賈愛林 閆海軍 郭建林 何東博 魏鐵軍

中國石油勘探開發(fā)研究院

大氣田在世界石油工業(yè)的發(fā)展中具有舉足輕重的地位，現(xiàn)有研究資料表明世界上絕大多數(shù)天然氣賦存在少數(shù)大氣田中。近年來，我國天然氣勘探開發(fā)獲得了長足的發(fā)展，我國已經(jīng)躋身天然氣生產(chǎn)大國行列。隨著我國天然氣工業(yè)的發(fā)展，天然氣開發(fā)對象越來越復雜，我國天然氣行業(yè)的健康發(fā)展迫切需要吸收國內(nèi)外大型氣藏開發(fā)的成功經(jīng)驗，中國天然氣工業(yè)的快速發(fā)展依賴于大氣田的持續(xù)發(fā)現(xiàn)和高效開發(fā)。因此，研究全球大氣田的分布特征及開發(fā)特征對于我國天然氣事業(yè)的持續(xù)、高效、安全、快速發(fā)展具有重要的指導意義。

根據(jù)國際慣例，大型氣藏是指最終天然氣可采儲量超過3tcf（850×108m3，1tcf＝283.17×108m3，下同）的氣藏；特大型氣藏是指最終可采儲量超過30tcf（8 500×108m3）的氣藏；巨型氣藏是指最終可采儲量超過300tcf（85 000×108m3）的氣藏［1］。世界大油氣田分布一直受到國內(nèi)外學者的廣泛關(guān)注：AAPG出版過4部有關(guān)全球大油氣田的專著：AAPG Memoir 14［2］，AAPG Memoir 30［3］，AAPG Memoir 54［4］，AAPG Memoir 78［5］；李國玉、金之鈞等出版了《世界含油氣盆地圖集》［6］；李國玉、唐養(yǎng)吾出版了《世界氣田圖集》［7］；宋芊和金之鈞對全球油氣田的基本特征做過一個統(tǒng)計分析，但該研究利用的數(shù)據(jù)資料只到1993年底，而且沒有對大氣田的分布特征做出闡述［8］；白國平和鄭磊依據(jù)全球發(fā)現(xiàn)的355個大氣田對其分布特征進行分析，對世界大氣田首次進行了系統(tǒng)研究，同時指出了大氣田分布主控因素，但是沒有闡述大型氣藏的開發(fā)特征［9］。筆者依據(jù)AAPG統(tǒng)計的氣田資料，對全球范圍內(nèi)發(fā)現(xiàn)的大氣田分布特征進行系統(tǒng)分析研究，全面梳理大氣田的分布特征。同時，為了便于研究大氣田的開發(fā)特征，對全球大型天然氣藏進行類型劃分，分析不同類型氣藏的開發(fā)特征，從中找出大型氣藏開發(fā)規(guī)律和開發(fā)模式，以期為我國天然氣的開發(fā)提供借鑒和指導。

1 大型氣藏分布特征

1.1 大型氣藏概述

據(jù)AAPG的資料，全球已發(fā)現(xiàn)370個大型天然氣藏，這些氣藏是相當長一段時間內(nèi)全球天然氣開采的主力軍，對于世界天然氣行業(yè)的市場穩(wěn)定起著至關(guān)重要的作用（表1）。筆者主要從數(shù)量和儲量分布、地區(qū)及沉積盆地分布、儲集層分布、圈閉類型及深度分布、發(fā)現(xiàn)時間等特征對全球大氣田進行系統(tǒng)梳理，總結(jié)全球大型氣藏的分布特征。

表1 世界前十大型天然氣藏基本情況表

1.2 大型氣藏分布特征

1.2.1 大型氣田數(shù)量和儲量分布特征

根據(jù)國際上劃分大型氣田標準，全球范圍內(nèi)可采儲量超過3tcf的370個大型氣田中，巨型氣田、超大型氣田、大型氣田之比為3∶25∶342。而從可采儲量上來看，巨型氣田、超大型氣田、大型氣田之比為31∶28∶41?？梢钥闯?，大型氣田個數(shù)按級別的分布有“絕對集中”的特點，而大型氣田儲量按級別的分布有“相對分散”的特點（表2）。

1.2.2 大型氣田地區(qū)分布特征

按地區(qū)來說，中東和東歐、中亞、俄羅斯大型氣田個數(shù)占總個數(shù)的46%，而可采儲量占總儲量的75%；西歐、非洲、亞洲、大洋洲、北美洲和中南美洲氣田個數(shù)占總個數(shù)的64%，但是可采儲量僅占總可采儲量的25%（圖1、表3）。

表2 世界大型氣田可采個數(shù)以及可采儲量按級別分布表

圖1 世界大型氣田可采儲量按地區(qū)分布柱狀圖

表3 世界大型氣田可采儲量按地區(qū)分布表

按沉積盆地來說，370個大型氣藏分布在94個沉積盆地，其中55%以上的可采儲量分布在波斯灣盆地和西西伯利亞盆地（圖2）。世界上分布大型氣藏最多的是西西伯利亞盆地（57個）、波斯灣盆地（26個）、扎格羅斯盆地（25個）、卡拉庫姆盆地（20個）、墨西哥灣盆地（15個）、卡那封盆地（12個）以及東西伯利亞盆地（11個），45%的大型氣藏分布在這7個盆地中（圖3）。世界上大型氣田儲量的分布按地區(qū)有“高度集中”的特點。

1.2.3 大型氣田按儲集層分布特征

從層系來看，大氣田的分布層系相當廣泛，除了志留紀之外，從元古代至第四紀均有分布；隨著儲集層時代變老，大氣田的個數(shù)降低（圖4）；大氣田主要分在石炭紀—新近紀，這些層系內(nèi)發(fā)現(xiàn)大氣田個數(shù)為338個，占大氣田總數(shù)的91%；大氣田儲量主要存在于白堊紀、三疊紀和二疊紀，可采儲量分別占到大氣田總可采儲量的23%、22%和17%（圖5）。

從儲集層巖性來說，大氣田儲集巖類型集中分布在砂巖和碳酸鹽巖，其中砂巖氣藏的個數(shù)和可采儲量均占整個大型氣田的一半以上，是大型氣藏儲集層類型的主體。但是，碳酸鹽巖氣藏儲量規(guī)模明顯高于砂巖氣藏，碳酸鹽巖氣藏個數(shù)僅占總個數(shù)的26%，而其可采儲量卻占到46%，砂巖個數(shù)占總個數(shù)的71%，而其可采儲量占總儲量的54%（表4）。

