天然气开发技术现状.doc

天然气开发技术现状 中国天然气工业经历了50多年的实践和发展，特别是在近10年进入快速发展期。目前中国干气藏主要采用天然能量衰竭方式开采，凝析气藏主要采用循环注气方式开采。气藏开发技术不断发展，已初步形成的主体开发技术包括碳酸盐岩气藏开发技术、低渗透气藏开发技术、中低含硫气藏开发技术、异常高压气藏开发技术及凝析气藏循环注气开发技术等。 1 碳酸盐岩气藏开发技术 四川盆地是中国最早开发采碳酸盐岩裂缝性气藏和裂缝-孔隙性气藏的地区。20世纪50年代和60年代，主要开发了三叠系和二叠系的一些小气田，70年代后，逐步开发了一批中小型和大型气田。在长期开发和开采实践中形成了有效的碳酸盐岩裂缝性气藏开发配套技术。 （1）裂缝性气藏综合评价技术。以储集层描述为主体，采用地质、地震、测井和地质建模技术，综合研究裂缝发育和天然气富集规律，结合试采和开发动态分析，落实储集层结构和储渗参数，核实动态储量，研究气井高产控制因素。采用数值模拟技术优化开发布井，成功地开发了多个碳酸盐岩裂缝性气藏。 （2）裂缝性气藏排水采气技术。四川盆地碳酸盐岩裂缝-孔隙性储集层非均质性严重，含水气藏多，气水关系复杂，气井开采中不同程度产水，严重影响生产。在长期开采过程中，逐渐形成了优选管柱、泡排、气举、机抽、电潜泵、水力射流泵等有效排水采气工艺技术；并在应用中由单一工艺发展为气举+泡排、机抽+喷射等组合工艺；以及由单井排水发展为有针对性的气藏整体治理排水采气工艺等。排水采气工艺在提高气井产量、延长气井生产周期、降低气藏递减率、提高气藏采收率等方面应用效果显著。试验证明，在适宜条件下，“排水找气”还是寻找隐蔽天然气储量的有效途径。目前，对有水气藏实施排水采气和排水找气是提高采收率、实现稳产的重要技术保证。 2. 低渗透气藏开发技术 2．1 低渗透气藏综合表征技术 目前中国发现了大量的低渗透气藏，储集层渗透率很低，非均质性很强（如长庆气区下古生界和上古生界气藏）。长庆气区下古生界气藏在开发前期评价以及规模建产过程中，开展了大量的沟槽分布、气水分布、储集层连通性以及高产富集规律等方面的地质综合研究，深化了对碳酸盐岩储集层非均质性和气层横向变化等复杂地质特征的认识。在此基础上，依据长庆气区下古生界气藏的地质特征及特殊的地表条件，以实现气田的经济开发为目的，积极采用新方法、新技术，开展多学科静态、动态研究联合攻关，从控制储集层发育程度和渗流特征的因素入手，通过古构造、岩溶古地貌、小幅度构造和裂缝分布规律研究，结合沉积-成岩微相研究成果，从成藏和储渗角度对天然气富集条件进行分析，划分布井有利区。针对上古生界砂岩气藏特征，开展沉积微相及砂体展布规律、储集层微观结构特征及其参数场分布、气层分类评价等研究，综合分析储集层发育的主控因素，为优选布井有利区奠定基础。气藏工程方面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，从而划分出连通性良好区域。在地质、气藏工程综合研究划分出的有利区的基础上，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，并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。 上述储集层综合评价、横向预测、井间连通性分析及气井动态特征综合表征技术为气田优化布井奠定了良好的基础。 2．2 水平井、大斜度井技术 水平井泄流范围大，在单位压差下比直井具有更高的产能，因此，国外广泛应用水平井开发低渗透气藏。中国目前也进行了试验性开发，例如四川盆地西部德阳地区新场气田，其产层属于致密砂岩储集层，1998年第一口水平井JP22井获得成功，其产量约为直井的3倍。 四川盆地白马庙气田蓬莱镇组气藏储气层是以湖泊三角洲相为主的水下分流河道砂体和河口坝砂体，储集层低孔、低渗，储量动用难，气井产能低，开采效益差。为了改善气藏开发效果，采用大斜度井、水平井等新技术开展了提高气藏单井产能的工艺技术试验。白浅109井为水平井（水平井段长250m）,白浅108井为大斜度井，两井完井后，均采用射孔与加砂压裂连作技术，取得重大突破，白浅109井、白浅108井分别获得了无阻流量8.76万m3/d和9.866万m3/d,取得了白马庙蓬莱镇气藏开发连续钻获高产气流的显著成绩。 2．3 气藏保护和优化压裂技术 低渗透气藏开发实践表明，气井施工造成的气层伤害是气藏低产的重要原因，加强低渗储集层保护至关重要。“八五”以来，科技攻关的持续开展和不断深入，使低渗气层保护技术实现了极大的飞跃。在室内和矿场损害评价技术与评价标准、黏土矿物稳定性、井壁附近裂缝宽度预测、损害机理研究、钻井完井工艺、裂缝暂堵工作液等方面均取得突破，形成了许多新认识和新技术。 低渗透气藏由于自然产能低，在重视储集层保护的同时