專利氣井臨界攜液

1、天然氣是怎樣開採的

1、自噴方式。這和自噴採油方式基本一樣。不過因為氣井壓力一般較高加上天然氣屬於易燃易爆氣體，對采氣井口裝置的承壓能力和密封性能比對採油井口裝置的要求要高的多。

2、小油管排水采氣法是利用在一定的產氣量下，油管直徑越小，則氣流速度越大，攜液能力越強的原理，如果油管直徑選擇合理，就不會形成井底積水。這種方法適應於產水初期，地層壓力高，產水量較少的氣井。

3、泡沫排水采氣方法就是將發泡劑通過油管或套管加入井中，發泡劑溶入井底積水與水作用形成氣泡，不但可以降低積液相對密度，還能將地層中產出的水隨氣流帶出地面。這種方法適應於地層壓力高，產水量相對較少的氣井。

4、柱塞氣舉排水采氣方法就是在油管內下入一個柱塞。下入時柱塞中的流道處於打開狀態，柱塞在其自重的作用下向下運動。當到達油管底部時柱塞中的流道自動關閉，由於作用在柱塞底部的壓力大於作用在其頂部的壓力，柱塞開始向上運動並將柱塞以上的積水排到地面。

當其到達油管頂部時柱塞中的流道又被自動打開，又轉為向下運動。通過柱塞的往復運動，就可不斷將積液排出。這種方法適用於地層壓力比較充足，產水量又較大的氣井。

5、深井泵排水采氣方法是利用下入井中的深井泵、抽油桿和地面抽油機，通過油管抽水，套管采氣的方式控制井底壓力。這種方法適用於地層壓力較低的氣井，特別是產水氣井的中後期開采，但是運行費用相對較高。

(1)專利氣井臨界攜液擴展資料：

截至2017年，我國已探明天然氣地質儲量僅為14.4萬億方，占技術可采儲量的17%。

除去大量未探明天然氣儲量，《中國天然氣發展報告（2018）》數據顯示，2018年我國已探明天然氣儲量中未動用佔比超過44%，即使在當前的技術水平下，剩餘的經濟可采儲量仍有3.9萬億立方米，其中大部分資源的開發成本相對於中緬管道進口氣等仍具有明顯的價格優勢。

參考資料來源：網路-天然氣

2、天然氣開采原理都有什麼啊

中國石油新聞中心
天然氣怎樣開采及原理

天然氣也同原油一樣埋藏在地下封閉的地質構造之中，有些和原油儲藏在同一層位，有些單獨存在。對於和原油儲藏在同一層位的天然氣，會伴隨原油一起開采出來。對於只有單相氣存在的，我們稱之為氣藏，其開采方法既與原油的開采方法十分相似，又有其特殊的地方。

由於天然氣密度小，為0.75～0.8千克/立方米，井筒氣柱對井底的壓力小；天然氣粘度小，在地層和管道中的流動阻力也小；又由於膨脹系數大，其彈性能量也大。因此天然氣開采時一般採用自噴方式。這和自噴採油方式基本一樣。不過因為氣井壓力一般較高加上天然氣屬於易燃易爆氣體，對采氣井口裝置的承壓能力和密封性能比對採油井口裝置的要求要高的多。

天然氣開采也有其自身特點。首先天然氣和原油一樣與底水或邊水常常是一個儲藏體系。伴隨天然氣的開采進程，水體的彈性能量會驅使水沿高滲透帶竄入氣藏。在這種情況下，由於岩石本身的親水性和毛細管壓力的作用，水的侵入不是有效地驅替氣體，而是封閉縫縫洞洞或空隙中未排出的氣體，形成死氣區。這部分被圈閉在水侵帶的高壓氣，數量可以高達岩石孔隙體積的30%～50%，從而大大地降低了氣藏的最終採收率。其次氣井產水後，氣流入井底的滲流阻力會增加，氣液兩相沿油井向上的管流總能量消耗將顯著增大。隨著水侵影響的日益加劇，氣藏的采氣速度下降，氣井的自噴能力減弱，單井產量迅速遞減，直至井底嚴重積水而停產。目前治理氣藏水患主要從兩方面入手，一是排水，一是堵水。堵水就是採用機械卡堵、化學封堵等方法將產氣層和產水層分隔開或是在油藏內建立阻水屏障。目前排水辦法較多，主要原理是排除井筒積水，專業術語叫排水采氣法。

小油管排水采氣法是利用在一定的產氣量下，油管直徑越小，則氣流速度越大，攜液能力越強的原理，如果油管直徑選擇合理，就不會形成井底積水。這種方法適應於產水初期，地層壓力高，產水量較少的氣井。

泡沫排水采氣方法就是將發泡劑通過油管或套管加入井中，發泡劑溶入井底積水與水作用形成氣泡，不但可以降低積液相對密度，還能將地層中產出的水隨氣流帶出地面。這種方法適應於地層壓力高，產水量相對較少的氣井。

