中国深层天然气开发现状及技术发展趋势

江同文 孙雄伟

1. 中国石油勘探与生产分公司；2. 中国石油塔里木油田分公司

向深地进军开发深层油气是国家重要的战略方向，也是加大国内油气勘探开发力度的现实领域。由于具有相对较高的热演化程度，深层油气资源以天然气为主。进入21世纪以来，中国在深层天然气领域取得了一系列重大突破，发现并成功开发了普光、克深、元坝、安岳等多个深层大气田［1-6］。但复杂的地质条件与不断增大的开发难度使深层天然气高效开发面临诸多挑战。因此有必要梳理中国深层天然气的地质特征与开发难点，探索深层天然气开发技术的发展方向，总结深层天然气开发经验和策略，为深层天然气高效开发提供借鉴。

1 深层天然气资源概况与开发现状

1.1 深层天然气资源概况

目前，对于深层的定义国际上没有统一的标准，相对认可的深层标准是埋深大于等于4 500 m(15 000 ft)［7-9］，本文也采纳这一标准。根据中国石油第四次油气资源评价成果，中国深层天然气资源总量巨大，达20.31×1012m3，占天然气总资源量的55%［10］。近些年来，随着理论发展和技术进步，深层发现的天然气储量所占比例越来越高。2008—2017年,国内新增天然气探明地质储量中，深层储量占34.8%；深层储量所占比例由2008年的13%上升到2017年的38%［11］。截至2018年年底，国内投入开发的深层气田累计探明地质储量达3.32×1012m3，2018 年深层天然气产量达到 428×108m3，占全国天然气总产量的30.2%［12］。

中国深层天然气资源主要集中在四川、塔里木、准噶尔、柴达木、鄂尔多斯、松辽及渤海湾等七大含油气盆地［10］(图1)。其中尤以四川盆地和塔里木盆地深层天然气资源最为富集，是当前深层天然气开发的主力区域。松辽盆地深层火山岩、渤海湾盆地深层潜山、准噶尔盆地南缘冲断带、柴达木盆地阿尔金山前等深层领域近年来也都取得了突破性进展［13-24］，是深层天然气开发的重要增长点。

图1 中国主要含油气盆地深层天然气资源量柱状图［10］Fig. 1 Histogram of deep natural gas resources in major petroliferous basins of China［10］

1.2 四川盆地深层天然气开发现状

四川盆地经历多旋回构造运动，发育两期克拉通内大型裂陷和5个大型不整合面［17］，形成震旦系—三叠系多套生储组合，是中国深层天然气资源最丰富的盆地。2000年以来，四川盆地相继发现普光、龙岗、元坝、安岳、川西等大型深层气田，探明地质储量超过20 000×108m3，深层天然气年产能规模超过300×108m3。目前四川盆地仍处于深层天然气发现的高峰期和储量快速增长期［17］。

四川盆地已发现的深层气田主要位于川中震旦系—寒武系、川东北二叠系—三叠系、川西北二叠系—三叠系，储层以海相碳酸盐岩台缘滩、生物礁为主(表1)。其中，安岳气田是国内已发现最大的整装碳酸盐岩气藏，目前已累计探明天然气地质储量10 570×108m3，年产能规模达到 150×108m3。普光气田是国内规模最大、丰度最高的海相高含硫气田，已探明天然气地质储量4 121×108m3，年产能规模110×108m3。元坝气田是世界上罕见的超深高含硫生物礁气田，气藏平均埋深约6 700 m，已探明天然气地质储量 2 195×108m3，年产能规模 40×108m3。

除海相碳酸盐岩外，川西坳陷广泛分布的三叠系须家河组致密砂岩气藏三级储量接近10 000×108m3［25］，由于埋藏深、储层致密、气水关系复杂，在现有经济技术条件下难以实现效益开发，但其仍将是未来四川盆地深层天然气开发的重要接替领域。此外，川西地区深层二叠系火山岩勘探近期取得重大突破，有望成为四川盆地深层天然气“增储提产”的新领域［26］。

表1 中国主要深层气田地质与气藏特征参数Table 1 Geology and reservoir characteristic parameters of major deep gas fields in China

