不同气藏开发难点及开发方式
一、水驱气藏开发难点：
与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。
1、采气速度低
为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。
2、产能递减快
边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的，边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后，井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减，甚至水淹。
3、采收率低
在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。气藏非均质性越强，水侵强度越大，气藏一次采收率越低。
4、建设投资大，采气成本高
由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏。
由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作，我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作，取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征，以供同类气藏开发借鉴和参考。
二、水驱气藏开发阶段的划分和特征
根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为：无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。
1、无水采气阶段
无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。此阶段气井所产的水全部是凝析水。一旦气井出水或气藏的主产气井出地层水，即进入气水同产阶段。
无水采气阶段有时包括气藏的试采期、产能建设期甚至部分稳产期。由于水驱气藏边底水水侵的滞后性，该阶段气藏的动态特征与气驱气藏相近似、气井产气量稳定、自然递减率小、地层压力、井口压力下降缓慢与累积采气量相适应，气藏单位压降采气量基本是一常数，因此，该阶段也是应用动态法复核容积法储量的最好时机。
无水采气阶段也是通过试井、生产测井、生产井动态资料的录取，油、气、水分析，开发试验区及水井、观察井等气藏监测系统资料的录取，对气藏地质和动态特征深化认识的阶段。从而对静态地质模型进行调整、进而优化开发方案。
尽量延长气藏、气井的无水采气期，是水驱气藏减少水封气的形成、提高采收率的重要措施。无水采气期越长，气藏稳产期也越长，稳产期末采出程度也越高，因此，加强无水采气期的动态基础工作，对提高气藏的开发效果具有重要意义。
2、气水同产阶段
对于水活跃和水次活跃的边底水气藏来说，气水同产是气藏主要的生产阶段。该阶段可能跨越产量上升期、稳产期及递减期，也可能只包括稳产期及递减期。
当气藏（或裂缝系统）第一口气井或主产气井产出地层水时，气藏便进入气水同产阶段，它标志着气藏水侵已经在气井生产中直接表露出来。气井出水后，最主要的动态特征是产能递减增快，产水量明显增加，水气比上升，井口流动压力下降，套油压差增大，甚至水淹停产。气井产量的下降，必然破坏了气藏的稳产条件，气藏的稳产主要靠增加开发补充井及接替井来弥补产量递减，当补充井的接替产能不足以弥补气藏产能的递减时，气藏进入递减期。
非均质水驱气藏，气水同产阶段也是气藏选择性水侵形成水封气的主要阶段，对于整装气藏要合理配产，出水气井要控制合理产量（压差）来控制选择性水侵的波及范围、减缓气井的递减及水封气的形成。对于多裂缝系统气藏不能控水采气，要优化气井的水气比，实施早期排水，来减轻后期排水采气的难度，并达到提高采收率的目的。
从第一口气井出水开始，就要开展排水采气工艺技术的论证和试验，做好人工助排工艺技术选型及接替的准备工作。在气水同产阶段，人工助排的排水采气工作，开展得早一点为好，它不仅可以减缓气井的递减，少打补充井，而且增大排水量可减少气藏净水侵量，消耗水体能量，有益于提高最终采收率。
3、排水采气阶段
无水采气及气水同产两个阶段是依靠气藏自然能量驱动，统称为“一次采气”，人工助排阶段是由于气井的自然能量已不足以克服井筒内流体的回压，需要用物理和机械的外力来降低井筒内回压使气井恢复生产，故称为“二次采气”。也有的封闭性边底水气藏同时采用水体排水来降低水体压力，以减小水侵强度，延长生产气井的自喷生产期。这种“内排”“外截”的排水采气方式都属于二次采气范筹。
该阶段主要的动态特征是气藏产水量明显增加，气藏气产量递减减缓，也可能出现一段时期的上升和稳产，初期产水量增加幅度大于产气量的增加幅度，故水气比明显上升。气藏或气井排水采气效果的好坏，决定于“排侵比”，即单位时间排水量与水侵量之比，当排侵比＞1时即为“强排水”，气井才能恢复生产，气藏净水侵量下降，水封气才能解封而逐渐产出，相对稳产条件便能得到改善。
水活跃的气藏人工助排阶段还可以分为两个阶段，即气井排水采气阶段和气藏排水采气阶段。
气井排水采气阶段是气藏仅部分气井出水或水淹，以提高气井产量和复活水淹井为目的阶段，对气藏整体来说，排侵比仍小于1。气藏可能出现短期的产量回升，但仍属递减期。
气藏排水采气阶段，是气藏已全面水侵，根据气藏排水采气方案，以提高气藏采收率为主要目标，实施气藏整体有计划超水侵量排水（排侵比＞1），使净水侵量逐渐减小，从根本上改善气藏内的气水关系，以提高气藏开发后期的采气速度，并保持较长时期稳产或减缓产量的递减幅度。
三、底水气藏水侵特征
1、均质底水气藏水侵特征
均质底水气藏在气藏相对均衡开发的前题下气水界面边界压力下降均匀，由于储层性质各向同性，从整体上说，水侵呈垂直活塞式推进，气水界面前缘呈连续面向上驱动、水驱效率高且补充了气藏能量，对气藏开发有利。
但对均质底水气藏的气井来说，在生产过程中，气井井底流动压力必然低于气藏地层压力，在气井井底下面的底水必然会形成水锥，当水锥高度大于气井井底距气水界面高度时，气井便出地层水。
渗透性较好的均质气藏，可采取减小生产压差或关井来“压锥”，使水锥高度减小甚至使水锥消失，而有的低孔低渗的均质气藏，“压锥”效果并不理想，吸附于孔壁的水膜不会消失，
产能难以恢复。因此，均质底水气藏的气井控制合理生产制度和水锥高度，是提高气藏开发效果的重要环节。
2、非均质底水气藏水侵特征
非均质裂缝—孔隙（洞穴）型底水气藏水侵的基本特征是非连续面沿裂缝纵横侵复合模式（见图5-6）不存在气水界面纵横向整体推进
含气面积基本不变，轴部气井最早出水
2）裂缝是水侵的主要通道（现场称选择性水侵）
3）气井水侵的三种类型
根据气井出水特征，气井水侵有三种类型，即大缝型、小缝型及横向型。
四、边水气藏水侵特征
1、均质边水气藏水侵特征
均质孔隙型边水气藏，在气藏相对均衡开发的前题下，气藏各部位压力均匀下降，边界压力基本相等，整体上水侵呈环状横向推进，气水界面前缘呈连续面向气藏高部位驱动。同样水驱效率高，且补充了气藏能量，可延长气井稳产期，气藏采收率较高。
2、非均质边水气藏水侵特征
非均质边水气藏。水侵的基本特征是局部性“横侵纵窜”复合式的模式：一种是沿构造裂缝发育带或砂岩高渗带选择性水侵；一种是沿断层裂缝带平行断层走向水窜，而断层裂缝不发育的翼、端部的水体在开发过程中，基本不动。
五、异常高压气藏开发特征
