四川盆地天然气勘探开发技术进展与发展方向

李鹭光

中国石油西南油气田公司

四川盆地天然气勘探开发技术进展与发展方向

李鹭光

中国石油西南油气田公司

四川自西汉时期就发现并利用了天然气,川渝石油人在四川盆地建成了新中国成立后的第一个天然气工业基地。为推进“建设300亿战略大气区和一流天然气工业基地”的工作目标,首先分析了四川盆地天然气工业现状:①川渝地区经济社会对天然气依存度越来越高;②天然气勘探开发配套技术日臻完善;③地面系统综合配套能力大幅提高;④资源基础更加雄厚,产量快速增长。总结了中国石油西南油气田公司近期在该盆地天然气勘探开发工作中所取得的技术进展:①岩性气藏勘探技术取得重大突破;②深层礁滩高含硫气藏开发技术攻关成效显著;③形成须家河组气藏一类区开发主体配套技术;④钻完井及其配套技术攻关取得重要进展;⑤老气田稳产和提高采收率配套技术进一步完善。进而指出了下一步的工作方向:在开江—梁平海槽两侧,须家河组,石炭系、嘉陵江组等老区层系,震旦系—下古生界新领域等勘探开发主攻方向,深入开展深层礁滩气藏、低孔渗碎屑岩气藏、高含硫气田、老气田勘探开发技术攻关,并以页岩气勘探开发为重点,全面展开非常规天然气的勘探开发工作,推动该盆地天然气快速增储上产,再上新台阶。

四川盆地 中国石油西南油气田公司 天然气工业 现状 勘探开发技术进展 发展方向 大气区

川渝气区是我国最早的天然气工业基地,经过几十年的不懈努力和发展,2004年中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)在四川盆地建成全国首个天然气年产量超过百亿立方米的大气区。进入“十一五”以后,西南油气田紧紧依靠科技进步,大力实施科技创新战略,着力加大科技攻关和新工艺新技术推广应用力度,天然气勘探开发技术不断取得重大进展,有力支撑了勘探开发主营业务的快速推进和天然气储量产量的快速增长,2006年成为全国首个以生产天然气为主的千万吨级大油气田,2009年天然气产量超过150×108m3,为川渝等周边六省市经济社会的发展做出了重大贡献。站在“十二五”新的历史起点上,四川盆地勘探领域不断扩展,对象日益复杂,勘探开发难度进一步加大,必须始终把发展的基点牢固地建立在依靠科技进步上,依赖关键技术和瓶颈技术的突破,才能全面推动和实现油气田的跨越式发展,为建成“300亿战略大气区和一流天然气工业基地”提供有力支撑和保障。

1 四川盆地天然气工业现状

1.1 资源基础更加雄厚,产量快速增长

“十一五”期间,西南油气田在岩性气藏勘探中获得重大发现,探明龙岗、须家河组等一批大中型气田(藏),新增天然气探明储量超过5 000×108m3,年均新增探明储量在1 000×108m3以上,是“十五”年均探明储量的1.8倍。在储量大幅度增加的同时,天然气产量也持续较快增长,“十一五”期间累计生产天然气超过700×108m3,占同期全国天然气总产量的近20%,年均增长达6%,2010年产量达到153×108m3,形成了龙岗、须家河组、老气田等三大主要生产领域。

1.2 地面系统综合配套能力大幅提高

“十一五”期间,随着地面系统建设力度的加大和北内环、罗家寨外输管线等骨干管道相继投产,川渝地区输配气管网系统更加完善,累计建成集输管网1.8 ×104km,同时地面系统其他配套建设也达到新的水平,采集输场站超过1 500座,净化厂达14个,西南油气田地面系统年综合配套能力达到200×108m3。随着忠武线与西气东输管道的联通,以及下一步中卫—贵阳管道的建成,将实现川渝地区与全国管网连接,输供配套能力必将进一步加强。

1.3 天然气勘探开发配套技术日臻完善

围绕制约生产发展的关键核心技术,西南油气田加大科技攻关和新工艺新技术应用力度,组织实施龙岗气田整体勘探开发、须家河组气藏规模效益开发、川东北高含硫气田安全清洁开发等三大攻坚战和老气田稳产工程,在碳酸盐岩气田勘探开发、高含硫气田勘探开发、低渗透碎屑岩气田勘探开发、有水气田开发、天然气净化处理、管道集输与完整性管理、标准化建设以及复杂深井钻完井、欠平衡井、水平井等工程技术方面形成了一系列富有特色的专有技术,有力地支撑了天然气业务的持续有效快速发展。

