【探讨】中国天然气跨越式发展与大气田开发关键问题

金正纵横油气咨询

　　进入21 世纪以来，中国的天然气业务呈现出跨越式发展的态势，主要表现为储量持续高峰增长、产量快速上升、管网建设蓬勃发展、市场需求旺盛、国际地位越来越重要。未来20 年中国的天然气发展前景广阔，预计2030 年国内天然气产量潜力为3000 × 10^8 ～ 5 000 × 10^8 m3 ，消费量潜力约6 000 × 10^8 m3 ，天然气占我国一次能源消费比例将达到15% 左右。

　　一、中国天然气工业目前的发展形势
　　2000 年以来，我国天然气工业取得了长足进步，天然气储、产量快速增长，管网建设蓬勃发展，市场需求旺盛，天然气产量和消费量均已跻身世界前列。未来20 年，中国天然气工业仍具有高成长性，是国内传统化石能源增长的主力。
　　1、过去10 年，国内天然气业务实现了5 大历史性跨越
　　1) 天然气储量增加2倍多
　　2000 年以来，中国年均新增天然气探明地质储量超过5000 × 10^8 m3 ，截至2012 年底，全国累计探明天然气地质储量9 .1 × 10^12 m3 ，较2000 年的2 .6 × 10^12m3 增加了2 .5 倍。
　　2) 天然气产量翻了两番
　　从2000 年的262 × 10^8 m3 到2012 年的1072 ×10^8 m3 ，中国天然气的年产量翻了两番(图1) ，天然气产量达到原油产量当量的41% ，占油气总产量比例上升到29% 。建成了鄂尔多斯、塔里木、四川共计3个天然气年产规模在100 × 10^8 m3 以上的大型生产基地。

　　图1 2000 年以来中国天然气产量增长图

　　3) 天然气管网建设蓬勃发展
　　21 世纪伊始，伴随着天然气储产量的快速增长，中国天然气长输管道建设步伐不断加快，涩宁兰，西气东输一、二线，忠武线，陕京二、三线，川气东输等天然气长输干线相继建成投产，此外还有一大批管道(西气东输三线、中缅线等)在建或已规划(表1)。

　　表1 中国已建、在建的主要天然气长输管道参数表

　　数据来源：《2012 年国内外油气行业发展报告》，数据截至2012 年底

　　截止到2012 年底，全国天然气干线、支干线总长度已超过5 .5× 10^4 km ，重点气区实现了联网，基本形成了横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连通海外的天然气管网格局。
　　4) 天然气市场遍及全国
　　2011年10月26日，西藏自治区首府拉萨首座天然气站建成投产，至此全国大陆所有省会城市全部用上了天然气。2012 年全国天然气消费总量达到1475× 10^8m3 ，较之于2000 年增长了5 倍。
　　5) 天然气产销量排名跃居世界前列
　　2000 年，中国天然气年产量在世界排名第16 位、年消费量排名第20 位;到了2011 年，中国天然气年产量排名跃升至第6 位，年消费量排名升至第4 位，成为
　　世界天然气产量和消费量大国，在全球天然气生产和消费中的作用和地位开始凸显(表2) 。

　　表2 世界天然气产量、消费量排名前10 位的国家表

　　气站建成投产，至此全国大陆所有省会城市全部用上了天然气。2012 年全国天然气消费总量达到1475× 10^8 m3 ，较之于2000 年增长了5 倍。
　　6) 天然气产销量排名跃居世界前列
　　2000 年，中国天然气年产量在世界排名第16 位、年消费量排名第20 位;到了2011 年，中国天然气年产量排名跃升至第6 位，年消费量排名升至第4 位，成为世界天然气产量和消费量大国，在全球天然气生产和消费中的作用和地位开始凸显(表2) 。

