全球不同类型大型气藏的开发特征及经验

贾爱林 闫海军 郭建林 何东博 魏铁军

中国石油勘探开发研究院

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（8 500×108m3）的气藏；巨型气藏是指最终可采储量超过300tcf（85 000×108m3）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：AAPG Memoir 14［2］，AAPG Memoir 30［3］，AAPG Memoir 54［4］，AAPG Memoir 78［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。

表1 世界前十大型天然气藏基本情况表

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）。

表2 世界大型气田可采个数以及可采储量按级别分布表

图1 世界大型气田可采储量按地区分布柱状图

表3 世界大型气田可采储量按地区分布表

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亚盆地（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17%（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）。

图2 世界大型气田可采储量按盆地分布柱状图

图3 世界大型气田个数按沉积盆地分布柱状图

图4 世界大型气田按地层个数分布柱状图

图5 世界大型气田按地层可采储量分布柱状图

表4 世界大型气田按储集岩类型统计表

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1 500～3 000m的深度段内，气田个数占总统计个数的52%，其储量占整个大型气田储量的64%。小于1 500m的气田个数占21%，大于2 500m的气田个数占26%（图6）。

表5 世界大型气田按圈闭类型统计表

图6 大型气田深度概率分布柱状图

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。

图7 世界大型气田逐年发现个数柱状图

图8 世界大型气田逐年可采储量柱状图

图9 层序地层预测油气发现模式对油气储量的促进作用图

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0.1～3 000mD。

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－2 970m，气层压力为35.5MPa，井深为3 000m，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）9 300×104m3／d，年产气350×108m3；截至2009年，累积产气1.7×1012m3，60%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，小气田产量占每年产量的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，格罗宁根气田位于人口稠密地区，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3 050m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，1983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。

图10 格罗宁根气藏压力逐年变化曲线图

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3 200～3 600m，储层孔隙度介于5%～12%，渗透率介于0.06～2.00 mD，压力系数为0.87，储量丰度介于1×104～2×104m3／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5 862（水平井388）口，日均开井4 693口，日均产气5 412.44×104m3，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4×104m3／d［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藏采收率的有效手段

苏里格气田早期井网1 200×600m，气井单井控制储量低，一般在1 000×104～3 500×104m3，平均2 100×104m3，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（1 200×600m）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1 500km2，气藏中部含气层厚度为525m，西部为275m，气藏平均埋深为1 700m，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450×108m3，1991年到现在气田进入产量递减期，现在每年生产180×108m3。气藏为边底水混合驱动，气藏选择性水侵严重，气井过早水淹。底水主要沿中部裂缝发育带上窜侵入，1971年投产8个月后即有1口井产水，1981年有49口井产水，单井日产水10～125m3，距水侵方向近的井产水量在100m3／d以上，另外有125口井见出水显示［18］，为了弥补大量出水而递减的气产量，每年要新投50口新井。

2.2.3.3 气藏开发特征

俄罗斯奥伦堡气藏为裂缝—孔隙型碳酸盐岩储层，与我国威远气田极为相似。作为受水侵影响的边底水型碳酸盐岩气藏，气田开发的整个生命周期主要围绕防水治水开展工作。

1）水侵是该类气藏开发最主要特征，严重影响气藏的采出程度

在气藏开发过程中，边底水侵入含气区必须具备的条件：①气区压力低于含水区压力，二者压差越大，水侵速度越快；②含气区至含水区存在高渗透裂缝渗透通道［18－19］。裂缝性有水气藏水侵有两种形式：①边底水大面积侵入含气区；②生产压差使底水很快沿裂缝窜至局部气井，生产压差越大水窜越快，很多气井投产短时间就见地层水而气水同产。气井见水后，使得近井地带储层的含水饱和度急剧增加，储层孔隙通道有效空间减小甚至堵塞，阻碍气的通过，最终导致气相渗透率的降低和产能的下降。由于水锁效应以及地层水的非均质水窜，易行成“封闭气”和“死气区”，致使大量的气被地层水分隔包围，不能采出。奥伦堡气田18块不同岩心的渗吸水驱气实验结果表明，驱替系数（含束缚水）为0.42～0.723（平均0.504）平均残余气饱和度为27.7%～58%（平均36.6%），平均封闭气量达到49.1%。水侵区大量的剩余气没有被采出从而大大降低气藏的采出程度。

