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低渗透气藏的开发特点及产能分析

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低渗透气藏的开发特点及产能分析原油田勘探开发科学研究院文留北部勘探研究项目部,河南濮阳 457001)``K `1 :在我国,大多数气藏属于低渗气藏,低渗气藏普遍具有低孔低渗的特点。其开发特点为:气井自然产能普遍较低且分布极不均,生产压差大,稳产条件差,大部分井投产前需要进行加砂压裂改造。本文针对低渗透气藏的开发特点与产能进行了研究, 并介绍了国内外对低渗透气藏的研究现状。1 o M :低渗透气藏;地质特征;压敏性;气井产能;产能分析``Ï m s Ë | : Ó D S M ’ : A  Ó c I | : 1006—7981(2010)12—0059—02与油藏相比,天然气藏的储层物理特性更为复杂,气体有不同于液体的特殊的可压缩性。低渗透气藏普遍具有低孔低渗的特点,气、水及少量的油赖以流动的通道很窄,渗流阻力很大,液、固界面及液、气界面的相互作用力很大,使水锁效应和应力敏感性明显增强,并导致油、气、水渗流规律发生变化。由于这类气藏的储层具有非均质性强,孔喉半径小,含水饱和度高等地质特征,所以在开发方面它们与常规气藏之间有相当大的差异。我国已经开发了几个这类气藏,取得了一些经验和教训,主要开发工艺技术为:¹开展气藏精细描述,划分出各类储层的分布范围;º储层易受到损害且难于恢复,必须采取保护储层的钻井完井技术;» 实施加砂压裂改造工艺技术,该技术能够明显改善储层渗流条件,大大提高气井产能。1`® 1 i  Ÿ ¥ + Ä对于气藏来说,目前世界上通常将渗透率小于1×10- 3渗透率小于0. 1×10- 3渗透气藏较之一般的常规气藏的主要区别是其储层的孔隙度低、渗透率低、非均质性强、采收率低:产出条件除孔隙介质外,往往伴有裂缝和储层成岩后发生变化。由于开采工艺复杂、开采成本较高,相应其经济效益也较低。但在气藏开发中,低渗透气藏具有广泛的资源,因此有重要的价值。2`® 1 i  Ÿ % ª ¥ 7 ? + Ä2. 1 低渗透储层的基本特性2. 1. 1 储层岩性细:低渗气藏储层以细粉砂岩一粗粉砂岩为主,粒度中值0. 037- 0. 076石成分主要为石英、长石为主。砂岩的颗粒磨园度中等,次棱角状为主,胶结类型以孔隙式胶结为主。2. 1. 2 储层物性差:储层平均孔隙度为8%一15%,平均渗透率为0. 2- 10×10- 3. 1. 3 含气层电性特征为低阻气层:气层电阻率小于8欧姆,一般为3欧姆。2. 1. 4 储层含气性好:绝大部分低渗气藏的储层含气,含气饱和度一般大于60% 。2. 2 低渗透储层的地质特征根据气藏储层物性、孔隙结构、电性、产能等参数研究,单一砂层内不同部位储层特性有较大差别,粘土矿物类型、分布、,产状都不同,而且砂体发育程度、物性、连通性、含气性、有效厚度也不相同,进一步反映了低渗透气藏储层的非均质性较强。通过对低渗砂岩气藏储层特征统计分析得出,储层岩石大多数为细砂岩一粉砂岩,胶结物和泥质含量较高,以孔隙式胶结为主。综上所述,低渗透气藏储层的地质特征是:断层多、构造复杂、储层发育、物性差、非均质性强、储量丰度一般较大,地层压力高。2. 3 低渗透储层的开发特点低渗砂岩气藏储层所具有的地质特征,就决定了其渗流能力低,而且容易发生低速非达西渗流(只有在大于启动压力梯度条件下,气体才能流动),气井生产压差大,单井控制储量低。开发方式一般只能依靠天然气自身能量的衰歇式开发,即利用气藏自身的压力作为驱动动力。这种气藏在开发过程中表现出主要特点为:2. 3. l 气井产能普遍低,气藏产能分布极不均衡,这主要是由于气藏自身物性差,储层非均质性严重所引起的;2. 3. 2 生产压差大,由于储层物性差,气藏的稳产是以不断放大生产压差来实现的,所以只能依靠增大生产压差来维持气井的产量;2. 3. 3 气井的稳产条件普遍较差,由于生产压差较59 2010年第12期            内蒙古石油化工X l à ° ù : 2010- 02- 28大,随着气层压力的下降,储层的再压实作用使得近井地带的孔隙度和绝对渗透率下降;泥岩的再压实作用,使泥岩内饱和水被排驱到储层,增加了储层的含水饱和度,降低了气相渗透率;气井采用大比重钻井液钻井时,部分钻井液颗粒进入地层,钻井液滤液使粘土发生膨胀,产生分散颗粒,随着气井大压差生产,逐渐运移到井筒附近,并堵塞部分渗流通道,减小了气井的产量。