柱塞氣舉排水采氣方法就是在油管內下入一個柱塞。下入時柱塞中的流道處於打開狀態，柱塞在其自重的作用下向下運動。當到達油管底部時柱塞中的流道自動關閉，由於作用在柱塞底部的壓力大於作用在其頂部的壓力，柱塞開始向上運動並將柱塞以上的積水排到地面。當其到達油管頂部時柱塞中的流道又被自動打開，又轉為向下運動。通過柱塞的往復運動，就可不斷將積液排出。這種方法適用於地層壓力比較充足，產水量又較大的氣井。

深井泵排水采氣方法是利用下入井中的深井泵、抽油桿和地面抽油機，通過油管抽水，套管采氣的方式控制井底壓力。這種方法適用於地層壓力較低的氣井，特別是產水氣井的中後期開采，但是運行費用相對較高。

3、天然氣是怎樣開采出來的？

天然氣也同原油一樣埋藏在地下封閉的地質構造之中，有些和原油儲藏在同一層位，有些單獨存在。對於和原油儲藏在同一層位的天然氣會伴隨原油一起開采出來。對於只有天然氣存在的氣藏，其開采方法既與原油的開采方法十分相似，又有其特殊的地方。

由於天然氣密度小，為0.75～0.8千克/立方米，井筒氣柱對井底的壓力小；天然氣黏度小，在地層和管道中的流動阻力也小；又由於其膨脹系數大，其彈性能量也大。因此，天然氣的開采一般採用自噴方式。這和自噴採油方式基本一樣。不過，因為氣井壓力一般較高，加上天然氣屬於易燃易爆氣體，對采氣井口裝置的承壓能力和密封性能比對採油井口裝置的要求要高得多。

天然氣開采也有其自身特點。首先，天然氣和原油一樣與底水或邊水常常是一個壓力體系。伴隨天然氣的開采進程，水體的彈性能量會驅使水沿高滲透帶竄入氣藏。在這種情況下，由於岩石本身的親水性和毛細管壓力的作用，水的侵入不是有效地驅替氣體，而是封閉縫縫洞洞或空隙中未排出的氣體，形成死氣區。這部分被圈閉在水侵帶的高壓氣可以高達岩石孔隙體積的30%～50%，從而大大地降低了氣藏的最終採收率。其次，氣井產水後，氣流入井底的滲流阻力會增加，氣液兩相沿油井向上的管流總能量消耗將顯著增大。隨著水侵影響的日益加劇，氣藏的采氣速度下降，氣井的自噴能力減弱，單井產量迅速遞減，直至井底嚴重積水而停產。目前，治理氣藏水患主要從兩方面入手，一是排水，一是堵水。堵水就是採用機械卡堵、化學封堵等方法將產氣層和產水層分隔開或是在油藏內建立阻水屏障。排水辦法較多，主要原理是排除井筒積水，專業術語叫排水采氣法。

底水氣田

邊水氣田小油管排水采氣法是利用在一定的產氣量下，油管直徑越小，則氣流速度越大，攜液能力越強的原理，如果油管直徑選擇合理，就不會形成井底積水。這種方法適用於產水初期地層壓力高，產水量較少的氣井。

泡沫排水采氣方法就是將發泡劑通過油管或套管加入井中，發泡劑溶入井底積水與水作用形成氣泡，不但可以降低積液的相對密度，還能將地層中產出的水隨氣流帶出地面。這種方法適用於地層壓力高，產水量相對較少的氣井。

柱塞氣舉排水采氣方法就是在油管內下入一個柱塞。下入時，柱塞中的流道處於打開狀態，柱塞在其自重的作用下向下運動。當到達油管底部時，柱塞中的流道自動關閉，由於作用在柱塞底部的壓力大於作用在其頂部的壓力，柱塞開始向上運動並將柱塞以上的積水排到地面。當其到達油管頂部時，柱塞中的流道又被自動打開，又轉為向下運動。通過柱塞的往復運動，就可不斷將積液排出。這種方法適用於地層壓力比較充足，產水量較大的氣井。

深井泵排水采氣方法是利用下入井中的深井泵、抽油桿和地面抽油機，通過油管抽水，套管采氣的方式控制井底壓力。這種方法適用於地層壓力較低的氣井，尤其適用於產水氣井的中後期開采，但是運行費用相對較高。

8.油井為什麼要清蠟在油井管理中，防蠟和清蠟是一項經常性的工作。蠟是原油中的一種成分，由於地下油層的溫度高、壓力大，蠟溶解在原油中。當原油沿油管流出時，溫度、壓力都降低，蠟就從原油中分離出來，很容易黏在油管壁上。開始較少，以後越積越多，妨礙了油流通過。油管、原油和蠟就如同我們身體里的血管、血液和血脂，血液中血脂含量高就會附著在血管壁上，阻礙血液循環，損害我們的身體健康。同樣，原油中蠟的析出會嚴重影響油井的正常生產，因此需要經常清除。

要保證油井暢通，我們應該像對待疾病一樣，即以預防為主，並且堅持防、清並舉的方針。首先，需要阻止蠟的析出和蠟附著在管壁上，其次，需經常清蠟。長期以來，石油工作者對於防蠟、清蠟技術十分重視，在生產實踐中創造出了一些實用的工藝技術。