2）加强动态监测，避免气藏大幅度水淹

对于裂缝型油水气藏，水侵是其主要开发特征，因此动态监测是贯穿气藏开发整个生命周期的一项工作。奥伦堡气田在开发过程中，建立了完善的气藏监测系统，包括：气体动力学监测井，主要用于监测气藏各部位的压力和温度、研究开采井的产能特征、观察气藏不同区块压降漏斗分布特点和排流程度、研究井间干扰等；水文地质学监测井，主要任务是观察底水推进特点和预报采气井水侵的可能性，在水文观察井中进行地层水压力、化学组分、含气饱和度、溶解气组分等的观察；矿场地球物理监测井，用于研究储层的非均质性、裂缝对水侵过程的影响、评价在开采过程中不同区块含气饱和度的变化等。由于奥伦堡气田设置了完整的观察和监测系统，及时掌握了气藏的动态和水侵特点，因而可适时调整开发系统，避免气藏大幅度水淹［20］。

3）制定科学治水对策，提高气藏最终采出程度

奥伦堡大气田1974年投产不久，发生了严重的水侵。针对此问题，苏联国家科技人员在室内进行了岩心一维和三维毛细管渗吸、径向水驱气以及高压水驱气采收率研究，发现水驱气的主要特征是水淹区内封闭气量较大，在大岩心实验中，微裂缝能促使水选择性地从裂缝面向岩心中心运动，增加了封闭气量，此时封闭气须在发生膨胀且占据50% 以上孔隙空间时才能流动。因此，对于奥伦堡气藏，首先采用早期整体治水，避免或减弱水侵程度，延长无水采气期。第二，采用阻水工艺，阻水工艺是指在气水界面含水一侧打开排水井以减缓边、底水的侵入，然后在地层水活跃的高渗透断裂带、裂缝发育带，用高分子聚合物黏稠液建立阻水屏障，阻止边、底水进入气藏。该方法在1982年在奥伦堡气田进行现场试验。在地层水侵入裂缝发育带，与水侵通道方向垂直方位，布3口井为1组井排，射开水动力相连水侵层位；井组两边的井做排水井，中间注黏稠液。经过数值模拟计算，如果不建立屏障，稳产期仅6年，采收率仅40%，而建立阻水屏障可稳定开采22年，采收率高达93%。第三，在水淹气藏中，可采用人工举升助排工艺、结合自喷井带水采气排出侵入储气空间的水和井筒积液，使部分“水封气”解堵，变为可动气而被采出，称“二次采气技术”，约可提高采收率10%～20%。奥伦堡的治水措施可以总结为：早期合理布井，控制采气速度；气水边界含水一侧打排水井，拖住边、底水推进；高渗透带用高分子聚合物黏稠液建立阻水屏障，减少气水接触。通过综合治水对策的有效实施，可提高该类气藏的最终采出程度。

2.2.4 “三高”气藏开发特征

“三高”气藏的主要特征是：“高温、高压、高含硫”。法国拉克气田Inferieure气藏是一个典型的深层“三高”气藏。

2.2.4.1 主要地质概况

拉克气田位于阿奎坦盆地南部，该气藏东西长16 km，南北宽10km，闭合面积为120km2，闭合高度为1 400m，北缓南陡，气田地质储量为3 226×108m3，气藏构造为一个向东南方向倾斜的背斜构造，气藏埋深超过3 000m。气藏储层是一组巨厚的碳酸盐岩储层，分为上下两层，上部层位以下白垩统尼欧克姆亚石灰岩，下部层位为上侏罗统马诺白云岩。储集空间以孔隙为主，裂缝为主要的渗流通道。储层厚度大，上部层位有效厚度介于200～300m，下部层位有效厚度介于150～200m，全气藏有效厚度介于350～500m，上、下两层物性相差不大。

