全球不同类型大型气藏的开发特征及经验.docx

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全球不同类型大型气藏的开发特征及经验

全球不同类型大型气藏的开发特征及经验

摘　要：

据AAPG的资料，全球已发现的370个大气田集中分布在西西伯利亚盆地、波斯湾盆地、扎格罗斯盆地、卡拉库姆盆地、墨西哥湾盆地、卡那封盆地以及东西伯利亚盆地，分布在上述盆地的大型气藏占总数量的45％，其储量占到大气田储量的68.3％。

在分析所有大型气藏资料的基础上，研究了大型气藏的数量、储量、地区、地层、圈闭类型、深度、发现时间等特征。

依据“实用性、针对性和科学性”分类原则，围绕岩性、厚度、规模、物性、压力、流体等因素将大型气藏划分为5种类型：

①厚层整装高渗透砂岩气藏，规模大、储层厚、物性好、或存在边底水；②低渗透砂岩气藏，规模大、物性差、一般不存在边底水；③边底水裂缝型碳酸盐岩气藏，规模大、裂缝发育、存在边底水；④高温、高压、高含硫“三高”气藏；⑤凝析气藏，压力温度异常、相态复杂、常常发生反凝析现象。

厘清大型气藏的分布特征为我国天然气藏的勘探指明了方向，总结出的不同类型大型气藏的开发特征也为相同类型气藏的经济、高效、安全开发提供了宝贵的经验。

关键词：

全球大型气藏分布特征开发特征类型划分原则勘探方向高效开发

Characteristicsandexperiencesofthedevelopmentofvariousgiantgasfieldsallovertheworld

Abstract：

AccordingtothedataofAAPG，the370discoveredgiantgasfieldsallovertheworldaremainlydistributedintheWestSiberianBasin，thePersianGulfBasin，theZagrosBasin，theKarakumBasin，theGulfofMexicoBasin，theCarnarvonBasin．andtheEastSiberianBasin．Giantgasreservoirsinthesebasinsaccountfor45％ofthetotalnumberintheworldandtheirreservesaccountfor68.3％ofthecumulativemajorfieldreserves．Therefore，wesummarizedallthedataaboutthoseglobalgiantgasreservoirsintermsofnumbers，reserves，regions，formations，traptypes，depthanddiscoverytime．Inlightoftheclassificationprincipleofpracticality，directivityandscientificity，weclassifiedgiantgasreservoirsinto5typesinrespectsofthelithology，thickness，scales，physicalproperties，pressure，andfluidcharacteristics：

（1）high-permeabilityandgreat-thicknesssandstonegasreservoirsonalargescale，withfavorablephysicalpropertiesandedge-bottomwater；

（2）low-permeabilitysandstonegasreservoirsonalargescale．withpoorphysicalpropertiesandfreeofedge-bottomwater；（3）fracturedcarbonategasreservoirsonalargescale，developedwithcracksandedge-bottomwater；（4）“three-highs”gasreservoirswithhighpressure，hightemperatureandhighsulfurcontent；and（5）condensategasreservoirswithabnormalpressureandtemperatureandthephenomenaofcomplexphasesandretrogradecondensation．ThisstudywillbeaguidancetoChina’sexplorationanddevelopmentofmoregiantgasreservoirsandwillprovidepreciousexperiencestothesafe，cost-effectiveandhigh-efficiencydevelopmentofsimilargiantgasreservoirs．

Keywords：

global，giantgasreservoir，distributioncharacteristics，developmentcharacteristics，type，classificationprinciple，explorationdirection，efficientdevelopment

大气田在世界石油工业的发展中具有举足轻重的地位，现有研究资料表明世界上绝大多数天然气赋存在少数大气田中。

近年来，我国天然气勘探开发获得了长足的发展，我国已经跻身天然气生产大国行列。

随着我国天然气工业的发展，天然气开发对象越来越复杂，我国天然气行业的健康发展迫切需要吸收国内外大型气藏开发的成功经验，中国天然气工业的快速发展依赖于大气田的持续发现和高效开发。

因此，研究全球大气田的分布特征及开发特征对于我国天然气事业的持续、高效、安全、快速发展具有重要的指导意义。

根据国际惯例，大型气藏是指最终天然气可采储量超过3tcf（850×108m3，1tcf＝283.17×108m3，下同）的气藏；特大型气藏是指最终可采储量超过30tcf（8500×108m3）的气藏；巨型气藏是指最终可采储量超过300tcf（85000×108m3）的气藏[1]。

