专利气井临界携液

1、天然气是怎样开采的

1、自喷方式。这和自喷采油方式基本一样。不过因为气井压力一般较高加上天然气属于易燃易爆气体，对采气井口装置的承压能力和密封性能比对采油井口装置的要求要高的多。

2、小油管排水采气法是利用在一定的产气量下，油管直径越小，则气流速度越大，携液能力越强的原理，如果油管直径选择合理，就不会形成井底积水。这种方法适应于产水初期，地层压力高，产水量较少的气井。

3、泡沫排水采气方法就是将发泡剂通过油管或套管加入井中，发泡剂溶入井底积水与水作用形成气泡，不但可以降低积液相对密度，还能将地层中产出的水随气流带出地面。这种方法适应于地层压力高，产水量相对较少的气井。

4、柱塞气举排水采气方法就是在油管内下入一个柱塞。下入时柱塞中的流道处于打开状态，柱塞在其自重的作用下向下运动。当到达油管底部时柱塞中的流道自动关闭，由于作用在柱塞底部的压力大于作用在其顶部的压力，柱塞开始向上运动并将柱塞以上的积水排到地面。

当其到达油管顶部时柱塞中的流道又被自动打开，又转为向下运动。通过柱塞的往复运动，就可不断将积液排出。这种方法适用于地层压力比较充足，产水量又较大的气井。

5、深井泵排水采气方法是利用下入井中的深井泵、抽油杆和地面抽油机，通过油管抽水，套管采气的方式控制井底压力。这种方法适用于地层压力较低的气井，特别是产水气井的中后期开采，但是运行费用相对较高。

(1)专利气井临界携液扩展资料：

截至2017年，我国已探明天然气地质储量仅为14.4万亿方，占技术可采储量的17%。

除去大量未探明天然气储量，《中国天然气发展报告（2018）》数据显示，2018年我国已探明天然气储量中未动用占比超过44%，即使在当前的技术水平下，剩余的经济可采储量仍有3.9万亿立方米，其中大部分资源的开发成本相对于中缅管道进口气等仍具有明显的价格优势。

参考资料来源：网络-天然气

2、天然气开采原理都有什么啊

中国石油新闻中心
天然气怎样开采及原理

天然气也同原油一样埋藏在地下封闭的地质构造之中，有些和原油储藏在同一层位，有些单独存在。对于和原油储藏在同一层位的天然气，会伴随原油一起开采出来。对于只有单相气存在的，我们称之为气藏，其开采方法既与原油的开采方法十分相似，又有其特殊的地方。

由于天然气密度小，为0.75～0.8千克/立方米，井筒气柱对井底的压力小；天然气粘度小，在地层和管道中的流动阻力也小；又由于膨胀系数大，其弹性能量也大。因此天然气开采时一般采用自喷方式。这和自喷采油方式基本一样。不过因为气井压力一般较高加上天然气属于易燃易爆气体，对采气井口装置的承压能力和密封性能比对采油井口装置的要求要高的多。

天然气开采也有其自身特点。首先天然气和原油一样与底水或边水常常是一个储藏体系。伴随天然气的开采进程，水体的弹性能量会驱使水沿高渗透带窜入气藏。在这种情况下，由于岩石本身的亲水性和毛细管压力的作用，水的侵入不是有效地驱替气体，而是封闭缝缝洞洞或空隙中未排出的气体，形成死气区。这部分被圈闭在水侵带的高压气，数量可以高达岩石孔隙体积的30%～50%，从而大大地降低了气藏的最终采收率。其次气井产水后，气流入井底的渗流阻力会增加，气液两相沿油井向上的管流总能量消耗将显著增大。随着水侵影响的日益加剧，气藏的采气速度下降，气井的自喷能力减弱，单井产量迅速递减，直至井底严重积水而停产。目前治理气藏水患主要从两方面入手，一是排水，一是堵水。堵水就是采用机械卡堵、化学封堵等方法将产气层和产水层分隔开或是在油藏内建立阻水屏障。目前排水办法较多，主要原理是排除井筒积水，专业术语叫排水采气法。

小油管排水采气法是利用在一定的产气量下，油管直径越小，则气流速度越大，携液能力越强的原理，如果油管直径选择合理，就不会形成井底积水。这种方法适应于产水初期，地层压力高，产水量较少的气井。

泡沫排水采气方法就是将发泡剂通过油管或套管加入井中，发泡剂溶入井底积水与水作用形成气泡，不但可以降低积液相对密度，还能将地层中产出的水随气流带出地面。这种方法适应于地层压力高，产水量相对较少的气井。

柱塞气举排水采气方法就是在油管内下入一个柱塞。下入时柱塞中的流道处于打开状态，柱塞在其自重的作用下向下运动。当到达油管底部时柱塞中的流道自动关闭，由于作用在柱塞底部的压力大于作用在其顶部的压力，柱塞开始向上运动并将柱塞以上的积水排到地面。当其到达油管顶部时柱塞中的流道又被自动打开，又转为向下运动。通过柱塞的往复运动，就可不断将积液排出。这种方法适用于地层压力比较充足，产水量又较大的气井。

