全球不同類型大型氣藏的開發特征及經驗

賈愛林 閆海軍 郭建林 何東博 魏鐵軍

中國石油勘探開發研究院

大氣田在世界石油工業的發展中具有舉足輕重的地位，現有研究資料表明世界上絕大多數天然氣賦存在少數大氣田中。近年來，我國天然氣勘探開發獲得了長足的發展，我國已經躋身天然氣生產大國行列。隨著我國天然氣工業的發展，天然氣開發對象越來越復雜，我國天然氣行業的健康發展迫切需要吸收國內外大型氣藏開發的成功經驗，中國天然氣工業的快速發展依賴于大氣田的持續發現和高效開發。因此，研究全球大氣田的分布特征及開發特征對于我國天然氣事業的持續、高效、安全、快速發展具有重要的指導意義。

根據國際慣例，大型氣藏是指最終天然氣可采儲量超過3tcf（850×108m3，1tcf＝283.17×108m3，下同）的氣藏；特大型氣藏是指最終可采儲量超過30tcf（8 500×108m3）的氣藏；巨型氣藏是指最終可采儲量超過300tcf（85 000×108m3）的氣藏［1］。世界大油氣田分布一直受到國內外學者的廣泛關注：AAPG出版過4部有關全球大油氣田的專著：AAPG Memoir 14［2］，AAPG Memoir 30［3］，AAPG Memoir 54［4］，AAPG Memoir 78［5］；李國玉、金之鈞等出版了《世界含油氣盆地圖集》［6］；李國玉、唐養吾出版了《世界氣田圖集》［7］；宋芊和金之鈞對全球油氣田的基本特征做過一個統計分析，但該研究利用的數據資料只到1993年底，而且沒有對大氣田的分布特征做出闡述［8］；白國平和鄭磊依據全球發現的355個大氣田對其分布特征進行分析，對世界大氣田首次進行了系統研究，同時指出了大氣田分布主控因素，但是沒有闡述大型氣藏的開發特征［9］。筆者依據AAPG統計的氣田資料，對全球范圍內發現的大氣田分布特征進行系統分析研究，全面梳理大氣田的分布特征。同時，為了便于研究大氣田的開發特征，對全球大型天然氣藏進行類型劃分，分析不同類型氣藏的開發特征，從中找出大型氣藏開發規律和開發模式，以期為我國天然氣的開發提供借鑒和指導。

1 大型氣藏分布特征

1.1 大型氣藏概述

據AAPG的資料，全球已發現370個大型天然氣藏，這些氣藏是相當長一段時間內全球天然氣開采的主力軍，對于世界天然氣行業的市場穩定起著至關重要的作用（表1）。筆者主要從數量和儲量分布、地區及沉積盆地分布、儲集層分布、圈閉類型及深度分布、發現時間等特征對全球大氣田進行系統梳理，總結全球大型氣藏的分布特征。

表1 世界前十大型天然氣藏基本情況表

1.2 大型氣藏分布特征

1.2.1 大型氣田數量和儲量分布特征

根據國際上劃分大型氣田標準，全球范圍內可采儲量超過3tcf的370個大型氣田中，巨型氣田、超大型氣田、大型氣田之比為3∶25∶342。而從可采儲量上來看，巨型氣田、超大型氣田、大型氣田之比為31∶28∶41。可以看出，大型氣田個數按級別的分布有“絕對集中”的特點，而大型氣田儲量按級別的分布有“相對分散”的特點（表2）。

1.2.2 大型氣田地區分布特征

按地區來說，中東和東歐、中亞、俄羅斯大型氣田個數占總個數的46%，而可采儲量占總儲量的75%；西歐、非洲、亞洲、大洋洲、北美洲和中南美洲氣田個數占總個數的64%，但是可采儲量僅占總可采儲量的25%（圖1、表3）。

表2 世界大型氣田可采個數以及可采儲量按級別分布表

圖1 世界大型氣田可采儲量按地區分布柱狀圖

表3 世界大型氣田可采儲量按地區分布表

按沉積盆地來說，370個大型氣藏分布在94個沉積盆地，其中55%以上的可采儲量分布在波斯灣盆地和西西伯利亞盆地（圖2）。世界上分布大型氣藏最多的是西西伯利亞盆地（57個）、波斯灣盆地（26個）、扎格羅斯盆地（25個）、卡拉庫姆盆地（20個）、墨西哥灣盆地（15個）、卡那封盆地（12個）以及東西伯利亞盆地（11個），45%的大型氣藏分布在這7個盆地中（圖3）。世界上大型氣田儲量的分布按地區有“高度集中”的特點。

1.2.3 大型氣田按儲集層分布特征

從層系來看，大氣田的分布層系相當廣泛，除了志留紀之外，從元古代至第四紀均有分布；隨著儲集層時代變老，大氣田的個數降低（圖4）；大氣田主要分在石炭紀—新近紀，這些層系內發現大氣田個數為338個，占大氣田總數的91%；大氣田儲量主要存在于白堊紀、三疊紀和二疊紀，可采儲量分別占到大氣田總可采儲量的23%、22%和17%（圖5）。

