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中国深层、超深层气藏开发关键技术与对策建议贾爱林;闫海军;唐海发;王忠楠;刘群明【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2024(44)1【摘要】中国在深层、超深层油气勘探开发方面已经取得了重要进展,中国石油天然气集团有限公司(以下简称中国石油)已在塔里木盆地和四川盆地建成两大深层、超深层天然气生产基地,但目前仍存在制约此类气藏高效开发的核心问题。
为促进深层、超深层气藏实现高效开发,回顾了中国石油在不同类型深层、超深层典型气藏的开发实践历程,系统梳理了气藏开发过程中面临的问题与挑战,总结了气藏开发的关键技术,最后提出了深层、超深层气藏开发对策与建议。
研究结果表明:①形成了深层、超深层岩溶型碳酸盐岩气藏小洞微缝储层量化表征技术和裂缝—孔隙型碎屑岩气藏多尺度裂缝动静态描述技术,实现了储层孔隙结构特征参数的量化表征和不同尺度裂缝的精细刻画与空间预测,提高了开发井的成功率,确保了储量高效动用;②形成了开发单元划分与水侵通道刻画技术和裂缝非均匀水侵动态评价技术,实现了不同开发阶段水侵动态评价和水侵状况准确预报,为不同开发单元制订差异化的开发技术政策奠定了基础;③建立了岩溶型碳酸盐岩气藏全生命周期递进式控水开发模式和裂缝—孔隙型碎屑岩气藏控排水协同提高采收率技术,实现了气藏均衡开发,整体提高了气藏采收率。
结论认为,深层、超深层气藏地质、工程环境复杂,储层非均质性强,需进一步加强气藏前期评价、布井模式攻关、不同区块水侵规律等方面研究,且需做好气田群协同开发的整体研究。
【总页数】9页(P119-127)【作者】贾爱林;闫海军;唐海发;王忠楠;刘群明【作者单位】中国石油勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】F42【相关文献】1.深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏加砂压裂技术——以塔里木盆地大北、克深气藏为例2.元坝气田超深层生物礁气藏产水类型识别与开发对策3.川西北超深层复杂构造气藏裂缝建模方法及开发潜力预测4.塔里木盆地克拉苏构造带超深层致密砂岩气藏一体化增产关键技术与实践5.超深层裂缝性致密砂岩气藏储层连通性及开发启示——以塔里木盆地库车坳陷克深2气藏为例因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
我国页岩气开发难点与建议摘要：页岩气是一种储量巨大，开采周期较长，但气藏储层结构复杂的非常规天然气。
本文简要介绍了页岩气的成藏机理及发展现状，重点分析了页岩气开发存在的难点，主要包括页岩气勘探开发技术、开采成本、开采环境、开发管理等方面的难点，最后本文就中国页岩气的发展提出几点建议。
关键词：页岩气技术难点建议一、引言页岩气是指以吸附或游离状态附存于页岩地层中，具有商业价值的非常规天然气。
页岩气的成藏至少分为两个阶段: 第一阶段是天然气的生成与吸附, 具有与煤层气相同的富集成藏机理。
第二阶段则是天然气的造隙及排出, 由于天然气的生成来自于化学能的转化, 可以形成高于地层压力的排气压力, 从而导致沿岩石的薄弱面产生小规模的裂缝, 天然气就近在裂缝中保存。
二、页岩气开发中的难点1. 页岩气勘探开发技术空白中国现在仅有的几口页岩气井，还没有一个投入开发的页岩气藏，所以对于页岩气资源量、储量、产量均只能大概预测，不能给出较有理的科学依据。
页岩气开发的关键工艺技术主要有水平井（井组）钻完井技术体系、分段多级压裂技术体系和微地震监测技术体系。
