四川盆地天然气勘探开发技术进展与发展方向

四川自西汉时期就发现并利用了天然气,川渝石油人在四川盆地建成了新中国成立后的第一个天然气工业基地。为推进“建设300亿战略大气区和一流天然气工业基地”的工作目标,首先分析了四川盆地天然气工业现状：①川渝地区经济社会对天然气依存度越来越高;②天然气勘探开发配套技术日臻完善;③地面系统综合配套能力大幅提高;④资源基础更加雄厚,产量快速增长。总结了中国石油西南油气田公司近期在该盆地天然气勘探开发工作中所取得的技术进展：①岩性气藏勘探技术取得重大突破;②深层礁滩高含硫气藏开发技术攻关成效显著;③形成须家河组气藏一类区开发主体配套技术;④钻完井及其配套技术攻关取得重要进展;⑤老气田稳产和提高采收率配套技术进一步完善。进而指出了下一步的工作方向：在开江-梁平海槽两侧,须家河组,石炭系、嘉陵江组等老区层系,震旦系-下古生界新领域等勘探开发主攻方向,深入开展深层礁滩气藏、低孔渗碎屑岩气藏、高含硫气田、老气田勘探开发技术攻关,并以页岩气勘探开发为重点,全面展开非常规天然气的勘探开发工作,推动该盆地天然气快速增储上产,再上新台阶。     

中国石油的天然气开发技术进展及展望

天然气已经成为中国石油天然气股有限公司(简称"中国石油")最具成长性的主营核心业务,"十五"以来年新增天然气地质储量平均在3000×108m3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。基本形成了具有代表性的6类气藏开发配套技术:①大面积小气藏叠合型低渗透砂岩气藏低成本开发配套技术;②连续型低渗透砂岩气藏水平井开发技术;③超深高压气藏开发技术;④复杂碳酸盐岩气藏开发技术;⑤疏松砂岩气藏开发技术;⑥火山岩气藏开发技术。未来10年,中国石油的天然气业务将持续快速发展,但低品位储量进一步增加,需要解决低渗透砂岩气藏提高采收率、超深高压气藏长期高产稳产、碳酸盐岩气藏流体预测、高含硫气藏安全高效开发、火山岩气藏整体规模开发、疏松砂岩气藏开发后期防砂治水等技术难题,同时要积极发展煤层气、页岩气等非常规天然气开发技术。     

中国大气田科学开发的内涵

大气田是指天然气探明地质储量超过300×10~8 m~3、天然气峰值年产量在10×10~8 m~3以上且具有一定稳产期的气田。其是中国天然气储产量快速增长和未来长期稳定发展的重要基础,也是保障我国供气安全的关键。通过对国内外260余个大气田开发实践的系统分析和典型气田的解剖模拟,综合研究了大气田科学开发的内涵、核心技术以及全生命周期指标体系。大气田科学开发的内涵包括:①提出以"识别水、控制水、治理水"为技术体系的天然气开发理念,即常规气田"控水开发"、非常规气田人工压裂"注水开发",根据气藏类型和气藏特征,确定合理的采气速度;②综合评价气田开发经济效益和社会效益,保障气田长期稳产;③根据气井生产特征和储层发育特征,选取适用的气田稳产方式;④依据对常规与非常规气藏不同开发阶段的精细描述、气藏开发特征和生产动态的监测,确定气田可采储量、气田水与人工注水开发规律、气田提高采收率技术对策、气田效益稳产期与发展战略。大气田科学开发的核心技术包括:规模优化技术、科学布井技术、均衡开采技术和深度挖潜技术。进而综合优选出产量、压降、采出程度、单位压降产量等多个参数作为评价大气田科学开发的关键指标,建立了高压、低渗透—致密、裂缝—孔隙型和页岩气等4类气藏的全生命周期指标体系。结论认为,该研究成果有助于指导不同类型大气田的科学开发,进一步促进我国天然气产业的快速发展。     

徐深气田火山岩气藏特征与开发对策

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:①深化火山岩气藏地质规律认识;②开展产能评价技术研究,完善技术手段;③优化直井设计,实现Ⅰ、Ⅱ类储层区块有效开发;④"整体考虑,分类治理",实现有效控水;⑤开展水平井开发技术攻关,探索火山岩气藏开发新模式。     

