概念和分类
发布时间:2020-01-22 13:12

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  “低品位”油气资源是一个相对的概念,是相对于已经发现的规模大、丰度高、油质好、单井产量高的“高品位”而言;同时也是相对于技术经济条件而言,是技术经济条件的函数,与经营管理的方式密切相关[1],因此,世界各国学者根据所在国不同的资源状况和技术经济条件对“低品位”油气资源进行了不同的界定。1.1.1国外研究与实践

  目前,美国等国家一般较少采用“低品位”的概念,因此也就没有对低品位油气资源提出相对统一的概念和分类。通常情况,美国采用“边际”、“非常规”等概念来描述低品位、难动用油气资源,以区别于优质资源。“边际”概念主要是指在一定市场(价格)条件下,采用现有成熟技术不能实现经济开采(满足一定的投资回报率)的石油、天然气储量,包括探明储量规模太小的油气田、规模大但开发难度大的油气田、重(稠)油、剩余油(尾矿)等。“非常规”的概念,则用来描述利用常规技术工艺不能开发的油气资源,如油砂、油页岩、煤层气、页岩气、致密砂岩气等。在实际应用中,这两个概念没有截然分开,存在明显交叉。即便如此,对于任何一种具体的边际储量和非常规资源,美国等国家在研究制定相关政策时,都给予了明确的界定,包括孔隙度、渗透率、密度、粘度等具体的物性、物理指标[2]。

  国外曾把渗透率小于100mD(mD:毫达西,为渗透率单位)的油田划为低渗透油田。随着科学技术的发展,目前通常也把低渗透油田的上限定为50mD,并进一步将低渗透油藏分为以下三种类型[3~4]:

  一类储层渗透率10~50mD,称为低渗透油田。此类储层的特点接近于正常储层。地层条件下含水饱和度为25%~50%。这类储层一般具有工业性自然产能,但在钻井和完井中极易造成污染,需采取相应的储层保护措施。开采方式及最终采收率与常规储层相似,压裂可进一步提高其产能。

  二类储层渗透率1~10mD,称为特低渗透油田。此类储层含水饱和度变化较大,部分为低电阻油层,测井解释难度较大。这类储层自然产能一般达不到工业性标准,需压裂投产。

  三类储层渗透率0.1~1mD,它属致密低渗透储层,称为超低渗透油田。由于孔隙半径很小,因而油气很难采出。这类储层已接近有效储层的下限,几乎没有自然产能,需进行大型压裂改造方能投产。就目前的世界工艺技术水平而言,0.1mD以下的低渗透油藏也是可以开发的,但经济上可能是无效的。

  近年来,美国将渗透率低于1.0mD油藏定为低渗透油藏,而将渗透率低于0.01mD的油藏定为特低渗透油藏。美国联邦能源管理委员会根据《美国国会1978年天然气政策法》的有关规定,提出将有效渗透率低于0.1mD的砂岩气藏确定为致密气藏。美国能源部对致密砂岩气藏进一步分类,规定:0.05~0.1mD为致密砂岩气藏;0.001~0.05mD为很致密砂岩气藏;0.0001~0.001mD为极致密砂岩气藏。

  国内对低品位油气的界定比较多,没有形成统一的概念。国家有关部门、一些专家学者分别从不同角度对低品位油气资源进行了描述。

  国家有关部门从油气藏分类的角度,对一些低品位油气藏进行了定量描述和界定。国家油藏分类(标准编号:SY/T6168-1995)如表1.1所示;国家气藏分类标准(标准编号:SY/T6169-1995)如表1.2所示。

  有的学者借鉴国外标准,从物性指标参数等方面对低渗透油藏概念进行了研究和界定。罗蛰潭等[5]认为:渗透率低于100mD的储层为低渗透储层。严衡文等在西安国际低渗透油气藏会议上,提出了低渗透储层的划分标准:渗透率大于100mD为好储层;渗透率10~100mD为低渗透储层;0.1~10mD为特低渗透储层。李道品等[6]提出:渗透率10~50mD为低渗透;渗透率1.0~10mD为特低渗透;渗透率0.1~1.0mD为超低渗透。由中国石油天然气集团公司组织编写的《中国石油勘探开发百科全书》[7]中规定:渗透率≥10~50mD为低渗透;渗透率≥1.0~10mD为特低渗透;渗透率1.0mD为超低渗透。王光付等[8]提出:有效渗透率10~50mD的油藏为一般低渗透油藏;有效渗透率1~10mD的油藏为特低渗透油藏;有效渗透率0.1~1.0mD的油藏为超低渗透油藏。