　　2、未来20 年，中国天然气工业发展势头依然强劲
　　中国天然气资源基础雄厚，增储上产潜力大。据不同机构或专家所作的预测结果进行综合分析，全国天然气地质资源量大于200 × 10^12 m3 ，其中可采资源量近70 × 10^12 m3 ，常规气(含致密气，下同)资源探明程度仅14 .6% ，尚处于勘探早期阶段，非常规天然气勘探开发刚刚起步，前景非常广阔。
　　采用翁氏、灰色—哈伯特等一些常用的储产量预测模型进行分析预测，中国常规气2030 年前年均探明地质储量在5000 × 10^8 m3 左右，高峰产量介于2400 × 10^8 ～ 2800 × 10^8 m3 ;煤层气已开始进入规模开发阶段，页岩气勘探开发已获突破。根据不同的投入、技术进步和政策情景，预计2030 年我国煤层气产量将达到200 × 10^8 ～ 600 × 10^8 m3 ，页岩气产量将达到1000 × 10^8 ～ 2 000 × 10^8 m3 ，届时，国内天然气产量有望达到3000 × 10^8 ～ 5000 × 10^8 m3 。与此同时，中亚、中缅、中俄管道天然气，海上LNG 多个进口气源与国内气并举，将成为支撑我国天然气消费量增长的主动力，预计2030 年我国天然气消费量将在6000 × 10^8m3 左右，占一次能源的比例将达到15% 左右。按照此消费量，国内天然气的供应量为3000 × 10^8 m3时，对外依存度为50% ;当国内产量达到5000 × 10^8m3 时，对外依存度可降到17% 。因此，大幅度提高国内天然气的产量能够有效降低对外依存度，同时提高安全平稳供气的保障程度。而天然气产量的提升空间主要依托不同类型气田的规模开发，尤其是大气田的科学开发至关重要。

　　二、中国大气田科学开发的关键问题
　　关于大气田，不同国家有着不同的定义。我国的大气田是指天然气可采储量大于250 × 10^8 m3 的气田 。大气田是勘探开发的主体，据统计到2011 年底的国内天然气储产量数据，中国大气田的储、产量比例均大于全国总量的70% ，是近年来我国天然气产量快速提高和未来长期稳定发展的重要基础。
　　总结国内外天然气工业发展的经验，可以认识到：大气田不仅是天然气上产的主力，同时还承担着天然气季节性调峰，甚至战略储备的重任。因此，需要重点关注大气田的科学开发问题，特别是稳产期、稳产方式和动态监测尤为重要——稳产期是确保安全平稳供气的基础;稳产方式的选择能够有效降低复杂气藏开发风险、提高资金效益;动态监测则是不断深化对气藏的认识，科学制订开发指标的依据。为此笔者重点针对上述3个问题分别进行探讨。
　　1、大气田开发要致力于保持较长的稳产期
　　大气田是勘探开发的主体，保持相对较长的稳产期对安全平稳供气意义重大。通过对62个遍布全球的大气田的稳产期进行统计分析，结果发现：其稳产期一般都在10 年以上(图2 ) 。国内也有相关的气田管理文件要求大型气田稳产10 ～ 15 年，中型气田稳产7～ 10 年。

　　数据来源：IHS 数据库、C&C reservoirs 数据库

　　图2 全球62 个大气田分布及稳产期特点示意图

　　对于成组的大气田，要从市场需求和经济效益的角度出发，总体规划、优化其产能规模、稳产期、单井配产、接替方式、地面布局等。
　　从供气安全的角度来考虑，对于具有战略意义的大气田要实施保护性开发。例如，荷兰的格罗宁根大气田，1970 年前，是荷兰唯一开发的气田，年产气能力在700 × 10^8 m3 左右。20 世纪70 年代石油危机以后，荷兰政府为实现安全供气，保护性开采该气田，出台政策鼓励开发小型气田，格罗宁根气田产量一度调减到实际年产能力的一半以内，且多在供气高峰期发挥作用。随着进口气量的增加，我国安全供气压力将越来越大，有必要提前布局，优选部分具有战略意义的大气田，实施保护性开发。
　　2、优选稳产方式，实现气田最优化生产
　　气田稳产一般有两种方式：一种是单井定产生产，即气井以稳定产量控压生产，在上产阶段完钻气田稳产所需的全部井，在开发后期补钻一些调整井来提高开发效果(图3) ;另一种是单井定压生产，即气井定井口压力生产(早期短期定产) ，通过不断地钻新井接替实现气田稳产(图4) 。

　　图3 　单井定产稳产方式示意图

　　图4 　单井定压稳产方式示意图

　　理想条件下，气井配产高低对气田最终累计采气量影响不大(图5 ) 。

　　图5 　气井配产高低与最终采收率关系示意图

　　但在总钻井数相同、单井累计采气量相同、单井投资相同、当年建井下年投产的条件下，模拟得出单井定压、井间接替的稳产方式，其折算现金流具有明显的优势(图6) 。

　