深井泵排水采气方法是利用下入井中的深井泵、抽油杆和地面抽油机，通过油管抽水，套管采气的方式控制井底压力。这种方法适用于地层压力较低的气井，特别是产水气井的中后期开采，但是运行费用相对较高。

3、天然气是怎样开采出来的？

天然气也同原油一样埋藏在地下封闭的地质构造之中，有些和原油储藏在同一层位，有些单独存在。对于和原油储藏在同一层位的天然气会伴随原油一起开采出来。对于只有天然气存在的气藏，其开采方法既与原油的开采方法十分相似，又有其特殊的地方。

由于天然气密度小，为0.75～0.8千克/立方米，井筒气柱对井底的压力小；天然气黏度小，在地层和管道中的流动阻力也小；又由于其膨胀系数大，其弹性能量也大。因此，天然气的开采一般采用自喷方式。这和自喷采油方式基本一样。不过，因为气井压力一般较高，加上天然气属于易燃易爆气体，对采气井口装置的承压能力和密封性能比对采油井口装置的要求要高得多。

天然气开采也有其自身特点。首先，天然气和原油一样与底水或边水常常是一个压力体系。伴随天然气的开采进程，水体的弹性能量会驱使水沿高渗透带窜入气藏。在这种情况下，由于岩石本身的亲水性和毛细管压力的作用，水的侵入不是有效地驱替气体，而是封闭缝缝洞洞或空隙中未排出的气体，形成死气区。这部分被圈闭在水侵带的高压气可以高达岩石孔隙体积的30%～50%，从而大大地降低了气藏的最终采收率。其次，气井产水后，气流入井底的渗流阻力会增加，气液两相沿油井向上的管流总能量消耗将显著增大。随着水侵影响的日益加剧，气藏的采气速度下降，气井的自喷能力减弱，单井产量迅速递减，直至井底严重积水而停产。目前，治理气藏水患主要从两方面入手，一是排水，一是堵水。堵水就是采用机械卡堵、化学封堵等方法将产气层和产水层分隔开或是在油藏内建立阻水屏障。排水办法较多，主要原理是排除井筒积水，专业术语叫排水采气法。

底水气田

边水气田小油管排水采气法是利用在一定的产气量下，油管直径越小，则气流速度越大，携液能力越强的原理，如果油管直径选择合理，就不会形成井底积水。这种方法适用于产水初期地层压力高，产水量较少的气井。

泡沫排水采气方法就是将发泡剂通过油管或套管加入井中，发泡剂溶入井底积水与水作用形成气泡，不但可以降低积液的相对密度，还能将地层中产出的水随气流带出地面。这种方法适用于地层压力高，产水量相对较少的气井。

柱塞气举排水采气方法就是在油管内下入一个柱塞。下入时，柱塞中的流道处于打开状态，柱塞在其自重的作用下向下运动。当到达油管底部时，柱塞中的流道自动关闭，由于作用在柱塞底部的压力大于作用在其顶部的压力，柱塞开始向上运动并将柱塞以上的积水排到地面。当其到达油管顶部时，柱塞中的流道又被自动打开，又转为向下运动。通过柱塞的往复运动，就可不断将积液排出。这种方法适用于地层压力比较充足，产水量较大的气井。

深井泵排水采气方法是利用下入井中的深井泵、抽油杆和地面抽油机，通过油管抽水，套管采气的方式控制井底压力。这种方法适用于地层压力较低的气井，尤其适用于产水气井的中后期开采，但是运行费用相对较高。

8.油井为什么要清蜡在油井管理中，防蜡和清蜡是一项经常性的工作。蜡是原油中的一种成分，由于地下油层的温度高、压力大，蜡溶解在原油中。当原油沿油管流出时，温度、压力都降低，蜡就从原油中分离出来，很容易黏在油管壁上。开始较少，以后越积越多，妨碍了油流通过。油管、原油和蜡就如同我们身体里的血管、血液和血脂，血液中血脂含量高就会附着在血管壁上，阻碍血液循环，损害我们的身体健康。同样，原油中蜡的析出会严重影响油井的正常生产，因此需要经常清除。

要保证油井畅通，我们应该像对待疾病一样，即以预防为主，并且坚持防、清并举的方针。首先，需要阻止蜡的析出和蜡附着在管壁上，其次，需经常清蜡。长期以来，石油工作者对于防蜡、清蜡技术十分重视，在生产实践中创造出了一些实用的工艺技术。

防蜡 在温度及原油轻质成分含量高的井中，因油中的蜡不易析出，可不采取措施。在不具备上述条件的含蜡井中，必须选择合理的工作制度使油井保持一定的压力，防止油中的溶解气过早逸出。因溶解气逸出会降低蜡的溶解能力。

