1致 密 气 藏 开 发 技 术 及 发 展 趋 势致密气是三大非常规气（致密气、页岩气、煤层气）之一。自上世纪70年代以来，全球已发现或推测发育致密气的盆地达到70余个，资源量约210万亿方，2008年产量达到4320亿方，占世界天然气总产量的七分之一，已成为天然气勘探开发的重要领域。北美地区天然气勘探开发的实践表明致密气、煤层气、页岩气对常规气生产的梯次接替是保障美国天然气供应、减缓对外依存的核心战略。其中，致密气作为首个接替领域地位举足轻重。我国致密气分布广泛、资源潜力巨大。1 什 么 是 致 密 气 的 定 义 及 特 征随着技术的进步，煤层气和页岩气相继投入开发，将气藏分为常规天然气藏和非常规天然气藏，其中非常规天然气藏包括致密气、煤层气和页岩气，以及天然气水合物。什么是致密气呢它具有哪些特征呢1.1 致 密 气 的 定 义世界上无统一的致密气标准和界限，不同国家根据不同时期的资源状况、技术经济条件、税收政策来制定其标准和界限，且在同一国家、同一地区，随着认识程度的提高，致密气的概念也在不断的更新。明确“致密气”定义具有以下几方面的作用①目前已开发低渗砂岩气田主要开采的为低渗储量，致密气动用较少，按致密气思路将进一步拓展资源潜力；②储量管理过程中划分出低渗与致密气的储量比例，有利于进行储量的分类管理；③对于致密气开发还需要进一步发展相应的工艺技术，并制定有效的开发技术政策；④对于致密气的规模开发可以申请国家相关政策，如免税政策或提高气价等。（一）国外对致密气的定义英国将储层渗秀率小于1 mD的气藏定义为致密气藏。德国将储层渗秀率小于0.6mD的气藏定义为致密气藏。美国将储层渗透率小于0.1mD的气藏（不包含裂缝）定义为致密气藏，并以此作为是否给予生产商税收补贴的标准。1973年，美国能源部对可进行工业开采的致密含气层标准作了如下界定①用常规手段不能进行工业性开采，无法获得工业规模可采储量；②含气砂层的有效厚度下限30.48m（100英尺），含水饱和度低于65％，孔隙度5～15；2③目的层埋深1500～4500m（5000～15000英尺）；④产层总厚度中至少有15为有效厚度；⑤可供勘探面积不少于31km2（12平方英里）；⑥位于边远地区（当时考虑到要使用核爆炸压裂法，因此要远离居民稠密区）；⑦产气砂岩不与高渗透的含水层互层。除此以外，有的学者[1]（如Stephen A．Holditch）认为致密气藏是指需经大型水力压裂改造措施，或者是采用水平井、多分支井，才能产出工业气流的气藏。（二）国内对致密气的定义目前，国内气藏分类标准[2-4]以渗透率作为评价指标，主要划分为高渗、中渗、低渗和致密四类，见表1-1、表1-2。表 1-1 按 储 层 物 性 对 气 藏 分 类 （ SY/T6168-2009）类高渗气藏中渗气藏低渗气藏致密气藏有效渗透率mD＞50＞5～50＞0.1～5 ≤0.1类高孔气藏中孔气藏低孔气藏特低孔气藏孔隙度＞20＞10～20＞5～10 ≤5表 1-2 不 同 时 期 的 气 藏 定 义 标 准袁政文等（1990）SY/T 6168-1995气藏分类SY/T 6285-1997油气储层评价方法类别原始地层渗透率，mD地表渗透率，mD1000-100高渗K≥50 K≥500高渗100-10中渗10≤K＜50 10≤K＜500中渗10-1低渗0.1≤K＜10 0.1≤K＜10低渗1-0.5致密K＜0.1 K＜0.1致密0.5-0.1很致密0.1-0.001超致密综上所述，致密气藏具有渗透率低；自然产能低；经过大型水力压裂，或者采用水平井、多分支井，才能产出工业气流等特点。故致密气藏是覆压基质渗透率小于或等于0.1mD的砂岩气层，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下（包括压裂、水平井、多分支井等）可以获得工业天然气产量的气藏。