圖2 世界大型氣田可采儲量按盆地分布柱狀圖

圖3 世界大型氣田個數(shù)按沉積盆地分布柱狀圖

圖4 世界大型氣田按地層個數(shù)分布柱狀圖

圖5 世界大型氣田按地層可采儲量分布柱狀圖

表4 世界大型氣田按儲集巖類型統(tǒng)計表

1.2.4 大型氣田按圈閉類型及深度分布特征

從圈閉類型來看，大型氣田中，構(gòu)造圈閉無論是個數(shù)還是可采儲量均在整個大型氣藏圈閉類型中占有絕對優(yōu)勢，其個數(shù)和可采儲量占整個大型氣田的百分比分別為80%和86%（表5）。

從深度特征來看，由于44個氣田沒有深度數(shù)據(jù)，僅對326個氣田的深度數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計，大型氣田深度相對集中分布在1 500～3 000m的深度段內(nèi)，氣田個數(shù)占總統(tǒng)計個數(shù)的52%，其儲量占整個大型氣田儲量的64%。小于1 500m的氣田個數(shù)占21%，大于2 500m的氣田個數(shù)占26%（圖6）。

表5 世界大型氣田按圈閉類型統(tǒng)計表

圖6 大型氣田深度概率分布柱狀圖

1.2.5 大型氣田發(fā)現(xiàn)時間分布特征

縱觀全球整個天然氣的勘探發(fā)現(xiàn)歷史，可以發(fā)現(xiàn)全球天然氣整體可采儲量的增長與理論技術(shù)進步、政府優(yōu)惠政策以及天然氣氣價密切相關(guān)。整體上來說，全球大氣田發(fā)現(xiàn)經(jīng)歷4個高峰期：1954年—1959年、1963年—1979年、1988年—1992年、1997年—2001年，4次高峰期內(nèi)所發(fā)現(xiàn)氣田從構(gòu)造氣田向構(gòu)造巖性氣藏過渡，其構(gòu)造氣藏比例依次為：100%～87.6%～71.4%～65.0%，構(gòu)造巖性氣藏比例依次為：0～9%～18%～26%（圖7、8）。

針對某一具體盆地來說，天然氣可采儲量的增長除了同非自然因素（包括公司的投入以及政策支持）和盆地具體特征（包括儲層特征、沉積特征、流體特征等）有關(guān)外，更重要的是與理論技術(shù)的進步密切相關(guān)。如利用層系地層預測油氣發(fā)現(xiàn)模式，在挪威上侏羅區(qū)塊中，油氣藏的發(fā)現(xiàn)遵循由高位構(gòu)造油氣藏（Troll油氣藏）到海侵地層油氣藏（Draugen油氣藏），最后是低位深水油氣藏（Fram油氣藏）（圖9）。理論技術(shù)的進步為單一特征盆地天然氣發(fā)現(xiàn)潛力指明道路，為關(guān)鍵技術(shù)發(fā)展趨勢指出方向?？傊瑢σ惶囟ㄅ璧?，大氣田的發(fā)現(xiàn)可以持續(xù)幾十年，盆地的地質(zhì)條件愈復雜，發(fā)現(xiàn)的持續(xù)時間愈長。這些特征決定了我國的天然氣勘探開發(fā)是一個長期的過程，隨著理論技術(shù)的進步及對盆地認識程度的增加，相信在相當長時間內(nèi)我國的天然氣探明儲量將保持持續(xù)增長。

圖7 世界大型氣田逐年發(fā)現(xiàn)個數(shù)柱狀圖

圖8 世界大型氣田逐年可采儲量柱狀圖

圖9 層序地層預測油氣發(fā)現(xiàn)模式對油氣儲量的促進作用圖

2 大型氣藏開發(fā)特征

大型氣藏的儲層地質(zhì)、圈閉類型、流體分布等特征各具特色，為了研究大型氣藏的開發(fā)特征，有必要對已發(fā)現(xiàn)大型氣藏進行梳理，劃分其主要類型，研究其開發(fā)特征。

2.1 大型氣藏類型劃分

2.1.1 大型氣藏類型劃分原則

在大氣藏類型劃分的過程中，遵循“實用性”“針對性”“科學性”三大原則，對全球大氣藏進行類型劃分［10］。需要說明的是，三者重要性不是等同的，實用性是首要原則，針對性和科學性是次要原則。

2.1.2 大型氣藏類型劃分結(jié)果

根據(jù)三條劃分原則，圍繞巖性、厚度、規(guī)模、物性、壓力、流體等因素將全球大型氣藏劃分為以下幾種類型：①厚層整裝高滲透砂巖氣藏；②低滲透砂巖氣藏；③邊底水裂縫型碳酸鹽巖氣藏；④“三高”氣藏（高溫、高壓、高含硫）；⑤凝析氣藏。大型氣藏類型劃分為其開發(fā)特征的研究奠定基礎(chǔ)。

2.2 大型氣藏開發(fā)特征

2.2.1 厚層整裝高滲透砂巖氣藏開發(fā)特征

厚層整裝高滲透砂巖氣藏的主要特征是：“規(guī)模大、儲層厚、物性好、或存在邊底水”，該類氣藏開發(fā)以格羅寧根氣藏最為典型。

2.2.1.1 地質(zhì)概況

該氣藏為西荷蘭盆地南部二疊系氣藏，氣藏產(chǎn)層為斯特洛奇特倫段（河流礫巖、砂巖和風成砂巖）和頓布厄段（粉砂質(zhì)細砂質(zhì)黏土巖）；主力層厚度為158m，含氣面積為800km2，氣藏可采儲量為2.8×1012m3；孔隙度介于15%～20%，滲透率介于0.1～3 000mD。

2.2.1.2 開發(fā)概況

該氣藏發(fā)現(xiàn)于1959年，1963年投產(chǎn)，殼牌和埃克森美孚合資（NAM）開發(fā)。氣藏有邊底水，氣水界面為－2 970m，氣層壓力為35.5MPa，井深為3 000m，為彈性水驅(qū)；同時天然氣組成中甲烷占81.3%，乙烷以上重烴含量為2.84%，N2為14.32%，CO2為0.87%，屬于干氣氣藏。氣藏最高日產(chǎn)氣3.5×108m3，目前（2009年）9 300×104m3／d，年產(chǎn)氣350×108m3；截至2009年，累積產(chǎn)氣1.7×1012m3，60%的原始可采儲量已經(jīng)被采出。

