四川盆地天然氣開發歷程與關鍵技術進展

張烈輝 胡 勇 李小剛 彭小龍 魯友常 劉永輝 葛 楓 劉啟國張 智 劉平禮 曾 焱 張芮菡 趙玉龍 彭 先 梅青燕 汪周華

1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學 2.中國石油西南油氣田公司

3.四川頁巖氣勘探開發有限責任公司 4.中國石化西南油氣分公司

0 引言

四川盆地是全球天然氣工業的發祥地。早在漢代，四川盆地就出現了利用天然氣作為燃料熬鹽鹵的生產活動。四川盆地也是我國天然氣工業的搖籃，建成了中國第一口氣井、第一個氣田。近年來，四川盆地天然氣年產量和消費量一直保持在全國前列，2020年產量達565×108m3，占全國總產量的29 %[1]。近期，國務院發布的《成渝地區雙城經濟圈建設規劃綱要》明確提出，統籌油氣資源開發，建設天然氣千億立方米產能基地，打造中國“氣大慶”。本文從開發歷程和開發技術角度，回顧四川盆地現代天然氣工業80余年的歷史，展望該盆地天然氣開發關鍵技術的發展趨勢，以期為加快該盆地天然氣工業的發展、促進四川盆地建成千億立方米天然氣生產基地提供參考。

1 四川盆地天然氣開發的歷程回顧

參考國內外學者對美國和中國天然氣開發階段的劃分方法[2]，綜合儲量、產量和產業發展的重大事件，將四川盆地的天然氣工業發展歷程重新劃分為四大階段（表1、圖1）。

表1 天然氣發展階段劃分對比表

圖1 中國和四川盆地天然氣歷年產量[2-3]及四川盆地天然氣開發歷程圖

1.1 第一階段：探索起步期（1939—1977年）

首先，將四川盆地現代天然氣工業的起點由通常認為的1953年提早到1939年——巴1井獲工業氣流，它標志著我國正式進入現代天然氣工業時代[4]。1944年發現的隆昌圣燈山氣田，被認為是我國現代最早的天然氣氣田。

建國后，四川盆地油氣工業保障了新中國油氣工業的艱苦、穩步發展，受到國家高度重視。我國于1953年開始大規模勘探（故很多學者將1953年作為中國現代天然氣工業的起點），發現綦江東溪（1956年）、黃瓜山（1956年）、敘永高木頂（1957年）等小型氣田。1957年我國天然氣產量不足1×108m3，未完成第一個五年計劃，引起國家主要領導人高度擔憂和關注。

在20世紀五六十年代四川經歷了兩輪會戰，加深了對盆地資源的認識，開啟了新中國天然氣時代。1958年3月，龍女寺構造的女2井、南充構造的充3井、蓬萊鎮構造的蓬1井相繼獲得高產油流，拉開了四川盆地第一次會戰（川中石油大會戰，1958年4月—1959年3月）的序幕，開始了四川盆地大規模油氣勘探開發工作。受1959年臥龍河氣田、1964年威遠氣田（探明地質儲量408×108m3，是當時中國最大整裝氣田）發現的鼓舞，1965年石油部在四川盆地組織第二次大會戰，1965—1966年間新發現氣田10個，新增儲量486.62×108m3。1972年發現中壩氣田（中型氣田），1973年在河灣場、大興西、拓壩場、漢王場、老關廟、文興場和九龍山等含氣構造獲得工業氣流，形成川西三疊系須家河組含氣區[5]。截至1976年底，累計投產氣田達到了44個，年產量上升到46×108m3。1977年10月在相國寺石炭系黃龍組白云巖地層發現大型氣藏，測試產氣量為76.38×104m3/d，標志著四川盆地天然氣勘探開發進入新的階段。

該階段的特點是從系列小型氣田勘探發現發展到系列大中型氣田的發現，實現了我國天然氣勘探開發從無到有，儲量、產量顯著提升，奠定了四川盆地天然氣工業發展和我國天然氣勘探開發技術基礎。

1.2 第二階段：儲產緩增期（1978—1998年）

1977—1981年期間，川東石炭系天然氣勘探不斷突破，相繼發現相國寺、臥龍河、張家場、福成寨、雷音鋪等5個氣田，迎來石炭系勘探開發的高峰[4-5]，從而在根本上改變了四川盆地“有氣無田”的歷史。但隨后由于在大池干井、南門場、大天池、板橋、蒲包山等一批高陡構造的鉆探中相繼失利，導致四川盆地儲采比一度低至16∶1。與此同時，天然氣產量也受到影響。1979—1994年，產量僅由 64.78×108m3升至70×108m3。為了滿足國民經濟對天然氣的需求，部分氣田被迫超量生產，導致大量氣井提前見水，甚至水淹，例如威遠氣田。同時期，鶯瓊盆地、鄂爾多斯盆地、塔里木盆地連續發現千億立方米級大氣田[6]，給四川盆地天然氣工業發展帶來壓力。

1995年12月，川東渡口河構造的渡1井獲得突破，發現了下三疊統飛仙關組鮞灘氣藏，實現了四川盆地油氣勘探史上的第三次大的跨越[5,7]。同時，在川西、川東侏羅系紅色致密砂巖地層獲得工業氣流，開啟了致密氣的規模開發。

