第九章采气工艺技术天然气是指在不同地质条件下生成、运移，并以一定压力储集在地下岩层中的气体。

有的与原油伴生称为伴生气，有的单独存在称为非伴生气。

非伴生的天然气藏大约占60％。

天然气的主要成分是气态烃类，还含有少量非烃类气体。

通式C n H2n+2是目前已发现的大部分天然气的主要成分，其中以甲烷(CH4)为主。

在四川已发现的气藏中，甲烷含量均在80％以上。

在常压下，20℃时，甲烷、乙烷、丙烷、丁烷为气态，戊烷以上为液态，直至固态。

在天然气中，庚烷(C7H16)以上的烷烃含量极少。

除烃类外，天然气中还含有非烃类气体，如二氧化碳、氮气、硫化氢、氦气和氩气。

一般非烃类气体含量很低，但也有的天然气非烃类气体含量很高，在我国已发现一些以二氧化碳为主的天然气藏。

天然气在世界上仅次于石油和煤，为第三大能源。

进入90年代以来，随着剩余石油资源日趋减少和由于使用石油能源造成的环境污染问题，世界各国越来越重视开发、利用天然气资源，从而使得天然气在能源结构中的地位不断上升。

天然气的主要用途是工业和民用燃料，再就是化工原料。

随着科学技术的发展，天然气产量中用作化工原料的比例正在增大我国已发现的天然气藏的地质特点和储层特性给天然气开发、开采带来很大困难。

目前已探明的以中小型气田居多(南海西部、塔里木、陕甘宁的一些大气田的发现使这一情况正在改变)，这一特点决定了我国天然气开发的分散性和复杂性。

我国已探明气田的埋藏深度大多在3000～6000m之间。

气层偏老，埋藏又深，四川二叠系以下地层天然气探明储量占总储量的70．04％，深层气藏开发占主导地位，其开发、开采的难度必然增大。

我国天然气储层大多属于中、低渗透储层，而且低渗、特低渗储层占了相当的比例，这些储层非均质明显，孔隙度低、连通性差，水敏、酸敏性突出，水锁贾敏效应严重，自然产能低，要达到经济而有效地开发，必须进行气层改造。

水驱气田已投入开发的气田中占相当的比重，这一问题四川气田尤为突出，据已投入的73个气田的不完全统计，水驱气田占总数的85％，出水井数在44％以上。

第一节概述一、天然气开发发展前景多年来，有三个数字长期压在我国天然气工作者的心头，这就是：中国天然气在能源构成、能源消费中不到2％；中国油气当量产量比为10：1；中国天然气勘探程度不到7％。

现在天然气的快速发展，已引起了人们高度的重视。

从改善我国能源结构、减轻大气污染，以及开发大西北的长远利益出发，天然气将是各集团公司新的经济增长点，“西气东输”将列为中国石油天然气集团公司的重点发展战略，这是极为必要的，也是可行的。

因为：1、天然气以改善能源结构，是国内外能源发展的大趋势。

从20世纪70年代初到90年代初的20年间，全世界天然气储量、产量快速增长，天然气储量在1991年已超过原油，天然气产量增幅达64％，大大超过原油8％的增幅。

据世界权威机构预测，到2015年，世界天然气在总能源构成中将达到29％～30％，超过煤炭和石油，成为世界第一大能源。

目前我国一次能源中煤炭石75．3％，原油17．5％，水电5．3％，天然气仅为1．9％。

由于我国能源长期依赖煤炭，加上城市机动车辆急速增加，造成相当一部分大中城市大气环境质量恶化。

为彻底改善这种状况，改善能源结构，提高居民生活环境质量，大力发展洁净的天然气能源，将成为本世纪的一个极其重要的战略任务。

据初步调查，仅长江三角洲地区、环渤海湾地区、中南地区、中西部地区和川渝等地，到2010年天然气需求总量将达655³108m2，全国则高达1000³108m3。

广阔的市场交带来良好的发展机遇。

2、天然气资源探明程度低，储量增长潜力大。

预计在今后一个时期内，天然气储量将处于一个高峰增长时期，年均新增储量将达到(1300～1800)³108 m3 (不包括中国海洋石总公司和中国石油化工集团公司)，在2015年前后探明储量的增长将达到高峰。