2.2.1.3 氣藏開發(fā)特征

1）承擔“調(diào)峰生產(chǎn)”作用，保證地區(qū)安全平穩(wěn)供氣

由于該類氣藏產(chǎn)氣量高，因此氣田生產(chǎn)在整個國家甚至地區(qū)的天然氣供應(yīng)中擔當調(diào)峰的作用。荷蘭政府自從石油危機之后采取保護格羅寧根的政策，支持發(fā)現(xiàn)和開采盡量多的小氣田，有將近格羅寧根氣田一半儲量的氣田被發(fā)現(xiàn)。在供氣緊張時，格羅寧根氣田大規(guī)模生產(chǎn)，保證安全供氣；在供氣不緊張時，把它作為儲氣庫用。這樣既穩(wěn)定了格羅寧根氣田壓力，提高了格羅寧根氣田的采收率，又解決了安全平穩(wěn)供氣的問題。截至目前，小氣田產(chǎn)量占每年產(chǎn)量的30%，格羅寧根氣田占70%，大氣田的“調(diào)峰生產(chǎn)”和小氣田的“持續(xù)生產(chǎn)”有力地保證了地區(qū)安全平穩(wěn)供氣。

2）采用“井組布井”方式生產(chǎn)，實現(xiàn)氣田高效開發(fā)

由于氣田厚度大，儲層物性好，較好的氣藏儲層地質(zhì)條件為高效井組的布井奠定了基礎(chǔ)。同時，格羅寧根氣田位于人口稠密地區(qū)，為了少占耕地、安全和環(huán)境保護，氣田開發(fā)采取井組式布井方式。氣田開發(fā)設(shè)計為25個井組，每個井組8～10口井，實際建成28個井組，生產(chǎn)井285口，日生產(chǎn)能力達到5×108m3。井組間距2.4km，包括8～10口3 050m深的生產(chǎn)井，分為兩排，每排4～5口，地面井距70m，鉆開125m厚的儲層。井組式布井方式開發(fā)降低了氣田開發(fā)的各項成本，實現(xiàn)了氣田的高效開發(fā)。

3）加強水侵及壓力動態(tài)監(jiān)測，保持氣藏壓力均衡生產(chǎn)

由于氣藏規(guī)模較大，同時含有邊、底水，因此在整個開發(fā)過程中，要加強動態(tài)監(jiān)測，保持氣藏壓力均衡，避免由于壓降漏斗造成邊、底水的突進。針對格羅寧根氣藏，為了隨時觀察氣、水界面的變化情況，防止邊底水的不均勻推進造成氣井產(chǎn)量遞減，采取了3項措施：①打定向斜井和控制打開程度，為避免在儲層局部地區(qū)集中采氣，過早形成水錐，用鉆定向井的方法布置地下井位，盡量加大地下井距，同時把射孔下限限定在距氣水界面50m；②建立觀察點，在氣田北部布置了一批鉆穿氣、水界面的含水層觀察井，采用斯倫貝謝脈沖中子測井儀器實測氣、水界面移動的位置監(jiān)測水侵變化；③開展水錐試驗，在含水層附近鉆了一批水錐試驗井，這些井全部鉆穿氣、水界面，并在允許條件下以最高速度進行生產(chǎn)，以便在早期發(fā)現(xiàn)水錐。

另一方面，氣藏開發(fā)初期，為避免邊底水過早地竄入氣層，采取首先開采構(gòu)造頂部的氣，即先開發(fā)氣田南部。同時，為了保持氣藏壓力均衡，避免南部氣層壓力下降過快，造成氣田過早上壓縮機，從1970年開始在氣田中部和北部投產(chǎn)新的井組，并提高開采速度。當氣田北部產(chǎn)量提高約50%時，北部和南部的壓力逐漸趨于一致，1983年以前氣田在最大壓差不超過2MPa條件下進行配產(chǎn)（圖10），從而保證整個氣藏壓力的均衡生產(chǎn)。

圖10 格羅寧根氣藏壓力逐年變化曲線圖

2.2.2 低滲透砂巖氣藏開發(fā)特征

低滲透砂巖氣藏的主要特征是：“規(guī)模大、物性差、一般不存在邊底水”，該類型氣藏以我國的蘇里格氣藏為代表。

2.2.2.1 地質(zhì)概況

蘇里格氣田構(gòu)造形態(tài)為由北東向南西方向傾斜的單斜。該氣田含氣層位主要為二疊系下石盒子組盒8段及山西組山1段。氣層埋深介于3 200～3 600m，儲層孔隙度介于5%～12%，滲透率介于0.06～2.00 mD，壓力系數(shù)為0.87，儲量豐度介于1×104～2×104m3／km2，是典型的低滲透率、低壓力、低豐度的“三低”氣田。截至2012年，累計探明天然氣地質(zhì)儲量3.49×1012m3。

2.2.2.2 開發(fā)概況

該氣田產(chǎn)能建設(shè)始于2006年，截至2012年底，累計投產(chǎn)氣井5 862（水平井388）口，日均開井4 693口，日均產(chǎn)氣5 412.44×104m3，平均單井產(chǎn)量1.15×104m3／d，產(chǎn)量壓降速率控制在0.013MPa／d。

2.2.2.3 氣藏開發(fā)特征

1）儲層物性差，氣井基本無自然產(chǎn)能，儲層改造是實現(xiàn)氣井經(jīng)濟有效開發(fā)的基礎(chǔ)

蘇里格氣田的“三低”特征以及氣藏的強非均質(zhì)性，導致有效砂體連續(xù)性和連通性差。氣井試氣成果表明，蘇里格氣田除少數(shù)氣井無阻流量大于10×104m3／d，超過90%的氣井無阻流量小于10×104m3／d，且其中一半的氣井無阻流量小于4×104m3／d［11］。蘇里格氣田1口直井一般可鉆遇2～4個氣層，最多可鉆遇6～7個氣層，只有通過對氣層的充分改造，提高剖面上儲集層的動用程度，才能提高單井產(chǎn)量，實現(xiàn)效益開發(fā)。自2000年以來，蘇里格氣田持續(xù)進行改造技術(shù)的試驗攻關(guān)，不斷取得階段性突破，經(jīng)歷了大規(guī)模合層壓裂、適度規(guī)模壓裂、直井水平井分段多層壓裂、體積壓裂等幾個階段。2012年在蘇里格氣田進行了10口井的體積壓裂現(xiàn)場試驗，平均無阻流量達到68.07×104m3／d，取得了較好的增產(chǎn)效果。因此，低滲砂巖氣藏通過儲層改造技術(shù)的不斷進步可以大幅度提高單井產(chǎn)量，從而實現(xiàn)該類型氣藏經(jīng)濟有效開發(fā)。