雖然從儲量和產量角度，此階段天然氣勘探和開發都陷入困境，但在科學理論和科學技術領域，取得了豐碩成果，積累了豐富經歷，為第三階段快速增長奠定了基礎。在勘探方面，1983年川東寶1井（酸化后產氣37.2×104m3/d）長興組生物礁的發現，開拓了川東尋找生物礁氣藏的新局面，是四川盆地碳酸鹽巖二疊系氣藏地質勘探的重大事件；1995年飛仙關組鮞粒灘儲層獲得高產工業氣流，打開了川東天然氣勘探的新領域[5]；1984年侏羅系紅層砂巖天然氣藏的發現，突破了傳統紅層油氣不成藏的地質認識，隨后在川西建成了新場、洛帶、大邑等淺層天然氣田。在開發方面，充分認識到氣藏地層水對氣藏開發生產的重大危害，形成了有水氣藏開發新理論；逐步解決了高陡深構造鉆井技術問題，解決了井軌跡控制難題和安全快速鉆井問題；引入、消化并掌握水力壓裂技術，開始了致密氣的規模開發。

對于緩增期結束時間，一般選取普光氣田投產時間（2004年），但筆者認為1995年飛仙關組鮞粒灘儲層獲得高產工業氣流更適合作為該階段的終結事件，普光氣田是其系列成果之一。大山區內建產困難和脫硫廠建設導致投產延后到1998年。同年，中國石油天然氣總公司與中國石油化工總公司重組，業內認為這次重組對中國的油氣工業產生了深遠影響，全國（也包括四川盆地）的天然氣儲量和產量從此進入快速增長階段。

該階段受技術和地質認識限制，新領域、新區發現受到影響，儲量、產量增長緩慢，但該階段取得的理論、技術成果奠定了第三階段勘探開發工作基礎。從鮞灘氣藏發現到開啟致密氣規模開發，四川盆地的天然氣工業迎來新的發展機遇。

1.3 第三階段：快速增長期（1999—2010年）

渡口河氣田的渡1井（1995年）揭開鮞灘氣藏“面紗”，為大型和超大型氣田的發現開啟了序幕。1999—2007年盆地相繼發現鐵山坡氣田、羅家寨氣田、普光氣田、元壩氣田，探明儲量分別達184.05×108m3、581.08×108m3、4 122×108m3、1 592×108m3（第一期探明儲量）。2003年5月，普光氣田雙石廟—普光構造帶普1井獲得42.3×104m3/d高產，中石化在盆地內發現首個超千億立方米大氣田，建成第一個年產超百億立方米高含硫大氣田；2007年11月，中石化元壩1井測試獲產氣50.3×104m3/d，是盆地內埋藏最深的海相大氣田。截至2010年，盆地發現氣田數量125個。

2004年，四川盆地天然氣年產量突破100×108m3，成為中國首個天然氣產量過100×108m3的油氣區；2010年超過200×108m3，達到209×108m3。四川盆地與鄂爾多斯、塔里木、南海成為中國四大天然氣生產基地。

然而，在儲量和產量快速增長的趨勢下，安全成為這時期的巨大挑戰。這期間發生的重大安全事故有：1998年3月22日溫泉4井特大天然氣意外竄漏，2003年12月23日開縣羅家16 H井天然氣井噴失控，2006年12月21日宣漢縣清溪鎮鉆井出現溢流。其中，最為嚴重的是羅家16 H井天然氣井噴失控，事故直接經濟損失超過6 000萬元[8]。這些事故倒逼了我國高含硫、高壓氣藏安全清潔開發技術的完善和發展。

該階段特點是地質認識持續突破和工程技術持續創新，大型和超大型碳酸鹽巖氣田不斷發現，大幅提升了勘探開發水平，實現了盆地碳酸鹽巖氣藏深度、廣度、類型的三大突破，儲量和產量快速增長，滿足了國家對天然氣的重大需求。

1.4 第四階段：多源全興期（2011年至今）

以2011年寧201-H1井獲得商業價值的頁巖氣流為標志，開啟了四川盆地常規氣、致密氣和頁巖氣全面發展的全盛時代。2019年區域累計天然氣探明儲量達5.86×1012m3，并且新增探明儲量還在不斷增加。截至2019年底，根據自然資源部組織的“十三五資源評價”結果，四川盆地天然氣總資源量39.94×1012m3。其中常規天然氣資源量14.33×1012m3，致密氣資源量3.98×1012m3，頁巖氣資源量21.63×1012m3。產量加速上漲，2015年盆地年產量達300×108m3，2017年盆地年產量達400×108m3，2020年盆地年產量達到565×108m3，產量重回全國天然氣主產區排名首位[1]，占同期全國天然氣產量的29 %。該時期，四川盆地展現出常規氣、非常規氣“雙富集”大氣區特征[9]。

1）中國頁巖氣率先在四川盆地實現規模效益開采，在全國率先建立川南、涪陵和威榮三大頁巖氣田。

川南頁巖氣田[10-11]：2011年寧201-H1井獲測試產量14×104m3/d，成為中國第一口具有商業價值的頁巖氣井。2019年9月，中石油在長寧—威遠和太陽區塊累計探明儲量10 610.30×108m3，形成了四川盆地萬億立方米頁巖氣大氣區[12]。2020年5月7日，長寧—威遠頁巖氣田累計產量突破100×108m3。

涪陵頁巖氣田[13]：2012年11月，中石化在位于重慶涪陵的焦頁1HF井鉆獲高產優質海相頁巖氣。2015年10月，涪陵頁巖氣田探明儲量增加到3 806×108m3。2018年4月，中國石化與重慶市政府舉行涪陵頁巖氣田百億立方米產能基地揭牌儀式，標志100×108m3年產能建設完成。

