一、我国天然气工业现状及发展远景
(一)我国能源现状及需求矛盾
我国一次能源资源比较丰富，常规资源总量超过8321亿吨标准煤，探明剩余可采总储量1392亿吨标准煤，资源总量仅次于美国和俄罗斯。能源结构以煤为主，占87.4%，石油、天然气资源相对贫乏，仅占3.1%。能源生产和消费主要表现出以下特点：一是人均能源拥有量低，能耗高。我国人均煤炭探明储量仅为世界平均值的45.5%，人均石油可采储量仅为世界平均值的 10.7%，天然气为4.9%。而值得关注的是，我国万元GDP总能耗是世界水平的3倍，能源的低水平利用造成能源的大量浪费，进一步加剧能源供应的紧张局势。二是我国能源结构以煤为主，能源自给率达到94%，但石油和天然气自给率低。我国是世界第二大能源生产国和第二大能源消费国，能源生产和消费以煤炭为主，占总量的68%左右；石油和天然气工业尽管得到了较快发展，但仍满足不了国民经济快速发展的需要。我国1993年开始成为石油净进口国，目前对进口原油的依存度已超过40％。三是资源勘探程度低，地域分布不均。目前，我国煤炭资源探明程度17.5%，石油可采资源量探明程度不到30%，天然气为 12.5%，从能源地域分布看，煤炭主要分布在西北部地区，石油和天然气的主产区－东部地区资源开发已进入中后期，勘探逐步转向西北部的三大盆地和海洋，是今后资源接替的主阵地。西北部地区远离经济发达区，“北煤南运”，“西电（煤、气）东送”建设投资大，能源输送损耗高。四是石油和天然气供需矛盾突出。我国是世界上石油消费增长最快的国家之一，2004年石油消费创历史新高，年增长4220万吨，增长率高达15.8%，位居世界第一，远高于同期国内原油产量2％的年增长率；同期国内天然气年产量增长率高达22%，供需矛盾将进一步加剧。
(二) 我国天然气工业现状及需求矛盾
经过几十年的发展，我国天然气工业取得了长足的进步，储量大幅度增长，产量稳步上升，输配气系统快速发展，四大产区和八大区域市场格局基本形成（东北地区、渤海湾、长江三角洲、东南沿海、中部、西南部、中西部、西部共八大区域市场），为国内天然气大发展奠定了良好的基础。突出表现在以下几个方面：
勘探不断取得突破，开发资源基础雄厚。我国自90年代以来，不断加大天然气勘探力度，天然气资源量大幅增长。先后在塔里木、鄂尔多斯、四川及莺－琼等盆地，发现了克拉 2、长庆、普光、大牛地等大气田，每年新增探明地质储量1000～4000亿方，年均增加可采储量1500亿方，剩余可采储量由1990年的2416亿方增长到2005年的26757亿方，增长了11倍，探明储量储采比达到44，为天然气开发奠定了雄厚的资源基础。
天然气产量稳步增长，四大产气区格局基本形成。随着长庆、青海和塔里木等地区气田的相继投入开发，天然气产量由1990年的135亿方，上升到2005年的500亿方，基本形成了四川、鄂尔多斯、塔里木和海域四大主力产气区。
管输能力大幅增加，全国骨干网络已具雏形。截止目前，我国天然气管道总长逾3.1万公里，天然气外输管道总设计规模超过500亿方/年，初步形成了“西气东输”、“海气登陆”、“就近外供”的输气格局；储气库从无到有，安全平稳供气水平不断提高。随着管网的规模建设，消费市场也在发生根本性变化，实现了由产地到跨区域消费的转变，东部沿海经济发达地区的消费比重逐渐上升，基本形成了八大区域市场。
天然气需求持续增长，供需矛盾十分突出。一方面，国民经济的持续快速发展，拉动了对天然气需求的大幅上升；同时，天然气低廉的价格（2004年天然气出厂价和门站价分别为0.62元/方和0.98元/方）和清洁、高效的特性，促进了对天然气需求的异常增长。2005年国内天然气生产量500亿方，实际需求量达到610亿方，缺口110亿方，天然气供需矛盾十分突出。
(三) 我国天然气工业发展远景
天然气作为一种洁净、高效的优质能源，得到世界各国的普遍重视，已成为世界三大支柱能源之一，在世界一次能源结构中的比例占1/4左右。中国天然气工业起步较晚，天然气在一次能源消费中所比例不到3%。借鉴国外经验，大力开发和利用天然气，是优化我国能源结构、实现经济可持续发展的重要措施和发展方向。
未来20年，国内天然气工业总体上将呈现快速发展的态势：
天然气消费呈快速上升。国家发改委能源局预测，我国环渤海、长江三角洲等八大地区2010年天然气需求总量将达到1068亿方，2020年为2107亿方，天然气在一次能源结构中的比例将达到10%。旺盛的市场需求为天然气工业发展提供了强大动力。
未来十几年内，探明储量仍将保持快速增长态势。我国天然气处于勘探早期阶段，预计今后较长时间内将陆续有大的发现。勘探潜力最大地区是中西部和海域。中西部地区主要指四川、塔里木盆地等古生界—中生界下部海相碳酸盐岩气藏，以及鄂尔多斯盆地古生界岩性气藏；海域主要指东海、南海等中新生界气藏。预计上述地区到2020年新增天然气探明储量5万亿方左右，将为天然气工业的快速发展提供雄厚的资源基础。
天然气产量进入快速增长时期。目前，国内三大石油石化公司分别在鄂尔多斯盆地、四川盆地川东北地区、塔里木盆地、柴达木盆地、南海北部开展大规模的产能建设。随着勘探进程的不断推进，将会有更多的新气田不断投入开发。预计国内天然气产量2010年可达到950亿方，2020年达到1250亿方左右。
干线管网建设将进入快速发展期，LNG也将得到较大发展。随着勘探开发力度的加强和资源引进工作的加快开展，配套管网建设也将加速发展，预计2010年，天然气输气规模将达到1000亿方/
年以上，最终形成多气源互补、供气平稳安全的全国性供气网络。为解决国内资源和市场的矛盾，我国实施“走出去”能源战略，加快了LNG的引进步伐。“十一五”期间计划实施10座LNG工程，目前2个项目已批准在建，5个项目开展前期工作。LNG工程及配套管网建设将对我国能源战略起到重要的促进和保证作用。
总体来看，天然气产业呈现出广阔的发展前景，天然气将成为我国未来能源工业的重要支柱。
二、制约我国天然气工业发展的技术瓶颈分析
当前，我国天然气工业进入了一个新的发展时期，天然气勘探开发的主体对象逐步转向超深层、低渗致密、高含硫、超高压、火山岩等复杂气藏，今后相当一段时期，我国天然气的快速发展将主要依赖复杂气藏的高效开发和不断接替来实现。总体上，我国在复杂气藏的开发和研究方面还处于起步阶段，由于复杂气藏储集层或流体性质的特殊性，对开发技术有更高的要求，一些关键技术已成为制约复杂气藏有效开发的瓶颈。下面我从物探、钻井和开发配套技术等三方面，就影响特殊气藏开发的关键技术问题谈几点看法，供大家参考。
（一）气藏地球物理技术存在的问题
四川盆地海相碳酸盐储层和鄂尔多斯盆地海陆交互相低渗砂岩储层，是近期我国天然气勘探开发的主要对象。近年来，在地球物理技术应用方面开展了大量技术攻关，初步形成了一系列有效的技术方法，如高分辨率野外采集技术、多参数储层反演技术、AVO属性分析技术等，较成功地预测了鲕滩孔隙型储层、裂缝－孔隙型储层、低渗致密砂岩储层的分布，发现了普光、罗家寨、苏里格和大牛地等大型气田。
但由于南方山地地形和鄂尔多斯盆地黄土塬地表条件复杂，以及受碳酸盐岩储层埋藏深和地层含煤的影响，目前在地震资料采集、处理和储层预测等方面仍存在着一些技术难题，影响了天然气的勘探开发进程。
1、南方海相探区地震采集、处理、解释技术难点
在地震资料采集方面，南方海相探区多为山区，地表和地下构造条件复杂，造成激发、接收条件差，普遍存在原始地震资料信噪比低、有效波较弱的问题，资料成像困难，地震资料的品质较差。
在地震资料处理方面，对于山地地震资料，在处理中静校正问题突出。由于地震记录信噪比低、各种干扰波发育，地震反射连续性差，反射能量弱等因素影响，对去噪技术、频率补偿和偏移成像等环节提出了更高的要求。
在地震资料解释方面，由于地震资料品质不好，分辨率低，造成地震剖面上构造现象不明显，
储层和含气层的地震响应特征差，直接影响气藏构造解释、储层预测及含气性预测的精度。
2、鄂尔多斯盆地气藏富集带的判别技术难点
鄂尔多斯盆地主要发育低渗-致密砂岩岩性气藏，由于储层低孔低渗、沉积相变化大、地震资料分辨率低、煤层屏蔽现象严重等因素影响，造成储层预测精度低，高产富集带分布规律认识难度大。
地震资料品质差。鄂尔多斯地表主要为黄土塬，黄土厚度大，干燥疏松，对地震波吸收衰减严重，地震波在激发和传播过程中产生多种强烈的规则干扰和随机干扰，使地震记录表现为低频和低信噪比特征，影响了地震资料的品质。
储层预测精度低。一是储层低孔、低渗，导致砂、泥岩波阻抗差异微弱，砂体地震响应特征不明显；二是煤层与围岩形成的强反射屏蔽了砂岩的地震反射。上述两方面因素影响了储层的预测精度。