我国高压和异常高压气藏所占比例很大，占气藏总数1/3以上，其中碳酸盐岩异常高压和高压气藏又占这1/3的58%，与常压气藏相比，它们有许多特征。
1、特征之一是气藏能量大，相应的储量也大
在相同的储层孔隙体积条件下，气藏压力愈高，储量就愈大，驱气的能量也就愈足。另外，异常高压气藏的驱动力源多，驱动的能量更大。
除常压气藏所具有的气体本身的膨胀能和边、底水膨胀能外，还有一些特别的驱动力和能量，主要有：
1）储层岩石和束缚水膨胀所引起的驱动力和能量。
2）储层内岩石的挤压和破碎所引起的驱动力和能量。
3）从邻层泥页岩向气藏的水侵所引起的驱动力和能量。
2、特征之二是储层岩石具有明显的变形
它会影响用物质平衡方程计算的储量和气藏开发的动态特征。
它会影响气层渗透率和孔隙度的变化，从而影响气井的产能。
它会在气藏开发后期低压阶段出现气藏压力系统分割的现象。
3、特征之三是异常高压使天然气形成和聚集更加分散。
我国有像塔里木克拉2号这样的大型异常高压气藏，但也有相当部分中、小型异常高压气藏和凝析气藏，地质储量一般小于50×108m3，其中80%的气藏储量小于10×108m3。如四川盆地的自生自储的碳酸盐岩异常高压气藏，成烃期早于构造圈闭形成期和烃类聚集期，长期存于储层内的异常高压烃类和水，在形成圈闭和具备聚集条件时，就会向聚集场所运移。圈闭愈小，充气压力愈高，形成了异常高压的小气藏。但如果储层物性好、厚度大、分布稳定和容积大的圈闭，则往往会形成常压的整装大气藏。
4、特点之四是钻井完井的难度增加
这是显而易见的。由于其特殊的高压（有时还伴随着高温）环境，增加了钻井工程的复杂性和技术难度，高温高压钻井时间长，费用高。下面列举几点：
1）钻井装备、工具、井自身结构和固井等耐压和气密封要求很高。
2）储层形变大，易使井下油、套管被挤毁，在管材选择上要特别注意。
3）孔隙压力和地层破裂压力差值小，钻井的范围或窗口极小，稍有偏差，就会造成钻井液的漏失。
4）在异常高压、高温下，钻井液密度不再是一个常数，会随着地层压力和温度的增加而变化，其稳定性和流变性变差，常常导致钻井液的凝胶作用和重晶石沉淀，还可能出现其他的问题。
5、特点之五是在气藏投入开发之前，要开展储层应力敏感性实验研究
塔里木油公司在编制克拉2异常高压大型气田开发方案前，和有关研究院所、石油高校合作，开展了这方面的系列实验和理论研究，它主要包括：
六、凝析气藏的开发特征
凝析气藏通常指地下聚集的烃类混合物在储集层温度和压力下，汽油馏分至煤油馏分以及少量高分子烃类呈均一蒸汽状态分散在天然气中。凝析气藏的基本特点是，在地层条件下，天然气和凝析油呈单一的气相状态，并在一定的压力范围内符合反凝析（又称逆行凝析）规律。所以凝析气藏既不同于油藏，也不同于干气气藏，其开发的特殊性表现在：1）在凝析气藏开发过程中，凝析油气体系会发生反凝析现象。随着凝析气藏的衰竭式开发，地层压力降到初始凝析压力（上露点压力）以下某个压力（最大凝析压力）区间内，会有一部分凝析油在储层中析出，并滞留在储层岩石孔隙表面而造成损失。凝析油气体系的相态和组分组成都会随时随地随压力、温度改变而变化，而且，多孔介质中吸附、毛管力、毛细凝聚和岩石润湿性等界面特性及束缚水的存在都会对油气相态和凝析油气开采产生影响。粘滞力、重力、惯性力和毛管力等相互作用，都会影响凝析油气的渗流特征。
2）引起凝析气井井流物组分组成及相态变化的热动力学条件（压力、温度和组成）变化也会直接影响到凝析油和其它烃类的地面回收率，所以，地面和地下两大开发系统联系得非常紧密。
3）凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相态变化的物理化学渗流，这是目前渗流力学研究中的重点和难点。
4）近些年来，我国又相继发现深层、近临界态的、高含蜡的富含凝析油的凝析气藏，它们埋藏深、压力高、体系复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求也高。
5）我国西部，尤其是塔里木，多为带油环的凝析气藏或带凝析气顶的油藏。油环有次生的，也有原生的，在原生油环中，原油较重，在次生油环中原油则较轻。这是开发最难的油藏类型之一，它要求同时提高原油、凝析油和天然气的采收率，油气界面的开发动态很难控制。
6）在我国许多油气区凝析气田、气顶油田和干气气田往往成片分布，伴生气、气顶气和气层气同时存在，它有个成组优化开发的问题。
7）凝析气井井流物具有与原油、干气不同的物理化学性质，也具有与干气和原油不同特点的相图（如P—T相图），判断油气藏类型还主要靠其相图。
七、凝析气藏的开发方式
开发凝析气藏的方式与开发纯气田的方式有很大的区别。凝析气藏或带油环的凝析气藏开发的基本问题，除了采气之外，就是要防止在地层压力下降时会出现凝析油和原油的损失。
世界凝析气藏的开发实践表明，在确定采用什么方式开发凝析气藏时，需要综合考虑凝析气藏的地质条件、气藏类型、凝析油含量和经济指标，没有一个固定不变的模式。值得注意的是，美国很多石油公司很重视开发方案的研究，在没有提出较好的开发方案以前，凝析气藏一般是不能投入开发的。开发凝析气藏的方式包括：
1、衰竭式开发
按衰竭方式设计凝析气藏开发时，计算的程序原则上与干、湿气气藏相同。但是，由于地层中析出凝析油，需要确定凝析油产量和凝析油析出对地层内气体流动的影响，所以必须补充凝析油气组分组成在不同程度压力下降时的变化。
计算是根据实验室凝析油气样品的等组成膨胀（接触凝析）或等容衰竭（差异凝析）实验进行的。具备以下条件，可以考虑采用衰竭方式开发。
1) 原始地层压力高。如果产层的压力大大地高于初始凝析压力（上露点压力），在开发的第一阶段就可以考虑充分利用天然能量，采用衰竭方式开发。
2) 气藏面积小。有些凝析气藏虽然面积很大，但被断层分割为互不连通的小断块,即便凝析油含量高，形不成注采系统，也可采用衰竭方式开发。
3) 凝析油含量少。凝析气藏的高沸点烃类含量少，凝析油的储量就比较小。如果凝析气藏主要含轻质、密度不大的凝析油，采用衰竭方式开发也可以获得较高的凝析油采收率，就可以不考虑保持压力。
4) 地质条件差。如气层的渗透率低，吸收指数低，严重不均质，裂缝发育不均以及断层分割等。
5) 边水比较活跃。边水侵入可以使地层压力下降的速度减慢，也可以保证达到较高的凝析油采收率。
若采用衰竭方式开发凝析气藏，通常采出的凝析油量是很少的。在凝析油气体系中，液体所占体积很少超过烃类总体积的 20～25％，在凝析气藏中遇到的最高凝析液饱和度常低于流动的临界值。凝析液在储集层内一般呈不流动状态。在衰竭开发期间，液体饱和度将达到最高值，然后随着压力的不断下降而蒸发。当采出部分蒸汽相后，储集层流体组成发生变化，破坏了气、液相间的平衡，一般二次蒸发作用很小。虽然液体体积在储集层中达到最大后逐渐减少，但较重的和更有价值的成分将在枯竭时集中在液相中，造成损失。损失的凝析油常可达50～60％以上。
从经济上看，某些地区采取衰竭方式开发还是可取的。其优点是开发费用较低，对储集层的认识程度要求可以低一些，因此储集层的连续性和均质程度的重要性可小一些。与循环注气相比，衰竭式开发还可提前销售气体，受益较早。
2、保持压力开发
保持压力开发是提高凝析油采收率的主要方法，尤其是凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力开发，凝析油的损失可达到原始储量的30～60％。有这样一种看法，认为对于地层深度在2000米左右的凝析气藏，回注干气的下限是凝析油含量在80～100 g/m3左右，较深的地层所要求含量还要高。