威榮頁巖氣田[14]：2020年4月，我國首個深層頁巖氣田——威榮頁巖氣田開發建設全面鋪開，項目建成后年產能30×108m3，成為四川盆地第三個頁巖氣田。

產能建設規模更大的渝西—瀘州深層頁巖氣也已經拉開序幕。2020年，盆地頁巖氣產量超過200×108m3，使我國成為世界第二大頁巖氣生產國。

2）深層碳酸鹽巖氣藏勘探取得多項重大發現，連續發現大型和超大型氣田[15]。

2011年，位于川中古隆起較高部位，現今構造低部位的風險探井——高石1井、磨溪8井相繼獲日產超過百萬立方米的高產工業氣流[16]，取得了震旦系—寒武系勘探的歷史性突破。僅僅1年探明了我國單體儲量規模最大的海相碳酸鹽巖整裝氣藏——磨溪龍王廟組氣藏（氣藏埋深4 300 m左右），僅4年基本控制超萬億立方米特大氣田。截至2018年，安岳氣田探明儲量8 500×108m3，開創了我國深層古老碳酸鹽巖油氣勘探的新紀元。安岳氣田龍王廟組探明儲量達4 403.83×108m3，平均單井測試產量達到117×104m3/d；震旦系燈四段巖性—地層氣藏（氣藏埋深5 100 m左右）探明天然氣地質儲量4 083.96×108m3，平均單井測試產量達到50×104m3/d。安岳氣田建成天然氣年產能130×104m3，超過蘇格里氣田成為目前中國最大的天然氣田。2018年，彭州1井測試產量達121×104m3/d，后續探井在雷口坡組相繼獲高產工業氣流，由此發現川西大型酸性氣田（氣藏埋深6 000 m左右），川西氣田累計探明天然氣儲量達1 140×108m3，擬建成年產能20×108m3。2019年，元壩氣田累積探明儲量超2 300×108m3，年產量接近 40×108m3。2020年普光氣田生產天然氣84×108m3。

2020年，盆地深層碳酸鹽巖天然氣產量達320×108m3。

3）盆地致密氣探明儲量總體保持快速增長，勘探開發取得關鍵突破。

1971年川西中壩氣田的發現是四川盆地、也是中國實現致密氣工業化起點的標志。四川盆地陸相致密砂巖氣資源十分豐富，主要分布于侏羅系和三疊系須家河組致密砂巖層。截至目前，在侏羅系先后發現大興場、孝泉、合興場、新場、馬井—什邡、平落壩、鹽井溝、白馬廟、五寶場、中江、大塔場、金秋等多個氣田，三級地質儲量約7 168.9×108m3，探明儲量5 057×108m3。在須家河組已經先后發現了新場、廣安、合川、安岳、大邑、元壩、通南巴、蓬萊和劍閣等多個大、中型致密砂巖氣田, 三級地質儲量約3×1012m3，探明儲量9 789.9×108m3。盆地致密砂巖氣的勘探發現成果顯著，但是由于氣藏儲層致密、儲量難以有效動用，致使開發效果差，介于0.4×104～2.0×104m3/d，造成氣藏雖儲量規模大，卻不能規模有效開發的被動局面，令2018年前勘探開發一度陷入近10年的停滯。

2005年以來川西致密氣連續16年保持年產僅20×108m3規模，2020年盆地致密氣年產25×108m3，其中侏羅系供氣約22×108m3/a，須家河組僅供氣2×108～3×108m3/a，為難動用儲量。

近年來，在致密氣勘探開發關鍵技術領域取得重大突破，形成了“天然氣富集規律與甜點區識別技術”“地質—工程一體化油藏精細描述技術”“氮氣鉆井提高產量技術”和“在線變黏—超高壓—精細分層—體積壓裂技術”[17]，在新場、資陽—東峰、安岳、中臺山、金秋等氣田推廣應用，不斷發現高產氣井。川西新8-3井、岳101-X105井、中臺108-X1井在須家河組獲測試產量分別為53×104m3/d、81×104m3/d、126.65×104m3/d；秋林16井、秋林207-5-H2井、金淺5H井、秋林209-8-H2井在沙溪廟組測試無阻流量分別為96.6×104m3/d、214.05×104m3/d、254.2×104m3/d、222.6×104m3/d。2021年在簡陽永淺3井沙一段測試無阻流量達到55.21×104m3/d，表明天府含氣區勘探開發潛力巨大。這些發現再次證明了盆地須家河組、沙溪廟組致密砂巖氣潛力巨大。預計近期可建成30×108～50×108m3/a規模，在未來10年內可建成100×108m3/a規模。

該階段特點是盆地海相頁巖氣實現了規模效益開發，使我國成為世界上第二大頁巖氣生產國，實現了我國頁巖氣勘探開發技術的“從無到有”；深層碳酸鹽巖氣藏取得重大突破和歷史性發現，勘探開發一體化技術水平顯著提升；致密氣規模效益開發展示了巨大前景，關鍵技術取得重大進展，展示了盆地天然氣資源勘探開發巨大潛力。

截至2020年，四川盆地共發現189個油氣田及含油氣構造，132個氣田，27個大型氣田，其中探明地質儲量達到1 000×108m3的氣田有10個，已獲探明儲量6.17×1012m3，探明率僅9.3%～15%，是國內最具潛力的天然氣勘探開發盆地。目前在四川盆地進行天然氣勘探開發的企業有中石油西南油氣田公司、川慶鉆探工程有限公司、浙江油田公司、大慶油田公司、吉林油田公司和中石化西南油氣田分公司、江漢油田公司、中原油田公司、華東油氣公司，以及殼牌、雪佛龍等國際公司，還有新場等多家股份制公司。匯聚了西南石油大學、成都理工大學等行業知名高校，以及國內外數千家天然氣產業的大中小企業，自發形成了“第三次油氣大會戰”的局面。很多學者預測，未來30年，四川盆地天然氣產量將保持加速增長。