1.3 塔里木盆地深层天然气开发现状

塔里木盆地是由古生代克拉通盆地与中新生代前陆盆地组成的大型叠合盆地，寒武系—中生界发育多套烃源岩和多套油气成藏组合。塔里木盆地油气主要赋存在深层，大部分油气田产层埋深普遍大于6 000 m，深层天然气探明地质储量超过10 000×108m3，年产能规模接近 200×108m3。

塔里木盆地深层天然气资源主要分布在库车凹陷白垩系—古近系碎屑岩和台盆区寒武系—奥陶系碳酸盐岩(表1)。库车前陆冲断带近年来勘探持续突破，开发快速建产，储量、产量增长迅速，形成了迪那2、克深、大北等深层大气田。其中，迪那2气田是我国最大的深层高压凝析气田，探明天然气地质储量1 659×108m3，年产能规模 45×108m3。克深气田是目前国内最大的超深超高压气田，累计探明天然气地质储量 6 320×108m3，年产能规模 105×108m3。大北气田是当前塔里木盆地深层天然气增储上产主要区块，已建成天然气年产能规模35×108m3。塔中隆起的塔中Ⅰ号气田是国内罕见的碳酸盐岩凝析气田，储层、流体复杂，目前建成年产能规模13×108m3。

除此之外，库车凹陷秋里塔格构造带和台盆区寒武系盐下天然气勘探均已取得重大突破［27-28］，这2个领域天然气资源潜力巨大，有望成为塔里木盆地深层天然气开发的主要接替领域。

2 深层天然气开发面临的挑战

虽然中国深层天然气开发已经取得了一些重要成果，但由于深层气藏埋藏深、地震成像精度差、储集层类型多样、气水关系复杂、高温高压高应力等原因，深层天然气在开发过程中仍面临着高效井位部署、合理开发技术政策制定、安全快速钻完井、有效改造提产、安全清洁生产等一系列影响开发效果和经济效益的关键问题。

2.1 气藏精细描述困难，高效井部署难度大

深层气藏由于地震波传播距离长，信号能量损耗大、高频成分衰减快，地震资料通常反射波能量弱、信噪比低。加之多数盆地(如塔里木、鄂尔多斯、四川、渤海湾、松辽等)具有多构造层叠合的特征，中、深层构造起伏较大，部分地区发育高陡地层，地层速度纵横向变化大，导致深层地震波场和传播路径复杂，地震资料偏移成像误差大、成像精度低，难以准确落实构造。由于构造落实不准，早期塔里木盆地克深气田的开发井成功率仅有50%［6］。

深层气藏储层基质物性通常较差(表1)，裂缝、有利相带、溶洞等控制了“甜点”分布，储层非均质性强。虽然经过持续研究，对深层有利储层的发育规律有了较深入的认识［5-6,29-30］，但由于深层地震资料主频低、频带窄、分辨率低，储层与非储层的反射特征差异小，储层识别与预测困难，高效井部署仍面临巨大挑战。

2.2 储层类型多样，气藏渗流规律复杂

深层储层基质一般比较致密，但裂缝、溶洞等发育，形成复杂的储集和渗流系统，具有很强的非均质性。深层气藏储层的强非均质性造成了复杂的气水分布，在新场、克深、大北等气田的致密砂岩储层中常形成较厚的气水过渡带［31］；在元坝气田形成“一礁一藏”的特征，不同礁体具有相对独立的气水系统［32］；在安岳气田形成局部封存水和广泛的气水过渡区［33］。复杂的储层和流体分布给地质建模带来了很大的困难。

裂缝-孔隙型、裂缝-孔洞型、洞穴型等复杂的储层类型使得深层气藏的气水渗流规律十分复杂，常规的室内实验很难模拟这种复杂储层的渗流状态，地质模型和数值模拟也难以准确反映复杂的气水分布和运动规律。因此，开发技术政策的制定和优化通常依赖于定性的分析，而缺乏定量的依据，难以实现精确的“对症下药”。

