中國石油的天然氣開發(fā)技術(shù)進(jìn)展及展望

摘 要

摘要：天然氣已經(jīng)成為中國石油天然氣股有限公司(簡稱“中國石油”)最具成長性的主營核心業(yè)務(wù)，“十五”以來年新增天然氣地質(zhì)儲量平均在3000×108m3以
摘要：天然氣已經(jīng)成為中國石油天然氣股有限公司(簡稱“中國石油”)最具成長性的主營核心業(yè)務(wù)，“十五”以來年新增天然氣地質(zhì)儲量平均在3000×108m3以上，年產(chǎn)量平均增幅超過15%，形成了川渝、長慶、塔里木3大核心供氣區(qū)?；拘纬闪司哂写硇缘?類氣藏開發(fā)配套技術(shù)：①大面積小氣藏疊合型低滲透砂巖氣藏低成本開發(fā)配套技術(shù)；②連續(xù)型低滲透砂巖氣藏水平井開發(fā)技術(shù)；③超深高壓氣藏開發(fā)技術(shù)；④復(fù)雜碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術(shù)；⑤疏松砂巖氣藏開發(fā)技術(shù)；⑥火山巖氣藏開發(fā)技術(shù)。未來10年，中國石油的天然氣業(yè)務(wù)將持續(xù)快速發(fā)展，但低品位儲量進(jìn)一步增加，需要解決低滲透砂巖氣藏提高采收率、超深高壓氣藏長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、碳酸鹽巖氣藏流體預(yù)測、高含硫氣藏安全高效開發(fā)、火山巖氣藏整體規(guī)模開發(fā)、疏松砂巖氣藏開發(fā)后期防砂治水等技術(shù)難題，同時要積極發(fā)展煤層氣、頁巖氣等非常規(guī)天然氣開發(fā)技術(shù)。
關(guān)鍵詞：中國石油天然氣股份有限公司；天然氣開發(fā)；配套技術(shù)；低滲透砂巖氣藏；超深高壓氣藏；碳酸鹽巖氣藏；疏松砂巖氣藏；火山巖氣藏
近年來，中國石油天然氣股份有限公司(以下建成中國石油)的天然氣勘探開發(fā)取得了一系列的重大突破，儲量和產(chǎn)量都實現(xiàn)了跨越式增長。特別是“十五”以來，年新增產(chǎn)量平均增幅超過15%。2008年產(chǎn)量占全國總產(chǎn)量的80%，比2000年翻了兩番，在世界石油公司天然氣產(chǎn)量的排名中由第43位上升到第9位。
1 天然氣開發(fā)現(xiàn)狀
1.1 天然氣資源基礎(chǔ)豐富，儲量增長進(jìn)入高峰期
根據(jù)第3次全國資源評價結(jié)果，中國石油的常規(guī)天然氣遠(yuǎn)景資源量為30.3×1012m3，可采資源量為12.1×1012m3，占全國總量的40%以上。近10年來，中國石油的天然氣儲量進(jìn)入了增長高峰期，先后發(fā)現(xiàn)了克拉2、蘇里格等大型氣田，新增天然氣探明儲量翻了一番。“十五”以來，中國石油平均年增探明儲量3000×108m3以上，至2008年底中國石油累計探明天然氣儲量達(dá)4.78×1012m3，占全國總量的75%。但整體上天然氣探明程度仍較低，資源探明率僅為15.8%。預(yù)計“十一五”后期至“十二五”期間，可形成蘇里格地區(qū)、川中地區(qū)、庫車地區(qū)等萬億立方米至數(shù)萬億立方米級的增儲目標(biāo)區(qū)。但資源結(jié)構(gòu)日趨發(fā)雜，勘探目標(biāo)主要幾種在低滲透、超深高壓、高含硫、火山巖等復(fù)雜類型氣藏，資源品質(zhì)下降，勘探難度加大。
1.2 天然氣產(chǎn)量處于快速增長階段，氣田開發(fā)指標(biāo)整體處于較高水平，具備持續(xù)上產(chǎn)空間
近年來，中國石油的天然氣年產(chǎn)量增長率在15%以上，“十二五”將繼續(xù)保持強勁的發(fā)展勢頭，形成了年產(chǎn)量超過100×108m3的塔里木、川渝、長慶3大核心供氣區(qū)，其天然氣產(chǎn)量合計占中國石油總產(chǎn)量的75.5%。目前中國石油天然氣儲采比總體保持在40以上，具有持續(xù)上產(chǎn)的潛力，預(yù)計“十三五”末年產(chǎn)量與石油持平。