從儲集層巖性來說，大氣田儲集巖類型集中分布在砂巖和碳酸鹽巖，其中砂巖氣藏的個數和可采儲量均占整個大型氣田的一半以上，是大型氣藏儲集層類型的主體。但是，碳酸鹽巖氣藏儲量規模明顯高于砂巖氣藏，碳酸鹽巖氣藏個數僅占總個數的26%，而其可采儲量卻占到46%，砂巖個數占總個數的71%，而其可采儲量占總儲量的54%（表4）。

圖2 世界大型氣田可采儲量按盆地分布柱狀圖

圖3 世界大型氣田個數按沉積盆地分布柱狀圖

圖4 世界大型氣田按地層個數分布柱狀圖

圖5 世界大型氣田按地層可采儲量分布柱狀圖

表4 世界大型氣田按儲集巖類型統計表

1.2.4 大型氣田按圈閉類型及深度分布特征

從圈閉類型來看，大型氣田中，構造圈閉無論是個數還是可采儲量均在整個大型氣藏圈閉類型中占有絕對優勢，其個數和可采儲量占整個大型氣田的百分比分別為80%和86%（表5）。

從深度特征來看，由于44個氣田沒有深度數據，僅對326個氣田的深度數據進行統計，大型氣田深度相對集中分布在1 500～3 000m的深度段內，氣田個數占總統計個數的52%，其儲量占整個大型氣田儲量的64%。小于1 500m的氣田個數占21%，大于2 500m的氣田個數占26%（圖6）。

表5 世界大型氣田按圈閉類型統計表

圖6 大型氣田深度概率分布柱狀圖

1.2.5 大型氣田發現時間分布特征

縱觀全球整個天然氣的勘探發現歷史，可以發現全球天然氣整體可采儲量的增長與理論技術進步、政府優惠政策以及天然氣氣價密切相關。整體上來說，全球大氣田發現經歷4個高峰期：1954年—1959年、1963年—1979年、1988年—1992年、1997年—2001年，4次高峰期內所發現氣田從構造氣田向構造巖性氣藏過渡，其構造氣藏比例依次為：100%～87.6%～71.4%～65.0%，構造巖性氣藏比例依次為：0～9%～18%～26%（圖7、8）。

針對某一具體盆地來說，天然氣可采儲量的增長除了同非自然因素（包括公司的投入以及政策支持）和盆地具體特征（包括儲層特征、沉積特征、流體特征等）有關外，更重要的是與理論技術的進步密切相關。如利用層系地層預測油氣發現模式，在挪威上侏羅區塊中，油氣藏的發現遵循由高位構造油氣藏（Troll油氣藏）到海侵地層油氣藏（Draugen油氣藏），最后是低位深水油氣藏（Fram油氣藏）（圖9）。理論技術的進步為單一特征盆地天然氣發現潛力指明道路，為關鍵技術發展趨勢指出方向?？傊?，對一特定盆地，大氣田的發現可以持續幾十年，盆地的地質條件愈復雜，發現的持續時間愈長。這些特征決定了我國的天然氣勘探開發是一個長期的過程，隨著理論技術的進步及對盆地認識程度的增加，相信在相當長時間內我國的天然氣探明儲量將保持持續增長。

圖7 世界大型氣田逐年發現個數柱狀圖

圖8 世界大型氣田逐年可采儲量柱狀圖

圖9 層序地層預測油氣發現模式對油氣儲量的促進作用圖

2 大型氣藏開發特征

大型氣藏的儲層地質、圈閉類型、流體分布等特征各具特色，為了研究大型氣藏的開發特征，有必要對已發現大型氣藏進行梳理，劃分其主要類型，研究其開發特征。

2.1 大型氣藏類型劃分

2.1.1 大型氣藏類型劃分原則

在大氣藏類型劃分的過程中，遵循“實用性”“針對性”“科學性”三大原則，對全球大氣藏進行類型劃分［10］。需要說明的是，三者重要性不是等同的，實用性是首要原則，針對性和科學性是次要原則。

2.1.2 大型氣藏類型劃分結果

根據三條劃分原則，圍繞巖性、厚度、規模、物性、壓力、流體等因素將全球大型氣藏劃分為以下幾種類型：①厚層整裝高滲透砂巖氣藏；②低滲透砂巖氣藏；③邊底水裂縫型碳酸鹽巖氣藏；④“三高”氣藏（高溫、高壓、高含硫）；⑤凝析氣藏。大型氣藏類型劃分為其開發特征的研究奠定基礎。

2.2 大型氣藏開發特征

2.2.1 厚層整裝高滲透砂巖氣藏開發特征

厚層整裝高滲透砂巖氣藏的主要特征是：“規模大、儲層厚、物性好、或存在邊底水”，該類氣藏開發以格羅寧根氣藏最為典型。

2.2.1.1 地質概況

該氣藏為西荷蘭盆地南部二疊系氣藏，氣藏產層為斯特洛奇特倫段（河流礫巖、砂巖和風成砂巖）和頓布厄段（粉砂質細砂質黏土巖）；主力層厚度為158m，含氣面積為800km2，氣藏可采儲量為2.8×1012m3；孔隙度介于15%～20%，滲透率介于0.1～3 000mD。