中国现有的水平井钻完井技术还不能完全满足页岩气水平井钻完井的需求，水平井分段多级压裂工艺技术及配套工具仍需要引进、研发、试验和评价，页岩气压裂裂缝延伸规律、压裂规模优选、产量预测等方面还有待提高，利用微地震监测压裂效果的检测设备、施工技术和评价方法在中国还处于空白。
在某种程度上而言，中国页岩气的勘探开发技术方面研究有很大的一块空白，而这块空白的填写仍然需要一段时间。
2. 开采成本控制页岩气是一种开采周期长，开采成高的非常规天然气体。
中国页岩气地质背景复杂，尚处于技术攻坚阶段，前期评价成本高，科技攻关投入大，再加上中国气藏一般埋藏较深，钻探成本高。
目前美国页岩气勘探开采技术较成熟，中国前期开采页岩气必然要引进美国的先进技术与设备，在美国一家独大的情况下，美国技术和设备引进费用会较高，这将影响中国页岩气的勘探与开发。
《鄂尔多斯盆地东缘深部(层)煤层气勘探开发理论技术难点与对策》篇一鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气勘探开发理论技术难点与对策一、引言鄂尔多斯盆地是我国重要的含煤盆地之一，其东缘深部煤层气资源丰富，具有巨大的开发潜力。
然而，由于地质条件复杂、勘探开发技术难度大等因素，该地区的煤层气勘探开发仍面临诸多理论技术难点。
本文将就鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气勘探开发的难点进行探讨，并提出相应的对策，以期为该地区的煤层气勘探开发提供参考。
二、鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气勘探开发理论技术难点1. 地质条件复杂鄂尔多斯盆地东缘地区地质构造复杂，煤层气藏的分布受多种地质因素影响，包括地层结构、断层、裂缝等。
这些因素导致煤层气藏的分布规律难以掌握，增加了勘探开发的难度。
2. 煤层气藏埋藏深度大鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气藏的埋藏深度较大，一般超过1000米，甚至达到数千米。
这使得勘探开发需要面对更高的地应力和更复杂的地下环境，增加了技术难度和成本。
3. 煤层气开采技术不成熟目前，针对鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气的开采技术尚不成熟，缺乏有效的开采方法和设备。
这导致在开采过程中容易出现安全事故和资源浪费等问题。
三、对策与建议1. 加强地质勘探工作针对地质条件复杂的问题，应加强地质勘探工作，深入了解煤层气藏的分布规律和地质特征。
通过综合运用地球物理勘探、地质钻探等方法，提高勘探精度和可靠性。
2. 研发高效开采技术针对煤层气开采技术不成熟的问题，应加强技术研发和创新，研发高效、安全、环保的开采技术和设备。
同时，应加强与国内外相关企业和研究机构的合作与交流，共同推动煤层气开采技术的进步。
3. 优化开采方案在确定煤层气藏的分布规律和地质特征后，应制定合理的开采方案。
在方案制定过程中，应充分考虑地应力、地下环境等因素的影响，确保开采过程的安全性和高效性。
同时，应加强现场管理和监控工作，确保开采过程的顺利进行。
4. 政策支持与资金投入政府应加大对煤层气产业的政策支持力度，制定相应的政策和法规，推动煤层气产业的健康发展。
致密气开发过程中存在的问题与对策1. 引言1.1 背景介绍致密气是一种非常重要的天然气资源，具有丰富的储量和潜在的开发价值。
在过去的几年中，随着对能源资源需求的不断增长，致密气的开发逐渐成为一个热点领域。
在致密气开发过程中，仍然存在着诸多问题和挑战，需要我们认真思考和解决。
致密气属于非常难以开发的气藏类型之一，其气体储存空间狭小，气体渗透性低，导致开采难度较大。