含气性预测效果不理想。泥岩的高电阻率特征，使得通过电阻率反演预测含气性技术受到挑战，亟待探索新的含气性预测技术。
（二）钻井工程存在的问题
经过几十年的不断创新和发展，我国钻井技术水平总体达到了国际先进水平，特别在深井、超深井、欠平衡等钻井技术方面基本赶上了国际先进水平。
但由于复杂气藏地质构造情况异常复杂，地层倾角变化大，井间及同井内上、下地层压力系数差异大，造成钻井施工难度大，存在喷、漏、卡、塌、斜、毒等钻井难题，南方海相探区钻井过程中尤其突出，具体表现在以下几个方面：
1、异常高压气藏钻井工程问题
异常高压气藏钻井工程问题主要集中在川东的海相地层探区，由于上部陆相地层一般无异常高压，下部海相地层压力高，横向变化大，且纵向上存在多个压力系统，目前针对碳酸盐岩地层的压力预测和检测缺乏有效手段，导致井身结构设计复杂，在钻下部地层的时候容易出现复杂情况，特别是井控能力满足不了实际需要，特高比重泥浆密度要求达到2。8以上，同时具有综合高性能指标，这一地区在钻井过程中也存在极大的井控风险风险。
2、复杂地层钻速低、井壁不稳定等问题
南方海相探区上部地层岩石坚硬、研磨性强、地层可钻性差（可钻性级值5～8）、岩性多变、地层倾角大，钻井过程中普遍采用轻压吊打防斜纠斜，机械钻速普遍较低，平均在1米/小时左
右，提高钻井速度是提高勘探开发效益的关键。
由于四川盆地特殊的构造地质特点，导致钻井施工过程中井壁极其不稳定，引发漏失等复杂情况。尤其是上部地层大裂缝、溶洞性恶性漏失，给钻井生产带来了极大影响，严重时可导致井涌、井喷事故，甚至造成井眼报废。
3、完井质量存在问题
南方海相探区储层高含H2S和CO2，对完井质量提出了更高的要求，加之多套气层活跃，层段压力规律性差，地层压力梯度差异大，存在漏喷同层等情况。因此对于多个产层、多套压力系统、深井高温高密度、易漏、井眼状况复杂、非常规井身结构小间隙环空等情况下，如何提高水泥环胶结质量，是提高高压气井固井质量面临的难题。
4、气层污染问题
异常高压地层钻井过程中发生气层污染主要有两方面原因：一是目的层段裸眼压力体系复杂，控制安全钻井所需泥浆密度往往超过产层压力系数，造成气层严重污染；二是当钻遇储层发生井漏时，采用大量堵漏材料进行封堵也会对气层造成伤害，从而影响气层的识别、发现和气井产能。
（三）开发配套技术存在的问题
经过四十多年的发展和积累，我国在常规砂岩、低含硫等气藏开发方面，逐步形成了一系列有效的开发配套技术，推动了天然气工业的发展。但随着天然气开发对象向低渗透、高含硫等复杂气藏的转移，常规开发技术满足不了开发的需要，一些开发关键技术制约了气藏的安全有效开发。主要问题有以下几个方面：
1、高含硫气田防腐问题
高含H2S和CO2气藏开采中最突出的问题就是完井套管和生产管柱的防腐问题:
一是标准的适应性问题。虽然国内外都发布了一些关于选材的标准，如ISO国际标准、美国腐蚀工程师协会、加拿大等国家都有关于选材的系列标准，我们也初步有了自己的行标，但并不能解决所有问题。因此，要针对我国高含硫气田的特殊情况，应尽快制订相关标准。
二是油套管材的评价实验问题。材料的腐蚀评价是材料优选的重要环节，通过实验评价，可以得到油套管力学和使用寿命设计的关键参数。但由于硫化氢是剧毒气体，可能对实验、人员安全和环境造成严重后果，实际开展评价工作的达标实验室很少。模拟高温、高压H2S和CO2环境下的应力腐蚀实验和腐蚀失重研究是最有效的实验方法，在国外广泛采用，国内急需建立这样的实验室开展实验工作。
三是油套管材的试应用问题。在室内实验的基础上，依靠现场试验取得经验，进行材料的选择是最可靠的方法，是材料选择与腐蚀防护的重要经验之一，我们还缺乏这方面有组织的试应用研究。
四是油套管材的经济性问题。目前高含H2S和CO2腐蚀环境下选用的材质基本上都是镍含量较高的耐蚀合金，其优秀耐蚀品质所对应的是不菲的价格，大规模使用受到限制。研究价格适中、高耐蚀合金的国产管材是今后重点研发方向。
2、生产井油套管管柱结构优化问题
高含H2S和CO2气藏井下管柱长期在高温、高压下工作，必须耐高压和具有良好的气密性，因而投资昂贵。需要解决好以下两个方面的问题：
一是套管设计优化问题。为确保套管有较长的使用寿命，套管设计必须解决合理选材、套管程序优化等主要问题。
二是生产管柱设计优化问题。生产管柱要满足测试、生产作业和长期安全生产的需要，其可靠性和实用性是优化设计的重点，需要加强油管尺寸、强度设计，下井工具及管材优选，安全系数的确定，丝扣密封设计及使用寿命设计等研究。
3、硫沉积问题
南方海相碳酸盐岩气藏有机硫含量高，根据国外类似气田开发经验，在气田开发中可能会出现硫沉积，一旦出现硫沉积，对气井生产动态有很大影响。在井筒中出现硫沉积，会堵塞井筒使产气量下降，严重的造成关井停产；在地层中出现硫沉积，会降低产能，严重的堵塞地层，造成产量大幅度下降。因此，硫沉积是下步研究中需要重点关注的问题，重点研究硫沉积机理、影响因素和硫沉积的控制问题。
4、低渗、低压、低丰度气藏增产降本问题
低渗、低压、低丰度气藏大多处于效益边际，单井控制储量小、产量低，需要通过压裂才能投入开发，气田实现有效开发必须解决增产降本问题。增产降本的关键技术：一是分层压裂改造合采，提高单井控制储量的动用率与产量。下步将重点进行多层分层压裂工艺技术研究，重点是进行连续油管压裂工艺技术的攻关；二是小井眼空气钻井，采用“小井眼＋气体钻井”配套技术，降低钻井投资；三是利用特殊结构井增加单井产能技术还处于起步阶段。
5、火山岩气藏有效开发问题
2005年大庆油田在松辽盆地北部徐家围子深层发现了庆深大型火山岩天然气田，上交天然气探明储量1018亿方，并展现出5000亿方的储量前景，这是我国天然气勘探领域的重大突破。我国
的大多数盆地都有火山岩分布，随着勘探技术的逐渐成熟和勘探工作的不断深入，火山岩气藏将会成为重要气藏类型。
与砂岩气藏相比，火山岩气藏储层分布以多个火山口为中心，储层非均质性强；物性差，储层渗透率最低只有0.02毫达西；巨厚，一口井可钻遇多个单层厚度超过100米的储层；储集空间复杂；气水层分布复杂，难识别、难预测。由于火山岩气藏地质特征与常规气藏存在较大区别，而在这类气藏开发方面我们缺乏经验，如何有效开发火山岩气藏成为我们亟待解决的难题之一。
6、高含硫高二氧化碳天然气集输工艺问题
高含H2S和CO2天然气的集输技术是气田开发的关键技术之一，其工艺技术水平的高低对降低气田生产成本、提高安全平稳供气的可靠性及保护环境都至关重要。
高浓度的H2S和CO2溶于水后会对金属造成严重电化学腐蚀、氢脆应力开裂，严重时会引起管线和设备爆炸；H2S是一种巨毒气体，空气中H2S含量超过300ppm将对生命造成危险。所以，高含硫气田生产过程中，任何的泄漏都可能导致重大安全事故的发生。
对于高含H2S和CO2天然气的集输方式，国外主要有两种，即湿气输送和干气输送。这两种输气方式在国外均比较成熟并有成功应用的经验。湿气输送工艺目前的技术难点是高压抗硫材料的选择、防腐技术和集输管网泄漏检测等，其中腐蚀控制是天然气集输技术的关键，在南方山区还存在管线施工及维护困难等问题；干气输送工艺从腐蚀机理上解决了酸性气体对输气管线和设备的腐蚀问题，工艺相对安全可靠，风险小，但存在脱水工艺和生产污水处理等关键技术问题。
7、安全生产问题
天然气生产及处理中常见的危害有爆炸、火灾、中毒三类。产生的原因主要有腐蚀、超压、泄漏、违反操作规程等因素。由于H2S的腐蚀性及剧毒性，高含硫气田的生产安全问题尤其需要重视。
目前，我国已有一整套低含硫气田的安全生产标准和规范。近年来，针对高含硫气田国家相应出台了一些安全生产标准。但是，在高含硫气田安全生产操作规程及设计等方面的相关标准和规范还不完善和系统，如缺少高含硫天然气管道与人口居住区的安全距离、泄漏监测、紧急反应区域划分、紧急切断系统设置等方面的规范，也没有对高含硫气田HSE管理以及应急预案内容等方面的规范要求。
上述问题是我国天然气开发面临的现实的技术难题，研究和解决这些难题对提高我国天然气开发水平、促进天然气工业的快速发展有着十分重要的意义。
三、立足创新，攻克难关，加快发展
开发低渗致密、高含硫、超高压、火山岩等复杂气藏，我们没有成熟配套的技术和经验积累，将面临着许多没有遇到过的技术难题，有些属于世界级难题。要实现复杂气藏的安全高效开发，必须解放思想，跳出原有研究思路的束缚，放眼世界技术前沿，立足于我国实际自主研发，从勘探、开发、工艺工程、安全等方面系统组织攻关。下面我提几点意见：
（一）解放思想，立足原始创新、集成创新和引进发展创新，面对世界级难题，组织全方位的科技攻关
