中科院中国石化油气田开发工程技术面临的挑战与对策Word下载.docx

中科院中国石化油气田开发工程技术面临的挑战与对策Word下载.docx

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油藏微生物生态分析、内源微生物选择性激活、微生物与油藏作用机理等方面的研究成果，进一步完善和丰富了石油微生物技术。

针对超稠油、敏感性稠油油藏，进一步强化了SAGD开采方式、乳化降粘机理、火烧驱油机理的研究，科学地指导了现场试验。

通过加强基础研究，取得了一大批原创性成果，推动了工程技术的突破，加速了耐温抗盐聚合物驱、多效泡沫吞吐稠油、强化泡沫驱油、内源微生物驱等技术进入现场试验的步伐，为难动用储量经济开发、老油田提高采收率开拓了新的技术路线。

（二）强化改善水驱技术配套，努力提高开采效果

以高含水和特高含水期剩余油分布、监测研究为基础，以完善注采井网、细分开采、调剖堵水为手段，以提高水驱波及效率为目的，近几年来各油田做了大量的研究和应用工作，取得了重大成效——

1、形成了“高含水主力油田提高采收率技术”。

主要内容包括：

以特高含水期的剩余油分布、潜力评价和挖潜技术为核心，形成了一套特高含水期油藏精细描述、剩余油分布监测和挖潜等工业化配套新技术。

在储层物性与剩余油分布关系研究、储层参数井间预测方法优化、厚层细分及薄层解释、细分注水及细分改造工艺、大面积堵水调剖优化决策、高效复合驱油体系设计、复合驱产出液处理、化学驱注入设备国产化、耐温抗盐预交联颗粒凝胶研制和聚合物驱开采与技术界限研究等诸多方面取得创新与突破。

2、形成了“复杂断块油田提高水驱采收率技术”。

一是在复杂断块油田断层组合技术研究方面，初步形成以构造样式、地震相干技术和多信息综合研究为主导的断层组合研究技术；

二是开展了不同类型复杂断块油藏剩余油描述技术适应性研究，较精细地研究剩余油主要富集规律。

在利用复杂结构井挖掘断块油藏剩余油方面形成了从小建模、小数模到设计、工艺一条龙配套技术。

3、创新的注水工艺技术的研究与应用，有效减缓了老油田递减。

这方面的创新性主要抓了以下几项新工艺：

在细分注水技术方面，管柱机械定位精度得到大幅提升，在井深2500m以内误差小于0.15m，为细分注水提供了技术基础；

通过攻关应用锚定补偿式管柱、新型封隔器、防腐油管等配套技术，形成了长寿命分层注水配套工艺；

分层防砂、分层注水一体化管柱进一步提高了对疏松砂岩油藏的适应性；

近几年配套的高温高压胶筒、精细水质处理等技术，为低渗油藏高压注水创造了条件；

另外，研制的斜井注水工艺、电磁流量计量、封隔器在线验封等技术，使分层注水技术水平得到大幅提高。

4、整体堵水调剖技术得到进一步提升。

堵水调剖技术由单纯油井堵水、注水井调剖和油水井对应封堵发展到井组或区块整体堵调。

在堵剂研究改进方面，由单一的冻胶类堵剂，逐步形成了特高含水期整体调剖的主导堵剂系列，油田在用堵剂达到五大类（冻凝胶类、颗粒类、沉淀型、树脂类和泡沫类）50余种。

5、进一步发展了防砂工艺技术系列，防砂效果进一步提高。

防砂理论有了突破，防砂思路发生了转变，实现了从管内向管外、由维护型向增产型的转变，出砂预测技术、防砂方法优选技术、防砂效果评价技术日臻完善，形成了压裂充填防砂工艺技术、大排量高速水充填技术、一次管柱多油层挤压充填技术、分层注水防砂一体化技术等新的防砂技术，防砂的针对性和有效期得到了大幅度提升。

6、提液、分采工艺进步较快。

形成了系列配套的特种泵技术和提高抽油井系统效率综合配套技术，以防砂卡泵、抽稠泵和连续杆加螺杆泵为主的特种泵系列得到广泛应用，解决了由于油井出砂、油稠、油气比高、井斜等因素造成的检泵周期短、系统效率低的问题；

