攻克复杂气藏开发技术难题.docx

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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。

4、气层污染问题

异常高压地层钻井过程中发生气层污染主要有两方面原因：

一是目的层段裸眼压力体系复杂，控制安全钻井所需泥浆密度往往超过产层压力系数，造成气层严重污染；二是当钻遇储层发生井漏时，采用大量堵漏材料进行封堵也会对气层造成伤害，从而影响气层的识别、发现和气井产能。

（三）开发配套技术存在的问题

经过四十多年的发展和积累，我国在常规砂岩、低含硫等气藏开发方面，逐步形成了一系列有效的开发配套技术，推动了天然气工业的发展。

但随着天然气开发对象向低渗透、高含硫等复杂气藏的转移，常规开发技术满足不了开发的需要，一些开发关键技术制约了气藏的安全有效开发。

主要问题有以下几个方面：

1、高含硫气田防腐问题

高含H2S和CO2气藏开采中最突出的问题就是完井套管和生产管柱的防腐问题:

一是标准的适应性问题。

虽然国内外都发布了一些关于选材的标准，如ISO国际标准、美国腐蚀工程师协会、加拿大等国家都有关于选材的系列标准，我们也初步有了自己的行标，但并不能解决所有问题。

因此，要针对我国高含硫气田的特殊情况，应尽快制订相关标准。

二是油套管材的评价实验问题。

材料的腐蚀评价是材料优选的重要环节，通过实验评价，可以得到油套管力学和使用寿命设计的关键参数。

但由于硫化氢是剧毒气体，可能对实验、人员安全和环境造成严重后果，实际开展评价工作的达标实验室很少。

模拟高温、高压H2S和CO2环境下的应力腐蚀实验和腐蚀失重研究是最有效的实验方法，在国外广泛采用，国内急需建立这样的实验室开展实验工作。

三是油套管材的试应用问题。

在室内实验的基础上，依靠现场试验取得经验，进行材料的选择是最可靠的方法，是材料选择与腐蚀防护的重要经验之一，我们还缺乏这方面有组织的试应用研究。

四是油套管材的经济性问题。

目前高含H2S和CO2腐蚀环境下选用的材质基本上都是镍含量较高的耐蚀合金，其优秀耐蚀品质所对应的是不菲的价格，大规模使用受到限制。

研究价格适中、高耐蚀合金的国产管材是今后重点研发方向。

2、生产井油套管管柱结构优化问题

高含H2S和CO2气藏井下管柱长期在高温、高压下工作，必须耐高压和具有良好的气密性，因而投资昂贵。

需要解决好以下两个方面的问题：

一是套管设计优化问题。

为确保套管有较长的使用寿命，套管设计必须解决合理选材、套管程序优化等主要问题。

二是生产管柱设计优化问题。

生产管柱要满足测试、生产作业和长期安全生产的需要，其可靠性和实用性是优化设计的重点，需要加强油管尺寸、强度设计，下井工具及管材优选，安全系数的确定，丝扣密封设计及使用寿命设计等研究。

3、硫沉积问题

南方海相碳酸盐岩气藏有机硫含量高，根据国外类似气田开发经验，在气田开发中可能会出现硫沉积，一旦出现硫沉积，对气井生产动态有很大影响。

在井筒中出现硫沉积，会堵塞井筒使产气量下降，严重的造成关井停产；在地层中出现硫沉积，会降低产能，严重的堵塞地层，造成产量大幅度下降。

因此，硫沉积是下步研究中需要重点关注的问题，重点研究硫沉积机理、影响因素和硫沉积的控制问题。

4、低渗、低压、低丰度气藏增产降本问题

低渗、低压、低丰度气藏大多处于效益边际，单井控制储量小、产量低，需要通过压裂才能投入开发，气田实现有效开发必须解决增产降本问题。

增产降本的关键技术：

一是分层压裂改造合采，提高单井控制储量的动用率与产量。

下步将重点进行多层分层压裂工艺技术研究，重点是进行连续油管压裂工艺技术的攻关；二是小井眼空气钻井，采用“小井眼＋气体钻井”配套技术，降低钻井投资；三是利用特殊结构井增加单井产能技术还处于起步阶段。

5、火山岩气藏有效开发问题

2005年大庆油田在松辽盆地北部徐家围子深层发现了庆深大型火山岩天然气田，上交天然气探明储量1018亿方，并展现出5000亿方的储量前景，这是我国天然气勘探领域的重大突破。

我国的大多数盆地都有火山岩分布，随着勘探技术的逐渐成熟和勘探工作的不断深入，火山岩气藏将会成为重要气藏类型。

与砂岩气藏相比，火山岩气藏储层分布以多个火山口为中心，储层非均质性强；物性差，储层渗透率最低只有0.02毫达西；巨厚，一口井可钻遇多个单层厚度超过100米的储层；储集空间复杂；气水层分布复杂，难识别、难预测。

