李海平 賈愛林 何東博 冀光 郭建林

1.中國石油天然氣集團(tuán)公司咨詢中心 2.中國石油勘探開發(fā)研究院

中國石油的天然氣開發(fā)技術(shù)進(jìn)展及展望

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(tuán)公司咨詢中心 2.中國石油勘探開發(fā)研究院

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3 000×108m3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)。

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(以下簡稱中國石油)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?！笆濉币詠?中國石油平均年增探明儲量3 000×108m3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)日趨復(fù)雜,勘探目標(biāo)主要集中在低滲透、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1 600×108m3。

2 天然氣開發(fā)技術(shù)進(jìn)展

中國石油目前開發(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。

圖1 2008年中國石油天然氣探明儲量(左)、產(chǎn)量(右)分氣藏類型構(gòu)成圖

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(jì)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2 km,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3 500 m,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Ⅰ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Ⅰ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?、防水、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(jì)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田整體長期穩(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(jì)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5 232 ×108m3,其中致密砂巖氣1 614×108m3,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。

[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.徐深氣田火山巖巖性巖相序列[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.

Technical progressand outlook of natural gas development for the PetroChina

Li Haiping1,Jia A ilin2,He Dongbo2,Ji Guang2,Guo Jianlin2
(1.CN PC A dvisory Center,Beijing 100724,China;2.PetroChina Petroleum Exp loration and Development Research Institute,Beijing 100083,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 1,pp.5-7,1/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Natural gas has become the most p rogressive and p rospective business for the PetroChina.Since the tenth national"Five-Year-Plan",the PetroChina hasow ned main important gasp roducing areas including Sichuan-Chongqing,Changqing,and Tarim gas fields,w ith geological gas reserves increased annually on average above 350 bcm,and annual gas p roduction increased on average by more than 15%.Besides,the PetroChina has also achieved its unique development technologies for six rep resentative types of gas reservoirs:a.cost-effective development technologies for low-permeability sandstone gas reservoirsw ith a large gas-bearing area(e. g.Sulige gas field);b.ho rizontalwell development technologies for low-permeability sandstone gas reservoirsw ith a good sequence (e.g.Changbei gas field);c.development technologies fo r HPHT gas reservoirs(e.g.Kela-2 gas field);d.development technolo-gies fo r complex carbonate gas reservoirs(e.g.Tazhong-Ⅰgas field);e.development technologies fo r unconsolidated sandstone gas reservoirs(e.g.Sebei gas field);f.safe and high-efficient development technologies for high-sulfur gas reservoirs(e.g.Luojiazai gas field);g.integrated and scale development technologies fo r volcanic gas reservoirs(e.g.Xushen gas field).Natural gas industry w ill be expected to develop rapidly for the decades to come,but there still exists great difficulties in gas exp loitation especially for those comp lex gas reservoirs,w hich are p resented here as follow s:a.how to enhance gas recovery of low-permeability sandstone gas reservoirs;b.how to keep sustainable and high gasp roduction of HPHT gas reservoirs;c.how to make fluids forecastof carbonate gas reservoirs;d.how to make sure safe and high-efficient development of high-sulfur gas reservoirs;e.how to comp lete integrated and scale development of volcanic gas reservoirs;and f.how to handle with sand control and water treatment in the later development stage of unconsolidated sandstone gas reservoirs.A lso the technologies for developing unconventional gas resources such as shale gas and coalbed methane gas w ill be imp roved in the near future.

PetroChina,natural gas development,development technologies,low-permeability sandstone gas reservoir,HPHT gas reservoir,carbonate gas reservoir,unconsolidated sandstone gas reservoir,volcanic gas reservoir

李海平,1957年生,教授級高級工程師;1982年畢業(yè)于原西南石油學(xué)院,長期從事天然氣開發(fā)技術(shù)管理工作(主持了西氣東輸、陜京一線、澀寧蘭等重大天然氣輸氣工程的上游資源評價和可行性研究,組織了全國主要氣田的開發(fā)前期評價與方案審查,組織了我國第一個為大城市供氣調(diào)峰的儲氣庫方案設(shè)計和研究),現(xiàn)任中國石油天然氣集團(tuán)公司咨詢中心開發(fā)部主任。地址: (100724)北京市西城區(qū)六鋪炕街6號。電話:(010)62094310,13601291710。E-mail:lihp@cnpc.com.cn

李海平等.中國石油的天然氣開發(fā)技術(shù)進(jìn)展及展望.天然氣工業(yè),2010,30(1):5-7.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.01.002

2009-12-16 編輯 趙 勤)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.001.002

L i Haiping,p rofessor of senio r engineer,was bo rn in 1957.He graduated from Southwest Petroleum Institute in 1982.He has long been engaged in technicalmanagementof natural gas development.He wasonce in charge of feasible study and up-stream resource evaluation of major natural gas pipelines p rojects such as the West-to-East,Shaanxi-Beijing,and Sebei-Xining-Lanzhou gas pipelines, and o rganized the p re-evaluation and examination of p rograms in major gas fields including Kela-2,Sulige gas fields,and the scheme design and study of gas storages for peak-shaving in the gas supply in big citiesof China.He is now directo r of the Development Department of CNPC Consultation Centre.

Add:No.6,Liupukang Street,Xicheng District,Beijing 100724,P.R.China

Tel:+86-10-6209 4310Mobile:+86-13601291710E-mail:lihp@cnpc.com.cn