2 四川盆地氣藏開發關鍵技術進展

四川盆地氣田分布多位于山地，氣藏類型包括常規砂巖氣藏和碳酸鹽巖氣藏[15]、致密油氣藏、頁巖氣藏以及尚未規模開發的煤層氣藏。氣藏普遍含邊、底水，且部分氣藏水體能量活躍；部分氣藏含硫量高。圈閉類型涵蓋構造、巖性和裂縫型等3大類型。已發現的常規氣、致密氣產層約24個[18]，埋深從400 m到7 000 m皆有分布。氣層儲集空間包括孔隙型、裂縫—孔隙型、裂縫—孔洞型及裂縫型等多種類型。

自1939年以來經過80多年的探索，四川盆地天然氣行業已經形成了常規天然氣、致密氣、頁巖氣開發技術[15,19]，其中的開發關鍵技術主要體現在鉆完井、儲層改造、氣藏工程、排水采氣和含硫氣藏安全生產等5個方面。

2.1 鉆完井技術

四川盆地天然氣現代鉆井有眾多里程碑：①1939年鉆成的巴1井是中國現代第一口天然氣井，標志著四川盆地現代天然氣工業的起始；②1966年，在威遠氣田鉆成我國第一口橫穿油層的拐彎多底井和第一口水平多底井；③1976年4月，在武勝縣完成了中國第一口井深超過6 000 m（達到6 011 m）的超深井“女基井”；④1977年12月，四川盆地鉆成井深7 175 m的關基井，是國內第一口超過7 000 m的井；⑤2019年8月，劍閣縣雙魚X133井安全鉆至井深8 102 m完鉆，創中國石油陸上最深水平井完鉆新紀錄。

近年來，四川盆地天然氣勘探開發得到了前所未有的發展，主要得益于鉆完井技術的不斷進步。比如高陡構造鉆井技術的突破解決了井斜問題，為川東鮞灘氣田群的發現和建產奠定了基礎；低成本快鉆技術和水力壓裂技術成就了川西淺層天然氣的工業開發，催生了新場、洛帶氣田；超深井快優鉆井技術實現了深度超過8 000 m深井的安全經濟鉆探，為龍王廟、燈影組地層中發現多個超大型氣田提供了技術保障；抗高溫水基完井液、有機鹽無固相完井液、合成基完井液、低膠質油包水完井液、低熒光水包油完井液、陰離子無固相聚合物等完井液技術有效解決了高產井試井、修井作業中管柱解封發生的井漏、卡鉆難題，達到了提速提效和保護儲層目的[20-21]。

在深井超深井鉆完井方面，更是取得了重大進展：

1） 深井超深井鉆井提速技術。川渝地區須家河、茅口組地層非均質性強、研磨性高、可鉆性差、鉆井速度慢，嚴重影響鉆頭破巖效率，機械鉆速低于1 m/h。通過提高工具動力、配套個性化長壽命鉆頭、強化鉆井參數，解決了深部難鉆地層鉆進慢的問題。

2） 基于人工智能的井下復雜情況高效處理技術。復雜海相碳酸鹽巖深層縫洞型油氣層地質條件復雜、高溫高壓、地應力大，漏失坍塌頻發、作業風險大。通過人工智能融合地質—地震—測井—鉆井等多源信息，結合精確刻畫地層深部復雜結構，結合專家系統，形成了人工智能決策系統，可以實現溢流、各類惡性井漏、井塌的快速識別與高效處理。

3） 全生命周期井筒完整性與環空帶壓防控技術。針對超高壓、超高溫、高含CO2/H2S、高產井不同工況下的井筒安全問題，形成了涵蓋全生命周期的水泥環長效封隔、油套管材料長期服役壽命預測、多場耦合井筒完整性管控與維護技術，可有效防控全生命周期內井筒環空帶壓問題。

4） 基于人工智能、大數據的完井方式優選及實驗評價技術。深層碳酸鹽巖儲層鉆井施工難度大，完井投資大，對單井產量及開采年限要求高。完井方式選擇應有利于發揮氣井產能并保證其長期投產[22]。通過大數據綜合多個指標，實現了完井方式定量優選，增加了對完井評價數據的利用程度，可為射孔完井和襯管完井參數優化提供方案[23]。

2.2 儲層改造技術

幾十年來，四川盆地天然氣開發過程中，使用過水力壓裂、酸化（包括解堵酸化和酸壓）、高能氣體壓裂、震蕩洗井、超聲波采油、低頻脈沖解堵和微生物解堵等多種儲層改造工藝。從實施的數量和效果看，酸化和水力壓裂占主要地位。

四川盆地天然氣儲層改造技術發展，總體上可以分為五個階段。①20世紀60年代以前，主要在隆昌圣燈山氣田嘗試酸化和水力壓裂，但是設備和技術落后，施工效果差。②20世紀60—70年代，主要針對二、三疊系氣藏的裂縫性碳酸鹽巖儲層，實施解堵酸化，實現了“人不見酸，酸不見天”的全過程機械化酸化施工。③20世紀80—90年代，為解決川東石炭系氣藏的裂縫—孔隙型白云巖儲層及川中磨溪雷口坡組氣藏的孔隙型石灰巖儲層的增產改造難題，形成了解堵酸化和酸壓系列技術。在川中雷口坡氣藏還曾實施7口井水力壓裂試驗，但僅1口井增產。④20世紀90年代中后期—21世紀前十年，圍繞侏羅系（蓬萊鎮組、遂寧組和沙溪廟組）和三疊系（須家河組）的多個砂巖氣藏進行了水力壓裂技術持續攻關，發展了直井分層壓裂、水平井噴砂射孔、噴射壓裂等新工藝，當時創造了國內多項壓裂施工紀錄[24]。⑤2010年以來，頁巖氣開發的蓬勃發展，推動了以水平井分段多簇壓裂為代表的儲層改造技術發展。四川盆地頁巖氣開發初期，主要借鑒北美頁巖氣壓裂的經驗，采用多段少簇的布縫模式，以大排量、大液量、低砂比方式造縫。近年來，隨著相關理論和配套技術的進步，逐漸形成了旨在降本增效的新一代水平井壓裂工藝[25]，主要特點是采用少段多簇、密集切割的布縫方式，通過暫堵調壓、控液提砂方式建造復雜縫網。