防蠟 在溫度及原油輕質成分含量高的井中，因油中的蠟不易析出，可不採取措施。在不具備上述條件的含蠟井中，必須選擇合理的工作制度使油井保持一定的壓力，防止油中的溶解氣過早逸出。因溶解氣逸出會降低蠟的溶解能力。

如果油中的蠟已經析出，人們要在表面比較粗糙的油管壁上襯上一層很薄的又不易黏結石蠟的玻璃或是塗上一層塗料，通常這種油管叫玻璃襯里油管或叫塗料油管。這樣蠟就不容易黏結在油管壁上。實踐證明，這種防蠟工藝效果十分顯著。

清蠟 由於使用玻璃襯里油管或塗料油管會增加開采成本，難以大范圍應用。即便使用了，頻繁的修井作業也會損壞玻璃襯里或塗料，因此，防蠟的成功率不可能達到100%，這就還需要清蠟。清蠟就是把已經黏結在油管壁上的蠟及時清除掉。當前，大量應用的有機械清蠟和化學清蠟等方法。

機械清蠟就是把一種特製的刮蠟器下入井內，有些固定在抽油桿上，隨抽油桿上下往復運動，有些刮蠟器設計得很巧妙，可以自動地沿著抽油桿在一定的井深范圍內上下爬行。從而把黏結在油管壁上的蠟刮掉，並隨原油抽到地面。

化學清蠟就是用葯劑或加熱的辦法把黏在油管壁上的蠟熔化掉。加熱的方法有電加熱、熱油循環、蒸汽加熱等，這可根據油井的具體情況選擇。目前各油田應用較多的是熱油循環清蠟。

4、turner公式

Turner模型是進行對氣井臨界攜液流量進行計算的。
Turner模型是目前為止應用較廣泛的模型之一,在Turner模型應用於海上定向井的實例中,發現Turner模型對於定向井和雷諾數高於2.2×105的氣井存在較大的誤差。通過分析Turner模型中攜液臨界流量的主要影響因素,確定井筒最先發生積液的位置;然後考慮井斜角對Turner模型進行了修正;對於雷諾數高於2.2×105的氣井,提出了通過對比臨界持液率和實際持液率的關系確定攜液臨界流量的方法。

5、王志彬的代表性成果

李穎川,王志彬等.油套環空放空防止氣井井筒水合物技術[J].石油學報（EI收錄）,31(2):53-56； 王志彬,李穎川.氣井連續攜液機理研究[J].石油學報（EI收錄）,33(4):0681-0687； 李穎川,王志彬等.氣井氣水兩相節流溫降模型研究[J].天然氣工業（CSCD源刊）,2010, 30(3):60-63； 王志彬,李穎川等. 蘇橋儲氣庫生產井井下節流技術合理氣水比實驗研究.石油鑽采工藝（CSCD源刊）,2011,34(1):78-82； 王志彬,李穎川.有水氣井井下節流適應性實驗研究[R].第三屆油氣田開發技術大會暨2009年天然氣學術年會,成都,2009,10;優秀論文； 王志彬,李穎川.氣井氣水兩相節流實驗及模型評價[J].鑽采工藝, 2008, 31(5):78-80； 油氣井系統分析方法OGWM」軟體,排名第五。

6、5月29日，中原井下特種作業公司西南項目部職工劉永宏、盧志丹發明的什麼裝置獲了國家專利授權？

5月29日，筆者從國家專利局獲悉，中原井下特種作業公司西南項目部回職工劉永宏、盧志丹發明的答頁岩氣地面放噴安全監測裝置獲國家專利授權。
5月29日，筆者從國家專利局獲悉，中原井下特種作業公司西南項目部職工劉永宏、盧志丹發明的頁岩氣地面放噴安全監測裝置獲國家專利授權。
此實用新型專利針對高風險氣井含硫、井深、氣層溫度高、易發生井噴、施工難度大等安全隱患研製，採用無線監測方法，合理布置探測器，直觀對比分析監測數據，保證了施工安全。

7、鄂爾多斯盆地蘇里格石炭-二疊系緻密砂岩氣

鄂爾多斯盆地上古生界自下而上可劃分為上石炭統本溪組、下二疊統太原組和山西組、中二疊統下石盒子組以及上二疊統石千峰組，主要為一套海陸過渡相的含煤碎屑岩沉積地層。烴源岩為煤系發育的本溪組、太原組和山西組，工業氣層在各組地層中都有分布，以下石盒子組和山西組為主。上古生界天然氣資源豐富，已發現蘇里格、榆林、大牛地、烏審旗和子洲-米脂等5個儲量超過1000×108m3的大型氣田。上古生界大面積緻密砂岩儲層以石英砂岩為主，平均孔隙度8%～10%，滲透率多小於1×10-3μm2，以低滲、低壓、低豐度為特點，一般無自然產能，不經過壓裂等工藝改造很難獲得工業氣流。

蘇里格地區位於鄂爾多斯盆地西北部，橫跨伊陝斜坡和伊盟隆起兩個構造單元，勘探面積4×104km2。上古生界發育多套含氣層系，主力層為二疊系下石盒子組盒8段和山西組山1段，目前已探明地質儲量3.2×1012m3，具有勘探面積大、含氣層系多、緻密低壓低豐度等典型特徵，勘探開發潛力大(王道富等，2005；楊華等，2005；鄒才能等，2006，2007；劉新社，2008；付金華等，2008)(圖3.11)。