如果油中的蜡已经析出，人们要在表面比较粗糙的油管壁上衬上一层很薄的又不易黏结石蜡的玻璃或是涂上一层涂料，通常这种油管叫玻璃衬里油管或叫涂料油管。这样蜡就不容易黏结在油管壁上。实践证明，这种防蜡工艺效果十分显著。

清蜡 由于使用玻璃衬里油管或涂料油管会增加开采成本，难以大范围应用。即便使用了，频繁的修井作业也会损坏玻璃衬里或涂料，因此，防蜡的成功率不可能达到100%，这就还需要清蜡。清蜡就是把已经黏结在油管壁上的蜡及时清除掉。当前，大量应用的有机械清蜡和化学清蜡等方法。

机械清蜡就是把一种特制的刮蜡器下入井内，有些固定在抽油杆上，随抽油杆上下往复运动，有些刮蜡器设计得很巧妙，可以自动地沿着抽油杆在一定的井深范围内上下爬行。从而把黏结在油管壁上的蜡刮掉，并随原油抽到地面。

化学清蜡就是用药剂或加热的办法把黏在油管壁上的蜡熔化掉。加热的方法有电加热、热油循环、蒸汽加热等，这可根据油井的具体情况选择。目前各油田应用较多的是热油循环清蜡。

4、turner公式

Turner模型是进行对气井临界携液流量进行计算的。
Turner模型是目前为止应用较广泛的模型之一,在Turner模型应用于海上定向井的实例中,发现Turner模型对于定向井和雷诺数高于2.2×105的气井存在较大的误差。通过分析Turner模型中携液临界流量的主要影响因素,确定井筒最先发生积液的位置;然后考虑井斜角对Turner模型进行了修正;对于雷诺数高于2.2×105的气井,提出了通过对比临界持液率和实际持液率的关系确定携液临界流量的方法。

5、王志彬的代表性成果

李颖川,王志彬等.油套环空放空防止气井井筒水合物技术[J].石油学报（EI收录）,31(2):53-56； 王志彬,李颖川.气井连续携液机理研究[J].石油学报（EI收录）,33(4):0681-0687； 李颖川,王志彬等.气井气水两相节流温降模型研究[J].天然气工业（CSCD源刊）,2010, 30(3):60-63； 王志彬,李颖川等. 苏桥储气库生产井井下节流技术合理气水比实验研究.石油钻采工艺（CSCD源刊）,2011,34(1):78-82； 王志彬,李颖川.有水气井井下节流适应性实验研究[R].第三届油气田开发技术大会暨2009年天然气学术年会,成都,2009,10;优秀论文； 王志彬,李颖川.气井气水两相节流实验及模型评价[J].钻采工艺, 2008, 31(5):78-80； 油气井系统分析方法OGWM”软件,排名第五。

6、5月29日，中原井下特种作业公司西南项目部职工刘永宏、卢志丹发明的什么装置获了国家专利授权？

5月29日，笔者从国家专利局获悉，中原井下特种作业公司西南项目部回职工刘永宏、卢志丹发明的答页岩气地面放喷安全监测装置获国家专利授权。
5月29日，笔者从国家专利局获悉，中原井下特种作业公司西南项目部职工刘永宏、卢志丹发明的页岩气地面放喷安全监测装置获国家专利授权。
此实用新型专利针对高风险气井含硫、井深、气层温度高、易发生井喷、施工难度大等安全隐患研制，采用无线监测方法，合理布置探测器，直观对比分析监测数据，保证了施工安全。

7、鄂尔多斯盆地苏里格石炭-二叠系致密砂岩气

鄂尔多斯盆地上古生界自下而上可划分为上石炭统本溪组、下二叠统太原组和山西组、中二叠统下石盒子组以及上二叠统石千峰组，主要为一套海陆过渡相的含煤碎屑岩沉积地层。烃源岩为煤系发育的本溪组、太原组和山西组，工业气层在各组地层中都有分布，以下石盒子组和山西组为主。上古生界天然气资源丰富，已发现苏里格、榆林、大牛地、乌审旗和子洲-米脂等5个储量超过1000×108m3的大型气田。上古生界大面积致密砂岩储层以石英砂岩为主，平均孔隙度8%～10%，渗透率多小于1×10-3μm2，以低渗、低压、低丰度为特点，一般无自然产能，不经过压裂等工艺改造很难获得工业气流。

苏里格地区位于鄂尔多斯盆地西北部，横跨伊陕斜坡和伊盟隆起两个构造单元，勘探面积4×104km2。上古生界发育多套含气层系，主力层为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段，目前已探明地质储量3.2×1012m3，具有勘探面积大、含气层系多、致密低压低丰度等典型特征，勘探开发潜力大(王道富等，2005；杨华等，2005；邹才能等，2006，2007；刘新社，2008；付金华等，2008)(图3.11)。