1.4 川渝地区经济社会对天然气依存度越来越高

天然气在川渝地区一次能源消费结构中所占比例在16%左右,大大高于全国3.8%的平均水平,形成了大规模天然气产业集群,行业天然气使用率在80%以上。川、渝等周边六省市已有千余家大中型工业用户、1 200多万户居民家庭以及1 0000多家公用事业用户,城镇气化率超过80%。天然气的使用大大降低了大气污染物排放量,2006～2010年西南油气田供应天然气超过700×108m3,相当于替代原煤13 122×104t,减少二氧化碳排放量10 646×104t;相当于替代燃料油561×104t,减少二氧化碳排放量5 014×104t,为区域经济社会发展、低碳经济发展和减少温室气体排放等都作出了重大贡献。

2 天然气勘探开发技术进展

“十一五”以来,四川盆地岩性气藏、低渗透气藏、高含硫气藏逐步成为天然气勘探开发的主要对象,西南油气田加大科技攻关、新工艺新技术推广应用和科技现场试验力度,围绕龙岗气田、须家河组气藏和高含硫气田等主攻领域组织实施三大攻坚战,同时全面深化和推动老气田稳产和提高采收率工程,在勘探、钻完井、气藏工程、采气工程、地面工程等专业技术方面都有新突破、新进展,初步形成了适应不同类型复杂气藏的勘探开发配套技术,有力支撑了四川盆地天然气增储上产。

2.1 岩性气藏勘探技术取得重大突破

“十一五”以来,岩性气藏勘探成为四川盆地油气勘探的主要对象,围绕“开江—梁平”海槽两侧礁滩和大川中须家河组勘探技术的攻关,取得了多项关键技术重大进展和突破。

1)礁滩气藏勘探技术。立足龙岗气田示范工程,地质、物探、测井紧密结合,建立了“开江—梁平”海槽沉积发展模式,明确礁、滩储层受控因素,揭示了礁滩气藏富集规律;针对性优化地震观测系统设计,形成大面积山地三维地震高效采集技术;发展完善了地震层序分析、古地貌恢复、模型正演的礁滩储层地震预测技术(图1);集成了基于叠后吸收衰减、叠前AVO模型正演、叠前AVO属性分析、岩石物理参数交会分析及叠前弹性阻抗、叠前同时反演的礁滩气藏烃类地震检测技术;配套了礁滩储层岩性定量解释、储层参数定量计算、储层有效性评价和气水判别的礁滩气藏储层测井流体性质识别技术。上述配套技术的应用,识别出龙岗地区29个礁滩储集体,礁滩储层地震预测符合率超过80%,气、水识别井震吻合率超过70%,测井流体储层识别符合率超过86%,有力支撑了龙岗气田勘探开发攻坚战的有效推进。

图1 弱反射信号及深层礁滩体成像处理技术剖面图

2)碎屑岩气藏勘探技术。立足前陆盆地发展模式,认识了盆地结构控制须家河组气藏类型,前陆隆起带和斜坡带具有形成大中型气藏的有利条件,有利沉积相、继承性古构造、高丰度烃源区和裂缝发育带是气藏富集带;建立了二维地震网格法采集模式,形成和发展了大面积砂岩储层预测技术和识别致密砂岩中高孔储层的地震综合预测技术;建立了致密砂岩储层下限综合评价技术,创新集成的低电阻气层测井综合识别技术,有效解决了大川中“砂中找好砂”的储层地震预测难题(图2)。通过这些技术的全面应用和实践,已初步形成了大川中须家河组气藏三级储量万亿立方米规模储量区。