3、我国中西部地区天然气资源丰富，但就目前的经济发展状况，天然气市场需求有限，估计到2010年天然气产能会有200³108m3以上的富余量。

二、天然气开发技术依靠科技进步，天然气开发已形成了一系列实用技术，目前能基本适应气田开发的需要。

下面着重介绍产生较大影响的几项实用技术。

1．开发地震技术在气田开发中的应用与推广取得了较显著的效果一旦探井取得工业产量后，针对复杂气藏条件，为了有效地确定开发井位及开发程序，应用开发地震技术能少打空井、少打低产井，能最大限度地提高气藏采收率和提高开发效果，这是实现气田高效开发的一项重要措施。

东部复杂构造及断块油气藏，应用地震等技术，已形成了一套滚动勘探开发的程序。

长庆中部气田采用高分辨率地震、古地貌和微构造相结合的精细解释技术来搞清奥陶系风化壳的沟槽展布和上古地层的成组砂岩厚度变化。

川东石炭系高陡背斜构造气藏，应用地质模式与地震成像结合。

解决了高陡构造的圈闭评价问题，使五百梯开发井钻井成功率达到85％以上。

中原文23气田，在开发实施阶段，以三维地震人机联作为主，综合运用36口钻井和18口地层倾角测井资料，准确地确定了地层边界和内部断层，查明了构造形态，划分了断块区，核实了储量，为气田开发打下了很好的基础。

2．气藏描述与数值模拟技术的发展，推动了气田开发水平的提高在开发地震、测井、试井、岩心描述及分析等取得气藏第一性资料的基础技术方面，进行了完善和配套。

大港、吐哈、华北、塔西南、塔里木和中原文23等凝析气田，应用气藏描述、数值模拟等技术编制方案，指导开发全过程，促进了气田开发水平的提高。

四川大天池、大池干井气田在勘探开发初期，进行了气藏描述和数值模拟，形成了一套系统工程的计算方法，在三维空间上对气藏形态、储集体展布、储层参数、沉积有利相带的变化及储量分布等进行了综合描述，搞清了气藏地质特征，为开发设计提供了较为准确的参数分布和编制依据。

3．现代试井与储层综合研究技术在气田开发前期预测及产能评价中发挥了重要作用通过几十年的发展，试井技术已逐步成为气藏动态分析的核心，成为确定物性参数、核实气藏动态储量和评价气井产能的重要手段。

近几年来，在试井资料录取和试井解释方法上都有较大提高，资料录取上采用了高精度电子压力计，基本上满足了试井方法的要求；试井解释方法以图版法为核心。

广泛应用电子计算机技术，形成了一整套现代试井分析方法。

如长庆气田，首先利用修正等时试井，采用延时生产短期试采的方法，核实了产量，计算了绝对无阻流量；其次，通过压力恢复试井，对储层参数及平面变化进行了分析，结合气藏数值模拟，对气藏稳产条件进行了预测；第三，通过干扰试井，帮助了解气藏内部连通情况，为井网部署提供了依据。

4．凝析气田循环注气开发的实施填补了我国空白凝析气田是介于干气气藏和油藏之间的一种特殊气藏，从中同时产出干气和凝析油。

由于存在反凝析现象，易发生地层凝析油的损失。

为提高凝析油采收率，采用循环注气的开发方式，开采技术也比较复杂，如油气相态分析技术、多组分数值模拟技术、采气注气及地面集输技术和气藏动态监测技术等，经过几年的研究和实践，我国已初步掌握了气田循环注气技术，已在大港大张坨和塔西南柯克亚顺利地实施了循环注气的开发方案。