保持地层压力的有效性和合理性取决于气中的凝析油含量、气和凝析油的储量、埋藏深度、钻井设备、凝析油加工和其他因素等。
采用保持压力的方式需要补充大量投资，要购置高压压缩机，而且在相当长的时间内无法利用天然气。有的凝析气藏自产的气量少，不能满足回注气量，还需要从附近的气田购买天然气。因而，有无供气气源，也是决定采取什么方式保持压力的重要因素。二十世纪80年代以前，前苏联几乎所有的凝析气藏都采用衰竭方式开发。1981年夏天才开始在部分衰竭的诺瓦─特洛伊茨凝析气藏开始采用循环注气保持压力。美国则自上世纪30年代开始就实施这项技术。
从世界凝析气藏开发的实践来看，保持压力可分为以下四种情况：
1) 早期保持压力。地层压力与露点压力接近的凝析气藏，通常采用早期保持压力的方式。
2) 后期保持压力。即经过降压开发，使地层压力降到露点压力附近甚至以下后，再循环注气保持压力。美国吉利斯—英格利什─贝约凝析气藏属于这类气藏。
3) 全面保持压力。如果能够比较容易地获得注入气，通常是在达到经济极限之前，将整个气藏的压力保持在高于露点压力的水平上。
4）部分保持压力。如果气藏本身自产的气不能满足注气量的要求，而购买气又不合算，则采取部分保持压力，即采出量大于注入量。部分保持压力可以使压力下降速度减缓，从而减少凝析油的损失。最早是加拿大采取此种方法。俄罗斯还开展了最大凝析压力以下（正常蒸发阶段）注气的工业试验，已达十年之久，并在不断扩大试验。
八、油环凝析气藏开发方式
开发这类油气藏不但要考虑天然气和凝析油的采收率，而且还要考虑原油的采收率。带油环的凝析气藏开发方案的选择，通常要考虑以下因素：①油环和含凝析气部分的大小；②地层的构造特点；③市场对天然气、凝析油和原油的需要；④技术装备水平及国家现行的技术经济政策等。从世界各国的实践来看，有以下做法可供选择：
1）先开发凝析气部分，暂不开发油环。采用这种方案时，含气部分的压降速度大大地超过油环压降速度，导致原油向含气砂层运移，造成原油的损失。损失的大小取决于储集层的渗透率、压力梯度大小及原油粘度等因素。
2）采用衰竭方式同时采气采油。如果开采速度控制得恰当，形成由含气部分向含油部分的压力梯度，那么还可适当地提高原油采收率。3）先开发油环，在采出大部分原油储量后再开发含气部分。采用这种方案时，将形成含气区对含油区的压力梯度，湿气侵入含油区后因压力降低而分离出一部分凝析油，促使原油粘度下降和含油饱和度增大，对提高原油采收率较为有利。
4）在采出大部分原油储量之前，应用人工方法将含气部分的压力保持在一定水平上。通常是向凝析气藏顶部注干气来保持压力，使含气区、含油区保持一定的压力梯度。这个方法不但可以提高原油采收率，而且可以避免在凝析气区投入开发前发生反凝析损失。
5）沿油气界面注水，同时开发含油区和凝析气区，这个方法通常是应用于油环宽度大和油水接触面很少移动的情况。沿油气界面注水可以将含油部分与含凝析气部分分隔开。这个方法既可使凝析油的反凝析损失减小到最低限度，也可以提高原油采收率。前苏联采用的较普遍，通称“屏障注水”。
Open Journal of Nature Science 自然科学, 2019, 7(5), 398-405 Published Online September 2019 in Hans. https://www.doczj.com/doc/3710120481.html,/journal/ojns https://https://www.doczj.com/doc/3710120481.html,/10.12677/ojns.2019.75049 Comparison and Prospect of Natural Gas Hydrate Exploitation Technology Tong Jia, Xinyan Wang, Yijie Shang Department of Roommate Engineering, Yanshan University, Qinhuangdao Hebei Received: Aug. 26th, 2019; accepted: Sep. 10th, 2019; published: Sep. 17th, 2019 Abstract Natural gas hydrate is a new type of clean energy, and has huge reserves in the seabed permafrost. It is of great significance to alleviate the energy crisis facing mankind and comply with the trend of world green development. Therefore, the formation and exploitation mechanism of natural gas hydrate have attracted worldwide attention. Up to now, only Mesoyaha gas field in Russia has been commercially exploited for gas hydrate, which indicates that the exploitation technology of gas hydrate still needs further development. In this paper, the advantages and disadvantages of several successful small-scale trial production methods are introduced and compared. Keywords Natural Gas Hydrate, Mining Technology, Comparison of Mining Methods 天然气水合物开采技术对比与展望 贾童，王鑫炎，商一杰 燕山大学石油工程系，河北秦皇岛 收稿日期：2019年8月26日；录用日期：2019年9月10日；发布日期：2019年9月17日 摘要 天然气水合物是一种新型清洁能源，且在海底冻土层储量巨大，对于缓解人类面临的能源危机以及顺应世界绿色发展潮流有重要意义，因此其形成和开采机理受世界广泛关注。截止到现在天然气水合物实现商采仅有俄罗斯麦索亚哈气田，这说明天然气水合物的开采技术仍需进一步发展。本文介绍了目前小规模试采成功的几种方法的优缺点及对比，以及对未来技术的发展做出展望。
油气田开发地质基础 刘吉余主编黎文清主审石油工业出版社 第一章、地球概述 1.大气圈、水圈、生物圈。水圈的循环作用：（1）净化空气和大自然；（2）源源不断的制造淡水供给陆地；（3）通过河流将陆地表面的松散泥沙及溶解物送入海洋。 2.地壳、地幔、地核，其中地壳和地幔的分解面试莫霍界面，地幔和地核的分界线是古登堡界面。 3.地球的物理性质：重力、密度、压力、地球的磁性、地球的弹性和塑性。 4.地温梯度（地热增温率）：在内热层中，深度每增加100米所升高的温度数值。一般为0.98～ 5.2℃，平均为2.5℃。 5.地温深度（地热增温级）：在内热层中，温度每升高1℃所需加深的深度，以米表示。 6.地磁场由磁偏角、磁倾角和磁场强度三个地磁要素来表示。 7.固体潮：日月引力可以摄引地壳升降7～15cm，叫固体潮。 第二章、地质作用 8.地质作用：由自然动力引起地球的物质组成、内部结构、构造和地表形态变化和发展的作用。分为内力地质作用和外力地质作用。 9.内力地质作用：由地球内部能力引起的岩石圈甚至地球的物质成分、内部结构、构造和地表形态变化发展的作用。 10.内力地质作用