2.2 深层礁滩高含硫气藏开发技术攻关成效显著

针对龙岗地区礁滩气藏高温、高压、高含硫特点开展的开发技术攻关取得重要进展,有力支撑了龙岗气田试采工程建设和投产。开发地质综合评价研究深化了对龙岗气田礁滩气藏储层非均质性、气井产能、气田水分布特征的认识,为试采区合理开采奠定了基础;形成了分层酸化合层开采的完井管柱优化技术和150℃高温凝胶酸和转向酸酸液体系,使超深、高温、高压、高含硫气井完井与储层改造配套技术不断完善,支撑了龙岗气田试采区单井日产量最高达80×104m3气井的产能建设;建立了井筒安全屏障及实际工况油套管柱安全分析技术,确保了投产的高含硫气井安全可靠生产;形成和完善了酸性天然气腐蚀与防腐配套技术,解决了高含硫气藏井下与地面系统整体防腐问题;高含硫天然气净化技术的配套和完善,支持建成了国内单系列最大规模的脱硫、硫磺回收和尾气处理装置,为龙岗气田试采工程一次投产成功提供了有力保障。龙岗气田礁滩气藏投产气井井均日产气量达到25×104m3,成为四川盆地有史以来单井日产量最高的气田(图3)。

图2 合川—安岳地区须家河组气藏有效厚度分布图

2.3 形成须家河组气藏一类区开发主体配套技术

图3 龙岗气田礁滩气藏试采曲线图

针对川中须家河组气藏低孔低渗储层特性(图4),结合沉积特征、构造特征、储层发育程度、储量丰度、气井测试、生产动态等优选有利区,基本形成以“区块优选+丛式井组(直井+斜井)钻完井+分层压裂(合川)/大型压裂(广安)+井下节流+地面标准化设计”为核心的气藏一、二类区效益开发主体技术。特别是在储层分层及多段改造技术上取得重大突破,形成了以封隔器分层技术、水力喷射分层技术和连续油管分层技术为核心的分层改造技术,实现了一趟管柱分压4层,提高了作业效率;自主研发出了大通径分层压裂工具,满足了3层压裂后生产测试;封隔器分层与可回收压裂液体系相结合在丛式井组实现集中压裂,进一步优化了作业方式、降低作业成本,增产效果显著;自主研制了水力喷射工具,形成了水力喷射分层加砂压裂设计技术及3种配套工艺,实现了4层以上的分层改造;连续油管水力喷射射孔、环空加砂压裂为进一步提高压裂效率、为后期生产测试创造了条件;在水平井分段改造上,自主研制了裸眼封隔器、扶正器、投球压裂滑套等分段压裂工具系列,填补了裸眼水平井分段改造国内技术空白。

图4 井、震结合预测合川地区须二段气藏储层分布图

通过推广应用主体技术,川中须家河组井均日产量由2006年以前的0.5×104～1.0×104m3提高至2.0×104m3以上,钻井成功率由2006年以前的24%提高至81.7%。其中合川1井区一类区30口获气井井均测试日产气量为7.92×104m3,钻井成功率达96.8%。

2.4 钻完井及其配套技术攻关取得重要进展

1)超深井快速钻井技术。形成以气体钻井、PDC钻头为主的超深井快速钻井技术,钻井提速明显。目前采用的气体钻井技术平均机械钻速达每小时10.69 m,是普通泥浆钻井机械钻速的3～5倍。通过实施优选PDC钻头,目前单只PDC钻头平均进尺达612 m,是“十五”期间的1.5倍(图5)。

2)气体钻水平井配套技术。配套完善了天然气钻井、EM-MWD随钻测量、随钻地质导向井眼轨迹控制等系列气体钻水平井技术;研制了多套用于气体钻水平段增、稳、降斜的空气螺杆钻具组合及扶正器钻具组合。在广安002-H8-2井创立了国内气体钻水平井水平段最长(539.76 m)、气体钻水平井最深(2 619 m)以及气体钻水平井水平位移最大(1 031.42 m)3项气体钻水平井全国新纪录。气体钻水平井技术整体处于国内领先水平。

图5 龙岗地区开发井气体钻与常规钻钻速比较图

3)防漏治漏配套技术。形成了气体/欠平衡钻井防漏技术、随钻防漏技术、无渗透钻井液技术及堵漏工具等多项综合技术,堵漏成功率从2005年的57%提高到73%。

4)超深、高温、高压、大温差条件下固井技术。解决了70～130℃的大温差超缓凝问题,深井`177.8 mm悬挂套管固井质量大幅提高;形成了深井、超深井成熟的高温高压固井水泥浆体系,`127 mm尾管固井优质率不断提高。