(1)致密岩气地质特征

1)含气层系多，分布面积大。鄂尔多斯盆地致密气主要分布在上古生界石炭系本溪组和二叠系太原组、山西组、石盒子组及石千峰组碎屑岩中，发育19个含气层组。自上而下，本溪组划分为本1、本2、本3三个含气层段，太原组划分为太1、太2两个含气层段，山西组划分为山1、山2两个含气层段，石盒子组划分为盒1至盒8八个含气层段，石千峰组划分为千1至千5五个含气层段。主力含气层段为下石盒子组盒8段、山西组山1段和太原组太1段，单井平均发育气层5～10段，单个气层厚3～8m(图3.12)。

在平缓的区域构造背景下，致密岩气主要分布在盆地中部斜坡部位，气藏埋深从西向东逐渐变浅，西部地区2800～4000m，东部地区1900～2600m。气层纵向上相互叠置，平面上叠合连片分布，大面积含气，钻井证实盆地含气范围达18×104km2。在大面积含气背景下，局部相对富集。如苏里格气田含气面积超过4×104km2。

2)煤系烃源岩发育，气藏甲烷含量高。上古生界致密岩气藏中δ13C1，值主要为-3.5%～-2.9%，δ13C2值基本大于-2.7%。伴生凝析油均呈姥鲛烷优势，Pr/Ph(姥鲛烷/植烷)值变化在1.64～2.41之间，具有典型的煤成气特征。上古生界煤系烃源岩大面积分布，西部最厚，东部次之，中部薄而稳定，煤岩厚6～20m、有机碳50%～90%，与煤岩伴生的暗色泥岩厚40～120m、有机碳1.0%～5.0%。烃源岩热演化程度已普遍进入高成熟阶段，RO值为1.3%～2.5%。计算总生烃量563.11×1012m3，生烃强度大于10×108m3/km2的区块占含气范围总面积的75%以上，具有广覆式生烃的特征，丰富的气源条件为大面积致密岩气藏的形成提供了物质基础。

图3.11 上古生界沉积综合剖面图

图3.12 苏里格气田苏20区块苏20-16-13～苏20-16-22井气藏剖面图

(据杨华等，2012)

由于上古生界天然气主要来源于高演化的煤系烃源岩，成烃以气为主。因此，天然气组分主要以高的甲烷含量为特征，甲烷含量为90.08%～96.78%.平均为94.10%；乙烷含量为1.29%～7.38%.平均为3.78%；天然气相对密度为0.565 9～0.624 7，平均为0.597 6；二氧化碳含量为0～2.48%，平均为0.43%；各致密岩气藏中无论是天然气组分，还是相对密度均有较好的一致性，天然气组分分析中未见H2S，属无硫干气。

3)储层物性差，非均质性强。上古生界致密岩气储层岩性主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩及岩屑砂岩，以中—粗粒结构为主，主要粒径区间分布在0.3～1.0mm范围内，结构成熟度和成分成熟度较低。孔隙类型以次生溶孔和晶间孔为主，原生粒间孔在孔隙构成中居于次要地位，含少量收缩孔和微裂隙。地表条件下砂岩孔隙度小于8%的样品占50.01%.孔隙度为8%～12%的样品占41.12%，孔隙度大于12%的样品只占8.87%；储层渗透率小于1×10-3μm2的占88.6%，其中小于0.1×10-3μm2的占 28：4%。覆压条件下，基质渗透率小于 0.1×10-3μm2的储层占89%，具有典型致密岩气储层特征。

上古生界储层主要形成于陆相沉积环境，由于物源区岩性复杂，河流—三角洲水动力能量多变，决定了沉积物成分、粒度变化快，后期成岩作用复杂，储层在三维空间表现出了强的非均质性。作为多期叠置的砂体规模很大，但作为连续的储集体却有限。如石盒子组盒8段储层，叠合砂体南北向延伸可超过300km以上，东西向宽10～20km，砂体厚度20～30m；连续储集砂体南北长2～3km，东西向宽1～1.6km，有效砂层厚度3～10m。

4)非浮力聚集成藏，圈闭界限不清。鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层致密化时间为晚三叠世—中侏罗世，而天然气的大规模生、排烃时间为晚侏罗世—早白垩世末，储层致密时间要早于天然气运聚成藏期，在区域构造非常平缓的背景下，天然气浮力克服不了储层毛管阻力，天然气难以沿构造上倾方向发生大规模的侧向运移，以一次运移或短距离的二次运移为主，构造对气藏的控制作用不明显，天然气就近运移聚集成藏。在强的储层非均质性控制下，渗透率级差影响了天然气的富集程度，相对高渗透储层天然气充注起始压力低，运移阻力小，气容易驱替水，而渗透率较低的储层天然气充注起始压力高，运移阻力大，气较难进入，储层非均质性控制下的差异充注成藏造成天然气主要富集于相对高渗砂岩储层中。

