中國深層天然氣開發現狀及技術發展趨勢

江同文 孫雄偉

1. 中國石油勘探與生產分公司；2. 中國石油塔里木油田分公司

向深地進軍開發深層油氣是國家重要的戰略方向，也是加大國內油氣勘探開發力度的現實領域。由于具有相對較高的熱演化程度，深層油氣資源以天然氣為主。進入21世紀以來，中國在深層天然氣領域取得了一系列重大突破，發現并成功開發了普光、克深、元壩、安岳等多個深層大氣田［1-6］。但復雜的地質條件與不斷增大的開發難度使深層天然氣高效開發面臨諸多挑戰。因此有必要梳理中國深層天然氣的地質特征與開發難點，探索深層天然氣開發技術的發展方向，總結深層天然氣開發經驗和策略，為深層天然氣高效開發提供借鑒。

1 深層天然氣資源概況與開發現狀

1.1 深層天然氣資源概況

目前，對于深層的定義國際上沒有統一的標準，相對認可的深層標準是埋深大于等于4 500 m(15 000 ft)［7-9］，本文也采納這一標準。根據中國石油第四次油氣資源評價成果，中國深層天然氣資源總量巨大，達20.31×1012m3，占天然氣總資源量的55%［10］。近些年來，隨著理論發展和技術進步，深層發現的天然氣儲量所占比例越來越高。2008—2017年,國內新增天然氣探明地質儲量中，深層儲量占34.8%；深層儲量所占比例由2008年的13%上升到2017年的38%［11］。截至2018年年底，國內投入開發的深層氣田累計探明地質儲量達3.32×1012m3，2018 年深層天然氣產量達到 428×108m3，占全國天然氣總產量的30.2%［12］。

中國深層天然氣資源主要集中在四川、塔里木、準噶爾、柴達木、鄂爾多斯、松遼及渤海灣等七大含油氣盆地［10］(圖1)。其中尤以四川盆地和塔里木盆地深層天然氣資源最為富集，是當前深層天然氣開發的主力區域。松遼盆地深層火山巖、渤海灣盆地深層潛山、準噶爾盆地南緣沖斷帶、柴達木盆地阿爾金山前等深層領域近年來也都取得了突破性進展［13-24］，是深層天然氣開發的重要增長點。

圖1 中國主要含油氣盆地深層天然氣資源量柱狀圖［10］Fig. 1 Histogram of deep natural gas resources in major petroliferous basins of China［10］

1.2 四川盆地深層天然氣開發現狀

四川盆地經歷多旋回構造運動，發育兩期克拉通內大型裂陷和5個大型不整合面［17］，形成震旦系—三疊系多套生儲組合，是中國深層天然氣資源最豐富的盆地。2000年以來，四川盆地相繼發現普光、龍崗、元壩、安岳、川西等大型深層氣田，探明地質儲量超過20 000×108m3，深層天然氣年產能規模超過300×108m3。目前四川盆地仍處于深層天然氣發現的高峰期和儲量快速增長期［17］。

四川盆地已發現的深層氣田主要位于川中震旦系—寒武系、川東北二疊系—三疊系、川西北二疊系—三疊系，儲層以海相碳酸鹽巖臺緣灘、生物礁為主(表1)。其中，安岳氣田是國內已發現最大的整裝碳酸鹽巖氣藏，目前已累計探明天然氣地質儲量10 570×108m3，年產能規模達到 150×108m3。普光氣田是國內規模最大、豐度最高的海相高含硫氣田，已探明天然氣地質儲量4 121×108m3，年產能規模110×108m3。元壩氣田是世界上罕見的超深高含硫生物礁氣田，氣藏平均埋深約6 700 m，已探明天然氣地質儲量 2 195×108m3，年產能規模 40×108m3。

除海相碳酸鹽巖外，川西坳陷廣泛分布的三疊系須家河組致密砂巖氣藏三級儲量接近10 000×108m3［25］，由于埋藏深、儲層致密、氣水關系復雜，在現有經濟技術條件下難以實現效益開發，但其仍將是未來四川盆地深層天然氣開發的重要接替領域。此外，川西地區深層二疊系火山巖勘探近期取得重大突破，有望成為四川盆地深層天然氣“增儲提產”的新領域［26］。

表1 中國主要深層氣田地質與氣藏特征參數Table 1 Geology and reservoir characteristic parameters of major deep gas fields in China