大斜度井卡水及不动管柱换层找水、换层采油等工艺也有长足进步，油井免修期、机采系统效率明显提高。

7、套损综合治理技术进一步提高。

套管损坏治理攻关形成了套损诊断、大位移侧钻、4”套管二次完井等综合防治技术，同时研究了套损修复井的分层注采管柱技术。

套损治理进入科学良性轨道。

（三）重大先导取得阶段成果

经过“七五”以来持续不断的攻关，以化学驱为主的三次采油技术已经进入转型期，由一类储量向二、三类储量转变，由主力区块注聚向聚驱后提高采收率转变，由聚合物驱为主向复合驱、气驱、生物驱转变。

为了适应这些转变，集团公司近两年组织了以三次采油为重点的6项重大先导试验，经过各单位的努力，取得了一些阶段成果。

目前有二元复合驱、泡沫复合驱和火烧驱油3项已进入矿场实施阶段，其中2项见到初步效果，高温注聚驱、CO2驱和天然气驱3个项目将陆续进入现场。

另外，由采收率中心、胜利油田、河南油田共同参与研究的聚合物驱后提高采收率技术研究，有了室内试验的初步成果，正组织先导试验。

相信上述攻关研究和矿场试验的成功，不仅对中国石化、同时也会对我国石油工业的技术进步做出重大贡献。

（四）注重技术更新换代，难采储量开采出现新局面

近几年围绕低渗特低渗、稠油特稠油等难采储量的有效动用问题，持续地进行攻关研究，取得了一些进展。

1、稠油开采技术取得进展

针对热力开采的常规稠油开发的矛盾，从研究原油化学组成、储层物性和渗流特征出发，探索影响开采效果的内外因素，重点配套攻关了稠油调剖、复合防砂、注氮气加化学剂抑制水锥等技术，改善了多轮次蒸汽吞吐效果。

研制了亚临界压力蒸汽发生器、高真空隔热油管、配套形成了深层稠油热采技术。

在浅层稠油冷采中开展了不同类型油藏和不同开采状况下的出砂冷采试验，形成了以大孔径深穿透复合射孔技术，改进的螺杆泵机采工艺，稠油冷采活化剂、高能气体压裂和井下低频脉冲震荡诱导出砂技术，两步除砂及活动洗砂等初步配套的稠油出砂冷采技术，并在现场应用中取得了良好效果。

2、低渗透油田提高采收率技术进一步配套

低渗透油田的开发技术是一项系统工程，近几年重点依靠压裂工艺技术的进步和油层保护技术的进步，使低渗透油藏动用程度进一步提高，形成了以油藏精细描述为基础，优化开发井网、整体压裂改造，保持地层能量的开采模式。

重点研究内容包括：

压裂设计软件的应用研究，压裂液的新配方研究，分层压裂技术研究，油层保护技术等。

各油区在低渗油藏加密调整挖潜方面进行了有益的尝试，积累了经验。

（五）塔河缝洞型油藏开采技术初步形成

塔河油田开发是近几年集团公司油田开发战线重中之重的工作。

围绕塔河油田开发中遇到的重大难题，集团公司上下全力组织攻关，取得了重大成果，初步形成了缝洞型碳酸盐油藏开采配套技术。

主要包括：

深井采油举升技术，储层改造技术，三重介质试井技术等。

并形成了以酸压改造为主的储层改造技术，优选出了胶凝酸、表面活性酸、乳化酸等酸液体系，摸索了一套深穿透、快速返排的施工控制技术，酸压改造成功率和建产率得到进一步提高。

（六）滩海石油工程技术进一步配套，滩浅海油田开采步入成熟阶段

经过“九五”“十五”的艰苦努力，我们出色地完成了“滩海石油工程”“十条龙”科技攻关项目。

近两年仍在继续配套完善。

海底管线的检测维护、海岸蚀退的防治、海上平台的安全防护等技术研究正在进行中。

通过海水基油层保护入井液、油水井井下安全控制技术、海上防砂工艺、定向井电泵生产管柱技术、油水井毛细管生产动态测压、分层防砂分层注水一体化技术等技术的成功应用，为海上原油稳产200万吨提供了有力保证。