31.2 致 密 气 藏 的 地 质 及 开 发 特 征关于致密砂岩气，在国外一般将其归属于连续型气藏。致密砂岩气藏是指孔隙度低（12）、渗透率比较低（0.1mD）、含气饱和度低（60）、含水饱和度高（40）、单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下（包括压裂、水平井、多分支井等）可以获得工业天然气产量的气藏。致密砂岩气藏几乎存在于所有的含油气区，最早于1927年发现于美国的圣胡安盆地，1976年在加拿大阿尔伯达盆地西部深坳陷区北部发现了大型的埃尔姆沃斯致密砂岩气田。我国自1971年发现川西中坝气田之后，也逐步系统地开始了对致密砂岩含气领域的研究。致密气藏通常是指主要产出干气的低渗透储层。已经开发的低渗透气藏许多都发现于砂岩地层，也有不少发现于碳酸盐岩、页岩和煤层。致密气藏的直井在钻井完井之后，通常需要通过增产措施才能获得具有商业价值的产量。为了准确地评估和开发致密气藏，需要从岩心、测井和钻井记录以及试井分析中获取数据。相对常规气藏而言，评价致密砂岩气藏需要的数据更多。与常规气藏相比，低渗致密气藏具有以下一些地质及开发特征[5-6]。（一）影响储集层特征的构造因素①断层断裂活动引起一系列构造，地层的变化，改变储集层埋藏条件，引起流体性质和压力系统的变异。②透镜体透镜体在低渗致密砂岩中占相当大的比重，如何准确确定透镜状砂层的大小、形态、方位和分布，是能否成功开发这类气藏的关键。③裂缝低渗致密储集层的渗透能力低，但只要能与裂缝搭配，就能形成相对高产，裂缝主要对油气渗流做贡献，裂缝孔隙度一般不会超过2。国内外大量资料表明，在一定埋藏深度下，天然裂缝在地下一般呈闭合状态，缝宽多为1050 m，基本上表现为孔隙渗透特征。这些层不压裂往往无产能。（二）低渗透气藏储集层特征①非均质性强物性的各向异性非常明显，产层厚度和岩性都不稳定，在很短距离内就会出现岩性、岩相变化甚至尖灭，以至在井间较难进行小层对比。②低孔低渗孔隙结构研究能揭示储层内部的结构，它是微观物理研究的核心。一般这类储层孔隙有粒间孔隙、次生孔隙、微孔隙和裂缝四种基本类型。粒间孔隙愈少，微孔隙所占比例愈大，渗透率就愈低。低渗致密砂岩受后生成岩作用影响明显，它以次生孔隙（包括成因岩作用新生的孔隙和经改造后的原生孔隙两部分），并且往往伴随着大量的微孔隙。不论何种成因，不论其性质有何差异，这类砂岩都具有孔隙连4通但喉道细小的特征，一般喉道小2 m。泥质含量高，并伴生大量自生粘土，这是低渗致密砂岩的又一明显特征。常规实验室测定的气体渗透率与实际储集层条件下的渗透率差别很大，这对低渗致密气藏尤为突出。因此要尽量模拟地层条件测定其渗透率，渗透率随埋深的加大，压力的增高而急剧地减小，并且在压力卸载后，渗透率恢复不到原值。③含水饱和度高致密储层的毛细管压力高，从而导致地层状态下含水饱和度较高。含水饱和度增加导致气体相对渗透率大幅度下降，而水的相对渗透率也上不去，岩石一般为弱亲水到亲水。（三）低渗透致密气藏开发特征①单井控制储量和可采储量小，供气范围小，产量低，递减快，气井稳产条件差。②气井的自然产能低，大多数气井需经加砂压裂和酸化才能获得较高的产量或接近工业气井的标准。投产后的递减率高。③气藏内主力气层采气速度较大，采出程度较高，储量动用充分，非主力气层采气速度低，储量基本未动用，若为长井段多层合采层间矛盾更加突出。④一般不出现分离的气水接触面，储集层的含水饱和度一般为3070，因此井筒积液严重，常给生产带来影响。⑤气井生产压差大，采气指数小，生产压降大，井口压力低，可供利用的压力资源有限。⑥由于孔隙结构特征差异大，毛管压力曲线都为细歪度型，细喉峰非常突出，喉道半径均值很小，使排驱压力很高，也存在着“启动压力”现象。低渗致密气藏开发的关键技术深度压裂和分层压裂改造技术、蒸汽吞吐技术、排水采气技术、多孔介质油气体系相态分析技术、裂缝识别和监测技术等。