2）單井產(chǎn)量遞減較快，區(qū)塊接替＋井間接替方式是氣田穩(wěn)產(chǎn)的主要方式

通過分層分段壓裂、大規(guī)模體積壓裂，蘇里格氣田初期單井產(chǎn)量較高，實現(xiàn)了氣藏儲量的有效動用。但是，由于氣藏基質(zhì)物性較差，單井控制儲量較小，有限的氣不能無限制高速的供向井筒，造成氣井表現(xiàn)為產(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)期短、地層壓力下降快、關(guān)井壓力恢復緩慢的特點［10］。蘇里格氣田氣井穩(wěn)產(chǎn)能力差，一般穩(wěn)產(chǎn)3年，有的氣井幾乎沒有穩(wěn)產(chǎn)期，一直呈現(xiàn)遞減趨勢，因此氣田穩(wěn)產(chǎn)面臨巨大挑戰(zhàn)。對于該類氣田的穩(wěn)產(chǎn)，一方面，由于氣井控范圍有限，大量剩余氣無法有效動用，因此可通過多種手段進行井網(wǎng)評價，對氣井不斷進行加密調(diào)整保證氣田穩(wěn)產(chǎn)。另一方面，該類氣藏的開發(fā)往往是富集區(qū)優(yōu)先開發(fā)，隨著技術(shù)的進步以及氣藏特征認識程度的增加，早期認為不可動用的區(qū)塊利用現(xiàn)有技術(shù)可以實現(xiàn)有效動用。因此，整個氣田的穩(wěn)產(chǎn)可以通過滾動擴邊從而實現(xiàn)整個氣田的穩(wěn)產(chǎn)、甚至上產(chǎn)。因此，對低滲透砂巖氣藏來說，井間接替和區(qū)塊接替是實現(xiàn)氣田穩(wěn)產(chǎn)的主要方式［12－13］。

3）氣井控制范圍有限，井控儲量小，氣井加密調(diào)整是提高氣藏采收率的有效手段

蘇里格氣田早期井網(wǎng)1 200×600m，氣井單井控制儲量低，一般在1 000×104～3 500×104m3，平均2 100×104m3，有大量的剩余氣依靠目前井網(wǎng)無法動用［14］。因此，氣井加密是蘇里格氣田提高采收率的有效手段。針對蘇里格氣田單井控制儲量低的問題，形成了一套針對低滲透砂巖氣藏開發(fā)井距優(yōu)化系列評價方法［12］。綜合利用地質(zhì)、測井及生產(chǎn)動態(tài)等資料，以儲層沉積學和測井地質(zhì)學的理論為指導，對實施加密井進行砂體解剖；結(jié)合井組干擾井試井成果，進一步驗證砂體規(guī)模與連通性；利用相控建模對儲層砂體井間分布和儲層物性的變化規(guī)律進行預測，建立高精度的儲層三維地質(zhì)模型；利用叢式井、水平井等多種井型井網(wǎng)提高儲層平面及縱向動用程度。在有效儲層規(guī)模及空間展布規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，利用動儲量評價、經(jīng)濟極限法、數(shù)值模擬法等對氣田井網(wǎng)井距進行優(yōu)化。優(yōu)化結(jié)果表明，平均儲量豐度1.2×108m3／km2，合理單井控制面積0.48km2，井距為800×600m，該井網(wǎng)較前期開發(fā)井網(wǎng)（1 200×600m）更合理，可以提高蘇里格最終采收率約15%。隨著天然氣價格的提高以及開發(fā)成本的進一步降低，相信在800×600m井網(wǎng)基礎(chǔ)上還有不斷加密的空間，可進一步提高氣藏采收率［15］。

4）氣藏構(gòu)造相對簡單，有效儲層普遍發(fā)育，建立規(guī)?；瘏彩骄M、采用“工廠化”作業(yè)是實現(xiàn)氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵

蘇里格氣田的構(gòu)造相對簡單，有效儲層大面積分布，為“工廠化”作業(yè)奠定了基礎(chǔ)。同時，井型井網(wǎng)的優(yōu)化促進了蘇里格氣田開發(fā)方式的轉(zhuǎn)變，也為工廠化作業(yè)帶來了契機。氣田從2007年—2008年開展叢式井試驗，通過兩年的技術(shù)攻關(guān)，完善了“富集區(qū)塊整體部署，評價區(qū)隨鉆部署”的叢式井部署流程，形成了叢式井開發(fā)配套技術(shù)。2009年開始大力推廣叢式井開發(fā)，在優(yōu)化井場布置、節(jié)約用地面積、減少采氣管線、優(yōu)化生產(chǎn)管理、降低綜合成本、科技綠色環(huán)保等方面起到了舉足輕重的作用。2009年全年完鉆叢式井占總井數(shù)的56.1%，平均鉆井周期縮短至20d左右，Ⅰ＋Ⅱ類鉆井比例高達87.5%，叢式井開發(fā)取得了良好效果。因此，采用規(guī)?；瘏彩骄M開發(fā)模式和精細化管理，將鉆井、壓裂、試氣等作業(yè)程序“流程化、批量化、標準化”，從組織模式、資源配置、流程設(shè)計、技術(shù)支撐、作業(yè)管理等多方面進行革新，集中現(xiàn)有資源和技術(shù)優(yōu)勢，專業(yè)化施工、模塊化組織、程序化控制、流程化作業(yè)。蘇里格氣田形成了具有特色的工廠化鉆完井作業(yè)模式，實現(xiàn)了“三低”氣田的規(guī)模效益開發(fā)，為同類型氣田高效開發(fā)樹立了樣板［16－17］。

2.2.3 邊底水裂縫型碳酸鹽巖氣藏開發(fā)特征

邊底水裂縫型碳酸鹽巖氣藏的主要特征是：“規(guī)模大、裂縫發(fā)育、存在邊底水”，該類氣藏以奧倫堡氣藏為代表。

2.2.3.1 主要地質(zhì)特征

奧倫堡氣田處于伏爾加—烏拉爾盆地烏拉爾山前坳陷帶南端的西側(cè)，于1966年被發(fā)現(xiàn)，氣田受奧倫堡長垣構(gòu)造控制。氣藏為裂縫—孔隙型大氣田，主力氣層為二疊紀碳酸鹽巖，含氣面積為1 500km2，氣藏中部含氣層厚度為525m，西部為275m，氣藏平均埋深為1 700m，產(chǎn)層有效厚度介于89.4～253.6m，孔隙度為11.3%，滲透率介于0.098～30.6mD，氣藏原始地層壓力為20.33MPa，天然氣儲量為1.9×1012m3。