2.2.1.2 開發概況

該氣藏發現于1959年，1963年投產，殼牌和埃克森美孚合資（NAM）開發。氣藏有邊底水，氣水界面為－2 970m，氣層壓力為35.5MPa，井深為3 000m，為彈性水驅；同時天然氣組成中甲烷占81.3%，乙烷以上重烴含量為2.84%，N2為14.32%，CO2為0.87%，屬于干氣氣藏。氣藏最高日產氣3.5×108m3，目前（2009年）9 300×104m3／d，年產氣350×108m3；截至2009年，累積產氣1.7×1012m3，60%的原始可采儲量已經被采出。

2.2.1.3 氣藏開發特征

1）承擔“調峰生產”作用，保證地區安全平穩供氣

由于該類氣藏產氣量高，因此氣田生產在整個國家甚至地區的天然氣供應中擔當調峰的作用。荷蘭政府自從石油危機之后采取保護格羅寧根的政策，支持發現和開采盡量多的小氣田，有將近格羅寧根氣田一半儲量的氣田被發現。在供氣緊張時，格羅寧根氣田大規模生產，保證安全供氣；在供氣不緊張時，把它作為儲氣庫用。這樣既穩定了格羅寧根氣田壓力，提高了格羅寧根氣田的采收率，又解決了安全平穩供氣的問題。截至目前，小氣田產量占每年產量的30%，格羅寧根氣田占70%，大氣田的“調峰生產”和小氣田的“持續生產”有力地保證了地區安全平穩供氣。

2）采用“井組布井”方式生產，實現氣田高效開發

由于氣田厚度大，儲層物性好，較好的氣藏儲層地質條件為高效井組的布井奠定了基礎。同時，格羅寧根氣田位于人口稠密地區，為了少占耕地、安全和環境保護，氣田開發采取井組式布井方式。氣田開發設計為25個井組，每個井組8～10口井，實際建成28個井組，生產井285口，日生產能力達到5×108m3。井組間距2.4km，包括8～10口3 050m深的生產井，分為兩排，每排4～5口，地面井距70m，鉆開125m厚的儲層。井組式布井方式開發降低了氣田開發的各項成本，實現了氣田的高效開發。

3）加強水侵及壓力動態監測，保持氣藏壓力均衡生產

由于氣藏規模較大，同時含有邊、底水，因此在整個開發過程中，要加強動態監測，保持氣藏壓力均衡，避免由于壓降漏斗造成邊、底水的突進。針對格羅寧根氣藏，為了隨時觀察氣、水界面的變化情況，防止邊底水的不均勻推進造成氣井產量遞減，采取了3項措施：①打定向斜井和控制打開程度，為避免在儲層局部地區集中采氣，過早形成水錐，用鉆定向井的方法布置地下井位，盡量加大地下井距，同時把射孔下限限定在距氣水界面50m；②建立觀察點，在氣田北部布置了一批鉆穿氣、水界面的含水層觀察井，采用斯倫貝謝脈沖中子測井儀器實測氣、水界面移動的位置監測水侵變化；③開展水錐試驗，在含水層附近鉆了一批水錐試驗井，這些井全部鉆穿氣、水界面，并在允許條件下以最高速度進行生產，以便在早期發現水錐。

另一方面，氣藏開發初期，為避免邊底水過早地竄入氣層，采取首先開采構造頂部的氣，即先開發氣田南部。同時，為了保持氣藏壓力均衡，避免南部氣層壓力下降過快，造成氣田過早上壓縮機，從1970年開始在氣田中部和北部投產新的井組，并提高開采速度。當氣田北部產量提高約50%時，北部和南部的壓力逐漸趨于一致，1983年以前氣田在最大壓差不超過2MPa條件下進行配產（圖10），從而保證整個氣藏壓力的均衡生產。

圖10 格羅寧根氣藏壓力逐年變化曲線圖

2.2.2 低滲透砂巖氣藏開發特征

低滲透砂巖氣藏的主要特征是：“規模大、物性差、一般不存在邊底水”，該類型氣藏以我國的蘇里格氣藏為代表。

2.2.2.1 地質概況

蘇里格氣田構造形態為由北東向南西方向傾斜的單斜。該氣田含氣層位主要為二疊系下石盒子組盒8段及山西組山1段。氣層埋深介于3 200～3 600m，儲層孔隙度介于5%～12%，滲透率介于0.06～2.00 mD，壓力系數為0.87，儲量豐度介于1×104～2×104m3／km2，是典型的低滲透率、低壓力、低豐度的“三低”氣田。截至2012年，累計探明天然氣地質儲量3.49×1012m3。

2.2.2.2 開發概況

該氣田產能建設始于2006年，截至2012年底，累計投產氣井5 862（水平井388）口，日均開井4 693口，日均產氣5 412.44×104m3，平均單井產量1.15×104m3／d，產量壓降速率控制在0.013MPa／d。