在开采过程中，可能会出现井壁塌陷、矿井地质变化等问题，增加了开采的难度和风险。
致密气开采过程中对技术和设备的要求也比较高，需要采用先进的技术手段和设备才能更好地开采。
我们需要对致密气开发过程中存在的问题有充分的认识和了解，同时制定相应的对策和技术创新方向，以提高致密气的开采效率和质量。
在接下来的我们将对致密气的开发问题、气藏特点、开采技术挑战、对策建议和技术创新方向进行深入分析和讨论。
希望通过我们的努力，能够为致密气开发领域的发展贡献一份力量。
1.2 问题意识在致密气开发过程中，存在着诸多问题需要我们深入思考和解决。
致密气属于非常难开采的天然气资源，由于其孔隙度小、渗透率低，导致气藏开发难度大，生产成本高。
致密气的开发对于油气公司来说需要投入大量的资金和技术支持，难以盈利，因此投资风险较高。
由于致密气具有特殊的物理化学性质，开采过程中容易导致地质压力的异常变化，可能引发地层裂缝、井筒堵塞等问题，严重影响开采效率和安全生产。
致密气开发还面临着水平井控制技术、压裂技术等方面的挑战，需要不断优化和改进。
我们必须高度重视致密气开发中存在的问题，及时采取有效的对策措施，提高开采效率，降低生产成本。
只有不断创新技术、加强合作，才能更好地利用致密气资源，实现可持续发展。
【问题意识】2. 正文2.1 致密气开发过程中存在的问题一、地质条件复杂：致密气藏地质构造复杂，储层孔隙度低，渗透率小，导致气体难以采出。
二、压裂技术难度大：由于致密气藏渗透率低，传统的压裂技术难以有效开采出气体，需要开发更加高效的压裂技术。
页岩气开发中存在的问题及相关建议在当今社会，因为新能源的持续发展，伴随着科技与经济的进步，人们对于能源安全的重视程度也在不断提升，相对应的，页岩气也慢慢的受到人们广泛的重视。
因为页岩气的开发时间较短，作为一种储量及其丰富的非常规能源还没有得到彻底的摸清;另一方面，由于页岩气通常勘探和开发难度都相对较大，储层结构都比较复杂，因此在勘探开发中存在着许多的问题。
页岩气作为一种新出现的非常规能源，必定有着极其光明的前景，笔者总结了页岩气开发中存在的许多问题，并针对这些问题提出了相关建议。
标签：页岩气开发;环境安全;技术难点;建议要求1 页岩气开采影响环境方面针对页岩气的勘探开发，研究人员一直都有着种种顾虑，其中最常见的顾虑在于页岩气的开采是否会对生态环境造成较大影响。
由于我国的自身地质情况存在着很多的不确定因素，这些不确定因素对于油气的勘探开发会造成非常大的影响，一直都让我国的地质研究人员颇为困扰。
再加上近些年国内各大石油公司对于油气勘探开发中的安全生产与环境治理都提出了更高的要求，党的十九大对于我国生态文明的建设也提出了更高的标准，中国石油、中国石化、中国海油等国内大型油气公司对于环境的污染治理愈发的重视，生态文明建设提出明确要求后，生产企业对于开采过程中可能产生的环境损害更为重视。
如果无法做到准确评估页岩气开采对于资源与环境的影响，将无法进一步的跟进研究。
我国各个石油公司在面对页岩气开发的同时第一个问题就是环境治理，如果无法消除对于环境的危害，不仅当地政府会对页岩气的勘探开发造成阻挠，也会影响公司的形象。
相比于传统的石油天然气开采，页岩气的开采拥有其特殊性，作为非常规的天然气气藏，页岩气主要是储藏于密闭的页岩及微小的缝隙之中，这样的开采成本必然会大大提升。
针对页岩气的开采，一般方法是用水力压裂技术。
这种水力压裂技术的具体实施，就是利用高压液体注入到井筒之中，利用高压将岩层破碎，利用注入流体的“支撑性”开通出一条油气导向钻井的通道。
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、气水同产阶段对于水活跃和水次活跃的边底水气藏来说,气水同产是气藏主要的生产阶段。