2 致 密 气 藏 聚 集 机 理 及 分 布2.1 油 气 聚 集 类 型油气聚集方式[7]包括单体型、集群型、准连续型与连续型4种基本类型（图2-1和表2-1）。常规油气包括单体型和集群型，其中单体型主要为构造油气藏，油气聚集于构造高点，平面上呈孤立的单体式分布；集群型主要为岩性油气藏和地层油气藏，油气聚集于较难识别的岩性圈闭和地层圈闭中，平面上呈较大范围的集群式分布。非常规油气包括准连续型和连续型，平面上呈大面积准连续型或连续型分布。准连续型油气聚集，包括碳酸盐岩缝洞油气、火山岩缝洞油气、变质岩裂缝油气、重油、沥青5砂等；连续型油气聚集是非常规油气主要的聚集模式，包括致密砂岩油和气、致密碳酸盐岩油和气、页岩油和气、煤层气、浅层生物气、油页岩、天然气水合物等。从资源丰度看，非常规油气资源占据总资源的主体，比例达80，常规油气资源仅占20。图 2-1 常 规 与 非 常 规 油 气 聚 集 类 型 分 布表 2-1 油 气 资 源 类 型 划 分资源类型分布特征聚集类型实例常规油气聚集单体型构造油气藏松辽盆地大庆长垣Ｋ集群型岩性油气藏松辽盆地Ｋ、渤海湾盆地Ｅ地层油气藏准噶尔盆地西北缘ＣＪ非常规油气聚集准连续型碳酸盐岩缝洞油气塔里木盆地台盆区∈Ｏ火山岩、变质岩缝洞油气新疆火山岩ＣＰ、渤海湾大民屯元古界重油渤海湾盆地Ｎ沥青砂准噶尔盆地西北缘Ｊ连续型致密砂岩油和气鄂尔多斯盆地ＣＰ、Ｔ，四川盆地Ｔ致密碳酸盐岩油和气四川盆地Ｊ页岩油和气四川盆地∈、Ｓ、Ｊ煤层气沁水盆地ＣＰ油页岩松辽盆地Ｋ水合物南海北部斜坡区62.2 致 密 气 聚 集 机 理致密气是非常规气的一种。非常规油气主要分布于前陆盆地坳陷斜坡、坳陷盆地中心及克拉通向斜部位等负向构造单元，如北美前陆大型斜坡，中国鄂尔多斯盆地中生界大型坳陷湖盆中心等。平面上，油气或滞留在烃源岩内，或连续分布于紧邻烃源岩上下的大面积致密储层中；纵向上，多层系叠合连片含油，形成大规模展布的油气聚集。流体分异差，无统一的油水界面，油、气、水常多相共存，含油气饱和度变化大，具有“整体普遍含油气”的特征，一般单井无自然工业产量。非常规油气储集体广泛发育纳米级孔喉系统，是大面积连续型或准连续型油气聚集的根本特征，决定了油气呈连续或准连续型分布。根据中国与北美典型的非常规储层纳米级孔喉分布统计结果，致密气储层孔喉直径介于40～700nm，致密砂岩油储层孔喉直径介于50～900nm，致密灰岩油储层孔喉直径介于40～500nm（图2-2）。图 2-2 全 球 典 型 致 密 气 储 层 纳 米 孔 喉 分 布连续型油气聚集具有两个关键地质特征[7]一是源储共生，大面积层状含油气储集体连续分布，无明显圈闭与油气水界限；二是非浮力聚集，油气持续充注，不受水动力效应的明显影响，无统一油气水界面与压力系统。与常规油气聚集不同，非常规油气聚集突破了从烃源岩到圈闭的含油气系统概念，聚集动力以烃源岩排烃压力为主，受生烃增压、欠压实和构造应力等控制，聚集阻力主要为毛细管压力，二者耦合控制含油气边界。纳米级孔喉系统限制了水柱压力与浮力在油气运聚中的作用，运移距离一般较短，主要为初次运移或短距离二次运移。致密油和气以渗流扩散作用为主，非达西渗流，运移距离较短；碳酸盐岩缝洞油气、火山岩缝洞油气及变质岩裂缝油气存在一定程度的二次运移，但其紧邻烃源岩发育，达西与非达西渗流共存，与常规油气聚集相比，运移距离较短和规模较小。72.3 我 国 致 密 气 藏 及 分 布中国致密砂岩气资源量约为12万亿立方米（部分与常规气在资源量上存在着交叉），广泛分布于鄂尔多斯、四川、松辽、渤海湾、柴达木、塔里木及准噶尔等10余个盆地，其中鄂尔多斯和四川盆地最为丰富。鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量约10万亿立方米，号称“满盆气”。其中苏里格2.2万亿立方米（基本探明）；大牛地气田3522亿立方米；榆林气田1807.5亿立方米（50％）；乌审旗气田1012亿立方米；神木气田940亿立方米；米脂气田358.48亿立方米。