2.2.2.3 氣藏開發特征

1）儲層物性差，氣井基本無自然產能，儲層改造是實現氣井經濟有效開發的基礎

蘇里格氣田的“三低”特征以及氣藏的強非均質性，導致有效砂體連續性和連通性差。氣井試氣成果表明，蘇里格氣田除少數氣井無阻流量大于10×104m3／d，超過90%的氣井無阻流量小于10×104m3／d，且其中一半的氣井無阻流量小于4×104m3／d［11］。蘇里格氣田1口直井一般可鉆遇2～4個氣層，最多可鉆遇6～7個氣層，只有通過對氣層的充分改造，提高剖面上儲集層的動用程度，才能提高單井產量，實現效益開發。自2000年以來，蘇里格氣田持續進行改造技術的試驗攻關，不斷取得階段性突破，經歷了大規模合層壓裂、適度規模壓裂、直井水平井分段多層壓裂、體積壓裂等幾個階段。2012年在蘇里格氣田進行了10口井的體積壓裂現場試驗，平均無阻流量達到68.07×104m3／d，取得了較好的增產效果。因此，低滲砂巖氣藏通過儲層改造技術的不斷進步可以大幅度提高單井產量，從而實現該類型氣藏經濟有效開發。

2）單井產量遞減較快，區塊接替＋井間接替方式是氣田穩產的主要方式

通過分層分段壓裂、大規模體積壓裂，蘇里格氣田初期單井產量較高，實現了氣藏儲量的有效動用。但是，由于氣藏基質物性較差，單井控制儲量較小，有限的氣不能無限制高速的供向井筒，造成氣井表現為產量低、穩產期短、地層壓力下降快、關井壓力恢復緩慢的特點［10］。蘇里格氣田氣井穩產能力差，一般穩產3年，有的氣井幾乎沒有穩產期，一直呈現遞減趨勢，因此氣田穩產面臨巨大挑戰。對于該類氣田的穩產，一方面，由于氣井控范圍有限，大量剩余氣無法有效動用，因此可通過多種手段進行井網評價，對氣井不斷進行加密調整保證氣田穩產。另一方面，該類氣藏的開發往往是富集區優先開發，隨著技術的進步以及氣藏特征認識程度的增加，早期認為不可動用的區塊利用現有技術可以實現有效動用。因此，整個氣田的穩產可以通過滾動擴邊從而實現整個氣田的穩產、甚至上產。因此，對低滲透砂巖氣藏來說，井間接替和區塊接替是實現氣田穩產的主要方式［12－13］。

3）氣井控制范圍有限，井控儲量小，氣井加密調整是提高氣藏采收率的有效手段

蘇里格氣田早期井網1 200×600m，氣井單井控制儲量低，一般在1 000×104～3 500×104m3，平均2 100×104m3，有大量的剩余氣依靠目前井網無法動用［14］。因此，氣井加密是蘇里格氣田提高采收率的有效手段。針對蘇里格氣田單井控制儲量低的問題，形成了一套針對低滲透砂巖氣藏開發井距優化系列評價方法［12］。綜合利用地質、測井及生產動態等資料，以儲層沉積學和測井地質學的理論為指導，對實施加密井進行砂體解剖；結合井組干擾井試井成果，進一步驗證砂體規模與連通性；利用相控建模對儲層砂體井間分布和儲層物性的變化規律進行預測，建立高精度的儲層三維地質模型；利用叢式井、水平井等多種井型井網提高儲層平面及縱向動用程度。在有效儲層規模及空間展布規律研究的基礎上，利用動儲量評價、經濟極限法、數值模擬法等對氣田井網井距進行優化。優化結果表明，平均儲量豐度1.2×108m3／km2，合理單井控制面積0.48km2，井距為800×600m，該井網較前期開發井網（1 200×600m）更合理，可以提高蘇里格最終采收率約15%。隨著天然氣價格的提高以及開發成本的進一步降低，相信在800×600m井網基礎上還有不斷加密的空間，可進一步提高氣藏采收率［15］。

4）氣藏構造相對簡單，有效儲層普遍發育，建立規模化叢式井組、采用“工廠化”作業是實現氣藏高效開發的關鍵

蘇里格氣田的構造相對簡單，有效儲層大面積分布，為“工廠化”作業奠定了基礎。同時，井型井網的優化促進了蘇里格氣田開發方式的轉變，也為工廠化作業帶來了契機。氣田從2007年—2008年開展叢式井試驗，通過兩年的技術攻關，完善了“富集區塊整體部署，評價區隨鉆部署”的叢式井部署流程，形成了叢式井開發配套技術。2009年開始大力推廣叢式井開發，在優化井場布置、節約用地面積、減少采氣管線、優化生產管理、降低綜合成本、科技綠色環保等方面起到了舉足輕重的作用。2009年全年完鉆叢式井占總井數的56.1%，平均鉆井周期縮短至20d左右，Ⅰ＋Ⅱ類鉆井比例高達87.5%，叢式井開發取得了良好效果。因此，采用規模化叢式井組開發模式和精細化管理，將鉆井、壓裂、試氣等作業程序“流程化、批量化、標準化”，從組織模式、資源配置、流程設計、技術支撐、作業管理等多方面進行革新，集中現有資源和技術優勢，專業化施工、模塊化組織、程序化控制、流程化作業。蘇里格氣田形成了具有特色的工廠化鉆完井作業模式，實現了“三低”氣田的規模效益開發，為同類型氣田高效開發樹立了樣板［16－17］。