原始创新是一切创新的基础，它是一种超前的科学思维或挑战现有科技理论的重大科技创新。实现原始创新，不仅可以推动科技本身的跨越式进步，而且能够带来新兴产业的崛起，有着巨大的经济价值和社会效益。因此，我们要把原始创新摆到基础研究和高技术研究的突出位置，充分依靠我国天然气行业自身科研力量，紧密结合不同类型复杂气藏地质特点，明确主攻方向，加大科技投入和现场试验力度，研发出具有中国特色的复杂天然气藏开发核心技术。
集成创新就是使各种技术成果融合汇聚，形成具有市场竞争力的综合配套技术系列，由此确立的技术优势，远远超过单项技术突破的意义。天然气工业是一个多学科、多技术、多部门参与的综合应用行业，具有链式结构的特点，技术集成创新尤为重要。目前，复杂天然气藏开发在地球物理、钻井、储层改造、集输、安全生产等方面都存在着一些关键技术难题，要实现气藏的安全高效开发，必须对气藏开发技术进行系统攻关和集成配套；在组织攻关时，建立以油田企业为主体、各科研院校参与的多兵团协同作战创新体系，通过优化组织资源，促进企业技术创新发展。
引进发展创新就是在广泛吸收全球科技成果、积极引进国外先进技术的基础上，充分进行消化吸收和再创新，形成新的学科理论或新的技术。对于复杂天然气藏的开发，国外成熟的经验和技术我们可以借鉴和引进，但更重要的是要做好消化吸收和再创新工作，为此，一要建立有效的消化吸收和再创新机制，制定相应的激励政策和措施，促进再创新工作的顺利开展；二要加强宏观调控和管理，避免陷入“引进—落后—再引进—再落后”的套路；三要开展世界级难题的攻关合作，在合作中掌握外方的研究思路和技术，加快我们的技术进步。
（二）瞄准南方海相和鄂尔多斯勘探领域难题，攻克技术难关，形成具有地区特色的勘探配套技术
针对我国南方海相和鄂尔多斯地区勘探中存在的技术难点，近期集中力量重点攻关以下关键技术。
1、攻克山地和鄂尔多斯地区地震资料采集、处理和解释技术
地震资料采集要根据具体的地表和地质条件，建立地质模型，精心设计观测系统，优化采集参数，最大程度地提高地震资料的采集品质。
地震资料处理应在叠前去噪上下功夫，有效提高地震资料的信噪比。对于山地地形，采用比较先进的层析静校正、波动方程基准面校正等技术，消除地表落差对地震反射记录的影响；针对含煤储层，通过拓频处理和强反射压制等特殊处理技术，提高地震资料的分辨率。为了提高地震资料信息的利用效果，要加大三维地震资料叠前偏移的研究和应用力度，推广应用基于建模的随机射线追踪处理技术。
构造解释要与地质研究紧密结合，在宏观地质构造背景指导下开展解释工作，以保证解释的构造现象在地质意义上的合理性。储层预测和含气性预测方法很多，针对南方海相和含煤地层的地质特点，在地震响应特征分析基础上，优选预测方法十分重要，从近年来的研究和应用来看，多参数、多属性综合预测和数据结构特征处理技术是储层及含气性预测的发展方向。
2、探索集成南方地区高速优质钻井技术
针对南方地区地质特点和钻井工程出现的突出问题，开展系统攻关，探索集成一套适合南方地区的优质钻井配套技术。
在提高异常高压气藏安全钻井方面，要加强压力预测和检测手段，精确立压与地层压力对应关系，设计出合理的井身结构，同时采用高等级封井器，提高井控装置的压力等级，避免复杂情况的出现。
在提高钻井速度和井身质量方面，首先应当利用地震、测井、已钻井资料对岩石的可钻性进行评价，建立起一套地区岩石可钻性剖面，优化钻头选型和钻柱组合方式；同时，实施国内外非常规钻井技术，如垂直钻井技术、空气钻井技术、“动力钻具＋LWD”导向钻井技术，有效提高机械钻速，降低钻井费用。
在提高完井质量方面，可以采用双级固井、尾管悬挂固井、管外封隔固井、多凝水泥浆体系固井、胶乳防气窜固井等技术措施，减少高压气井固井复杂情况的发生。
在气层保护方面，合理选择钻井液类型，建立防漏堵漏泥浆体系，重点是采用屏蔽暂堵技术，有效地保护气层。
通过系统攻关研究，争取形成具有地区特色的钻井技术体系。
3、研究高含硫气井测试配套技术
目前高含硫气藏出于安全考虑，存在测试时间短、测试方法简单、资料录取不齐全等问题，影响了对气藏的正确认识和评价。因此，需要针对高含硫气藏特点，研究气井测试配套技术和短时测试理论，同时，开发必要的测试设备，以取全取准每口探井的静动态资料，及早识别气藏储层类型和驱动类型，为开发好气田奠定基础。
（三）加强关键技术攻关，形成具有中国特色的复杂气藏安全、高效开发配套技术
复杂气藏实现高效开发，综合集成一套从地下到井筒再到地面的开发配套技术是关键。为此，近期应重点攻关气藏精细描述、储层改造、井筒技术、高含硫天然气集输和安全测控技术。
1、发展复杂气藏描述技术
气藏描述是合理制定气藏开发方案和技术措施的基础。气藏描述的核心是储层，储层描述的重点是储层及其物性的空间展布和流体富集规律。由于复杂气藏储层非均质性强，气田开发井数少，井距较大，增加了储层和流体分布规律研究的难度，需要在以下几个方面加强攻关研究：
（1）储层沉积微相分析技术
沉积微相是控制储层分布、物性变化的关键因素之一。综合利用岩芯、测井及地震资料，开展高分辨率层序地层格架控制下的沉积微相研究，划分有利储集相带，确定储层的有利分布区，指导井位部署。这一技术对有效开发鄂尔多斯盆地气田尤为重要。
（2）成岩相分析技术
四川盆地碳酸盐岩储层经历了长期、复杂的成岩演化过程，遭受多期的成岩作用改造，形成了原生孔隙、次生孔隙、裂缝等多种孔隙结构类型，影响储层的储集和生产能力。因此，在古地貌、古水文条件分析的基础上，进行成岩演化及其对储层的控制作用研究，划分成岩相带，可预测有利的储集区和高产区。
（3）以井、震技术结合为主的井间储层及含气性预测技术
根据测井资料垂向分辨率高、地震资料具有侧向连续的特点，针对复杂气藏储层，通过井、震结合的地震反演和属性分析，建立不同类型储层及其含气性的地震响应模式，提高井间储层及含气性预测精度，指导富集高产区带优选。
2、创新集成复杂气藏储层改造技术
以压裂、酸化为主体的储层改造技术，是提高气井单井产量、增加经济可采储量、提高勘探开发效果的重要手段。针对低渗致密砂岩储层和深层高含硫碳酸盐岩储层，今后一段时间要在以下三方面进行攻关研究。
应用基础研究方面，以引进和联合开发相结合，开展气藏改造的渗流机理研究、伤害机理研究、岩石力学特征研究、新型压裂酸化材料、裂缝实时动态监测与诊断技术研究，力争使我国在低渗气藏压裂酸化技术的应用基础方面取得更大突破。
对低渗砂岩气藏，通过多年的攻关研究，基本解决了裂缝短、伤害大、难返排的问题，但对于鄂尔多斯盆地低渗致密砂岩气藏多薄层特征、非均质性强的地层，需要研究经济、有效的大型水力压裂技术、薄互层的连续油管分层压裂技术、水平井压裂技术和小井眼压裂技术。
对于南方海相高含硫碳酸盐岩气藏，重点开展长井段碳酸盐储层完井与改造技术优化组合研究、裂缝性碳酸盐岩气藏深度改造技术、多层碳酸岩盐储层分层压裂酸化技术、高含硫气藏完井压裂酸化技术、异常高地应力下的压裂技术、新型压裂液和压裂充填材料的研究。通过攻关研究，形成一套适合于碳酸盐岩气藏的酸压改造技术，以及新型的压裂酸化材料体系。
针对火山岩气藏的特点，加强火山岩启裂机理、延伸机理、渗流机理以及压裂工艺技术改进等方面的研究，形成火山岩气藏的压裂配套工艺技术，满足火山岩气藏高效开发的需要。
3、加快高含硫高产气井采气工艺技术的自主研发
目前高含硫、高产气井采气井筒工艺技术和井口设备还处于引进阶段，应尽快开展井筒工艺配套技术的自主研发，重点是工具研制、管柱结构优化、密封材料研究以及井筒防腐和井筒安全等方面，同时加快抗硫井口及配套安全控制装置的研制工作。
4、引进和创新相结合，形成高含硫天然气集输处理技术
针对高含硫气田湿气输送和干气输送两种方式，开展确保集输系统安全运行的相关技术研究。湿气输送要解决的关键问题是管道和设备的腐蚀，为此，需要加强腐蚀控制和腐蚀监测技术等研究，重点研究防腐蚀材料的选择、集输工艺参数和运行方式对腐蚀速度的影响、高效缓蚀剂的研制及缓蚀剂加注量、加注方式等；干气输送方式需要加强脱水工艺和含硫生产污水处理等技术的研究。同时要加快地面抗H2S、CO2腐蚀的配套设备研制工作，在引进高H2S天然气处理厂配套技术的基础上，加快消化吸收，创新出有特色的含硫天然气分离处理技术。
5、加强高含硫气藏安全测控技术研究
为了保证高含硫气田的安全生产，需要加强以下研究：一是集输管网泄漏监测技术研究；二是紧急关断系统设计研制，包括紧急关断阀的设置、紧急关断系统的安全逻辑分析、泄漏监测与紧急关断系统设备的研制等内容；三是研究制定安全、可靠的应急预案和HSE管理程序；四是研究高含硫气田施工安装、试运、投产及生产等阶段的安全技术，制定安全、合理的操作规程。
同志们，我国天然气产业大发展的时代已经到来，作为石油科技工作者，我们肩负着为我国能