（七）水平井复杂结构井开采技术日益配套，前景日益广阔

在保持水平井开采技术国内领先地位的同时，近年来又在利用复杂结构井开采挖潜方面取得新进展。

一是在水平井钻井技术方面。

应用领域已发展到不同类型油藏和薄油层（1米左右）；

完井工艺适应不同油藏类型和储层；

开发出水平井段轨迹设计优化、生产参数优化和地质导向随钻测量等技术系列。

水平井、侧钻水平井完井采油技术应用领域不断扩大。

水平井完井工艺取得了技术上的突破，由过去单一的完井方式发展成适应不同油藏类型特点的配套完井工艺，形成了固井射孔完井技术、筛管完井技术、带管外封隔器的筛管完井技术、分级注水泥筛管完井技术等。

二是在复杂结构井开采技术方面。

研制了分支井、超短半径侧钻水平井专用工具；

研制了适用于水平段卡封的封隔器、井下开关、滑套等配套工具；

研制了分支井分采工艺管柱。

上述技术的开发与推广应用为各种类型油藏挖潜提供了强大技术支撑，形成了水平井流入动态研究与产能预测技术、生产系统优化设计技术、水平井防砂工艺技术、水平井冲砂工艺技术、水平井滤砂管打捞技术、水平井卡水技术、水平井采油工艺管柱及配套工具等，满足了高效开采的需要。

（八）天然气开采技术有新的突破，为天然气发展奠定了技术基础

“十五”以来，气田新区的地质条件越来越复杂，开发节奏在加快，老区调整挖潜难度不断增大，对研究手段、开发技术和工艺措施都提出了更高的要求。

为此，各气区大力推广应用气藏描述、低渗储层改造、复杂结构井、排液采气、增压开采等新技术、新工艺，为气田老区开发提供了技术支持，提高了气田开发水平和经济效益。

特别是大牛地“三低”气藏的压裂改造增效技术有新的突破，保证了一期10亿方产能工程的实施。

油气开采技术的进步，直接推动了油气田开发水平和经济效益的提高。

没有开采技术的进步就不可能实现东部的稳定，就不可能实现西部的快速发展。

可以说，采油工程界的同志们为实施集团公司资源战略做出了重大贡献！

二、目前中石化油气田开采面临的挑战与工作建议

无容置疑，我们在油气田开采方面取得了巨大的成绩，但是根据油藏开发的严峻形势，油气开采也存在许多困难，面临许多挑战，需要我们深入细致地研究对策加以解决。

主要表现在以下五个方面：

1、稳定东部，高含水老油田深化开发面临巨大挑战。

提高水驱波及体积，改善水驱开发效果是重中之重的工作。

目前，东部老油区的产量占总产量的90%以上，而注水开发产量占总产量的80%，而注水开发区和整个东部油田含水已达90%，可采储量采出程度达78%，剩余可采储量采油速度达8-10%。

因此，稳定东部将是我们长期的战略任务，搞好特高含水期注水开发油田开发是我们能否稳定东部的头等大事。

油田进入特高含水期，剩余油分布将日趋复杂，强化开采主体技术在开发后期效果逐渐变差，整体加密井网余地越来越小，加密井效果逐步变差，加密井初期含水越来越接近老井，注入水在形成的水流通道中低效循环，含水不断上升，采油成本上升更快，套损及地面工程问题严重。

这些问题是制约老区提高采收率的主要因素。

因此改善水驱效果是搞好东部老油田开发的核心问题。

注好水是油田开发的灵魂，此项工作做不好，稳定东部无从谈起。

2、加快西部，碳酸盐岩缝洞型油藏开发面临严峻挑战，降低自然递减速度是核心问题。

塔河油田的产能建设和高产稳产牵动着每一个关心油田开发人的神经。

塔河油田开发关系到整个中石化加快西部战略能否实现的成败。

2004年11月初在成都召开的国际研讨会上，SPE前主席、国际知名开发专家，美国AM大学知名教授CRSTIN博士坦言：

塔河油田开发已经达到国际先进水平，我们想到的你们都已在做了。

但是目前这样的国际先进水平应该说还急待提高。

关键矛盾是24%的高自然递减率和较低的最终预测采收率。

3、高含硫及低渗特低渗天然气田开发遇到挑战，提高HSE和效益水平是问题的关键。

中石化在川东北地区海相碳酸盐领域勘探获得重大突破，在达县－宣汉地区相继发现了普光和毛坝场两个大型含气构造，2004年飞仙关组天然气探明储量1144亿方，2007年将建成投产。