(1)緻密岩氣地質特徵

1)含氣層系多，分布面積大。鄂爾多斯盆地緻密氣主要分布在上古生界石炭系本溪組和二疊系太原組、山西組、石盒子組及石千峰組碎屑岩中，發育19個含氣層組。自上而下，本溪組劃分為本1、本2、本3三個含氣層段，太原組劃分為太1、太2兩個含氣層段，山西組劃分為山1、山2兩個含氣層段，石盒子組劃分為盒1至盒8八個含氣層段，石千峰組劃分為千1至千5五個含氣層段。主力含氣層段為下石盒子組盒8段、山西組山1段和太原組太1段，單井平均發育氣層5～10段，單個氣層厚3～8m(圖3.12)。

在平緩的區域構造背景下，緻密岩氣主要分布在盆地中部斜坡部位，氣藏埋深從西向東逐漸變淺，西部地區2800～4000m，東部地區1900～2600m。氣層縱向上相互疊置，平面上疊合連片分布，大面積含氣，鑽井證實盆地含氣范圍達18×104km2。在大面積含氣背景下，局部相對富集。如蘇里格氣田含氣面積超過4×104km2。

2)煤系烴源岩發育，氣藏甲烷含量高。上古生界緻密岩氣藏中δ13C1，值主要為-3.5%～-2.9%，δ13C2值基本大於-2.7%。伴生凝析油均呈姥鮫烷優勢，Pr/Ph(姥鮫烷/植烷)值變化在1.64～2.41之間，具有典型的煤成氣特徵。上古生界煤系烴源岩大面積分布，西部最厚，東部次之，中部薄而穩定，煤岩厚6～20m、有機碳50%～90%，與煤岩伴生的暗色泥岩厚40～120m、有機碳1.0%～5.0%。烴源岩熱演化程度已普遍進入高成熟階段，RO值為1.3%～2.5%。計算總生烴量563.11×1012m3，生烴強度大於10×108m3/km2的區塊占含氣范圍總面積的75%以上，具有廣覆式生烴的特徵，豐富的氣源條件為大面積緻密岩氣藏的形成提供了物質基礎。

圖3.11 上古生界沉積綜合剖面圖

圖3.12 蘇里格氣田蘇20區塊蘇20-16-13～蘇20-16-22井氣藏剖面圖

(據楊華等，2012)

由於上古生界天然氣主要來源於高演化的煤系烴源岩，成烴以氣為主。因此，天然氣組分主要以高的甲烷含量為特徵，甲烷含量為90.08%～96.78%.平均為94.10%；乙烷含量為1.29%～7.38%.平均為3.78%；天然氣相對密度為0.565 9～0.624 7，平均為0.597 6；二氧化碳含量為0～2.48%，平均為0.43%；各緻密岩氣藏中無論是天然氣組分，還是相對密度均有較好的一致性，天然氣組分分析中未見H2S，屬無硫干氣。

3)儲層物性差，非均質性強。上古生界緻密岩氣儲層岩性主要為石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩，以中—粗粒結構為主，主要粒徑區間分布在0.3～1.0mm范圍內，結構成熟度和成分成熟度較低。孔隙類型以次生溶孔和晶間孔為主，原生粒間孔在孔隙構成中居於次要地位，含少量收縮孔和微裂隙。地表條件下砂岩孔隙度小於8%的樣品佔50.01%.孔隙度為8%～12%的樣品佔41.12%，孔隙度大於12%的樣品只佔8.87%；儲層滲透率小於1×10-3μm2的佔88.6%，其中小於0.1×10-3μm2的占 28：4%。覆壓條件下，基質滲透率小於 0.1×10-3μm2的儲層佔89%，具有典型緻密岩氣儲層特徵。

上古生界儲層主要形成於陸相沉積環境，由於物源區岩性復雜，河流—三角洲水動力能量多變，決定了沉積物成分、粒度變化快，後期成岩作用復雜，儲層在三維空間表現出了強的非均質性。作為多期疊置的砂體規模很大，但作為連續的儲集體卻有限。如石盒子組盒8段儲層，疊合砂體南北向延伸可超過300km以上，東西向寬10～20km，砂體厚度20～30m；連續儲集砂體南北長2～3km，東西向寬1～1.6km，有效砂層厚度3～10m。

4)非浮力聚集成藏，圈閉界限不清。鄂爾多斯盆地上古生界砂岩儲層緻密化時間為晚三疊世—中侏羅世，而天然氣的大規模生、排烴時間為晚侏羅世—早白堊世末，儲層緻密時間要早於天然氣運聚成藏期，在區域構造非常平緩的背景下，天然氣浮力克服不了儲層毛管阻力，天然氣難以沿構造上傾方向發生大規模的側向運移，以一次運移或短距離的二次運移為主，構造對氣藏的控製作用不明顯，天然氣就近運移聚集成藏。在強的儲層非均質性控制下，滲透率級差影響了天然氣的富集程度，相對高滲透儲層天然氣充注起始壓力低，運移阻力小，氣容易驅替水，而滲透率較低的儲層天然氣充注起始壓力高，運移阻力大，氣較難進入，儲層非均質性控制下的差異充注成藏造成天然氣主要富集於相對高滲砂岩儲層中。