2.3 高温、高压、高地应力，钻完井和增产工程难度大

深层气藏地质条件复杂，高温高压、多压力体系、地层坚硬及可钻性差、富含酸性流体等问题共存，钻井安全风险大、周期长，安全优质高效钻井极具挑战性。例如大庆徐家围子地区古龙1井井底温度高达253 ℃，塔里木盆地顺托1井钻遇地层压力达170.0 MPa，高温高压使钻井仪器及工具、钻井液及材料等面临严峻挑战。深层气藏埋深大，地层压力体系多，钻井液安全密度窗口窄，井身结构设计和安全钻井难度大；地层坚硬，可钻性差，破岩效率低，钻井周期长。另外，目前深层气藏开发大量采用特殊工艺井(如水平井、大位移井)，对仪器工具的性能提出了更高的要求，井壁稳定性问题也更加突出。

对深层气藏来说，提高单井产量是提高效益的关键，有效的增产改造则是提高单井产量的关键。深层气藏普遍存在高温高压高地应力、基质致密、储集空间复杂、非均质性强等特点，储层压裂改造面临着施工压力高、层间层内转向困难、压裂液耐温性和酸液缓蚀性要求高、井下工具耐温耐压要求高、裂缝滤失严重造成砂堵等诸多挑战，工程难度大。

2.4 酸性介质的分压高，深井、超深井路程长、路径复杂

深层碳酸盐岩气藏通常富含硫化氢、二氧化碳等高酸性流体，如四川元坝地区储层硫化氢含量为3.71%～6.87%、二氧化碳含量为3.33%～15.51%［2］。高酸性流体对井下管柱和地面管线腐蚀严重，开发工艺技术复杂，对材质等级要求高，对环境与安全风险的实时评价与控制技术要求高，安全、清洁开发风险大。

另外，部分深层气田流体性质复杂，富含硫化氢、蜡等，容易发生硫沉积和蜡沉积，造成井筒堵塞。如塔里木盆地博孜区块凝析气平均含蜡量高达16%，多口井在试采过程中发生出砂、结蜡，井筒堵塞严重，无法正常生产，安全、效益开发难度较大。

3 深层天然气开发技术及发展趋势

面对深层天然气高效开发的挑战，各公司聚焦关键问题攻关，在实践中逐渐形成了一系列深层天然气开发技术，有效支撑了深层天然气产量跨越式增长。随着深层天然气开发对象向更深、更复杂气藏发展，开发任务由高效建产逐渐转向长期稳产，深层天然气开发技术也在不断发展和完善。

3.1 深层地震成像和储层预测技术

深层天然气开发的高风险和高成本决定了深层地震预测作用的重要性。深层天然气开发对象大体可分为深层复杂构造与深层复杂储层2大类［34］。深层复杂构造主要聚焦于构造成像，长期攻关形成了以高覆盖高密度宽方位观测、单点检波器接收、高精度表层结构调查为核心的采集技术，以微测井约束层析静校正、相干噪声压制、高精度重磁电联合速度建场、起伏地表叠前深度偏移为核心的处理技术，以盐构造理论和断层相关褶皱等为核心的构造解释技术［35-36］，为塔里木盆地克深、大北等气田的高效开发发挥了重大作用，使开发井成功率由50%提高到100%，产能到位率由64%提高到100%［6］。深层复杂储层核心是储层预测，通过加大高密度、多波等采集技术、叠前深度域处理和碳酸盐岩储层定量预测技术攻关，形成了以全方位高密度地震采集技术、井控Q补偿处理技术、叠前保幅深度偏移技术、碳酸盐岩储层地震特征识别技术、分方位角资料检测裂缝技术、缝洞体系空间雕刻技术、叠前多参数含油气预测技术等为代表的储层定量雕刻技术，大幅度提高了缝洞储层刻画精度［37-38］，有力支撑了四川盆地深层海相碳酸盐岩气田的高效开发,使安岳气田30口开发井全部高产，平均测试产量达到 150×104m3/d［29］。

