中國大氣田科學開發的內涵

鄒才能 郭建林 賈愛林 位云生 閆海軍 賈成業 唐海發

中國石油勘探開發研究院

1 概述

近100年來，世界天然氣總產量由1920年的228×108m3到2018年的3.87×1012m3，增長超過了100倍。世界天然氣工業發展歷程如圖1所示，共經歷了初始期、成長期、跨越期和革命期4個發展階段[1]。

1）初始期（1920—1950年），天然氣總產量介于200×108～3 000×108m3，美國占其中的90%。

2）成長期（1951—1970年），天然氣總產量介于3 000×108～1.0×1012m3，天然氣產區拓展到了歐洲、蘇聯、中東、北非。

3）跨越期（1971—2005年），天然氣總產量介于1.0×1012～2.8×1012m3，形成了北美、俄羅斯、中東、亞太、非洲5大產區。

4）革命期（2006年至今），天然氣總產量達到了3.5×1012m3，美國依靠非常規氣產量的突破實現了天然氣產量的再次回升，帶動了全球非常規天然氣的發展。

大氣田在世界天然氣工業發展中具有舉足輕重的地位，世界天然氣生產大國地位的確立均以幾個或多個大氣田的發現和開發為基礎。已有的研究成果表明[2-5]，世界上絕大多數天然氣儲量和大部分產量均賦存于少數大氣田之中。截至2018年12月，全球發現的氣田數量共計超過4 400個、天然氣總產量約為3.87×1012m3。其中年產量逾10×108m3的氣田有327個，合計產氣量為2.36×1012m3，占世界天然氣總產量的61%。中國天然氣工業的快速發展同樣有賴于大氣田的發現和開發，大氣田的持續發現促進了天然氣儲量的大幅度增長，大氣田的高效開發促進了天然氣產量的持續高速增長[6-9]；大氣田是中國天然氣勘探開發的主體，也是大幅度提高國內天然氣生產能力、保障供氣安全的關鍵（圖2）。因此，大氣田科學開發的內涵、核心技術和全生命周期開發指標變化規律對于提高中國天然氣開發水平，實現大氣田科學、高效開發，保障供氣安全等都具有重要的意義。

圖1 世界天然氣工業發展歷程圖

圖2 2000—2019年中國天然氣年產量、年進口量、對外依存度變化圖

2 大氣田的概念及其分布特征

2.1 大氣田的概念

目前，國際上尚未達成統一的大氣田定義與劃分標準。國外一般采用可采儲量規模單一指標，通常是指天然氣可采儲量超過3 Tcf（Tcf表示萬億立方英尺，1 Tcf=283.17×108m3）的氣田。中國的大氣田通常是指天然氣可采儲量超過250×108m3的氣田。由于探明天然氣地質儲量在中國使用更為廣泛，同時不同儲量品質的氣田，即使儲量規模相同，但可建產規模卻可能差異很大。因此，為了更好地指導氣田開發，綜合采用探明地質儲量與建產規模兩個參數來定義和劃分大氣田。筆者將大氣田定義為天然氣探明地質儲量超過300×108m3、天然氣峰值年產量在10×108m3以上且具有一定穩產期的氣田。

世界上大中型氣田個數雖少，但儲量規模大、產量貢獻率高、穩產周期長、經濟效益好。大氣田是中國天然氣開發的主戰場，如表1所示，截至2018年底，中國天然氣累計探明儲量達14.9×1012m3，其中大氣田累計探明儲量為11.01×1012m3，占比達到73.9%；2018年我國天然氣產量達1 580×108m3，其中大氣田產量為1 275×108m3，占比達到80.7%。由此可見，大氣田是中國天然氣儲產量快速增長和未來長期穩定發展的重要基礎。

