摘要：天然气已经成为中国石油天然气股有限公司(简称“中国石油”)最具成长性的主营核心业务，“十五”以来年新增天然气地质储量平均在3000×108m3以上，年产量平均增幅超过15%，形成了川渝、长庆、塔里木3大核心供气区。基本形成了具有代表性的6类气藏开发配套技术：①大面积小气藏叠合型低渗透砂岩气藏低成本开发配套技术；②连续型低渗透砂岩气藏水平井开发技术；③超深高压气藏开发技术；④复杂碳酸盐岩气藏开发技术；⑤疏松砂岩气藏开发技术；⑥火山岩气藏开发技术。未来10年，中国石油的天然气业务将持续快速发展，但低品位储量进一步增加，需要解决低渗透砂岩气藏提高采收率、超深高压气藏长期高产稳产、碳酸盐岩气藏流体预测、高含硫气藏安全高效开发、火山岩气藏整体规模开发、疏松砂岩气藏开发后期防砂治水等技术难题，同时要积极发展煤层气、页岩气等非常规天然气开发技术。
关键词：中国石油天然气股份有限公司；天然气开发；配套技术；低渗透砂岩气藏；超深高压气藏；碳酸盐岩气藏；疏松砂岩气藏；火山岩气藏
近年来，中国石油天然气股份有限公司(以下建成中国石油)的天然气勘探开发取得了一系列的重大突破，储量和产量都实现了跨越式增长。特别是“十五”以来，年新增产量平均增幅超过15%。2008年产量占全国总产量的80%，比2000年翻了两番，在世界石油公司天然气产量的排名中由第43位上升到第9位。
1 天然气开发现状
1.1 天然气资源基础丰富，储量增长进入高峰期
根据第3次全国资源评价结果，中国石油的常规天然气远景资源量为30.3×1012m3，可采资源量为12.1×1012m3，占全国总量的40%以上。近10年来，中国石油的天然气储量进入了增长高峰期，先后发现了克拉2、苏里格等大型气田，新增天然气探明储量翻了一番。“十五”以来，中国石油平均年增探明储量3000×108m3以上，至2008年底中国石油累计探明天然气储量达4.78×1012m3，占全国总量的75%。但整体上天然气探明程度仍较低，资源探明率仅为15.8%。预计“十一五”后期至“十二五”期间，可形成苏里格地区、川中地区、库车地区等万亿立方米至数万亿立方米级的增储目标区。但资源结构日趋发杂，勘探目标主要几种在低渗透、超深高压、高含硫、火山岩等复杂类型气藏，资源品质下降，勘探难度加大。
1.2 天然气产量处于快速增长阶段，气田开发指标整体处于较高水平，具备持续上产空间
近年来，中国石油的天然气年产量增长率在15%以上，“十二五”将继续保持强劲的发展势头，形成了年产量超过100×108m3的塔里木、川渝、长庆3大核心供气区，其天然气产量合计占中国石油总产量的75.5%。目前中国石油天然气储采比总体保持在40以上，具有持续上产的潜力，预计“十三五”末年产量与石油持平。
1.3 骨干管道发展迅速，主力气区管线联网
到2008年，中国石油投运天然气骨干管道占全国的70%。其中，塔里木、长庆、川渝、青海4个主力气区管线已实现联网。预计到2015年天然气管网输气能力将达到1600×108m3。
2 天然气开发技术进展
中国石浊目前开发的气藏类型较为复杂，低品位天然气占较大比例(图1)，开采技术难度较大。主要包括6类复杂气藏：①低渗透砂岩气藏，以苏里格、长北气田为代表；②碳酸盐岩气藏，以靖边、塔中气田和川渝石炭系气藏为代表；③火山岩气藏，以徐深、长岭、克拉美丽气田为代表；④超深高压气藏，以克拉2气田为代表；⑤高含硫气藏，以罗家寨气田为代表；⑥疏松砂岩气藏，以涩北气田为代表。
