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1、 前 言以木材为主要能源，人类进入工业起步时期；以煤炭为主要能源，人类进入工业革命时期；以石油为主要能源，人类进入工业文明时期；以天然气为主要能源，人类进入了生态文明时期 。21世纪将是天然气世纪！世界能源发展的总趋势是向低碳化演变，最终向无世界能源发展的总趋势是向低碳化演变，最终向无 碳化发展。碳化发展。我国天然气资源比较丰富； 天然气资源利用率和发现率都还比较低； 西部大开发战略为天然气工业发展提供了良好机 遇；天然气输气管网建设为天然气产地和用户构建了 桥梁。 我国天然气工业已经进入快速发展阶段我国天然气工业已经进入快速发展阶段标志着天然气工业 快速发展的到来！n“十一五”期间，特别需要
2、大力发展和创新低渗 砂岩气藏、深层异常高压气藏、多层疏松砂岩水 驱气藏、高含硫气藏和深层凝析气藏经济有效的 开发开采技术； n n本文借鉴俄罗斯和欧美经验，提出应该创新发展本文借鉴俄罗斯和欧美经验，提出应该创新发展 一些实用、先进、经济的开发技术十项建议。一些实用、先进、经济的开发技术十项建议。 一、处理好储量和产量的关系是快速 发展天然气工业的基础 q1、长输管道、城市输配气管网、大型燃气电厂 和化工厂建设都需要巨额投资，都要有足够的浓 厚的天然气储量作为基础。 在时间上，要提前在时间上，要提前5-105-10年进行天然气勘探。年进行天然气勘探。在资源上，至少要有在资源上，至少要有20-30
3、20-30年供气资源保证。年供气资源保证。 在四川气区稳定增长的18年中，采气量上升的三个 台阶中，即：50、70、90108m3，他们以剩余可采 储量614.5108m3，1485.3108m3和2416.2108m3作 保证的。剩余可采储量储采比分别为12.3、21.2、 34.5。稳定供气的焦点是储采比，它是气田开发潜力和效 益的重要指标。储采比大致在20:1左右较为稳妥。 q2、我国气田地质情况复杂，要充分考虑天然气储 量品位情况，对勘探提供的储量要做过细工作， 要根据地质、开发的静、动态资料，确定I、II、 III、IV类储层和相应的储量，在目前经济技术条 件下III、IV类储量是出
4、不了力的，我国低渗气藏 储量几乎占50%，这类储量分布特点具普遍性。q3、我国中小型气田居多，储量丰度低，物性 差，非均质性强，气水关系复杂，单井产量低 ，稳产周期短，增产措施见效期也短。早期评 价中，对储量、产量常不易测准，对以后的气 田开发和稳产都有很大影响。q4、常没有试采，缺乏动态资料，方案有许多 不确定性和风险性。qq5 5、在气田勘探开发过程中，必须从实际出发、在气田勘探开发过程中，必须从实际出发 ，符合客观规律，不能主管臆断，急于求成，符合客观规律，不能主管臆断，急于求成， 必须实现储采比稳定增长和保持合理的储采比必须实现储采比稳定增长和保持合理的储采比 ，以保证天然气工业的可持
5、续发展。，以保证天然气工业的可持续发展。 二、气田开发的节奏可以加快，但程 序不可逾越 n编制开发方案一定要具备两个基本条件：储量达 到探明的程度；气藏经历了试采阶段。n试采的主要任务是：通过部分评价井的试生产、 试井和生产测井，了解气井产能、产出剖面、压 力系统和井间连通关系，尽可能了解气藏驱动类 型和核算动态储量等内容。n n四川新气田投入开发前均要试采，四川新气田投入开发前均要试采，在取得丰富的在取得丰富的 动态资料基础上再编制开发方案。动态资料基础上再编制开发方案。n n海上、沙漠的大气田海上、沙漠的大气田，投产前往往没有条件试采，投产前往往没有条件试采 ，有很大的风险性。，有很大的风