1.3 骨干管道發(fā)展迅速，主力氣區(qū)管線聯(lián)網(wǎng)
到2008年，中國石油投運天然氣骨干管道占全國的70%。其中，塔里木、長慶、川渝、青海4個主力氣區(qū)管線已實現(xiàn)聯(lián)網(wǎng)。預(yù)計到2015年天然氣管網(wǎng)輸氣能力將達(dá)到1600×108m3­­。
2 天然氣開發(fā)技術(shù)進(jìn)展
    中國石濁目前開發(fā)的氣藏類型較為復(fù)雜，低品位天然氣占較大比例(圖1)，開采技術(shù)難度較大。主要包括6類復(fù)雜氣藏：①低滲透砂巖氣藏，以蘇里格、長北氣田為代表；②碳酸鹽巖氣藏，以靖邊、塔中氣田和川渝石炭系氣藏為代表；③火山巖氣藏，以徐深、長嶺、克拉美麗氣田為代表；④超深高壓氣藏，以克拉2氣田為代表；⑤高含硫氣藏，以羅家寨氣田為代表；⑥疏松砂巖氣藏，以澀北氣田為代表。
 
    針對以上復(fù)雜氣藏，通過持續(xù)技術(shù)攻關(guān)，初步形成了適應(yīng)不同類型氣藏的開發(fā)技術(shù)系列：①富集區(qū)和井位優(yōu)選、快速鉆井、分層壓裂、井下節(jié)流和中低壓集輸系統(tǒng)等技術(shù)進(jìn)步使蘇里格氣田實現(xiàn)了經(jīng)濟規(guī)模開發(fā)；②超深高陡構(gòu)造鉆井技術(shù)、大管柱完井技術(shù)和高壓氣井安全采氣技術(shù)保障了克拉2氣田整體規(guī)模投產(chǎn)；③精細(xì)氣藏描述、水平井、排水采氣等技術(shù)進(jìn)步對靖邊氣藏和川渝石炭系氣藏的穩(wěn)產(chǎn)發(fā)揮了重要作用；④防砂治水技術(shù)的不斷發(fā)展成功應(yīng)用于澀北一、二號氣田和臺南氣田的開發(fā)建產(chǎn)；⑤基本掌握了火山巖氣藏的地質(zhì)特征，水平井的應(yīng)用取得了良好效果；⑥高含硫氣藏通過對外合作開發(fā)，開發(fā)技術(shù)不斷進(jìn)步。
2.1 大面積小氣藏疊合型低滲透砂巖氣藏開發(fā)技術(shù)——以蘇里格氣田為例
    蘇里格氣田含氣面積大、整體儲量規(guī)模大。該類氣藏地質(zhì)特征主要表現(xiàn)為儲層非均質(zhì)性強、儲量豐度低、氣井產(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)能力差、采收率低[1]。
    蘇里格氣田采用以低成本開發(fā)為核心的技術(shù)路線。通過地質(zhì)與地震相結(jié)合預(yù)測儲層，開展精細(xì)氣藏描述，建立不同類型儲層的評價標(biāo)準(zhǔn)，預(yù)測相對含氣富集區(qū)的分布，優(yōu)選開發(fā)井位，提高Ⅰ+Ⅱ類井比例。鉆采工藝以提速和簡化為原則，采用PDC鉆頭提高鉆井速度、簡化井身結(jié)構(gòu)，井下節(jié)流簡化地面流程等工藝措施大幅度降低了開發(fā)成本。增產(chǎn)措施以分壓合采為主，提高井筒剖面動用程度，增加單井產(chǎn)量。同時采用小井距密井網(wǎng)開發(fā)，提高氣田采收率。通過上述技術(shù)的應(yīng)用，蘇里格氣田取得了良好的開發(fā)效果。
2.2 層狀連續(xù)型低滲透砂巖氣藏開發(fā)技術(shù)——以長北氣田為例
    長北氣田由中國石油與殼牌石油公司合作開發(fā)，儲層連續(xù)性好、低孔低滲、低豐度，氣井自然產(chǎn)能較低，水平井壓裂后可獲得高產(chǎn)。通過合作引進(jìn)國外先進(jìn)技術(shù)，形成了以水平井開發(fā)為核心的主體開發(fā)技術(shù)。針對儲層橫向穩(wěn)定、連續(xù)性好的特征，以雙分支水平井開發(fā)為主，水平井段設(shè)計長度為2km，投產(chǎn)初始產(chǎn)能高于100×104m3/d，開發(fā)效果顯著。
2.3 超深高壓氣藏開發(fā)技術(shù)——以克拉2氣田為例