2.5 老气田稳产和提高采收率配套技术进一步完善

1)精细气藏描述技术。形成地震储层预测技术、裂缝精细表征技术、气藏精细地质建模技术、气藏开发动态监测技术、精细气藏数值模拟技术、剩余储量描述技术、治水挖潜增效开发技术等7个精细气藏描述主体技术系列。老气田精细气藏描述成为重新认识和评价老气田,弄清剩余储量分布,明确挖潜目标,制订合理开发调整方案的重要手段。通过对五百梯气田石炭系(图6)等11个气藏进行精细描述,核增地质储量317.16×108m3,增加可采储量173.41×108m3,延长稳产年限2～5 a,提高采收率5.8%～12.5%,效果显著。

图6 五百梯气田石炭系气藏Ⅰ+Ⅱ类储层剩余储量分布图

2)气田水整体治水综合配套技术。气藏工程在技术和理论上均取得重大进展,形成了裂缝—孔隙型储层气水两相渗流描述方法、定向裂缝水窜动态分析和预测方法、裂缝水窜气藏整体治水模拟方法、产水气井模糊聚类分类和出水影响先期预判方法等6大配套技术,为深化水侵规律的认识创造了条件;排水采气工艺上创新发展气体加速泵、油管压力操作阀气举、球塞气举等7大排水采气新技术,并完善优选管柱、泡沫排水等6项成熟技术,解决了高温、深井排水和低压气井排水问题。

3)水平井动用低渗透储量配套技术。形成和完善了一套针对层状碳酸盐岩气藏低渗透储量动用的综合配套技术,低渗透区地质及渗流特征评价、水平井靶体目标优选、水平段合理长度优选、水平井产能预测、水平井巷道优化、水平段地质导向、储层改造工艺优化等技术的应用和完善,大幅度提高了川东石炭系和磨溪雷口坡组气藏单井产量和低渗透储量动用率,井均产量达到同区直井的3～5倍,开发效益十分显著。

3 四川盆地天然气勘探开发技术发展方向

四川盆地天然气资源丰富,盆地天然气资源量为10.6×1012m3,按盆地现有探明储量计算,探明率仅19.5%。随着新技术推广应用和认识深化,盆地二叠系长兴组、三叠系飞仙关组礁滩以及三叠系须家河组勘探相继获得重大突破,资源量还将有较大增长,资源潜力很大。从待发现资源分布来看,以上三叠统为最多,占31.1%;其次为中下三叠统—上二叠统,占19.9%(图7)。此外,四川南部地区下古生界海相页岩气资源丰富,初步估算寒武系筇竹寺组和志留系龙马溪组页岩气资源量在4×1012m3以上。这些领域都是四川盆地下一步勘探开发的重点,也是盆地天然气持续上产的重要方向。

图7 四川盆地常规天然气剩余资源量分布图

“十二五”期间,西南油气田将围绕“建设300亿战略大气区和一流天然气工业基地”的目标,在开江—梁平海槽两侧,须家河组,石炭系、嘉陵江组等老区层系,震旦系—下古生界新领域等勘探开发主攻方向,深入开展深层礁滩气藏、低孔渗碎屑岩气藏、高含硫气田、老气田勘探开发技术攻关,并以页岩气勘探开发为重点,全面展开非常规天然气的勘探开发工作,推动盆地天然气快速增储上产再上新台阶。

为此,针对勘探开发对象日益复杂多样、对技术要求更高的现实,“十二五”期间四川盆地天然气勘探开发主体技术将在以下5个方向持续发展和深化:

1)超深复杂气藏勘探开发技术的配套完善。通过基于储层(叠前、叠后)预测的地震资料保幅处理、低孔渗碳酸盐岩储层叠前烃类检测、超高压深井钻完井和安全投产等技术攻关,解决深层岩性气藏储层预测、气水识别、超高压超深气井钻完井及测试、超深有水气藏排水采气等技术难题。

2)低孔渗碎屑岩气藏勘探及规模效益开发技术的配套完善。通过碎屑岩岩性气藏圈闭识别及烃类检测技术,裂缝—孔隙型碎屑岩储层测井评价技术,水平井、分支井钻完井技术,须家河组气藏二、三类储层多层、多段增产改造工艺技术等攻关,解决碎屑岩低孔薄储层预测,低孔薄气层的烃类地震检测,低孔薄储层测井流体识别,川中地区须家河组二、三类储量区提高单井产量等技术难题。

3)高含硫气田安全清洁开发配套技术的形成完善。通过对新技术、新材料的研究和运用,解决高含硫气藏排水采气工艺、气田腐蚀防护、高含硫天然气净化、高温深层高含硫气藏修井、安全清洁开发等技术难题。