源工业的发展做出更大贡献的崇高历史使命，任务光荣而艰巨。我们要清醒地认识到，我们面临的勘探开发对象越来越复杂，技术要求越来越高，有些是世界性的难题，这就要求我们必须具有强烈的创新意识和开拓精神，解放思想，有效组织，攻克关键技术难关，形成复杂天然气藏开发配套技术，不断提高开发水平，开创我国天然气开发事业新的辉煌。
低渗透气藏保护研究现状及进展 在低渗透气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。本文对低渗透气藏保护研究现状及进展进行整理和分析，使得室内实验人员及现场施工人员有针对性地开发和改进各种生产工艺技术，以达到很好的储层保护效果。 标签：低渗透气藏；储层保护 1 引言 对于“低渗透”气藏的渗透率上限，目前国内外尚无统一的界定标准。前苏联的标准是渗透率上限为50×10-3 μm2；而美国的标准是岩心的地表气测绝对渗透率小于20×10-3 μm2，在气层原始条件下，渗透率小于1×10-3 μm2，甚至多数情况下渗透率为1×10-3～0.01×10-3μm2之间。我国一般采用美国的划分标准。但实践证明，仅仅利用渗透率作为划分低渗透储层的定量标准，其根据是不充分的。因此，要划分低渗透储层，必须采用综合参数来确定，这些参数包括地层渗滤容量性质、产能及产层开发效果的经济标准[1]。 2 研究现状 在气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。完全避免地层损害是不可能的，但是可以通过改进各种工艺和方法降低损害程度。要达到很好的储层保护效果，就必须搞清楚储层地质特征和损害机理，有针对性地开发和改进各种生产工艺技术。钻完井、增产和开采中低渗透气藏的损害机理主要包括：①流体滞留；②有害的岩石-流体和流体-流体作用；③逆流自吸效应；④熔结与岩面釉化；⑤凝析作用和凝析液的捕集；⑥地层微粒的活化作用；⑦固相沉积。避免钻井中气层损害的技术包括空气/惰性气体、空气雾、充空气或氮气的泡沫钻井液和欠平衡钻井液作为钻井液。仅从气层特征出发，先进的钻进-完井-增产技术系统是倡导采用氣体型工作流体，这也正是美国能源部（DOE）天然气资源与开发计划的核心技术[2]。 目前，对于低渗透气藏的储层保护技术工艺主要有以下四个方面：①采用合理的完井方式。完井方式确定的基本原则是针对储层的具体地质条件，结合工程作业要求，从长期效益考虑，以获得最大的综合利润为前提，最有效地开发气田； ②使用优质的钻井液。钻井液性能参数中，对储层伤害影响最大的是钻井液密度、滤失量和含砂量。因此，为减少损害程度，必须将这3项参数控制在最低程度； ③缩短钻井液对储层浸泡时间。储层浸泡时间控制在96h内为最佳。而减少浸泡时间主要着手于：a提高钻井速度，缩短储层钻井时间；b加强生产各环节的横向联系和组织协调管理工作；消除由于固、测井组织工作不协调而造成的停待；加快钻穿储层后的完井工作；④避免井喷事故的发生：a实施近平衡压力钻井技术；b具有配套完善、状况良好的井口装置；c有一支技术过硬、操作熟练的职工队伍和严格的管理措施；d加强井控技术措施的落实。
基金项目:中国石油天然气股份有限公司项目 徐深气田开发技术研究 (040144)部分成果。 作者简介:徐正顺,1953年生,教授级高级工程师;现任中国石油大庆油田有限责任公司副总地质师兼勘探开发研究院院长,主要从事油气田开发工作。地址:(163712)黑龙江省大庆市让胡路区勘探开发研究院。E mail:x uzhsh@petro china.co https://www.doczj.com/doc/1114348082.html, 徐深气田火山岩气藏特征与开发对策 徐正顺 房宝财 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 徐正顺等.徐深气田火山岩气藏特征与开发对策.天然气工业,2010,30(12):1 4. 摘 要 松辽盆地徐深气田是中国石油大庆油田有限责任公司2002年发现、2005年探明的,主要气藏类型属于火山岩气藏。为了有效开发该类气藏,先后开展了露头勘测、密井网解剖以及长井段取心等研究,研究成果证实:大庆地区火山岩气藏在地质上具有储层岩性、岩相类型多样,平面和纵向变化快,非均质性强,气藏受构造和岩性双重控制,气水关系复杂等特征。对徐深气田试气、试采和试验区开发动态跟踪研究的结果显示:该类火山岩气藏在开发动态方面具有气井早期产能差异大、平面分布不均衡,单井控制的动态储量差异大,出水类型复杂多样等特征。通过综合地质、气藏工程、压裂工艺等多学科研究成果,结合火山岩气藏储层描述、地质建模、产能评价、水平井开发优化设计以及压裂增产等方面的实践成果,形成了一套适用于该区火山岩气藏的开发对策: 深化火山岩气藏地质规律认识; 开展产能评价技术研究,完善技术手段; 优化直井设计,实现 、 类储层区块有效开发; 整体考虑,分类治理 ,实现有效控水; 开展水平井开发技术攻关,探索火山岩气藏开发新模式。 关键词 松辽盆地 徐深气田 火山岩气藏 地质特征 开发特征 开发对策 优化直井设计 水平井开发技术 DO I:10.3787/j.issn.1000 0976.2010.12.001 1 徐深气田火山岩气藏地质及开发动态特征 基于松辽盆地徐深气田主体区块的开发资料,结合火山岩露头勘测、密井网解剖、重点评价井长井段取心等工作的认识,以及大量核磁共振、相渗透率、恒速压汞等常规和特殊分析成果,总结了该区的火山岩气藏储层地质特征;同时通过对试气、试采和试验区开发动态的跟踪研究,逐步认识了该区火山岩气藏的开发动态特征[1 7] 。主要表现在以下6个方面:1.1 火山岩储层岩性、岩相类型多样,变化快 徐深气田火山岩经历了多旋回多期次喷发,岩性变化频繁,火山岩岩性可分为2大类8亚类17种。其中,火山熔岩中的球粒流纹岩、气孔流纹岩,以及火山碎屑岩中的熔结凝灰岩、晶屑凝灰岩为有利的储层岩性。火山岩相可分为5类沉积相15种亚相。其中,爆发相热碎屑流亚相,喷溢相上部亚相,侵出相内带亚相,火山通道相的隐爆角砾岩亚相、火山颈亚相为有利 的储层岩相。 从徐深气田营城组火山岩 气层组岩性、岩相平 面分布看,火山岩岩性以酸性为主,中基性仅在汪深1区块及徐深气田南部个别井点处发育;火山岩相主要为喷溢相和爆发相,不同井区差异较大。 1.2 火山岩储层非均质性强 火山岩储层类型的平面分布预测显示,徐深气田火山岩储层总体以低产储层为主,较高产的储层仅在局部少量发育,不同区块间储层平面分布连续性差;储层横向连续性差、变化快,火山岩储层物性纵向变化快,有利储层仅在部分井段发育。 1.3 气藏受构造和岩性双重控制,属于岩性 构造气藏 总体上营城组火山岩气藏气水关系相当复杂。平面上气水系统的分布主要受火山岩体控制,不同的火山岩体相互之间不连通,属于不同的气水系统;而纵向上,在同一个火山岩体内,又发育多个气水系统。处于构造高部位、物性好、裂缝发育的储层则富气高产;在 1 第30卷第12期 本 期 视 点
一、我国天然气工业现状及发展远景 (一)我国能源现状及需求矛盾 我国一次能源资源比较丰富，常规资源总量超过8321亿吨标准煤，探明剩余可采总储量1392亿吨标准煤，资源总量仅次于美国和俄罗斯。能源结构以煤为主，占87.4%，石油、天然气资源相对贫乏，仅占3.1%。能源生产和消费主要表现出以下特点：一是人均能源拥有量低，能耗高。我国人均煤炭探明储量仅为世界平均值的45.5%，人均石油可采储量仅为世界平均值的 10.7%，天然气为4.9%。而值得关注的是，我国万元GDP总能耗是世界水平的3倍，能源的低水平利用造成能源的大量浪费，进一步加剧能源供应的紧张局势。二是我国能源结构以煤为主，能源自给率达到94%，但石油和天然气自给率低。我国是世界第二大能源生产国和第二大能源消费国，能源生产和消费以煤炭为主，占总量的68%左右；石油和天然气工业尽管得到了较快发展，但仍满足不了国民经济快速发展的需要。我国1993年开始成为石油净进口国，目前对进口原油的依存度已超过40％。三是资源勘探程度低，地域分布不均。目前，我国煤炭资源探明程度17.5%，石油可采资源量探明程度不到30%，天然气为 12.5%，从能源地域分布看，煤炭主要分布在西北部地区，石油和天然气的主产区－东部地区资源开发已进入中后期，勘探逐步转向西北部的三大盆地和海洋，是今后资源接替的主阵地。西北部地区远离经济发达区，“北煤南运”，“西电（煤、气）东送”建设投资大，能源输送损耗高。四是石油和天然气供需矛盾突出。我国是世界上石油消费增长最快的国家之一，2004年石油消费创历史新高，年增长4220万吨，增长率高达15.8%，位居世界第一，远高于同期国内原油产量2％的年增长率；同期国内天然气年产量增长率高达22%，供需矛盾将进一步加剧。 (二) 我国天然气工业现状及需求矛盾 经过几十年的发展，我国天然气工业取得了长足的进步，储量大幅度增长，产量稳步上升，输配气系统快速发展，四大产区和八大区域市场格局基本形成（东北地区、渤海湾、长江三角洲、东南沿海、中部、西南部、中西部、西部共八大区域市场），为国内天然气大发展奠定了良好的基础。突出表现在以下几个方面： 勘探不断取得突破，开发资源基础雄厚。我国自90年代以来，不断加大天然气勘探力度，天然气资源量大幅增长。先后在塔里木、鄂尔多斯、四川及莺－琼等盆地，发现了克拉 2、长庆、普光、大牛地等大气田，每年新增探明地质储量1000～4000亿方，年均增加可采储量1500亿方，剩余可采储量由1990年的2416亿方增长到2005年的26757亿方，增长了11倍，探明储量储采比达到44，为天然气开发奠定了雄厚的资源基础。 天然气产量稳步增长，四大产气区格局基本形成。随着长庆、青海和塔里木等地区气田的相继投入开发，天然气产量由1990年的135亿方，上升到2005年的500亿方，基本形成了四川、鄂尔多斯、塔里木和海域四大主力产气区。
