天然气十大技术

      中国天然气开发面对诸多挑战，如何顺利实现“十二五”天然气发展规划目标？中国石油第八次天然气开发年会给出了比较切合实际的答案：以提高单井产量和开发效益为主线，重点突出“西部大庆”、“新疆大庆”和“天然气基地”等主体工程，主要是抓好三大气区（鄂尔多斯、塔里木、四川）的工作，确保安全高效快速上产。同时，保证足够的天然气产能建设规模，切实推进水平井、压裂改造、多层压裂分层开采等关键技术的推广应用，努力形成中国独具特色的天然气开发技术。优化开发部署，完善复杂气藏开发、强化气田地面工程建设和储气库建设，探索工厂化作业规模化应用，总体提升中国天然气开发水平和保供能力。

　　天然气年会的提法，虽然有争议，但客观的评价，天然气年会是伴随着中国天然气事业的快速发展而诞生，它代表着中国天然气开发业务的最高水平，代表着中国天然气技术的最高水平，引领着中国天然气开发事业的发展方向，也是中国式的“天然气联盟会议”。天然气年会，起初脱胎於“中国石油开发例会”，继往开来，另立门户，展示成果，总结经验，交流技术，部署工作，规范行规，研究问题，探讨发展方向。其最大的象征意义，莫过于见证天然气业务快速成长的非凡经历。不失为推动中国天然气事业发展的规模最大的年度盛会。

    回顾2004年，中国石油国内年生产天然气只有285.3亿立方米。短短几年光阴，产量翻了几番，成绩来之不易。2005年，第一届年会，成都望江宾馆，西南协办，公布产量365.0亿立方米。2006年，第二届年会，西安人民大厦，长庆协办，公布产量440.1亿立方米。2007年，第三届年会，北京龙城宾馆，塔里木协办，公布产量540.4亿立方米2008年，第四届年会，北京稻香湖，青海协办，公布产量617.5亿立方米。2009年，第五届年会，北京十三陵，西南协办，公布产量683.2亿立方米。2010年，第六届年会，西安香格里拉酒店，长庆协办，产量725.3亿立方米。2011年，第七届年会，北京龙城丽宫，青海协办，产量756.2亿立方米。2012年，应该是第八届年会，但名称改变为“2012年天然气工作会议”，而不是“年会”，地点是北京，可能是西南或大庆协办，产量793亿立方米。会议名称虽然不重要，但说明弄事没有连续性，况且“年会”已经坚持了8年，不能不说是一种遗憾。如果保持天然气年会的连续性，至少证明了中国天然气事业快速发展的历史过程，其发展轨迹一目了然。是一件可追溯可记忆的大好事，对于后来者可以起到“存史、教化”的作用。

    本次天然气会议，一个重大的信息是2013年中国石油的天然气产量计划873亿立方米，可能的奋斗目标是881亿立方米，也就是说不出意料的话，2014年或2015年中国石油的天然气产量将达到1000亿立方米以上，实现中国石油“天然气8年规划”之目标，它的另一层含义是：中国石油的天然气产量和原油产量将平分秋色，天然气产量将占中国石油油气当量的“半壁江山”，不能不说是中国能源发展的大事件。而这些成果的取得主要是非常规天然气资源规模有效开发的结果，而苏里格气田大规模开发是最主要的贡献者，是真正意义上探索了中国天然气开发的新路子，创新了非常规天然气资源开发的新模式，推动了中国天然气发展的新跨越，促进了中国非常规天然气开发技术新发展。就天然气开发技术而言，有十大特色技术值得肯定。

   1、低渗透致密砂岩气开发技术

      苏里格气田开发形成的特色技术，包括气藏精细描述技术、黄土塬三维地震技术、井位优选技术、快速钻井技术、普通压裂和多段压裂技术、井下节流技术、简优化的地面建设技术6项关键技术和12 项配套技术，更重要的是在全气田推行“数字化、标准化”,并覆盖建设、生产和管理各个环节，最大限度地降低成本和提高劳动生产效率，形成了独具特色的“苏里格模式”，而其核心是“低成本”和“规模有效”。“苏里格曲线”从产量、成本和钻井数就说明问题的本质，保证这一目的是“两个体系”，即“低成本技术体系”和“低成本管理体系”。这两张“王牌”的对象是一个典型的“低压、低渗、低丰度”的致密气藏，靠传统的常规技术无法实现规模有效开发的气田实现了“规模有效”开发。