2.2.3.2 主要開發(fā)概況

奧倫堡氣田含氣面積廣，儲量大，儲層非均質(zhì)性強，氣井產(chǎn)能差別大，氣井見水早。該氣田1968年開發(fā)，1974年開始工業(yè)化開采，根據(jù)氣田不同部位的地質(zhì)特征、天然氣和地層水化學組分、地層水活躍程度和開采特征的差異，將氣田分為15個開采區(qū)。氣田最高年產(chǎn)量450×108m3，1991年到現(xiàn)在氣田進入產(chǎn)量遞減期，現(xiàn)在每年生產(chǎn)180×108m3。氣藏為邊底水混合驅(qū)動，氣藏選擇性水侵嚴重，氣井過早水淹。底水主要沿中部裂縫發(fā)育帶上竄侵入，1971年投產(chǎn)8個月后即有1口井產(chǎn)水，1981年有49口井產(chǎn)水，單井日產(chǎn)水10～125m3，距水侵方向近的井產(chǎn)水量在100m3／d以上，另外有125口井見出水顯示［18］，為了彌補大量出水而遞減的氣產(chǎn)量，每年要新投50口新井。

2.2.3.3 氣藏開發(fā)特征

俄羅斯奧倫堡氣藏為裂縫—孔隙型碳酸鹽巖儲層，與我國威遠氣田極為相似。作為受水侵影響的邊底水型碳酸鹽巖氣藏，氣田開發(fā)的整個生命周期主要圍繞防水治水開展工作。

1）水侵是該類氣藏開發(fā)最主要特征，嚴重影響氣藏的采出程度

在氣藏開發(fā)過程中，邊底水侵入含氣區(qū)必須具備的條件：①氣區(qū)壓力低于含水區(qū)壓力，二者壓差越大，水侵速度越快；②含氣區(qū)至含水區(qū)存在高滲透裂縫滲透通道［18－19］。裂縫性有水氣藏水侵有兩種形式：①邊底水大面積侵入含氣區(qū)；②生產(chǎn)壓差使底水很快沿裂縫竄至局部氣井，生產(chǎn)壓差越大水竄越快，很多氣井投產(chǎn)短時間就見地層水而氣水同產(chǎn)。氣井見水后，使得近井地帶儲層的含水飽和度急劇增加，儲層孔隙通道有效空間減小甚至堵塞，阻礙氣的通過，最終導致氣相滲透率的降低和產(chǎn)能的下降。由于水鎖效應(yīng)以及地層水的非均質(zhì)水竄，易行成“封閉氣”和“死氣區(qū)”，致使大量的氣被地層水分隔包圍，不能采出。奧倫堡氣田18塊不同巖心的滲吸水驅(qū)氣實驗結(jié)果表明，驅(qū)替系數(shù)（含束縛水）為0.42～0.723（平均0.504）平均殘余氣飽和度為27.7%～58%（平均36.6%），平均封閉氣量達到49.1%。水侵區(qū)大量的剩余氣沒有被采出從而大大降低氣藏的采出程度。

2）加強動態(tài)監(jiān)測，避免氣藏大幅度水淹

對于裂縫型油水氣藏，水侵是其主要開發(fā)特征，因此動態(tài)監(jiān)測是貫穿氣藏開發(fā)整個生命周期的一項工作。奧倫堡氣田在開發(fā)過程中，建立了完善的氣藏監(jiān)測系統(tǒng)，包括：氣體動力學監(jiān)測井，主要用于監(jiān)測氣藏各部位的壓力和溫度、研究開采井的產(chǎn)能特征、觀察氣藏不同區(qū)塊壓降漏斗分布特點和排流程度、研究井間干擾等；水文地質(zhì)學監(jiān)測井，主要任務(wù)是觀察底水推進特點和預報采氣井水侵的可能性，在水文觀察井中進行地層水壓力、化學組分、含氣飽和度、溶解氣組分等的觀察；礦場地球物理監(jiān)測井，用于研究儲層的非均質(zhì)性、裂縫對水侵過程的影響、評價在開采過程中不同區(qū)塊含氣飽和度的變化等。由于奧倫堡氣田設(shè)置了完整的觀察和監(jiān)測系統(tǒng)，及時掌握了氣藏的動態(tài)和水侵特點，因而可適時調(diào)整開發(fā)系統(tǒng)，避免氣藏大幅度水淹［20］。

3）制定科學治水對策，提高氣藏最終采出程度

奧倫堡大氣田1974年投產(chǎn)不久，發(fā)生了嚴重的水侵。針對此問題，蘇聯(lián)國家科技人員在室內(nèi)進行了巖心一維和三維毛細管滲吸、徑向水驅(qū)氣以及高壓水驅(qū)氣采收率研究，發(fā)現(xiàn)水驅(qū)氣的主要特征是水淹區(qū)內(nèi)封閉氣量較大，在大巖心實驗中，微裂縫能促使水選擇性地從裂縫面向巖心中心運動，增加了封閉氣量，此時封閉氣須在發(fā)生膨脹且占據(jù)50% 以上孔隙空間時才能流動。因此，對于奧倫堡氣藏，首先采用早期整體治水，避免或減弱水侵程度，延長無水采氣期。第二，采用阻水工藝，阻水工藝是指在氣水界面含水一側(cè)打開排水井以減緩邊、底水的侵入，然后在地層水活躍的高滲透斷裂帶、裂縫發(fā)育帶，用高分子聚合物黏稠液建立阻水屏障，阻止邊、底水進入氣藏。該方法在1982年在奧倫堡氣田進行現(xiàn)場試驗。在地層水侵入裂縫發(fā)育帶，與水侵通道方向垂直方位，布3口井為1組井排，射開水動力相連水侵層位；井組兩邊的井做排水井，中間注黏稠液。經(jīng)過數(shù)值模擬計算，如果不建立屏障，穩(wěn)產(chǎn)期僅6年，采收率僅40%，而建立阻水屏障可穩(wěn)定開采22年，采收率高達93%。第三，在水淹氣藏中，可采用人工舉升助排工藝、結(jié)合自噴井帶水采氣排出侵入儲氣空間的水和井筒積液，使部分“水封氣”解堵，變?yōu)榭蓜託舛徊沙?，稱“二次采氣技術(shù)”，約可提高采收率10%～20%。奧倫堡的治水措施可以總結(jié)為：早期合理布井，控制采氣速度；氣水邊界含水一側(cè)打排水井，拖住邊、底水推進；高滲透帶用高分子聚合物黏稠液建立阻水屏障，減少氣水接觸。通過綜合治水對策的有效實施，可提高該類氣藏的最終采出程度。