在碳酸鹽巖酸壓改造中，還借鑒頁巖氣壓裂理念，形成了縫網酸壓工藝（或稱體積酸壓或立體酸壓工藝）。主要采取滑溜酸、酸液、壓裂液與不同類型暫堵劑組合應用方式，建造復雜的酸蝕裂縫網絡。

2.3 氣藏工程理論與技術

伴隨四川盆地天然氣開發的歷程，氣藏工程在滲流建模、相態分析、數值模擬、試井等方面取得了明顯進步，其發展歷程見表2。

表2 四川盆地氣藏工程理論與技術發展歷程表

2.3.1 滲流模型

四川盆地已投入規模開發的氣藏主要有碳酸鹽巖氣藏、低滲透或致密砂巖氣藏、頁巖氣藏。對氣藏滲流規律的研究也主要圍繞這3種類型展開，構建了針對不同氣藏的滲流理論模型。

2.3.1.1 縫洞型碳酸鹽巖氣藏滲流模型

四川盆地碳酸鹽巖儲集空間包括溶洞、裂縫、孔隙。裂縫按尺度劃分，包括顯微裂縫、微裂縫、小裂縫、大裂縫和大斷裂。與國內外碳酸鹽巖油氣藏的滲流理論同步，1960—1970年期間，采用裂縫—基巖類型的雙重介質模型表征滲流過程。雖然離散裂縫模型的概念在這一時期已經提出，但受計算能力限制未實際運用。20世紀70年代，三重介質模型成為熱點，出現了縫—洞—孔三重介質、孔隙—小裂縫—大裂縫三重介質模型，針對更復雜的氣藏，甚至構建了四重介質、五重介質模型。然而，這些多重介質理論模型中的竄流項只限于微元本點，即質量守恒方程中的源匯項，而實際氣藏的跨介質傳質屬于對流擴散項，需要以對流擴散項描述。因此,上述宏觀模型中將對流擴散項簡化成源匯項的做法僅適用于特殊情形[26]。對于不能納入多重介質模型的介質，可重組為復合介質或采用離散介質模型描述。2000年以后，發展了考慮流體沿大裂縫竄流的超雙重介質滲流模型。同時期，為了解決大裂縫快速水竄、壓裂縫導流等數值模擬難題，離散裂縫模型逐漸成為模擬大裂縫滲流的主流方法[27]。目前，重組型縫洞雙重/三重介質與離散縫裂縫網絡耦合的滲流模型，能兼顧準確性和計算效率[28-29]，而成為縫洞型油氣藏滲流模型中反饋效果最好的模型。

四川盆地氣藏多為有水氣藏，氣—水界面不統一、甚至沒有明確的氣—水界面是其主要特征。尤其對碳酸鹽巖儲層而言，由于微觀孔喉結構的復雜性、裂縫分布的復雜性和儲層宏觀非均質性的影響，氣井產水機理極為復雜。很多學者為此開展了大量研究，總結了有水氣藏三方面流動機理[30]：①形成封閉氣的類型：繞流指進、卡斷、盲端、賈敏效應、不連通孔隙、“H”型孔道、頻繁開關井等；②氣藏水竄類型：水錐（水脊）型、縱竄型、橫侵型和縱竄橫侵型；③超雙重介質滲流：微裂縫中的流動、復合裂縫中的流動、基質巖塊中的流動。

2.3.1.2 低滲透或致密砂巖氣藏滲流模型

常規砂巖氣藏在四川盆地較少見，其滲流模型為經典的單一介質的滲流數學模型。低滲透或致密砂巖氣藏在四川盆地更為常見。這類氣藏往往需要壓裂增產才獲得工業產量。因此滲流空間包括儲層孔隙和壓裂裂縫網絡兩部分。四川盆地低滲透或致密砂巖氣藏的壓后滲流模型可分為4類模型。

Ⅰ類是按平均滲透率建立的粗化模型、等效半徑或負表皮系數模型。其局限在于不能反映壓力場和飽和度場的分布。在2000年前的數值模擬中主要采用這類方法，目前主要用于氣藏工程的簡單估算。Ⅱ類是離散壓裂縫與連續多孔介質耦合模型。這類模型將壓裂縫簡化為平板形，只考慮主壓裂縫，而將次生裂縫與儲層孔隙平均粗化，是2000—2010年期間應用的主流模型。Ⅲ類是離散裂縫—雙重介質—單孔介質耦合模型，與Ⅱ類模型的區別在于將次級壓裂縫與儲層孔隙介質采用雙重介質模型描述，該類模型已成為近年來的主流模型[27]。Ⅳ類是分形裂縫模型，采用分形理論描述裂縫，反映裂縫的多級次特征。該類模型目前多用于理論分析，少用于實際生產實踐。

2.3.1.3 頁巖氣藏滲流模型

頁巖氣的壓后滲流模型基本形式與低滲透—致密砂巖氣藏壓后滲流模型類型相似，主要的不同點在于，頁巖氣滲流需要考慮甲烷吸附、解吸、擴散、滲流等多元機理。1970—2000年，國外學者建立起此類滲流現象的核心理論。雖然近年來國內學者在吸附和擴散理論方面有很多新認識，但從應用層面看并無本質區別。吸附—解吸規律多采用Langmuir曲線，該方法只需測定幾個壓力點下的吸附量即可確定整條曲線，但是不能反映儲層的非均質性引起的曲線形態變形。另一類方法是直接確定不同壓力條件下的吸附量。這類方法接近實際，但測量時往往將巖樣打碎為顆粒狀測量，這與實際地層差別較大，因而實驗結果的代表性受到質疑。實際研究中常將兩類方法結合應用。

