中國石油的天然氣開發技術進展及展望

摘 要

摘要：天然氣已經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務，“十五”以來年新增天然氣地質儲量平均在3000×108m3以
摘要：天然氣已經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務，“十五”以來年新增天然氣地質儲量平均在3000×108m3以上，年產量平均增幅超過15%，形成了川渝、長慶、塔里木3大核心供氣區。基本形成了具有代表性的6類氣藏開發配套技術：①大面積小氣藏疊合型低滲透砂巖氣藏低成本開發配套技術；②連續型低滲透砂巖氣藏水平井開發技術；③超深高壓氣藏開發技術；④復雜碳酸鹽巖氣藏開發技術；⑤疏松砂巖氣藏開發技術；⑥火山巖氣藏開發技術。未來10年，中國石油的天然氣業務將持續快速發展，但低品位儲量進一步增加，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穩產、碳酸鹽巖氣藏流體預測、高含硫氣藏安全高效開發、火山巖氣藏整體規模開發、疏松砂巖氣藏開發后期防砂治水等技術難題，同時要積極發展煤層氣、頁巖氣等非常規天然氣開發技術。
關鍵詞：中國石油天然氣股份有限公司；天然氣開發；配套技術；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)的天然氣勘探開發取得了一系列的重大突破，儲量和產量都實現了跨越式增長。特別是“十五”以來，年新增產量平均增幅超過15%。2008年產量占全國總產量的80%，比2000年翻了兩番，在世界石油公司天然氣產量的排名中由第43位上升到第9位。
1 天然氣開發現狀
1.1 天然氣資源基礎豐富，儲量增長進入高峰期
根據第3次全國資源評價結果，中國石油的常規天然氣遠景資源量為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入了增長高峰期，先后發現了克拉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%。預計“十一五”后期至“十二五”期間，可形成蘇里格地區、川中地區、庫車地區等萬億立方米至數萬億立方米級的增儲目標區。但資源結構日趨發雜，勘探目標主要幾種在低滲透、超深高壓、高含硫、火山巖等復雜類型氣藏，資源品質下降，勘探難度加大。
1.2 天然氣產量處于快速增長階段，氣田開發指標整體處于較高水平，具備持續上產空間
近年來，中國石油的天然氣年產量增長率在15%以上，“十二五”將繼續保持強勁的發展勢頭，形成了年產量超過100×108m3的塔里木、川渝、長慶3大核心供氣區，其天然氣產量合計占中國石油總產量的75.5%。目前中國石油天然氣儲采比總體保持在40以上，具有持續上產的潛力，預計“十三五”末年產量與石油持平。
1.3 骨干管道發展迅速，主力氣區管線聯網
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個主力氣區管線已實現聯網。預計到2015年天然氣管網輸氣能力將達到1600×108m3­­。
2 天然氣開發技術進展
    中國石濁目前開發的氣藏類型較為復雜，低品位天然氣占較大比例(圖1)，開采技術難度較大。主要包括6類復雜氣藏：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。
 