表1 中國已發現的主要大氣田基礎數據表

2.2 大氣田的分布特征

截至2018年底，中國已發現大氣田66個，累計探明天然氣儲量11.01×1012m3。其中，中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油）占比為最高，大氣田探明儲量為7.84×1012m3，占總探明儲量的71.2%；中國石油和中國石油化工集團有限公司（以下簡稱中國石化）兩家公司合計占比超過91%。按儲層類型來劃分，中國碎屑巖氣藏儲量為最高，大氣田探明儲量為6.44×1012m3，占總探明儲量的59%；碳酸鹽巖氣藏儲量居次席，大氣田探明儲量為3.12×1012m3，占比為28%；頁巖氣藏和火山巖氣藏儲量為最少，大氣田探明儲量分別為1.06×1012m3和0.49×1012m3。按盆地來劃分，鄂爾多斯、四川、塔里木等盆地大氣田探明儲量較高，分別達4.14×1012m3、3.76×1012m3和1.63×1012m3，三者合計占全國總探明儲量的87%；瓊東南、松遼、柴達木、東海、準噶爾等盆地大氣田探明儲量較少，上述5個盆地大氣田累計探明儲量合計不到1.5×1012m3（圖3）。由此可見，中國石油和中國石化大氣田探明儲量占比高，上產與穩產基礎扎實，在保障國家天然氣供給過程中發揮著主導作用；我國大氣田的主要巖性為碎屑巖、碳酸鹽巖和頁巖；我國大氣田主要分布在鄂爾多斯、四川、塔里木等盆地，在今后相當長的一段時間內，仍將保持上述三大天然氣生產基地的格局。

圖3 中國大氣田儲量占比餅圖

中國大氣田的發現時間、埋藏深度、氣藏（儲層）類型、天然氣探明儲量規模之間的關系具有以下特征。

1）發現大氣田的氣藏類型由碎屑巖、碳酸鹽巖兩種巖性向碎屑巖、碳酸鹽巖、火山巖和頁巖4種巖性轉變。2005年，大氣田發現類型主要為碎屑巖氣藏和碳酸鹽巖氣藏；2007—2008年，陸續探明徐深、長嶺1號、松南、龍深和克拉美麗等火山巖氣藏；2013—2018年，陸續在四川盆地及其周緣的涪陵、長寧、威遠、威榮等地探明一系列頁巖氣藏。火山巖氣藏和頁巖氣藏加入大氣田發現的序列（圖4）。

2）大氣田發現規模由中小型向大中型轉變。2000年之前，發現的氣田主要以中小型氣藏為主，發現大氣田平均探明儲量為1 296×108m3，僅有21.4%的氣田天然氣儲量規模大于1 500×108m3；2000年之后，發現大氣田平均探明儲量為2 022×108m3，儲量規模大于1 500×108m3的氣田占比提高到32.4%（圖 5）。

圖4 中國大氣田發現時間與埋藏深度、氣藏（儲層）類型的關系圖

3）由中淺層向中深層轉變。2004年之前，發現氣田的埋藏深度主要介于1 000～4 000 m，中位埋深為2 526 m；2004年之后，發現氣田埋藏深度主要介于1 500～4 500 m，中位埋深增加到3 275 m，比2004年之前發現氣田埋深增加了749 m（圖6）。

3 大氣田科學開發的內涵

圖5 中國2000年前、后發現大氣田儲量規模概率分布直方圖

圖6 中國2004年前、后發現大氣田深度區間概率分布直方圖

大氣田科學開發的內涵是指以準確認識氣藏類型為基礎、以最大限度地提高氣藏采收率為目標、以氣藏特征和生產動態監測為依據，制訂不同階段合理的開發指標，選取合理的采氣速度和穩產方式，保障氣田保持10年以上的穩產期，實現經濟效益和社會效益的最大化。大氣田科學開發的內涵具體體現在以下4個方面。

3.1 根據氣藏類型和氣藏特征，確定合理的采氣速度

大氣田合理采氣速度的確定應主要基于氣藏類型和氣藏特征，保證氣田開發經濟效益的最大化和較長時期的穩定供氣。在制訂氣田開發方案的過程中，氣藏的采氣速度是首要的關鍵指標。由于其受多種因素的影響，故氣藏采氣速度的確定應綜合考慮國家需要、市場供求、儲量規模、地質條件、地層水活躍程度、氣田開發的經濟效益和社會效益等因素。

