅度减小，形成低渗透储集层。冲积扇相沉积属于这类型，冲积扇沉积是山地河流一出山口，坡度变缓，宽度扩大，加上地层滤失，水量减少，流速急速更小，河水携带的碎屑物快速堆积成扇体沉积。2.远源沉积
储层沉积时离物源区较远，水流所携带的碎屑经长距离的搬运，颗粒变细，悬浮部分增多。沉积成岩后，形成粒级细、孔隙半径、泥质（或钙质）含量高的低渗透储层。此类储层在坳陷型大型盆地沉积中心广泛发育。3.成岩作用
碎屑岩的形成从渗透储层的原因来说，除沉积成因以外，沉积后的成岩作用及后生作用对储层物性也起着十分重要的作用。储层在压实作用、胶结作用和溶蚀作用下，储层的孔隙度、渗透率不断发生变化。成岩过程中的压实作用和胶结作用使岩石原生孔隙减小，特别是成熟度低的岩石，由于孔隙度大量减小，容易变为低渗透储层，甚至变为极致密的非储集层。溶蚀作用可产生次生孔隙，使致密层孔隙度增加，重新变为低渗透储层。一般该类储层主要表现为低孔、低渗储层。（二）储层特征
低渗透砂岩气藏主要有以下特征：非均质性、泥质含量高、低孔渗、高毛细管力、高含水饱和度。1.非均质性
低渗透砂岩储层一般具有严重的非均质性，储层物性在纵、横向上各向异性明显，产层厚度和岩性都很不稳定，在短距离内就会出现岩相变化或岩性尖灭，以致井间无法对比。2.孔隙度及孔隙结构
根据美国学者Spencer（1985）提出的观点，低渗透储层孔隙度变化范围较大，并不像人们所认为的低渗透储层孔隙度一定较低，有的可高达30%，而有的气田只有5%左右，例如我国文中沙四气藏孔隙度介于8.86%～13.86%；美国奥卓拉气田孔隙度介于5%～15%，平均值11.2%；美国特尔特贝尤气田孔隙度平均值高达23%；西德雷登气田孔隙度介于5%～8%。Spencer根据储层孔隙度与渗透率的特点把低渗透致密储层划分为两大类：高孔低渗和低孔低渗。
高孔低渗储层的岩石主要为粉砂岩、极细粒砂岩及白垩土，埋藏深度较浅。对于粉砂岩及很细粒的砂岩，其孔隙度一般介于10%～30%；对于白垩土，孔隙度介于25%～40%，大部分孔隙为原生孔隙。通常砂粒直径小于60µm，孔隙直径小于10µm，孔吼直径小于1µm。
低孔低渗储层具有极低的孔隙度（3%～12%），储层主要由分散在储层岩石中的微溶孔组成，大量孔隙是由于沉积后矿物颗粒，岩石碎屑及基质胶结物等经过溶解或部分溶解后形成的，也就是说，次生孔隙发育，这种孔隙常称为微溶孔，也可能还有少量的原生孔隙。孔隙是由短到相对长而扁平的或带状扭曲的毛细管所连通，这种结构称为“箱状孔隙系统”，连通吼道小于2µm，甚至小于1µm（见图1-2-1）。在美国西部地区，低孔低渗储层含有大量的致密气资源。我国所发现的低渗透气藏大部分属于低孔低渗类型。
储层的孔隙结构是微观物理研究的中心，它能揭示储层内部结构，是影响渗流特性的直接因素。低渗透砂岩储层孔隙结构主要特征表现在：孔隙类型分布多样，孔喉半径小，泥质含量高。砂岩孔隙可分为四个基本类型，即粒间孔隙、次生孔隙、微孔隙和裂缝，这四种孔隙在低渗透砂岩储层中均可见到。研究表明，渗透率的高低与孔隙类型及每种类型的孔隙所占的比例有关。一般来说，粒间孔隙越少，微孔隙所占比例就越大，则渗透率越低。与渗透率较高的砂岩相比，低渗透砂岩受的成岩作用的影响比较明显，多数岩样以次生孔隙为主，并往往伴随大量的微孔隙。
无论其成因如何，性质有何差异，低渗透砂岩都具有孔隙连通吼道细小的特点。一般来说，低渗透砂岩储气层的喉道都小于2μm。图1-2-1 二维空间低孔隙型次生孔隙结构示意图（Spencer，1985）