该阶段可能跨越产量上升期、稳产期及递减期，也可能只包括稳产期及递减期。
当气藏（或裂缝系统)第一口气井或主产气井产出地层水时，气藏便进入气水同产阶段,它标志着气藏水侵已经在气井生产中直接表露出来。
气井出水后，最主要的动态特征是产能递减增快,产水量明显增加，水气比上升,井口流动压力下降,套油压差增大,甚至水淹停产.气井产量的下降,必然破坏了气藏的稳产条件,气藏的稳产主要靠增加开发补充井及接替井来弥补产量递减，当补充井的接替产能不足以弥补气藏产能的递减时，气藏进入递减期。
非均质水驱气藏，气水同产阶段也是气藏选择性水侵形成水封气的主要阶段，对于整装气藏要合理配产,出水气井要控制合理产量（压差）来控制选择性水侵的波及范围、减缓气井的递减及水封气的形成.对于多裂缝系统气藏不能控水采气，要优化气井的水气比，实施早期排水，来减轻后期排水采气的难度，并达到提高采收率的目的.从第一口气井出水开始，就要开展排水采气工艺技术的论证和试验,做好人工助排工艺技术选型及接替的准备工作。
在气水同产阶段，人工助排的排水采气工作，开展得早一点为好，它不仅可以减缓气井的递减，少打补充井，而且增大排水量可减少气藏净水侵量，消耗水体能量,有益于提高最终采收率。
3、排水采气阶段无水采气及气水同产两个阶段是依靠气藏自然能量驱动，统称为“一次采气”，人工助排阶段是由于气井的自然能量已不足以克服井筒内流体的回压,需要用物理和机械的外力来降低井筒内回压使气井恢复生产，故称为“二次采气”。
也有的封闭性边底水气藏同时采用水体排水来降低水体压力，以减小水侵强度，延长生产气井的自喷生产期。
这种“内排"“外截”的排水采气方式都属于二次采气范筹.该阶段主要的动态特征是气藏产水量明显增加,气藏气产量递减减缓，也可能出现一段时期的上升和稳产，初期产水量增加幅度大于产气量的增加幅度，故水气比明显上升.气藏或气井排水采气效果的好坏，决定于“排侵比"，即单位时间排水量与水侵量之比，当排侵比＞1时即为“强排水”，气井才能恢复生产，气藏净水侵量下降，水封气才能解封而逐渐产出，相对稳产条件便能得到改善.水活跃的气藏人工助排阶段还可以分为两个阶段，即气井排水采气阶段和气藏排水采气阶段。
气井排水采气阶段是气藏仅部分气井出水或水淹,以提高气井产量和复活水淹井为目的阶段,对气藏整体来说，排侵比仍小于1。
气藏可能出现短期的产量回升，但仍属递减期。
气藏排水采气阶段，是气藏已全面水侵，根据气藏排水采气方案，以提高气藏采收率为主要目标，实施气藏整体有计划超水侵量排水（排侵比＞1），使净水侵量逐渐减小，从根本上改善气藏内的气水关系，以提高气藏开发后期的采气速度，并保持较长时期稳产或减缓产量的递减幅度.三、底水气藏水侵特征1、均质底水气藏水侵特征均质底水气藏在气藏相对均衡开发的前题下气水界面边界压力下降均匀，由于储层性质各向同性，从整体上说，水侵呈垂直活塞式推进，气水界面前缘呈连续面向上驱动、水驱效率高且补充了气藏能量,对气藏开发有利.但对均质底水气藏的气井来说，在生产过程中，气井井底流动压力必然低于气藏地层压力，在气井井底下面的底水必然会形成水锥，当水锥高度大于气井井底距气水界面高度时，气井便出地层水。
渗透性较好的均质气藏,可采取减小生产压差或关井来“压锥”，使水锥高度减小甚至使水锥消失，而有的低孔低渗的均质气藏，“压锥”效果并不理想,吸附于孔壁的水膜不会消失,产能难以恢复。
因此，均质底水气藏的气井控制合理生产制度和水锥高度，是提高气藏开发效果的重要环节.2、非均质底水气藏水侵特征非均质裂缝—孔隙(洞穴）型底水气藏水侵的基本特征是非连续面沿裂缝纵横侵复合模式（见图5-6）不存在气水界面纵横向整体推进含气面积基本不变，轴部气井最早出水2)裂缝是水侵的主要通道（现场称选择性水侵)3）气井水侵的三种类型根据气井出水特征,气井水侵有三种类型,即大缝型、小缝型及横向型。