2.2.4.2 主要开发概况

拉克气藏是典型的深层“三高”无边底水的封闭气藏，平均井深为3 800m，最深井为5 000m。原始气层压力达66.15MPa，气层温度为140℃。天然气组分中甲烷占69%，乙烷占3%，硫化氢占15.6%，二氧化碳占9.3% ，其他组分占1.9% 。拉克气田开发经历了4个阶段：第一阶段（1952年—1957年）为试采阶段，主要对3口井进行试采，检验井底及井口设备的抗硫防腐性能，同时获取气藏动态参数；第二阶段（1957年—1964年）为产能建设阶段，共有26口生产井，气田日产量由82×104m3上升至2 156×104m3，平均单井产量为80×104m3／d，采气速度为2.4%；第三阶段（1964年—1983年）为稳产阶段，通过在构造高点打10口加密井，气田日产量为1 906×104～2 361×104m3，平均单井产量为50×104～60×104m3／d，采气速度为2.6%，稳产期长达19年，稳产期可采储量采出程度为65%左右；第四阶段（1983年至今）为产量递减阶段，1994年气田日产量递减为405×104m3，气田累计产气2 258×108m3，地质储量采出程度为70%。

2.2.4.3 气藏开发特征

1）注重前期评价，弄清气藏基本特征后再开始大规模开发

针对拉克气田“三高”特征，在准备开发和开发过程中对气井钻井完井、钻采系统和地面工程防腐、增产、净化和回收硫磺等技术进行了系统研究，从发现到投产，历时7年，做了大量研究工作，对该类气藏开发积累经验，为后续大规模开发奠定基础。主要表现在开发初期采用双层油管完井，因为管径小、限制了气井产能问题，随着气藏压力的降低，采用大直径（127 mm）单层抗硫油管，解决了地层能量的合理利用问题。另外，由于抗硫油管、套管的成本高，开发初期只在气藏连通性好的构造顶部打生产井。最后，开发初期地面天然气采输系统和净化处理系统规模不宜太大，为后续大规模开发积累经验。

2）井下和集气系统整体防腐，实现气田开发有效防腐

拉克气田在开发过程中，研制了不同型号的钢材，同时根据气藏开发不同阶段采用不同的油管序列。油管的失重腐蚀在5年后才开始变得明显，且常发生在井的下部，腐蚀形成硫化物，堵塞油管，维修困难，于是决定每月往井内灌5%缓蚀剂的柴油8m3，同时为了防止硫化物沉淀产生堵塞，要注入轻质循环油不停循环。而对于集输管网防腐，对管材采用B级钢的无缝钢管，同时气体进入集气系统前脱水，每106m3气中加30L防腐剂。通过井下和集气系统的整体防腐，实现气田开发的安全生产。

3）实时监测评价气田生产过程，提高精细化科学管理水平

气藏开发过程中定期进行必要的静态和动态监测，深入了解气井、气藏的开采特征和开采规律，严格控制溶有硫化氢的地下水侵入气井，减少设备管材的腐蚀，为气田的稳定生产提供保证。首先，估算边、底水的体积，拉克气田边底水体积约为气藏体积的3倍左右。其次，评价边底水的活跃度。根据测井解释，最下层水层渗透率低，水层的产能很低，垂向的夹层分布较多，底水活跃性差。但是气藏南北两翼较陡，储集层翼部的高渗透段出露在气水界面以下，因此有可能造成边水活跃的局面。第三，在编制开发方案时分析了打开程度对底水锥进的影响，巨厚储层内部垂直连通性分析，Ⅲ段顶部夹层对开发效果的影响，水体大小对开发效果的影响等。在此基础上，采用了一套井网开发下第三系砂砾岩和白垩系巴什基奇克组砂岩，总体上布3排井，以轴部布井为主，井距900m左右，总生产井28口（含观察井），单井产量介于100×104～210×104m3／d之间，采气速度为4%，年产气量为100×108m3，稳产14年，稳产期末采出程度为56.5%。

2.2.5 凝析气藏开发特征

大型凝析气藏主要特征是：“压力温度异常、相态复杂、常常发生反凝析现象”，俄罗斯乌克蒂尔气藏是典型的凝析气藏。

2.2.5.1 主要地质概况

乌克蒂尔气田位于俄罗斯地台东北部与乌拉尔地槽的过渡带上，属蒂曼—伯朝拉油气区的一部分。构造主要是一个长轴背斜，产层是中石炭纪Moscow和Bashkir层。构造高度为1 440m，由石灰岩层和白云岩层交替组成，夹层平均厚度为1.5m。气层有效厚度为170m，含气面积为356km2，最终可采储量为4 300×108m3，凝析油储量为1.42×108t。整个气藏中储层特性差异性大，产层孔隙空间的特征复杂，孔、洞、缝分布不均，地层明显特点是裂缝发育，存在着大量方向不同的张开裂缝［21］。