我们在高含H2S气田的开发工程技术上还是空白。

鄂尔多斯盆地资源丰富，随着开发技术的突破和进步，将成为中石化主要产气区之一。

鄂尔多斯盆地塔巴庙地区已累计探明天然气储量2615.71亿方，经过近年来的开发准备和技术攻关，2005年大牛地气田开始实施产能建设工程，动用地质储量718亿方，建成10亿方生产能力。

同时，第二个10亿方产能方案的储量评价和方案设计工作即将开展，如何提高山西组气藏开发单井能力，目前工艺技术上仍然没有质的突破，它将严重影响2000多亿方探明储量的有效开发。

4、低渗特低渗、稠油特稠油有效动用和高效开发遇到挑战，加快技术升级步伐是解决问题的途径。

近些年来，新增动用储量品位下降，油藏类型复杂，开发难度越来越大，低渗、稠油、海上、潜山油藏的储量比例提高，“十五”前几年在数量上实现储采平衡，而在质量上是不平衡的。

目前稠油开发面临蒸汽吞吐效果逐渐降低，稠油主力区块大部份处于吞吐的中后期，吞吐周期最高达11次（占总数的65%），油气比逐年降低，已进入低效吞吐期。

但总体采出程度不足20%，是偏低的。

由于部分区块失去了转驱时机，如何提高部分油藏的采收率，任重道远。

目前低渗透油藏开发存在的主要问题有：

分层改造与均匀注水的配套问题，压裂液的残留堵塞问题，注气驱替技术问题，低渗水平井改造技术等等，这些问题急待我们开拓新思路、研究新技术加以攻克。

5、三次采油到了转型期，强化采油提高采收率遇到挑战。

目前，三次采油方法正处于转型期，由聚合物驱向二元、三元、泡沫复合驱转变，覆盖的油藏由一类向高温高盐的二、三类油藏转变，已实施聚驱的向聚驱后新技术转变。

这些转变给我们进一步提高采收率提出了挑战。

关于油气田开发方面对于工程技术的需求，张勇主任还要专门谈，这里就不细说了。

开发需求就是我们工程技术发展的方向和重点，希望大家认真研究，找出差距，明确方向，踏实工作，为油气田开发水平的提高作出更大的贡献。

三、油气开采技术发展趋势及下步工作重点

我们要从勘探开发的全局来认识开采技术的发展，正确把握发展趋势。

结合我们中石化开发现状，我认为油气开采技术发展有如下趋势:

一是新的开发形势要求油气开采技术的发展必须定位在立足老区提高采收率、新区难采储量经济动用和降低开采成本三个主攻方向；

二是油气开采技术与其它石油专业学科紧密结合，与其它行业结合寻找合作方向，已成为业内人士的共识；

三是从单一技术研究向技术综合集成、系统优化方向发展，主要是针对开采中的复合矛盾，优化各子技术的组合，发挥协同作用，增强工程技术的针对性和实施效率；

四是通过基础研究带动关键技术的突破；

五是新材料、高新技术与开采技术紧密结合。

针对油田开发现状，今后要从以下六个方面加强技术攻关和配套：

（一）整装及中高渗断块油藏开采技术方面

总体上要把重点攻关目标落实到：

完善注采井网，加强细分注水，提高水驱控制程度；

防砂、堵调、有效提液的集成配套；

高温高盐油藏三次采油及聚合物驱后提高采收率，复合驱、气驱、微生物驱技术等方面；

同时进一步完善和发展水平井、分支井等复杂结构井，挖掘剩余油潜力，使整装油田及中高渗透断块油藏开发上一个新水平。

一是深化套损井治理技术的研究与应用。

对老油田来说，完善注采井网不可能投入大量资金打新井，必然要靠现有老井的调整和修复技术来达到这个目的，所以必须十分重视和加强研发先进的光纤井下电视检测、膨胀套管修井等套管检测和修复工艺技术，提高修井质量；

重视开展套损修复井的分层注采技术研究应用，恢复和提高原有注采井网的完善程度。

二是加强细分注水，防砂、堵调、有效提液的集成配套，进一步提高水驱开发效果。

根据高含水期地质条件的变化，通过开展高含水油藏监测技术研究、多轮次堵调技术研究，提高整体堵调技术水平和实施效果。

要进一步完善分层防砂、分层采油一体化和特种泵技术，配套节能优化技术，改善提液效果，进一步缓解纵向上和平面上的矛盾。

三是开展长寿抽油井配套技术研究。

中、高含水期开采阶段机采井管杆磨蚀问题日益突出，因磨蚀造成的油井维护工作量所占比例大幅上升。

要加大推广优化杆管组合，采用防偏磨抽油泵、抗磨副强制扶正抽油杆柱和油管及抽油杆旋转装置等技术的力度，同时，还需要加快杆管偏磨定量描述技术研究，研究应用连续抽油杆抽油工艺、液力反馈空心杆采油技术、油管防腐耐磨处理技术等治理偏磨。