2.2.4 “三高”氣藏開發(fā)特征

“三高”氣藏的主要特征是：“高溫、高壓、高含硫”。法國拉克氣田Inferieure氣藏是一個典型的深層“三高”氣藏。

2.2.4.1 主要地質(zhì)概況

拉克氣田位于阿奎坦盆地南部，該氣藏東西長16 km，南北寬10km，閉合面積為120km2，閉合高度為1 400m，北緩南陡，氣田地質(zhì)儲量為3 226×108m3，氣藏構(gòu)造為一個向東南方向傾斜的背斜構(gòu)造，氣藏埋深超過3 000m。氣藏儲層是一組巨厚的碳酸鹽巖儲層，分為上下兩層，上部層位以下白堊統(tǒng)尼歐克姆亞石灰?guī)r，下部層位為上侏羅統(tǒng)馬諾白云巖。儲集空間以孔隙為主，裂縫為主要的滲流通道。儲層厚度大，上部層位有效厚度介于200～300m，下部層位有效厚度介于150～200m，全氣藏有效厚度介于350～500m，上、下兩層物性相差不大。

2.2.4.2 主要開發(fā)概況

拉克氣藏是典型的深層“三高”無邊底水的封閉氣藏，平均井深為3 800m，最深井為5 000m。原始氣層壓力達66.15MPa，氣層溫度為140℃。天然氣組分中甲烷占69%，乙烷占3%，硫化氫占15.6%，二氧化碳占9.3% ，其他組分占1.9% 。拉克氣田開發(fā)經(jīng)歷了4個階段：第一階段（1952年—1957年）為試采階段，主要對3口井進行試采，檢驗井底及井口設(shè)備的抗硫防腐性能，同時獲取氣藏動態(tài)參數(shù)；第二階段（1957年—1964年）為產(chǎn)能建設(shè)階段，共有26口生產(chǎn)井，氣田日產(chǎn)量由82×104m3上升至2 156×104m3，平均單井產(chǎn)量為80×104m3／d，采氣速度為2.4%；第三階段（1964年—1983年）為穩(wěn)產(chǎn)階段，通過在構(gòu)造高點打10口加密井，氣田日產(chǎn)量為1 906×104～2 361×104m3，平均單井產(chǎn)量為50×104～60×104m3／d，采氣速度為2.6%，穩(wěn)產(chǎn)期長達19年，穩(wěn)產(chǎn)期可采儲量采出程度為65%左右；第四階段（1983年至今）為產(chǎn)量遞減階段，1994年氣田日產(chǎn)量遞減為405×104m3，氣田累計產(chǎn)氣2 258×108m3，地質(zhì)儲量采出程度為70%。

2.2.4.3 氣藏開發(fā)特征

1）注重前期評價，弄清氣藏基本特征后再開始大規(guī)模開發(fā)

針對拉克氣田“三高”特征，在準備開發(fā)和開發(fā)過程中對氣井鉆井完井、鉆采系統(tǒng)和地面工程防腐、增產(chǎn)、凈化和回收硫磺等技術(shù)進行了系統(tǒng)研究，從發(fā)現(xiàn)到投產(chǎn)，歷時7年，做了大量研究工作，對該類氣藏開發(fā)積累經(jīng)驗，為后續(xù)大規(guī)模開發(fā)奠定基礎(chǔ)。主要表現(xiàn)在開發(fā)初期采用雙層油管完井，因為管徑小、限制了氣井產(chǎn)能問題，隨著氣藏壓力的降低，采用大直徑（127 mm）單層抗硫油管，解決了地層能量的合理利用問題。另外，由于抗硫油管、套管的成本高，開發(fā)初期只在氣藏連通性好的構(gòu)造頂部打生產(chǎn)井。最后，開發(fā)初期地面天然氣采輸系統(tǒng)和凈化處理系統(tǒng)規(guī)模不宜太大，為后續(xù)大規(guī)模開發(fā)積累經(jīng)驗。

2）井下和集氣系統(tǒng)整體防腐，實現(xiàn)氣田開發(fā)有效防腐

拉克氣田在開發(fā)過程中，研制了不同型號的鋼材，同時根據(jù)氣藏開發(fā)不同階段采用不同的油管序列。油管的失重腐蝕在5年后才開始變得明顯，且常發(fā)生在井的下部，腐蝕形成硫化物，堵塞油管，維修困難，于是決定每月往井內(nèi)灌5%緩蝕劑的柴油8m3，同時為了防止硫化物沉淀產(chǎn)生堵塞，要注入輕質(zhì)循環(huán)油不停循環(huán)。而對于集輸管網(wǎng)防腐，對管材采用B級鋼的無縫鋼管，同時氣體進入集氣系統(tǒng)前脫水，每106m3氣中加30L防腐劑。通過井下和集氣系統(tǒng)的整體防腐，實現(xiàn)氣田開發(fā)的安全生產(chǎn)。

3）實時監(jiān)測評價氣田生產(chǎn)過程，提高精細化科學管理水平

氣藏開發(fā)過程中定期進行必要的靜態(tài)和動態(tài)監(jiān)測，深入了解氣井、氣藏的開采特征和開采規(guī)律，嚴格控制溶有硫化氫的地下水侵入氣井，減少設(shè)備管材的腐蝕，為氣田的穩(wěn)定生產(chǎn)提供保證。首先，估算邊、底水的體積，拉克氣田邊底水體積約為氣藏體積的3倍左右。其次，評價邊底水的活躍度。根據(jù)測井解釋，最下層水層滲透率低，水層的產(chǎn)能很低，垂向的夾層分布較多，底水活躍性差。但是氣藏南北兩翼較陡，儲集層翼部的高滲透段出露在氣水界面以下，因此有可能造成邊水活躍的局面。第三，在編制開發(fā)方案時分析了打開程度對底水錐進的影響，巨厚儲層內(nèi)部垂直連通性分析，Ⅲ段頂部夾層對開發(fā)效果的影響，水體大小對開發(fā)效果的影響等。在此基礎(chǔ)上，采用了一套井網(wǎng)開發(fā)下第三系砂礫巖和白堊系巴什基奇克組砂巖，總體上布3排井，以軸部布井為主，井距900m左右，總生產(chǎn)井28口（含觀察井），單井產(chǎn)量介于100×104～210×104m3／d之間，采氣速度為4%，年產(chǎn)氣量為100×108m3，穩(wěn)產(chǎn)14年，穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度為56.5%。