2.2.3 邊底水裂縫型碳酸鹽巖氣藏開發特征

邊底水裂縫型碳酸鹽巖氣藏的主要特征是：“規模大、裂縫發育、存在邊底水”，該類氣藏以奧倫堡氣藏為代表。

2.2.3.1 主要地質特征

奧倫堡氣田處于伏爾加—烏拉爾盆地烏拉爾山前坳陷帶南端的西側，于1966年被發現，氣田受奧倫堡長垣構造控制。氣藏為裂縫—孔隙型大氣田，主力氣層為二疊紀碳酸鹽巖，含氣面積為1 500km2，氣藏中部含氣層厚度為525m，西部為275m，氣藏平均埋深為1 700m，產層有效厚度介于89.4～253.6m，孔隙度為11.3%，滲透率介于0.098～30.6mD，氣藏原始地層壓力為20.33MPa，天然氣儲量為1.9×1012m3。

2.2.3.2 主要開發概況

奧倫堡氣田含氣面積廣，儲量大，儲層非均質性強，氣井產能差別大，氣井見水早。該氣田1968年開發，1974年開始工業化開采，根據氣田不同部位的地質特征、天然氣和地層水化學組分、地層水活躍程度和開采特征的差異，將氣田分為15個開采區。氣田最高年產量450×108m3，1991年到現在氣田進入產量遞減期，現在每年生產180×108m3。氣藏為邊底水混合驅動，氣藏選擇性水侵嚴重，氣井過早水淹。底水主要沿中部裂縫發育帶上竄侵入，1971年投產8個月后即有1口井產水，1981年有49口井產水，單井日產水10～125m3，距水侵方向近的井產水量在100m3／d以上，另外有125口井見出水顯示［18］，為了彌補大量出水而遞減的氣產量，每年要新投50口新井。

2.2.3.3 氣藏開發特征

俄羅斯奧倫堡氣藏為裂縫—孔隙型碳酸鹽巖儲層，與我國威遠氣田極為相似。作為受水侵影響的邊底水型碳酸鹽巖氣藏，氣田開發的整個生命周期主要圍繞防水治水開展工作。

1）水侵是該類氣藏開發最主要特征，嚴重影響氣藏的采出程度

在氣藏開發過程中，邊底水侵入含氣區必須具備的條件：①氣區壓力低于含水區壓力，二者壓差越大，水侵速度越快；②含氣區至含水區存在高滲透裂縫滲透通道［18－19］。裂縫性有水氣藏水侵有兩種形式：①邊底水大面積侵入含氣區；②生產壓差使底水很快沿裂縫竄至局部氣井，生產壓差越大水竄越快，很多氣井投產短時間就見地層水而氣水同產。氣井見水后，使得近井地帶儲層的含水飽和度急劇增加，儲層孔隙通道有效空間減小甚至堵塞，阻礙氣的通過，最終導致氣相滲透率的降低和產能的下降。由于水鎖效應以及地層水的非均質水竄，易行成“封閉氣”和“死氣區”，致使大量的氣被地層水分隔包圍，不能采出。奧倫堡氣田18塊不同巖心的滲吸水驅氣實驗結果表明，驅替系數（含束縛水）為0.42～0.723（平均0.504）平均殘余氣飽和度為27.7%～58%（平均36.6%），平均封閉氣量達到49.1%。水侵區大量的剩余氣沒有被采出從而大大降低氣藏的采出程度。

2）加強動態監測，避免氣藏大幅度水淹

對于裂縫型油水氣藏，水侵是其主要開發特征，因此動態監測是貫穿氣藏開發整個生命周期的一項工作。奧倫堡氣田在開發過程中，建立了完善的氣藏監測系統，包括：氣體動力學監測井，主要用于監測氣藏各部位的壓力和溫度、研究開采井的產能特征、觀察氣藏不同區塊壓降漏斗分布特點和排流程度、研究井間干擾等；水文地質學監測井，主要任務是觀察底水推進特點和預報采氣井水侵的可能性，在水文觀察井中進行地層水壓力、化學組分、含氣飽和度、溶解氣組分等的觀察；礦場地球物理監測井，用于研究儲層的非均質性、裂縫對水侵過程的影響、評價在開采過程中不同區塊含氣飽和度的變化等。由于奧倫堡氣田設置了完整的觀察和監測系統，及時掌握了氣藏的動態和水侵特點，因而可適時調整開發系統，避免氣藏大幅度水淹［20］。

3）制定科學治水對策，提高氣藏最終采出程度

奧倫堡大氣田1974年投產不久，發生了嚴重的水侵。針對此問題，蘇聯國家科技人員在室內進行了巖心一維和三維毛細管滲吸、徑向水驅氣以及高壓水驅氣采收率研究，發現水驅氣的主要特征是水淹區內封閉氣量較大，在大巖心實驗中，微裂縫能促使水選擇性地從裂縫面向巖心中心運動，增加了封閉氣量，此時封閉氣須在發生膨脹且占據50% 以上孔隙空間時才能流動。因此，對于奧倫堡氣藏，首先采用早期整體治水，避免或減弱水侵程度，延長無水采氣期。第二，采用阻水工藝，阻水工藝是指在氣水界面含水一側打開排水井以減緩邊、底水的侵入，然后在地層水活躍的高滲透斷裂帶、裂縫發育帶，用高分子聚合物黏稠液建立阻水屏障，阻止邊、底水進入氣藏。該方法在1982年在奧倫堡氣田進行現場試驗。在地層水侵入裂縫發育帶，與水侵通道方向垂直方位，布3口井為1組井排，射開水動力相連水侵層位；井組兩邊的井做排水井，中間注黏稠液。經過數值模擬計算，如果不建立屏障，穩產期僅6年，采收率僅40%，而建立阻水屏障可穩定開采22年，采收率高達93%。第三，在水淹氣藏中，可采用人工舉升助排工藝、結合自噴井帶水采氣排出侵入儲氣空間的水和井筒積液，使部分“水封氣”解堵，變為可動氣而被采出，稱“二次采氣技術”，約可提高采收率10%～20%。奧倫堡的治水措施可以總結為：早期合理布井，控制采氣速度；氣水邊界含水一側打排水井，拖住邊、底水推進；高滲透帶用高分子聚合物黏稠液建立阻水屏障，減少氣水接觸。通過綜合治水對策的有效實施，可提高該類氣藏的最終采出程度。