    該類氣藏主要分布在塔里木盆地，氣藏特征主要表現(xiàn)為較高孔隙度、滲透率，儲層厚度大，氣井普遍產(chǎn)量高，穩(wěn)產(chǎn)能力強，但氣藏埋藏深度大，一般都超過3500m，地層壓力和壓力系數(shù)高[2]。
    克拉2氣田是我國陸上含氣面積大、儲量豐度高的大型氣田，開發(fā)實踐中采用少井高產(chǎn)的開發(fā)理念，形成了鹽下氣藏描述技術(shù)、超高壓氣藏產(chǎn)能評價技術(shù)、山前高陡構(gòu)造主動防斜打快技術(shù)、高壓氣井安全采氣工藝技術(shù)、高壓集輸?shù)扰涮紫盗屑夹g(shù)。該氣田開發(fā)效果良好，成為中國第一個產(chǎn)量超過100×108m3的大型氣田。
2.4 復(fù)雜碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術(shù)——以塔中Ⅰ號氣田為例
    碳酸鹽巖氣藏主要分布在塔里木、四川和鄂爾多斯盆地，碳酸鹽巖氣藏開發(fā)面臨的主要難題是儲層非均質(zhì)性強，預(yù)測難度大；流體性質(zhì)和油氣水分布復(fù)雜；H2S、CO2含量變化范圍大；鉆井易漏易噴；單井產(chǎn)量差異大，穩(wěn)產(chǎn)面臨挑戰(zhàn)[3]。
    中國石油碳酸鹽巖氣藏開發(fā)多年來以鄂爾多斯盆地靖邊氣田和四川盆地石炭系氣藏為代表，近幾年又發(fā)現(xiàn)了羅家寨氣田、塔中工號氣田、LG氣田等礁灘型碳酸鹽巖氣藏。針對新發(fā)現(xiàn)的這類氣藏，開展了系列開發(fā)技術(shù)攻關(guān)，初步形成了配套開發(fā)技術(shù)：縫洞型有效儲層預(yù)測和井位優(yōu)選技術(shù)、碳酸鹽巖氣藏儲層改造技術(shù)、水平井開發(fā)配套技術(shù)和高酸性防腐技術(shù)。塔中工號氣田通過水平井分段改造試驗，平均單井產(chǎn)量可提高2.5～8.5倍，同時建立了腐蝕監(jiān)測網(wǎng)，編制了氣田防腐技術(shù)規(guī)范，為氣田規(guī)模安全有效開發(fā)提供了技術(shù)保障。
2.5 疏松砂巖氣藏開發(fā)技術(shù)——以澀北氣田為例
    青海澀北氣田包括澀北一號、二號、臺南3個區(qū)塊，為多層疏松砂巖氣藏，氣水關(guān)系復(fù)雜，含氣層段跨度大，易出水、出砂，層間儲量動用差異大?？厮⒎浪?、堵水工藝技術(shù)是疏松砂巖氣藏開發(fā)的關(guān)鍵。通過多年實踐，主要形成了8項技術(shù)系列[4]：層系細(xì)分與優(yōu)化組合技術(shù)、氣井動態(tài)配產(chǎn)技術(shù)、疏松砂巖防砂治砂技術(shù)、防水治水技術(shù)、安全快速鉆井技術(shù)、水平井開發(fā)技術(shù)、油套分采工藝技術(shù)、地面工藝流程優(yōu)化技術(shù)。目前開發(fā)效果良好。
2.6 火山巖氣藏開發(fā)技術(shù)——以徐深氣田為例
    徐深氣田火山巖氣藏巖相識別難度大[5]，氣水關(guān)系復(fù)雜，部分氣井出水，單井產(chǎn)能變化大，穩(wěn)產(chǎn)能力差。同時，由于含CO2采氣工藝技術(shù)不配套，經(jīng)濟有效開發(fā)面臨挑戰(zhàn)。
    中國石油積極組織了火山巖氣藏開發(fā)技術(shù)攻關(guān)。以徐深氣田為重點，開展了露頭精細(xì)勘測與密井網(wǎng)綜合解剖研究，建立了火山巖儲層模式。初步形成了6項開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，包括井間火山巖體分布描述和預(yù)測技術(shù)、地質(zhì)與動態(tài)相結(jié)合的動態(tài)儲量評價技術(shù)、火山巖儲層改造技術(shù)、人工裂縫形態(tài)準(zhǔn)確模擬評價及控制技術(shù)、水平井開發(fā)技術(shù)、CO2處理和防腐技術(shù)。水平井壓裂提高單井產(chǎn)量試驗效果顯著，獲得了單井日產(chǎn)30×104m3以上的高產(chǎn)氣井。在開發(fā)取得初步成效的同時，將開發(fā)技術(shù)和經(jīng)驗推廣應(yīng)用到吉林長嶺氣田和新疆克拉美麗氣田，目前均初步實現(xiàn)了規(guī)模開發(fā)。