在近距離運聚成藏條件下，一方面，天然氣主要富集於緊鄰烴源岩的儲集層中，本溪組、山西組源儲共生，含氣飽和度平均為70%；石盒子組盒8段緊鄰烴源岩，含氣飽和度為65%；石盒子組上部及石千峰組遠離烴源岩，含氣飽和度平均為50%。另一方面，由於浮力不起控製作用，油氣水分異差，氣藏無邊、底水，無統一的氣、水界限，在不同期次砂體中，存在上氣下水、氣水倒置以及氣水同層等多類型氣水賦存狀態，氣藏圈閉邊界不清晰。

5)氣藏具有典型三低特徵，單井產量低。上古生界緻密岩氣藏具有典型的「低滲、低壓、低豐度」特徵。地層條件下，89%的儲層基質滲透率小於1×10-3μm2，同時，在開發過程中發現，儲層滲透性隨著氣藏壓力降低而下降，並具有不可逆性。滲透率越低，應力敏感性越強，滲透率下降得越快；地層壓力系數0.62～0.9，自然能量不足；氣藏儲量豐度低，含氣面積大，儲量豐度一般為(0.8～1.5)×108m3/km2，含氣范圍呈大面積連片分布。

天然氣井一般無自然產能，經儲層壓裂改造後，直井平均日生產量(1～2)×104m3，水平井平均日生產量5×104m3，氣井在生產動態中表現為初期遞減快，中後期遞減慢，在較低井底流壓下，表現出一定的穩產能力。

6)氣水性質與分布。以高甲烷含量為特徵，重烴(C2+)組分含量一般小於10%，凝析油含量低一極低。大部分天然氣樣品的甲烷含量大幹93%，反映了以「干氣」為主、「濕氣」為輔的特徵。縱向上，烴氣含量從太原組到石盒子組逐漸增大，從97.55%→97.87%→98.23%，顯示出垂向運移過程中非烴氣逐漸被過濾、烴氣相對富集的特點。天然氣中非烴組分主要為CO2和N2，氫氣、氦氣等組分的含量極低，一般小於0.1%，未檢測到硫化氫。

天然氣的穩定碳同位素分析結果顯示，絕大部分樣品的甲烷及重同系物具有相對富穩定同位素13C的煤成氣特徵。蘇里格地區石盒子組和山西組2個含氣層位的烷烴氣碳同位素都較重，具有煤成氣的特點。對應分子的C2～C4碳同位素值，山西組普遍高於石盒子組，也表明天然氣來源於下部地層，顯示近源的同位素重、遠源運移來的天然氣輕的特點。

蘇里格地區天然岩性氣中存在有不同程度的產水現象，無連片水體和明顯的邊底水，多數井以氣水共存為特點，水夾在氣田內或氣層中。平面上主要分布在兩部和東部地區，西部地區探井產水量(約9m3/d)高於東部地區的產水量(小於5m3/d)，縱向上主要分布在盒8段，其次是山1段，盒8段產水量比山1段高。

蘇里格地區盒8段、山1段地層水基本都為CaCl2型，總礦化度為1.61～114.27g/L。，平均礦化度為40～58g/L之間，高於海水的鹽度35g/L，表明礦化度較高。其中，石盒子組(主要為盒8段)總礦化度在1.61～114.27g/L之間，平均礦化度為43.13g/L.；山西組(主要是山1段)總礦化度在4.03～101.72g/L之間，平均礦化度為47.27g/L；太原組的平均礦化度最高，達57.62g/L。

依據礦化度、水化學特徵系數和蘇林水型綜合判別標准，將水型分為3類，即正常地層水、淡化地層水和凝析水，統計發現本區地層水主要為正常地層水和淡化地層水，少部分為凝析水。

蘇里格氣田位於鄂爾多斯盆地西北部，主要含氣層位為上古生界石盒子組盒8、山西組山1，氣層埋深3200～3900m，儲層平均孔隙度8.68%，平均滲透率0.91mD。2007年開始進入二次整體勘探，在深化儲層精細評價和成藏富集規律研究的基礎上，以提高單井產量為突破口，地震勘探實現了由常規地震勘探轉向全數字地震勘探，疊後儲層預測轉變為疊前有效儲層與流體預測儲層改造實現了不動管柱一次分壓四層以上的技術突破。蘇里格地區緻密岩氣勘探取得重大進展，連續5年新增天然氣儲量超5000×108m3，目前該區天然氣儲量累計達到3.17×1012m3，成為我國第一大氣田。