11.地壳运动：由地球内动力作用引起的地壳或岩石圈物质的机械运动，称为地壳运动或者构造运动。分为垂直运动和水平运动。 垂直运动系指地壳或岩石圈沿地球半径方向或者垂直于大地水准面的方向发生的大规模的升降运动。升降运动可以引起海陆变迁、地势高低的改变、岩石的垂直位移以及层状岩石形成大型平缓弯曲。 水平运动是指地壳或者岩石圈沿着大地水准面的切线方向的运动，表现为大规模的水平位移，主要引起地壳的拉张（大洋中脊的扩张）、挤压（板块的消减、碰撞）、平移甚至旋转，从而使岩层发生弯曲和断裂，地形上则形成山脉和盆地。 12.岩浆作用：地壳深部的高温高压的硅酸盐熔融体称为岩浆。当地下平衡破坏或者局部压力降低时，岩浆就会向着压力低的方向流动，侵入地壳上部或者喷出。在这个过程中岩浆与周围的岩石相互作用，改变着围岩和自身的化学成分和物理状态。这种从岩浆的形成、演化直至冷凝，岩浆本身发生的变化以及周围岩石影响的全部地质作用过程称为岩浆活动或岩浆作用。 岩浆从深部发源地上升但没有到达地表就冷凝形成岩石，这种作用称为侵入作用，冷凝形成的岩石称为侵入岩。 岩浆从深部发源地上升直至溢出地面，或者喷到空中，称为喷出作用或者火山作用。喷出地表后大部分挥发组分逸散后的熔融体，称为熔浆，冷却后形成的岩石称为熔岩。 13.变质作用：是指原岩处在特定的地质环境中，由于物理、化学条件的改
基金项目:中国石油天然气股份有限公司项目 徐深气田开发技术研究 (040144)部分成果。 作者简介:徐正顺,1953年生,教授级高级工程师;现任中国石油大庆油田有限责任公司副总地质师兼勘探开发研究院院长,主要从事油气田开发工作。地址:(163712)黑龙江省大庆市让胡路区勘探开发研究院。E mail:x uzhsh@petro china.co https://www.doczj.com/doc/3710120481.html, 徐深气田火山岩气藏特征与开发对策 徐正顺 房宝财 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 徐正顺等.徐深气田火山岩气藏特征与开发对策.天然气工业,2010,30(12):1 4. 摘 要 松辽盆地徐深气田是中国石油大庆油田有限责任公司2002年发现、2005年探明的,主要气藏类型属于火山岩气藏。为了有效开发该类气藏,先后开展了露头勘测、密井网解剖以及长井段取心等研究,研究成果证实:大庆地区火山岩气藏在地质上具有储层岩性、岩相类型多样,平面和纵向变化快,非均质性强,气藏受构造和岩性双重控制,气水关系复杂等特征。对徐深气田试气、试采和试验区开发动态跟踪研究的结果显示:该类火山岩气藏在开发动态方面具有气井早期产能差异大、平面分布不均衡,单井控制的动态储量差异大,出水类型复杂多样等特征。通过综合地质、气藏工程、压裂工艺等多学科研究成果,结合火山岩气藏储层描述、地质建模、产能评价、水平井开发优化设计以及压裂增产等方面的实践成果,形成了一套适用于该区火山岩气藏的开发对策: 深化火山岩气藏地质规律认识; 开展产能评价技术研究,完善技术手段; 优化直井设计,实现 、 类储层区块有效开发; 整体考虑,分类治理 ,实现有效控水; 开展水平井开发技术攻关,探索火山岩气藏开发新模式。 关键词 松辽盆地 徐深气田 火山岩气藏 地质特征 开发特征 开发对策 优化直井设计 水平井开发技术 DO I:10.3787/j.issn.1000 0976.2010.12.001 1 徐深气田火山岩气藏地质及开发动态特征 基于松辽盆地徐深气田主体区块的开发资料,结合火山岩露头勘测、密井网解剖、重点评价井长井段取心等工作的认识,以及大量核磁共振、相渗透率、恒速压汞等常规和特殊分析成果,总结了该区的火山岩气藏储层地质特征;同时通过对试气、试采和试验区开发动态的跟踪研究,逐步认识了该区火山岩气藏的开发动态特征[1 7] 。主要表现在以下6个方面:1.1 火山岩储层岩性、岩相类型多样,变化快 徐深气田火山岩经历了多旋回多期次喷发,岩性变化频繁,火山岩岩性可分为2大类8亚类17种。其中,火山熔岩中的球粒流纹岩、气孔流纹岩,以及火山碎屑岩中的熔结凝灰岩、晶屑凝灰岩为有利的储层岩性。火山岩相可分为5类沉积相15种亚相。其中,爆发相热碎屑流亚相,喷溢相上部亚相,侵出相内带亚相,火山通道相的隐爆角砾岩亚相、火山颈亚相为有利 的储层岩相。 从徐深气田营城组火山岩 气层组岩性、岩相平 面分布看,火山岩岩性以酸性为主,中基性仅在汪深1区块及徐深气田南部个别井点处发育;火山岩相主要为喷溢相和爆发相,不同井区差异较大。 1.2 火山岩储层非均质性强 火山岩储层类型的平面分布预测显示,徐深气田火山岩储层总体以低产储层为主,较高产的储层仅在局部少量发育,不同区块间储层平面分布连续性差;储层横向连续性差、变化快,火山岩储层物性纵向变化快,有利储层仅在部分井段发育。 1.3 气藏受构造和岩性双重控制,属于岩性 构造气藏 总体上营城组火山岩气藏气水关系相当复杂。平面上气水系统的分布主要受火山岩体控制,不同的火山岩体相互之间不连通,属于不同的气水系统;而纵向上,在同一个火山岩体内,又发育多个气水系统。处于构造高部位、物性好、裂缝发育的储层则富气高产;在 1 第30卷第12期 本 期 视 点
天然气水合物的开采方法
天然气水合物的开采方法 天然气水合物的开采是很大的难题。通用的方法是先用各种方法将水合物分解再回收游离的气体。前苏联的麦索亚哈水合物气藏最早进入了试验性工业开采。2001年10月～2002年3月，在加拿大的Mallik气藏钻了一口生产试验井和两口观察井，成功地进行了为期79d的降压开采和加热开采试验。目前提出的天然气水合物的开采方法基本上还是概念性的，这方面的研究尚处于试验阶段。 1 热力开采法 热力开采法又称热激法。是研究最多、最深入的天然气水合物开采技术。其利用钻探技术在天然气水合物稳定层中安装管道，对含天然气水合物的地层进行加热，提高局部储层温度，破坏水合物中的氢链，从而促成天然气水合物分解，再用管道收集析出的天然气f见图1。对含天然气水合物的地层加热有两种途径：一是将蒸汽、热水、热盐水或其他热流体通过地面泵注入水合物地层：二是采用开采重油时使用的火驱法或利用钻柱加热器。
热开采技术的主要缺陷是会造成大量热损失，效率很低，特别是在永久冻土区，即使利用绝热管道．永冻层也会降低传递给储集层的有效热量。蒸汽注入和火驱技术在薄水合物气层的热损失很大，只有在厚段(大于15m)水合物气层热效率较高。注入热水的热损失较蒸汽注人和火驱小，但水合物气层内水的注入率限制了该方法的使用。采用水力压裂工艺可改善水的注入率，但由于连通效应，又要产生较低的传质效率。 研究表明，电磁加热法是一种比常规加热方法更为有效的方法 1，其有效性已在开采重油方面得到了显示。此法是在垂直(或水平)井中沿井的延伸方向，在紧邻水合物带的上下(或水合物层内)放入不同的电极，再通以交变电流使其生热并直接对储层进行加热。储层受热后压力低．通过膨胀产生气体。此外，电磁热还很好地降低了流体的黏度．促进了气体的流动。其中，最有效的电磁加热法当属微波加热。因为天然气水合物对微波有一定的吸收作用。在微波的辐射下会产生热效应而加快天然气水合物的分解。使用微波加热法时可直接将微波发生器置于井下，利用仪器自身重力使发生器紧贴水合物层。同时发生器可附加驱动装置，使其在井下自由移动。此方法适于各类天然气水合物的开采。 2 降压法 降压法是通过降低压力破坏天然气水合物稳定状态，促使其分解。其最大的特点是不需要昂贵的连续激发，仅通过调节天然气的提取速度就可控制储层压力，进而控制水合物分解的效果。降压法一般是通过降低水合物层之下的游离得不稳定而分解见图2。也可以通过采取矿层中流体的方法来降低水合物矿层的层压。实际上，如果天然气水合物气藏与常规天然气藏相邻，开采水合物层之下的游离气是降低储层压力的一