长庆气区低渗透气藏开发技术新进展 发布时间：2013-08-13 14:40 来源：天然气工业点击率：122次字体：大中小 摘要：鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩... 鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密气藏(苏里格气田)的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展： ①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量达到直井的3倍以上,产能建设比例保持在50%以上; ②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本; ③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。 截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10^8 m3以上的天然气产能力,当年产气量达到290×10^8 m3,长庆气区已经成为我国重
要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。 一、长庆气区低渗透气藏开发技术新进展 1、水平井成为低渗透致密气藏开发主体技术 (1)储层预测及精细描述技术 加强三维地震技术攻关,充分利用三维资料优势开展储层预测,准确描述储层空间展布。在资料处理方面,将叠前时间偏移技术应用于水平层状地层,为地震精确成像及储层空间展布预测提供了保证,同时应用三维变速成图技术(图1),准确描述目标储层的微构造特征。在资料解释方面,以叠前反演为主要技术手段,识别目标层砂体及有效储层,采用可视化技术有效指导水平井位部署。
中国石油大学（北京）现代远程教育 毕业设计（论文） 天然气开发面临主要难点及措施研究 姓名： 学号： 性别： 专业: 批次： 电子邮箱： 联系方式： 学习中心： 指导教师： 2013年3月1 日
天然气开发面临主要难点及措施研究 摘要 本文天然气开发过程为实际情况，以天然气开发出现在气田开发后期压力下降、凝析气藏开发、高硫气田安全生产、低渗气藏开发、超压气藏及疏松砂岩气开发为研究对象，从天然气开发现状分析以及天然气开发相关问题的应对策略分析这两个方面入手，围绕天然气开发过程中出现的困难这一中心问题展开了较为详细的分析与阐述，并提出应对策略，希望能给天然气实际开发过程提供一定的帮助。近十五年以来年新增天然气地质储量平均在3000X108m3以上，年产量平均增幅超过15%，形成了川渝、长庆、塔里木3大核心供气区。未来10年，中国石油的天然气开发速度将持续快速展。但储量的低品位比率将不断增加，需要提高低渗透砂岩气藏的采收率、超深高压气藏保持长期的高产量、预测碳酸盐岩气藏流体的运移及储存、安全高效开发高含硫气藏、关于开发疏松砂岩气藏后期治水防砂等技术课题，同时煤层气、页岩气等非常规天然气开发问题依然存在，制约天然气开发进程。 关键词：天然气开发；难点；措施
目录 第一章引言 (1) 1.1问题的提出 (1) 1.2研究概况…………………………………………………… 1 第二章天然气开发现状及开发过程中遇到的困难………II 2.1碳酸盐岩气藏的开发…………………………………II 2.2致密砂岩气藏的开发 (ii) 2.3页岩气的开发 (iii) 2.4 深盆气藏等异常高压气藏的开发 (v) 第三章天然气开发难点的应对策略 (vii) 3.1裂缝型碳酸盐岩气藏开发策略…………………………… 3.2低渗透气藏开发策略……………………………………… 3.2.1水平井以及大斜度井技术………………………… 3.2.2碳酸盐岩致密气藏整体压裂加砂技术 (viii) 3.2.3气层保护和储层高效改造 (viii) 3.3页岩气的开发策略 (ix) 3.3.1水平井技术和水力压裂技术 (ix) 3.3.2减少建井开发成本 (ix) 3.4 疏松砂岩及长井段气藏开发策略 (ix) 3.5 超高压气藏（异常高压深盆气藏）的开发策略 (x) 第四章总结 (x) 参考文献 (xi)
第一章油气藏开发地质基础 1.要开发好一个油气田，需要掌握或认清该油气田哪几方面的地质特征？ 答：油气田地质特征大致可以分为以下几个部分： 1)构造特征：地壳或岩石圈各个组成部分的形态及其相互结合的方式和面貌特征的总 称。因此我们需要搞清楚油气藏的构造类型及形态、断层性质及切割情况、裂缝密度及分布规律等问题； 2)沉积环境与沉积相特征：即在物理、化学、生物上不同于相邻地区的一块地球表面 与该表面上形成的沉积岩的组合与物质反应。我们需要了解各类沉积环境的联系与区别并且得出相应相态条件下的开发对策； 3)储层特征：即可以储集和渗滤流体的岩层。我们需要知道储层非均质性、油层划分 与对比等方面的问题 4)油气藏特征：油气在地壳中聚集的基本单位，是油气在单一圈闭中的聚集，具有统 一的压力系统和油水界面。我们需要了其类型、压力系统、温度及岩石热力学性质、其中油气水的分布等知识。 2.每一种地质特征是如何影响油气田高效开发的？ （由上一题展开回答） 3.地质模型的分类？* 答：按不同勘探开发阶段任务分为概念模型、静态模型、预测模型； 按油藏工程的需要分为储层结构模型、流动单元模型、储层非均质模型、岩石物性物理模型； 按油藏开采过程的特点可分为气藏模型、黑油模型、组分模型； 针对特殊油藏开采可建立热采模型、化学驱模型等。 4.沉积相与油气田开发的关系？* 答：沉积相与油气田开发的关系如下： 1)为编制好油气田开发方案提供地质依据； 2)为培养高产井提供依据； 3)为及时夺高产，实现产量接替提供依据； 4)为合理划分动态分析区和进行动态分析提供依据； 5)为选择挖潜对象，发挥工艺措施作用提供依据； 6)为层系、井网及注水方式的调整提供依据； 第二章油气藏开发技术政策 1.开发对象的特点（用几条高度总结）？ 答： 1)具有不同的驱动类型及开发方式； 2)具有不同的开发层系选择； 3)具有不同的开发井网部署； 4)具有不同的配产方式及开采速度； 5)具有不同的注水时机与压力系统。 2.高效开发一个油气田应该达到哪几个技术指标？