2.2.4 “三高”氣藏開發特征

“三高”氣藏的主要特征是：“高溫、高壓、高含硫”。法國拉克氣田Inferieure氣藏是一個典型的深層“三高”氣藏。

2.2.4.1 主要地質概況

拉克氣田位于阿奎坦盆地南部，該氣藏東西長16 km，南北寬10km，閉合面積為120km2，閉合高度為1 400m，北緩南陡，氣田地質儲量為3 226×108m3，氣藏構造為一個向東南方向傾斜的背斜構造，氣藏埋深超過3 000m。氣藏儲層是一組巨厚的碳酸鹽巖儲層，分為上下兩層，上部層位以下白堊統尼歐克姆亞石灰巖，下部層位為上侏羅統馬諾白云巖。儲集空間以孔隙為主，裂縫為主要的滲流通道。儲層厚度大，上部層位有效厚度介于200～300m，下部層位有效厚度介于150～200m，全氣藏有效厚度介于350～500m，上、下兩層物性相差不大。

2.2.4.2 主要開發概況

拉克氣藏是典型的深層“三高”無邊底水的封閉氣藏，平均井深為3 800m，最深井為5 000m。原始氣層壓力達66.15MPa，氣層溫度為140℃。天然氣組分中甲烷占69%，乙烷占3%，硫化氫占15.6%，二氧化碳占9.3% ，其他組分占1.9% 。拉克氣田開發經歷了4個階段：第一階段（1952年—1957年）為試采階段，主要對3口井進行試采，檢驗井底及井口設備的抗硫防腐性能，同時獲取氣藏動態參數；第二階段（1957年—1964年）為產能建設階段，共有26口生產井，氣田日產量由82×104m3上升至2 156×104m3，平均單井產量為80×104m3／d，采氣速度為2.4%；第三階段（1964年—1983年）為穩產階段，通過在構造高點打10口加密井，氣田日產量為1 906×104～2 361×104m3，平均單井產量為50×104～60×104m3／d，采氣速度為2.6%，穩產期長達19年，穩產期可采儲量采出程度為65%左右；第四階段（1983年至今）為產量遞減階段，1994年氣田日產量遞減為405×104m3，氣田累計產氣2 258×108m3，地質儲量采出程度為70%。

2.2.4.3 氣藏開發特征

1）注重前期評價，弄清氣藏基本特征后再開始大規模開發

針對拉克氣田“三高”特征，在準備開發和開發過程中對氣井鉆井完井、鉆采系統和地面工程防腐、增產、凈化和回收硫磺等技術進行了系統研究，從發現到投產，歷時7年，做了大量研究工作，對該類氣藏開發積累經驗，為后續大規模開發奠定基礎。主要表現在開發初期采用雙層油管完井，因為管徑小、限制了氣井產能問題，隨著氣藏壓力的降低，采用大直徑（127 mm）單層抗硫油管，解決了地層能量的合理利用問題。另外，由于抗硫油管、套管的成本高，開發初期只在氣藏連通性好的構造頂部打生產井。最后，開發初期地面天然氣采輸系統和凈化處理系統規模不宜太大，為后續大規模開發積累經驗。

2）井下和集氣系統整體防腐，實現氣田開發有效防腐

拉克氣田在開發過程中，研制了不同型號的鋼材，同時根據氣藏開發不同階段采用不同的油管序列。油管的失重腐蝕在5年后才開始變得明顯，且常發生在井的下部，腐蝕形成硫化物，堵塞油管，維修困難，于是決定每月往井內灌5%緩蝕劑的柴油8m3，同時為了防止硫化物沉淀產生堵塞，要注入輕質循環油不停循環。而對于集輸管網防腐，對管材采用B級鋼的無縫鋼管，同時氣體進入集氣系統前脫水，每106m3氣中加30L防腐劑。通過井下和集氣系統的整體防腐，實現氣田開發的安全生產。

