我国天然气开发形式

1、中国天然气的开发形式摘要:天然气资源禀赋的不同、天然气性质的不同和天然气藏类型的不同,决定了天然气开发策略、开发原则和开发方式的不同,重点研究和分析了天然气在这些方面的特殊性,提出了相应的开发对策。从长远看,由于我国常规天然气资源有限,我国一方面应继续提高天然气资源勘探程度,合理开采已探明资源,另一方面应进行非常规天然气的开发准备和考虑天然气的引进。天然气有其自身的特点,只有坚持一体化开发原则,针对不同类型气藏的特点,采用不同的开发技术和手段,依靠科技进步,降低开发成本,才能提高开发效益。关键词:天然气;开发;策略;气藏;特征;原则中国天然气工业正处于大发展阶段的初期,正确认识天然气的开发特点

2、和天然气工业的发展规律,是当前天然气开发工作的基础。天然气的开发特点与策略可从3个层次来看。一是从宏观上看,由于我国天然气的资源禀赋、主体市场位置和天然气工业发展阶段的不同,故其开发特点和开发策略应有别于石油,也应有别于其他国家的天然气开发。二是从天然气一般性质上讲,由于天然气与石油有较大的区别,因此对其开发的原则也不同。三是从气藏类型来看,不同类型气藏的开发方法和技术不同,开发对策也就有本质的区别。研究和分析这些特点和不同性对搞好天然气开发工作十分重要。1中国天然气的资源禀赋与开发策略中国天然气的资源禀赋和天然气工业发展阶段有其自身的特点,这种特点在宏观上主要表现在3个方面:一是资源相对不足

3、;二是主要资源区与目标市场相距较远;三是天然气工业还处在大发展的初期。据此,为了天然气工业的可持续发展,需要我们采与这3个特点相适应的开发策略。1.1我国资源富集区远离主体市场,高的管输费用要求必须降低开发成本中国天然气资源主要分布在中、西部地区,主要的消费市场在东部地区,主要源区与目标市场相距多在1000km左右。“西气东输”管道长达4000km以上,输送距离远,管输费用高,这样,在市场价格一定的情况下,就压低了井口气价，如从塔里木到上海的管输费在0.9元m3左右，使得气区的井口气价只有0.45元m3。针对资源远离市场的特点，必须制定相应的开发策略。其中包括:首先，必须加强综合地质研究，寻找

4、大规模优质储量，降低开发成本，确保开发效益。其次，要依靠科技进步，努力降低勘探开发成本，研究出高效低成本技术，如成组气田整体优化开发技术，降低钻、完井成本的先进技术，提高单井产量的综合技术，高效实用的地面集输处理技术等。再其次，加强储气库规划建设，在环渤海湾、长江三角洲、中南地区及东北地区建造地下储气库，确保稳定安全供气。1.2天然气开发即将进入大发展阶段，必须从战略上高度重视其协调发展通过研究美国、加拿大等国的天然气工业发展历史，再根据储采比的变化，可将天然气开发划分为4个阶段。第。阶段为开发早期，第邵介段为开发大发展时期，第阶段为勘探一开发平衡发展时期，第i阶段为开发后期（图1）。我们认为

5、中国天然气开发即将进入第祁介段即开发大发展时期，其主要有两个明显的标志。储量快速上升。借鉴美国的储量增长模式（图2），我们认为中国天然气勘探已进入储量速增长时期，总体上说年探明储量将维持1%以上的探明速度并在未来2030年内出现快速增长高峰期。综合翁氏旋回法、龚珀兹法、灰色系统法、历史趋势预测法等多种方法的预测结果,我国气层气累计探明储量2005年将由目前的219X1012m3增加到4X1012m3,2010年将达515X1012m3,2020年将达到8.0X1012m3。国民经济快速增长。世界天然气发展的历史表明,经济发展是天然气大规模利用的先决条件。国际上的经验是,人均GDP达到1000美