Spencer（1983）研究了落基山地区白垩纪及第三纪的致密气层，认为岩石致密的原因有二：一是颗粒过细，孔隙小于10µm，孔喉小于1µm，孔隙面积与孔隙体积之比大；二是由于胶结过紧，孔隙连通性差。一般是沉积后矿物颗粒、岩石碎片和基质胶结物溶解形成的次生孔隙，有大量不连通的微孔存在，孔隙之间呈弯曲的席状毛细管连通，毛细管宽度很小，一般小于2µm，甚至小于1µm。毛细管小一方面限制了气体的流动；另一方面导致了高的毛细管压力，容易引起钻井和完井过程中泥浆的侵入。
研究储层孔隙结构的主要方法是测定毛细管压力，绘制毛细管压力与饱和度的关系曲线，用来确定储层孔隙和吼道的定量特征，与其他方法（如铸体、岩矿薄片，扫描电镜等）相配合，构成一个完整的研究系统。3.泥质含量高
泥质含量高，并伴随大量自生黏土是低渗透砂岩储层的又一显著特征。砂岩中的黏土矿物可分为两大类：碎屑黏土（随砂粒一起沉积）和自生黏土（成岩过程中从地层水中沉淀或碎屑黏土蚀变形成）。大多数低渗透砂岩的碎屑黏土成分高，且都含自生黏土，有的含量可超过25%。与渗透率较高的砂岩相比，除了黏土数量较多之外，低渗透砂岩所含的自生黏土多以水敏黏土（蒙脱石、伊利石）以及酸敏性矿物（绿泥石，遇富气流体生成氧化铁沉淀）为主，黏土形态又以膜状或桥状为主，因此，黏土微粒的释放、迁移、堵塞和膨胀是造成低渗透储层伤害的主要原因。4.渗透率
渗透率是储层渗滤能力的决定因素，由于低渗透储层的孔喉很小，微孔隙比重大，致使渗透率很低。在气藏类型方面，所谓常规储层通-32常指气体地下渗透率大于1.0×10 µ m，气层孔隙度介于14%～30%，而且主要是原生孔隙；非常规储层主要是气体地下渗透率小于-32（0.1～1.0）×10µ m的储层。我国开发的低渗透气藏其渗透率一般-32都低于0.1×10µ m，按照国外划分标准已属于特低渗透气藏。
低渗透致密储层具有强烈的应力敏感特征，即当增加围限压力时渗透率要随之而降低（见图1-2-2）所示。岩心渗透率在有负荷应力时，要降低2～10倍。根据Jones（1980）的研究结论，岩石渗透率越低，随压力增加的渗透率降低程度越大。其具体影响机理将在后面章节详细介绍。常规实验室测定的气体渗透率与储层条件下的实际情况差别很大，不能完全代表储层的渗流情况，对渗透砂岩气藏尤为突出。因此应该尽量采用能够模拟地层条件下流体渗流过程的实验手段，采用先进的设备，直接测量储层的渗透率。此外，地层条件下渗透率的降低不仅与围压有关，还与地层水饱和度有关。图1-2-2 渗透率与封闭压力关系曲线5.孔隙度与渗透率关系
常规储层的孔隙度与渗透率具有明显的正相关线性一致关系，低渗透致密储层的低孔隙型一般不具有正相关线性一致关系，但是如果校正滑脱效应后，则孔隙度与校正后的渗透率仍具线性一致关系。高孔隙型低渗透储层孔渗关系与常规储层基本一致（见图1-2-3）。图1-2-3 皮西安斯盆地南部上白垩统砂岩孔隙度与渗透率关系
冈秦麟等根据不同资料结合我国实际情况绘制了φ—K关系曲线（见图1-2-4），计算了相同渗透率情况下的孔隙度及其平均值，并提出如下孔隙度、渗透率相关式：图1-2-4 不同类型储层φ—K关系图
高孔低渗：美国丹佛盆地东部Niboarra层白垩土；低孔低渗：皮申斯盆地南部上白垩系梅萨费尔德组砂岩；四川九龙山气田上三叠系须二下亚段砂岩；四川平落坝气田香二砂岩；东得克萨斯特拉维斯峰层砂岩；一般储层：中原油田23气田资料；东濮18口井气井产层段资料；我国23个油田有效下限资料。从图1-2-3中可以看出像丹佛盆地白垩土的这种高孔低渗储层很特殊，其孔渗关系不具备普遍意义。6.毛细管压力