天然氣開發中“識別水、控制水、治理水”的開發理念至關重要，對于常規氣藏多采取“控水開發”，而對于非常規氣藏則采用人工壓裂“注水開發”。通常情況下，對于中高滲透氣藏而言，如果邊底水不活躍，采氣速度應隨著天然氣儲量規模的增大而減小；如果邊底水活躍，為了避免過早水竄，應控制單井產量，以延長無水采氣期，采氣速度一般控制在2%左右。而對于低滲透氣藏，則需要根據經濟合理的井網密度，確定合理的采氣速度，一般介于2.0%～4.0%。

3.2 綜合評價氣田開發經濟效益和社會效益，力保氣田長期穩產

大氣田開發要從經濟效益和社會效益兩個角度出發，總體規劃布局、優化產能規模，在全力保障氣田長期穩產的基礎上更好地發揮其社會效應，保持盡可能長的穩產期對于保障國家和地區安全平穩供氣具有重要的意義。全球大氣田的穩產期一般都在10年以上[9]，中國氣田開發管理相關文件也要求大型氣田要穩產10～15年[10]。

隨著進口氣量的快速增加，截至2018年底我國天然氣對外依存度已達到45.3%，天然氣供應安全面臨著巨大的挑戰。在當前的形勢下，綜合考慮市場需求、管網建設、LNG接收站產能、地下儲氣庫布局和調峰能力以及我國氣田整體開發潛力，優選部分具有戰略意義的大氣田，適時、適度調整氣田開發規模，最大限度地發揮大氣田的社會效益具有重要的現實意義。

3.3 根據氣井生產特征和儲層發育特征，選取適用的氣田穩產方式

氣田穩產方式受氣井生產特征和儲層發育特征等內在因素的控制。一般來說，氣田穩產方式包括井間接替穩產和區塊接替穩產兩種模式。井間接替穩產是指在建產階段完鉆氣田穩產所需要的全部氣井，在開發中后期依靠加密鉆井保證氣田具有較長的穩產期（圖7-a）；區塊接替穩產是指在建產階段一次井網即可完全動用儲量，通過補鉆少量調整井來提高開發效果，后期通過滾動擴邊或者是區塊接替開發，依靠新區塊新產能建設保證整個氣田在此規模上持續穩產（圖7-b）。

大氣田穩產方式主要受以下幾個因素的控制：①儲層發育特征，儲層物性越好、連通性越好越適宜于采用區塊接替穩產方式；②氣井生產能力，氣井配產越高越適宜采用區塊接替穩產方式；③地層水的影響，地層水越活躍越適宜采用井間接替穩產方式；④生產調峰需求，對于有調峰需求的大氣田適宜采用井間接替穩產方式；⑤資金經濟效益，分批鉆井可以發揮資金的時間價值，經濟效益好，因而，采用井間接替穩產方式開發氣田，資金經濟效益相對較好。

3.4 根據氣藏開發特征和動態監測，制訂不同階段的開發指標

圖7 大氣田開發穩產方式圖

氣藏開發指標的合理制訂由氣藏特征控制。氣井開發特征和動態監測是描述氣藏特征的主要技術手段。驅動類型、流體性質、儲層物性、裂縫發育程度是影響氣藏開發效果最重要的因素[11-13]，據此可以將我國大氣田劃分為高壓氣藏、低滲透—致密氣藏、裂縫—孔隙型氣藏和頁巖氣藏。

分析不同類型氣藏開發的關鍵影響因素，采用數值模擬、生產監測等手段，綜合考慮技術和經濟等多種因素，制訂科學合理的開發指標，從而提高氣藏的最終采出程度、發揮大氣田的社會效益、實現大氣田的高效開發。同時，氣藏科學開發是一個動態平衡過程，既要合理利用氣藏自身的能量，又要保證氣藏在一定規模上保持適當的穩產時間。動態監測需貫穿氣田開發的全過程，是氣田開發管理的核心，直接關系到氣田是否能夠實現高效開發。

通過對氣井生產過程中的產量、壓力、流體性質以及井下、地面工程相關數據等變化的監測，分析氣藏或氣井的連通性、流體性質、驅動方式、生產能力與規模、儲量和采氣工藝措施效果、井況等，結合氣藏開發特征、所處開發階段等信息，多角度、多因素綜合分析制訂合理的單井和氣藏開發指標，有助于及時有效地指導大氣田科學開發。