1.3 塔里木盆地深層天然氣開發現狀

塔里木盆地是由古生代克拉通盆地與中新生代前陸盆地組成的大型疊合盆地，寒武系—中生界發育多套烴源巖和多套油氣成藏組合。塔里木盆地油氣主要賦存在深層，大部分油氣田產層埋深普遍大于6 000 m，深層天然氣探明地質儲量超過10 000×108m3，年產能規模接近 200×108m3。

塔里木盆地深層天然氣資源主要分布在庫車凹陷白堊系—古近系碎屑巖和臺盆區寒武系—奧陶系碳酸鹽巖(表1)。庫車前陸沖斷帶近年來勘探持續突破，開發快速建產，儲量、產量增長迅速，形成了迪那2、克深、大北等深層大氣田。其中，迪那2氣田是我國最大的深層高壓凝析氣田，探明天然氣地質儲量1 659×108m3，年產能規模 45×108m3?？松顨馓锸悄壳皣鴥茸畲蟮某畛邏簹馓铮塾嬏矫魈烊粴獾刭|儲量 6 320×108m3，年產能規模 105×108m3。大北氣田是當前塔里木盆地深層天然氣增儲上產主要區塊，已建成天然氣年產能規模35×108m3。塔中隆起的塔中Ⅰ號氣田是國內罕見的碳酸鹽巖凝析氣田，儲層、流體復雜，目前建成年產能規模13×108m3。

除此之外，庫車凹陷秋里塔格構造帶和臺盆區寒武系鹽下天然氣勘探均已取得重大突破［27-28］，這2個領域天然氣資源潛力巨大，有望成為塔里木盆地深層天然氣開發的主要接替領域。

2 深層天然氣開發面臨的挑戰

雖然中國深層天然氣開發已經取得了一些重要成果，但由于深層氣藏埋藏深、地震成像精度差、儲集層類型多樣、氣水關系復雜、高溫高壓高應力等原因，深層天然氣在開發過程中仍面臨著高效井位部署、合理開發技術政策制定、安全快速鉆完井、有效改造提產、安全清潔生產等一系列影響開發效果和經濟效益的關鍵問題。

2.1 氣藏精細描述困難，高效井部署難度大

深層氣藏由于地震波傳播距離長，信號能量損耗大、高頻成分衰減快，地震資料通常反射波能量弱、信噪比低。加之多數盆地(如塔里木、鄂爾多斯、四川、渤海灣、松遼等)具有多構造層疊合的特征，中、深層構造起伏較大，部分地區發育高陡地層，地層速度縱橫向變化大，導致深層地震波場和傳播路徑復雜，地震資料偏移成像誤差大、成像精度低，難以準確落實構造。由于構造落實不準，早期塔里木盆地克深氣田的開發井成功率僅有50%［6］。

深層氣藏儲層基質物性通常較差(表1)，裂縫、有利相帶、溶洞等控制了“甜點”分布，儲層非均質性強。雖然經過持續研究，對深層有利儲層的發育規律有了較深入的認識［5-6,29-30］，但由于深層地震資料主頻低、頻帶窄、分辨率低，儲層與非儲層的反射特征差異小，儲層識別與預測困難，高效井部署仍面臨巨大挑戰。

2.2 儲層類型多樣，氣藏滲流規律復雜

深層儲層基質一般比較致密，但裂縫、溶洞等發育，形成復雜的儲集和滲流系統，具有很強的非均質性。深層氣藏儲層的強非均質性造成了復雜的氣水分布，在新場、克深、大北等氣田的致密砂巖儲層中常形成較厚的氣水過渡帶［31］；在元壩氣田形成“一礁一藏”的特征，不同礁體具有相對獨立的氣水系統［32］；在安岳氣田形成局部封存水和廣泛的氣水過渡區［33］。復雜的儲層和流體分布給地質建模帶來了很大的困難。

裂縫-孔隙型、裂縫-孔洞型、洞穴型等復雜的儲層類型使得深層氣藏的氣水滲流規律十分復雜，常規的室內實驗很難模擬這種復雜儲層的滲流狀態，地質模型和數值模擬也難以準確反映復雜的氣水分布和運動規律。因此，開發技術政策的制定和優化通常依賴于定性的分析，而缺乏定量的依據，難以實現精確的“對癥下藥”。