3）實時監測評價氣田生產過程，提高精細化科學管理水平

氣藏開發過程中定期進行必要的靜態和動態監測，深入了解氣井、氣藏的開采特征和開采規律，嚴格控制溶有硫化氫的地下水侵入氣井，減少設備管材的腐蝕，為氣田的穩定生產提供保證。首先，估算邊、底水的體積，拉克氣田邊底水體積約為氣藏體積的3倍左右。其次，評價邊底水的活躍度。根據測井解釋，最下層水層滲透率低，水層的產能很低，垂向的夾層分布較多，底水活躍性差。但是氣藏南北兩翼較陡，儲集層翼部的高滲透段出露在氣水界面以下，因此有可能造成邊水活躍的局面。第三，在編制開發方案時分析了打開程度對底水錐進的影響，巨厚儲層內部垂直連通性分析，Ⅲ段頂部夾層對開發效果的影響，水體大小對開發效果的影響等。在此基礎上，采用了一套井網開發下第三系砂礫巖和白堊系巴什基奇克組砂巖，總體上布3排井，以軸部布井為主，井距900m左右，總生產井28口（含觀察井），單井產量介于100×104～210×104m3／d之間，采氣速度為4%，年產氣量為100×108m3，穩產14年，穩產期末采出程度為56.5%。

2.2.5 凝析氣藏開發特征

大型凝析氣藏主要特征是：“壓力溫度異常、相態復雜、常常發生反凝析現象”，俄羅斯烏克蒂爾氣藏是典型的凝析氣藏。

2.2.5.1 主要地質概況

烏克蒂爾氣田位于俄羅斯地臺東北部與烏拉爾地槽的過渡帶上，屬蒂曼—伯朝拉油氣區的一部分。構造主要是一個長軸背斜，產層是中石炭紀Moscow和Bashkir層。構造高度為1 440m，由石灰巖層和白云巖層交替組成，夾層平均厚度為1.5m。氣層有效厚度為170m，含氣面積為356km2，最終可采儲量為4 300×108m3，凝析油儲量為1.42×108t。整個氣藏中儲層特性差異性大，產層孔隙空間的特征復雜，孔、洞、縫分布不均，地層明顯特點是裂縫發育，存在著大量方向不同的張開裂縫［21］。

2.2.5.2 主要開發概況

烏克蒂爾氣田于1963年鉆井，1964年發現下二疊統氣層，該氣田發現時儲層原始飽和度為77.5%，壓力為36MPa，溫度為61℃，小部分邊緣含有輕質原油。該氣田下有個含水區，但水驅作用不明顯且橫向分布不均勻?？紤]氣田裂縫發育及存在小斷層等，采氣速度和壓差過大將引起氣井過早水淹和降低采收率，方案年產氣150×108m3，設計穩產7年，平均單井產量為5.28×104m3／d。為防止底水錐進，氣井井底在氣水界面以上不少于100～150m，保持穩定采氣壓差介于5.8～7.8MPa。

2.2.5.3 氣藏開發特征

1）取全取準PVT相態數據是凝析氣藏開發的基礎

對凝析氣藏來說，在高溫狀態下，當地層壓力低于凝析氣的露點壓力時，從地層中析出凝析油殘留和吸附在巖石顆粒的表面，地下形成油氣兩相，稱為“反凝析”現象。在凝析氣藏開發過程中，儲層油氣體系在地下和地面都會發生反凝析現象，氣井既產氣又產凝析油。因此，凝析氣藏開發比一般氣藏開發具有其特殊性和復雜性。同時，在開發過程中，隨著壓力的下降和溫度的變化，油氣體系相態和組成隨時隨地都會發生變化，所以一定要十分重視獲得氣藏原始壓力、溫度條件下的準確的、有代表性的凝析油氣樣品，有高質量的PVT和相態分析實驗數據，很好地擬合狀態方程參數，建立凝析氣相態模型，為組分模型和數值模擬技術的準確應用打下扎實的基礎。烏克蒂爾氣藏在開發初期就對地層流體等數據進行取樣，同時相應地發展一套先進適用的油氣取樣和實驗分析技術，為氣藏的開發提供堅實的資料基礎［22］。

2）優選凝析氣田開發方式是該類氣藏高效開發的關鍵

凝析氣藏由于其含有凝析油的特殊性，決定其在開發方式的選擇上與常規氣藏有較大區別。為了盡可能地提高干氣、凝析油和原油的采收率，凝析氣藏的開發方式顯得尤為重要。凝析氣田的開發方式可分為衰竭開采和保持壓力開采。衰竭開采主要用于原始地層壓力高，氣藏面積小，凝析油含量少，地質條件差，邊水比較活躍的氣藏。由于烏克蒂爾氣田地質情況比較復雜，因此采用衰竭氣驅作為一次生產機理來開發，而沒有實施循環注氣方法。到開發后期，烏克蒂爾氣田儲層壓力為3.5～5.0MPa，天然氣采收率在83%左右，而凝析油的采收率僅僅32%。因此大約還有1×108t的凝析油滯留在儲層中。針對這種情況，氣田實施了一系列不同的先導性試驗來開采滯留的凝析油。先導性試驗結果表明，使用丙烷和丁烷溶劑帶對增加凝析油采收率效果不太明顯；注干氣的方法可以明顯提高采收率，但是需要注入大量的干氣；先注入溶劑，然后注入干氣，注入量達到一定體積后，氣井恢復生產，在6個月到1年半的時間內，氣井產液量提高20%～40%，隨后有下降到原來的產量水平。實踐證明，凝析氣藏的開發要不失時機地選擇相適應的開發方式可最大限度地提高凝析油的采收率［23］。