4)老气田开发中后期稳产和提高采收率配套技术的深化完善。通过薄储层和裂缝的识别和描述技术、有水气藏治水技术、低压低渗透储层改造技术等攻关,解决石炭系低压低渗透储层改造、低压气井修井、水淹储量动用等技术难题。

5)页岩气勘探开发配套技术的初步形成。通过引进国外页岩气勘探开发技术,消化吸收并加强技术攻关,搞清盆地富有机质页岩的有效分布范围及页岩气资源前景,逐步建立页岩气地质评价标准,优选开发区块,突破水平井钻完井及分段加砂压裂关键技术,实现四川盆地页岩气资源的规模有效开采。

4 结束语

“十二五”是西南油气田发展的关键时期,也是“建设300亿战略大气区和一流天然气工业基地”的攻坚期。“十二五”发展目标宏伟,任务艰巨,必须继续解放思想,大力实施创新战略,把科技创新和技术进步作为推动科学发展、转变发展方式的重要支持和保障,才能不断开创四川盆地天然气勘探开发的新局面。

Technical progress and developing orientation in natural gas exploration and development in the Sichuan Basin

Li Luguang
(Southwest Oil&Gasf ield Company,PetroChina,Chengdu,Sichuan610051,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 31,ISSUE 1,pp.1-6,1/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Natural gas was first discovered in Western Han Dynasty in Sichuan,thus the first natural gas industrial base was founded in the Sichuan Basin after the establishment of People’s Republic of China.For achieving the goal of building a first-class natural gas industrial base with 300 billion m3of annual gas productivity the strategy of which has been planned by the PetroChina Southwest Company,this paper first analyzes the present status of natural gas industry in the Sichuan Basin as follows:a.the dependence degree on natural gas is getting higher and higher in Sichuan and Chongqing areas due to the rapid development of economy;b.the matching technologies of gas exploration and development are becoming better and improved to an advanced level;c.ground surface system is improved to a high level;d.the gas productivity is keeping on a rise with solid resource reserves.Then,technical progresses made by the PetroChina Southwest Company in the gas exploration and development are also summarized herein:a.a great breakthrough has been made in the exploration of lithologic gas reservoirs;b.obvious technical achievements have been made in the development of deep reef-bank and high-H2S gas reservoirs;c.a package of key technologies has been fulfilled for the exploitation of the type-Ⅰzone of the Xujiahe gas reservoirs;d.good results has been made in technical research of drilling and completion including their matching technologies;e.the previous technologies have been further improved to ensure the steady production and help enhance the rate of gas recovery at the mature gas fields.Finally,the future orientation for gas exploration and development is also pointed out herein:a.the main targets include those explored layers like both sides of Kaijiang-Liangping trough,the Xujiahe Formation,Carboniferous and the Jialingjiang Formation,etc.and those under-explored layers like the Sinian-Lower Palaeozoic formations;b.more advanced technologies should be explored for the exploration and development of deep reef-bank gas reservoirs,lowporosity and low-permeability clastic rock gas reservoirs,high-H2S gas fields and those mature gas fields;c.unconventional gas exploration and production should be encouraged from all sides with the shale gas taken as the focus,enhancing both reserves and production in the Sichuan Basin to a high level.In conclusion,all those above-mentioned targets will be achieved with solid gas resource reserves,advanced exploration and development technologies,as wells as the implementation of elaborate management and talent strategy.

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李鹭光,教授级高级工程师,博士;1983年毕业于原西南石油学院钻井专业,2004年获油气田开发专业博士学位;现任中国石油川渝石油企业协调组组长、中国石油西南油气田公司总经理,担任本刊第六届编委会主任。地址:(610051)四川省成都市府青路一段3号。

李鹭光.四川盆地天然气勘探开发技术进展与发展方向.天然气工业,2011,31(1):1-6.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.001

2011-01-10 编辑 居维清)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.001

Li Luguang,professor of senior engineer,graduated in drilling from Southwest Petroleum Institute in 1983.He obtained his Ph.D degree in oil and gas field development in 2004.He is now General Manager at the PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company and is director of the 6th NGI Editorial Committee.

Add:No.3,Sec.1,Fuqing Rd.,Chengdu,Sichuan 610051,P.R.China