2.3 高溫、高壓、高地應力，鉆完井和增產工程難度大

深層氣藏地質條件復雜，高溫高壓、多壓力體系、地層堅硬及可鉆性差、富含酸性流體等問題共存，鉆井安全風險大、周期長，安全優質高效鉆井極具挑戰性。例如大慶徐家圍子地區古龍1井井底溫度高達253 ℃，塔里木盆地順托1井鉆遇地層壓力達170.0 MPa，高溫高壓使鉆井儀器及工具、鉆井液及材料等面臨嚴峻挑戰。深層氣藏埋深大，地層壓力體系多，鉆井液安全密度窗口窄，井身結構設計和安全鉆井難度大；地層堅硬，可鉆性差，破巖效率低，鉆井周期長。另外，目前深層氣藏開發大量采用特殊工藝井(如水平井、大位移井)，對儀器工具的性能提出了更高的要求，井壁穩定性問題也更加突出。

對深層氣藏來說，提高單井產量是提高效益的關鍵，有效的增產改造則是提高單井產量的關鍵。深層氣藏普遍存在高溫高壓高地應力、基質致密、儲集空間復雜、非均質性強等特點，儲層壓裂改造面臨著施工壓力高、層間層內轉向困難、壓裂液耐溫性和酸液緩蝕性要求高、井下工具耐溫耐壓要求高、裂縫濾失嚴重造成砂堵等諸多挑戰，工程難度大。

2.4 酸性介質的分壓高，深井、超深井路程長、路徑復雜

深層碳酸鹽巖氣藏通常富含硫化氫、二氧化碳等高酸性流體，如四川元壩地區儲層硫化氫含量為3.71%～6.87%、二氧化碳含量為3.33%～15.51%［2］。高酸性流體對井下管柱和地面管線腐蝕嚴重，開發工藝技術復雜，對材質等級要求高，對環境與安全風險的實時評價與控制技術要求高，安全、清潔開發風險大。

另外，部分深層氣田流體性質復雜，富含硫化氫、蠟等，容易發生硫沉積和蠟沉積，造成井筒堵塞。如塔里木盆地博孜區塊凝析氣平均含蠟量高達16%，多口井在試采過程中發生出砂、結蠟，井筒堵塞嚴重，無法正常生產，安全、效益開發難度較大。

3 深層天然氣開發技術及發展趨勢

面對深層天然氣高效開發的挑戰，各公司聚焦關鍵問題攻關，在實踐中逐漸形成了一系列深層天然氣開發技術，有效支撐了深層天然氣產量跨越式增長。隨著深層天然氣開發對象向更深、更復雜氣藏發展，開發任務由高效建產逐漸轉向長期穩產，深層天然氣開發技術也在不斷發展和完善。

3.1 深層地震成像和儲層預測技術

深層天然氣開發的高風險和高成本決定了深層地震預測作用的重要性。深層天然氣開發對象大體可分為深層復雜構造與深層復雜儲層2大類［34］。深層復雜構造主要聚焦于構造成像，長期攻關形成了以高覆蓋高密度寬方位觀測、單點檢波器接收、高精度表層結構調查為核心的采集技術，以微測井約束層析靜校正、相干噪聲壓制、高精度重磁電聯合速度建場、起伏地表疊前深度偏移為核心的處理技術，以鹽構造理論和斷層相關褶皺等為核心的構造解釋技術［35-36］，為塔里木盆地克深、大北等氣田的高效開發發揮了重大作用，使開發井成功率由50%提高到100%，產能到位率由64%提高到100%［6］。深層復雜儲層核心是儲層預測，通過加大高密度、多波等采集技術、疊前深度域處理和碳酸鹽巖儲層定量預測技術攻關，形成了以全方位高密度地震采集技術、井控Q補償處理技術、疊前保幅深度偏移技術、碳酸鹽巖儲層地震特征識別技術、分方位角資料檢測裂縫技術、縫洞體系空間雕刻技術、疊前多參數含油氣預測技術等為代表的儲層定量雕刻技術，大幅度提高了縫洞儲層刻畫精度［37-38］，有力支撐了四川盆地深層海相碳酸鹽巖氣田的高效開發,使安岳氣田30口開發井全部高產，平均測試產量達到 150×104m3/d［29］。