   2、高含硫气藏开发技术

所谓高含硫气藏是指硫化氢（H₂S）含量超过30g/m³的气田。H₂S具有极大的毒性、强腐蚀性（类似CO₂）。与常规气藏相比，高含硫气藏开发难度极大、安全问题极突出（2012.11.23事故）。国外很早就形成了成熟的开发技术，我国从威远气田开始，经过30年的探索和努力，在高含硫气藏开发方面已形成了一些关键技术，包括：硫沉积分析技术（引进），防硫钻完井技术，防腐工艺技术（包括材料），脱硫工艺、三甘醇脱水工艺，硫磺回收及尾气处理工艺，安全距离的理念（人口200人/km²）。四川盆地威远气田是中国最早的高含硫气田，土库曼斯坦阿姆河高含硫气田是中国“走出去”第一个项目，中石油川东北气田（与雪佛龙公司合作）、中石化普光气田等是中国正在开发的大型高含硫气田。

 3、火山岩天然气开发技术

大庆徐深气田,属于火山岩气藏，资源量大，开发难度也大。徐深气田是松辽盆地深层天然气勘探开发的储量上千亿立方米大气田，是中国东部天然气重要的气田之一。如何规模有效开发徐深火山岩气田对于建成我国第五大气区、进行国家能源结构调整具有重要意义。但是，徐深火山岩气田有效储层预测、储量动用评价难度大，在国内外尚无借鉴经验，是一个世界性难题，对于大庆油田既是新机遇又是新挑战。经过大庆油田多年的努力，徐深气田从开发地震、气藏地质、气藏工程到钻采工艺等方面的技术，特别是精细气藏描述、优选井型、控制含水等技术，更具大庆油田特色，形成了火山岩气田开发的技术体系，实现火山岩气田规模有效开发。使我国火山岩气田开发技术走出了一条新的路子。 

    4、循环注气工艺技术

该技术在中国始于塔里木大型整装凝析气田—牙哈凝析气田。循环注气技术的对象是凝析气田（含油少量的轻质油）。牙哈气田就是成功的案例，主要流程包括：注干气（以甲烷为主），采出凝析气，分离凝析油后再将干气注入，往复循环。该技术工艺为中国首例，曾获国家科技进步一等奖。循环注气技术是为提高中高含凝析油、且具有一定储量规模的大中型凝析气田的凝析油产量而采用的一项技术。一句话：目的在于提高产量。该技术的要点：（1）气藏精细描述（储层横向展布及连通）；（2）腐蚀评价；（3）动态监测（产注剖面、压力、注气相态等）。牙哈气田是国内首个高压（56MPa）循环注气气田，具有四大特点：（1）高温：138℃；（2）高压（原始）56MPa；（3）高含凝析油：573-671g/m3；（4）高含蜡：5.74-13.85%。牙哈气田开发主要节点：1998年编制完成开发方案（50万吨）；2000年10月31日开始循环注气开发；2012年，年产凝析油55万吨，稳产11年，累计采凝析油778万吨，采气156亿方，注气77亿方，采出程度41%（其中吉迪克47%），压力保持水平45MPa，目前日主气220万方。目前牙哈回注孔隙体积仅0.3PV。塔里木牙哈凝析气田有效开发，创造了中国特殊油气田开发水平。

 5、天然气开发三维地震技术

    天然气开发三维地震技术，主要用于储存预测、气藏精细描述、优选区块、井位部署、水平井井眼轨迹设计。天然气开发三维地震技术主要包括：（1）叠前时间偏移技术，可以预测储层展布空间；（2）三维变速成像技术，用于描述储层微构造特征；（3）叠前反演，用于识别砂体及砂体有效厚度；（4）三维可视化技术，可指导井位部署、井位优选、水平井井眼轨迹设计。主要效果：（1）苏里格苏48-19-85H1水平井，测试层段为盒8，日产气量152.5万方；（2）塔里木盆地克深2井；（3）川东北须家河低渗透气藏。现在天然气气田开发三维地震技术，已经是天然气开发的不可或缺的关键技术。

    6、水平井快速钻井技术

水平井技术、丛式水平井技术，可以说已经较广泛的应用到天然气气田的开发。其对象主要用于低渗、特低渗、超低渗天然气难动用储量开发，如（1）块状砂岩：钻平直型水平井；（2）多层叠置型砂岩，钻大斜度水平井；（3）两套砂岩、泥岩夹层，钻阶梯型水平井、双台阶型水平井。主要技术手段：地质导向、可视化监控、PDC钻头选型、复合盐钻井液等。核心是井眼轨迹控制，水平段基本是一趟钻就可完成。该技术仅在长庆油田就应用天然气井301口，其中苏里格钻水平井270口（2012），创造了最好钻井记录：钻井深：平均井深4577m；钻井周期：平均26.69天（最短为23天）；机械钻速：平均16.61m/h；水平段长1000m左右。