这些因素的综合影响造成了低渗气井的产量不稳定。为保证气田取得最大的经济效益和合理的稳产年限,这就需要针对该类气藏的地质特征和开发特点,做好与之相适应的研究工作,并制订合理的工艺技术措施,以达到科学合理经济开发气藏的目的。3`® 1 i  Ÿ ¥ Á ? + ˜ # s 3. 1 低渗透气藏复杂的地质特征,决定了气藏的产能特征由于低渗透气藏各个储层孔隙度、渗透率的不同,再加上在钻井和完井过程中对低渗气井储层的污染,在储层全部射孔投产后,各储层的产出差异大,通过对储层综合评价、试井、试采都认为低渗气藏储层物性、有效厚度及产能在纵向上有明显的差异。同样,低渗气藏平面上的产能差异也较显著,构造部位不同,气层的有效厚度、单层厚度、储层产量都有明显的不同。总之低渗气藏不管是在纵向上还是在平面上产能的分布都极不均衡。纵观低渗气藏的生产情况,可发现随着生产及地层压力的降低,产量逐渐下降,共同的特点是投产初期产量下降迅速,稳产条件普遍不太好。原因在于:低渗气藏生产压差大,随着地层压力的下降,储层的再压实作用使得近井地带的孔隙度和绝对渗透率下降;泥岩的再压实作用,使泥岩里的饱和水被排驱到储层,增加了储层的含水饱和度,降低了气相的渗透率;气井采用大比重泥浆钻井,部分泥浆颗粒进入地层,泥浆滤液使粘土发生膨胀,产生分散颗粒,随着气井大压差生产逐渐运移到井筒附近,并堵塞部分渗流通道,减小了气井的产量。各种因素的综合影响,造成了低渗气井的产量不稳定。因此必须对这类低渗气藏进行储层改造。而压裂增产效果显著,气井的稳产条件将得到极大的改善。在低渗气藏的开发过程中,应尽量减轻开发井钻井、完井过程中的污染,使得气井充分发挥生产能力。对产量下降迅速的气井必须进行压裂改造,根据压裂井段的长短,储层的厚度,进行分层压裂,使大多数储层都能得到改造。为了搞好气井的压裂,使其发挥更大的经济效益,压裂前应加强选井选层及综合地质研究工作,为优化施工设计提供地质依据;进一步提高压裂液性能,提高压裂液的热稳定性及混砂比,降低滤失量,并在压裂液中加入适量的粘土稳定剂:完善压裂井的动态监测,压裂前后测井温曲线或进行生产测井,了解实际造缝情况及产出剖面,通过试井了解裂缝参数及增产效果。低渗气藏的压裂宜在早期进行,地层有充足的能量使压裂液及时排出,对于中后期的压裂,应考虑使用泡沫压裂技术。3. 2 对低渗透气藏的产能分析随着低渗透油气田开发生产研究工作的深入,地层有效应力对渗透率的影响问题(地层压敏性)逐渐被发现和引起重视。所谓地层压敏性就是压敏介质在地应力发生变化时引起地层渗透率的改变,在油气田的开采过程中表现为随着储层开采过程中的地层压力降低,储层渗透率也逐渐下降,其结果是造成生产井产能下降。进行压裂酸化方案的优选必须考虑经济因素,因此预测压前、压后产能是非常重要的。通常人们的做法是利用常压渗透率或地层测试获得的地层当前的渗透率进行产能预测,没有考虑地层渗透率的压敏问题。但由于渗透率压力敏感性的存在,特别是在高压低渗透地层,从而会影响压裂酸化改造措施及方案选择的准确性,在勘探过程中甚至会导致对地层的错误认识,影响下一步勘探开发的部署。因此,压力对渗透率影响及其与产能预测模型相结合的研究作为重要研究方向被提出,其目的在于建立一个能与实际应用相结合的变渗透率产能预测模型。4`7 ? y l 低渗气藏地质特征主要表现为非均质性严重、孔喉半径小、泥质含量高和高含水饱和度。4. 2 低渗气藏开发特点为气井自然产能普遍较低且分布极不均衡,生产压差大,稳产条件差,大部分井投产前需要进行加砂压裂改造。4. 3 其开发对策为:利用气藏精细描述,划分各类储层的分布范围;在布井方式上采用非均匀高点布井和钻加密井;加强钻井、完井过程中气层保护措施;提高加砂压裂效果,改善储层渗流能力,做好开发早中期工作,开发后期利用增压开采和排水采气以延长气井生产寿命。[• I Ó D ][1] 谭仲平,莫小国. 复杂断块油气田滚动勘探开发特征及主要技术[J] 2001- 19- 4.[2] 1994.[3] 蒙古石油化工          2010年第12期 
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