可再生能源概论课程设计题目：我国页岩气开发前景分析 院系能源动力工程学院 专业班级热能动力工程1208班 姓名 学号 指导教师 2016年4月17日
摘要 本文概述了页岩气开发的意义，分别介绍了国外和国内页岩气开发的现状，通过对比美国与中国页岩气特点和开发技术，分析中国页岩气开发的前景，并对中国页岩气开发提出建议。 关键词：页岩气；开发的现状；中国；前景
Abstract（Time New Roman小2号加粗居中） This article outlines the significance of the development of shale gas, and briefly introduces the status of shale gas development in the foreign and domestic. Through comparing shale gas characteristics and development of technology between the United States and China, the paper analysis the prospect of development of shale gas in China, and puts forward some suggestions on the development of shale gas in China. Key Words：Shale gas; development status; China; Prospect
中国石油大学（北京）现代远程教育 毕业设计（论文） 天然气开发面临主要难点及措施研究 姓名： 学号： 性别： 专业: 批次： 电子邮箱： 联系方式： 学习中心： 指导教师： 2013年3月1 日
天然气开发面临主要难点及措施研究 摘要 本文天然气开发过程为实际情况，以天然气开发出现在气田开发后期压力下降、凝析气藏开发、高硫气田安全生产、低渗气藏开发、超压气藏及疏松砂岩气开发为研究对象，从天然气开发现状分析以及天然气开发相关问题的应对策略分析这两个方面入手，围绕天然气开发过程中出现的困难这一中心问题展开了较为详细的分析与阐述，并提出应对策略，希望能给天然气实际开发过程提供一定的帮助。近十五年以来年新增天然气地质储量平均在3000X108m3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。未来10年，中国石油的天然气开发速度将持续快速展。但储量的低品位比率将不断增加，需要提高低渗透砂岩气藏的采收率、超深高压气藏保持长期的高产量、预测碳酸盐岩气藏流体的运移及储存、安全高效开发高含硫气藏、关于开发疏松砂岩气藏后期治水防砂等技术课题，同时煤层气、页岩气等非常规天然气开发问题依然存在，制约天然气开发进程。 关键词：天然气开发；难点；措施
目录 第一章引言 (1) 1.1问题的提出 (1) 1.2研究概况…………………………………………………… 1 第二章天然气开发现状及开发过程中遇到的困难………II 2.1碳酸盐岩气藏的开发…………………………………II 2.2致密砂岩气藏的开发 (ii) 2.3页岩气的开发 (iii) 2.4 深盆气藏等异常高压气藏的开发 (v) 第三章天然气开发难点的应对策略 (vii) 3.1裂缝型碳酸盐岩气藏开发策略…………………………… 3.2低渗透气藏开发策略……………………………………… 3.2.1水平井以及大斜度井技术………………………… 3.2.2碳酸盐岩致密气藏整体压裂加砂技术 (viii) 3.2.3气层保护和储层高效改造 (viii) 3.3页岩气的开发策略 (ix) 3.3.1水平井技术和水力压裂技术 (ix) 3.3.2减少建井开发成本 (ix) 3.4 疏松砂岩及长井段气藏开发策略 (ix) 3.5 超高压气藏（异常高压深盆气藏）的开发策略 (x) 第四章总结 (x) 参考文献 (xi)
第一章油气藏开发地质基础 1.要开发好一个油气田，需要掌握或认清该油气田哪几方面的地质特征？ 答：油气田地质特征大致可以分为以下几个部分： 1)构造特征：地壳或岩石圈各个组成部分的形态及其相互结合的方式和面貌特征的总 称。因此我们需要搞清楚油气藏的构造类型及形态、断层性质及切割情况、裂缝密度及分布规律等问题； 2)沉积环境与沉积相特征：即在物理、化学、生物上不同于相邻地区的一块地球表面 与该表面上形成的沉积岩的组合与物质反应。我们需要了解各类沉积环境的联系与区别并且得出相应相态条件下的开发对策； 3)储层特征：即可以储集和渗滤流体的岩层。我们需要知道储层非均质性、油层划分 与对比等方面的问题 4)油气藏特征：油气在地壳中聚集的基本单位，是油气在单一圈闭中的聚集，具有统 一的压力系统和油水界面。我们需要了其类型、压力系统、温度及岩石热力学性质、其中油气水的分布等知识。 2.每一种地质特征是如何影响油气田高效开发的？ （由上一题展开回答） 3.地质模型的分类？* 答：按不同勘探开发阶段任务分为概念模型、静态模型、预测模型； 按油藏工程的需要分为储层结构模型、流动单元模型、储层非均质模型、岩石物性物理模型； 按油藏开采过程的特点可分为气藏模型、黑油模型、组分模型； 针对特殊油藏开采可建立热采模型、化学驱模型等。 4.沉积相与油气田开发的关系？* 答：沉积相与油气田开发的关系如下： 1)为编制好油气田开发方案提供地质依据； 2)为培养高产井提供依据； 3)为及时夺高产，实现产量接替提供依据； 4)为合理划分动态分析区和进行动态分析提供依据； 5)为选择挖潜对象，发挥工艺措施作用提供依据； 6)为层系、井网及注水方式的调整提供依据； 第二章油气藏开发技术政策 1.开发对象的特点（用几条高度总结）？ 答： 1)具有不同的驱动类型及开发方式； 2)具有不同的开发层系选择； 3)具有不同的开发井网部署； 4)具有不同的配产方式及开采速度； 5)具有不同的注水时机与压力系统。 2.高效开发一个油气田应该达到哪几个技术指标？
天然气水合物资源开发现状及最新进展 中国新能源网| 2009-3-3 9:57:00 | 新能源论坛| 我要供稿 特别推荐：《中国新能源与可再生能源年鉴》(2009)征订 摘要：天然气水合物是20世纪发现的一种新型后备能源，被喻为21世纪石油天然气的理想替代资源，是目前地球上尚未开发的最大未知能源库。本文介绍了天然气水合物的开发历程、资源状况、现有的开发技术方法与发展趋势，同时也总结了天然气水合物开发领域取得最新成果和认识。最后得出天然气水合物的研究方向，并建议广泛的参与国际合作。 关键词：开发天然气水合物资源现状开发技术最新进展 一、天然气水合物开发历程 天然气水合物是以甲烷CH4为主的气态烃类物质（含少量CO2、H2S等非烃分子）充填或被束缚在笼状水分子结构中形成的冰晶状化合物，是在高压、低温条件下形成的。它是继煤、石油和天然气等能源之后的一种潜在的新型能源,广泛存在于沟盆体系、陆坡体系、边缘海盆陆缘和北极地区的永久冻土区。 20世纪60年代初，前苏联借助地球物理方法首次在西伯利亚永冻层中发现了天然气水合物，随后美、加在加拉斯加北坡、马更些三角洲冻土带相继发现了大规模的水合物矿藏。