在近距离运聚成藏条件下，一方面，天然气主要富集于紧邻烃源岩的储集层中，本溪组、山西组源储共生，含气饱和度平均为70%；石盒子组盒8段紧邻烃源岩，含气饱和度为65%；石盒子组上部及石千峰组远离烃源岩，含气饱和度平均为50%。另一方面，由于浮力不起控制作用，油气水分异差，气藏无边、底水，无统一的气、水界限，在不同期次砂体中，存在上气下水、气水倒置以及气水同层等多类型气水赋存状态，气藏圈闭边界不清晰。

5)气藏具有典型三低特征，单井产量低。上古生界致密岩气藏具有典型的“低渗、低压、低丰度”特征。地层条件下，89%的储层基质渗透率小于1×10-3μm2，同时，在开发过程中发现，储层渗透性随着气藏压力降低而下降，并具有不可逆性。渗透率越低，应力敏感性越强，渗透率下降得越快；地层压力系数0.62～0.9，自然能量不足；气藏储量丰度低，含气面积大，储量丰度一般为(0.8～1.5)×108m3/km2，含气范围呈大面积连片分布。

天然气井一般无自然产能，经储层压裂改造后，直井平均日生产量(1～2)×104m3，水平井平均日生产量5×104m3，气井在生产动态中表现为初期递减快，中后期递减慢，在较低井底流压下，表现出一定的稳产能力。

6)气水性质与分布。以高甲烷含量为特征，重烃(C2+)组分含量一般小于10%，凝析油含量低一极低。大部分天然气样品的甲烷含量大干93%，反映了以“干气”为主、“湿气”为辅的特征。纵向上，烃气含量从太原组到石盒子组逐渐增大，从97.55%→97.87%→98.23%，显示出垂向运移过程中非烃气逐渐被过滤、烃气相对富集的特点。天然气中非烃组分主要为CO2和N2，氢气、氦气等组分的含量极低，一般小于0.1%，未检测到硫化氢。

天然气的稳定碳同位素分析结果显示，绝大部分样品的甲烷及重同系物具有相对富稳定同位素13C的煤成气特征。苏里格地区石盒子组和山西组2个含气层位的烷烃气碳同位素都较重，具有煤成气的特点。对应分子的C2～C4碳同位素值，山西组普遍高于石盒子组，也表明天然气来源于下部地层，显示近源的同位素重、远源运移来的天然气轻的特点。

苏里格地区天然岩性气中存在有不同程度的产水现象，无连片水体和明显的边底水，多数井以气水共存为特点，水夹在气田内或气层中。平面上主要分布在两部和东部地区，西部地区探井产水量(约9m3/d)高于东部地区的产水量(小于5m3/d)，纵向上主要分布在盒8段，其次是山1段，盒8段产水量比山1段高。

苏里格地区盒8段、山1段地层水基本都为CaCl2型，总矿化度为1.61～114.27g/L。，平均矿化度为40～58g/L之间，高于海水的盐度35g/L，表明矿化度较高。其中，石盒子组(主要为盒8段)总矿化度在1.61～114.27g/L之间，平均矿化度为43.13g/L.；山西组(主要是山1段)总矿化度在4.03～101.72g/L之间，平均矿化度为47.27g/L；太原组的平均矿化度最高，达57.62g/L。

依据矿化度、水化学特征系数和苏林水型综合判别标准，将水型分为3类，即正常地层水、淡化地层水和凝析水，统计发现本区地层水主要为正常地层水和淡化地层水，少部分为凝析水。

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地西北部，主要含气层位为上古生界石盒子组盒8、山西组山1，气层埋深3200～3900m，储层平均孔隙度8.68%，平均渗透率0.91mD。2007年开始进入二次整体勘探，在深化储层精细评价和成藏富集规律研究的基础上，以提高单井产量为突破口，地震勘探实现了由常规地震勘探转向全数字地震勘探，叠后储层预测转变为叠前有效储层与流体预测储层改造实现了不动管柱一次分压四层以上的技术突破。苏里格地区致密岩气勘探取得重大进展，连续5年新增天然气储量超5000×108m3，目前该区天然气储量累计达到3.17×1012m3，成为我国第一大气田。

7)资源潜力大。截至2011年年底，鄂尔多斯盆地累计完钻古生界天然气探井1367口，进尺451×104m，其中工业气流井664口，平均探井密度0.55口/100km2。靖边、榆林、苏里格等地区探井密度最高，达到了2.4口/100km2。环县、吴起、宜川等地区探井密度最低，为0.1口/100km2。根据国际通用标准，预探井密度大于0.1口/km2为高勘探程度区，0.1～0.01口/km2为中等勘探程度区，小于0.01口/km2为低勘探程度区，鄂尔多斯盆地仍具有较大的勘探潜力。从已探明地质储量的分布来看，在层系上90%的探明储量分布在石盒子组盒8段和山西组山1段，而紧邻烃源岩层的本溪组和太原组勘探还未取得大的突破；在区域上致密岩气含气范围达18×104km2。而目前探明储量的98%分布在苏里格、榆林、镇川堡等不足6×104km2的区域范围内，资源发现不均，勘探潜力较大。