四是加强三次采油新技术的研发，特别是二三类油藏提高采收率攻关，尽快取得规模效益。

针对高温高盐二、三类油藏的新型聚合物体系或交联聚合物体系急待工业化开发，同时要加快复合泡沫驱体系的工业化应用研究。

要进一步深化微生物驱油技术研究，重点开展油藏微生物在油藏环境生态的研究，建立适合微生物驱油特点的物理模型来研究微生物驱油过程中的各种参数，加强微生物驱油工艺的研究和优化等工作，为扩大现场试验做好准备。

加快开展活性聚合物体系提高采收率技术、双水相及其相关体系提高采收率技术及注聚区残留聚合物再利用等研究工作，做好技术储备。

（二）稠油油藏开采技术方面

在已开发老区，要高度重视多轮次吞吐后稠油油藏提高采收率技术的研究，重点是高温多效泡沫驱技术、不稳定复合蒸汽驱技术等，提高已开发稠油油藏的采收率；

对于未动用的特稠油油藏，首先通过集成配套油层保护、压裂防砂、亚临界压力注汽、井筒高效隔热等超稠油开采技术，有效开发部分未动用储量。

在此基础上研究探索以火烧驱油、SAGD、稠油携砂冷采技术、热水+化学剂复合吞吐等稠油开采新模式、新技术，达到经济有效动用的目的。

重点要加强四项接替技术的研究：

一是高温复合泡沫驱油技术。

继续完善体系配方，不断提高体系对油藏的适应性，开展复合泡沫驱油数值模拟研究，为方案优化提供依据，同时注重矿场实施技术配套，加快先导试验，形成较为完善的技术体系，为多轮次吞吐后期稠油油藏改善开发效果和提高采收率，提供新的接替技术。

二是火烧驱油技术。

目前胜利油田正在郑408块开展火烧驱油先导试验，并取得了初步的增油效果。

下一步应通过开展火烧驱油三维物理模拟研究，进一步探索火烧驱油机理和规律，加强火烧驱油燃烧前缘监测、火烧驱油动态分析与描述、注采参数优化和调整及矿场试验经济评价等技术研究，不断完善技术体系，为敏感性稠油油藏的经济开发提供技术支持。

三是SAGD开发超稠油技术。

SAGD技术把热力机制、重力泄油机制与水平井技术有机结合起来，依靠水平井较长的生产井段来提高采油速度，因而可以提高注入蒸汽的热效率，提高油汽比，具有蒸汽腔体积波及系数高（一般可以达到70－90％）、最终采收率高（50－75％）、经济效益好的优点。

胜利郑科平1井组已完成了第一周期吞吐，阶段油汽比达0.385，取得了初步的效果。

在该井组试验的基础上，应继续深入开展SAGD组合模式、配套注汽、采油工艺等研究，为特超稠油经济开发提供可行方式。

四是深层稠油超临界注汽技术。

要加快超临界蒸汽发生器的试制步伐，配套超临界完井、注汽参数优化、井筒举升等技术，通过超临界注汽这一关键技术的突破，带动深层稠油的经济开采。

（三）低渗透油气藏开采配套技术方面

要进一步加强采油工程与油藏工程的结合，强化储层微观孔喉结构和微裂缝对流体渗流影响等基础研究，进一步揭示低渗透油藏开发规律，进一步改善注入水质，提高低渗透油田的注水开发效果；

按照整体改造开发的要求，从压裂施工装备、压裂材料（低伤害压裂液、高强度压裂支撑剂）、压裂监测实时监测技术、压裂酸化室内实验技术等方面深入研究，进一步提高压裂改造效果；

进行油气水平井分段压裂技术、分层压裂工艺技术的研究，同时开展低渗透油田气驱提高采收率的探索性研究。

一是深入开展低渗透油田渗流规律的研究，通过研究启动压力、注入压力梯度的变化，并从微观上研究改善注水井附近较高压力梯度的机理，从而为确定合理的注水工艺参数和优选注水工艺（或增注措施）提供依据。