    針對以上復雜氣藏，通過持續技術攻關，初步形成了適應不同類型氣藏的開發技術系列：①富集區和井位優選、快速鉆井、分層壓裂、井下節流和中低壓集輸系統等技術進步使蘇里格氣田實現了經濟規模開發；②超深高陡構造鉆井技術、大管柱完井技術和高壓氣井安全采氣技術保障了克拉2氣田整體規模投產；③精細氣藏描述、水平井、排水采氣等技術進步對靖邊氣藏和川渝石炭系氣藏的穩產發揮了重要作用；④防砂治水技術的不斷發展成功應用于澀北一、二號氣田和臺南氣田的開發建產；⑤基本掌握了火山巖氣藏的地質特征，水平井的應用取得了良好效果；⑥高含硫氣藏通過對外合作開發，開發技術不斷進步。
2.1 大面積小氣藏疊合型低滲透砂巖氣藏開發技術——以蘇里格氣田為例
    蘇里格氣田含氣面積大、整體儲量規模大。該類氣藏地質特征主要表現為儲層非均質性強、儲量豐度低、氣井產量低、穩產能力差、采收率低[1]。
    蘇里格氣田采用以低成本開發為核心的技術路線。通過地質與地震相結合預測儲層，開展精細氣藏描述，建立不同類型儲層的評價標準，預測相對含氣富集區的分布，優選開發井位，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、簡化井身結構，井下節流簡化地面流程等工藝措施大幅度降低了開發成本。增產措施以分壓合采為主，提高井筒剖面動用程度，增加單井產量。同時采用小井距密井網開發，提高氣田采收率。通過上述技術的應用，蘇里格氣田取得了良好的開發效果。
2.2 層狀連續型低滲透砂巖氣藏開發技術——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，儲層連續性好、低孔低滲、低豐度，氣井自然產能較低，水平井壓裂后可獲得高產。通過合作引進國外先進技術，形成了以水平井開發為核心的主體開發技術。針對儲層橫向穩定、連續性好的特征，以雙分支水平井開發為主，水平井段設計長度為2km，投產初始產能高于100×104m3/d，開發效果顯著。
2.3 超深高壓氣藏開發技術——以克拉2氣田為例
    該類氣藏主要分布在塔里木盆地，氣藏特征主要表現為較高孔隙度、滲透率，儲層厚度大，氣井普遍產量高，穩產能力強，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，開發實踐中采用少井高產的開發理念，形成了鹽下氣藏描述技術、超高壓氣藏產能評價技術、山前高陡構造主動防斜打快技術、高壓氣井安全采氣工藝技術、高壓集輸等配套系列技術。該氣田開發效果良好，成為中國第一個產量超過100×108m3的大型氣田。
2.4 復雜碳酸鹽巖氣藏開發技術——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，碳酸鹽巖氣藏開發面臨的主要難題是儲層非均質性強，預測難度大；流體性質和油氣水分布復雜；H2S、CO2含量變化范圍大；鉆井易漏易噴；單井產量差異大，穩產面臨挑戰[3]。
    中國石油碳酸鹽巖氣藏開發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，近幾年又發現了羅家寨氣田、塔中工號氣田、LG氣田等礁灘型碳酸鹽巖氣藏。針對新發現的這類氣藏，開展了系列開發技術攻關，初步形成了配套開發技術：縫洞型有效儲層預測和井位優選技術、碳酸鹽巖氣藏儲層改造技術、水平井開發配套技術和高酸性防腐技術。塔中工號氣田通過水平井分段改造試驗，平均單井產量可提高2.5～8.5倍，同時建立了腐蝕監測網，編制了氣田防腐技術規范，為氣田規模安全有效開發提供了技術保障。
2.5 疏松砂巖氣藏開發技術——以澀北氣田為例
    青海澀北氣田包括澀北一號、二號、臺南3個區塊，為多層疏松砂巖氣藏，氣水關系復雜，含氣層段跨度大，易出水、出砂，層間儲量動用差異大。控水、防水、堵水工藝技術是疏松砂巖氣藏開發的關鍵。通過多年實踐，主要形成了8項技術系列[4]：層系細分與優化組合技術、氣井動態配產技術、疏松砂巖防砂治砂技術、防水治水技術、安全快速鉆井技術、水平井開發技術、油套分采工藝技術、地面工藝流程優化技術。目前開發效果良好。
2.6 火山巖氣藏開發技術——以徐深氣田為例
    徐深氣田火山巖氣藏巖相識別難度大[5]，氣水關系復雜，部分氣井出水，單井產能變化大，穩產能力差。同時，由于含CO2采氣工藝技術不配套，經濟有效開發面臨挑戰。
    中國石油積極組織了火山巖氣藏開發技術攻關。以徐深氣田為重點，開展了露頭精細勘測與密井網綜合解剖研究，建立了火山巖儲層模式。初步形成了6項開發關鍵技術，包括井間火山巖體分布描述和預測技術、地質與動態相結合的動態儲量評價技術、火山巖儲層改造技術、人工裂縫形態準確模擬評價及控制技術、水平井開發技術、CO2處理和防腐技術。水平井壓裂提高單井產量試驗效果顯著，獲得了單井日產30×104m3以上的高產氣井。在開發取得初步成效的同時，將開發技術和經驗推廣應用到吉林長嶺氣田和新疆克拉美麗氣田，目前均初步實現了規模開發。
3 天然氣開發技術發展前景
   在目前技術進步的基礎上，各類氣藏開發仍面臨以下不同的開發技術難題：①低滲透砂巖氣藏主要是如何進一步提高采收率和保持氣審整體長期穩產，以及高含水飽和度低滲透砂巖氣藏的有效開發問題；②超深高壓氣藏主要是長期高產穩產的開發技術問題；③碳酸鹽巖氣藏主要是儲層和流體預測技術問題和鉆采配套工藝技術問題；④高含硫氣藏主要是安全高效開發配套技術問題；⑤火山巖氣藏主要是整體規模有效開發技術問題；⑥疏松砂巖氣藏主要是開發后期防砂治水及提高剖面動用程度與采收率等技術問題。
    “十二五”期間，針對上述開發主要矛盾的攻關構成了下步主體技術的發展方向：①低滲透氣藏的技術攻關方向主要是Ⅲ類儲層的有效動用技術、流體分布預測技術和提高經濟采收率技術；②超深高壓氣藏的技術攻關方向主要是超深層鉆完井技術、超深高壓儲層改造技術和超深井動態監測技術；③火山巖氣藏技術攻關方向主要是儲層精細描述及低滲透帶有效動用技術、CO2防腐與有效利用、水平井提高單井產量技術；④高含硫氣藏技術攻關方向主要是弄清硫沉積機理、選取抗硫材料和建立安全環保標準體系[6]。
    同時，非常規天然氣開發技術的不斷探索也將為我國天然氣工業注入新的活力。美國非常規天然氣開發已取得了很大成功，2006年美國天然氣產量5232×108m3，其中致密砂巖氣1614×108m3，煤層氣540×108m3，頁巖氣311×108m3，非常規天然氣占總產量的47%。我國非常規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技術論證與試驗，預計未來非常規天然氣將在我國天然氣工業中發揮重要作用。
參考文獻
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[2] 李保柱，朱忠謙，夏靜，等.克拉2煤成大氣田開發模式與開發關鍵技術[J].石油勘探與開發，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能變化規律[J].天然氣工業，2008，28(10)：87-89.
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[5] 譚顯春.徐深氣田火山巖等性巖相序列[J].天然氣工業，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的安全措施與管理——以普光氣田為例[J].天然氣工業，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.中國石油勘探開發研究院)