苏里格致密气田成功开发主要体现在两个方面：一是相对高效井的比例由评价初期的60%提高到规模开发阶段的80%以上，并持续保持；二是通过气田开发方式的转变，在提高单井产量方面取得重大突破。2009年以来，气田开发大力推动水平井规模开发，单井平均产气量达到5×104m3/d，为直井产量的3-5倍。目前投产水平井192口，日产水平910×104m3，占总井数4%的水平井产量达到总产量的20%左右。

(2)技术集成创新，形成一套适用的勘探开发技术

鄂尔多斯盆地在致密岩气勘探开发过程中，经过长期探索和技术攻关，形成了适合致密岩气勘探开发的配套技术系列，主要技术如下。

1)全数字地震技术。鄂尔多斯盆地地表主要为沙漠和黄土区，地震波能量衰减强烈，目的层反射信息弱，气层厚度相对较薄，常规二维地震预测可以找到砂体，但预测含气性效果一般，全数字地震由于采集资料品质的提高，满足了用叠前地震资料直接预测气层的条件，实现了储层预测由砂体预测转为含气砂体预测，使直井的有效储层预测成功率由初期的50%提高到80%以上。全数字三维地震不但可以满足叠前地震弹性波反演和含气性预测，而且可以精细刻画和预测储层岩性、物性、含气性以及小幅度构造的空间展布，克服了二维地震不能满足储层空间变化的预测，实现丛式井、水平井的规模化开发。

2)优化钻井技术。根据致密气田地层特点和低成本开发要求，形成了以井身结构优化、国产油套管应用、PDC钻头复合钻井提高钻速、优化泥浆体系等技术集成的快速钻井技术，机械钻速不断提高，钻井周期不断缩短，PDC钻头的钻速是同井段牙轮钻头机械钻速的2～3倍，大幅度缩短了钻井周期，直井由平均45d缩短到l5d左右，丛式井由平均35d降低到20d左右，水平井钻井周期由202d缩短到71d左右。

3)压裂改造技术。通过直井多层、水平井多段的体积压裂改造，实现了致密储层改造的重大突破，为致密岩气有效开发提供了技术手段。直井改造工艺技术形成了以不动管柱机械分层压裂工艺为主体的增产工艺体系，实现了直井6层及以上的连续分压合求，有效节约了施工周期，减小了储层的伤害程度，直井单井产量较早期增产2～3倍。水平井改造技术中自主研发了水力喷射分段压裂改造工具和裸眼封隔器分段压裂改造工具，实现了10段以上改造。改造后水平井平均无阻流量62.4×104m3/d，生产井日产气量平均达到5.4×104m3/d，与直井相比，增产3～5倍。

4)井下节流技术。井下节流工艺是依靠井下节流器实现井筒节流降压。充分利用地层热能加热，使节流后气流温度基本能恢复到节流前温度，取代了传统的集气站或井口加热装置，有效抑制了水合物的生成。井下节流与井口加热节流开采方式对比，一是有效降低了地面集输管线压力等级，节流后平均油压3.88MPa，不到节流前的20%，为中低压集输模式的建立、降低地面建设投资夯实了基础；二是有效防止水合物生成堵塞，气井开井时率由67.0%提高到97.2%；三是不加热、不注醇，有利于节能减排，目前已累计推广应用4000余口井，每年减少甲醇消耗1.8×104t标准煤、加热炉燃气消耗28.8×104t标准煤。

5)排水采气技术。致密砂岩气藏气井产能低，携液能力差，尤其是生产后期，井筒积液明显，影响气井的正常生产，针对局部含水生产井“低压、低产、含凝析油”的特点，从开发初期就开展了大量的排水采气技术攻关试验，初步形成了以泡沫排水采气为主体，速度管柱、柱塞气举、压缩机气举、合理工作制度为辅的排水采气工艺技术系列，确保了气田平稳生产。

6)数字管理技术的适用技术系列。致密岩气田由于单井产量低，大规模开发后，必然面临井数多、面积大的管理难题。数字化管理采用现代成熟的信息、通信、自控技术，实现数据源头自动采集，自动加载到生产企业的指挥中心数据库，为各级管理部门应用提供开放的数据平台。一是通过建立地质专家系统、工艺专家系统、气田管网管理系统，实现气田配产自动化；二是利用井下节流技术和远程可控开关截断装置，实现开、关井远程控制；三是建立电子巡井系统，对井场进行不间断的图像和工况分析，实现对气井运行的安全监控。