二是开展水力裂缝诊断技术研究。

水力裂缝在储层的空间展布是研究低渗透油田的渗流规律和工艺技术改进的关键。

目前国外压裂测试应用的井下地震技术、建议尽快引进或开展研制，提高对低渗透压裂裂缝的认识程度。

三是重复压裂机理及工艺技术研究。

油井压裂失效的主要原因是压裂裂缝导流能力丧失、储层及裂缝污染、裂缝穿透较短且波及区域无良好的供给能力。

针对重复压裂有效率低的现状，要从机理研究入手，建立重复压裂的选井选层标准，开发适合于不同区块的重复压裂改造的压裂液体系和施工工艺，建立重复压裂设计和评价技术方法。

四是开展好水平井压裂改造技术研究。

目前水平井的分段压裂技术是制约水平井开采低渗透油气田的关键因素，通过开展水平井压裂油藏工程、分段压裂优化、工作液体系、施工工艺及配套工具的研究，形成水平井分段改造压裂配套技术，探索利用水平井技术经济高效开发低渗透油气田的模式。

五是加快低渗透油田注气提高采收率先导试验。

针对低渗透油田注水压力传导慢、驱替压力高、对水质要求高的矛盾，要积极研究低渗透油藏注空气、注二氧化碳、注氮气等提高采收率技术，适时进入现场试验。

（四）滩浅海油藏开采工艺技术方面

研究海上油井分层防砂分层采油一体化技术。

埕岛油田一直采用多层合采的方式生产。

随着海上细分层系注水工作的逐步实施，对应受效油井的含水会陆续上升，层间矛盾加大。

要充分发挥不同层位的生产潜力，应在采取油水井堵调工艺措施的同时，配合分层注水工艺，开发应用集分层防砂分层采油为一体的分防分采工艺，克服层间矛盾，降低油井含水，提高油层的有效利用率。

加快海上油田深部调驱技术研究与应用，随着注水工作的不断深入进行，因油层的非均质性产生的层间干扰矛盾日益加剧，使注入水沿高渗透带突进，致使注水效果逐渐变差，同时造成层间干扰，影响了不同层位地层的产能发挥。

为此，开展埕岛油田深部调驱技术研究势在必行，主要是进行适合于海上聚合物驱的速溶耐盐抗剪切聚合物或弱交联聚合物驱油体系的研制；

海上聚合物溶液在线的配制、注入工艺技术研究等方面的攻关，以改善注水开发效果，达到提高采收率的目的。

（五）碳酸盐岩缝洞型油藏和潜山油藏开采技术方面

塔河油田是中石化近期上产的主战场，在深化对油藏天然缝洞分布规律认识的基础上，要重点加强选择性完井、酸压及复合酸压技术、超深井举升技术和油藏动态监测技术的攻关配套；

同时加快开展生产测试技术、能量补充方式、堵水等配套技术的研究和应用，有效提高潜山油藏开发效果。

要继续完善潜山油藏的选择性注水泥完井技术，实现任意井段选择性注水泥固井。

要开展潜山油藏分支井、多底井技术研究，解决潜山油藏的严重非均质性问题。

要深化潜山油藏堵水工艺技术研究，提高潜山油藏堵水效果。

主要根据出水规律及不同油藏特征，研究筛选适合于潜山缝洞油藏的堵剂，开展堵剂与缝洞系统的匹配性能、对缝洞系统的封堵性能以及配套工艺研究。

尽管目前潜山类缝洞油藏的能量补偿方式难以确定，但应通过生产动态跟踪研究，在搞清油藏模型和开发规律的基础上，加快开展潜山油藏能量补充方式研究和先导实验，解决油藏能量下降快、产能低的问题。

（六）天然气开采技术方面

天然气生产是中石化今后资源发展的重点领域，目前已探明的主力天然气田川东北和鄂尔多斯大牛地气田，规模都在千亿方储量以上，但面临着高含硫和低渗低压低产的开发难题。

对于川东北的普光气田来说，我们采用引进消化和自行研发相结合的技术路线，但应抓紧开展高硫气田开采工程技术的研究，包括完井技术、井筒技术和集输处理技术等，逐步形成我们自己