针对以上复杂气藏，通过持续技术攻关，初步形成了适应不同类型气藏的开发技术系列：①富集区和井位优选、快速钻井、分层压裂、井下节流和中低压集输系统等技术进步使苏里格气田实现了经济规模开发；②超深高陡构造钻井技术、大管柱完井技术和高压气井安全采气技术保障了克拉2气田整体规模投产；③精细气藏描述、水平井、排水采气等技术进步对靖边气藏和川渝石炭系气藏的稳产发挥了重要作用；④防砂治水技术的不断发展成功应用于涩北一、二号气田和台南气田的开发建产；⑤基本掌握了火山岩气藏的地质特征，水平井的应用取得了良好效果；⑥高含硫气藏通过对外合作开发，开发技术不断进步。
2.1 大面积小气藏叠合型低渗透砂岩气藏开发技术——以苏里格气田为例
苏里格气田含气面积大、整体储量规模大。该类气藏地质特征主要表现为储层非均质性强、储量丰度低、气井产量低、稳产能力差、采收率低[1]。
苏里格气田采用以低成本开发为核心的技术路线。通过地质与地震相结合预测储层，开展精细气藏描述，建立不同类型储层的评价标准，预测相对含气富集区的分布，优选开发井位，提高Ⅰ+Ⅱ类井比例。钻采工艺以提速和简化为原则，采用PDC钻头提高钻井速度、简化井身结构，井下节流简化地面流程等工艺措施大幅度降低了开发成本。增产措施以分压合采为主，提高井筒剖面动用程度，增加单井产量。同时采用小井距密井网开发，提高气田采收率。通过上述技术的应用，苏里格气田取得了良好的开发效果。
2.2 层状连续型低渗透砂岩气藏开发技术——以长北气田为例
长北气田由中国石油与壳牌石油公司合作开发，储层连续性好、低孔低渗、低丰度，气井自然产能较低，水平井压裂后可获得高产。通过合作引进国外先进技术，形成了以水平井开发为核心的主体开发技术。针对储层横向稳定、连续性好的特征，以双分支水平井开发为主，水平井段设计长度为2km，投产初始产能高于100×104m3/d，开发效果显著。
2.3 超深高压气藏开发技术——以克拉2气田为例
该类气藏主要分布在塔里木盆地，气藏特征主要表现为较高孔隙度、渗透率，储层厚度大，气井普遍产量高，稳产能力强，但气藏埋藏深度大，一般都超过3500m，地层压力和压力系数高[2]。
克拉2气田是我国陆上含气面积大、储量丰度高的大型气田，开发实践中采用少井高产的开发理念，形成了盐下气藏描述技术、超高压气藏产能评价技术、山前高陡构造主动防斜打快技术、高压气井安全采气工艺技术、高压集输等配套系列技术。该气田开发效果良好，成为中国第一个产量超过100×108m3的大型气田。
2.4 复杂碳酸盐岩气藏开发技术——以塔中Ⅰ号气田为例
碳酸盐岩气藏主要分布在塔里木、四川和鄂尔多斯盆地，碳酸盐岩气藏开发面临的主要难题是储层非均质性强，预测难度大；流体性质和油气水分布复杂；H2S、CO2含量变化范围大；钻井易漏易喷；单井产量差异大，稳产面临挑战[3]。
中国石油碳酸盐岩气藏开发多年来以鄂尔多斯盆地靖边气田和四川盆地石炭系气藏为代表，近几年又发现了罗家寨气田、塔中工号气田、LG气田等礁滩型碳酸盐岩气藏。针对新发现的这类气藏，开展了系列开发技术攻关，初步形成了配套开发技术：缝洞型有效储层预测和井位优选技术、碳酸盐岩气藏储层改造技术、水平井开发配套技术和高酸性防腐技术。塔中工号气田通过水平井分段改造试验，平均单井产量可提高2.5～8.5倍，同时建立了腐蚀监测网，编制了气田防腐技术规范，为气田规模安全有效开发提供了技术保障。
2.5 疏松砂岩气藏开发技术——以涩北气田为例
青海涩北气田包括涩北一号、二号、台南3个区块，为多层疏松砂岩气藏，气水关系复杂，含气层段跨度大，易出水、出砂，层间储量动用差异大。控水、防水、堵水工艺技术是疏松砂岩气藏开发的关键。通过多年实践，主要形成了8项技术系列[4]：层系细分与优化组合技术、气井动态配产技术、疏松砂岩防砂治砂技术、防水治水技术、安全快速钻井技术、水平井开发技术、油套分采工艺技术、地面工艺流程优化技术。目前开发效果良好。
2.6 火山岩气藏开发技术——以徐深气田为例