不同气藏开发难点及开发方式 一、水驱气藏开发难点： 与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。 1、采气速度低 为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。 2、产能递减快 边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的，边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后，井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减，甚至水淹。 3、采收率低 在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。气藏非均质性越强，水侵强度越大，气藏一次采收率越低。 4、建设投资大，采气成本高 由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏。 由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作，我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作，取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征，以供同类气藏开发借鉴和参考。 二、水驱气藏开发阶段的划分和特征 根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为：无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。 1、无水采气阶段 无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。此阶段气井所产的水全部是凝析水。一旦气井出水或气藏的主产气井出地层水，即进入气水同产阶段。 无水采气阶段有时包括气藏的试采期、产能建设期甚至部分稳产期。由于水驱气藏边底水水侵的滞后性，该阶段气藏的动态特征与气驱气藏相近似、气井产气量稳定、自然递减率小、地层压力、井口压力下降缓慢与累积采气量相适应，气藏单位压降采气量基本是一常数，因此，该阶段也是应用动态法复核容积法储量的最好时机。 无水采气阶段也是通过试井、生产测井、生产井动态资料的录取，油、气、水分析，开发试验区及水井、观察井等气藏监测系统资料的录取，对气藏地质和动态特征深化认识的阶段。从而对静态地质模型进行调整、进而优化开发方案。 尽量延长气藏、气井的无水采气期，是水驱气藏减少水封气的形成、提高采收率的重要措施。无水采气期越长，气藏稳产期也越长，稳产期末采出程度也越高，因此，加强无水采气期的动态基础工作，对提高气藏的开发效果具有重要意义。 2、气水同产阶段
·86· 从我国目前已经发现和开采的天然气藏中，低渗以及特低渗藏所占据的比例是比较大的。随着我国天然气资源的不断开采，一般将非常规天然气看成是比较有效的能源补充。但是对于低渗气藏来说，其主要特点就是埋藏比较深、储物层的性能比较差，而且含水饱和度也是比较高的，所以目前的产能以及采收效率都比较低。如何更好的实现对于低渗气藏的高效开发，对于解决我国在生产生活过程中对能源的需求具有非常重要的作用。 1 低渗气藏的地质特征以及开发特征 1.1 低渗气藏的地质特征 建南地区下叠统飞仙关组总体上是在大的海退背景下发育的一套碳酸盐岩沉积。飞仙关组自下而上划分为飞一段至飞4段，其中飞1~飞2段厚度一般为220m 左右，其岩性表现为底部深灰色、灰色页岩夹薄层灰岩，向上为灰色、深灰色泥晶灰岩夹瘤状灰岩及蠕虫状灰岩，飞1段层薄，飞2段泥质条纹与缝合线较发育。 飞3段厚度一般在120~140m 间，岩性由浅灰色、灰色泥晶灰岩与砂屑、鲕粒灰岩构成，水平层理、砂屑条带及冲刷构造多见，局部可见丘状交错层理；纵向上常呈现泥晶灰岩-颗粒灰岩-泥晶灰岩的岩性组合特点。 飞4段岩性稳定，厚度一般为20.0~30.0m，岩性由黄灰色、紫红色（含）泥质云岩、含泥质灰岩、含云质灰岩和含灰云岩构成，该段层薄、色杂，发育水平层理，局部见有部分暴露标志，是工区良好对比标志层之一。1.2 低渗气藏的开发特征 在油井投产之前，一般都会经过酸化作业，各井酸化或酸压作业后产气量均得到了明显的增加。因此对于低孔低渗碳酸盐储层，通过酸化酸压等措施可以获得工业气流。并且在进行具体的分析之后有以下几点认识：1）在酸化、酸压前未获得自然产气量的气井，酸化、酸压后均获得了不同程度的天然气。增加程度从0.36~9.55万m 3大小不等。2）能够获得自然产能的气井，酸化后测试产量均有不同程度的增加。所有气井经过酸化后产量都得到了提升，产量从1.34~3.01m 3提升到5.70~36.90m 3不等。3）随着用酸量的增加，酸化效果得到提升，最终的试气产量也得到了不同程度的增加。从经过两次及两次以上酸化作业的气井中选取了4口井进行对比分析，从两次酸化产量与酸量可以看出第二次酸化后的试气产量均比第一次高，且用酸量也比第一次多，得出随着酸量的增加，酸化后的气产量也增加。 2 低渗气藏的开发难点以及相应的对策 2.1 开发难点 1）勘探技术不是非常发达。对于现有的低渗气藏的勘探技术，还不可以对流体的具体分布情况进行预测，这样就非常容易在分析地震以及钻井相关资料时候出现偏差。2）储层物性比较差以及钻井完成后对储层造成的伤害。对于低渗气藏来说，其储层的物理性质是比较差的，这样就会使得地层里面的渗流阻力非常大，形成比较大的压力差，会让渗流条件变得更差。3）不合理的开发方法。如果开发井网的方式选择的不合理，就很难达到预期的采收目标。例如当一个井存在许多层的时候，不同层之间的物理特性以及压力差都会存在很大的差异。如果这时候没有采用合理的开采方式，就会让底边的锥进变得很快，让地层水提前产出来，造成渗流孔道的堵塞。4）气藏的水侵。如果产生水侵，就非常容易使得单相流变成两相流，这样就会让生产压差变得很大，使得气井的产量大幅度降低。2.2 技术对策 1）欠平衡钻井完井技术。通过利用这种方式，可以将正压力差对井底岩屑的压持效应大幅度降低。2）酸化技术。通过利用酸化技术，可以将底层的渗流能力得到极大的改善，从而将低渗气藏的产能提升上去。3）压裂技术。对于低渗气藏的压裂来说，应该达到的要求就是具有很强的携砂能力、能够很好地防止塌陷以及具有较低的密度。4）地震震动法。通过利用地震波可以将储层的物理特性进行改变，具体的实施方法主要包括两种：一种是利用井下震动源来对周围的井进行处理，或者是利用地面的震动源将能量传递到附近井的地带；另外一种方法就是利用振动源将能量从地面传递到气层。 3 结语 对于低渗气藏来说，储层孔隙度比较低、具有很差的通透性，因此气产量还是比较低的，而且也不能够进行稳定的生产。所以对于相关技术人员来说，应该抓紧研究出能够更好对于低渗气藏进行开发的有效方法，将低渗气藏的产量提升上去。 参考文献： [1] 徐冰青,刘强,陈明,等.低渗透和特低渗透气藏提高采收率综 述[J].天然气勘探与开发,2007,30(2):47-49 [2] 郑勇.文23气田低伤害酸化工艺技术研究与应用[J].钻采工 艺,2007,30(3):51-53.收稿日期：2017-11-29 作者简介：银熙炉，中国石化江汉油田分公司采气一厂。 低渗透气藏开发难点与技术对策 银熙炉 （中国石化江汉油田分公司采气一厂，重庆 404120） 摘 要：在这篇文章中，我们的主要研究目的就是低渗气藏开发技术的相关对策，并且对低渗气藏的地质特 征以及开发特征进行了分析，对于不同类型的低渗气藏开发技术进行了整合。 关键词：低渗气藏；开发难点；技术对策 中图分类号：TE348 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）01-086-01
低渗透气藏开发及稳产技术研究 罗 迪1,张小龙1,谭 红2 (1.西南石油大学研究生部,四川成都 610500;2.西南油气田重庆气矿开县采输气作业区,重庆 405400) 摘 要:低渗透气藏在世界及我国分布广泛,由于低渗气藏本身的特点,开发这类气藏存在投资大,经济效益低的特点,相比常规气藏而言开发难度大得多。低渗气藏开发技术的发展对经济有效的开发低渗气藏具有非常重要的意义。通过相关文献的调研和分析,对低渗气藏的特点以及开发和稳产的关键性技术进行阐述,对有效的开发低渗透气藏具有一定的借鉴和指导作用。 关键词:低渗透;气藏;开发稳产;技术 中图分类号:T E348 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)09—0115—02 我国的低渗透气藏资源十分丰富,广泛分布在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和中原油田,这些低渗致密气藏已成为我国天然气供应重要的气源地[1]。但是,低渗气藏储层物性差,储量丰度低,储层容易受到伤害,开发效益相对较差。因此,提高低渗透气藏天然气储量的动用程度,不断的提高开发技术水平,是低渗透气藏高效开发与稳产的关键。 1 低渗透气藏的特点 目前国内外对低渗透气藏尚没有统一的划分标准,以前关于低渗透气田的定义大多是参考低渗透油田的标准,并且多是根据储层的物性进行划分。胡文瑞在其《低渗透油气田概论》中指出,低渗透气藏是指常规开采方式难以有效规模开发的气藏,包括低渗透砂岩气藏、火山岩气藏、碳酸盐岩气藏以及煤层气气藏等。