随着深层天然气开发对象的日益复杂、开发要求的日益精细，对开发地震的要求也越来越高。深层复杂构造成像和深层复杂储层预测的核心是高精度的地震资料，因此深层地震采集技术朝着大吨位可控震源、单点接收、宽频激发接收、超高密度、全方位方向发展，目标是低成本地获得高精度地震资料。处理解释技术方面，深层复杂构造主要发展方向是起伏地表建模、各向异性速度建模、全波形速度反演、逆时偏移等，以准确构造成像为目标；深层复杂储层主要发展方向是保真保幅处理、全波形反演、逆时偏移、分方位角叠前偏移、弹性波岩性成像、缝洞储集层量化描述等，以精准储层预测为目标。大数据分析、人工智能、机器学习和深度学习等自动化智能技术的应用将带来革命性的变化。

3.2 深层复杂气藏开发优化技术

开发优化是气藏开发阶段最核心的工作。经过十多年的攻关研究，初步形成了深层复杂气藏开发优化技术，包括裂缝性气藏产能评价预测技术、高压有水气藏动储量评价技术、多重介质储层试井评价技术、模拟地层条件复杂储层渗流实验技术、全直径三维数字岩心分析及微观流动模拟分析技术、裂缝性水侵优势通道识别与预测技术、多尺度非结构化网格离散裂缝建模技术、巨量网格精细数值模拟技术等，有效指导了深层气藏的生产管理和开发调整［3-6,39-42］。如四川盆地安岳气田，通过储层和气水分布精细描述，建立包含多尺度缝洞的精细地质模型，采用“无粗化”巨量网格精细数值模拟技术，较准确地表征了主要水侵方向上的水侵动态特征，有效指导了气藏防水治水对策的制订［29,33］。

但是，由于深层气藏发育孔、洞、缝等多重介质，储层结构十分复杂，实验室的渗流实验难以准确表征宏观上的渗流规律，加上储层预测困难，难以建立准确的地质模型，多重介质之间的渗流也很难准确模拟，因此目前深层复杂气藏开发对策优化仍只能基于定性或半定量的模拟预测结果，难以做到真正的定量化。下步发展方向是开展模拟地层条件下岩石物理参数测定、真三轴应力下裂缝应力敏感性测试、复杂储层三维可视化渗流实验等，攻关多重介质储层试井模型、多尺度裂缝预测技术、多重介质建模数模一体化技术、多重介质跨尺度渗流数值模拟技术、热-流-固耦合数值模拟技术等，探索大数据分析、人工智能在生产动态预警、生产制度管控等方面的应用，实现深层复杂气藏开发对策的定量优化和自动优化。

3.3 深层高温高压气井钻完井技术

四川、塔里木等盆地深层天然气勘探开发的快速发展推动了深层高温高压气井钻完井配套技术的不断成熟，经过持续技术攻关，形成了集井身结构优化、高效钻头、优质钻完井液、精细控压钻井、特殊取心等为一体的技术系列。通过非标准井身结构优化，配合精细控压、承压堵漏等技术的应用，奠定了深井安全、优快钻进的基础；全面优选推广使用高效、个性化PDC钻头，有效提高了深部难钻地层的平均机械钻速；研发应用抗200 ℃高温、抗复合盐水等钻井液及主动承压堵漏技术，有效减少了高温、高压盐水、井漏等复杂地层钻进的井下复杂情况；精细控压钻井及精细控压固井技术应用于窄密度窗口、多压力系统、压力敏感性地层，大幅度降低了钻完井液漏失量和复杂处理时间，有效提高了固井质量合格率；集成应用气体钻井等提速技术和工具，使深井钻井周期和成本大幅度缩减［43-45］。塔里木盆地克深气田事故复杂时效由2010年29.68%降至2015年6.39%(图2)，平均单井钻井时间缩短76 d。

图2 塔里木盆地克深气田2010—2015年钻井复杂事故时效统计Fig. 2 Effectiveness statistics of complex drilling accidents in Keshen gas field, Tarim Basin, 2010—2015

为了进一步提升深层气藏开发的效益，未来深层大斜度井、水平井将成为一种趋势，需要完善地质工程一体化的井身结构和井眼轨迹设计技术，攻关超深井(垂深≥6 000 m)井眼轨迹优化与高效控制技术、超深大斜度井水平井钻井提速技术、超深大斜度井水平井复杂事故预防技术和高强度钻具、油套管，解决超深大斜度井水平井钻完井技术难题。同时，研发具有自主知识产权的新型高效破岩装备及配套工具，进一步完善深井“一趟钻”技术，降低钻井成本，提高深层大斜度井水平井作业效率及效益。