6、险性。三、充分认识气驱气藏开发的基本特征 q1、采气速度制约着气藏的稳产年限；q2、采气速度对气藏的最终采收率影响不大 。 qq气驱气藏开发三个特点：气驱气藏开发三个特点：q3、采气速度、稳产年限和稳产期采出程度间有 个合理配置关系。根据四川中小气驱气田开发经 验，最佳配置大致是：采气速度5-7%，稳产年限 8-10年，稳产期采出程度可达60%以上。另外，气驱气藏开发还应重视气藏能量的合理利用 。“压力是气藏开发的灵魂”。四、发展水驱气藏开发中、后期多种 阻水治水技术 绝大多数水驱气藏的裂缝或大孔道是主要水窜通道，水绕过低渗透、低孔隙带沿裂缝或大孔道推进，故水驱气藏易形成低渗透带死气区。 q1
7、、世界各国对水驱气藏十分重视早期的水文地质 研究。具有底水的荷兰格罗宁根大气田，开发早期专门钻穿过气水 界面而用于高速开采的试验井，了解水体能量。在证实了气 藏为弹性气驱之后，就增大了开发井气层打开程度，采用8- 10口井的丛式井组加大开采，开发顺利，采收率90%。四川相国寺石炭系气藏，重视边水能量和水侵检测，预测水 侵量，合理配产，20余年高效、高产开发，采收率90%以上 。q2、早期整体治水，避免或减弱水侵强度。法国拉克气田H2S含量高达15%，高温高压，但无边底水， 提高了气井耐腐蚀的寿命；四川威远震旦系气藏，含H2S仅1.2-1.4%，由于底水侵入 ，气井腐蚀严重。重要启示是：在开发四
8、川高含硫水驱气藏时，一定要采用 “早期整体治水”，避免或减弱水侵强度，延长无水采气 期。堵水工艺在水驱气藏中的应用是有条件的。控制气井临界 产量（压差）、控制气井钻开程度是常采取的有效措施。四川中坝须二和威远震旦系气藏都采用了“整体治水”的 方法。（成功范例）o 从1978年中4井开始产地层水后，气藏北部生产井相 继见水，从多年排水采气实践中认识到该气藏的水 体是封闭的，决定在气藏北部利用水淹井开展人工 排水。1993年5月开展阻水排水工艺措施后，中4井 、中36井、中31井相继见效，两口水淹井中35、中 19井经强排水后气水同产，预期可提高采收率8.05- 11.07%。q兴利除弊，还有两种
9、治水措施：1)1)俄罗斯奥伦堡气藏，裂缝俄罗斯奥伦堡气藏，裂缝- -孔隙型碳酸盐岩储层，与我国威孔隙型碳酸盐岩储层，与我国威 远气田极为相似，远气田极为相似，在地层水活跃的断裂带、裂缝发育带用高在地层水活跃的断裂带、裂缝发育带用高 分子聚合物粘稠液建立阻水屏障，变水驱为气驱。分子聚合物粘稠液建立阻水屏障，变水驱为气驱。 以三口井为一组，井组与水侵方向垂直，井排两边的井为以三口井为一组，井组与水侵方向垂直，井排两边的井为 排水井，中间井注入粘稠液，它由聚丙烯酰胺与排出的地排水井，中间井注入粘稠液，它由聚丙烯酰胺与排出的地 层水按比例配成，用过硫酸胺作聚合反应的引发剂，用醋层水按比例配成，用过硫酸
10、胺作聚合反应的引发剂，用醋 酸盐类作抑制剂。酸盐类作抑制剂。 在注入井与排水井间建立一定压差后，就能使注入的粘稠在注入井与排水井间建立一定压差后，就能使注入的粘稠 液只进入有地层水侵入的高渗透层中，从而建立阻水屏障液只进入有地层水侵入的高渗透层中，从而建立阻水屏障 。 若不建立阻水屏障，稳产期仅若不建立阻水屏障，稳产期仅6 6年，采收率也仅为年，采收率也仅为40%40%，建，建 立了阻水屏障后，稳产期为立了阻水屏障后，稳产期为2222年，采收率高达年，采收率高达93%93%。 2)欧洲北海开展了注N2开发水驱气藏与凝析气藏的研究。在水层或气水界面处注价格低廉的N2，形成N2气段塞，可提高采收率
11、30-50%。经研究，该气藏的最佳N2段塞为0.4HCPV（烃类孔隙体积）。 q3、发展水驱气藏后期“二次采气”技术在水淹气藏中，可采用人工举升助排工艺、结合自喷 井带水采气排出侵入储气空间的水和井筒积液，使部 分“水封气”解堵，变为可动气而被采出，称“二次 采气技术”，约可提高采收率10-20%。大量排水涉及生态环境保护，影响气田开发经济效益 。俄罗斯乌连戈伊、梅德维日、雅姆布尔等巨型气田地 层剩余气储量中有75%集中于水淹区中。戴尔-萨尔基萨夫教授及其同事们提出水驱气藏注N2开 发水淹气藏的设想，作了大量实验研究，针对梅德维 日巨型气田作了数值模拟研究。表1 传统的和注N2方法开采低压气工