近年來，學術界和工業界已開始關注壓裂液、地層水等對頁巖巖石結構和頁巖氣吸附—解吸、擴散和滲流的影響。

2.3.2 氣藏流體相態表征模型與評價技術

氣藏流體相態表征是氣藏工程基礎內容之一，目的是獲取油氣藏烴流體不同溫壓條件物性參數（組成、黏度、偏差因子及凝析油含量等），進而為油氣儲量計算、開發方案設計、試井及生產動態分析提供基礎參數。經幾十年的持續攻關研究，在含極性物質氣態天然氣相態、酸性氣藏氣—液—固三相相態、飽和凝析氣藏相態、非常規油氣相態等方面取得理論和技術突破，形成了針對四川盆地氣藏相態理論及評價技術。

1）高含硫氣藏流體相態理論及測試技術[30-31]。針對高含硫酸性氣藏元素硫沉積問題，基于以狀態方程為基礎的氣相和液相熱力學模型、以溶液理論為基礎的固相熱力學模型，建立了氣—液—固三相相平衡熱力學模型，發展了酸性氣藏流體物性計算方法[32]；研發了硫沉積點、沉積量及其傷害的高溫高壓可視化實驗裝置及測試技術。

2）含極性物質CO2/H2O—干氣/凝析氣相態理論[33-34]。高溫高壓氣藏普遍含有水蒸氣，而經典狀態方程（PR、SRK等）忽略了水的影響。鑒于此，將李士倫等人提出的四參數立方型狀態方程與GE型活度系數模型相結合，建立了描述含水氣藏烴類混合物相平衡的熱力學理論模型。

3）非常規油氣相態預測理論[35]。非常規油氣層的微納米孔發育，流固界面作用力大幅度增加。常用狀態方程預測流體高壓物性涉及20多個參數，計算過程復雜。近年來，從描述流體分子間相互作用角度，建立了具有嚴格理論基礎的五參量指數型勢能模型，為流體相態研究從宏觀尺度向微觀分子尺度研究奠定了理論基礎。

2.3.3 氣藏數值模擬技術

四川盆地氣藏類型多，但氣藏數值模擬技術難點是碳酸鹽巖有水氣藏。碳酸鹽巖有水氣藏的數值模擬技術代表了盆地氣藏模擬技術的發展。針對四川盆地碳酸鹽巖有水氣藏儲集類型多、非均質性強、多尺度流動特點，模擬技術取得快速發展，尤其是近10年出現了以下發展特點。

1）超大規模化、超高精細化。超大規模指模擬網格數量由常規的百萬級向千萬級、億級增長，對中大型油氣藏實現全氣藏整體模擬，對超大油氣藏采用分區域，先完成每個子區域的模擬，然后合并模擬的方式。超高精細指對數值模擬直接在三維地質模型基礎上建立，不粗化，非結構化表征裂縫產狀，對流體和儲層物性突變區域，數值模型網格比三維地質模型網絡更為精細。

2）多學科綜合化、流動模型復雜化。多學科綜合化模擬指地質建模—開發方案—采氣工程一體化模擬。包括地質建模—數模一體化，氣藏模擬—井筒模擬，地應力—裂縫—氣藏滲流，地震信號模擬—氣藏滲流。流動模型復雜化則是指數值模型包含了多物理場的復雜過程，例如針對硫沉積或防砂的氣—水—固模型，耦合裂縫變形的應力模型、離散介質、連續介質耦合模型、微觀孔隙縫網絡模型，突變界面及相平衡滲流模型等。特別是，針對四川盆地海相頁巖氣藏開發特點，考慮吸附—解吸—擴散主要流動特征，基于多尺度流動機理，發展了耦合裂縫擴展—開發動態的模擬技術。

3）計算力超級化、高效化。主要體現在大量應用GPU并行計算技術和云計算。GPU（圖形處理器）加速器，2007年由NVIDIA?率先推出。1個GPU的計算能力是1個CPU的數倍甚至十余倍。單個GPU的價格遠低于CPU，更低于每個計算機節點。GPU應用顯著降低并行平臺構建成本，顯著提高了運算效率。

2.3.4 氣井試井技術

在氣田整個勘探開發過程中，試井發揮著不可或缺的作用。從新氣區的發現井開始，到落實氣田儲量、開發建設、氣田開發生產的整個過程中，在確認氣層的存在、測取氣井產能、了解儲層物性、進行開發方案設計和投入開發后的動態分析等方面，都離不開試井[36]。現在的試井工作，已不單是獲取諸如儲層滲透率等簡單參數，而且還要求提供介質類型、物性展布、邊界情況等信息，最終需要得到一個真實反映氣井和氣藏情況的“動態模型”，用于氣田評價和動態預測[37]。為解決四川盆地氣藏儲集類型多樣、非均質性強、多井型開采所帶來的試井難題，試井技術已經發生深刻變化。

1）試井測試技術由單一測壓向儲層分段測試及多參數、精細化、功能多樣化發展，向生產測井與試井及產能測試深度融合技術發展。形成了非常規氣藏的壓裂縫網參數、SRV診斷及評價技術，建立了強非均質氣藏儲層非均質性診斷及評價技術，創新了長水平井非均質解釋及多功能測試解釋理論；發展了水平井多段壓裂分段測試，分布式光纖溫度、噪聲、應力測試和基于甚低頻電磁波的全井無線直讀等核心測試技術。