2.2.5.2 主要开发概况

乌克蒂尔气田于1963年钻井，1964年发现下二叠统气层，该气田发现时储层原始饱和度为77.5%，压力为36MPa，温度为61℃，小部分边缘含有轻质原油。该气田下有个含水区，但水驱作用不明显且横向分布不均匀。考虑气田裂缝发育及存在小断层等，采气速度和压差过大将引起气井过早水淹和降低采收率，方案年产气150×108m3，设计稳产7年，平均单井产量为5.28×104m3／d。为防止底水锥进，气井井底在气水界面以上不少于100～150m，保持稳定采气压差介于5.8～7.8MPa。

2.2.5.3 气藏开发特征

1）取全取准PVT相态数据是凝析气藏开发的基础

对凝析气藏来说，在高温状态下，当地层压力低于凝析气的露点压力时，从地层中析出凝析油残留和吸附在岩石颗粒的表面，地下形成油气两相，称为“反凝析”现象。在凝析气藏开发过程中，储层油气体系在地下和地面都会发生反凝析现象，气井既产气又产凝析油。因此，凝析气藏开发比一般气藏开发具有其特殊性和复杂性。同时，在开发过程中，随着压力的下降和温度的变化，油气体系相态和组成随时随地都会发生变化，所以一定要十分重视获得气藏原始压力、温度条件下的准确的、有代表性的凝析油气样品，有高质量的PVT和相态分析实验数据，很好地拟合状态方程参数，建立凝析气相态模型，为组分模型和数值模拟技术的准确应用打下扎实的基础。乌克蒂尔气藏在开发初期就对地层流体等数据进行取样，同时相应地发展一套先进适用的油气取样和实验分析技术，为气藏的开发提供坚实的资料基础［22］。

2）优选凝析气田开发方式是该类气藏高效开发的关键

凝析气藏由于其含有凝析油的特殊性，决定其在开发方式的选择上与常规气藏有较大区别。为了尽可能地提高干气、凝析油和原油的采收率，凝析气藏的开发方式显得尤为重要。凝析气田的开发方式可分为衰竭开采和保持压力开采。衰竭开采主要用于原始地层压力高，气藏面积小，凝析油含量少，地质条件差，边水比较活跃的气藏。由于乌克蒂尔气田地质情况比较复杂，因此采用衰竭气驱作为一次生产机理来开发，而没有实施循环注气方法。到开发后期，乌克蒂尔气田储层压力为3.5～5.0MPa，天然气采收率在83%左右，而凝析油的采收率仅仅32%。因此大约还有1×108t的凝析油滞留在储层中。针对这种情况，气田实施了一系列不同的先导性试验来开采滞留的凝析油。先导性试验结果表明，使用丙烷和丁烷溶剂带对增加凝析油采收率效果不太明显；注干气的方法可以明显提高采收率，但是需要注入大量的干气；先注入溶剂，然后注入干气，注入量达到一定体积后，气井恢复生产，在6个月到1年半的时间内，气井产液量提高20%～40%，随后有下降到原来的产量水平。实践证明，凝析气藏的开发要不失时机地选择相适应的开发方式可最大限度地提高凝析油的采收率［23］。

3）建立全过程的凝析气田监测系统

由于凝析气藏的独特特征，建立完善的开发监测系统有利于凝析气田开发和开采动态分析、开发方案的及时调整和修改，是凝析气田开发方案设计的配套系统工程之一。开发监测的主要任务是保证综合观察气藏开采全过程，目的是评估采纳的开发系统的有效性，以及地质技术措施的可行性。同时要决策调整和完善开发过程，以达到高的最终采收率和最佳的开发效益。乌克蒂尔气田开发方案研究中，一开始就重视气田监测系统的建立。气田开发计算钻探和探井改建6口井用于监测气藏气水界面、地层压力等，在气田开发动态分析和开发规模调整中起到重要作用。