4 大氣田科學開發的核心技術

大氣田開發技術的不斷創新和發展，支撐了我國天然氣產量的持續攀升。近半個多世紀以來，中國天然氣開發對象經歷了從單一類型氣藏到復雜巖性氣藏、從常規氣藏到非常規氣藏的轉變[1,7-8,14-15]；天然氣產業從單一四川盆地區域性產業拓展到陸上四川、鄂爾多斯、塔里木、柴達木盆地以及海域等多個天然氣生產基地的全國性產業。我國天然氣工業進入了快速發展的新階段，形成了以下大氣田開發的核心技術。

4.1 規模優化技術

規模優化是大氣田開發過程中的首要問題。大氣田開發過程中開發規模優化需綜合考慮經濟效益、社會效益和資源效益之間的相互平衡，以一定經濟效益為基礎，滿足社會對天然氣供給的需求，最大限度地采出地下天然氣資源。

大氣田開發規模優化應綜合考慮氣藏儲量規模、氣藏類型和資源接替能力等因素[16-17]，采取數值模擬和經濟評價相結合的方法，分析氣藏采氣速度、穩產年限、穩產期末采出程度、累積凈現值之間的關系，預測并對比不同采氣速度下的氣藏開發指標，優選合理的采氣速度和穩產期，最終確定氣田開發的規模。

由于不同類型的氣藏在地質條件、開發特征等方面存在著差異，大氣田開發過程中尚無固定的開發規模優化評價指標。中國近半個多世紀以來的氣田開發經驗表明[17-18]，不同類型氣藏開發規模優化需以實現Rpsp/Rp值（Rpsp表示穩產期末采出程度；Rp表示氣藏最終采出程度）最大化為目標，即實現穩產期末采出氣量占最終累積產氣量比例的最大化。

4.2 科學布井技術

確定大氣田的布井方式，需要立足于提高儲量動用程度、單井產量及最終采收率，論證合理的井型、井網、井距等關鍵參數。根據氣藏地質特點與開發要求以及地面條件，確定合理的井型；根據氣藏構造、儲層物性與非均質性、儲量豐度、流體分布等因素確定合理的井網；根據儲層及儲量分布特征，單井控制儲量，試氣、試井和試采資料，采用類比法、數值模擬法，結合經濟評價等手段，綜合確定氣藏合理的井距。

氣藏布井方式通常包括兩種，均勻布井和非均勻布井。均勻布井方式是指按規則的幾何形狀部署開發井網，適用于大面積均勻氣藏；采用該布井方式開采過程中地層壓力均勻下降，儲量動用充分，氣藏穩產期長，最終采收率較高。非均勻布井是指采用不規則形態或不同井網密度等方式部署開發井網，適用于強非均質性氣藏或受地層水影響的氣藏。低滲透氣藏通常非均質性強，適宜采取分區分批部署，開發早期動用物性較好的富集區，按照“高產井—高產井組—高產井區”逐漸布井的原則， 減少低產低效井；開發中后期則由稀井高產轉變為低產井接替開采，根據砂體構型特征采用局部加密、水平井與直井相結合靈活采用多種井型逐步完善井網、動用低滲透區地質儲量，提高氣藏穩產期和采出程度。邊底水型氣藏開發中沿裂縫系統的水竄是水侵的主要特征，因此針對該類氣藏的布井方式必須充分考慮水體的影響，遵循占高點、沿軸線的布井原則。

4.3 均衡開采技術

天然氣開發全生命周期均為衰竭式開發。氣藏開發中，地質儲量是基礎，氣藏壓力是靈魂，氣井產能是關鍵。天然氣開發過程中應注重對地層壓力場和流體場的動態描述，要將動態描述氣井動儲量、地層壓力、產能變化、流體性質變化等工作貫穿于氣田開發的全過程。

對于無水氣藏一般采用非均衡方式開采，即考慮氣藏開采中高產區與低產區之間區域性壓力差異和區域間的氣量補給，在滿足一定穩產年限和總產量水平的條件下，采用非均衡開采方式，減少鉆井總數、節約鉆井投資、提高經濟效益，后期結合經濟效益評價和經濟極限井網在低滲透區單獨布井，完成對整個氣田的穩產接替，實現大氣田開發的長期穩產。