7)資源潛力大。截至2011年年底，鄂爾多斯盆地累計完鑽古生界天然氣探井1367口，進尺451×104m，其中工業氣流井664口，平均探井密度0.55口/100km2。靖邊、榆林、蘇里格等地區探井密度最高，達到了2.4口/100km2。環縣、吳起、宜川等地區探井密度最低，為0.1口/100km2。根據國際通用標准，預探井密度大於0.1口/km2為高勘探程度區，0.1～0.01口/km2為中等勘探程度區，小於0.01口/km2為低勘探程度區，鄂爾多斯盆地仍具有較大的勘探潛力。從已探明地質儲量的分布來看，在層繫上90%的探明儲量分布在石盒子組盒8段和山西組山1段，而緊鄰烴源岩層的本溪組和太原組勘探還未取得大的突破；在區域上緻密岩氣含氣范圍達18×104km2。而目前探明儲量的98%分布在蘇里格、榆林、鎮川堡等不足6×104km2的區域范圍內，資源發現不均，勘探潛力較大。

蘇里格緻密氣田成功開發主要體現在兩個方面：一是相對高效井的比例由評價初期的60%提高到規模開發階段的80%以上，並持續保持；二是通過氣田開發方式的轉變，在提高單井產量方面取得重大突破。2009年以來，氣田開發大力推動水平井規模開發，單井平均產氣量達到5×104m3/d，為直井產量的3-5倍。目前投產水平井192口，日產水平910×104m3，占總井數4%的水平井產量達到總產量的20%左右。

(2)技術集成創新，形成一套適用的勘探開發技術

鄂爾多斯盆地在緻密岩氣勘探開發過程中，經過長期探索和技術攻關，形成了適合緻密岩氣勘探開發的配套技術系列，主要技術如下。

1)全數字地震技術。鄂爾多斯盆地地表主要為沙漠和黃土區，地震波能量衰減強烈，目的層反射信息弱，氣層厚度相對較薄，常規二維地震預測可以找到砂體，但預測含氣性效果一般，全數字地震由於採集資料品質的提高，滿足了用疊前地震資料直接預測氣層的條件，實現了儲層預測由砂體預測轉為含氣砂體預測，使直井的有效儲層預測成功率由初期的50%提高到80%以上。全數字三維地震不但可以滿足疊前地震彈性波反演和含氣性預測，而且可以精細刻畫和預測儲層岩性、物性、含氣性以及小幅度構造的空間展布，克服了二維地震不能滿足儲層空間變化的預測，實現叢式井、水平井的規模化開發。

2)優化鑽井技術。根據緻密氣田地層特點和低成本開發要求，形成了以井身結構優化、國產油套管應用、PDC鑽頭復合鑽井提高鑽速、優化泥漿體系等技術集成的快速鑽井技術，機械鑽速不斷提高，鑽井周期不斷縮短，PDC鑽頭的鑽速是同井段牙輪鑽頭機械鑽速的2～3倍，大幅度縮短了鑽井周期，直井由平均45d縮短到l5d左右，叢式井由平均35d降低到20d左右，水平井鑽井周期由202d縮短到71d左右。

3)壓裂改造技術。通過直井多層、水平井多段的體積壓裂改造，實現了緻密儲層改造的重大突破，為緻密岩氣有效開發提供了技術手段。直井改造工藝技術形成了以不動管柱機械分層壓裂工藝為主體的增產工藝體系，實現了直井6層及以上的連續分壓合求，有效節約了施工周期，減小了儲層的傷害程度，直井單井產量較早期增產2～3倍。水平井改造技術中自主研發了水力噴射分段壓裂改造工具和裸眼封隔器分段壓裂改造工具，實現了10段以上改造。改造後水平井平均無阻流量62.4×104m3/d，生產井日產氣量平均達到5.4×104m3/d，與直井相比，增產3～5倍。

4)井下節流技術。井下節流工藝是依靠井下節流器實現井筒節流降壓。充分利用地層熱能加熱，使節流後氣流溫度基本能恢復到節流前溫度，取代了傳統的集氣站或井口加熱裝置，有效抑制了水合物的生成。井下節流與井口加熱節流開采方式對比，一是有效降低了地面集輸管線壓力等級，節流後平均油壓3.88MPa，不到節流前的20%，為中低壓集輸模式的建立、降低地面建設投資夯實了基礎；二是有效防止水合物生成堵塞，氣井開井時率由67.0%提高到97.2%；三是不加熱、不注醇，有利於節能減排，目前已累計推廣應用4000餘口井，每年減少甲醇消耗1.8×104t標准煤、加熱爐燃氣消耗28.8×104t標准煤。

5)排水采氣技術。緻密砂岩氣藏氣井產能低，攜液能力差，尤其是生產後期，井筒積液明顯，影響氣井的正常生產，針對局部含水生產井「低壓、低產、含凝析油」的特點，從開發初期就開展了大量的排水采氣技術攻關試驗，初步形成了以泡沫排水采氣為主體，速度管柱、柱塞氣舉、壓縮機氣舉、合理工作制度為輔的排水采氣工藝技術系列，確保了氣田平穩生產。

6)數字管理技術的適用技術系列。緻密岩氣田由於單井產量低，大規模開發後，必然面臨井數多、面積大的管理難題。數字化管理採用現代成熟的信息、通信、自控技術，實現數據源頭自動採集，自動載入到生產企業的指揮中心資料庫，為各級管理部門應用提供開放的數據平台。一是通過建立地質專家系統、工藝專家系統、氣田管網管理系統，實現氣田配產自動化；二是利用井下節流技術和遠程可控開關截斷裝置，實現開、關井遠程式控制制；三是建立電子巡井系統，對井場進行不間斷的圖像和工況分析，實現對氣井運行的安全監控。