3）建立全過程的凝析氣田監測系統

由于凝析氣藏的獨特特征，建立完善的開發監測系統有利于凝析氣田開發和開采動態分析、開發方案的及時調整和修改，是凝析氣田開發方案設計的配套系統工程之一。開發監測的主要任務是保證綜合觀察氣藏開采全過程，目的是評估采納的開發系統的有效性，以及地質技術措施的可行性。同時要決策調整和完善開發過程，以達到高的最終采收率和最佳的開發效益。烏克蒂爾氣田開發方案研究中，一開始就重視氣田監測系統的建立。氣田開發計算鉆探和探井改建6口井用于監測氣藏氣水界面、地層壓力等，在氣田開發動態分析和開發規模調整中起到重要作用。

3 大型氣田開發值得借鑒的經驗

1）大氣田的開發宜采取“整體部署，分步實施”的技術思路

俄羅斯烏連戈伊氣田、亞姆布爾氣田、梅德維日等大型氣田的開發均采用主力氣藏先行開發，主力氣藏的主力區塊先行開發，然后逐步加深，實現區塊和層間的接替。同時，“三高”氣田的開發宜開辟試驗區先行試采，再大規模開發，積累經驗，逐步推進［24］。

2）取全取準每口井的靜動態資料，早期識別儲層類型、驅動類型是大型氣田有效開發的基礎

天然氣開發具有“較稀井網開發”的特點，這增加了認識氣藏的難度。氣藏基本特征和驅動類型的認識錯誤，會導致氣田開發方案和建設的嚴重失誤。只有在少數探井的基礎上，珍惜每次窺探地下的機會，取全取準有限的靜動態資料，開展早期評價，分析氣藏類型以及驅動類型，才能為氣藏的大規模開發奠定基礎。

3）井型和井網井距優化是大型氣田有效開發的核心

氣藏不是“鐵板一塊”，要努力尋找高產發育區，避免打無效或者是低效井。要綜合地質、地震、氣藏工程等學科技術，進行儲層橫向預測，氣藏描述要優選超前進行，尋找富集區、裂縫發育帶布井。只要對氣田的地質特征有比較客觀、實際的認識，開發的技術和方法總會有效；反之，若在地質認識上發生了偏差，那么即使很強的技術實力也不會取得好的效果［25］。對于大型氣田開發井型、井網部署，要因地制宜，根據不同類型氣藏的靜態和動態特征采用不同的井型、井網部署原則；要努力尋找高產富集區，盡量減少無效和低效井；同時要努力保持全氣藏均衡開采，動用盡可能多的儲量，提高氣藏的最終采出程度。

4）優化氣藏開發規模和氣井產量是大型氣田高效開發的核心

優化氣井產量及氣藏開發規模是任何類型氣藏方案設計和方案調整的重要任務，要做到開發規模、穩產供氣年限和市場需求的有機結合。氣井配產主要考慮無阻流量、排泄區內的壓降儲量和有無地層水干擾等三個因素限制。一般大氣田的采氣速度要低一些，有水氣藏采氣速度比氣驅氣藏要低。

5）動態監測是大型氣田有效開發的保證

全球大型天然氣藏的開發，均設立了一大批觀察井、水層測壓井，以觀察底水上升、氣藏壓力變化等。貫穿整個生命周期的動態監測讓氣藏流體、壓力以及腐蝕等變化了然于胸，可以提前預知氣藏的動態變化，為制定有針對性的對策留足回旋余地，實現氣藏的安全高效開發。

6）發展有針對性的設備、工藝技術流程是大型氣藏高效開發的關鍵

大型氣藏的開發涉及的產量高，時間長，影響范圍廣。因此對大型氣藏的開發要形成有針對性的配套技術和材料裝備。例如叢式井組中大直徑井、定向井、水平井和復雜結構井的鉆井、完井、開采工藝、固井、防水治沙工藝、排水采氣工藝、安全防腐工藝等方面形成系列配套技術。

4 結論

1）大型氣藏主要分布在中東和東歐中亞俄羅斯的西西伯利亞盆地、波斯灣盆地、扎格羅斯盆地、卡拉庫姆盆地等幾個大型盆地中；大型氣藏主要分布在石炭紀到新近紀的地層中，深度介于1 500～3 000m；構造氣藏仍是大型氣藏的主要類型；大型氣藏的可采儲量增長同理論技術的進入、優惠政策以及天然氣價格密切相關。

2）依據“實用性、針對性、科學性”劃分原則，圍繞巖性、厚度、規模、物性、壓力、流體等因素將大型氣藏劃分為5種類型：厚層整裝高滲透砂巖氣藏；低滲透砂巖氣藏；邊底水裂縫型碳酸鹽巖氣藏；“三高”氣藏以及凝析氣藏。厚層整裝高滲透砂巖氣藏主要特征是：“規模大、儲層厚、物性好、或存在邊底水”；低滲透砂巖氣藏的主要特征是：“規模大、物性差、一般不存在邊底水”；邊底水裂縫型碳酸鹽巖氣藏的主要特征是：“規模大、裂縫發育、存在邊底水”；“三高”氣藏的要特征是：“高溫、高壓、高含硫”；凝析氣藏的主要特征是：“壓力溫度異常、相態復雜、常常發生反凝析現象”。

3）全球大型氣藏的分布特征為我國天然氣藏的勘探指明了方向，全球大型氣藏開發過程和開發特征為我國相同類型氣藏的經濟、高效、安全開發提供了寶貴的經驗。

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