3.4 深层复杂储层精准改造技术

深层气藏储层基质一般较为致密，自然产能较低，需要经过储层改造才能获得工业产能。经过多年的发展，针对深层碎屑岩储层及碳酸盐岩储层，已经形成了各具特色的储层改造主体技术。对于深层碎屑岩储层，通过研发耐高温加重压裂液体系，配置大通径管柱结构，优选小粒径高强度支撑剂，配套高压压裂装备和井口，形成了超深高压裂缝性砂岩储层改造技术，可根据储层不同裂缝发育特征，分别采用体积酸压、缝网压裂和大规模加砂压裂等不同压裂改造策略［46-47］。该技术在塔里木盆地克深、大北气田应用100余井次，效果显著。单井改造前测试平均油压 49 MPa，日产气 15×104m3/d，改造后平均测试油压达到76 MPa，日产气量达到60×104m3/d［47］。对于深层碳酸盐岩，研发形成了耐高温清洁转向酸、高温胶凝酸、温控变黏酸、地面交联酸、乳化酸、加重酸等酸化酸压改造材料体系，研制了纤维转向剂和可溶性暂堵球，以储层特征为基础，分别针对裂缝-溶洞型、孔隙-溶洞型和孔隙型储层配套形成了缓速酸酸压、前置液酸压和复杂网缝酸压3套改造工艺技术［48-49］。该技术在四川盆地安岳气田灯影组现场实施31口井，平均单井日产气68×104m3/d，与前期的探井相比，平均单井增加日产气量 23×104m3/d［49］。

结合未来深层大斜度井、水平井的发展趋势，深层复杂储层改造技术的发展趋势主要有2个方面：一是超深长井段储层安全高效分层分段改造技术，需要开展清洁高效暂堵材料和改造工作液体系研究，形成适应超深长井段储层的暂堵分层分段改造工艺；二是酸压裂缝前部有效酸蚀和大幅度提高Ⅱ类、Ⅲ类储层改造体积技术，需研发耐高温低摩阻工作液体系，结合机械分层分段、暂堵分层分段、缝内转向、全裂缝有效酸蚀、复合酸压、高强度加砂等工艺技术，形成深层Ⅱ类、Ⅲ类储层提高改造体积技术。

3.5 深层特殊流体采气技术

深层气藏由于地层温度、压力高，流体性质复杂，在投产后常常会出现动态监测困难、井筒堵塞严重等问题，在气藏见水后还需要进行堵水或排水采气，对采气工艺技术提出了极大挑战。经过多年攻关研究，在各气田开发实践的基础上，逐渐形成了一套适应深层特殊流体的采气技术，包括了动态监测、井筒解堵和排水采气3个方面。在动态监测方面，针对高温、高压、高酸性的特征，研发了抗高温、抗高压、抗腐蚀的测试工具，形成一套超深层高压气井动态监测技术，实现了在测试深度超过8 000 m气井中安全可控、低成本、高品质地录取井下温压、产出剖面资料［50-51］。在井筒解堵方面，针对蜡沉积，形成了机械清蜡、环空热洗清蜡、化学注入防蜡、连续管缆电加热防蜡等技术；针对硫沉积，形成了溶硫剂溶解法和连续油管机械冲刷法；针对水合物堵塞，形成了热洗井筒解堵、连续油管配合热洗井筒解堵、固体自生热解堵剂等方法；针对各种复合堵塞，研发了3套分别针对井筒砂堵、垢堵、砂垢复合堵塞的解堵酸液体系，形成了超深高压气井连续油管解堵工艺［52-54］。在排水采气方面，研发了适用于深层产水气井的纳米粒子泡排剂［55］，形成了电潜泵、泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、连续油管气举等排水采气技术。