　　图6 　不同稳产方式下折算现金流对比图

　　气井实际配产时，不仅要考虑资金效益因素，还需考虑边底水推、水锥、水窜，凝析油反凝析，地层出砂，渗透率应力敏感等因素影响，以及气田生产调峰和开发风险等问题。通常条件下，可采用以下方式：
　　1) 对于中高渗透整装气田，适合采用单井控压定产的稳产方式，此种方式下气井具备高产长期稳定生产的能力和应急调峰放产的能力，并可充分利用地层能量，推延增压外输时间，控产可延长有水气藏气井的无水采气期，降低地层出砂、凝析油反凝析的影响，避免先期压降对后期钻井带来风险等。
　　2) 而对于低渗透复杂气藏，则适合采用单井定压、井间接替的稳产方式，该生产方式能够充分发挥增产改造优势，最大限度地提高单井产量(可短期定产) ，另外持续滚动钻井有助于深化地质认识，降低一次布井风险，且分批钻井发挥了资金的时间价值，经济效益好。
　　3、加强动态监测，不断深化对气藏的认识
　　动态监测的任务是深化地质认识、核实气井产能、落实可采储量、认识流体运动规律，进而发现问题，提出应对措施，尽可能挖掘开发潜力。
　　深层异常高压高产、大面积低渗透非均质气藏，是目前乃至今后较长一段时间内我国天然气开发的主要对象。但目前动态监测方面仍存在一些挑战与不足。高产高压气藏埋藏深、压力高、测试风险大，通常采用井口压力计进行压力监测，受井筒相变影响无法精细测算地层压力与产能变化关系;低渗透非均质气田单井产量低、目前采用多井串联计量，无法准确判断单井流量。动态监测的不完善直接导致分析结果的不准确，影响了后期方案调整、决策制定的科学性。
　　从国内外开发实践来看，光纤永久式井下压力温度计性能优越，能满足高温高压气井长期动态监测的需要，已大量应用于海上气田，利用监测数据，采用现代不稳定压力与产量分析技术，可精细描述储层参数非均质性变化，建立可靠的气井(藏)动态模型，实时准确地预测气井产能与压力动态。建议针对陆上高压高产大气田，在开发初期选择一批具有代表性的气井投放永久式井下压力计以解决目前测压不可靠的难题。
　　对于低渗透气藏，多井串联条件下低成本单井产量监测技术是关键。国外已成功研发了基于声波监控的低成本气井产量监测技术，满足了低效边际气藏经济开发的需要。声波监测装置直接挂装井口管线，无需关井停产，具备无线通讯、卫星传输等多种数据传输方式，费用只有常规SCADA 系统的1/7 ～ 1/3 ，产量计量精度可超过90% ，利用该监测数据能够准确判断气井是否有效产出、监测新井投产对老井产量的影响、监测排水采气有效期等，进而获得不同类型气井产量的变化规律。
　　对于存在边底水的气藏，开发中需系统考虑监测井的部署，重点监测水体的活动规律。如俄罗斯诺亚布尔斯克地区的块状底水气藏，开发时均在边部与底水区部署了监测井，利用饱和度测井，准确监测了单井及气藏整体气水界面变化，结合生产井产出剖面监测，利用数值模拟实现了可靠的动态预测 。建议在大气田特别是有水气藏开发中，在开发方案设计时部署10% ～ 15% 的监测井，安排针对性的监测任务，实现气藏开发全生命周期监测。

　　结语：
　　☞ 我国天然气资源丰富、勘探开发潜力大、管道建设蓬勃发展，天然气产业未来发展前景广阔。但勘探开发对象由简单到复杂、由常规向非常规，开发规模由小到大、储量品位由好到差，进口气规模加大，面临着技术、效益、管理上的诸多挑战。
　　☞ 要准确把握国内外天然气发展形势，关注气田特别是大气田的科学高效开发，确保大气田开发维持较长的稳产期，成组气田要整体规划、整体部署，对具有战略意义的大气田要实行保护性开发。
　　☞ 通常条件下，中高渗透整装气田适合采用单井控压定产的稳产方式，低渗透复杂气藏适合采用单井定压、井间接替的稳产方式，恰当的开发方式能够实现气田科学开发、实现效益最大化。深层异常高压高产气田开发中应选择部分气井下入永久式井下压力计;边底水气藏开发中需系统考虑监测井的部署，重点监测水体的活动规律;低渗透气藏要发展多井串联条件下低成本单井产量监测技术。
　　☞ 此外，针对大规模难动用储量、非常规、深海天然气等仍需要进一步加强或提前部署技术攻关，如低成本、低污染技术，有效增产技术，提高深海天然气开发工程装备研发制造能力等;努力提升科学管理水平，统一规划，做好国内外资源的合理衔接，多种措施并举，最终实现我国天然气工业的持续健康发展。

　　(陆家亮 / 中国地质大学(北京))

　　(陆家亮 赵素平 韩永新 孙玉平 / 中国石油勘探开发研究院廊坊分院)

　　注：10^8=
　　 10^12=
　　 10^4=


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