实现了零的突破，并取得了比较显著的效益。

现又在塔里木牙哈凝析气田成功实施高压循环注气。

在凝析气田开发的研究方面还取得了一系列可喜成绩。

近年来，塔里木和北京石油勘探开发科学研究院编制了第一个高温高压、深层富含凝析油的牙哈凝析气田开发方案。

吐哈和西南石油学院开展了凝析气田开发的系列研究。

凝析气田的开发正在走上科学、合理开发的道路。

在油气相态理论实验研究等方面取得了重大进展，西南石油学院、石油大学、石油勘探开发科学研究院、大港、吐哈、塔里木、华北和中原等许多单位都作了有益的研究。

西南石油学院对相态研究已从不考虑多孔介质转向考虑多孔介质的影响，从静态研究转向动态研究，从两相转到多相研究等，这样将岩石多孔介质的界面性质(吸附、毛管凝聚和润湿性等)与流体相态性质结合起来进行研究。

在凝析气井试井方法的研究方面也取得了重要进展。

油气取样工作得到了各有关油田的充分重视，均引进配备了精良的实验分析装备。

凝析气井开采工艺也日趋完善。

在吸收国外先进技术的基础上，独创与引进相结合，提高了油气加工的水平。

5．低渗透气田采取经济有效的配套技术，改善和提高了开发效果加砂压裂和酸化压裂技术的整体水平有了很大的提高，现已发展到针对储层特点，以气藏工程为基础，通过对开发层位的整体措施改造，把增加可采储量、提高采收率和储量动用程度作为评价增产措施效果的衡量标准。

适应不同储层条件的配套工艺技术日趋成熟，包括：机理性试验研究、工作液评价、压裂地质及施工效果评价、工艺设计与参数优选、压裂监测、完井及压裂手段等都有较大进步。

四川自20世纪50年代以来，先后在近200个构造约3000口气井进行了酸化压裂作业，增加的产能占当年新增产能的1／3～1／4。

近年来又发展了稠化酸、前置液、泡沫酸等酸化压裂技术和多级注入闭合酸化压裂技术，使酸蚀缝长由10～20m增到40～50m。

²长庆和廊坊分院合作，针对长庆下古孔隙度和渗透率低、地层温度高的特点，开展多种酸压技术攻关，如低粘酸、前置液及多级注入闭合酸化压裂等，使增产幅度有较大的提高。

6．老气田通过调整挖潜技术和滚动勘探开发，取得了显著的经济效益一是对已开发气田进行老井复查，提出挖潜措施；二是加大滚动勘探开发力度，努力寻找新储量。

针对水驱气藏开发后期低压、小产、大量剩余气储量被水封隔和采收率低的特点，逐步形成完善的“排水采气”技术，减少裂缝含水饱和度，改善气相渗透率，排除井底和井附近储层的积水，增加采气量。

工艺方面发展了机械抽油、泡沫、电动潜油泵、气举和小油管排水等技术系列，提高了气井排水量，使处于低压小产的气藏获得了较大的增产效果。

四川气区经过排水采气，累计增加气量54．8³108 m3。

仅川西南威远震旦系气藏预计增加可采储量56³108 m3。

受排水采气的启发，四川又发展了一套排水找气技术，依靠地层天然能量，排出封隔天然气的水体，使产水井变成工业气井，从而找到了隐蔽性裂缝性气藏。

仅在“九五”前3年，四川川南矿区通过“排水找气”，新获地质储量28．8³108m3，经济效益显著。

就中国石油天然气集团公司范围内，含硫气田占已动用气层气储量的43％。

在发展脱水、脱硫化氢、抗硫钢材等防腐技术的基础上，又发展了气液两相缓蚀剂、涂层油套管、玻璃钢油管、硫化氢腐蚀专用涂料、防腐侧钻修井和H2渗透检测等技术。

四川磨溪气田雷一1气藏应用两相缓蚀荆、涂层油套管和玻璃钢油管等防腐技术后，有效地防止了井下管材腐蚀。

7．气田内部集输建设，形成了从设计到施工的配套技术开发建设有一半的投资花在地面工程建设上。