该类气藏不是一般的技术可以实现有效规模开发的气藏,基本的参数选取条件包括:渗透率小于以及孔隙度小于8%。早期低渗透气藏标准的分类是在1980年[2],美国联邦能源管理委员会(PERI)根据《美国国会1978年天然气政策法(NG -PA)》的有关规定,率先提出了确定致密气藏的注册标准是其原始渗透率低于。 低渗气藏具有储量大、难开发、产量低的特点。一般需要经过一定的增产措施后才能获得有经济价值的产量,在钻井和完井过程中气藏储层易受到伤害,开发技术复杂且难度大。低渗透气藏储层特征主要表现为:非均质性强、泥质含量高、孔隙度和渗透率低、高毛管力以及高含水饱和度。开发上的特征主要表现为:渗流规律不遵循达西定律,具有启动压力梯度;气井自然产能低;弹性能量小,产量和压力下降快,产出程度低等[1]。 2 开发及稳产技术 2.1 气藏描述技术 目前已发现的一些低渗透气藏具有连片性差、非均质性强、气井产能分布不均衡的特点,如长庆气区上古气藏。在气藏描述时将储层分为4类:Ⅰ类储层为试气时产能大,投产后产能高,稳产条件也好;Ⅱ类储层为试气时产量和稳定产量都较低;Ⅲ类储层不经改造难以获得工业气流;Ⅳ类储层在目前的经济、工艺技术条件下难以开采[3]。为了更好的对低渗气藏进行描述,在气藏工程方面应通过气井生产动态特征和压力系统分析开展井间连通性研究,判断储集层的连通性,划分出连通性良好的区域。利用先进的地震软件对有利区内地震资料进行精细处理、解释,进一步优选开发井位,初步形成了储集层地震预测、岩溶古地貌恢复小幅度构造预测、储集层微观特征、砂体描述、储集层连通性分析等技术[4]。 2.2 钻井技术 低渗透气藏钻井技术主要包括钻水平井、欠平衡钻井以及空气钻井[1]。 水平井泄流范围大,单位压差下与直井相比具有较高的产能。虽然水平井的钻井费用一般相当于钻直井费用的2倍,但是水平井对油气田开发的效益却是直井的3～5倍,因此,国外广泛应用水平井开发低渗透气藏。以美国为代表的应用钻水平井的技术已成为一种重要的低渗透致密气藏增产改造的措施。 在钻井过程中,利用自然或人工方法使钻井液当量循环压力低于地层压力,地层流体有控制地流入井筒的钻井称为欠平衡钻井。欠平衡钻井可分为边喷边钻和人工诱导的欠平衡钻井两种类型,其主要特点表现在: 减少地层损害; 提高机械钻速,延长钻头寿命; 避免井漏,减少压差卡钻; 改善地层评价,减少增产措施; 保护环境,降低作业成本。由于欠平衡钻井自身的优势以及世界石油工业 115 2011年第9期 内蒙古石油化工 收稿日期:2011-03-15 作者简介:罗迪(1987-),四川南充人,现为西南石油大学油气田开发工程在读硕士。
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 枯竭气藏储气库安全管理及措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-2705-77 枯竭气藏储气库安全管理及措施(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行 具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常 工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 通过危险、有害因素分析可知，地下储气库存在潜在井喷失控、天然气泄漏及至火灾爆炸的危险性以及噪声和毒性危害性。 其中，在钻井作业过程中，可能发生的重大危险事故是井喷。因此，应从钻井设计、施工作业、设备与安全管理等方面制定对策措施，消除事故隐患(此部分内容本书不作详细介绍，请参考相关钻井专业书籍)。 (1) 井口集输方面安全对策措施： ①采用硅基防塌钻井液体系，用双向屏蔽暂堵技术对储层进行保护，防止在钻井完井期间对产层造成较大伤害。 ②采用耐腐蚀材料生产的管柱，并且油套环空充填防护液。
③井口布置方案采用丛式井组，井口采气树采用法兰式连接双翼双阀结构。 ④选用的地面信号采集控制系统具有如下功能： a. 在发生火灾情况下，可以自动关井； b. 在井口压力异常时，可以自动关井； c. 在采气树遭到人为毁坏和外界破坏时，可以自动关井； d. 在发生以上意外，自动关井没有实现时，或者其他原因需要关井时，可以在近程或远程实现人工关井； e. 能够实现有序关井，保护井下安全阀。 ⑤开井前必须先检查流程，重点检查分离器、安全阀和压力表，进站前要确保井和站内的各项联系；同时各设备、仪表、流程必须保证完好、准确、灵活、可靠及畅通。 ⑥气井在未进行清水或泥浆压井时，严禁在井口装置无控制部位动火及进行维修作业。 ⑦井口放空管道必须固定后方可使用。
第21卷第1期 重庆科技学院学报（自然科学版) 2019年2月 致密气藏的气层解释下限研究 — 以苏里格气田X 区块为例 吴则鑫 1 陈诗 2 孟庆宽 3 王琦 4 (1.中石油长城钻探地质研究院，辽宁盘錦124010(2.中石油长城钻探固井公司，盘錦124010;3.中石油测井有限公司辽河分公司，盘錦124010;4.中石油长城钻探苏里格气田分公司，盘錦124010) 摘要:气层解释下限的确定是致密气藏储层分类和储量评估的基础条件。苏里格气田X 区块进人开发中后期，部 分区域存在不同程度的出水现象，需要通过测井解释确定气水分布情况，而缺乏单层试气试采资料。通过分析储层 岩性、物性、电性及含气性的相互关系，确定了影响储层含气性的主控因素。在此基础上，依据生产曲线典型特征确 定储层流体类型，通过测井响应参数与产能之间的关系反推储层流体性质，进而提出了该区块的气层解释下限 标准。 关键词!苏里格气田；致密气藏；测井；气层解释；流体性质文章编号：1673 -1980(2019)01 -0012 -04 好，磨圆以次圆为主，水动力相对较强。石盒子组， 粒度累计为三段式、牵引流沉积。山西组，粒度累计 为两段式与三段式、牵引流沉积[6_8]。主要目的层 段储层颗粒接触关系以线性为主，储层压实作用较 为明显，胶结以孔隙胶结为主。该区块的储层孔渗 特征表现为低孔、低渗。石盒子组的孔隙度主频 范围在8. 0% ~ 12. 0%，平均为9. 2d %渗透率主频 1.00 x 10-3 "m 2,平均为 1.42 x 10-3 "m 2。山西组 的孔隙度主频在8. 0% ~ 14. 0%，平均为9. 5% %渗 透率主频 1.00x10-3 "m 2,平均为 0.50x 10-3 "m 2。 建立区块的岩性与物性关系图，如图1、图2。 由图可知，随着岩石颗粒变大，孔隙度和渗透率也变 大，物性变好。细砂岩的孔隙度、渗透率较小，砾状 砂岩和粗砂岩的孔隙度、渗透率较大。 !2储层含气性与岩性、物性、电性的关系 石盒子组的气层厚度比山西组的大，多在3 ~ 5 m ，含气性也好于山西组。石盒子组气层全烃均值 为33.66%，山西组气层全烃均值为24. 58%。 随着岩石颗粒的变大，其含气性有明显变好的 趋势，岩性与含气性存在较高的相关性（见图3)。 整体上，全烃含量随岩石粒度的增大而增大，粗粒相 收稿日期=2018 -09 -06 基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发$(2017ZX 05035)%中国石油天然气集团公司工程技术科技统筹项目 “自营区块增产综合技术研究与试验”（2017T -004 -001) 作者简介:吴则鑫（1983 —），男，硕士，工程师，主要从事天然气地质和开发研究。 中图分类号:TE 132 文献标识码:A 苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格 庙地区，所在区域构造为鄂尔多斯盆地陕北斜坡北 部中带，为低渗、低压、低丰度的岩性气藏[1，2]。它 的主要目的层为二叠系石盒子组盒8段和山西组山 1段，储层沉积类型为辫状河和曲流河，储集砂体非 均质性强，连续性较差，属溶孔、晶间孔隙型储层，裂 缝不够发育，储层物性较差。 苏X 区块已进入开发中后期，储层的复杂性和 气井生产的特殊性成为气田高效开发的重要制约因 素[3-5]。该区块的部分区域存在不同程度的出水现 象，需要通过重新解释确定气水分布情况。本次研 究，将根据储层的“四性”关系（含气性、岩性、物性、 电性)分析影响气层发育的主要因素；同时，引入动 态资料分析成果，建立测井解释新标准，以指导分析 储层的气水分布特点。1储层的“四性”关系! 1 储层物性与岩性的关系 苏X 区块的岩性，从细砂岩到砾状砂岩均有分 布。矿物成分以石英为主，石英岩屑砂岩占比大，黏 土类型以伊蒙混层及绿泥石为主;分选为由中等到 ? 12 ?