由于火山岩气藏地质特征与常规气藏存在较大区别，而在这类气藏开发方面我们缺乏经验，如何有效开发火山岩气藏成为我们亟待解决的难题之一。

6、高含硫高二氧化碳天然气集输工艺问题

高含H2S和CO2天然气的集输技术是气田开发的关键技术之一，其工艺技术水平的高低对降低气田生产成本、提高安全平稳供气的可靠性及保护环境都至关重要。

高浓度的H2S和CO2溶于水后会对金属造成严重电化学腐蚀、氢脆应力开裂，严重时会引起管线和设备爆炸；H2S是一种巨毒气体，空气中H2S含量超过300ppm将对生命造成危险。

所以，高含硫气田生产过程中，任何的泄漏都可能导致重大安全事故的发生。

对于高含H2S和CO2天然气的集输方式，国外主要有两种，即湿气输送和干气输送。

这两种输气方式在国外均比较成熟并有成功应用的经验。

湿气输送工艺目前的技术难点是高压抗硫材料的选择、防腐技术和集输管网泄漏检测等，其中腐蚀控制是天然气集输技术的关键，在南方山区还存在管线施工及维护困难等问题；干气输送工艺从腐蚀机理上解决了酸性气体对输气管线和设备的腐蚀问题，工艺相对安全可靠，风险小，但存在脱水工艺和生产污水处理等关键技术问题。

7、安全生产问题

天然气生产及处理中常见的危害有爆炸、火灾、中毒三类。

产生的原因主要有腐蚀、超压、泄漏、违反操作规程等因素。

由于H2S的腐蚀性及剧毒性，高含硫气田的生产安全问题尤其需要重视。

目前，我国已有一整套低含硫气田的安全生产标准和规范。

近年来，针对高含硫气田国家相应出台了一些安全生产标准。

但是，在高含硫气田安全生产操作规程及设计等方面的相关标准和规范还不完善和系统，如缺少高含硫天然气管道与人口居住区的安全距离、泄漏监测、紧急反应区域划分、紧急切断系统设置等方面的规范，也没有对高含硫气田HSE管理以及应急预案内容等方面的规范要求。

上述问题是我国天然气开发面临的现实的技术难题，研究和解决这些难题对提高我国天然气开发水平、促进天然气工业的快速发展有着十分重要的意义。

三、立足创新，攻克难关，加快发展

开发低渗致密、高含硫、超高压、火山岩等复杂气藏，我们没有成熟配套的技术和经验积累，将面临着许多没有遇到过的技术难题，有些属于世界级难题。

要实现复杂气藏的安全高效开发，必须解放思想，跳出原有研究思路的束缚，放眼世界技术前沿，立足于我国实际自主研发，从勘探、开发、工艺工程、安全等方面系统组织攻关。

下面我提几点意见：

（一）解放思想，立足原始创新、集成创新和引进发展创新，面对世界级难题，组织全方位的科技攻关

原始创新是一切创新的基础，它是一种超前的科学思维或挑战现有科技理论的重大科技创新。

实现原始创新，不仅可以推动科技本身的跨越式进步，而且能够带来新兴产业的崛起，有着巨大的经济价值和社会效益。

因此，我们要把原始创新摆到基础研究和高技术研究的突出位置，充分依靠我国天然气行业自身科研力量，紧密结合不同类型复杂气藏地质特点，明确主攻方向，加大科技投入和现场试验力度，研发出具有中国特色的复杂天然气藏开发核心技术。

集成创新就是使各种技术成果融合汇聚，形成具有市场竞争力的综合配套技术系列，由此确立的技术优势，远远超过单项技术突破的意义。

天然气工业是一个多学科、多技术、多部门参与的综合应用行业，具有链式结构的特点，技术集成创新尤为重要。

目前，复杂天然气藏开发在地球物理、钻井、储层改造、集输、安全生产等方面都存在着一些关键技术难题，要实现气藏的安全高效开发，必须对气藏开发技术进行系统攻关和集成配套；在组织攻关时，建立以油田企业为主体、各科研院校参与的多兵团协同作战创新体系，通过优化组织资源，促进企业技术创新发展。

引进发展创新就是在广泛吸收全球科技成果、积极引进国外先进技术的基础上，充分进行消化吸收和再创新，形成新的学科理论或新的技术。

对于复杂天然气藏的开发，国外成熟的经验和技术我们可以借鉴和引进，但更重要的是要做好消化吸收和再创新工作，为此，一要建立有效的消化吸收和再创新机制，制定相应的激励政策和措施，促进再创新工作的顺利开展；二要加强宏观调控和管理，避免陷入“引进—落后—再引进—再落后”的套路；三要开展世界级难题的攻关合作，在合作中掌握外方的研究思路和技术，加快我们的技术进步。