2）試井解釋技術正在向多相、復雜介質、復雜井型發展，向數值試井、流線試井解釋方法發展；產能評價技術正在向儲層精細化、功能多樣化、數據分析綜合化及智能化發展。表現為：①模型多樣化，涉及強非均質氣藏、變形介質氣藏、多重介質氣藏、致密氣藏、凝析氣藏、高含硫氣藏、頁巖氣藏、有水氣藏等多種氣藏類型；②井型多樣化，涉及直井、斜井、水平井、壓裂直井、多級壓裂水平井、多分支井、井工廠水平井、多井系統等多種井型；③復雜介質流動規律建模，涉及多運移機制多尺度耦合建模、復雜井結構描述等。

2.4 排水采氣技術

四川盆地的天然氣井排水采氣技術起步于20世紀60年代末期。1968年以前，四川油氣區還存在“排水采氣”還是“控水采氣”的爭論。1969年，在納6井開展氣水同采現場試驗，確定了有水氣藏排水采氣的工作方法。隨后優選管柱、泡排、氣舉、機抽、和電潛泵排水采氣先后開展現場試驗并取得成功[24]。近年來隨著天然氣勘探開發領域連續取得重大突破，排水采氣工藝技術也取得長足進步。主要體現在：

1）常規排采工藝進一步優化，逐漸形成技術系列，已應用于定向井、水平井、高溫深井等。形成了優選管柱—泡排、氣舉—泡排、加速泵—氣舉、機抽—速度管等組合排采工藝，連續油管、渦流、同井回注等新工藝也日臻完善。

2）在氣井工況監測與診斷基礎上，排水采氣已向精細化、數字化和低成本發展。建立“氣井精細分類—工況監測—措施優選—制度優化”排水采氣機制，實現“一類一法”。基于單井數據監測，利用遠程傳輸技術，自動識別預警和控制，開發低產低效井管理數字化技術。更加注重低成本高效益，發展經濟適用的工藝技術。

3）形成了控水和排水有效方法[38]。針對水源區物性較差水侵不活躍的氣藏，優化邊部區域氣井生產壓差，控制地層水入侵；對于水侵活躍的氣藏進行排水采氣。邊水氣藏早期在邊部區域排水，底水氣藏早期在高滲透區氣—水界面以下層段排水。針對氣藏不同開發階段優化排水工藝，早期氣藏能量充足，自噴排水；中后期采用泡沫、柱塞、氣舉、機抽、電潛泵等進行排水。

2.5 高含硫氣藏安全生產技術

20世紀60年代以來，自威遠震旦系含硫氣藏進行開發實踐以來，四川盆地陸續成功開發了臥龍河、中壩等一批中小規模、中低含硫氣藏。而進入新世紀后，普光、龍崗等一批高含硫氣田相繼投產，標志著我國高含硫氣藏開發水平已經居于世界前列。

針對高含硫氣井鉆完井井控風險高、地層復雜多變和鉆完井作業難度大等問題，形成了高含硫深井超深井安全高效建井技術，涉及深層超深層三壓力剖面精確預測、優快鉆完井與高效破巖工具、復雜壓力系統井控、各類惡性井漏高效防漏防塌、井筒完整性與環空帶壓管控等方面。

針對高含硫氣藏嚴峻的腐蝕環境，形成了材料優選、緩蝕劑防腐和腐蝕檢測（監測）相結合的綜合腐蝕控制技術。井筒采用了耐蝕合金2830、2532、G3等材料的油管，環空內加注環空緩蝕劑保護液；地面采輸管線普遍采用了L360NCS和L360QCS抗硫耐蝕鋼并配合緩蝕劑防腐；天然氣凈化廠腐蝕苛刻環境采用了1Cr18Ni9Ti材料。分離器、閃蒸罐等設備內防腐采用涂層加犧牲陽極。循環水系統通過緩蝕劑、阻垢劑和殺菌劑的配合應用，實現水質的穩定運行[39-40]。

3 天然氣開發理論與技術展望

從發展潛力看，深層/超深層海相碳酸鹽巖氣藏、深層頁巖氣和陸相致密砂巖氣是四川盆地未來尋找大氣田的重點勘探開發領域[1]，加上尚未大規模開發的煤層氣，天然氣千億立方米產能基地建設將在上述四個領域展開。為了取得在四大領域的勝利，需要持續攻關鉆完井、儲層改造、氣藏工程、排水采氣和含硫氣藏安全生產等方面的難題。

3.1 鉆完井技術

1）持續攻關超深層、超長水平井鉆井技術。針對高溫、高壓、高含硫的地層所帶來的技術挑戰，持續攻關鉆完井設備和工藝的優化，使超深井鉆井水平達到9 000 m以深；針對非常規油氣，特別是頁巖氣大規模開發的需要，發展與采氣工程技術相銜接的超長水平井安全快速鉆井技術。

2）加快提升智能鉆井配套技術水平。創新智能井控技術，將人工智能、大數據方法與高溫高壓井井筒完整性理論結合，通過數據挖掘揭示井筒完整性失效與環空帶壓機理，通過專家系統，智能推薦有針對性的管控措施。持續研發隨鉆智能自動錄井技術，開發隨鉆測量儲層巖性和物性（孔隙度、滲透率）、流體物性與組分、地層壓力等參數的智能化測試設備和軟件系統。針對更深、溫度壓力更高、井況更復雜的環境，加快研發智能完井、仿生完井技術[41]。

3）有效完善綠色鉆完井配套技術。在已有綠色鉆井技術基礎上，加強對水、土壤、空氣的綜合保護。特別是頁巖氣油基巖屑的無害化處置、資源化利用問題，除了需要頁巖氣企業自身努力外，還急需相關政府機構出臺指導頁巖氣大規模綠色鉆井的政策，發揮科研院的創新能力，研發油基巖屑大規模無害化處理技術。