隨著深層天然氣開發對象的日益復雜、開發要求的日益精細，對開發地震的要求也越來越高。深層復雜構造成像和深層復雜儲層預測的核心是高精度的地震資料，因此深層地震采集技術朝著大噸位可控震源、單點接收、寬頻激發接收、超高密度、全方位方向發展，目標是低成本地獲得高精度地震資料。處理解釋技術方面，深層復雜構造主要發展方向是起伏地表建模、各向異性速度建模、全波形速度反演、逆時偏移等，以準確構造成像為目標；深層復雜儲層主要發展方向是保真保幅處理、全波形反演、逆時偏移、分方位角疊前偏移、彈性波巖性成像、縫洞儲集層量化描述等，以精準儲層預測為目標。大數據分析、人工智能、機器學習和深度學習等自動化智能技術的應用將帶來革命性的變化。

3.2 深層復雜氣藏開發優化技術

開發優化是氣藏開發階段最核心的工作。經過十多年的攻關研究，初步形成了深層復雜氣藏開發優化技術，包括裂縫性氣藏產能評價預測技術、高壓有水氣藏動儲量評價技術、多重介質儲層試井評價技術、模擬地層條件復雜儲層滲流實驗技術、全直徑三維數字巖心分析及微觀流動模擬分析技術、裂縫性水侵優勢通道識別與預測技術、多尺度非結構化網格離散裂縫建模技術、巨量網格精細數值模擬技術等，有效指導了深層氣藏的生產管理和開發調整［3-6,39-42］。如四川盆地安岳氣田，通過儲層和氣水分布精細描述，建立包含多尺度縫洞的精細地質模型，采用“無粗化”巨量網格精細數值模擬技術，較準確地表征了主要水侵方向上的水侵動態特征，有效指導了氣藏防水治水對策的制訂［29,33］。

但是，由于深層氣藏發育孔、洞、縫等多重介質，儲層結構十分復雜，實驗室的滲流實驗難以準確表征宏觀上的滲流規律，加上儲層預測困難，難以建立準確的地質模型，多重介質之間的滲流也很難準確模擬，因此目前深層復雜氣藏開發對策優化仍只能基于定性或半定量的模擬預測結果，難以做到真正的定量化。下步發展方向是開展模擬地層條件下巖石物理參數測定、真三軸應力下裂縫應力敏感性測試、復雜儲層三維可視化滲流實驗等，攻關多重介質儲層試井模型、多尺度裂縫預測技術、多重介質建模數模一體化技術、多重介質跨尺度滲流數值模擬技術、熱-流-固耦合數值模擬技術等，探索大數據分析、人工智能在生產動態預警、生產制度管控等方面的應用，實現深層復雜氣藏開發對策的定量優化和自動優化。

3.3 深層高溫高壓氣井鉆完井技術

四川、塔里木等盆地深層天然氣勘探開發的快速發展推動了深層高溫高壓氣井鉆完井配套技術的不斷成熟，經過持續技術攻關，形成了集井身結構優化、高效鉆頭、優質鉆完井液、精細控壓鉆井、特殊取心等為一體的技術系列。通過非標準井身結構優化，配合精細控壓、承壓堵漏等技術的應用，奠定了深井安全、優快鉆進的基礎；全面優選推廣使用高效、個性化PDC鉆頭，有效提高了深部難鉆地層的平均機械鉆速；研發應用抗200 ℃高溫、抗復合鹽水等鉆井液及主動承壓堵漏技術，有效減少了高溫、高壓鹽水、井漏等復雜地層鉆進的井下復雜情況；精細控壓鉆井及精細控壓固井技術應用于窄密度窗口、多壓力系統、壓力敏感性地層，大幅度降低了鉆完井液漏失量和復雜處理時間，有效提高了固井質量合格率；集成應用氣體鉆井等提速技術和工具，使深井鉆井周期和成本大幅度縮減［43-45］。塔里木盆地克深氣田事故復雜時效由2010年29.68%降至2015年6.39%(圖2)，平均單井鉆井時間縮短76 d。

圖2 塔里木盆地克深氣田2010—2015年鉆井復雜事故時效統計Fig. 2 Effectiveness statistics of complex drilling accidents in Keshen gas field, Tarim Basin, 2010—2015

為了進一步提升深層氣藏開發的效益，未來深層大斜度井、水平井將成為一種趨勢，需要完善地質工程一體化的井身結構和井眼軌跡設計技術，攻關超深井(垂深≥6 000 m)井眼軌跡優化與高效控制技術、超深大斜度井水平井鉆井提速技術、超深大斜度井水平井復雜事故預防技術和高強度鉆具、油套管，解決超深大斜度井水平井鉆完井技術難題。同時，研發具有自主知識產權的新型高效破巖裝備及配套工具，進一步完善深井“一趟鉆”技術，降低鉆井成本，提高深層大斜度井水平井作業效率及效益。

