攻克复杂气藏开发技术难题

一、我国天然气工业现状及发展远景(一)我国能源现状及需求矛盾我国一次能源资源比较丰富，常规资源总量超过8321亿吨标准煤，探明剩余可采总储量1392亿吨标准煤，资源总量仅次于美国和俄罗斯。

能源结构以煤为主，占87.4%，石油、天然气资源相对贫乏，仅占3.1%。

能源生产和消费主要表现出以下特点：一是人均能源拥有量低，能耗高。

我国人均煤炭探明储量仅为世界平均值的45.5%，人均石油可采储量仅为世界平均值的 10.7%，天然气为4.9%。

而值得关注的是，我国万元GDP总能耗是世界水平的3倍，能源的低水平利用造成能源的大量浪费，进一步加剧能源供应的紧张局势。

二是我国能源结构以煤为主，能源自给率达到94%，但石油和天然气自给率低。

我国是世界第二大能源生产国和第二大能源消费国，能源生产和消费以煤炭为主，占总量的68%左右；石油和天然气工业尽管得到了较快发展，但仍满足不了国民经济快速发展的需要。

我国1993年开始成为石油净进口国，目前对进口原油的依存度已超过40％。

三是资源勘探程度低，地域分布不均。

目前，我国煤炭资源探明程度17.5%，石油可采资源量探明程度不到30%，天然气为 12.5%，从能源地域分布看，煤炭主要分布在西北部地区，石油和天然气的主产区－东部地区资源开发已进入中后期，勘探逐步转向西北部的三大盆地和海洋，是今后资源接替的主阵地。

西北部地区远离经济发达区，“北煤南运”，“西电（煤、气）东送”建设投资大，能源输送损耗高。

四是石油和天然气供需矛盾突出。

我国是世界上石油消费增长最快的国家之一，2004年石油消费创历史新高，年增长4220万吨，增长率高达15.8%，位居世界第一，远高于同期国内原油产量2％的年增长率；同期国内天然气年产量增长率高达22%，供需矛盾将进一步加剧。

(二) 我国天然气工业现状及需求矛盾经过几十年的发展，我国天然气工业取得了长足的进步，储量大幅度增长，产量稳步上升，输配气系统快速发展，四大产区和八大区域市场格局基本形成（东北地区、渤海湾、长江三角洲、东南沿海、中部、西南部、中西部、西部共八大区域市场），为国内天然气大发展奠定了良好的基础。

突出表现在以下几个方面：勘探不断取得突破，开发资源基础雄厚。

我国自90年代以来，不断加大天然气勘探力度，天然气资源量大幅增长。

先后在塔里木、鄂尔多斯、四川及莺－琼等盆地，发现了克拉 2、长庆、普光、大牛地等大气田，每年新增探明地质储量1000～4000亿方，年均增加可采储量1500亿方，剩余可采储量由1990年的2416亿方增长到2005年的26757亿方，增长了11倍，探明储量储采比达到44，为天然气开发奠定了雄厚的资源基础。

天然气产量稳步增长，四大产气区格局基本形成。

随着长庆、青海和塔里木等地区气田的相继投入开发，天然气产量由1990年的135亿方，上升到2005年的500亿方，基本形成了四川、鄂尔多斯、塔里木和海域四大主力产气区。

管输能力大幅增加，全国骨干网络已具雏形。

截止目前，我国天然气管道总长逾3.1万公里，天然气外输管道总设计规模超过500亿方/年，初步形成了“西气东输”、“海气登陆”、“就近外供”的输气格局；储气库从无到有，安全平稳供气水平不断提高。

随着管网的规模建设，消费市场也在发生根本性变化，实现了由产地到跨区域消费的转变，东部沿海经济发达地区的消费比重逐渐上升，基本形成了八大区域市场。

天然气需求持续增长，供需矛盾十分突出。

一方面，国民经济的持续快速发展，拉动了对天然气需求的大幅上升；同时，天然气低廉的价格（2004年天然气出厂价和门站价分别为0.62元/方和0.98元/方）和清洁、高效的特性，促进了对天然气需求的异常增长。