2.2.5 凝析氣藏開發(fā)特征

大型凝析氣藏主要特征是：“壓力溫度異常、相態(tài)復雜、常常發(fā)生反凝析現(xiàn)象”，俄羅斯烏克蒂爾氣藏是典型的凝析氣藏。

2.2.5.1 主要地質(zhì)概況

烏克蒂爾氣田位于俄羅斯地臺東北部與烏拉爾地槽的過渡帶上，屬蒂曼—伯朝拉油氣區(qū)的一部分。構(gòu)造主要是一個長軸背斜，產(chǎn)層是中石炭紀Moscow和Bashkir層。構(gòu)造高度為1 440m，由石灰?guī)r層和白云巖層交替組成，夾層平均厚度為1.5m。氣層有效厚度為170m，含氣面積為356km2，最終可采儲量為4 300×108m3，凝析油儲量為1.42×108t。整個氣藏中儲層特性差異性大，產(chǎn)層孔隙空間的特征復雜，孔、洞、縫分布不均，地層明顯特點是裂縫發(fā)育，存在著大量方向不同的張開裂縫［21］。

2.2.5.2 主要開發(fā)概況

烏克蒂爾氣田于1963年鉆井，1964年發(fā)現(xiàn)下二疊統(tǒng)氣層，該氣田發(fā)現(xiàn)時儲層原始飽和度為77.5%，壓力為36MPa，溫度為61℃，小部分邊緣含有輕質(zhì)原油。該氣田下有個含水區(qū)，但水驅(qū)作用不明顯且橫向分布不均勻。考慮氣田裂縫發(fā)育及存在小斷層等，采氣速度和壓差過大將引起氣井過早水淹和降低采收率，方案年產(chǎn)氣150×108m3，設(shè)計穩(wěn)產(chǎn)7年，平均單井產(chǎn)量為5.28×104m3／d。為防止底水錐進，氣井井底在氣水界面以上不少于100～150m，保持穩(wěn)定采氣壓差介于5.8～7.8MPa。

2.2.5.3 氣藏開發(fā)特征

1）取全取準PVT相態(tài)數(shù)據(jù)是凝析氣藏開發(fā)的基礎(chǔ)

對凝析氣藏來說，在高溫狀態(tài)下，當?shù)貙訅毫Φ陀谀鰵獾穆饵c壓力時，從地層中析出凝析油殘留和吸附在巖石顆粒的表面，地下形成油氣兩相，稱為“反凝析”現(xiàn)象。在凝析氣藏開發(fā)過程中，儲層油氣體系在地下和地面都會發(fā)生反凝析現(xiàn)象，氣井既產(chǎn)氣又產(chǎn)凝析油。因此，凝析氣藏開發(fā)比一般氣藏開發(fā)具有其特殊性和復雜性。同時，在開發(fā)過程中，隨著壓力的下降和溫度的變化，油氣體系相態(tài)和組成隨時隨地都會發(fā)生變化，所以一定要十分重視獲得氣藏原始壓力、溫度條件下的準確的、有代表性的凝析油氣樣品，有高質(zhì)量的PVT和相態(tài)分析實驗數(shù)據(jù)，很好地擬合狀態(tài)方程參數(shù)，建立凝析氣相態(tài)模型，為組分模型和數(shù)值模擬技術(shù)的準確應(yīng)用打下扎實的基礎(chǔ)。烏克蒂爾氣藏在開發(fā)初期就對地層流體等數(shù)據(jù)進行取樣，同時相應(yīng)地發(fā)展一套先進適用的油氣取樣和實驗分析技術(shù)，為氣藏的開發(fā)提供堅實的資料基礎(chǔ)［22］。

2）優(yōu)選凝析氣田開發(fā)方式是該類氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵

凝析氣藏由于其含有凝析油的特殊性，決定其在開發(fā)方式的選擇上與常規(guī)氣藏有較大區(qū)別。為了盡可能地提高干氣、凝析油和原油的采收率，凝析氣藏的開發(fā)方式顯得尤為重要。凝析氣田的開發(fā)方式可分為衰竭開采和保持壓力開采。衰竭開采主要用于原始地層壓力高，氣藏面積小，凝析油含量少，地質(zhì)條件差，邊水比較活躍的氣藏。由于烏克蒂爾氣田地質(zhì)情況比較復雜，因此采用衰竭氣驅(qū)作為一次生產(chǎn)機理來開發(fā)，而沒有實施循環(huán)注氣方法。到開發(fā)后期，烏克蒂爾氣田儲層壓力為3.5～5.0MPa，天然氣采收率在83%左右，而凝析油的采收率僅僅32%。因此大約還有1×108t的凝析油滯留在儲層中。針對這種情況，氣田實施了一系列不同的先導性試驗來開采滯留的凝析油。先導性試驗結(jié)果表明，使用丙烷和丁烷溶劑帶對增加凝析油采收率效果不太明顯；注干氣的方法可以明顯提高采收率，但是需要注入大量的干氣；先注入溶劑，然后注入干氣，注入量達到一定體積后，氣井恢復生產(chǎn)，在6個月到1年半的時間內(nèi)，氣井產(chǎn)液量提高20%～40%，隨后有下降到原來的產(chǎn)量水平。實踐證明，凝析氣藏的開發(fā)要不失時機地選擇相適應(yīng)的開發(fā)方式可最大限度地提高凝析油的采收率［23］。

3）建立全過程的凝析氣田監(jiān)測系統(tǒng)