對于邊底水型氣藏采用均衡開采至關重要，以控制邊底水使其均勻推進為目標，最大限度地提高有水氣藏的采出程度。有水氣藏的均衡開采包括區域均衡、平面均衡和縱向均衡。以多層疏松砂巖氣藏為例[19]，通過分析不同區塊的生產動態，動態劈分不同區塊年度、月度產量，提高弱水侵區塊氣藏采氣速度，降低強水侵區塊氣藏采氣速度，實現區域上不同區塊間均衡開采；在單一氣藏內部通過開關井、合理配產、措施作業等手段，對未水侵的層組提高構造高部位氣井產量，在高部位形成壓力低值區，降低邊部氣井產量，從而在邊部形成高壓阻水屏障，延緩邊水推進速度，實現平面均衡開采；通過縱向上降低水侵快、采出程度高層組的產氣量，提高未水侵、采出程度低層組的產氣量，對各層組的產量進行優化調整，從而實現層組間縱向均衡開采。

4.4 深度挖潛技術

提高天然氣儲量動用程度、深度挖掘氣藏開發潛力、提高氣藏最終采收率，是大氣田進入開發中后期生產管理的核心。深度挖潛技術體系包括：井網加密、查層補孔、層間接替和精細化管理等技術措施。井網加密技術基于動靜態綜合表征，描述剩余儲量分布范圍及特征，通過井網完善程度論證加密井位，提高儲量平面動用程度。查層補孔、層間接替技術基于對開發層系內剩余儲量分布的描述，通過查層補孔實現主力開發層系的調整，提高儲量縱向動用程度，該措施僅僅適用于多套含氣層系的氣藏，如多層疏松砂巖氣藏。精細化管理基于氣藏平面分區特征和氣井的分類型特征，實施分區和分井的精細化管理，提高不同區塊的開發效果和中高產井的生產能力，挖掘低產低效井的開發潛力。以鄂爾多斯盆地靖邊氣田為例，通過壓力監測、干擾試井、流體監測、分層產量等動態監測手段，建立了不同開發單元的劃分標準，劃分出三大類開發單元，對各開發單元分別采取不同的挖潛技術對策。

5 大氣田開發全生命周期科學指標體系及其變化規律

氣井是氣田開發管理的基本單元，單井開發指標的變化蘊含著氣田生產的基本規律。氣井產量疊加形成氣田的產量變化曲線，每個氣田的生產曲線都是數十口甚至數萬口氣井生產曲線的疊合。大氣田開發的多個指標曲線均表現出開發評價、建產、穩產、遞減、低產等階段特征（圖8）。

圖8 大氣田開發全生命周期相關指標變化示意圖

5.1 大氣田開發不同階段的核心內容

大氣田開發全生命周期劃分為評價、建產、穩產、遞減和低產等5個階段。不同開發階段的核心任務和主要工作內容相互銜接、各有側重（表2）。大氣田開發全生命周期一般長達數十年。

不同開發階段以不同的標志性工作任務或開發指標為劃分節點。從提交探明儲量到開發方案編制完成被稱為評價階段，該階段以開發方案編制為劃分節點；氣田投入開發部署開發井，不斷提高氣田生產能力，直至氣田生產能力達到設計的最大生產規模，被稱為建產階段，該階段時間周期與建產規模、建產條件、鉆井成功率等密切相關；當氣田產量維持既定的穩定產量目標平穩運行，直至出現產量遞減，被稱為穩產階段，氣田開發管理相關要求規定該階段需持續10年以上；氣田年產量從開始遞減到方案設計規模20%的生產階段，被稱為遞減階段；從遞減階段開始直至氣田廢棄的階段被稱為低產階段。

表2 大氣田不同開發階段的核心任務與工作內容統計表

不同開發階段氣田開發工作重點和核心內容不同。評價階段以部署評價井、錄取資料，開展儲層評價和氣井產能評價工作為核心內容，以開發方案編制為工作目標；建產階段以氣田開發工作量部署為核心內容，以年產量達到方案設計標準為目標；穩產階段以產能接替和動態管理為核心內容，以維持既定的穩定產量為目標；遞減階段則以發揮剩余儲量生產能力為目標，以排水采氣、增壓開采、補孔調層、修井作業、二次壓裂、調整井等挖潛措施為抓手；低產階段主要通過排水采氣、老井修復、后期增壓、高低壓分輸等技術措施，確保氣藏在一定生產能力條件下的效益開發，實現氣田經濟價值和采收率的最大化。