  李浩和杨海滨主要从经济和技术角度提出了低品位石油储量判断标准,他们认为低品位石油储量就是难动用石油储量[9]。从经济角度来说,12%的投资收益率是划分储量难动用与否的标准,投资收益率达不到12%的,被定义为难动用储量;将成本利润率小于6%的已开发油藏定义为石油尾矿[9]。从技术角度说,难动用储量是指在自然条件下由于技术原因开发难度较大的储量,一般又分为3种类型:油藏岩石的物性不好;油品本身特性不好,粘度太大;进入开发后期的难采储量。难动用石油储量具有以下特点:①资源本身物化特性或其储层物性较差,通常其相对密度较大、新宝6登录粘度较高、流动性差、非烃组分含量高,或具有储量丰度低、单井产量低及渗透率低的“三低特征”;②资源本身质量和储集性较好,但分布复杂,或储量规模较小,需要特殊工艺和设备,风险高;③随着技术的发展与油价的变化,可以变为可动用储量;④由于管理体制、管理水平等的不同,储量的可动用性不同。邱中建等认为[10]:难采储量往往受制于油价的高低,对油价的波动非常敏感,如果油价从18美元/桶增至28美元/桶,那么大部分难采储量都可以动用。而且他们还认为,由于难采储量开采成本高,大型国有石油公司动用它们的积极性往往不高,如果改变经营方式,缩小经营单位,采用股份制,由国有石油公司控股,精打细算,那么大部分难采储量也可以动用。这种经营方式在我国某些地方已经存在,而且可以盈利。如果同时加大科技攻关的力度,降低难采储量开发的成本,那么难采储量也会被动用。

  查全衡等[2]认为“低品位”资源是相对概念,一是相对于已发现的规模大、丰度高、油品好、产量高油气田的“高品位”而言的。“低品位”资源的成因有两种:一种是天然形成的。我国通常将复杂的小断块油气田、稠油油田和低丰度、低渗透油气田的资源称为“低品位”资源。另一种是人为造成的。长期开采后的油气田剩余的资源,大体相当于固体矿藏的“尾矿”,资源品位变差。不过流体矿藏的“尾矿”总量巨大,目前一般占探明地质储量的70%以上。二是相对于技术经济条件而言。“品位”是技术经济条件的函数,随着技术进步、油价上升,“低品位”资源可以成为“高品位”资源,而在油价下降时,“高品位”资源也可以成为“低品位”资源,如图1.1所示。

  潘继平等[11]从资源质量、储集物性及分布特征等方面将低品位储量分为以下四大类:①Ⅰ类,即稠油类。这类资源本身质量比较差。从物理性质上看,密度大,密度一般超过0.934g/cm3,粘度大于100mPa·s(mPa·s:毫帕斯卡·秒,为粘度单位),流动性差;从化学性质组分上看,氧、硫、氮等元素、非烃及沥青质含量高,硫元素含量0.4%~1.0%;氮元素0.7%~1.2%,而常规油的硫和氮含量通常分别低于0.4%和0.7%,非烃和沥青质含量高达10%~30%,有的甚至可达50%。通常,这类资源埋藏浅,但储量规模较大。②Ⅱ类,即低渗透类。这类资源本身物化特征较好,但一方面储量丰度低,单井产量低,规模较大,总量较大,另一方面储集物性比较差,孔渗低,渗透一般小于50×10-3μm2,物性非均质性强,储集空间分布极其复杂,比如裂缝或溶蚀孔隙,总体上,这类储量属于油气贫矿类,主要是由于储层物性特征较差致使其难以动用开采,包括复杂岩性、地层油气藏和裂缝性油气藏。③Ⅲ类,即小油田类。这类资源本身品质及其储集物性较好,但由于单个油气藏(田)面积小、规模小、储量小,或者构造复杂,断裂发育,油水关系复杂的小型断块油藏,新宝6登录常呈成群或成带分布,多为边际油田。由于规模小,开采成本高,风险大,且需要采用先进的钻井技术,如多分支水平井技术和大位移水平井技术。④Ⅳ类,即剩余油类。这类资源是指经过多年生产后的油田所剩余的储量,属于油气“尾矿”,是一种人为生产活动造成的,通常分布在大型老油田,而且总量较大。在经过一次、二次采油后,油藏油水关系复杂,剩余的资源分布规律性差,开发和生产成本较高,通常需要先进有效的油藏经营管理技术,包括精细油藏描述技术和三次采油技术等。