70年代初英国地调所科学家在美国东海岸大陆边缘所进行的地震探测中发现了“似海底反射层”(Bottom Similating Reflector,英文称BSR)。紧接着于1974年又在深海钻探岩芯中获取天然气水合物样品并释放出大量甲烷,证实了“似海底反射”与天然气水含物有关。70年代和80年代，深海钻探计划(DSI)和大洋钻探计划(ODP)陆续实施，在全球多处海底发现了天然气水合物，大规模的国际合作相继开展，天然气水合物研究以及综合普查勘探工作进人全面发展阶段。1991年美国能源部组织召开“美国国家天然气水合物学术讨论会”。1995年冬ODP64航次在大西洋西部布莱克海台组织了专门的天然气水合物调查,打了一系列深海钻孔,首次证明天然气水会物广泛分布,肯定其具有商业开发的价值。同时指出天然气水会物矿层之下的游离气也具有经济意义。如今，新技术、新方法的大量应用使天然气水合物的研究朝着更全面、更精深的方向发展。 二、天然气水合物资源现状 1.天然气水合物储量 图1 世界有机碳分布（单位：1015吨） 天然气水合物资源总估算值的差别非常大,从标准温度压力下的1×1015立方米到5×1015立方米,再到21×1015立方米。这远比常规天然气资源的总估算值(57×1013立方米)大得多。天然气水合物估算值为天然气地质储量值，实际产量仅仅是这一数量的百分之几。但是,天然气的可能生产量仍然会高于常规天然气资源的产量（如图1）。目前各国科学家对全球天然气水合物资源量较为一致的评价为2×1016,是剩余天然气储量(156×1014m3)的136倍。 2.天然气水合物产量
碳酸盐岩气藏开发地质特征描述 (SY/T 6110-2002代替SY/T 6110-94) 1、范围 本标准规定了碳酸盐岩气藏开发特征描述的内容和方法；本标准使用于碳酸盐岩气藏开发地质特征的描述。 3.1 构造模型structure model 是指气藏构造几何形态及断层分布。 3.2 储层模型reservoir model 3.2.2 参数模型parameter model 3.2.3 储渗模型reservoir space-permeability channel model 3.3 流体模型fluid model 5、地层特征 5.1 地层层序 5.1.1 气田内全部沉积岩系都进行地层层序和岩序描述,含气层是描述的重点,并以地层综合柱状图展示。 5.1.2 钻遇的地层以阶(组)、段或亚段为单位，未钻达的深部地层以统或阶（组）为单位。 5.1.3 描述内容包括层位、深度、岩性、厚度、接触关系，并按此内容编制含气层的地层对比图。 5.1.4 描述含气层的地震响应特征和测井电性特征。 5.2 储盖组合 描述储层和盖层的层位、岩性、厚度及其变化与分布，并作储盖组合的评价。 5.3 储层的细分与对比 5.3.1 主要采用岩性与电性对比，用标准层控制的方法进行追踪。 5.3.2 小层命名：系和统用年代地层，组、段、亚段用岩石地层单位。层用地下地层单位。 5.3.3 编制小层对比图，描述各小层的纵横向变化。 6 构造特征 6.1 区域构造 6.2 气藏构造：利用地质、测井和地震资料精细描述含气构造的类型和名称、高点的位置和地面海拔、高点出露地层、构造圈闭的形态、闭合面积、闭合度、长轴和短轴的长度和方向、背斜两翼倾角，并编绘构造剖面图。要求沿构造长轴方向至少作纵剖面图一张，通过各构造高点至少作横剖面图一张；对于断层、褶皱复杂的构造，应适当增加反映全构造不同变化特征的横向剖面图。表1 ××气藏构造要素表
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。
天然气水合物开采研究现状* 吴传芝1,赵克斌1,孙长青1,孙冬胜2,徐旭辉2,陈昕华3,宣玲1 (1.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所,江苏无锡214151; 2.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院,北京100083; 3.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院西部分院,乌鲁木齐830011) 摘要:随着天然气水合物基础研究的不断深入,天然气水合物开采研究空前活跃。在技术方法方面,传统的热激发开采法、减压开采法与化学抑制剂注入开采法获得了不断的发展与改进;新型开采技术如CO2置换法与固体开采法引起了学者们的极大关注;最近我国还研制出适合于海洋天然气水合物开采的水力提升法。在开采研究实践方面,全世界已在3处冻土区进行了天然气水合物试采研究。介绍了天然气水合物开采技术的研究进展与冻土区天然气水合物试采研究结果,分析了天然气水合物开采研究中可能涉及的环境问题,展现了现阶段天然气水合物开采研究领域的最新成果,总结了这一领域取得的经验与认识,强调了国际天然气水合物开采研究对我国天然气水合物研究的启示。 关键词:天然气水合物;开采技术;开采试验;麦索亚哈气田;M allik地区 中图分类号:T E31文献标识码:A文章编号:1000-7849(2008)01-0047-06 天然气水合物具有巨大的资源潜能,但只有解决了其开采问题,天然气水合物才能成为一种真正的能源。近10年来,对天然气水合物研究起步较早的一些国家,明显加速了天然气水合物开采研究的步伐,在开采技术、开采工艺、开采面临的环境问题等方面做了大量工作,并在冻土区进行了天然气水合物开采试验。 我国近年来也已介入天然气水合物开采研究领域,但总体上,国内天然气水合物开采研究才刚刚开始,尚没有进行试采研究。 笔者拟介绍天然气水合物开采技术的发展、试采研究结果与开采涉及的环境问题等内容,展现现阶段世界天然气水合物开采研究领域的最新成果,总结这一研究领域已取得的经验与认识,强调国际天然气水合物开采研究对我国天然气水合物开采研究的启示。 1开采方法的改进与发展 天然气水合物是一种由天然气和水组成的亚稳定态矿物,存在于特定的温压条件下。一旦赋存条件发生变化,天然气水合物藏的相平衡就会被破坏,引起天然气水合物分解。传统的天然气水合物开采技术就是根据天然气水合物的这种性质而设计的,主要包括热激发开采法、减压开采法与化学试剂注入开采法[1-15]。随着天然气水合物基础研究的不断深入,近些年又涌现出一些新的开采技术,如CO2置换法与固体开采法等[8,12-13,16-20]。 1.1传统开采方法的改进与技术缺陷 (1)热激发开采法热激发开采法是直接对天然气水合物层进行加热,使天然气水合物层的温度超过其平衡温度,从而促使天然气水合物分解为水与天然气的开采方法。这种方法经历了直接向天然气水合物层中注入热流体加热、火驱法加热、井下电磁加热以及微波加热等发展历程[4-6,8-15]。热激发开采法可实现循环注热,且作用方式较快。加热方式的不断改进,促进了热激发开采法的发展。但这种方法至今尚未很好地解决热利用效率较低的问题,而且只能进行局部加热,因此该方法尚有待进一步完善。 (2)减压开采法减压开采法是一种通过降低压力促使天然气水合物分解的开采方法。减压途径主要有两种:1采用低密度泥浆钻井达到减压目的;o当天然气水合物层下方存在游离气或其他流体时,通过泵出天然气水合物层下方的游离气或其他流体来降低天然气水合物层的压力[4,6,8-10,12-13,15]。减压开采法不需要连续激发,成本较低,适合大面积开采,尤其适用于存在下伏游离气层的天然气水合物藏的开采,是天然气水合物传统开采方法中最有前景的一种技术。但它对天然气水合物藏的性质有 第27卷第1期2008年1月 地质科技情报 Geolog ical Science and Technolog y Information Vol.27No.1 Jan.2008 *收稿日期:2007-04-28编辑:禹华珍 基金项目:中国石油化工股份有限公司项目/天然气水合物勘探与开发现状调研0(P05072)作者简介:吴传芝(1966)),女,工程师,主要从事油气地球化学勘探领域的科技情报工作。