2005年国内天然气生产量500亿方，实际需求量达到610亿方，缺口110亿方，天然气供需矛盾十分突出。

(三) 我国天然气工业发展远景天然气作为一种洁净、高效的优质能源，得到世界各国的普遍重视，已成为世界三大支柱能源之一，在世界一次能源结构中的比例占1/4左右。

中国天然气工业起步较晚，天然气在一次能源消费中所比例不到3%。

借鉴国外经验，大力开发和利用天然气，是优化我国能源结构、实现经济可持续发展的重要措施和发展方向。

未来20年，国内天然气工业总体上将呈现快速发展的态势：天然气消费呈快速上升。

国家发改委能源局预测，我国环渤海、长江三角洲等八大地区2010年天然气需求总量将达到1068亿方，2020年为2107亿方，天然气在一次能源结构中的比例将达到10%。

旺盛的市场需求为天然气工业发展提供了强大动力。

未来十几年内，探明储量仍将保持快速增长态势。

我国天然气处于勘探早期阶段，预计今后较长时间内将陆续有大的发现。

勘探潜力最大地区是中西部和海域。

中西部地区主要指四川、塔里木盆地等古生界—中生界下部海相碳酸盐岩气藏，以及鄂尔多斯盆地古生界岩性气藏；海域主要指东海、南海等中新生界气藏。

预计上述地区到2020年新增天然气探明储量5万亿方左右，将为天然气工业的快速发展提供雄厚的资源基础。

天然气产量进入快速增长时期。

目前，国内三大石油石化公司分别在鄂尔多斯盆地、四川盆地川东北地区、塔里木盆地、柴达木盆地、南海北部开展大规模的产能建设。

随着勘探进程的不断推进，将会有更多的新气田不断投入开发。

预计国内天然气产量2010年可达到950亿方，2020年达到1250亿方左右。

干线管网建设将进入快速发展期，LNG也将得到较大发展。

随着勘探开发力度的加强和资源引进工作的加快开展，配套管网建设也将加速发展，预计2010年，天然气输气规模将达到1000亿方/年以上，最终形成多气源互补、供气平稳安全的全国性供气网络。

为解决国内资源和市场的矛盾，我国实施“走出去”能源战略，加快了LNG的引进步伐。

“十一五”期间计划实施10座LNG工程，目前2个项目已批准在建，5个项目开展前期工作。

LNG工程及配套管网建设将对我国能源战略起到重要的促进和保证作用。

总体来看，天然气产业呈现出广阔的发展前景，天然气将成为我国未来能源工业的重要支柱。

二、制约我国天然气工业发展的技术瓶颈分析当前，我国天然气工业进入了一个新的发展时期，天然气勘探开发的主体对象逐步转向超深层、低渗致密、高含硫、超高压、火山岩等复杂气藏，今后相当一段时期，我国天然气的快速发展将主要依赖复杂气藏的高效开发和不断接替来实现。

总体上，我国在复杂气藏的开发和研究方面还处于起步阶段，由于复杂气藏储集层或流体性质的特殊性，对开发技术有更高的要求，一些关键技术已成为制约复杂气藏有效开发的瓶颈。

下面我从物探、钻井和开发配套技术等三方面，就影响特殊气藏开发的关键技术问题谈几点看法，供大家参考。

（一）气藏地球物理技术存在的问题四川盆地海相碳酸盐储层和鄂尔多斯盆地海陆交互相低渗砂岩储层，是近期我国天然气勘探开发的主要对象。

近年来，在地球物理技术应用方面开展了大量技术攻关，初步形成了一系列有效的技术方法，如高分辨率野外采集技术、多参数储层反演技术、AVO属性分析技术等，较成功地预测了鲕滩孔隙型储层、裂缝－孔隙型储层、低渗致密砂岩储层的分布，发现了普光、罗家寨、苏里格和大牛地等大型气田。

但由于南方山地地形和鄂尔多斯盆地黄土塬地表条件复杂，以及受碳酸盐岩储层埋藏深和地层含煤的影响，目前在地震资料采集、处理和储层预测等方面仍存在着一些技术难题，影响了天然气的勘探开发进程。