  一是市场经济条件,即石油价格因素。通常油价越高,越利于低品位油气资源开发利用,低品位资源将向高品位资源转换;反之,油价越低,高品位资源将向低品位资源转换。

  二是开发工艺技术条件。技术水平越高、越有效,越有利于低品位油气资源开发利用,低品位资源向高品位资源转换;反之,技术水平低下,高品位资源将向低品位资源转换。

  三是政策环境。主要指油气资源开发的各种税费政策,适当有效的鼓励政策有利于低品位资源开发。

  四是经营管理水平。主要指企业开发资源的经营管理水平和成本控制能力,较高的经营管理水平和严格的财务管理、成本控制,有利于降本增效和低品位油气资源开发。

  从国内外低品位油气资源的概念和界定指标看,随着科技进步和扶持政策的完善,低品位油气资源界定下限越来越低,特别是低渗透油气资源的下限越来越小,从早期的100mD、50mD逐步下降到20mD、10mD,直到目前的1.0mD、0.5mD、0.3mD、0.1mD,低品位资源的范围则越来越广。例如,20世纪80年代,我国采用“常规压裂”等技术只能使10~50mD的低渗透油藏得到有效动用。2000年以来,鄂尔多斯盆地其他油田,采用“整体压裂、超前注水”等技术,使得低于0.5mD以下的特低渗透储量也可以有效动用[12]。另外,低品位油气资源概念还与油气资源管理体制密切相关。通过对比,可以看出,国外低品位油气资源概念主要从地质和技术方面来确定,特别是储层物性特征、油气资源本身的物理化学参数等客观条件和特征。而国内低品位油气资源概念,特别是学术界,侧重于综合因素,既考虑了储层物性、资源本身特性,也考虑了技术、政策等人为因素和条件。

  综合考虑国内外低品位油气资源的概念,本研究对低品位油气资源的描述为:低品位油气资源是指在现行体制和一定市场条件(如油价)下,采用常规的经营管理方式,依靠现有成熟工艺技术不能经济开采的探明石油、天然气地质(资源)储量。通常具有渗透率低、丰度小、品质差、规模小、含水率高、单井产量低等一个或多个特征。

  低渗透石油:指有效渗透率小于10mD的储层中的原油资源,具有单井产量低、储量丰度低等特征。细分为一般低渗透(1~10mD)、特低渗透(0.5~1mD)、超低渗透(0.5mD)三类。

  稠(重)油:指地层温度条件下,密度大于0.934g/cm3、粘度大于50mPa·s的原油资源。

  剩余油(石油尾矿):指进入开发生产后期,综合含水率超过90%的油气藏(田)中剩余的石油地质储量,具有含水率高、产量持续递减等特点。

  边际小油田:指在目前的开采技术条件下,没有经济效益和难以动用的、储量规模小的油气田。

  低渗透砂岩气:指有效渗透率小于1mD的砂岩储层中的天然气资源,具有单井产量低、储量丰度低、分布广等特征。细分为低渗透气(0.1~1mD)、特低渗透气(致密砂岩气)(0.1mD)两类。

  高含非烃气:指硫化氢(H2S)、二氧化碳(CO2)或者氮气(N2)等非烃含量超过5%的天然气资源。

  高温高压气:指同时具有地层超压(压力系数 1.3)和高温(地层温度 150℃)的天然气。

  页岩气[13]:指赋存于富含有机质的暗色泥页岩或高碳泥页岩中,主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源。在埋藏温度升高或有细菌侵入时,暗色泥页岩中的有机质,甚至包括已生成的液态烃,裂解或降解成气态烃,游离于基质孔隙和裂缝中,或吸附于有机质和粘土矿物表面,在一定地质条件下就近聚集,形成页岩气藏。页岩气藏具有如下特点:

  第一,与煤层气相似,页岩气藏具有自生自储特点,页岩既是烃源岩,又是储层,没有或仅有极短距离的运移,通常就近聚集成藏,不受构造控制,无圈闭、无清晰的气水界面。

  第二,页岩气藏分布受暗色页岩分布控制,面积大,范围广,常呈区域性、连续性分布;页岩气形成温度范围大,在暗色泥页岩热演化的各阶段均可形成,埋藏深度范围大,从浅于200m到深于3000m都有可能有页岩气藏。

  第三,页岩气藏储层具有典型的低孔、低渗特征,新宝6登录网址并随着埋深加大,物性变差。页岩气藏孔隙度一般4%~6%,渗透率一般低于0.001mD,若处于断裂带或裂缝发育带,页岩孔隙度、渗透率增加。

  第四,页岩气主要以吸附或游离状态赋存于页岩储层中,其中吸附气含量20%~85%。另外,少量页岩气以溶解状态存在,一般不超过10%。

  第五,页岩气藏自然压力低,开发难度大,技术要求高,通常无自然产能,采收率较低,单井产量低,但产量递减速度慢,生产周期长,一般超过30年。

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