3 天然氣開發(fā)技術(shù)發(fā)展前景
   在目前技術(shù)進(jìn)步的基礎(chǔ)上，各類氣藏開發(fā)仍面臨以下不同的開發(fā)技術(shù)難題：①低滲透砂巖氣藏主要是如何進(jìn)一步提高采收率和保持氣審整體長期穩(wěn)產(chǎn)，以及高含水飽和度低滲透砂巖氣藏的有效開發(fā)問題；②超深高壓氣藏主要是長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的開發(fā)技術(shù)問題；③碳酸鹽巖氣藏主要是儲層和流體預(yù)測技術(shù)問題和鉆采配套工藝技術(shù)問題；④高含硫氣藏主要是安全高效開發(fā)配套技術(shù)問題；⑤火山巖氣藏主要是整體規(guī)模有效開發(fā)技術(shù)問題；⑥疏松砂巖氣藏主要是開發(fā)后期防砂治水及提高剖面動用程度與采收率等技術(shù)問題。
    “十二五”期間，針對上述開發(fā)主要矛盾的攻關(guān)構(gòu)成了下步主體技術(shù)的發(fā)展方向：①低滲透氣藏的技術(shù)攻關(guān)方向主要是Ⅲ類儲層的有效動用技術(shù)、流體分布預(yù)測技術(shù)和提高經(jīng)濟采收率技術(shù)；②超深高壓氣藏的技術(shù)攻關(guān)方向主要是超深層鉆完井技術(shù)、超深高壓儲層改造技術(shù)和超深井動態(tài)監(jiān)測技術(shù)；③火山巖氣藏技術(shù)攻關(guān)方向主要是儲層精細(xì)描述及低滲透帶有效動用技術(shù)、CO2防腐與有效利用、水平井提高單井產(chǎn)量技術(shù)；④高含硫氣藏技術(shù)攻關(guān)方向主要是弄清硫沉積機理、選取抗硫材料和建立安全環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)體系[6]。
    同時，非常規(guī)天然氣開發(fā)技術(shù)的不斷探索也將為我國天然氣工業(yè)注入新的活力。美國非常規(guī)天然氣開發(fā)已取得了很大成功，2006年美國天然氣產(chǎn)量5232×108m3，其中致密砂巖氣1614×108m3，煤層氣540×108m3，頁巖氣311×108m3，非常規(guī)天然氣占總產(chǎn)量的47%。我國非常規(guī)天然氣主要包括煤層氣、頁巖氣、可燃冰等，資源量可觀，大約是常規(guī)天然氣資源量的3.5倍。目前初步開展了煤層氣和頁巖氣的開發(fā)技術(shù)論證與試驗，預(yù)計未來非常規(guī)天然氣將在我國天然氣工業(yè)中發(fā)揮重要作用。
參考文獻(xiàn)
[1] 賈愛林，唐俊偉，何東博，等.蘇里格氣田強非均質(zhì)致密砂巖儲層的地質(zhì)建模[J].中國石油勘探，2007，12(1)：12-16.
[2] 李保柱，朱忠謙，夏靜，等.克拉2煤成大氣田開發(fā)模式與開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)[J].石油勘探與開發(fā)，2009(3)：392-397.
[3] 李勇，李保柱，胡永樂，等.塔中I號碳酸鹽巖凝析氣藏單井產(chǎn)能變化規(guī)律[J].天然氣工業(yè)，2008，28(10)：87-89.
[4] 宗貽平，馬力寧，賈英蘭，等.澀北氣田100億立方米天然氣產(chǎn)能主體開發(fā)技術(shù)[J].天然氣工業(yè)，2009，29(7)：1-3.
[5] 譚顯春.徐深氣田火山巖等性巖相序列[J].天然氣工業(yè)，2009，29(8)：12-14.
[6] 羅瑞振，韓建紅，李國平，等.高含硫氣田試氣作業(yè)的安全措施與管理——以普光氣田為例[J].天然氣工業(yè)，2009，29(7)：112-115.
 
(本文作者：李海平1 賈愛林2 何東博2 冀光2 郭建林2 1.中國石油天然氣集團公司咨詢中心；2.中國石油勘探開發(fā)研究院)