安岳特大型气田高效开发关键技术创新与实践

近年来,得益于深层大型碳酸盐岩气藏与页岩气勘探开发的重大突破,四川盆地已成为我国目前最具发展潜力的含油气盆地。位于该盆地中部的安岳气田是我国迄今已发现的最大的整装碳酸盐岩气藏,也是我国近年来发现的最重要的特大型气田,但该气田也存在着储层孔隙度低、渗透率低,气层薄且纵横向分散、非均质性强,构造幅度极低且气水关系复杂等重大难题,使得天然气储量向产量的快速转化面临着巨大的挑战。为此,通过持续技术攻关,创新集成了多项关键技术,并在多个方面取得了重大突破:①创新形成特大型古老复杂碳酸盐岩气藏精细开发技术,构建"透明气藏",建立高产井培育技术,实现了下寒武统龙王庙组气藏开发口口井高产、下震旦统灯影组气藏单井天然气产量大幅度提高,保证了该气田长期高产稳产;②集成创新大型气田优快建设技术,实现了气井全生命周期安全受控,3年高效建成精品工程,打造绿色矿山新高地,高效建成安全清洁大气田;③集成创新特大型气田开发智能管控技术,实现了万物互联、深度感知和自动化生产,融合AR、VR、机器人、无人机等新一代智能技术,开辟了气田开发智能化管理新形态,打造智能气田;④创新形成特大型气田整体开发优化技术,显著提升了强非均质性气藏的开发效果,确保了特大型有水气藏的长期稳产。该研究成果可以为国内外类似气田的高效开发提供借鉴。     

中国天然气勘探发展战略问题探讨

近年来,全球巨型气田持续发现,勘探技术不断进步,勘探领域向寻找岩性地层气藏、深水油气藏等方向发展,非常规天然气已成为重要的补充资源类型。中国天然气资源相对丰富,常规天然气资源探明程度低,正处于快速发展阶段;非常规天然气勘探开发刚刚起步,正处于探索阶段。在充分调研国外天然气勘探经验与发展趋势的基础上,对比国内天然气勘探现状及特点,对中国天然气勘探发展的一些战略问题进行了探讨并得出以下认识：①2000年以来年均探明储量5 000×108 m3以上,大气田是储量增长的主要推动力（大气田探明储量占总数的70％左右）;②地质条件相对复杂,勘探难度逐渐加大,低品位储量占90％以上,勘探工作更具长期性,需持之以恒;③必须认识到勘探思维创新和技术进步的必要性,加大针对性技术攻关是推进天然气科学发展的有力措施;④发展非常规天然气是确保我国天然气可持续发展的必由之路。     

新时期我国天然气勘探形势及战略思考

我国天然气勘探已进入第三阶段快速发展时期,正面临一系列新的挑战和问题。通过分析中国大气田勘探现状、理论与技术攻关进展,以及由此带来的天然气勘探理念、领域类型等格局的深刻变化,总结认为目前我国天然气勘探存在5个方面主要问题:①深层资源认识程度较低;②中西部大气田成藏规律认识不足制约勘探目标落实;③全国范围非常规气资源潜力与经济前景认识不明晰;④复杂气藏仍面临一系列技术瓶颈;⑤资源日益劣质化与成本上升导致勘探效益下行。分析认为,国内天然气上游应充分预判国际产业冲击影响,结合国内天然气上产、保供等形势,加大非常规气勘探力度与政策扶持,推动技术创新与集成,实现复杂气藏效益开发。新形势下勘探部署应当在领域分类基础上,通过资源潜力、储量潜力、勘探开发综合成本等关键指标综合评价,结合不同探区发展形势与特征,实施不同勘探部署策略。     

“十二五”中国天然气地质理论研究新进展

随着天然气勘探工作的不断深入,资源劣质化程度不断加剧、勘探对象也越来越复杂,需要不断发展和完善天然气地质理论,以指导寻找和发现更多的天然气资源。为此,"十二五"期间开展了大气田成藏地质理论的攻关研究,主要进展包括:①建立了不同地质条件下原油裂解生气和高演化煤系烃源岩生气模式;②建立了不同丰度、不同类型烃源岩排烃、滞留烃定量评价模型;③建立了天然气多参数、多指标成因鉴别图版;④建立了2种碳酸盐岩和2种致密砂岩沉积新模式;⑤建立了直接盖层盖储排替压力差评价新方法;⑥建立了大气田成藏模式,总结了大气田的形成主控因素与分布规律。进而深化了下述5大领域的天然气勘探理论,应用成效显著:①创新了古老碳酸盐岩大气田成藏地质理论认识,推动了四川盆地安岳特大型气田的发现和探明;②发展了大型致密砂岩气田成藏地质理论,指导了鄂尔多斯、松辽等盆地致密砂岩气勘探;③深化了台缘礁滩成藏理论,拓展了四川盆地台缘礁滩天然气的勘探;④深化了大型凝析气藏成藏机理与富集理论,指导了塔里木盆地大型凝析气藏的勘探;⑤完善了以生烃断槽为基本单元的火山岩气藏勘探理论,实现了火山岩气藏勘探的战略接替。     