6、元左右时,天然气利用将大幅度增长。目前我国人均GDP已达900美元以上，接近国际平均水平。另外我国天然气市场需求目前增长迅速,可见天然气发展的外部条件日趋成熟。“九五”以来，中国天然气储量增长快，新增储量主要集中在中西部地区。然而，由于受市场的制约，大量新探明储量难以很快投入开发，造成了储采比的偏高。储采比偏高并不是天然气储量的绝对过剩，而是由较低产量水平造成的暂时现象。当前储采比偏高是未来大发展前期的前兆，预计在今后几年储采比将快速下降。因此，为了保证天然气工业的持续发展，应使储采比在其大发展过程中保持合理的水平，我们应加大天然气勘探力度，继续保持天然气探明储量增长的好势头。1.3从长远看，

7、由于中国天然气资源相对不足，故应加强非常规天然气资源的开发准备，并积极引进利用国外天然气资源按照天然气资源的丰富程度，世界上的国家大体可分为3种类型:一是天然气资源非常丰富型国家，如俄罗斯和中东地区的一些国家等;二是天然气资源相对不足型国家，如美国等;三是天然气资源贫乏型国家，如日本、韩国等。从目前的勘探及对天然气资源的评估来看，中国属天然气资源相对不足型国家。I新图2美国天纭T植莹堰民圧理图4d49LQ18C01974ISOWQ毎*e.s小于昶强fej常十*fcltR.mt-lM?阵”i呈住式*1崔1HHE鞍审】0%年均择型辜i?我国天然气资源占世界资源总量的比重较低。从常规天然气的可采资源

8、量来看，世界总量为280X1012m3,中国为11X101213X1012m3,仅占世界总量的4%。从已探明可采储量来看，世界总量为146X1012m3,中国为1.96X1012m3，仅占1.34%。据中国石油规划设计院的市场调查与预测，我国天然气总需求量到2010年为1121X108m3,到2020年为2517X108m3,预测我国天然气产量到2010年为960X1081060X108m3,到2020年为1550X1081650X108m3。可以看出，产量与需求量有较大差距，长远看国内天然气产量难以满足市场的需求。从长远来看，我国天然气资源相对不足。为了弥补不足，我国应作2方面的工作。一方面

9、应积极做好非常规天然气资源如煤层气、水溶气、天然气水合物等的开发准备。煤层气是我国重要的非常规天然气资源，总资源量为22.5X1012m31。采用体积量法和地质类比法两种方法估算，中国水溶性天然气的资源量分别为11.8X101265.3X1012m3和3916X10m3,我国对天然气水合物的研究尚处于室内试验阶段，从中国所处地理位置看，中国可能不存在大陆型水合物气藏，但中国广阔的海域具有形成海洋型水合气藏的地质地理条件。只要加强研究，煤层气、水溶气和天然气水合物资源有可能成为中国可利用的能源。另一方面应努力开拓国外天然气勘探开发业务，积极准备引进周边国家天然气资源。俄罗斯东西伯利亚及远东地区的

10、天然气可采资源量为55X1012m3,伊朗为22.9X1012m3,土库曼斯坦、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦等3个中亚国家为20X101228X1012m3。初步评价，以上国家天然气资源可为我国利用的出口量达600X108m3a以上。2天然气的特性与开发原则2.1天然气的特性及其对开发的影响天然气不同于石油。天然气有其自身的特点，主要表现在3个方面。其一，天然气在地下以气态存在、粘度小、渗流能力强、对储层物性要求较低。天然气粘度小，流动阻力就小，低渗区的气就可以通过高渗区采出，实现“少井高产”减少开发井数、降低钻井成本。其二，天然气在地面常压条件下的体积是地下高压条件下的几百到上千倍、弹性产率高，

11、衰竭式开发可获得较高的采收率，但由于天然气压缩比大，地面储运非常不方便。其三，由于天然气与储层岩石的亲和力弱，在天然气开发过程中容易引发两个问题，一是气层受污染的问题，即压井液的侵入会大大降低近井地带的含气饱和度，造成气层的严重或永久性伤害，二是开发过程中气层一旦有水浸入就很容易造成水淹，结果会将本来完整的气藏分割开来、形成“死气区”从而大大增加开发难度和操作成本，降低气藏的采收率。2.2天然气开发的基本原则鉴于天然气的上述特点，在天然气开发中应重点遵循以下3个原则。原则之一必须坚持“上、下游”一体化，促进生产-消费的良性循环。从气田一气藏一气井一矿场一输气干线一储气库一用户是一个复杂的供应链