四、边水气藏水侵特征1、均质边水气藏水侵特征均质孔隙型边水气藏，在气藏相对均衡开发的前题下，气藏各部位压力均匀下降,边界压力基本相等，整体上水侵呈环状横向推进，气水界面前缘呈连续面向气藏高部位驱动。
同样水驱效率高，且补充了气藏能量,可延长气井稳产期，气藏采收率较高.2、非均质边水气藏水侵特征非均质边水气藏.水侵的基本特征是局部性“横侵纵窜”复合式的模式：一种是沿构造裂缝发育带或砂岩高渗带选择性水侵；一种是沿断层裂缝带平行断层走向水窜，而断层裂缝不发育的翼、端部的水体在开发过程中,基本不动。
五、异常高压气藏开发特征我国高压和异常高压气藏所占比例很大，占气藏总数1/3以上,其中碳酸盐岩异常高压和高压气藏又占这1/3的58％,与常压气藏相比,它们有许多特征。
1、特征之一是气藏能量大，相应的储量也大在相同的储层孔隙体积条件下，气藏压力愈高，储量就愈大，驱气的能量也就愈足.另外，异常高压气藏的驱动力源多，驱动的能量更大。
除常压气藏所具有的气体本身的膨胀能和边、底水膨胀能外,还有一些特别的驱动力和能量,主要有：1）储层岩石和束缚水膨胀所引起的驱动力和能量。
2）储层内岩石的挤压和破碎所引起的驱动力和能量。
3）从邻层泥页岩向气藏的水侵所引起的驱动力和能量。
2、特征之二是储层岩石具有明显的变形它会影响用物质平衡方程计算的储量和气藏开发的动态特征。
它会影响气层渗透率和孔隙度的变化，从而影响气井的产能。
它会在气藏开发后期低压阶段出现气藏压力系统分割的现象。
3、特征之三是异常高压使天然气形成和聚集更加分散.我国有像塔里木克拉2号这样的大型异常高压气藏，但也有相当部分中、小型异常高压气藏和凝析气藏，地质储量一般小于50×108m3，其中80%的气藏储量小于10×108m3。
如四川盆地的自生自储的碳酸盐岩异常高压气藏，成烃期早于构造圈闭形成期和烃类聚集期，长期存于储层内的异常高压烃类和水，在形成圈闭和具备聚集条件时，就会向聚集场所运移。
圈闭愈小,充气压力愈高，形成了异常高压的小气藏.但如果储层物性好、厚度大、分布稳定和容积大的圈闭,则往往会形成常压的整装大气藏。
4、特点之四是钻井完井的难度增加这是显而易见的。
由于其特殊的高压（有时还伴随着高温）环境，增加了钻井工程的复杂性和技术难度,高温高压钻井时间长，费用高。
下面列举几点：1) 钻井装备、工具、井自身结构和固井等耐压和气密封要求很高。
2) 储层形变大，易使井下油、套管被挤毁，在管材选择上要特别注意。
3）孔隙压力和地层破裂压力差值小，钻井的范围或窗口极小，稍有偏差，就会造成钻井液的漏失。
4）在异常高压、高温下，钻井液密度不再是一个常数，会随着地层压力和温度的增加而变化，其稳定性和流变性变差,常常导致钻井液的凝胶作用和重晶石沉淀，还可能出现其他的问题。
5、特点之五是在气藏投入开发之前，要开展储层应力敏感性实验研究塔里木油公司在编制克拉2异常高压大型气田开发方案前，和有关研究院所、石油高校合作，开展了这方面的系列实验和理论研究,它主要包括:六、凝析气藏的开发特征凝析气藏通常指地下聚集的烃类混合物在储集层温度和压力下,汽油馏分至煤油馏分以及少量高分子烃类呈均一蒸汽状态分散在天然气中。
凝析气藏的基本特点是，在地层条件下，天然气和凝析油呈单一的气相状态，并在一定的压力范围内符合反凝析（又称逆行凝析）规律。
所以凝析气藏既不同于油藏，也不同于干气气藏，其开发的特殊性表现在：1)在凝析气藏开发过程中，凝析油气体系会发生反凝析现象。
随着凝析气藏的衰竭式开发,地层压力降到初始凝析压力(上露点压力)以下某个压力（最大凝析压力)区间内，会有一部分凝析油在储层中析出，并滞留在储层岩石孔隙表面而造成损失。