(3)管理创新，建立了致密岩气田开发模式

苏里格气田作为致密岩气低成本开发的试验田，充分运用市场机制条件下的合作开发，建立了既不同于国内的边际效益油田合作开发的模式，也不同于国际合作P SC产品分成合同模式，是以“六统一、三共享、一集中”为核心的管理模式和以“标准化设计、模块化建设，数字化管理，市场化运作”的建设模式。“六统一”是指各开发生产单位“统一规划部署、统一组织机构、统一技术政策、统一外部协调、统一生产调度、统一后勤支持”；“三共享”是“资源共享、技术共享、信息共享”；“一集中”是“集中管理”。

1)标准化设计。根据井站的功能和流程，设计了一套通用的、标准的、相对稳定的、适用于地面建设的指导性和操作性文件。管理方按照“统一、简化、协调、最优化”的标准化原理全面开展厂、站标准化设计及与之相适应的物资采购、施工建设、工程管理、造价预算等方面的标准化工作。标准化设计的实施使设计效率显著提高，例如，单座集气站的设计周期由原来的30～45d，缩短到10d以内；50亿处理厂设计周期由原来的5个多月缩短到2个月。

2)模块化建设。以场站的标准化设计文件为基础，以功能区模块为生产单元，在工厂内完成模块预制，最后将预制模块、设备在建设现场进行组合装配。模块化施工内容主要包括“组件工厂预制、工序流水作业、过程程序控制、模块成品出厂、现场组件安装、施工管理可控”6个方面。模块化建设加快了致密岩气田大规模建设的速度，如集气站安装施工工期由原来的30d降低到10d，总体有效工期由原来的111d降低到30d。处理厂建设周期由14个月降低到9个月。

3)数字化管理。将数字化与劳动组织架构、生产工艺流程优化相结合，按生产流程设置劳动组织架构，实现生产组织方式和劳动组织架构的深刻变革。以基本生产单元(井、站、集输干线)为核心的数字化生产管理系统降低了劳动强度、提高了生产效率，大幅度减少了一线用工总量，同时数字化管理系统改善了员工工作方式，满足了一线员工的心理需求。如苏里格气田按照数字化集气站管理模式，较常规集气站定员减少56.25%。适应了气田大规模、快速建设和管理的需要。

4)市场化运作的创新型管理体系。市场化运作培育了市场主体，强化了市场管理，完善了工程服务标准，提供了低成本、高质量、高速度的发展模式，解决了致密岩气大规模开发中钻井、材料等配套资源短缺的问题，实现了资源优化配置。同时市场化加强了竞争机制，对钻井队伍实施“甲乙丙”分级管理制度，业绩不好的队伍予以清退，推进工程队伍管理由“数量型”向“质量型”转变，有效保障了生产建设的安全平稳运行。

(4)勘探新领域与资源潜力

1)苏里格南部。勘探面积约1.3×104km2，目的层主要为石盒子组盒8和山西组山l，气层埋深3700～4000m。发育三角洲平原分流河道及前缘水下分流河道砂体，是苏里格气田向南的延伸，砂体纵向上叠置厚度大，平面上复合连片，砂体厚15～30m。储层岩性以中一粗粒石英砂岩为主，孔隙类型以溶孔为主，晶间孔及粒间孔次之，平均孔隙度8.7%，平均渗透率0.83×10-3μm2。钻井均见含气显示，气层厚14.6m，气藏呈大面积复合连片，未见边、底水。该区预计可新增储量7000×108m3。

2)靖边-高桥.勘探面积1.1×104km2，主要目的层为石盒子组盒8和山西组山l、山2，气层埋深3300～3900m，三角洲前缘水下分流河道砂体发育，岩性为中一粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩，孔隙类型以岩屑溶孔、晶间孔为主。石盒子组盒8段气层厚8.8m，平均孔隙度8.9%，平均渗透率0.85×10-3μm2；山西组山l段气层厚5.3m，平均孔隙度8.1%，平均渗透率0.68×10-3μm2；山西组山2段气层厚5.6m.平均孔隙度6.8%，平均渗透率0.79×10-3μm2。以盒8、山l、山2为重点层系，预计该区可新增储量5000×108m3以上.。

3)神木-米脂。勘探面积1.5×104km2，具有多层系复合含气特征，勘探目的层主要为石盒子组盒8、山西组山2和太原组，气层埋深1800～2600m。该区处于上古生界生烃中心，生烃强度达40×10850×108m3/km2，气源充足。石盒子组盒8段气层平均厚13m，平均孔隙度8.4%，平均渗透率0.51×10-3μm2；山西组山2段气层平均厚7.5m，平均孔隙度7.4%，平均渗透率0.65×10-3μm2；太原组气层平均厚10m，平均孔隙度8.0%.平均渗透率0.64×10-3μm2。预计该区可新增储量6000×108m3以上。