低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨 陈献翠,赵宇新,张贵芳,张莉英 (中原油田采油工程技术研究院,河南濮阳 457001) 摘 要:东濮凹陷低渗致密气藏储层物性差,非均质性强,气层自然产能低,为了有效地开发好低渗透气藏,在研究和开发实践基础上形成了储层改造、排液采气、储层保护等配套工艺技术。针对特殊地质状况和开发中难以解决的技术问题,提出适用于东濮凹陷低渗致密储层的采气配套工艺技术对策,以延长气田稳产期。 关键词:水平井;储层改造;排液;不压井 中图分类号:T E37 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0131—01 1 概述 东濮凹陷开发主力气田文23、户部寨、白庙气田,为低孔低渗致密砂岩气藏,在开发过程中均受到地质构造、储层物性、气藏类型、流体性质、井况变化等因素的影响。通过认识和掌握低渗致密气藏的地质、开发特征,在确定合理的开发模式和工作制度的基础上,采用适用于东濮凹陷低渗致密储层先进实用的采气配套工艺技术,保证低渗透储量的有效动用,延长气田稳产期和提高采收率。 2 气藏开发配套技术应用对策与建议 文23气田采出程度高,地层压力低,挖潜难度大,气井维护困难;白庙凝析气井深,工艺复杂,措施效果有效期短,压裂液快速返排困难,储层易被污染。针对整装气藏、凝析气藏的开发以及存在的技术难点,通过采气工艺技术攻关,在气藏储层改造技术、排液采气技术、凝析气藏治理技术及清防盐等方面形成了系列化、配套化的实用技术,并提出低渗透致密砂岩气藏开发配套技术对策如下: 2.1 完善低渗致密气藏储层改造技术,改善产气剖面 根据低渗致密气藏不同气井特征,对长井段应优选应用填砂分层、暂堵分层、投球分层、卡封分层等多种分层压裂方式,改善气井的产出剖面,提高压裂效果。 2.2 优化低压低产气藏气井排液采气工艺,实现气井稳定携液生产 对文23气田结盐、积液、低压低产气井,建议进行小直径管排液采气先导试验,提高排液、洗盐效果;对白庙深层凝析气井,在 88.9m m油管内应用空心杆气举管柱,实现深井闭式气举;开展复杂特殊结构井气举先导试验,优化设计小直径气举阀管柱及工艺参数。 2.3 加强生产作业过程中对气层的保护,减少地层污染 文23气田地层压力低,常规作业压井液漏失严重,建议推广应用泡沫压井液、不压井作业技术、凝胶暂堵冲砂技术;针对白庙凝析气田,建议采用无固相、低密度、低界面张力、防膨、防气侵压井保护液,采取射孔与气举管柱联作,压裂与气举管柱联作技术,避免二次作业。 2.4 建立开发后期合理工作制度,发挥气井潜力 建议在气井积液规律预测的基础上,采用复合排液技术,调整工作制度,合理配产,减小生产波动,通过加强生产管理,充分发挥气井潜力,延长稳产时间。针对低压低产积液气井,引进1.5英寸小直径管,增大气体流速,提高携液能力,依靠地层自身能量达到低水平稳定连续生产。 2.5 开展水平井、分支井复杂结构井先导试验,攻关完善配套技术 通过开展白庙凝析气藏水平井提高产能先导试验,研究深层凝析气藏开发技术经济界限,试验水平井开发配套的储层改造、投产及产量接替方式、合理生产参数和高效采气技术,探索深层凝析气藏低品位储量的有效动用途径。 3 结论与认识 中原油田相继投入开发的文23、户部寨、白庙等 131 2012年第23期 内蒙古石油化工 收稿日期:2012-09-22
油气田开发 工程技术面临的挑战与对策 何生厚 （二零零五年九月） 同志们： 首先热烈祝贺中国石油学会第一届油气田开发技术大会胜利召开。这标志着中国石油学会将为我国石油工业的持续发展提供一个新的油气开发科学技术交流平台，对于促进技术发展、加强技术交流、实现优势互补具有重要现实意义。相信通过这个平台今后的有效运行，必将极促进油气开采技术繁荣、促使我国油气田开发水平的提高。 下面我仅就近几年油气开采技术取得的主要进展、目前存在的主要问题和今后的工作重点等问题发个言，供大家参考。 一、近年来中石化油气开采技术主要进展 近几年来，油气开采系统积极转变观念，加强基础研究和技术攻关，注重技术集成与配套，努力适应油气田开发形势，在改善水驱提高开发效果、强化采油提高采收率、低渗特低渗、稠油特稠油以及缝洞型油藏有效开发等方面取得新
的进展。主要表现在以下八个方面： （一）深化应用基础研究，促进关键技术创新 针对低渗、稠油、高含水油田开发中的突出矛盾，进一步强化了基础理论和应用基础研究。近两年研究成果在低渗透、特低渗透油藏的老区调整、新区方案设计和储层改造中得到科学合理的应用。 三次采油机理研究不断深化。聚合物复合增效研究在表面活性剂与聚合物相互作用机理、交联反应动力机制、耐温抗盐机理、强化泡沫体系泡沫稳定与再生机理等方面取得新认识。 微生物采油机理研究不断深化。油藏微生物生态分析、源微生物选择性激活、微生物与油藏作用机理等方面的研究成果，进一步完善和丰富了石油微生物技术。 针对超稠油、敏感性稠油油藏，进一步强化了SAGD开采方式、乳化降粘机理、火烧驱油机理的研究，科学地指导了现场试验。 通过加强基础研究，取得了一大批原创性成果，推动了工程技术的突破，加速了耐温抗盐聚合物驱、多效泡沫吞吐稠油、强化泡沫驱油、源微生物驱等技术进入现场试验的步伐，为难动用储量经济开发、老油田提高采收率开拓了新的技术路线。 （二）强化改善水驱技术配套，努力提高开采效果
砂岩岩性油藏与低渗透油藏 对比 姓名：高小龙 学号：2014222019 时间：2014年10月31日
一、砂岩岩性油藏 由于岩性油气藏形成机制和分布规律复杂，勘探难度大、技术要求高，勘探上具有高难度和高风险的特点，这类油气藏的理论研究和勘探技术，一直是国内外石油地质学家研究和探索的重要内容。有关岩性油气藏的特征、成藏条件、分布规律、成藏机理、分布预测方法和技术，特别是成因机理（包括地质条件、动力、相态、排驱方向及含油气性等），国内外学者做了大量的研究，取得了创造性进展。 1、研究内容 岩性圈闭是指储集层岩性或物性变化所形成的圈闭，其中聚集了油气，称为岩性油气藏。 储集层岩性的纵横向变化可以在沉积作用过程中形成，也可以在成岩作用过程中形成，但大多数岩性圈闭是沉积环境的直接产物。由于沉积环境不同和成岩作用的差异，导致沉积物岩性或物性发生变化，形成岩性上倾尖灭体、透镜体及物性封闭圈闭等 根据储集体类型，岩性油气藏可分为4类，即砂岩、泥岩、碳酸盐岩和火成岩岩性油气藏，主要为砂岩类。按圈闭的成因，岩性油气藏可分为砂岩上倾尖灭油气藏、砂岩透镜体油气藏、物性封闭岩性油气藏和生物礁油气藏等4种。
油气藏和生物礁油气藏等4种[3]。根据有效烃源岩与储集体的配臵关系，可将岩性油气藏分为两类，即接触烃源岩的岩性油气藏和不接触烃源岩的油气藏，前者被烃源岩包围或部分接触，烃源岩生成的油气可通过烃源岩的层理、裂缝及砂层直接进入储集体；后者烃源岩与储集体之间存在几十甚至几百米厚的泥质岩层，只有通过断层、裂缝等油气输导体系才有可能成藏。 （1）由于岩性-地层油气藏形成和赋存的隐蔽性和复杂性，勘探开发所需的方法与技术仍存在许多不适应，加上岩性油气藏形成机制和分布规律复杂，导致勘探难度大、技术要求高，勘探上具有高难度和高风险的特点。 （2）岩性油气藏成藏过程是一个受多因素影响的、复杂的、动态的地质过程，其中初次运移是形成岩性油气藏的关键。与岩性油气藏有关的成藏机理是水溶对流、水溶泄流、单相渗流、混相涌流机制。 岩性地层油气藏的形态一般比较复杂，不像构造油气藏那样形态规则，我想造成这一点的最根本原因是沉积体系和沉积形态的不同。我想，岩性油气藏一般应该湖相沉积居多，特点是沉积块体小，连续性差，泥岩比砂岩多很多，所以难以形成大范围的砂泥岩互层的背斜构造，也就难以形成大湖相和海相的长期稳定沉积的构造油
2000203213收到 2000205217改回 胜利油气区浅层气藏地质特征及开发对策 丁良成 程本合 生如岩 (胜利石油管理局地质科学研究院 山东东营 257000) 摘 要 胜利油气区浅层气藏以岩性气藏为主,埋藏深度小于1500m ,主要分布于上第三系馆陶组和明化镇组。储层为河流相透镜状砂岩,物性好。气藏在平面上分布极不稳定;气水关系复杂,一个含气砂岩体就是一个独立的气藏单元。气藏面积小,气层厚度薄,储量分布分散。受经济条件制约,整个气田的储量无法全部动用,因此控制尽量多的地质储量是布井的主要目的。气藏分布分散使得井网不规则、井距不均匀。气藏开发面临的主要问题是,气层易污染,地层易出砂,井底易积液。因此,实现合理开采要做到以下几点:(1)在钻井作业时切实做好气层保护工作;(2)气井投产前必须进行防砂;(3)气井应以较小压差进行生产,并且工作制度要保持稳定;(4)加强气井的动态监测,及时合理地采取排液措施。 关键词:胜利油气区 浅层气藏 地质特征 开发对策 胜利油气区目前所发现的天然气藏主要是浅层气藏,其埋深在800～1500m 。1976年孤岛浅层气田投入 开发,揭开了胜利油气区浅层气藏开发的序幕,随后相继投入开发了胜坨、垦西、孤东、陈家庄等一系列浅层气田。经过二十多年的勘探和开发实践,对浅层气藏的地质特征有了较为系统的认识,逐渐形成了合理的开采方法。 1 地质特征 111 气藏分布特征 浅层气藏主要分布于上第三系馆陶组和明化镇组,以岩性气藏为主(图1)。 气层厚 图2 孤东地区浅层气藏面积分布直方图 图1 孤岛、孤东地区成藏模式图 度薄,明化镇组气层有效厚度一般在3m 左右,馆陶组气层相对较厚,一般在4m 左右;气藏面积小,一般小于011km 2(图2),在150～200m 井距的情况下钻遇同一气藏的井数通常不超过两口,即使同井场的井也常出现气藏尖灭现象。平面上气藏分布极不稳定。112 储层特征 (1)地层剖面呈现“泥包砂”的组合特征 上第三系是河流相沉积,大致经历了3个演化阶段,即馆陶组早期冲积扇—辫状河发育阶段;馆陶组中期—晚期辫状河—低弯度曲流河发育阶段;明化镇组早期高弯度曲流河发育阶段。沉积亚相主要有泛滥平原、河道边缘、河道充填等3类。不同沉积亚相气藏的气层厚度变化较大,一般来说,泛滥平原亚相的气藏,气层厚度在3m 左右;河道边缘亚相的气藏,气层厚度在5m 左右;河道充填亚相的气藏,气层厚度在7m 左右。在不同地区各种沉积亚相所占比例变化较大,但总体 2001年 中国海上油气(地质) CH I NA O FFSHOR E O I L AND GA S (GEOLO GY ) 第15卷 第2期