岩石毛细管压力主要受孔隙喉道及孔隙大小的影响。毛细管压力表示多孔介质条件下润湿相与非润湿相压力之差，其计算公式如下：
典型毛细管力影响圈闭机理如图1-2-5所示。图1-2-5 毛细管力影响圈闭机理
测定致密岩石毛细管力的方法主要有：水银注入法、水蒸气及烃蒸汽吸附—解吸附等温线法以及离心法。低孔隙储层在相当低的润相饱和度下具有很高的毛细管压力，Morrow （1985年）采用水银注入法及离心法在50%润湿相饱和度条件下测得致密岩石毛细管压力高达6.9MPa。Bennion （2000年）测定了不同渗透率岩心典型毛细管力曲线（见图1-2-6），从图中可以看出，渗透率越低毛细管压力越高，-32临界压力越高，曲线水平段越短，当岩石渗透率低于0.1×10µ m时几乎已观察不到水平直线。图1-2-6 不同渗透率岩心毛细管压力曲线7.束缚水饱和度及相对渗透率
通常气藏都是亲水的，由于低渗透储层高毛细管压力的影响，在地层原始条件下含水饱和度可以高达75% （Morrow，1985）。束缚水饱和度的高低除了受气藏成藏过程和岩石润湿性的影响之外，另一个重要的影响因素就是岩石孔隙度和渗透率。孔隙度和渗透率越高，气液接触面曲率半径也就越大，毛细管力越小，因此，气液容易流动，束缚水饱和度低。2000年Bennion给出了不同渗透率岩心毛细管半径、束缚水饱和度大小，如图1-2-7所示。图1-2-7 不同渗透率岩心曲率半径及束缚水饱和度
束缚水的存在对气相渗透率有很大影响，导致气井产量下降甚至停产。1996年Bennion提出了评价束缚水饱和度影响函数：-32
式中 K——表示岩石空气渗透率，10µ m；air
S——表示初始含水饱和度。wi
图1-2-8为典型低渗透岩心气水相渗曲线。
从图可以看出，随着水饱和度增加，气相渗透率逐渐减小，当水饱和度达到水临界流动饱和度S时，气相渗透率与水饱和度呈线性wi3关系。Bennion （2000年）从微观角度研究了水相捕获（滞留）机理和气相相对渗透率的影响机理，在初始条件下，水饱和度较低，水相以薄膜形式附着于孔隙壁面，气体占据孔隙大部分孔道，因此气体容易流动，气相渗透率较高。随着水饱和度增加，水膜增厚，气体占据孔隙空间越来越小，在孔喉处，由于毛细管力影响，水相堵塞孔吼，捕获大量气体使气相渗透率大幅度降低；当压力降到足以克服毛细管力影响，气体流动携带出部分水相，打通气体渗流通道，使气体渗透率有所增加，但是在小孔喉处仍然被水相占据，气体渗透率有所提高，但增加幅度不大，具体微观过程如图1-2-9所示。图1-2-8 典型低渗透岩心气水相渗曲线图1-2-9 多孔介质中水相捕获机理二、低渗透气藏开发特征（一）渗流规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度
低渗透储层由于孔喉细小、比表面积和气边界层厚度大、贾敏效应和表面分子力作用强烈，其渗流规律不遵循达西定律，具有非达西型渗流特征。启动压差效应是指岩样两端流动压差增大到一定程度后气体才开始流动的现象。气体发生流动所需要的最小压差即为启动压差，描述了气体从静止到流动的突变和时间滞后现象，表现为渗流直线段延长线不通过坐标原点（达西型渗流通过坐标原点），而与压力梯度轴相交，其交点即为启动压力梯度。渗透率越低，启动压力梯度越大。贺伟等采用7块选自八角场香四砂岩低渗透气藏的实际岩心，
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