(3)管理創新，建立了緻密岩氣田開發模式

蘇里格氣田作為緻密岩氣低成本開發的試驗田，充分運用市場機制條件下的合作開發，建立了既不同於國內的邊際效益油田合作開發的模式，也不同於國際合作P SC產品分成合同模式，是以「六統一、三共享、一集中」為核心的管理模式和以「標准化設計、模塊化建設，數字化管理，市場化運作」的建設模式。「六統一」是指各開發生產單位「統一規劃部署、統一組織機構、統一技術政策、統一外部協調、統一生產調度、統一後勤支持」；「三共享」是「資源共享、技術共享、信息共享」；「一集中」是「集中管理」。

1)標准化設計。根據井站的功能和流程，設計了一套通用的、標準的、相對穩定的、適用於地面建設的指導性和操作性文件。管理方按照「統一、簡化、協調、最優化」的標准化原理全面開展廠、站標准化設計及與之相適應的物資采購、施工建設、工程管理、造價預算等方面的標准化工作。標准化設計的實施使設計效率顯著提高，例如，單座集氣站的設計周期由原來的30～45d，縮短到10d以內；50億處理廠設計周期由原來的5個多月縮短到2個月。

2)模塊化建設。以場站的標准化設計文件為基礎，以功能區模塊為生產單元，在工廠內完成模塊預制，最後將預制模塊、設備在建設現場進行組合裝配。模塊化施工內容主要包括「組件工廠預制、工序流水作業、過程程序控制、模塊成品出廠、現場組件安裝、施工管理可控」6個方面。模塊化建設加快了緻密岩氣田大規模建設的速度，如集氣站安裝施工工期由原來的30d降低到10d，總體有效工期由原來的111d降低到30d。處理廠建設周期由14個月降低到9個月。

3)數字化管理。將數字化與勞動組織架構、生產工藝流程優化相結合，按生產流程設置勞動組織架構，實現生產組織方式和勞動組織架構的深刻變革。以基本生產單元(井、站、集輸干線)為核心的數字化生產管理系統降低了勞動強度、提高了生產效率，大幅度減少了一線用工總量，同時數字化管理系統改善了員工工作方式，滿足了一線員工的心理需求。如蘇里格氣田按照數字化集氣站管理模式，較常規集氣站定員減少56.25%。適應了氣田大規模、快速建設和管理的需要。

4)市場化運作的創新型管理體系。市場化運作培育了市場主體，強化了市場管理，完善了工程服務標准，提供了低成本、高質量、高速度的發展模式，解決了緻密岩氣大規模開發中鑽井、材料等配套資源短缺的問題，實現了資源優化配置。同時市場化加強了競爭機制，對鑽井隊伍實施「甲乙丙」分級管理制度，業績不好的隊伍予以清退，推進工程隊伍管理由「數量型」向「質量型」轉變，有效保障了生產建設的安全平穩運行。

(4)勘探新領域與資源潛力

1)蘇里格南部。勘探面積約1.3×104km2，目的層主要為石盒子組盒8和山西組山l，氣層埋深3700～4000m。發育三角洲平原分流河道及前緣水下分流河道砂體，是蘇里格氣田向南的延伸，砂體縱向上疊置厚度大，平面上復合連片，砂體厚15～30m。儲層岩性以中一粗粒石英砂岩為主，孔隙類型以溶孔為主，晶間孔及粒間孔次之，平均孔隙度8.7%，平均滲透率0.83×10-3μm2。鑽井均見含氣顯示，氣層厚14.6m，氣藏呈大面積復合連片，未見邊、底水。該區預計可新增儲量7000×108m3。

2)靖邊-高橋.勘探面積1.1×104km2，主要目的層為石盒子組盒8和山西組山l、山2，氣層埋深3300～3900m，三角洲前緣水下分流河道砂體發育，岩性為中一粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩，孔隙類型以岩屑溶孔、晶間孔為主。石盒子組盒8段氣層厚8.8m，平均孔隙度8.9%，平均滲透率0.85×10-3μm2；山西組山l段氣層厚5.3m，平均孔隙度8.1%，平均滲透率0.68×10-3μm2；山西組山2段氣層厚5.6m.平均孔隙度6.8%，平均滲透率0.79×10-3μm2。以盒8、山l、山2為重點層系，預計該區可新增儲量5000×108m3以上.。

3)神木-米脂。勘探面積1.5×104km2，具有多層系復合含氣特徵，勘探目的層主要為石盒子組盒8、山西組山2和太原組，氣層埋深1800～2600m。該區處於上古生界生烴中心，生烴強度達40×10850×108m3/km2，氣源充足。石盒子組盒8段氣層平均厚13m，平均孔隙度8.4%，平均滲透率0.51×10-3μm2；山西組山2段氣層平均厚7.5m，平均孔隙度7.4%，平均滲透率0.65×10-3μm2；太原組氣層平均厚10m，平均孔隙度8.0%.平均滲透率0.64×10-3μm2。預計該區可新增儲量6000×108m3以上。