油气藏开发地质 公司内部编号：（GOOD-TMMT-MMUT-UUPTY-UUYY-DTTI-
1.石油、天然气的概念 石油：地下天然产出的气态（天然气）、液态（石油）、固态（沥青）的烃类混合物。 原油：以液态形式存在于地下岩石孔隙中的可燃有机矿产。 2.石油的元素组成与化合物组成 组成石油的化学元素依次为：碳、氢、硫、氮、氧、微量元素。 微量元素：（构成石油的灰分），含量极微（万分之几），但可多至30余种，如：Fe、Ca、Mg、Si、Al、V、Ni……其中钒、镍含量及比值（V/ Ni）已用于石油成因及运移研究。 石油的化学组成按其化学结构可分为烃类和非烃两大类，其中烃类包括烷烃、环烷烃和芳烃，石油非烃组成—S、N、 O化合物。 异戊间二烯型烷烃是由叶绿素的侧链-植醇演化而成,因此作为石油有机成因的标志化合物—“指纹”化合物。 3.石油的主要馏分和组分 馏分：根据沸点范围的不同切割而成的不同部分。 轻馏分：碳数低，分子量小的烷烃、环烷烃组成。 中馏分：中分子量和较高碳数的烷烃、环烷烃，含有一定数量的芳烃及少量含N、S、O化合物。 重馏分：大分子量和高碳数环烷烃、芳烃、环烷芳烃和含N、S、O化合物。 组分：对不同有机溶剂的溶解、吸附性质不同而分离出来的产物。 油质：饱和烃＋芳香烃，溶于有机溶剂，硅胶不吸附，荧光天蓝色。
胶质：芳香烃＋非烃化合物，部分有机溶剂溶解，硅胶吸附，含量与石油密度有关，荧光黄色、棕黄色、浅褐色。 沥青质：脆性固体物质，稠环芳烃＋烷基侧链的高分子，少数有机溶剂溶解，硅胶吸附，荧光呈褐色。 荧光性：石油在紫外光照射下产生荧光的特性。 4.天然气的主要赋存形态 气藏气（干气，贫气）：烃类气体单独聚集成藏，不与石油伴生。 气顶气（湿气，富气）：与油共存于油气藏中呈游离态气顶产出的天然气。 溶解气（dissolved gas）：地层条件下溶解在石油和水中的天然气。 凝析气（condensate gas）：当地下温度压力超过临界条件后，液态烃逆蒸发形成凝析气。----湿气，采出过程中反凝析出凝析油。 天然气水合物：甲烷水合物，高压、一定温度下：甲烷分子封闭在水分子所形成的固体晶格中----冰冻甲烷。 水溶气：天然气在水中溶解度很小；但地层水大量存在，水溶气资源不可忽视。 5.干酪根的概念和化学分类 干酪根：沉积物或沉积岩中不溶于碱、非氧化型酸和非极性有机溶剂的分散有机质。 Ⅰ型干酪根：单细胞藻类（海藻）残体组成，富含脂类化合物，H/C高，O/C 低，含大量脂肪族烃结构（链式结构为主），少环芳烃和含氧官能团，生成液态石油潜力大，油页岩属此类。典型腐泥质类型（sapropelic）。最大转化率 80％。
不同气藏开发难点及开发方式 一、水驱气藏开发难点： 与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。 1、采气速度低 为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。 2、产能递减快 边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的，边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后，井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减，甚至水淹。 3、采收率低 在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。气藏非均质性越强，水侵强度越大，气藏一次采收率越低。 4、建设投资大，采气成本高 由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏。 由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作，我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作，取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征，以供同类气藏开发借鉴和参考。 二、水驱气藏开发阶段的划分和特征 根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为：无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。 1、无水采气阶段 无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。此阶段气井所产的水全部是凝析水。一旦气井出水或气藏的主产气井出地层水，即进入气水同产阶段。 无水采气阶段有时包括气藏的试采期、产能建设期甚至部分稳产期。由于水驱气藏边底水水侵的滞后性，该阶段气藏的动态特征与气驱气藏相近似、气井产气量稳定、自然递减率小、地层压力、井口压力下降缓慢与累积采气量相适应，气藏单位压降采气量基本是一常数，因此，该阶段也是应用动态法复核容积法储量的最好时机。 无水采气阶段也是通过试井、生产测井、生产井动态资料的录取，油、气、水分析，开发试验区及水井、观察井等气藏监测系统资料的录取，对气藏地质和动态特征深化认识的阶段。从而对静态地质模型进行调整、进而优化开发方案。 尽量延长气藏、气井的无水采气期，是水驱气藏减少水封气的形成、提高采收率的重要措施。无水采气期越长，气藏稳产期也越长，稳产期末采出程度也越高，因此，加强无水采气期的动态基础工作，对提高气藏的开发效果具有重要意义。 2、气水同产阶段
第12卷第2期2010年4月 资源与产业 RESOU RCES &I NDU STR IES V ol 12N o 2 Apr 2010 收稿日期:2009-11-20;修订日期:2010-03-08;责任编辑:车遥。 基金项目:国家重点基础研究发展规划项目(2008ZX05000-014);长江学者和团队创新发展计划(I RT 0864)。 第一作者简介:安晓璇(1984 ),女,硕士生,主要从事碳酸盐岩储层评价研究。E m a i:l an2003xuan @yahoo co m cn 资源开发 页岩气资源分布、开发现状及展望 安晓璇1,黄文辉1,刘思宇1,江怀友2 (1 中国地质大学 海相储层演化与油气富集机理教育部重点实验室,北京100083; 2 中国石油经济技术研究院,北京 100011) 摘 要:目前页岩气资源勘探开发已成为世界焦点,研究表明世界页岩气的资源量为636 283 1012m 3。美国页岩气资源丰富,广泛分布于美国的南部、中部及东部。中国也拥有丰富的页岩气资源,据初步评价与美国页岩气资源量大体相当,但目前我国页岩气开发还处于初级阶段。美国是页岩气勘探开发技术最先进,开发最全面的国家,加拿大也有较长的页岩气开发历史。由于页岩气储层渗透率低,开采难度大,因此我们需要学习国外先进技术,开发一套适合我国页岩气储层的钻井开采工艺,同时需要国家的大力支持,推动我国页岩气产业的发展。 