3.4 深層復雜儲層精準改造技術

深層氣藏儲層基質一般較為致密，自然產能較低，需要經過儲層改造才能獲得工業產能。經過多年的發展，針對深層碎屑巖儲層及碳酸鹽巖儲層，已經形成了各具特色的儲層改造主體技術。對于深層碎屑巖儲層，通過研發耐高溫加重壓裂液體系，配置大通徑管柱結構，優選小粒徑高強度支撐劑，配套高壓壓裂裝備和井口，形成了超深高壓裂縫性砂巖儲層改造技術，可根據儲層不同裂縫發育特征，分別采用體積酸壓、縫網壓裂和大規模加砂壓裂等不同壓裂改造策略［46-47］。該技術在塔里木盆地克深、大北氣田應用100余井次，效果顯著。單井改造前測試平均油壓 49 MPa，日產氣 15×104m3/d，改造后平均測試油壓達到76 MPa，日產氣量達到60×104m3/d［47］。對于深層碳酸鹽巖，研發形成了耐高溫清潔轉向酸、高溫膠凝酸、溫控變黏酸、地面交聯酸、乳化酸、加重酸等酸化酸壓改造材料體系，研制了纖維轉向劑和可溶性暫堵球，以儲層特征為基礎，分別針對裂縫-溶洞型、孔隙-溶洞型和孔隙型儲層配套形成了緩速酸酸壓、前置液酸壓和復雜網縫酸壓3套改造工藝技術［48-49］。該技術在四川盆地安岳氣田燈影組現場實施31口井，平均單井日產氣68×104m3/d，與前期的探井相比，平均單井增加日產氣量 23×104m3/d［49］。

結合未來深層大斜度井、水平井的發展趨勢，深層復雜儲層改造技術的發展趨勢主要有2個方面：一是超深長井段儲層安全高效分層分段改造技術，需要開展清潔高效暫堵材料和改造工作液體系研究，形成適應超深長井段儲層的暫堵分層分段改造工藝；二是酸壓裂縫前部有效酸蝕和大幅度提高Ⅱ類、Ⅲ類儲層改造體積技術，需研發耐高溫低摩阻工作液體系，結合機械分層分段、暫堵分層分段、縫內轉向、全裂縫有效酸蝕、復合酸壓、高強度加砂等工藝技術，形成深層Ⅱ類、Ⅲ類儲層提高改造體積技術。

3.5 深層特殊流體采氣技術

深層氣藏由于地層溫度、壓力高，流體性質復雜，在投產后常常會出現動態監測困難、井筒堵塞嚴重等問題，在氣藏見水后還需要進行堵水或排水采氣，對采氣工藝技術提出了極大挑戰。經過多年攻關研究，在各氣田開發實踐的基礎上，逐漸形成了一套適應深層特殊流體的采氣技術，包括了動態監測、井筒解堵和排水采氣3個方面。在動態監測方面，針對高溫、高壓、高酸性的特征，研發了抗高溫、抗高壓、抗腐蝕的測試工具，形成一套超深層高壓氣井動態監測技術，實現了在測試深度超過8 000 m氣井中安全可控、低成本、高品質地錄取井下溫壓、產出剖面資料［50-51］。在井筒解堵方面，針對蠟沉積，形成了機械清蠟、環空熱洗清蠟、化學注入防蠟、連續管纜電加熱防蠟等技術；針對硫沉積，形成了溶硫劑溶解法和連續油管機械沖刷法；針對水合物堵塞，形成了熱洗井筒解堵、連續油管配合熱洗井筒解堵、固體自生熱解堵劑等方法；針對各種復合堵塞，研發了3套分別針對井筒砂堵、垢堵、砂垢復合堵塞的解堵酸液體系，形成了超深高壓氣井連續油管解堵工藝［52-54］。在排水采氣方面，研發了適用于深層產水氣井的納米粒子泡排劑［55］，形成了電潛泵、泡沫排水、速度管柱、柱塞氣舉、連續油管氣舉等排水采氣技術。