2009年鄂尔多斯盆地致密砂岩气总产量133.52亿立方米。其中苏里格80亿立方米；大牛地气田19.6亿立方米；榆林气田27.3亿立方米；乌审旗气田1.6亿立方米；米脂气田5.02亿立方米。2009年，苏里格气田基本探明储量2.2万亿立方米，2010年，储量将达到2.7万亿立方米，是中国名副其实的世界级的特大型气田。同年，苏里格气田天然气产量达到80亿立方米，2010年产量将突破100亿立方米，规划到2015年建成250亿立方米的生产能力。苏里格大气田，是京津地区天然气供应的主力气源，可以稳定供气30～50年。四川盆地，致密砂岩气勘探开发潜力大。最新评价结果，川西侏罗系与上三叠统天然气资源量为1.8～2.5万亿立方米，而目前的探明储量约为2200亿立方米，仅占资源量的10左右。须家河组是四川盆地川中地区下一步致密气勘探现实领域。3 国 外 致 密 气 藏 开 发 关 键 技 术美国针对致密砂岩气储层物性差、储量丰度高、单井井控储量小等地质与开发特征，形成了气藏描述、井网加密、分层压裂等主体开发技术。图 3-1 美 国 形 成 的 一 套 致 密 气 藏 开 发 技 术83.1 气 藏 描 述 技 术美国发展了以提高储层预测和气水识别精度为目标的二、三维地震技术系列，如构造描述技术、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，等等。三维地震技术的应用有效地提高了钻井成功率。1990年以前，以二维地震为主体技术，开发井钻井成功率小于70；1990年以后，气藏描述及三维地震技术的应用使钻井成功率提高到75-85。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 3-2 裂 缝 平 面 展 布 及 粘 土 矿 物 分 布 叠 合 图（ Rio Arriba County, NM） 图 3-3 裂 缝 平 面 展 布 含 气 饱 和 度 分 布 叠 合 图（ Rio Arriba County, NM）3.2 井 网 加 密 技 术对于多层叠置的透镜状气藏，由于单井泄气面积小，井间加密是提高气藏采收率的技术关键。图 3-4 美 国 部 分 致 密 气 藏 开 发 井 网 密 度9井网加密技术流程在综合地质研究基础上，应用试井、生产动态分析和数值模拟等动态描述手段，确定井控储量与供气区形态，优化加密井网。只要动态资料确认满足加密条件，就可以实施井网加密。图 3-5 美 国 井 网 加 密 技 术 流 程 图3.3 增 产 工 艺 技 术致密气藏渗透率低，自然产能低，必须要经过储层改造才可能达到工业气流的标准。3.3.1 射 孔 加 砂 联 作 技 术射孔加砂联作技术分为负压射孔加砂联作技术与超正压射孔加砂联作技术，其中负压射孔加砂联作技术有助于清洁射孔孔眼，在负压差的作用下，地层中的流体挤向射孔孔眼、冲刷掉了包在破碎岩石表面的射孔弹的金属碎屑以及被射流带到孔眼里面的砂子和泥岩碎屑，从而打开一个地层流体向井筒内流动的贯通良好的自然通道。然而当油藏压力、渗透率和岩石强度减少时，负压射孔的适用性就减少了。通过研究发现如果油藏压力小或都已经衰竭，那么负压差可能就不足以清洁射孔孔眼。同样地，渗透率如果小，地层流体也许流动得不够快以至不能清洁射孔孔眼。而且，如果岩石强度小，能有效清洁射孔孔眼的负压差也许就不会超过岩石的破裂极限从而使地层垮塌。而超正压射孔作业和加砂压裂配套使用能解决负压射孔不能取得预期效果的问题。该技术具有如下特点和优点。（1）一次性管柱进行超正压射孔与加砂压裂连续作业10超正压射孔与加砂压裂在不停泵的情况下，实施连续作业，对目的井段一次性完成射孔与加砂压裂作业，有效利用射孔裂缝，改善压裂效果。