3 大型气田开发值得借鉴的经验

1）大气田的开发宜采取“整体部署，分步实施”的技术思路

俄罗斯乌连戈伊气田、亚姆布尔气田、梅德维日等大型气田的开发均采用主力气藏先行开发，主力气藏的主力区块先行开发，然后逐步加深，实现区块和层间的接替。同时，“三高”气田的开发宜开辟试验区先行试采，再大规模开发，积累经验，逐步推进［24］。

2）取全取准每口井的静动态资料，早期识别储层类型、驱动类型是大型气田有效开发的基础

天然气开发具有“较稀井网开发”的特点，这增加了认识气藏的难度。气藏基本特征和驱动类型的认识错误，会导致气田开发方案和建设的严重失误。只有在少数探井的基础上，珍惜每次窥探地下的机会，取全取准有限的静动态资料，开展早期评价，分析气藏类型以及驱动类型，才能为气藏的大规模开发奠定基础。

3）井型和井网井距优化是大型气田有效开发的核心

气藏不是“铁板一块”，要努力寻找高产发育区，避免打无效或者是低效井。要综合地质、地震、气藏工程等学科技术，进行储层横向预测，气藏描述要优选超前进行，寻找富集区、裂缝发育带布井。只要对气田的地质特征有比较客观、实际的认识，开发的技术和方法总会有效；反之，若在地质认识上发生了偏差，那么即使很强的技术实力也不会取得好的效果［25］。对于大型气田开发井型、井网部署，要因地制宜，根据不同类型气藏的静态和动态特征采用不同的井型、井网部署原则；要努力寻找高产富集区，尽量减少无效和低效井；同时要努力保持全气藏均衡开采，动用尽可能多的储量，提高气藏的最终采出程度。

4）优化气藏开发规模和气井产量是大型气田高效开发的核心

优化气井产量及气藏开发规模是任何类型气藏方案设计和方案调整的重要任务，要做到开发规模、稳产供气年限和市场需求的有机结合。气井配产主要考虑无阻流量、排泄区内的压降储量和有无地层水干扰等三个因素限制。一般大气田的采气速度要低一些，有水气藏采气速度比气驱气藏要低。

5）动态监测是大型气田有效开发的保证

全球大型天然气藏的开发，均设立了一大批观察井、水层测压井，以观察底水上升、气藏压力变化等。贯穿整个生命周期的动态监测让气藏流体、压力以及腐蚀等变化了然于胸，可以提前预知气藏的动态变化，为制定有针对性的对策留足回旋余地，实现气藏的安全高效开发。

6）发展有针对性的设备、工艺技术流程是大型气藏高效开发的关键

大型气藏的开发涉及的产量高，时间长，影响范围广。因此对大型气藏的开发要形成有针对性的配套技术和材料装备。例如丛式井组中大直径井、定向井、水平井和复杂结构井的钻井、完井、开采工艺、固井、防水治沙工艺、排水采气工艺、安全防腐工艺等方面形成系列配套技术。

4 结论

1）大型气藏主要分布在中东和东欧中亚俄罗斯的西西伯利亚盆地、波斯湾盆地、扎格罗斯盆地、卡拉库姆盆地等几个大型盆地中；大型气藏主要分布在石炭纪到新近纪的地层中，深度介于1 500～3 000m；构造气藏仍是大型气藏的主要类型；大型气藏的可采储量增长同理论技术的进入、优惠政策以及天然气价格密切相关。

2）依据“实用性、针对性、科学性”划分原则，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：厚层整装高渗透砂岩气藏；低渗透砂岩气藏；边底水裂缝型碳酸盐岩气藏；“三高”气藏以及凝析气藏。厚层整装高渗透砂岩气藏主要特征是：“规模大、储层厚、物性好、或存在边底水”；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”；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”；“三高”气藏的要特征是：“高温、高压、高含硫”；凝析气藏的主要特征是：“压力温度异常、相态复杂、常常发生反凝析现象”。

3）全球大型气藏的分布特征为我国天然气藏的勘探指明了方向，全球大型气藏开发过程和开发特征为我国相同类型气藏的经济、高效、安全开发提供了宝贵的经验。

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