未来，深层气藏采气工艺技术在动态监测方向上将侧重研发适用于致密储层的产液剖面、含气饱和度、气水界面等监测技术及出砂、含水在线监测技术，并尽可能实现永久化、集成化和联网化；在井筒解堵方向上需根据各气田特征，因地制宜研发预防井筒堵塞的各项工艺技术；在排水采气方向上，需建立深层气井积液诊断评价方法，研发抗高温、高盐、耐酸性气体与凝析油的泡排剂，提升现有排水采气技术能力，发展多种工艺组合的排水采气技术和撬装式、移动式排水采气技术。

4 深层天然气开发策略

深层复杂气藏的科学开发需要以实践论和矛盾论为指导，通过前期开发实践，总结对气藏的客观认识和开发规律，再用以指导后期的开发实践，从而实现气藏开发水平的螺旋式上升。在实践和认识的每一个阶段，都要注意抓住气藏开发的主要矛盾和矛盾的主要方面，不同气藏由于地质特征、工艺技术和开发阶段不同，主要矛盾和矛盾的主要方面也不尽相同，需要进行认真分析。

4.1 坚持高精度地震先行

深层气藏地质条件复杂，开发投入高，不确定性和风险大，因此必须坚持高精度地震先行，以可靠的三维地震资料为依托，在较准确落实构造形态和储层展布的基础上部署开发井，减少或避免钻井失误。

坚持地震先行，不仅要求在部署开发井之前要有三维地震资料作为依托，还要求地震资料能较准确地反映气藏的地质特征。尤其是库车、川西北等前陆冲断带，由于地层高陡、结构复杂，地震资料往往存在较大的偏移误差，需要结合钻井资料，反复进行叠前深度偏移处理，必要的时候还要进行二次三维地震采集处理，以准确落实构造形态。例如，塔里木盆地克深2气藏在开发初期，虽然有三维地震资料，但没有认识到地震资料存在偏移误差，早期部署的开发井成功率仅有50%［6］；克深24气藏第一口预探井构造误差达到400 m，为准确落实该气藏构造形态，部署了开发二次三维采集处理，之后部署的10口开发井均获得高产，平均单井产量达到45×104m3/d，实现了高效开发。

4.2 坚持先导试验和试采

近些年来，勘探开发一体化模式逐渐兴起并被广泛应用，成为提高油气勘探开发效率、追求投资回报最大化的有效手段。但对于深层复杂气藏来说，掌握地质特征和开发规律需要较长的认识周期，单纯强调通过勘探开发一体化方式加快开发进程，可能会面临较高的风险。试采是开发前期评价阶段获取动态资料、准确认识气藏开发特征、确定开发规模的关键环节；先导试验是评价开发主体工艺技术、论证开发技术与经济可行性、指导开发方案设计和大面积开发的关键环节。两者结合可以较准确地认识气藏的基本特征，明确合适的开发技术对策，减少开发不确定性和风险。因此，深层复杂气藏开发在前期评价阶段必须坚持先导试验和试采，而不能单纯强调通过勘探开发一体化方式加快开发进程。以塔里木盆地克深气田为例，早期开发的克深2区块，由于构造、储层认识不足，实际开发指标与方案设计指标偏差较大［6］。针对这种情况，坚持试采先行，通过较长时间、较大规模的试采和动态资料录取分析，动静态结合落实构造的连通关系、气藏的可动用储量、气井的稳产能力、水体的活跃程度等，不断深化气藏地质认识，后期开发的克深8、克深9等区块，实际开发指标与方案设计指标吻合程度高，开发效果显著［56］。

4.3 根据地质特征确定技术政策

合理的开发技术政策能在经济的条件下实现气藏的高效开发，取得经济效益最大化和资源利用最大化；不合理的开发技术政策也许在短期效果显著，但长期来看会造成资金、资源的大量浪费，经济和社会效益低下。合理与否，取决于技术政策是否基于地质特征制定、是否适应地质特征，也即是否坚持实事求是，一切从气藏实际出发。