并且由于采用连续作业，减少了工序、压井次数及压井时间，缩短了试油周期，减少了试油成本，同时也减小了对地层的伤害。（2）减小地层破裂压力，降低施工难度对于常规加砂压裂，射孔形成的裂缝不能得到充分利用，在进行加砂压裂时射孔裂缝有的已经闭合，从而增加了施工难度。而超正压射孔与加砂压裂联作技术的应用，使射孔裂缝得以保持，前置液充分利用了射孔裂缝进入地层，进而压开地层，减小了地层的破裂压力，降低施工泵压，特别对于致密地层可降低施工难度。对于储层在1000米内的浅井，可降低破裂压力3MPa～5MPa，对于中、深井降破能力更为显著。（3）降低近井地带弯曲摩阻近井地带的弯曲摩阻是造成部分压裂井失败的主要原因。由于射孔时在近井地带产生的微细不规则裂缝形成的弯曲摩阻，致使常规加砂压裂时高速流动的前置液在流经近井地带时，造成额外的流动阻力，容易发生支撑剂从压裂液中析出，造成近井脱砂，发生砂堵。而采用联作技术就可以引导前置液沿射孔主裂缝延伸，从而降低裂缝弯曲摩阻的影响，降低了缝内流动阻力。3.3.2 分 层 改 造 技 术多层段在进行笼统压裂时可能出现层与层之间差异大，并没有泥岩遮挡层，在压裂时可能只压开物性好的层段，物性差的层段并没有得到有效改造。对于纵向上不集中，比较分散，横向上连续性差，各小层间物性差异较大的储层，需根据每一小层的物性特征，用分段压裂做出针对性改造，实施一层一工艺，有效动用单井控制储量，获得最佳得经济效益。3.3.2.1 封 隔 器 分 层 改 造 技 术封隔器分层压裂关键在封隔器，选择的封隔器要能够替出井内压井液，能建立多个独立的油套环形空间，将作业层段分开，施工过程中互不影响。11下带封隔器油管到相应位置低替井内压井液坐封封隔器酸化/压裂开上层滑套排液图 3- 6 封 隔 器 分 层 改 造 技 术 工 艺 流 程 简 图该工艺优点是工艺流程较简单（图3- 6）、每个层位压裂间隔时间短、压裂后恢复井口即可排液并投产，缺点是若发生砂堵处理较麻烦、封隔器出现窜漏现象将无法有效分层。3.3.2.2 连 续 油 管 多 层 压 裂 技 术使用连续油管带喷枪进行水力喷砂射孔，射孔完成后用，通过套管注液进行加砂压裂。当第一层压裂完成后填砂，通过砂桥实现分层封隔，再进行喷射射孔、套管压裂第二层，当所有层压裂完成后，进行冲砂作业，最后进行正常的排液、求产。下入CT，定位坐封封隔器封隔器试压CT及环孔低替为基液下入，定位坐封封隔器封隔器试压及环孔低替为基液喷砂射孔反循环冲砂正注酸液前置液＋段塞喷砂射孔反循环冲砂正注酸液前置液＋段塞主压裂顶替解封封隔器CT保持0.08～0.1m3/min主压裂顶替解封封隔器保持～图 3- 7 连 续 油 管 带 底 封 喷 砂 射 孔 压 裂 技 术 工 艺 流 程 简 图3.3.2.3 小 井 眼 填 砂 分 层 工 艺 技 术小井眼填砂分层工艺技术主要利用砂塞封隔已施工段，对待施工段射孔后进行压裂、填砂封隔，从而实现分层。该工艺理论上分层数量不受到限制，但由于砂塞必需达到一定厚度才能实现分层，故层间距较小情况下无法实现分层，目前小井眼填砂分层工艺在低效区块实现分层的最小层间距为30m。12填砂（含候砂沉降）试压合格不合格填砂（含候砂沉降）下连续油管探砂面不合格合格下连续油管冲砂重填，候砂沉降排液，测试射孔上段，酸化下连续油管冲砂图 3- 8 小 井 眼 填 砂 工 艺 流 程 简 图小井眼填砂分层工艺技术面临难点①层间距短，填砂量小，砂面位置不易控制；②由于储层改造需要，需改造井大多数为斜井，井斜大砂不易沉降；③若砂面位置不合适，需冲砂，冲砂高度不好控制、井控风险大、冲砂易导致已填砂面松动等情况；④加砂压裂存在压不开地层的风险；⑤面临填砂高度不易控制，反复冲、填砂的风险；⑥冲砂过程中若液体粘度较低、排量较小则无法将砂子冲出，若液体粘度较高、排量较大则易将射孔弹屑等井底杂质冲出，导致连续油管被卡住或者地面流程被堵。