    7、体积压裂改造技术

主要对象：低渗透储层（如苏里格气田）页岩气开发，水平井水平段多级改造。该技术，源于美国非常规油气开发资源开发，中国在苏里格气田试验、推广，用于四川页岩气试采性开发。该技术，是人工多段或多级压裂改造，人工造孔隙度、渗透率，使储层空间形成网状结构，达到改善气流通道的目的。苏里格气田，2012年施工203口径，平均改造6.7段，最高18段，23段（裸眼）。自主开发了两种体积压裂改造工艺：（1）水力喷射分段压裂工艺；（2）裸眼封隔器分段压裂工艺，工具成本降低50%。苏里格南区设计产量30亿方/年，稳产期限20年，钻水平井687口，整体用水平井开发，平均日产量5万方/口。为中国第一个水平井整体开发气田。该技术的特点是（针对11口试验井）：（1）大排量：最大12m3/min（实际3.2-11 m3/min）；（2）大液量：最大2万方，一般是1万方（实际6234方）；（3）大砂量：1000方左右（实际653.7方）。应用该技术，2012年，施工211口井，平均试气无阻流量50.44万方/天，最大达161.4万方/天。苏里格气田试验的11口井，平均试气无阻流量106.2万方/天。长庆水平井体积压裂技术整体水平初步达到国际先进水平。关键是：（1）分段工具（成功分段压裂改造的关键）；（2）返排剂（能否快速排出入井液而不伤害地层）。

     8、井下节流技术

技术产生的背景：针对苏里格气田井筒、地面管线易形成水合物而影响正常生产的问题。技术产生的过程：生产井套损井座封隔器引出的现象。技术要素：（1）节流器（密封方式、材料）分预置式和卡瓦式等。（2）耐高温200℃；（3）抗压差35MPa；（4）投放成功率96.3%。技术性质：属于原创关键核心技术，已获国家专利14项，属于自主创新产品。最大特点：井下节流与地面简优化结合，变高压为中低压，大幅度降低了开发成本。气田地面工艺模式发生了革命性的变化。应用效果：在5000余口井应用表明：（1）有效防止水合物的形成，节省了加热、注醇等工艺；（2）降低了压力等级，因而也使投资降低了50%；（3）实现了井间串接，节省了36%的管线长度；（4）稳定了气井生产，提高了产量。总体地面综合投资降低了50%。该技术代替传统井口和集气站节流模式，在天然气开发领域创造性的规模应用，创新形成了新的集输模式，该模式的主要工艺包括：“井下节流、井口不加热、不注醇、采气管线不保温、中低压集气”。

      9、天然气地面简优化技术

开发低渗、低丰度的非常规天然气资源，探索低成本开发的技术，低成本的探索比技术的攻关难度更大。低成本的实现关键取决于技术。苏里格地面简优化的8项技术：（1）井下节流（原创，核心技术）；（2）井口不加热、不注醇；（3）中低压集气；（4）带液计量；（5）井间串接（关键技术）；（6）常温分离；（7）两级增压；（8）集中处理。该项技术使长庆油田天然气单井地面投资从300万元下降到150万元，5000口井节约投资25亿元。韩城煤层气田开发的地面简优化的做法：（1）螺杆泵；（2）燃气动力；（3）太阳能；（4）远程数据采集；（5）简易井口；（6）万能路；（7）小井场；（8）污水蒸发。

      10、储气库工程技术

储气库在国外有百年的历史，而中国只有10多年的历史，目前我国储气库工程技术处于起步阶段。储气库的作用：主要是调峰。中国第一个储气库在中石油的大港油田，储气能力为30亿方，用弃置的油气藏改造而成。储气库工程的关键是选择储气库地点，主要技术包括：（1）大尺寸井眼、便于快速注气和采气；（2）设计30年不修井；（3）地下天然废弃油气藏的完整性；（4）注气和采气与常规油气开采一样。目前，有6个油田在建储气库，分别是长庆、浙江、华北、大港、辽河、西南，其中长庆储气能力100亿方，大港30亿方。