由于凝析氣藏的獨特特征，建立完善的開發(fā)監(jiān)測系統(tǒng)有利于凝析氣田開發(fā)和開采動態(tài)分析、開發(fā)方案的及時調(diào)整和修改，是凝析氣田開發(fā)方案設(shè)計的配套系統(tǒng)工程之一。開發(fā)監(jiān)測的主要任務(wù)是保證綜合觀察氣藏開采全過程，目的是評估采納的開發(fā)系統(tǒng)的有效性，以及地質(zhì)技術(shù)措施的可行性。同時要決策調(diào)整和完善開發(fā)過程，以達到高的最終采收率和最佳的開發(fā)效益。烏克蒂爾氣田開發(fā)方案研究中，一開始就重視氣田監(jiān)測系統(tǒng)的建立。氣田開發(fā)計算鉆探和探井改建6口井用于監(jiān)測氣藏氣水界面、地層壓力等，在氣田開發(fā)動態(tài)分析和開發(fā)規(guī)模調(diào)整中起到重要作用。

3 大型氣田開發(fā)值得借鑒的經(jīng)驗

1）大氣田的開發(fā)宜采取“整體部署，分步實施”的技術(shù)思路

俄羅斯烏連戈伊氣田、亞姆布爾氣田、梅德維日等大型氣田的開發(fā)均采用主力氣藏先行開發(fā)，主力氣藏的主力區(qū)塊先行開發(fā)，然后逐步加深，實現(xiàn)區(qū)塊和層間的接替。同時，“三高”氣田的開發(fā)宜開辟試驗區(qū)先行試采，再大規(guī)模開發(fā)，積累經(jīng)驗，逐步推進［24］。

2）取全取準每口井的靜動態(tài)資料，早期識別儲層類型、驅(qū)動類型是大型氣田有效開發(fā)的基礎(chǔ)

天然氣開發(fā)具有“較稀井網(wǎng)開發(fā)”的特點，這增加了認識氣藏的難度。氣藏基本特征和驅(qū)動類型的認識錯誤，會導致氣田開發(fā)方案和建設(shè)的嚴重失誤。只有在少數(shù)探井的基礎(chǔ)上，珍惜每次窺探地下的機會，取全取準有限的靜動態(tài)資料，開展早期評價，分析氣藏類型以及驅(qū)動類型，才能為氣藏的大規(guī)模開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

3）井型和井網(wǎng)井距優(yōu)化是大型氣田有效開發(fā)的核心

氣藏不是“鐵板一塊”，要努力尋找高產(chǎn)發(fā)育區(qū)，避免打無效或者是低效井。要綜合地質(zhì)、地震、氣藏工程等學科技術(shù)，進行儲層橫向預測，氣藏描述要優(yōu)選超前進行，尋找富集區(qū)、裂縫發(fā)育帶布井。只要對氣田的地質(zhì)特征有比較客觀、實際的認識，開發(fā)的技術(shù)和方法總會有效；反之，若在地質(zhì)認識上發(fā)生了偏差，那么即使很強的技術(shù)實力也不會取得好的效果［25］。對于大型氣田開發(fā)井型、井網(wǎng)部署，要因地制宜，根據(jù)不同類型氣藏的靜態(tài)和動態(tài)特征采用不同的井型、井網(wǎng)部署原則；要努力尋找高產(chǎn)富集區(qū)，盡量減少無效和低效井；同時要努力保持全氣藏均衡開采，動用盡可能多的儲量，提高氣藏的最終采出程度。

4）優(yōu)化氣藏開發(fā)規(guī)模和氣井產(chǎn)量是大型氣田高效開發(fā)的核心

優(yōu)化氣井產(chǎn)量及氣藏開發(fā)規(guī)模是任何類型氣藏方案設(shè)計和方案調(diào)整的重要任務(wù)，要做到開發(fā)規(guī)模、穩(wěn)產(chǎn)供氣年限和市場需求的有機結(jié)合。氣井配產(chǎn)主要考慮無阻流量、排泄區(qū)內(nèi)的壓降儲量和有無地層水干擾等三個因素限制。一般大氣田的采氣速度要低一些，有水氣藏采氣速度比氣驅(qū)氣藏要低。

5）動態(tài)監(jiān)測是大型氣田有效開發(fā)的保證

全球大型天然氣藏的開發(fā)，均設(shè)立了一大批觀察井、水層測壓井，以觀察底水上升、氣藏壓力變化等。貫穿整個生命周期的動態(tài)監(jiān)測讓氣藏流體、壓力以及腐蝕等變化了然于胸，可以提前預知氣藏的動態(tài)變化，為制定有針對性的對策留足回旋余地，實現(xiàn)氣藏的安全高效開發(fā)。

6）發(fā)展有針對性的設(shè)備、工藝技術(shù)流程是大型氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵

大型氣藏的開發(fā)涉及的產(chǎn)量高，時間長，影響范圍廣。因此對大型氣藏的開發(fā)要形成有針對性的配套技術(shù)和材料裝備。例如叢式井組中大直徑井、定向井、水平井和復雜結(jié)構(gòu)井的鉆井、完井、開采工藝、固井、防水治沙工藝、排水采氣工藝、安全防腐工藝等方面形成系列配套技術(shù)。

4 結(jié)論

1）大型氣藏主要分布在中東和東歐中亞俄羅斯的西西伯利亞盆地、波斯灣盆地、扎格羅斯盆地、卡拉庫姆盆地等幾個大型盆地中；大型氣藏主要分布在石炭紀到新近紀的地層中，深度介于1 500～3 000m；構(gòu)造氣藏仍是大型氣藏的主要類型；大型氣藏的可采儲量增長同理論技術(shù)的進入、優(yōu)惠政策以及天然氣價格密切相關(guān)。

2）依據(jù)“實用性、針對性、科學性”劃分原則，圍繞巖性、厚度、規(guī)模、物性、壓力、流體等因素將大型氣藏劃分為5種類型：厚層整裝高滲透砂巖氣藏；低滲透砂巖氣藏；邊底水裂縫型碳酸鹽巖氣藏；“三高”氣藏以及凝析氣藏。厚層整裝高滲透砂巖氣藏主要特征是：“規(guī)模大、儲層厚、物性好、或存在邊底水”；低滲透砂巖氣藏的主要特征是：“規(guī)模大、物性差、一般不存在邊底水”；邊底水裂縫型碳酸鹽巖氣藏的主要特征是：“規(guī)模大、裂縫發(fā)育、存在邊底水”；“三高”氣藏的要特征是：“高溫、高壓、高含硫”；凝析氣藏的主要特征是：“壓力溫度異常、相態(tài)復雜、常常發(fā)生反凝析現(xiàn)象”。

3）全球大型氣藏的分布特征為我國天然氣藏的勘探指明了方向，全球大型氣藏開發(fā)過程和開發(fā)特征為我國相同類型氣藏的經(jīng)濟、高效、安全開發(fā)提供了寶貴的經(jīng)驗。

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