未來，深層氣藏采氣工藝技術在動態監測方向上將側重研發適用于致密儲層的產液剖面、含氣飽和度、氣水界面等監測技術及出砂、含水在線監測技術，并盡可能實現永久化、集成化和聯網化；在井筒解堵方向上需根據各氣田特征，因地制宜研發預防井筒堵塞的各項工藝技術；在排水采氣方向上，需建立深層氣井積液診斷評價方法，研發抗高溫、高鹽、耐酸性氣體與凝析油的泡排劑，提升現有排水采氣技術能力，發展多種工藝組合的排水采氣技術和撬裝式、移動式排水采氣技術。

4 深層天然氣開發策略

深層復雜氣藏的科學開發需要以實踐論和矛盾論為指導，通過前期開發實踐，總結對氣藏的客觀認識和開發規律，再用以指導后期的開發實踐，從而實現氣藏開發水平的螺旋式上升。在實踐和認識的每一個階段，都要注意抓住氣藏開發的主要矛盾和矛盾的主要方面，不同氣藏由于地質特征、工藝技術和開發階段不同，主要矛盾和矛盾的主要方面也不盡相同，需要進行認真分析。

4.1 堅持高精度地震先行

深層氣藏地質條件復雜，開發投入高，不確定性和風險大，因此必須堅持高精度地震先行，以可靠的三維地震資料為依托，在較準確落實構造形態和儲層展布的基礎上部署開發井，減少或避免鉆井失誤。

堅持地震先行，不僅要求在部署開發井之前要有三維地震資料作為依托，還要求地震資料能較準確地反映氣藏的地質特征。尤其是庫車、川西北等前陸沖斷帶，由于地層高陡、結構復雜，地震資料往往存在較大的偏移誤差，需要結合鉆井資料，反復進行疊前深度偏移處理，必要的時候還要進行二次三維地震采集處理，以準確落實構造形態。例如，塔里木盆地克深2氣藏在開發初期，雖然有三維地震資料，但沒有認識到地震資料存在偏移誤差，早期部署的開發井成功率僅有50%［6］；克深24氣藏第一口預探井構造誤差達到400 m，為準確落實該氣藏構造形態，部署了開發二次三維采集處理，之后部署的10口開發井均獲得高產，平均單井產量達到45×104m3/d，實現了高效開發。

4.2 堅持先導試驗和試采

近些年來，勘探開發一體化模式逐漸興起并被廣泛應用，成為提高油氣勘探開發效率、追求投資回報最大化的有效手段。但對于深層復雜氣藏來說，掌握地質特征和開發規律需要較長的認識周期，單純強調通過勘探開發一體化方式加快開發進程，可能會面臨較高的風險。試采是開發前期評價階段獲取動態資料、準確認識氣藏開發特征、確定開發規模的關鍵環節；先導試驗是評價開發主體工藝技術、論證開發技術與經濟可行性、指導開發方案設計和大面積開發的關鍵環節。兩者結合可以較準確地認識氣藏的基本特征，明確合適的開發技術對策，減少開發不確定性和風險。因此，深層復雜氣藏開發在前期評價階段必須堅持先導試驗和試采，而不能單純強調通過勘探開發一體化方式加快開發進程。以塔里木盆地克深氣田為例，早期開發的克深2區塊，由于構造、儲層認識不足，實際開發指標與方案設計指標偏差較大［6］。針對這種情況，堅持試采先行，通過較長時間、較大規模的試采和動態資料錄取分析，動靜態結合落實構造的連通關系、氣藏的可動用儲量、氣井的穩產能力、水體的活躍程度等，不斷深化氣藏地質認識，后期開發的克深8、克深9等區塊，實際開發指標與方案設計指標吻合程度高，開發效果顯著［56］。

4.3 根據地質特征確定技術政策

合理的開發技術政策能在經濟的條件下實現氣藏的高效開發，取得經濟效益最大化和資源利用最大化；不合理的開發技術政策也許在短期效果顯著，但長期來看會造成資金、資源的大量浪費，經濟和社會效益低下。合理與否，取決于技術政策是否基于地質特征制定、是否適應地質特征，也即是否堅持實事求是，一切從氣藏實際出發。