12、。天然气开发应直接依赖于需求市场的发展，这种生产和消费的关系一经形成，就需要保持长期的相对稳定，其中任何一个环节中断都会影响整个天然气工业的运行和效能。原则之二必须加大开发早期评价力度，努力降低气田开发风险。在天然气“上、中、下游”工业链中，虽然上游投资所占比例不大，但它的风险却决定了整个系统的风险，如“西气东输”工程总投资约1500亿元，其中上游投资约270亿元，仅占18%，但是这18%的投资决定了整个工程投资的成败。开发方案的正确与否对天然气采收率的影响很大，方案不正确，可降低采收率几十个百分点。与开发石油相比，影响程度要大得多，而且由于开发评价阶段气井少、试采比较困难,气田开发决策所能利

13、用的资料比油田的少,故气田开发风险比油田的大。原则之三必须依靠科技进步,提高气田开发综合效益。天然气开发工作的技术含量很高，如有些低渗储层的渗透率小于010987X10-3Lm2,而且易受伤害,故储层改造工作对技术要求很高。天然气的性质决定了开发部署时必须坚持“少井高产”的原则，这样，在探井井距达几公里以上、开发井井距往往大于1000m且多为以高渗区为核心不均匀布井的情况下，对气层描述技术就提出了更高的要求。另外，由于气井开采过程中要求尽可能不动管柱、通常应采用永久性完井管柱，这对采气工艺也提出了较高的要求。所有这些对技术和工艺的高要求只有依靠科技进步才能实现。3中国天然气藏类型及其开发对策、

14、特点3.1中国的主要气藏类型尽管对气藏类型有从多种不同角度出发的划分方法，但对气田开发影响最大的是气藏的驱动因素及天然气的相态特征。综合考虑这2个影响因素，可将气藏划分为气驱气藏、水驱气藏、凝析气藏等3个大类。我国的气藏主要以气驱气藏为主，水驱气藏次之，凝析气藏所占比重最小。以中国石油天然气集团公司为例，该公司已探明的39个大中型气田（大于100X108m3）的储量共为19103X108m3,其中气驱气藏的储量为10004X108m3,占52%,水驱气藏的储量为6797X108m3,占36%，凝析气藏储量为2003X108m3,仅占12%。我国天然气即将进入大开发阶段，正确认识气驱气藏、水驱气

15、藏、凝析气藏等3种类型气藏的开发特征与技术措施,对天然气开发工作有重要的指导意义。3.2三种类型气藏的开发对策和特点3.2.1气驱气藏开发对策和特点。气驱气藏主要依靠气体自身的弹性能量来开采,除少数凝析气藏外,一般都采取衰竭式开发。生产过程一般可分产量上升、稳产、产量递减及小产等4个阶段（图3）。气驱气藏的开发一般说来具有3个特点:开发相对简单,具有较高的采收率,通常可达到75%以上,地质条件好的气田可超过90%;开发效果主要受储层条件的制约；采气速度和单井配产高低对采收率影响小。根据上述特点,气驱气藏的开发主要应做好3方面的工作:在精细储层描述基础上,应采用以高渗区为核心的不均匀布井方式；可

16、选择各种增产措施如大型压裂、水平井等手段,最大限度的挖掘气藏的生产能力；可采用局部高速开采并通过井间或区块接替来实现稳产和最大限度地提高开发效、人益。最近,在长北（长庆北部）合作区块的开发试验中提出了开发气驱气藏的一个新思路,即由追求单井稳产、一次布井、区块稳产转向追求单井产能的最大发挥、井间接替、区块稳产的思路。具体操作方法为:实行规定井口压力下的生产,井口压力略高于外输压力,最大限度的放大生产压差,使气井获得最大产量，直井下限目标产量为20X10430X104m3d;实行井组式水平井开采，对辫状河流相复合砂体，用水平井贯穿几个单砂体，以提高储量动用程度与气井稳产能力；推行单井高产、井间接替