小井眼填砂分层工艺技术优化措施①采用人工倒灌支撑剂更易于准确计量；②采用清水与基液的混液填砂，保证一定粘度，不至于过快沉降，又可加快支撑剂沉降到井底的速度；③填砂前测井公司电测人工井底，为计算填砂量的准确性提供保障；④优化储层射孔位置，尽量扩大层间距离，从而利于填砂操作；⑤冲砂位置不一定需要到人工井底，能保证在最下面一个施工井段以下即可，避免出现复杂情况，减小施工风险；⑥冲砂液体需保证一定粘度，便于携带井底砂到地面，但需在冲砂排量与液体粘13度之间做好平衡，避免井底杂质被冲起卡连续油管。3.3.3 水 平 井 分 段 压 裂 技 术目前水平井已经成为低渗透气藏开发的有力手段，而水平井分段压裂是水平井开发不可缺少的工艺技术。近几年来水平井分段压裂技术发展很快，目前水平井分段压裂最主流的方法是是采用裸眼封隔器加滑套的方法。该工艺的典型优点是可以按照设计将水平段分为多段进行压裂，且施工过程比较简单。该工艺典型的管串结构如图3- 9图3- 9图3- 9。图 3- 9 典 型 的 裸 眼 封 隔 器 分 段 压 裂 管 串 示 意 图为了保证井下工具在裸眼段顺利下入，还得考虑对井筒进行处理的工艺，总体上，裸眼封隔器分段压裂工艺步骤过程如下套管刮管→第一次裸眼通井（双划眼器）→第二次裸眼通井（四划眼器、两组、间隔）→模拟通井（钻杆裸眼封隔器双划眼器管柱）→钻杆送裸眼封隔器管柱→替液→座封悬挂封和裸眼封隔器→验封→丢手、起送入工具→换装井口→下插管、验封→安装采气井口装置→分段压裂（酸化）施工。3.3.4 大 型 压 裂 技 术当裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易产生分叉缝，多个分叉缝就会形成多裂缝系统（体积缝）。采用“大液量、低砂比，大排量，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14的控制范围，从而获得增产。图 3- 10 常 规 压 裂 的 裂 缝 控 制 流 动 区 域 图 图 3- 11 体 积 压 裂 的 裂 缝 控 制 流 动 区 域 图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险。3.4 钻 采 工 艺 技 术3.4.1 小 井 眼 技 术对于小井眼的提法有各种各样，不尽相同，国内外到目前为止没有统一的定义。①美国Amoco公司90以上的井眼用小于6″的钻头钻成。②法国Elf公司完钻井眼小于常规完钻井眼（81/2″）的井统称为小井眼。③凡是大于2 3/8″油管不能作内管柱的井称小井眼；④全井90％的井眼直径是用小于7″钻头钻的井称为小井眼；⑤还有的认为环空间隙小于1″的井眼为小井眼。目前，比较普遍的定义是90％的井眼直径小于7″或70％的井眼直径小于6″的井称为小井眼井。小井眼钻井是于始于上世纪40年代。迄今为止，小井眼钻井活动遍及世界许多国家，如美国、法国、德国、英国、加拿大和委内瑞拉等。美国是目前世界上钻小井眼井最多的国家，而且在老井加深、侧钻领域应用小井眼技术最多，特别是侧钻短半径水平井。由于小井眼钻井的自身优势，在世界范围内正蓬勃发展，小井眼正在部分的取代常规井眼，给石油工业带来显著的技术经济效益。15表 3-1 小 井 眼 钻 井 技 术 的 优 势井场占地面积钻井设备钻井作业人员钻进岩屑量钻井费用适用范围占用井场面积减少约70％小型化重量轻常规钻井三分之一的工作人员钻进岩屑量和钻井液量都小于常规钻井井场各项费用减少60，节约钻井成本15～40低渗、特低渗气藏；水平井、分支井、深井最大垂直井深超过6000m3.4.2 欠 平 衡 钻 井 技 术欠平衡压力钻井是指在钻井过程中钻井液柱作用在井底的压力（包括钻井液柱的静液压力，循环压降和井口回压）低于地层孔隙压力。欠平衡钻井又分为气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井、充气钻井、淡水或卤水钻井液钻井、常规钻井液钻井和泥浆帽钻井。