深層氣藏地質條件復雜，即使是同一區帶相鄰的兩個氣藏，地質特征也可能差別很大，因此在開發實際中要認真總結分析氣藏地質特征的異同點，根據地質特征確定技術政策。塔里木盆地克深氣田儲層基質致密，與國外的典型致密砂巖氣藏具有一定的相似性，開發早期認為可以借鑒國外致密氣開發思路，以水平井+大規模加砂壓裂改造為主要開發方式，大幅提高單井產能，改善開發效果。但實踐表明，克深氣田地質結構復雜，水平井鉆探難度極大，試驗以失敗告終；大規模加砂壓裂改造在初期大幅提高了單井產能，但改造的有效期較短，且帶來了嚴重的井筒堵塞，工藝適用性較差。通過深入研究，發現克深氣田具有斷層裂縫發育、氣藏整體連通性好、邊底水活躍、天然裂縫控制產能的特征，據此制定了“沿軸線高部位集中布井、適度改造疏通天然裂縫”的技術對策，新井部署以獲取最大自然產能為目的，工程上差異化施策，以縫網酸壓改造為主體技術，鉆井成功率由50%提高到100%，產能到位率由64%提高到100%，開發效果得到大幅改善。

4.4 以地質力學為橋梁實現地質工程一體化

地質力學在油氣勘探開發中的諸多領域扮演著重要角色，地質力學屬性是影響鉆井井壁穩定性、完井防砂控砂和儲層改造等方面的關鍵參數。近年來，隨著裂縫性氣藏的勘探開發，人們逐漸認識到地應力場(特別是現今地應力場)也是影響裂縫性儲層滲透性和流體流動特性的關鍵屬性［57-58］。在地層壓力預測、鉆井井身結構設計、定向井軌跡設計優化、井壁穩定性分析、儲層可壓裂性評價、裂縫有效性評價、壓裂縫網預測、改造方案優化、射孔井段優選、出砂機理分析、套損預警、斷裂活動性評價、產能預測、井位部署優化、裂縫地質建模、流-固耦合數值模擬等方面，地質力學都能發揮獨特的作用。因此，地質力學是油氣地質與油氣工程之間的“橋梁”技術，能夠將紛繁抽象的地質信息轉化為工程方案設計可直接應用的數據，從地質研究源頭為工程實施趨利避害提供依據，無縫連接石油地質與工程技術，對深層天然氣地質工程一體化高效開發具有重要作用。

4.5 持續技術創新和集成應用

深層氣藏開發的技術難度大，需要強化技術創新和集成應用，解決關鍵技術瓶頸，從勘探開發的全過程進行技術研發，全面提升研發、裝備、技術和服務水平；要改變目前慣用的單純的項目研究，形成以問題為導向的攻關體制；要改變目前單純技術研究、生產制造分離的現狀，逐漸形成技術研發-生產制造一體化體制；要改變目前多個單一學科相互獨立開展研究的現狀，逐漸實現多學科、多系統協同攻關，做到新技術、新方法能快速在生產中得到應用，實現科研生產緊密結合。

在技術創新和集成應用過程中要特別注重技術的適用性和經濟性。目前國際油氣價格在低位運行，實現深層天然氣快速增儲上產并且又要降低成本、保持效益規模，需要不斷創新勘探開發模式，從全過程、全環節控制成本，通過高校-企業、企業-油田等一體化聯合攻關，實現勘探開發技術的跨越，形成可復制、可推廣的技術體系，通過模塊化、工廠化應用降低成本，推動深層天然氣開發提質增效。

5 結論

中國深層天然氣資源豐富，勘探開發已經取得了一系列重要成果，建成了四川和塔里木兩大深層天然氣產區，未來仍有巨大的增長潛力。中國深層天然氣開發面臨著高效井位部署、合理開發技術政策制定、安全快速鉆完井、有效改造提產、安全清潔生產等挑戰，經過十多年攻關研究，已經形成深層地震成像和儲層預測技術、深層復雜氣藏開發對策優化技術、深層高溫高壓氣井鉆完井技術、深層復雜儲層精準改造技術、深層特殊流體采氣工藝技術等5大技術系列。低油價時代的來臨，將促使深層天然氣開發技術與數字化、信息化技術進一步緊密結合，向低成本、高精度、自動化、智能化方向快速發展，為深層天然氣資源高效開發提供堅實保障。

在深層天然氣開發過程中，要堅持地震先行，堅持規模試采和先導試驗，堅持地質工程一體化，根據氣藏地質特征確定合理的開發技術政策。要進一步加強技術創新和集成應用，解決關鍵技術瓶頸，同時注重技術的適用性和經濟性，以技術的發展推動深層天然氣快速高效開發。