世界大油气田分布一直受到国内外学者的广泛关注：

AAPG出版过4部有关全球大油气田的专著：

AAPGMemoir14[2]，AAPGMemoir30[3]，AAPGMemoir54[4]，AAPGMemoir78[5]；李国玉、金之钧等出版了《世界含油气盆地图集》[6]；李国玉、唐养吾出版了《世界气田图集》[7]；宋芊和金之钧对全球油气田的基本特征做过一个统计分析，但该研究利用的数据资料只到1993年底，而且没有对大气田的分布特征做出阐述[8]；白国平和郑磊依据全球发现的355个大气田对其分布特征进行分析，对世界大气田首次进行了系统研究，同时指出了大气田分布主控因素，但是没有阐述大型气藏的开发特征[9]。

笔者依据AAPG统计的气田资料，对全球范围内发现的大气田分布特征进行系统分析研究，全面梳理大气田的分布特征。

同时，为了便于研究大气田的开发特征，对全球大型天然气藏进行类型划分，分析不同类型气藏的开发特征，从中找出大型气藏开发规律和开发模式，以期为我国天然气的开发提供借鉴和指导。

1　大型气藏分布特征

1．1　大型气藏概述

据AAPG的资料，全球已发现370个大型天然气藏，这些气藏是相当长一段时间内全球天然气开采的主力军，对于世界天然气行业的市场稳定起着至关重要的作用（表1）。

笔者主要从数量和储量分布、地区及沉积盆地分布、储集层分布、圈闭类型及深度分布、发现时间等特征对全球大气田进行系统梳理，总结全球大型气藏的分布特征。

1．2　大型气藏分布特征

1．2．1大型气田数量和储量分布特征

根据国际上划分大型气田标准，全球范围内可采储量超过3tcf的370个大型气田中，巨型气田、超大型气田、大型气田之比为3：

25：

342。

而从可采储量上来看，巨型气田、超大型气田、大型气田之比为31：

28：

41。

可以看出，大型气田个数按级别的分布有“绝对集中”的特点，而大型气田储量按级别的分布有“相对分散”的特点（表2）。

1．2．2大型气田地区分布特征

按地区来说，中东和东欧、中亚、俄罗斯大型气田个数占总个数的46％，而可采储量占总储量的75％；西欧、非洲、亚洲、大洋洲、北美洲和中南美洲气田个数占总个数的64％，但是可采储量仅占总可采储量的25％（图1、表3）。

按沉积盆地来说，370个大型气藏分布在94个沉积盆地，其中55％以上的可采储量分布在波斯湾盆地和西西伯利亚盆地（图2）。

世界上分布大型气藏最多的是西西伯利业盆地（57个）、波斯湾盆地（26个）、扎格罗斯盆地（25个）、卡拉库姆盆地（20个）、墨西哥湾盆地（15个）、卡那封盆地（12个）以及东西伯利亚盆地（11个），45％的大型气藏分布在这7个盆地中（图3）。

世界上大型气田储量的分布按地区有“高度集中”的特点。

1．2．3大型气田按储集层分布特征

从层系来看，大气田的分布层系相当广泛，除了志留纪之外，从元古代至第四纪均有分布；随着储集层时代变老，大气田的个数降低（图4）；大气田主要分在石炭纪新近纪，这些层系内发现大气田个数为338个，占大气田总数的91％；大气田储量主要存在于白垩纪、三叠纪和二叠纪，可采储量分别占到大气田总可采储量的23％、22％和l7％（图5）。

从储集层岩性来说，大气田储集岩类型集中分布在砂岩和碳酸盐岩，其中砂岩气藏的个数和可采储量均占整个大型气田的一半以上，是大型气藏储集层类型的主体。

但是，碳酸盐岩气藏储量规模明显高于砂岩气藏，碳酸盐岩气藏个数仅占总个数的26％，而其可采储量却占到46％，砂岩个数占总个数的71％，而其可采储量占总储量的54％（表4）。

1.2.4大型气田按圈闭类型及深度分布特征

从圈闭类型来看，大型气田中，构造圈闭无论是个数还是可采储量均在整个大型气藏圈闭类型中占有绝对优势，其个数和可采储量占整个大型气田的百分比分别为80％和86％（表5）。

从深度特征来看，由于44个气田没有深度数据，仅对326个气田的深度数据进行统计，大型气田深度相对集中分布在1500～3000m的深度段内，气田个数占总统计统计个数的52％，其储量占整个大型气田储量的64％。

小于1500m的气田个数占21％，大于2500m的气田个数占26％（图6）。

1.2.5大型气田发现时间分布特征

纵观全球整个天然气的勘探发现历史，可以发现全球天然气整体可采储量的增长与理论技术进步、政府优惠政策以及天然气气价密切相关。

整体上来说，

全球大气田发现经历4个高峰期：

1954年—1959年、1963年—1979年、1988年1992年、1997年—2001年，4次高峰期内所发现气田从构造气田向构造岩性气藏过渡，其构造气藏比例依次为：