12、艺措施比较五、发展提高凝析气井产量的技术 反凝析液易积聚在近井地带，严重影响气 相渗透率和气井产量，这是衰竭式开发凝析气 藏中需要特别重视和解决的问题。n1）塔里木柯克亚已作了试验，有效果并取得了经验。 n2）俄罗斯柯米自治共和国西萨帕列克凝析气田于20世纪90年代初就实施了9口井，6口有效，该气田埋深4200-4300m，地层渗透率5-10010-3um2，孔隙度6-17%，原始地层压力35MPa，现行地层压力10-15MPa。q1、注干气（C1为主）单井吞吐（1）地层压力低于最大凝析压力（处于正常蒸发区）时， 气井处理效果比高于时好。（2）未发现有大量析出凝析油蒸发现象，主要增产机理是 净
13、化近井地带，把凝析油挤向地层深处，原则上处理半径 应在15-20m（视现行地层压力，即地层能量定）。（3）产量降低原因主要是由于反凝析液污染引起的。（4）操作变量都要优化，施工前要搞实验研究和注气设计 。 n n3 3）得到的认识是：）得到的认识是：q2、CO2处理凝析气井近井带 qq3 3、液态溶剂处理凝析气井近井带、液态溶剂处理凝析气井近井带 指富含指富含C2-C5C2-C5组分的烃类混合物，近井带含有分散的原组分的烃类混合物，近井带含有分散的原油时更为有效。油时更为有效。q4、采用富气处理凝析气井近井地带n富气指脱了凝析油后富含C3-C4组分的C1混合物，用富气处理近井带可采出35%析出
14、在近井地带凝析油，而注干气只有12-15%。n又有实验证明，在14.1MPa下，凝析气中加入40mol%C3时，可使反凝析液所占的烃孔隙空间体积从50%下降到20%。q5、甲醇前置段塞干气处理凝析气井近井地带甲醇是一种易挥发的极性物质，能与水混合，它作为驱替近井带凝析油/水的双效溶剂，又能使地层水加速蒸发，使气液和液相间界面张力降低，降低克服水锁效应所需的启动压力。美国哈特斯邦凝析气田气井注甲醇后，表皮系数由0.68降低到-1.9，气产量由7.08103m3/d提高到14.2103m3/d，凝析油由13.8m3/d上升到24.96m3/d。六、发展凝析气藏开发中后期多种保 持压力开发技术 q1
15、、注气开发技术 1）凝析气藏开发中后期低于最大凝析压力下的注气开 发技术o 采取中后期低压注气，尽管采收率不如开发初期注 气，但却能弥补衰竭开发的某些不足，权衡经济、 技术因素有时是可行的。o 从1993年在乌克蒂尔大型凝析气田实行大规模工业性回 注干气试验，此时地层压力已降到最大凝析压力以下（ 地层压力7-10MPa）。试验的目的有：（1）用干气置换（驱替）地层凝析气；（2）再蒸发在反凝析阶段已析出的凝析油；（3）减缓地层压力下降速度；（4）阻挡边水进入凝析气区；（5）让生产井不断处于良好工作状态；（6）提高凝析油最终采收率。表表2 2 -8-8各井采出烃类组分各井采出烃类组分 （单位：（单
16、位：10103 3t t）下面列出集气站下面列出集气站-8-8片区试验结果，如下表。片区试验结果，如下表。2）以储气库方式后期开发凝析气藏o 在该区接近枯竭的凝析气藏， “一箭双雕”地解决储气和提高凝析油采收率。o 俄罗斯乌克蒂尔凝析气田开发后期有作这种双重功能的报道。o 目前，我国要解决以下几个问题： （1）在储气库设计时，开发与储运专业人员要互相结合。 （2）现行管理体制要适当调整，让储气库管理的公司与油公司互相结合，共同管理。 （3）要同时录取储气库和后期气田开发的相关资料。3）后期注N2开发部分水淹凝析气藏4 4）气水交替注入开发凝析气藏）气水交替注入开发凝析气藏n n美国学者针对东安休斯牧场凝析气田气（注美国学者针对东安休斯牧场凝析气田气（注N N2 2）水交水交 替开发方式作了试验和数值模拟研究，以克服连续注替开发方式作了试验和数值模拟研究，以克服连续注 气