深层气藏地质条件复杂，即使是同一区带相邻的两个气藏，地质特征也可能差别很大，因此在开发实际中要认真总结分析气藏地质特征的异同点，根据地质特征确定技术政策。塔里木盆地克深气田储层基质致密，与国外的典型致密砂岩气藏具有一定的相似性，开发早期认为可以借鉴国外致密气开发思路，以水平井+大规模加砂压裂改造为主要开发方式，大幅提高单井产能，改善开发效果。但实践表明，克深气田地质结构复杂，水平井钻探难度极大，试验以失败告终；大规模加砂压裂改造在初期大幅提高了单井产能，但改造的有效期较短，且带来了严重的井筒堵塞，工艺适用性较差。通过深入研究，发现克深气田具有断层裂缝发育、气藏整体连通性好、边底水活跃、天然裂缝控制产能的特征，据此制定了“沿轴线高部位集中布井、适度改造疏通天然裂缝”的技术对策，新井部署以获取最大自然产能为目的，工程上差异化施策，以缝网酸压改造为主体技术，钻井成功率由50%提高到100%，产能到位率由64%提高到100%，开发效果得到大幅改善。

4.4 以地质力学为桥梁实现地质工程一体化

地质力学在油气勘探开发中的诸多领域扮演着重要角色，地质力学属性是影响钻井井壁稳定性、完井防砂控砂和储层改造等方面的关键参数。近年来，随着裂缝性气藏的勘探开发，人们逐渐认识到地应力场(特别是现今地应力场)也是影响裂缝性储层渗透性和流体流动特性的关键属性［57-58］。在地层压力预测、钻井井身结构设计、定向井轨迹设计优化、井壁稳定性分析、储层可压裂性评价、裂缝有效性评价、压裂缝网预测、改造方案优化、射孔井段优选、出砂机理分析、套损预警、断裂活动性评价、产能预测、井位部署优化、裂缝地质建模、流-固耦合数值模拟等方面，地质力学都能发挥独特的作用。因此，地质力学是油气地质与油气工程之间的“桥梁”技术，能够将纷繁抽象的地质信息转化为工程方案设计可直接应用的数据，从地质研究源头为工程实施趋利避害提供依据，无缝连接石油地质与工程技术，对深层天然气地质工程一体化高效开发具有重要作用。

4.5 持续技术创新和集成应用

深层气藏开发的技术难度大，需要强化技术创新和集成应用，解决关键技术瓶颈，从勘探开发的全过程进行技术研发，全面提升研发、装备、技术和服务水平；要改变目前惯用的单纯的项目研究，形成以问题为导向的攻关体制；要改变目前单纯技术研究、生产制造分离的现状，逐渐形成技术研发-生产制造一体化体制；要改变目前多个单一学科相互独立开展研究的现状，逐渐实现多学科、多系统协同攻关，做到新技术、新方法能快速在生产中得到应用，实现科研生产紧密结合。

在技术创新和集成应用过程中要特别注重技术的适用性和经济性。目前国际油气价格在低位运行，实现深层天然气快速增储上产并且又要降低成本、保持效益规模，需要不断创新勘探开发模式，从全过程、全环节控制成本，通过高校-企业、企业-油田等一体化联合攻关，实现勘探开发技术的跨越，形成可复制、可推广的技术体系，通过模块化、工厂化应用降低成本，推动深层天然气开发提质增效。

5 结论

中国深层天然气资源丰富，勘探开发已经取得了一系列重要成果，建成了四川和塔里木两大深层天然气产区，未来仍有巨大的增长潜力。中国深层天然气开发面临着高效井位部署、合理开发技术政策制定、安全快速钻完井、有效改造提产、安全清洁生产等挑战，经过十多年攻关研究，已经形成深层地震成像和储层预测技术、深层复杂气藏开发对策优化技术、深层高温高压气井钻完井技术、深层复杂储层精准改造技术、深层特殊流体采气工艺技术等5大技术系列。低油价时代的来临，将促使深层天然气开发技术与数字化、信息化技术进一步紧密结合，向低成本、高精度、自动化、智能化方向快速发展，为深层天然气资源高效开发提供坚实保障。

在深层天然气开发过程中，要坚持地震先行，坚持规模试采和先导试验，坚持地质工程一体化，根据气藏地质特征确定合理的开发技术政策。要进一步加强技术创新和集成应用，解决关键技术瓶颈，同时注重技术的适用性和经济性，以技术的发展推动深层天然气快速高效开发。