5.2 大氣田開發全生命周期關鍵指標及其變化規律

氣田開發全生命周期不同開發階段特征與其自身性質相關，不同類型與品質的氣藏具有不同的階段開發特征。分析氣田開發關鍵指標及其變化規律，實現氣田開發全生命周期指標預測與開發效果評價，對于同類氣藏的開發具有指導意義。

氣田開發全生命周期指標體系涵蓋靜態指標、動態指標和關聯指標。靜態指標主要包括氣田的壓力、流體性質、地質儲量、儲層滲透率等；動態指標主要包括產量、采氣速度、水氣比、遞減率等；關聯指標主要包括采出程度、單位壓降產量、儲采比、剩余儲量等。不同類別的開發指標其內涵也不相同，靜態指標主要反映氣藏地質屬性，動態指標反映氣藏開發狀況，而關聯指標則反映氣藏開發程度和生產狀態。

氣田開發階段劃分尚沒有統一的指標體系。目前，一般采用產量來界定氣田的開發階段。產量雖然能夠直觀地反映氣田的開發規模及其變化趨勢，但不同類型與儲量規模的氣田建產規模差異較大，僅僅依據氣田產量無法判斷不同類型和儲量規模氣田所處的開發階段。因此，只依據單一的產量指標進行氣田開發階段的劃分具有很大的局限性。

筆者分析了全球多個開采時間較長、開發過程完整、具有統一壓力系統的不同類型氣藏，通過數值模擬等方法分析了相關指標在開發過程中定量與定性變化規律，優選出產量、壓降、采出程度、單位壓降產量等多個參數作為不同類型氣田開發階段劃分的參數指標體系，建立了高壓、低滲透—致密、裂縫—孔隙型與頁巖氣等4類典型氣藏不同開發階段關鍵開發指標的量化參數。

5.2.1 高壓氣藏

該類氣藏普遍具有氣井產量高，穩產能力強的生產特征。以法國拉克（Lacq）氣田為例，該氣田從1958年投產，生產時間超過60年，氣田面積為120 km2，儲量為2 600×108m3，壓力系數達到1.81，穩產期年產量介于60×108～70×108m3，是典型的高壓氣藏。在生產過程中，由于高壓彈性能量的作用，地層壓力下降呈凸形曲線（圖9），開發初期地層壓力平穩下降，后快速下降；早期產量快速上升，遞減期快速下降，后期平穩下降，采出程度高達95%；穩產期末采出程度達80%，壓降75%～80%；單位壓降產量在開發早、中期基本穩定，在開發后期平穩下降（表3）。

圖9 高壓氣藏開發全生命周期關鍵指標變化圖

表3 4類氣藏開發全生命周期關鍵指標預測表

5.2.2 低滲透—致密氣藏

該類氣藏受物性及有效儲層發育規模的限制，氣井控制范圍和單井控制儲量有限。以位于美國堪薩斯州的Hugoton氣田為例，該氣田面積超過1×104km2，天然氣儲量達1.55×1012m3，目的層為二疊系Chase組石灰巖、白云巖和碎屑巖；孔隙度介于4%～17%，滲透率介于0.035～14.000 mD，為低滲透—致密氣藏。氣田開發初期儲量未完全動用，在采出程度達到10%之前，地層壓力基本保持穩定；后期壓降與產量和采出呈正相關；進入穩產階段壓力開始快速下降，期末壓降55%，采出程度55%；遞減階段產量下降至穩產期的20%，期末壓降75%，采出程度75%；低產階段壓降達90%，采出程度介于85%～90%；單位壓降產量早期較低，但隨著開發成倍增加，到后期基本穩定（圖10、表3）。