100％～87.6％～71.4％～65.0％，构造岩性气藏比例依次为：

0～9％～18％～26％（图7、8）。

针对某一具体盆地来说，天然气可采储量的增长除了同非自然因素（包括公司的投入以及政策支持）和盆地具体特征（包括储层特征、沉积特征、流体特征等）有关外，更重要的是与理论技术的进步密切相关。

如利用层系地层预测油气发现模式，在挪威上侏罗区块中，油气藏的发现遵循由高位构造油气藏（Troll油气藏）到海侵地层油气藏（Draugen油气藏），最后是低位深水油气藏（Fram油气藏）（图9）。

理论技术的进步为单一特征盆地天然气发现潜力指明道路，为关键技术发展趋势指出方向。

总之，对一特定盆地，大气田的发现可以持续几十年，盆地的地质条件愈复杂，发现的持续时间愈长。

这些特征决定了我国的天然气勘探开发是一个长期的过程，随着理论技术的进步及对盆地认识程度的增加，相信在相当长时间内我国的天然气探明储量将保持持续增长。

2　大型气藏开发特征

大型气藏的储层地质、圈闭类型、流体分布等特征各具特色，为了研究大型气藏的开发特征，有必要对已发现大型气藏进行梳理，划分其主要类型，研究其开发特征。

2．1　大型气藏类型划分

2．1．1大型气藏类型划分原则

在大气藏类型划分的过程中，遵循“实用性”“针对性”“科学性”三大原则，对全球大气藏进行类型划分[10]。

需要说明的是，三者重要性不是等同的，实用性是首要原则，针对性和科学性是次要原则。

2．1．2大型气藏类型划分结果

根据三条划分原则，围绕岩性、厚度、规模、物性、压力、流体等因素将全球大型气藏划分为以下几种类型：

①厚层整装高渗透砂岩气藏；②低渗透砂岩气藏；③边底水裂缝型碳酸盐岩气藏；④“三高”气藏（高温、高压、高含硫）；⑤凝析气藏。

大型气藏类型划分为其开发特征的研究奠定基础。

2．2　大型气藏开发特征

2．2．1厚层整装高渗透砂岩气藏开发特征

厚层整装高渗透砂岩气藏的主要特征是：

“规模大、储层厚、物性好、或存在边底水”，该类气藏开发以格罗宁根气藏最为典型。

2．2．1．1地质概况

该气藏为西荷兰盆地南部二叠系气藏，气藏产层为斯特洛奇特伦段（河流砾岩、砂岩和风成砂岩）和顿布厄段（粉砂质细砂质黏土岩）；主力层厚度为158m，含气面积为800km2，气藏可采储量为2.8×1012m3；孔隙度介于15％～20％，渗透率介于0.1～3000mD。

2．2．1．2开发概况

该气藏发现于1959年，1963年投产，壳牌和埃克森美孚合资（NAM）开发。

气藏有边底水，气水界面为-2970m，气层压力为35.5MPa，井深为3000m，为弹性水驱；同时天然气组成中甲烷占81.3％，乙烷以上重烃含量为2.84％，N2为14.32％，CO2为0.87％，属于干气气藏。

气藏最高日产气3.5×108m3，目前（2009年）9300×104m3／d，年产气350×108m3；截至2009年，累积产气1.7×108m3，60％的原始可采储量已经被采出。