准噶尔盆地天然气勘探实践与克拉美丽气田的发现

2006年初,中国石油新疆油田公司确定了准噶尔盆地天然气勘探的4大领域,根据"突破东西两翼、坚持南缘、探索深层大构造"的部署原则,将陆东—五彩湾地区作为主攻领域,由此发现了天然气探明储量超过1000×108m3的克拉美丽气田。总结陆东—五彩湾地区石炭系火山岩气藏的勘探实践工作,具有重大意义。为此详细阐述了该区火山岩气藏勘探的7个步骤,即:①综合分析选择突破口———滴南凸起;②开展火山岩岩性岩相研究,建立火山岩序列结构;③解剖已知气藏,确定控藏因素与气藏类型;④开展地震采集处理攻关,改善石炭系内幕成像质量;⑤井震结合识别火山岩体,综合评价优选钻探井位;⑥加强组织管理,探索适宜钻试工艺,加快勘探节奏;⑦勘探开发一体化,加快产能建设步伐。归纳了在滴南凸起石炭系火山岩油气勘探实践过程中逐步形成的6项配套技术。结论指出:市场需求是驱动中国石油新疆油田公司天然气勘探快速发展的重要动力,勘探领域及其突破口的正确选择是发现该气田的关键;合理的勘探程序和适宜的配套技术是该气田能够快速探明并投产的保证。     

中国地下储气库业务面临的挑战及对策建议

在地下储气库、气田、小型LNG等众多调峰方式中,前者是当今世界最主要的天然气储存方式和调峰手段。随着我国天然气工业的快速发展,天然气季节性调峰矛盾日益突出,如何实现地下储气库业务可持续发展已成为我国天然气产业面临的主要问题之一。为此,调研了国外地下储气库的发展现状及趋势,分析了我国地下储气库发展所面临的挑战:①建设明显滞后,调峰能力不足;②优质库源缺乏,建库地质条件复杂,建库成本高;③建设处于初级阶段,安全、科学运行管理经验不足;④建设、管理、使用主体相对分离,难以最大限度地发挥作用;⑤未实行单独的核算,难以体现储气库的经济效益。进而借鉴国外地下储气库的发展经验,结合我国天然气产业发展的实际情况,提出了我国地下储气库业务发展的建议:①强化战略布局,继续加大库址筛选力度,稳步推进地下储气库建设;②建立地下储气库专业技术和管理团队,加大地下储气库技术科研攻关力度;③逐步形成配套的储气库建设经营管理模式。     

徐深气田火山岩气藏高效开发难点及对策

松辽盆地徐深气田火山岩气藏开发的难点在于：储层物性差异大,有效储层预测难度大;单井产能低,经济效益差;气藏普遍含边底水,出水治理难度大。针对这些难点,从气藏开发模式、开发井类别及出水治理措施等方面对该类气藏高效开发进行了探讨,并提出以下技术对策：采用以动用Ⅰ、Ⅱ类储层为主,利用高渗透部位气井开采低渗透部位储层;采用水平井开发提高单井产量;对不同的出水井类型采取对应的出水治理措施,使该气田能达到经济高效开发的目的。该方法和技术对类似的火山岩气藏开发具有一定的借鉴作用。     

中国非常规天然气资源基础与开发技术

中国非常规天然气资源丰富,合理有效地开发可为中国经济的可持续发展提供能源保障。致密砂岩气藏远景资源量超过12×1012 m3,已经实现规模开发;煤层气勘探在高阶煤中取得突破;页岩气研究刚刚起步,四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地等具有良好的页岩气成藏和开发条件;在中国南海多处发现天然气水合物存在的证据。但是,由于非常规天然气地质条件具有复杂性和特殊性,现有的部分勘探开发技术适用性差、不够成熟,加之低渗透储层单井产量低等因素,严重制约了非常规天然气开发利用的步伐。因此应加强以下工作：研发不同类型致密砂岩气藏的开发技术;优选煤层气有利目标区及扩大勘探开发规模;研发适合高阶煤层气田的高效勘探开发关键技术;调查页岩气资源分布并查明成藏主控因素;开展天然气水合物资源评价。     

蜀南地区天然气地质特征及勘探方向

为寻找四川盆地南部老探区（以下简称蜀南地区）下一步勘探有利区带,系统分析确认该区基本地质特征,具有：多期构造旋回发展演化,沉积层系相对完整,多源供烃、多储层层系及圈闭类型、多期成藏及多个含油气系统等特点。通过对老井重新认识,结合勘探成效及研究成果,认为近期蜀南地区研究和勘探的重点是：①深化二叠系、三叠系勘探是目前“增储、上产”的关键;②主攻上三叠统须家河组气藏是近期天然气储量大幅度增加的重点;③古隆起外围雷口坡组是近期找气的重点层系;④下古生界及震旦系是寻找天然气发现的新领域;⑤页岩气藏将是蜀南地区非常规油气勘探开发的新领域。     