4)盆地西南部。该区处于盆地南部沉积体系，勘探面积1×104km2，主要目的层为石盒子组盒8和山西组山l，气层埋深3800～4600m。石盒子组盒8气层平均厚度7.5m，平均孔隙度9.2%，平均渗透率为0.71×10-3μm2；山西组山l 气层平均厚度6.3m，平均孔隙度8.1%，平均渗透率0.54×10-3μm2。镇探l井山西组试气获5.46×104m3/km2的工业气流，庆探l、莲1、合探2井在盒8、山l均钻遇石英砂岩气层，展示了该区良好的勘探前景。

8、天然气开采是怎样的？

与石油开采一样，天然气是在气层压力与采气井井底压力差作用下渗流到井底并喷出地面。差别在于天然气在压力下降时因体积迅速膨胀会吸热、降温，使部分成分冷凝为液体，甚至产生水化物冻堵现象。气层比油层也更容易受到污染堵塞。

气井的完井工艺是下套管固井后，采用从油管中传输的射孔枪和低密度射孔液的负压射孔，即射孔时井筒液柱压力低于气层压力。还有一种近平衡射孔即井筒液柱压力接近气层压力，并选用特种无固相射孔液，以保护气层。射孔后有控制地放喷，净化井底附近气层和井筒。对因气层污染造成的低产井，采用液氮气举，有控制地放喷，必要时采用酸化解堵。注意绝不能用空气气举，否则空气中的氧气和气层中的天然气混合就成为爆炸性气体，这是十分危险的。对生产过程中因气体膨胀吸热产生的水化物冻堵现象，采用加热、保温、注热化学剂、注防冻剂等解冻防冻措施，或关井自然解冻。由于压力下降，天然气膨胀吸热、降温，部分冷凝为液体，所以气井经常出现井筒积液。通过不定期的有控制的放喷、氮气气举、抽汲等方式清除井筒内的积液，是保持气井正常生产的重要措施。气井的压裂增产措施与油井压裂相似，差别在于对气层保护的要求更高。

9、气井产能计算方法

气井产能试井测试计算方法主要包括4种方法，即一点法测试、系统试井、等时试井和修正等时试井。  

1．一点法测试  

一点法测试是测试一个工作制度下的稳定压力。该方法的优点是缩短测试时间、减少气体放空、节约测试费用、降低资源浪费；缺点是测试资料的分析方法带有一定的经验性和统计性，分析结果有一定的偏差。经验表明，利用该方法测试，当测试产量为地层无阻流量的0.36倍时，测试结果最可靠。

测试流动时间可采用以下计算公式：   

式中： ——稳定时间，h；

 ——排泄面积的外半径，m；  

——在 下的气体黏度；  

——储存岩石的孔隙度；K

——气层有效渗透率 ；

 ——含气饱和度。  

2．系统试井  

系统试井又称为常规回压试井，也称多点测试，是测量气井在多个产量生产的情况下，相应的稳定井底流压。该方法具有资料多，信息量大，分析结果可*的特点。但测试时间长，费用高。

系统试井测试产量的确定：

①最小产量至少应等于井筒中携液所需要的产量，此外还应该足以使井口温度达到不生成水化物的温度；

② 最大产量不能破坏井壁的稳定性，对于凝析气藏，还要考虑减少地层中两相流的范围；

③测试产量必须保持由小到大的顺序。

 3．等时试井  

等时试井测试，首先以一个较小的产量开井，生产一段时间后关井恢复地层压力，待恢复到地层压力后，再以一个稍大的产量开井生产相同的时间，然后又关井恢复，如此进行4个工作制度。

最后以—个小的产量生产到稳定。等时试井与系统试井相比，缩短了开井时间，但由于每个工作制度都要求关井恢复到原始压力，使得关井恢复时间较长，整个测试时间较长，测试费用比较高。

确定等时试井流动时间，—般要求开井生产时间必须大于井筒效应结束的时间，并且要求开井流动结束时，探测半径必须达到距井30m的范围，以便在流动期能够反映地层的特性。

参考公式为：  

式中： ——在储存温度压力下的气体黏度 ；  

 ——在储存温度下的气体压缩系数 。  

如果公式计算的结果小于井筒储存效应结束的时间，则流动期时间必须要大于井筒储存效应结束的时间。

确定每—工作制度下关井时间，要求关井压力恢复到原始地层压力，便可进行下—工作制度的测试。最后延续期流动  

4．修正等时试井  

修正等时试井是等时试井的改进，二者的最大区别是后者开井生产的时间与关井恢复的时间相等。测试时，要求所有工作制度下的开井生产时间和关井恢复时间一样，操作十分方便，这样既缩短了开井流动期的时间，又缩短了关井恢复期的时间。修正等时试井流动期产量大小的确定方法与系统试井方法基本相同，测试的最小产量和最大产量分别为0.01和0.75倍的地层无阻流量。