17、、实现稳产的开采方式。该方式缩短了单井投资回收期，使气田开发投资为分步投入，降低了成本，提高了投资回报。3.2.2水驱气藏开发对策和特点。水驱气藏一般采用衰竭方式开采，开采历程通常分为无水采气、带水自喷、排水采气3个主要阶段。由于水驱气藏的边、底水的活动性较强，气藏的采气速度和生产压差均影响气藏最终的采收率，因此在开采过程中，合理地控制地层水的活动，防止气藏发生水侵、瀑性水淹,延长气井见水时间是开发好水驱气藏的关键。水侵方式因气藏地质条件不同而不同。水侵有3种基本方式（图4）:锥型水侵方式，底水平缓而均匀的上升形成水锥；纵窜型水侵方式，地层水沿着高角度裂缝或断层发生的纵向水窜;横侵型水侵方式,

18、地层水沿着高渗层或低角度断层或裂缝发生横向水侵2。水地图4水姿气藏水侵摸戎示意图*生产井I.水水R2.纵审星水换3.後、斷JSkjr为了合理控制地层水的活动，减少其对开发的影响，重点要搞好气藏描述和研究地层水活动性的主控地质因素。对孔隙型边、底水气藏主要是搞清水体体积、储层均质程度、断层的封闭性、隔层的分布及其对地层水活动性的抑制作用等。对裂缝型气藏重点是研究裂缝的分布规律、断层的分布及封隔性、储层的非均质性、地层水分布、地层水的产出能力等。从多年的开发经验看，开发好水驱气藏主要做好4个方面的工作:井位部署要避开边、底水，并控制气层射开程度；生产过程中合理控制生产压差，尽可能采用水平井降低底水

19、的活动性；加强动态监测，努力控制气藏压力均衡下降；排水采气。俄罗斯奥伦堡气田气藏是国外典型的水驱气藏3（图5）。该气田探明天然气储量480X108520X108m3，储层类型为裂缝一孔隙型碳酸盐岩气藏类型为多产层块状底水气藏，由底水、边水综合，驱动。个别气井投产810个月后见水，产量大于44320X1030X10md的气井底水上升快并沿裂缝垂直向上运移，然后沿高渗透层和层面方向径向扩展。该气藏经过几十年的开发，既有成功的经验，也有失败的教训，对我们开发同类气藏有所启示。成功的经验主要有:重视细分层研究，弄清选择性水侵机理；注重早期防水，采用高渗区中央布井、低渗区均匀布井方式，确定合理采气速度和

20、生产压差；实施中期阻水，在气水界面含水一侧打排水井，或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;中后期加强排水,防止水向含气带侵入。失败的教训主要有:对储层的非均质性在选择性水侵影响方面未给予足够的重视,高低渗透层采气速度相同,使厚度小的高渗透层过早采空,导致选择性水侵、部分区块近50%的气井过早水淹、形成封闭气,严重影响了开发效果;对裂缝性气藏采取了不恰当的堵水方法导致水侵更加恶化,奥伦堡气田早期6种堵水法虽然取得暂时的效果,但实践证明在采取堵水方法堵死一些气层和封闭气区的同时,会造成已形成的水道被堵,从而使不断涌来的水窜向低压含气带,使气藏的水侵状况更加恶化。3.2.3凝析气藏开发对策和特点。凝析气藏最大的特点是在衰竭式开采时,随着压力下降,会发生反凝析现象,析出的凝析液将降低储层渗流能力,而且凝析液难再蒸发为凝析气，通常有50%60%的凝析油损失在地层中。高效开采凝析气藏的关键是确定开采方式。开采方式有衰竭方式与注气保压方式2种。根据凝析气藏的相态特征，保压方式又分为早期保压和晚期保压方式2种。早期保压方式是地层压力与露点压力接近，在开采初期就开始注气保压。晚期保压方式是先采取衰歇式开采，当地层压力降到露点压力附近时，再采取保压措施。一般来说，开采方式主要取决