5.2.3 裂縫—孔隙型氣藏

該類氣藏受裂縫及邊底水發育控制，氣藏開采過程中易受地層水的影響。以四川盆地相國寺氣田為例，該氣田目的層段為石炭系，為高孔、高滲碳酸鹽巖氣藏，于1977年投產。該氣田生產過程指標分析表明：早期地層壓力快速下降，中后期維持長時間定壓生產，壓降90%；早期氣田產量快速增加，后期長時間低壓小產，氣田采出程度高（超過95%）；單位壓降產量早期下降，后逐漸上升，采出程度超過90%以后基本穩定（圖11、表3）。

5.2.4 頁巖氣

圖10 低滲透—致密氣藏開發全生命周期關鍵指標變化圖

圖11 裂縫—孔隙型氣藏全生命周期關鍵開發指標曲線圖

頁巖氣屬于非常規氣。非常規氣具有典型的連續型油氣藏特征，非常規油氣資源大面積連續分布，圈閉界限不明顯，其通常無自然工業產能，需通過水平井體積壓裂形成“人造氣藏”。因此，非常規氣藏需通過大規模人工壓裂改善儲層滲透性的“注水開發”方式才能夠實現商業化開發。同時，非常規氣井的“L”形生產曲線特征，即初始產量高、遞減速度快、低壓低產持續時間長，決定了非常規氣藏開發普遍采用單井衰竭式生產、井間接替的開發方式。

以美國Fort Worth盆地Barnett頁巖氣田為例[20]，如圖12所示，圖中不同顏色的區域表示不同年份投產井的年產氣量，自2008年投入開發以來，通過大批量水平井投產，2011年快速達產360×108m3；2011—2015年間年產氣量維持在360×108～460×108m3，進入穩產期，穩產期末氣田可采儲量采出程度達55%；自2016年開始，由于老井產量快速遞減和每年新投產井數的限制，氣田產量持續以20%以上的遞減率開始快速下降，進入遞減階段；由于非常規氣井的“L”形的生產曲線特征，低產階段持續時間一般長達10年，生產期末可采儲量采出程度一般在90%以上。

圖12 美國Fort Worth盆地Barnett頁巖氣田生產曲線圖

6 結論與展望

1）大氣田是指天然氣探明地質儲量超過300×108m3、天然氣峰值年產量超過10×108m3且具有一定穩產期的氣田。中國大氣田主要巖性為碎屑巖、碳酸鹽巖和頁巖，主要分布在鄂爾多斯、四川和塔里木三大盆地，是我國天然氣勘探開發的主體，也是我國天然氣儲產量快速增長和未來長期穩定發展的基礎，是保障供氣安全的關鍵。

2）大氣田科學開發的內涵是以準確認識氣藏類型為基礎、以最大限度地提高氣藏采收率為目標、以氣藏特征和生產動態監測為依據，制訂不同階段合理的開發指標，選取合理的采氣速度和穩產方式，保障氣田保持10年以上的穩產期，實現經濟效益和社會效益的最大化。大氣田科學開發核心技術包括規模優化技術、科學布井技術、均衡開采技術和深度挖潛技術。

3）大氣田全生命周期科學開發指標體系包括動態和靜態兩方面，其中產量、壓降、采出程度、單位壓降等指標可作為關鍵參數預測大氣田不同階段的開發效果。建立了高壓、低滲透—致密、裂縫—孔隙型與頁巖氣等4類氣藏全生命周期關鍵開發指標定量變化規律，有利于指導不同類型氣藏的科學開發。

4）天然氣開發地質學的概念：是一門研究天然氣藏特征、儲集類型、儲層結構、發育規模、富集規律、開發方式、開發技術、優化部署、經濟評價、發展戰略與供氣安全等的天然氣開發學科體系。主要內涵包括：明確氣藏形態、氣藏類型、流體性質和流體分布特征，優選合理開發方式、制訂開發策略；研究儲層物性特征和物性參數三維空間分布規律、建立開發地質模型，合理評價氣井產能、確定氣田開發規模和采氣速度；研究儲集層連續性和連通性、儲集體發育規模和三維建筑結構，優選開發井網和井型、制訂開發部署；開展大氣田/氣田群開發戰略部署，加強天然氣生產、管輸和銷售上下游一體化統籌規劃，促進天然氣供需平衡，保障國家和地區能源安全。天然氣開發地質學是天然氣科學有效開發的重要理論基礎。