2．2．1．3气藏开发特征

1）承担“调峰生产”作用，保证地区安全平稳供气

由于该类气藏产气量高，因此气田生产在整个国家甚至地区的天然气供应中担当调峰的作用。

荷兰政府自从石油危机之后采取保护格罗宁根的政策，支持发现和开采尽量多的小气田，有将近格罗宁根气田一半储量的气田被发现。

在供气紧张时，格罗宁根气田大规模生产，保证安全供气；在供气不紧张时，把它作为储气库用。

这样既稳定了格罗宁根气田压力，提高了格罗宁根气田的采收率，又解决了安全平稳供气的问题。

截至目前，小气用产量占每年产量的30％，格罗宁根气田占70％，大气田的“调峰生产”和小气田的“持续生产”有力地保证了地区安全平稳供气。

2）采用“井组布井”方式生产，实现气田高效开发

由于气田厚度大，储层物性好，较好的气藏储层地质条件为高效井组的布井奠定了基础。

同时，格罗宁根气田位于入口稠密地区，为了少占耕地、安全和环境保护，气田开发采取井组式布井方式。

气田开发设计为25个井组，每个井组8～10口井，实际建成28个井组，生产井285口，日生产能力达到5×108m3。

井组间距2.4km，包括8～10口3050m深的生产井，分为两排，每排4～5口，地面井距70m，钻开125m厚的储层。

井组式布井方式开发降低了气田开发的各项成本，实现了气田的高效开发。

3）加强水侵及压力动态监测，保持气藏压力均衡生产

由于气藏规模较大，同时含有边、底水，因此在整个开发过程中，要加强动态监测，保持气藏压力均衡，避免由于压降漏斗造成边、底水的突进。

针对格罗宁根气藏，为了随时观察气、水界面的变化情况，防止边底水的不均匀推进造成气井产量递减，采取了3项措施：

①打定向斜井和控制打开程度，为避免在储层局部地区集中采气，过早形成水锥，用钻定向井的方法布置地下井位，尽量加大地下井距，同时把射孔下限限定在距气水界面50m；②建立观察点，在气田北部布置了一批钻穿气、水界面的含水层观察井，采用斯伦贝谢脉冲中子测井仪器实测气、水界面移动的位置监测水侵变化；③开展水锥试验，在含水层附近钻了一批水锥试验井，这些井全部钻穿气、水界面，并在允许条件下以最高速度进行生产，以便在早期发现水锥。

另一方面，气藏开发初期，为避免边底水过早地窜入气层，采取首先开采构造顶部的气，即先开发气田南部。

同时，为了保持气藏压力均衡，避免南部气层压力下降过快，造成气田过早上压缩机，从1970年开始在气田中部和北部投产新的井组，并提高开采速度。

当气田北部产量提高约50％时，北部和南部的压力逐渐趋于一致，l983年以前气田在最大压差不超过2MPa条件下进行配产（图10），从而保证整个气藏压力的均衡生产。

2．2．2低渗透砂岩气藏开发特征

低渗透砂岩气藏的主要特征是：

“规模大、物性差、一般不存在边底水”，该类型气藏以我国的苏里格气藏为代表。

2．2．2．1地质概况

苏里格气田构造形态为由北东向南西方向倾斜的单斜。

该气田含气层位主要为二叠系下石盒子组盒8段及山西组山1段。

气层埋深介于3200～3600m，储层孔隙度介于5％～l2％，渗透率介于0.06～2.00mD，压力系数为0.87，储量丰度介于1×104～2×103m3／km2，是典型的低渗透率、低压力、低丰度的“三低”气田。

截至2012年，累计探明天然气地质储量3.49×1012m3。

2．2．2．2开发概况

该气田产能建设始于2006年，截至2012年底，累计投产气井5862（水平井388）口，日均开井4693口，日均产气5412.44×104m3，平均单井产量1.15×104m3／d，产量压降速率控制在0.013MPa／d。

2．2．2．3气藏开发特征

1）储层物性差，气井基本无自然产能，储层改造是实现气井经济有效开发的基础

苏里格气田的“三低”特征以及气藏的强非均质性，导致有效砂体连续性和连通性差。

气井试气成果表明，苏里格气田除少数气井无阻流量大于10×104m3／d，超过90％的气井无阻流量小于10×104m3／d，且其中一半的气井无阻流量小于4×104m3d[11]。