1、南方海相探区地震采集、处理、解释技术难点在地震资料采集方面，南方海相探区多为山区，地表和地下构造条件复杂，造成激发、接收条件差，普遍存在原始地震资料信噪比低、有效波较弱的问题，资料成像困难，地震资料的品质较差。

在地震资料处理方面，对于山地地震资料，在处理中静校正问题突出。

由于地震记录信噪比低、各种干扰波发育，地震反射连续性差，反射能量弱等因素影响，对去噪技术、频率补偿和偏移成像等环节提出了更高的要求。

在地震资料解释方面，由于地震资料品质不好，分辨率低，造成地震剖面上构造现象不明显，储层和含气层的地震响应特征差，直接影响气藏构造解释、储层预测及含气性预测的精度。

2、鄂尔多斯盆地气藏富集带的判别技术难点鄂尔多斯盆地主要发育低渗-致密砂岩岩性气藏，由于储层低孔低渗、沉积相变化大、地震资料分辨率低、煤层屏蔽现象严重等因素影响，造成储层预测精度低，高产富集带分布规律认识难度大。

地震资料品质差。

鄂尔多斯地表主要为黄土塬，黄土厚度大，干燥疏松，对地震波吸收衰减严重，地震波在激发和传播过程中产生多种强烈的规则干扰和随机干扰，使地震记录表现为低频和低信噪比特征，影响了地震资料的品质。

储层预测精度低。

一是储层低孔、低渗，导致砂、泥岩波阻抗差异微弱，砂体地震响应特征不明显；二是煤层与围岩形成的强反射屏蔽了砂岩的地震反射。

上述两方面因素影响了储层的预测精度。

含气性预测效果不理想。

泥岩的高电阻率特征，使得通过电阻率反演预测含气性技术受到挑战，亟待探索新的含气性预测技术。

（二）钻井工程存在的问题经过几十年的不断创新和发展，我国钻井技术水平总体达到了国际先进水平，特别在深井、超深井、欠平衡等钻井技术方面基本赶上了国际先进水平。

但由于复杂气藏地质构造情况异常复杂，地层倾角变化大，井间及同井内上、下地层压力系数差异大，造成钻井施工难度大，存在喷、漏、卡、塌、斜、毒等钻井难题，南方海相探区钻井过程中尤其突出，具体表现在以下几个方面：1、异常高压气藏钻井工程问题异常高压气藏钻井工程问题主要集中在川东的海相地层探区，由于上部陆相地层一般无异常高压，下部海相地层压力高，横向变化大，且纵向上存在多个压力系统，目前针对碳酸盐岩地层的压力预测和检测缺乏有效手段，导致井身结构设计复杂，在钻下部地层的时候容易出现复杂情况，特别是井控能力满足不了实际需要，特高比重泥浆密度要求达到2。

8以上，同时具有综合高性能指标，这一地区在钻井过程中也存在极大的井控风险风险。

2、复杂地层钻速低、井壁不稳定等问题南方海相探区上部地层岩石坚硬、研磨性强、地层可钻性差（可钻性级值5～8）、岩性多变、地层倾角大，钻井过程中普遍采用轻压吊打防斜纠斜，机械钻速普遍较低，平均在1米/小时左右，提高钻井速度是提高勘探开发效益的关键。

由于四川盆地特殊的构造地质特点，导致钻井施工过程中井壁极其不稳定，引发漏失等复杂情况。

尤其是上部地层大裂缝、溶洞性恶性漏失，给钻井生产带来了极大影响，严重时可导致井涌、井喷事故，甚至造成井眼报废。

3、完井质量存在问题南方海相探区储层高含H2S和CO2，对完井质量提出了更高的要求，加之多套气层活跃，层段压力规律性差，地层压力梯度差异大，存在漏喷同层等情况。

因此对于多个产层、多套压力系统、深井高温高密度、易漏、井眼状况复杂、非常规井身结构小间隙环空等情况下，如何提高水泥环胶结质量，是提高高压气井固井质量面临的难题。