由于欠平衡钻井能够对储层起到较好的保护作用，在低渗致密气藏钻井中得到广泛应用，美国欠平衡钻井占总钻井数的比例已达到30。4 我 国 致 密 气 开 发 建 议4.1 我 国 形 成 的 致 密 气 开 发 技 术我国自1971年发现川西中坝气田之后，也逐步系统地开始了对致密砂岩含气领域的研究。至今已探索形成了一套致密砂岩气田有效开发主体技术、特色技术和适用的配套技术体系。主要有①高精度二维地震技术（集成创新）②富集区优选、井位优选技术（集成创新）③快速钻井及小井眼钻井技术（集成创新）④适度规模压裂技术（国内首创）⑤井下节流技术（国内原创）⑥排水采气技术（吸收引进再创新）⑦分压合采技术（集成创新）⑧地面不加热、低压集气、混相计量技术（国内首创）164.2 关 于 致 密 气 开 发 的 建 议中国致密气分布广泛、资源丰富、潜力巨大，为了尽快将资源转化为产量，有效地开发致密砂岩气，缓解常规天然气开发的压力，急需进行深入细致的研究与探索，尽快突破地质认识与工艺技术瓶颈，早日实现致密砂岩气的规模、有效开发。（1）开展致密气的资源潜力研究，进一步落实致密气的储量与产能规模目前开发的低渗气田部分属于致密气范畴，但主要是按低渗气藏的勘探开发理念进行，按致密气的思路，储层下限会进一步下降，储量将更加丰富，需要进一步评价致密砂岩气资源潜力，拓宽勘探领域。（2）继续强化增产工艺技术攻关，尽快突破提高单井产量瓶颈技术工艺技术的不断进步是非常规天然气产量快速增长的关键，直井分层压裂（尤其是一次分压10段以上的直井压裂技术）、大型压裂、水平井分段压裂技术是致密气开发的主体工艺技术，需要继续强化工艺技术攻关，尽快形成低成本的配套工艺技术。（3）深化开发技术政策和配套技术研究，尽快实现致密气规模有效开发致密气藏在孔隙结构、渗流特征等多方面与低渗气藏存在差异，需要重点研究致密气藏开发机理、开发规律、井型井网优化、合理配产和合理产能规模等开发技术政策，为规模有效开发致密气藏做好技术储备。（4）选取典型试验区进行现场攻关试验，尽快形成集成配套技术体系储层下限研究、提高单井产量攻关试验、配套开发技术研究。参 考 文 献[1] StephenAHolditch. Tight gas sands[J]. SPE J, 2006, 1 86-93[2]田信义,孙志道. SY/T 61681995.气藏分类[S].北京中国标准出版社, 1995[3]赵澄林,胡爱梅,陈碧钰,等. SY/T 62851997.油气储层评价方法[S].北京中国标准出版社, 1995[4]韩永新,万玉金,杨希翡. SY/T 61682009.气藏分类[S].北京中国标准出版社,2009[5]李士伦,孙雷,杜建芬,等.低渗透致密气藏、凝析气藏开发难点与对策[J].新疆石油地质, 2004, 252 156-159[6]李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京石油工业出版社, 1997 4-8[7]邹才能,朱如凯,吴松涛,等.常规与非常规油气聚集类型、特征、机理及展望以中国致密油和致密气为例[J].石油学报, 2012, 332 173-187[8]刘吉余,马志欣,孙淑艳.致密含气砂岩研究现状及发展展望[J].天然气地球科学,172008, 193 316-319[9]李军,崔彦立.低压致密气藏压裂改造技术的研究与应用[J].油气井测试, 2007,162 72-78[10]青永固.川西致密碎屑岩气藏水力压裂工艺技术进展[J].天然气工业, 2002, 22321-24[11]李宝林.大牛地气田致密气藏水力加砂压裂工艺技术研究与应用[J].科技情报开发与经济, 2008, 1811 128-130[12]邓金根,郭先敏,孙焱.致密气藏压裂井定向射孔优化技术[J].石油钻采工艺,2008, 306 93-96