3.2 儲層改造技術

1）建立地質—工程—開發—經濟一體化優化設計方法[42]。特別是頁巖水力壓裂和碳酸鹽巖酸壓工藝設計時，應克服多以裂縫幾何參數而少以壓后產能或經濟效益為目標的局限，創新水力壓裂力學理論[43-44]、壓后滲流理論，致力于形成以地質參數為基礎，以壓裂（水力壓裂、酸壓）裂縫參數為橋梁，以壓后產能和經濟效益為目標的壓裂材料、裝備和參數優化技術。

2）研發和推廣綠色、環保的壓裂工藝和裝備。頁巖氣水力壓裂耗水量大，即使壓裂返排液循環利用，仍面臨水資源承載壓力，探索無水、少水壓裂工藝，對頁巖氣大規模綠色開發意義重大。四川盆地天然氣主要產區人口稠密，研制大功率電動壓裂泵及配套裝備對減少施工噪音和廢氣污染十分必要。

3）攻克深層超深層天然氣氣藏儲層改造技術。川南—渝西地區的深層頁巖氣田和川中深層碳酸鹽巖氣田是四川盆地天然氣大規模開發的重中之重，但是深層氣藏的高溫、高壓、高地應力差的特點，對壓裂造縫、縫網導流提出了很高的挑戰，頁巖超臨界二氧化碳壓裂、碳酸鹽巖高溫緩速體積酸壓以及配套的裂縫監測與識別技術是主攻的方向。

3.3 氣藏工程理論與技術

1）滲流理論方面，需要發展注入流體與儲層巖石之間的多場、多尺度、多重輸運理論，闡明頁巖納米孔隙中氣體分子群的運動規律和氣—水兩相微觀吸附—解吸—傳質機理，揭示非統一氣—水界面條件下的氣—水兩相分布規律和力平衡機制，CO2埋存、吸附與提高淺層頁巖氣藏采收率機理。

2）相態分析技術方面，現有氣相偏差因子及凝析水含量預測圖版、流體相態測試裝置的溫壓條件與儲層條件差異較大，亟需發展地層原位高溫高壓保真巖心流體一體化取樣技術、多孔介質多相滲流測試分析技術、非平衡相態分析技術。

3）氣井試井與產能測試方面，需要提升以分布式光纖為代表的水平井多段壓裂分段測試技術的性價比和準確性；研發基于生產大數據和人工智能算法，集試井解釋模型識別、地層參數解釋、實測數據與模擬計算數據擬合、不穩態產能預測與評價四大功能于一體的試井分析及產能評價專家系統。

4）氣藏數值模擬方面，需要創新氣—水—固三相滲流模型，解決離散裂縫網絡引起的高奇異線性方程組問題，開發基于氣—水兩相吸附—解吸—傳質模型的多尺度頁巖氣數值模擬軟件，大幅度提高計算效率的并行計算設備、方法和軟件，形成大規模高精細數值模擬技術。

3.4 排水采氣技術

1）深入研究氣井出液規律。氣井出液規律是排水采氣技術的基石，將為正確選擇排液采氣技術及優化介入時機提供重要支持。氣井出液規律影響因素眾多，如斷層、裂縫、邊水、底水等，這些因素的再認識也隨氣藏開發的深入逐漸清楚，有利于厘清氣井出液規律，對提高排采措施的舉升效率和有效期具有重要的意義。

2）注重發展低成本實用排采技術。近年來，隨著頁巖氣、煤層氣、致密氣等非常規天然氣的開發，排液采氣工藝技術在采氣過程中的作用日益突出；限于經濟效益，低成本實用的排液采氣技術將是未來較長一段時間的攻關目標。

3）發展排液采氣工藝數值化、智能化技術，實現氣藏—采氣—集輸全數值，實施氣井全生命周期生產優化。近年來氣藏數值模擬和地面管輸數值化取得了長足發展，氣井井筒數值化及與氣藏和地面管輸耦合不夠，不能實現一體化；同時以數值化為基礎，引入氣藏經營管理的理念，實施氣井全生命周期生產優化。

3.5 高含硫氣藏安全生產技術

1）完善高含硫氣井井筒和地面系統完整性技術。及時更新高含硫氣田設施失效數據庫及檢測（監測）體系，形成不同開發階段的井筒完整性和集輸管道定量風險評價方法，確保高含硫氣井全生命周期內的安全生產[40]。

2）建設智能化安全預警物聯網。加快防腐管道設備信息化和智能化，推進人工智能、物聯網技術在安全生產檢測與預警中的應用，形成與四川盆地高含硫氣藏生產的自然環境和社會環境相適應的安全生產預警物聯網平臺。

3）提高安全應急管理能力。深刻吸取安全生產事故的經驗教訓，完善高含硫氣田區域性應急保障體系和應急資源優化配置方案，推進企—企、企—地有效聯動，提升應急管理水平。

4 結論

1）四川盆地現代天然氣工業起始于1939年巴1井獲得工業油氣流，已經歷了起步期、儲產緩增期、快速增長期、多源全興期四個階段，當前自發形成了“第三次油氣大會戰”局面。

2）四川盆地在天然氣開發領域已經形成了針對常規天然氣、致密氣、頁巖氣的成熟技術，攻克了高含水碳酸鹽巖氣藏、高含硫碳酸鹽巖氣藏和中深層頁巖氣藏開發領域的關鍵技術。

3）四川盆地建設千億立方米天然氣產能基地，打造中國“氣大慶”，需要持續攻關鉆完井、儲層改造、氣藏工程、排水采氣和高含硫氣藏安全生產等方面的科學和技術難題，信息化、智能化基礎上的技術與非技術手段結合，將為破解難題找到出路。