苏里格气田1口直井一般可钻遇2～4个气层，最多可钻遇6～7个气层，只有通过对气层的充分改造，提高剖面上储集层的动用程度，才能提高单井产量，实现效益开发。

自2000年以来，苏里格气田持续进行改造技术的试验攻关，不断取得阶段性突破，经历了大规模合层压裂、适度规模压裂、直井水平井分段多层压裂、体积压裂等几个阶段。

2012年在苏里格气田进行了10口井的体积压裂现场试验，平均无阻流量达到68.07×104m3／d，取得了较好的增产效果。

因此，低渗砂岩气藏通过储层改造技术的不断进步可以大幅度提高单井产量，从而实现该类型气藏经济有效开发。

2）单井产量递减较快，区块接替+井间接替方式是气田稳产的主要方式

通过分层分段压裂、大规模体积压裂，苏里格气田初期单井产量较高，实现了气藏储量的有效动用。

但是，由于气藏基质物性较差，单井控制储量较小，有限的气不能无限制高速的供向井筒，造成气井表现为产量低、稳产期短，地层压力下降快、关井压力恢复缓慢的特点[10]。

苏里格气田气井稳产能力差，一般稳产3年，有的气井几乎没有稳产期，一直呈现递减趋势，因此气田稳产面临巨大挑战。

对于该类气田的稳产，一方面，由于气井控范围有限，大量剩余气无法有效动用，因此可通过多种手段进行井网评价，对气井不断进行加密调整保证气田稳产。

另一方面，该类气藏的开发往往是富集区优先开发，随着技术的进步以及气藏特征认识程度的增加，早期认为不可动用的区块利用现有技术可以实现有效动用。

因此，整个气田的稳产可以通过滚动扩边从而实现整个气田的稳产、甚至上产。

因此，对低渗透砂岩气藏来说，井间接替和区块接替是实现气田稳产的主要方式[12-13]。

3）气井控制范围有限，井控储量小，气井加密调整是提高气臧采收率的有效手段

苏里格气田早期井网1200×600m，气井单井控制储量低，一般在1000×104～3500×104m3，平均2100×104m3，有大量的剩余气依靠目前井网无法动用[14]。

因此，气井加密是苏里格气田提高采收率的有效手段。

针对苏里格气田单井控制储量低的问题，形成了一套针对低渗透砂岩气藏开发井距优化系列评价方法[12]。

综合利用地质、测井及生产动态等资料，以储层沉积学和测井地质学的理论为指导，对实施加密井进行砂体解剖；结合井组干扰井试井成果，进一步验证砂体规模与连通性；利用相控建模对储层砂体井间分布和储层物性的变化规律进行预测，建立高精度的储层三维地质模型；利用丛式井、水平井等多种井型井网提高储层平面及纵向动用程度。

在有效储层规模及空间展布规律研究的基础上，利用动储量评价、经济极限法、数值模拟法等对气田井网井距进行优化。

优化结果表明，平均储量丰度1.2×108m3／km2，合理单井控制面积0.48km2，井距为800×600m，该井网较前期开发井网（1200×600m）更合理，可以提高苏里格最终采收率约15％。

随着天然气价格的提高以及开发成本的进一步降低，相信在800×600m井网基础上还有不断加密的空间，可进一步提高气藏采收率[15]。

4）气藏构造相对简单，有效储层普遍发育，建立规模化丛式井组、采用“工厂化”作业是实现气藏高效开发的关键

苏里格气田的构造相对简单，有效储层大面积分布，为“工厂化”作业奠定了基础。

同时，井型井网的优化促进了苏里格气田开发方式的转变，也为工厂化作业带来了契机。

气田从2007年—2008年开展丛式井试验，通过两年的技术攻关，完善了“富集区块整体部署，评价区随钻部署”的丛式井部署流程，形成了丛式井开发配套技术。

2009年开始大力推广丛式井开发，在优化井场布置、节约用地面积、减少采气管线、优化生产管理、降低综合成本、科技绿色环保等方面起到了举足轻重的作用。

2009年全年完钻丛式井占总井数的56.1％，平均钻井周期缩短至20d左右，Ⅰ+Ⅱ类钻井比例高达87.5％，丛式井开发取得了良好效果。

因此，采用规模化丛式井组开发模式和精细化管理，将钻井、压裂、试气等作业程序“流程化、批量化、标准化”，从组织模式、资源配置、流程设计、技术支撑、作业管理等多方面进行革新，集中现有资源和技术优势，专业化施工、模块化组织、程序化控制、流程化作业。

苏里格气田形成了具有特色的工厂化钻完井作业模式，实现了“三低”气田的规模效益开发，为同类型气田高效开发树立了样板[16-17]。

2．2．3边底水裂缝型碳酸盐岩气藏开发特征

边底水裂缝型碳酸盐岩气藏的主要特征是：

“规模大、裂缝发育、存在边底水”，该类气藏以奥伦堡气藏为代表。

2．2．3．1主要地质特征

奥伦堡气田处于伏尔加—乌拉尔盆地乌拉尔山前坳陷带南端的西侧，于1966年被发现，气田受奥伦堡长垣构造控制。

气藏为裂缝—孔隙型大气田，主力气层为二叠纪碳酸盐岩，含气面积为1500km2，气藏中部含气层厚度为525m，西部为275m，气藏平均埋深为1700m，产层有效厚度介于89.4～253.6m，孔隙度为11.3％，渗透率介于0.098～30.6mD，气藏原始地层压力为20.33MPa，天然气储量为1.9×1012m3。

2．2．3．2主要开发概况

奥伦堡气田含气面积广，储量大，储层非均质性强，气井产能差别大，气井见水早。

该气田1968年开发，1974年开始工业化开采，根据气田不同部位的地质特征、天然气和地层水化学组分、地层水活跃程度和开采特征的差异，将气田分为15个开采区。

气田最高年产量450×108m3，