徐深气田火山岩气藏岩相识别难度大[5]，气水关系复杂，部分气井出水，单井产能变化大，稳产能力差。同时，由于含CO2采气工艺技术不配套，经济有效开发面临挑战。
中国石油积极组织了火山岩气藏开发技术攻关。以徐深气田为重点，开展了露头精细勘测与密井网综合解剖研究，建立了火山岩储层模式。初步形成了6项开发关键技术，包括井间火山岩体分布描述和预测技术、地质与动态相结合的动态储量评价技术、火山岩储层改造技术、人工裂缝形态准确模拟评价及控制技术、水平井开发技术、CO2处理和防腐技术。水平井压裂提高单井产量试验效果显著，获得了单井日产30×104m3以上的高产气井。在开发取得初步成效的同时，将开发技术和经验推广应用到吉林长岭气田和新疆克拉美丽气田，目前均初步实现了规模开发。
3 天然气开发技术发展前景
在目前技术进步的基础上，各类气藏开发仍面临以下不同的开发技术难题：①低渗透砂岩气藏主要是如何进一步提高采收率和保持气审整体长期稳产，以及高含水饱和度低渗透砂岩气藏的有效开发问题；②超深高压气藏主要是长期高产稳产的开发技术问题；③碳酸盐岩气藏主要是储层和流体预测技术问题和钻采配套工艺技术问题；④高含硫气藏主要是安全高效开发配套技术问题；⑤火山岩气藏主要是整体规模有效开发技术问题；⑥疏松砂岩气藏主要是开发后期防砂治水及提高剖面动用程度与采收率等技术问题。
“十二五”期间，针对上述开发主要矛盾的攻关构成了下步主体技术的发展方向：①低渗透气藏的技术攻关方向主要是Ⅲ类储层的有效动用技术、流体分布预测技术和提高经济采收率技术；②超深高压气藏的技术攻关方向主要是超深层钻完井技术、超深高压储层改造技术和超深井动态监测技术；③火山岩气藏技术攻关方向主要是储层精细描述及低渗透带有效动用技术、CO2防腐与有效利用、水平井提高单井产量技术；④高含硫气藏技术攻关方向主要是弄清硫沉积机理、选取抗硫材料和建立安全环保标准体系[6]。
同时，非常规天然气开发技术的不断探索也将为我国天然气工业注入新的活力。美国非常规天然气开发已取得了很大成功，2006年美国天然气产量5232×108m3，其中致密砂岩气1614×108m3，煤层气540×108m3，页岩气311×108m3，非常规天然气占总产量的47%。我国非常规天然气主要包括煤层气、页岩气、可燃冰等，资源量可观，大约是常规天然气资源量的3.5倍。目前初步开展了煤层气和页岩气的开发技术论证与试验，预计未来非常规天然气将在我国天然气工业中发挥重要作用。
参考文献
[1] 贾爱林，唐俊伟，何东博，等.苏里格气田强非均质致密砂岩储层的地质建模[J].中国石油勘探，2007，12(1)：12-16.
[2] 李保柱，朱忠谦，夏静，等.克拉2煤成大气田开发模式与开发关键技术[J].石油勘探与开发，2009(3)：392-397.
[3] 李勇，李保柱，胡永乐，等.塔中I号碳酸盐岩凝析气藏单井产能变化规律[J].天然气工业，2008，28(10)：87-89.
[4] 宗贻平，马力宁，贾英兰，等.涩北气田100亿立方米天然气产能主体开发技术[J].天然气工业，2009，29(7)：1-3.
[5] 谭显春.徐深气田火山岩等性岩相序列[J].天然气工业，2009，29(8)：12-14.
[6] 罗瑞振，韩建红，李国平，等.高含硫气田试气作业的安全措施与管理——以普光气田为例[J].天然气工业，2009，29(7)：112-115.
(本文作者：李海平1 贾爱林2 何东博2 冀光2 郭建林2 1.中国石油天然气集团公司咨询中心；2.中国石油勘探开发研究院)
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