关键词:页岩气;页岩气资源量;开发现状;展望中图分类号: P618 13 文献标识码:A 文章编号:1673-2464(2010)02-0103-07 THE D ISTR IBUTI ON ,DEVELOP MENT AND EXPECTATION OF SHALE GAS RES OURCES AN X iao xuan 1 ,HUANG W en hui 1 ,LI U S i yu 1 ,JI A NG H ua i you 2 (1.T he Educa tionM i n istry K ey Laboratory of M arine Reservo i r E vo l ution and H ydro carbon A ccu mu l a tion M echan is m,Ch i na Universit y of G eosciences,B eijing 100083,China ; 2.Institute of Econo m ics and T echnology,C N PC,B eijing 100011,Ch i na) A bstrac t :The exp l o ra ti on o f shale gas resources becom es a focus of t he wor l d .T he natura l g as resources a re 636 283 1012m 3i n the wo rld Sha le gas resources are r i ch i n Ame rica ,m ost of t he m are distri buted i n southe rn ,cen tral and eastern parts T here also are p l enty o f shale gas resources i n Ch i na , nea rl y the same quantity as i n Ame rica In Am erica there is t he mo st advanced exp l o ration and expl o ita ti on techno l ogy ,and it i s t he on l y country wh ich has the h i ghest explo itati on m ethod Canada has a l ong h i story o f sha l e gas exp l o ration and expl o ita ti on Ch i na is still at the beg inn i ng for the s ha l e gas explo itati on The permeability of t he shale ro cks is nor m a lly very l ow,so it is difficu lt to be explo ited T herefore ,w e need to l ea rn the advanced foreign techno l ogy to deve l op a set o f exp l o itation m et hods t o dev elop our sha le gas reservo irs ,and w e need the suppo rt fro m t he gove rn m ent ,i ncreasing env iron m ental pro tecti on wh ile deve l op m ent K ey word s :sha l e gas ;sha l e gas resources ;exp l o itation m ethod ;explorati on expectation 1 页岩气概述 页岩气是指那些聚集在暗色泥页岩或高碳泥页 岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然 气 [1] 。在页岩气藏中,天然气不仅存在于泥页岩, 也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和砂岩地层中。
一、名词解释 1.烃源岩：能够生成石油天然气的岩石（或生油气母岩）。 2.盖层：覆盖在储集层之上能够阻止油气向上运动的细粒、致密岩层称为盖层。 3.岩性标准层：是指且有岩石特征明显、岩性稳定、厚度大小、分布广泛等区域性对比标志的岩层。 4.沉积旋回：（或称韵律）是指垂直地层剖面上具相似性的岩石有地重复出现。 5、地温梯度：在地表上层（深约20～130m）之下，地温随埋臧深度而有规律的增加，现将尝试每增加100m所升高的温度，称为地温梯度。 6、含油气盆地：在某一地质历史时期内，地壳上那些曾经稳定下沉，并接受了巨厚沉积物的统一沉降区称为沉积盆地。在沉积盆地中，如果发现了且有工业价值的油气田，这种沉积盆地就可视为含油气盆地。 7、油气藏：在地下岩层的运移过程中，当岩石的物理性质和几何形态阻止油气进一步运移时，油气就会在圈闭中聚集起来，形成油气藏。 8、异常地层压力：在正常压实条件下，作用于隙流体内的压力即为静水柱的压力。但是由于许多因素的影响，作用于地层孔隙流体的压力很少等于静水压力。通常，我们把偏离静水压力的地层孔隙流体压力称之为异常地层压力，或称为压力异常。 9、岩心收获率：是表示岩心录井资料可靠程度和钻井工艺水平的一项重要技术指标。 10、断点组合：：在相同方向的测线上，断点性质，落差及断层面产状应该基本一致或有规律地变化。同一断层，其所断开的地质层位应该相同或沿某一方向有规律地变化；同一断层沿走向方向各区段的断距相近或有规律地变化。同一断块内地层的产状变化应有一定的规律；区域大断裂其走向与区域构造走向一致 11圈闭：指储集层中能够阻止油气运移，并使油气聚集、形成油气藏的一各场所。 12、石油：是储存于地下岩石空隙（孔、洞、缝）中的、天然生成的、以液态形式存在于地下岩石孔隙中 的可燃有机矿产。 13、油气田：指受单一局构造、地层岩性因素所控制的同一面积内的油臧、气臧、油气臧的总和。如果在这个受某一局部或地层性因素控制的范围内只有油臧，称为油田；只有气臧，称为气田。 14、孔隙结构：就是指孔隙和喉道的几何的形状，大小，分布及其相连通的关系，是影响储集岩渗透能力的主要因素。 15、折算压力：折算压力系指折算压头产生的压力，可利用静水压力公式导出。为了对比油臧上各井头的大小，应将所有的井都折算到同一个基准面上。 16、干酪根：沉积岩中不溶于非氧化型酸、碱和非氧化性有机溶剂的分散有机质。 17、油气初次运移：从指油气自烃源岩向储集层或运载层中的运移。 18、储集单元：在碳酸盐岩储集层的划分与对比中，将这种在剖面上按岩性组合划分的、能够集体与保存油气的基本单元称为念念单元。 19、压力系数指原始地层压力与静水柱压力的比值。压力系数>1.2------高压油藏 20、可采储量：是指从油气地质储量中可采出的油气数量。按其地质可靠程度和经济意义可分为七类（预测储量是内蕴经济的，不划分经济可采储量。 21、滚动勘探开发：是指对于复式油气聚集带（区）或复杂油气田，从评价勘探到油气田全面投入开发阶段，在采取整体控制的基础上，勘探一块，开采一块，评价勘探与油田开发紧密结合、交叉进行的一套工作方法。 1、岩浆——指地内深处高温、高压、富含挥发组分的复杂的硅酸盐熔融体。 2、岩浆岩——指岩浆侵入到地壳或喷出地表逐渐冷凝而形成的岩石。