柴达木盆地油气藏特征分析及对油气勘探的意义

对柴达木盆地19个油气田典型油气藏的详细解剖,油气藏具有6个特点:①油气层厚度薄,油气藏面积总体偏小;②油气藏油层物性相对较差;③古近系、新近系原油成熟度总体偏低;④油气藏类型丰富,构造、地层、岩性和复合型4大类油气藏均有发育;⑤以断层类油气藏为主,油气藏受断层的控制作用明显;⑥油气藏晚期破坏比较严重。在对油气藏特点系统分析的基础上,进一步指出:①柴达木盆地油气田分散,大油田少;②近源古构造最富集油气;③在继续加强构造油气藏勘探的同时,应注意地层、岩性油气藏的勘探;④深入研究断层对油气藏形成和分布的控制作用。     

国外天然气储采比及对我国的启示

我国天然气产业进入快速发展阶段后,天然气储采比逐渐下降,需要从长远和发展的角度重视这一趋势。世界不同地区储采比水平及演变特点差异很大。美国在天然气快速发展期储采比明显下降,之后长期以10左右的低储采比有效保障天然气供给,其产业政策、技术创新、作业能力、公司经营等方面的经验对我们具有一定的启示。考虑到国内天然气市场需求、资源品位及开发特点,天然气储采比目标在20左右比较合理。建议国家出台鼓励发展核心技术、支持低品位储量开发的政策法规,促进天然气储采接替的良性循环。     

适合中国煤层气藏特点的开发技术

分析了常规煤层气开发技术的特点,认为常规技术对中国煤层气藏开发有很大的局限性。因为中国煤层气藏具有低渗透、难脱附、驱动力不足和构造煤发育等6个方面的重要特性,所以要求其相应的开发技术要在提高导流能力、建立有效压差、加快脱附速度、利用应力释放场、规避构造煤等5个方面给予配套。为此,设计了适合中国煤层气藏特点的3个开发技术系列,包括:煤矿采动影响区特殊采气技术,多井眼多分支水平井与洞穴技术,常规技术。     

油气藏研究的发展趋势预测

分析当前油气勘探形势,提出了油气藏研究的9大发展趋势：①发展盆地油气成藏动力学,重视“三场”（地温场、地压场、地应力场）与油气聚集分布规律的关系研究;②深化岩性-地层、水动力封闭油气藏等“非构造油气藏”研究;③开展碳酸盐岩层序地层学研究;④加强天然气成藏规律的研究;⑤开展中国叠合含油气盆地成藏机理研究;⑥关注新构造运动与晚期成藏研究;⑦非常规天然气资源研究;⑧无机成因油气藏探索研究;⑨盆地模拟研究。以上几个方面是当今乃至今后油气藏研究的热点与难点,加大其研究力度必然会推动中国油气工业的快速发展。     

国外高含硫气藏开发经验与启示

比较常规气藏而言，高含硫气藏的开发存在很大难度和挑战性。目前国内尚无一套指导高含硫气藏合理开采的开发标准，也没有形成系统开发高含硫气藏实践经验，为此分析了国外典型高含硫气藏开发成功经验，指出了国内高含硫气藏开发的技术关键和面临的技术难点，总结出了目前完成国家自然科学基金研究的进展，并提出目前急需开展的研究工作。即：①高含硫气藏多尺度储层评价研究；②H₂S及天然气混合物赋存状态及成因研究；③H₂S、CO₂、H₂O、天然气共存系统流体相态理论及实验研究；④高含硫碳酸盐岩气藏非线性渗流理论及应用基础研究；⑤储层综合伤害数学模型（应力敏感、硫沉积、水合物）及防治应用基础研究；⑥H₂S、CO₂腐蚀机理及防腐技术研究；⑦储层增产改造机理和改造技术研究；⑧井漏机理及堵漏应用基础研究工艺。     

中国天然气价格形成机制演变及趋势

以2004年底西气东输一线工程全线正式商业运营为标志,中国天然气产业链进入快速发展阶段。这个阶段是整个天然气产业链结构剧烈变化的关键期,天然气价格形成机制也随之不断演变。为此,梳理了中国天然气价格形成机制演变的路径,并推断了其未来的发展趋势。结论认为:①在进入快速发展阶段前,中国对天然气价格形成机制进行了一定的改革探索;②在进入快速发展阶段后,经过10年的努力,已初步建立了天然气的"理想起步价";③近10年中国天然气价格形成机制演变主要是沿着政府设计的"政府模拟市场"改革基调在推进;①各种迹象和经验都表明,今后中国将转入推动天然气产业链结构改革,以此加快推动天然气价格形成机制真正走向市场化的发展阶段,并且加入了亚太区域定价中心的争夺因素;⑤中国天然气产业链结构改革的核心在于"网运分开".但这可能需要过渡期,天然气进口权可能将进一步加快放开。