（二）瞄准南方海相和鄂尔多斯勘探领域难题，攻克技术难关，形成具有地区特色的勘探配套技术

针对我国南方海相和鄂尔多斯地区勘探中存在的技术难点，近期集中力量重点攻关以下关键技术。

1、攻克山地和鄂尔多斯地区地震资料采集、处理和解释技术

地震资料采集要根据具体的地表和地质条件，建立地质模型，精心设计观测系统，优化采集参数，最大程度地提高地震资料的采集品质。

地震资料处理应在叠前去噪上下功夫，有效提高地震资料的信噪比。

对于山地地形，采用比较先进的层析静校正、波动方程基准面校正等技术，消除地表落差对地震反射记录的影响；针对含煤储层，通过拓频处理和强反射压制等特殊处理技术，提高地震资料的分辨率。

为了提高地震资料信息的利用效果，要加大三维地震资料叠前偏移的研究和应用力度，推广应用基于建模的随机射线追踪处理技术。

构造解释要与地质研究紧密结合，在宏观地质构造背景指导下开展解释工作，以保证解释的构造现象在地质意义上的合理性。

储层预测和含气性预测方法很多，针对南方海相和含煤地层的地质特点，在地震响应特征分析基础上，优选预测方法十分重要，从近年来的研究和应用来看，多参数、多属性综合预测和数据结构特征处理技术是储层及含气性预测的发展方向。

2、探索集成南方地区高速优质钻井技术

针对南方地区地质特点和钻井工程出现的突出问题，开展系统攻关，探索集成一套适合南方地区的优质钻井配套技术。

在提高异常高压气藏安全钻井方面，要加强压力预测和检测手段，精确立压与地层压力对应关系，设计出合理的井身结构，同时采用高等级封井器，提高井控装置的压力等级，避免复杂情况的出现。

在提高钻井速度和井身质量方面，首先应当利用地震、测井、已钻井资料对岩石的可钻性进行评价，建立起一套地区岩石可钻性剖面，优化钻头选型和钻柱组合方式；同时，实施国内外非常规钻井技术，如垂直钻井技术、空气钻井技术、“动力钻具＋LWD”导向钻井技术，有效提高机械钻速，降低钻井费用。

在提高完井质量方面，可以采用双级固井、尾管悬挂固井、管外封隔固井、多凝水泥浆体系固井、胶乳防气窜固井等技术措施，减少高压气井固井复杂情况的发生。

在气层保护方面，合理选择钻井液类型，建立防漏堵漏泥浆体系，重点是采用屏蔽暂堵技术，有效地保护气层。

通过系统攻关研究，争取形成具有地区特色的钻井技术体系。

3、研究高含硫气井测试配套技术

目前高含硫气藏出于安全考虑，存在测试时间短、测试方法简单、资料录取不齐全等问题，影响了对气藏的正确认识和评价。

因此，需要针对高含硫气藏特点，研究气井测试配套技术和短时测试理论，同时，开发必要的测试设备，以取全取准每口探井的静动态资料，及早识别气藏储层类型和驱动类型，为开发好气田奠定基础。

（三）加强关键技术攻关，形成具有中国特色的复杂气藏安全、高效开发配套技术

复杂气藏实现高效开发，综合集成一套从地下到井筒再到地面的开发配套技术是关键。

为此，近期应重点攻关气藏精细描述、储层改造、井筒技术、高含硫天然气集输和安全测控技术。

1、发展复杂气藏描述技术

气藏描述是合理制定气藏开发方案和技术措施的基础。

气藏描述的核心是储层，储层描述的重点是储层及其物性的空间展布和流体富集规律。

由于复杂气藏储层非均质性强，气田开发井数少，井距较大，增加了储层和流体分布规律研究的难度，需要在以下几个方面加强攻关研究：

（1）储层沉积微相分析技术

沉积微相是控制储层分布、物性变化的关键因素之一。

综合利用岩芯、测井及地震资料，开展高分辨率层序地层格架控制下的沉积微相研究，划分有利储集相带，确定储层的有利分布区，指导井位部署。

这一技术对有效开发鄂尔多斯盆地气田尤为重要。

（2）成岩相分析技术

四川盆地碳酸盐岩储层经历了长期、复杂的成岩演化过程，遭受多期的成岩作用改造，形成了原生孔隙、次生孔隙、裂缝等多种孔隙结构类型，影响储层的储集和生产能力。

因此，在古地貌、古水文条件分析的基础上，进行成岩演化及其对储层的控制作用研究，划分成岩相带，可预测有利的储集区和高产区。

（3）以井、震技术结合为主的井间储层及含气性预测技术

根据测井资料垂向分辨率高、地震资料具有侧向连续的特点，针对复杂气藏储层，通过井、震结合的地震反演和属性分析，建立不同类型储层及其含气性的地震响应模式，提高井间储层及含气性预测精度，指导富集高产区带优选。

2、创新集成复杂气藏储层改造技术

以压裂、酸化为主体的储层改造技术，是提高气井单井产量、增加经济可采储量、提高勘探开发效果的重要手段。

针对低渗致密砂岩储层和深层高含硫碳酸盐岩储层，今后一段时间要在以下三方面进行攻关研究。

应用基础研究方面，以引进和联合开发相结合，开展气藏改造的渗流