4)盆地西南部。該區處於盆地南部沉積體系，勘探面積1×104km2，主要目的層為石盒子組盒8和山西組山l，氣層埋深3800～4600m。石盒子組盒8氣層平均厚度7.5m，平均孔隙度9.2%，平均滲透率為0.71×10-3μm2；山西組山l 氣層平均厚度6.3m，平均孔隙度8.1%，平均滲透率0.54×10-3μm2。鎮探l井山西組試氣獲5.46×104m3/km2的工業氣流，慶探l、蓮1、合探2井在盒8、山l均鑽遇石英砂岩氣層，展示了該區良好的勘探前景。

8、天然氣開采是怎樣的？

與石油開采一樣，天然氣是在氣層壓力與采氣井井底壓力差作用下滲流到井底並噴出地面。差別在於天然氣在壓力下降時因體積迅速膨脹會吸熱、降溫，使部分成分冷凝為液體，甚至產生水化物凍堵現象。氣層比油層也更容易受到污染堵塞。

氣井的完井工藝是下套管固井後，採用從油管中傳輸的射孔槍和低密度射孔液的負壓射孔，即射孔時井筒液柱壓力低於氣層壓力。還有一種近平衡射孔即井筒液柱壓力接近氣層壓力，並選用特種無固相射孔液，以保護氣層。射孔後有控制地放噴，凈化井底附近氣層和井筒。對因氣層污染造成的低產井，採用液氮氣舉，有控制地放噴，必要時採用酸化解堵。注意絕不能用空氣氣舉，否則空氣中的氧氣和氣層中的天然氣混合就成為爆炸性氣體，這是十分危險的。對生產過程中因氣體膨脹吸熱產生的水化物凍堵現象，採用加熱、保溫、注熱化學劑、注防凍劑等解凍防凍措施，或關井自然解凍。由於壓力下降，天然氣膨脹吸熱、降溫，部分冷凝為液體，所以氣井經常出現井筒積液。通過不定期的有控制的放噴、氮氣氣舉、抽汲等方式清除井筒內的積液，是保持氣井正常生產的重要措施。氣井的壓裂增產措施與油井壓裂相似，差別在於對氣層保護的要求更高。

9、氣井產能計算方法

氣井產能試井測試計算方法主要包括4種方法，即一點法測試、系統試井、等時試井和修正等時試井。  

1．一點法測試  

一點法測試是測試一個工作制度下的穩定壓力。該方法的優點是縮短測試時間、減少氣體放空、節約測試費用、降低資源浪費；缺點是測試資料的分析方法帶有一定的經驗性和統計性，分析結果有一定的偏差。經驗表明，利用該方法測試，當測試產量為地層無阻流量的0.36倍時，測試結果最可靠。

測試流動時間可採用以下計算公式：   

式中： ——穩定時間，h；

 ——排泄面積的外半徑，m；  

——在 下的氣體黏度；  

——儲存岩石的孔隙度；K

——氣層有效滲透率 ；

 ——含氣飽和度。  

2．系統試井  

系統試井又稱為常規回壓試井，也稱多點測試，是測量氣井在多個產量生產的情況下，相應的穩定井底流壓。該方法具有資料多，信息量大，分析結果可*的特點。但測試時間長，費用高。

系統試井測試產量的確定：

①最小產量至少應等於井筒中攜液所需要的產量，此外還應該足以使井口溫度達到不生成水化物的溫度；

② 最大產量不能破壞井壁的穩定性，對於凝析氣藏，還要考慮減少地層中兩相流的范圍；

③測試產量必須保持由小到大的順序。

 3．等時試井  

等時試井測試，首先以一個較小的產量開井，生產一段時間後關井恢復地層壓力，待恢復到地層壓力後，再以一個稍大的產量開井生產相同的時間，然後又關井恢復，如此進行4個工作制度。

最後以—個小的產量生產到穩定。等時試井與系統試井相比，縮短了開井時間，但由於每個工作制度都要求關井恢復到原始壓力，使得關井恢復時間較長，整個測試時間較長，測試費用比較高。

確定等時試井流動時間，—般要求開井生產時間必須大於井筒效應結束的時間，並且要求開井流動結束時，探測半徑必須達到距井30m的范圍，以便在流動期能夠反映地層的特性。

參考公式為：  

式中： ——在儲存溫度壓力下的氣體黏度 ；  

 ——在儲存溫度下的氣體壓縮系數 。  

如果公式計算的結果小於井筒儲存效應結束的時間，則流動期時間必須要大於井筒儲存效應結束的時間。

確定每—工作制度下關井時間，要求關井壓力恢復到原始地層壓力，便可進行下—工作制度的測試。最後延續期流動  

4．修正等時試井  

修正等時試井是等時試井的改進，二者的最大區別是後者開井生產的時間與關井恢復的時間相等。測試時，要求所有工作制度下的開井生產時間和關井恢復時間一樣，操作十分方便，這樣既縮短了開井流動期的時間，又縮短了關井恢復期的時間。修正等時試井流動期產量大小的確定方法與系統試井方法基本相同，測試的最小產量和最大產量分別為0.01和0.75倍的地層無阻流量。