四川盆地天然氣開發(fā)歷程與關(guān)鍵技術(shù)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(zhì)及開發(fā)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(fā)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(yè)的發(fā)祥地。早在漢代，四川盆地就出現(xiàn)了利用天然氣作為燃料熬鹽鹵的生產(chǎn)活動。四川盆地也是我國天然氣工業(yè)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(chǎn)量和消費量一直保持在全國前列，2020年產(chǎn)量達565×108m3，占全國總產(chǎn)量的29 %[1]。近期，國務院發(fā)布的《成渝地區(qū)雙城經(jīng)濟圈建設規(guī)劃綱要》明確提出，統(tǒng)籌油氣資源開發(fā)，建設天然氣千億立方米產(chǎn)能基地，打造中國“氣大慶”。本文從開發(fā)歷程和開發(fā)技術(shù)角度，回顧四川盆地現(xiàn)代天然氣工業(yè)80余年的歷史，展望該盆地天然氣開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)的發(fā)展趨勢，以期為加快該盆地天然氣工業(yè)的發(fā)展、促進四川盆地建成千億立方米天然氣生產(chǎn)基地提供參考。

1 四川盆地天然氣開發(fā)的歷程回顧

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

表1 天然氣發(fā)展階段劃分對比表

圖1 中國和四川盆地天然氣歷年產(chǎn)量[2-3]及四川盆地天然氣開發(fā)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(xiàn)代天然氣工業(yè)的起點由通常認為的1953年提早到1939年——巴1井獲工業(yè)氣流，它標志著我國正式進入現(xiàn)代天然氣工業(yè)時代[4]。1944年發(fā)現(xiàn)的隆昌圣燈山氣田，被認為是我國現(xiàn)代最早的天然氣氣田。

建國后，四川盆地油氣工業(yè)保障了新中國油氣工業(yè)的艱苦、穩(wěn)步發(fā)展，受到國家高度重視。我國于1953年開始大規(guī)?？碧剑ü屎芏鄬W者將1953年作為中國現(xiàn)代天然氣工業(yè)的起點），發(fā)現(xiàn)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(chǎn)量不足1×108m3，未完成第一個五年計劃，引起國家主要領(lǐng)導人高度擔憂和關(guān)注。

在20世紀五六十年代四川經(jīng)歷了兩輪會戰(zhàn)，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(gòu)造的女2井、南充構(gòu)造的充3井、蓬萊鎮(zhèn)構(gòu)造的蓬1井相繼獲得高產(chǎn)油流，拉開了四川盆地第一次會戰(zhàn)（川中石油大會戰(zhàn)，1958年4月—1959年3月）的序幕，開始了四川盆地大規(guī)模油氣勘探開發(fā)工作。受1959年臥龍河氣田、1964年威遠氣田（探明地質(zhì)儲量408×108m3，是當時中國最大整裝氣田）發(fā)現(xiàn)的鼓舞，1965年石油部在四川盆地組織第二次大會戰(zhàn)，1965—1966年間新發(fā)現(xiàn)氣田10個，新增儲量486.62×108m3。1972年發(fā)現(xiàn)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(guān)廟、文興場和九龍山等含氣構(gòu)造獲得工業(yè)氣流，形成川西三疊系須家河組含氣區(qū)[5]。截至1976年底，累計投產(chǎn)氣田達到了44個，年產(chǎn)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(fā)現(xiàn)大型氣藏，測試產(chǎn)氣量為76.38×104m3/d，標志著四川盆地天然氣勘探開發(fā)進入新的階段。

該階段的特點是從系列小型氣田勘探發(fā)現(xiàn)發(fā)展到系列大中型氣田的發(fā)現(xiàn)，實現(xiàn)了我國天然氣勘探開發(fā)從無到有，儲量、產(chǎn)量顯著提升，奠定了四川盆地天然氣工業(yè)發(fā)展和我國天然氣勘探開發(fā)技術(shù)基礎。

1.2 第二階段：儲產(chǎn)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(fā)現(xiàn)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(fā)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(gòu)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(chǎn)量也受到影響。1979—1994年，產(chǎn)量僅由 64.78×108m3升至70×108m3。為了滿足國民經(jīng)濟對天然氣的需求，部分氣田被迫超量生產(chǎn)，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(xù)發(fā)現(xiàn)千億立方米級大氣田[6]，給四川盆地天然氣工業(yè)發(fā)展帶來壓力。

1995年12月，川東渡口河構(gòu)造的渡1井獲得突破，發(fā)現(xiàn)了下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組鮞灘氣藏，實現(xiàn)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(yè)氣流，開啟了致密氣的規(guī)模開發(fā)。

雖然從儲量和產(chǎn)量角度，此階段天然氣勘探和開發(fā)都陷入困境，但在科學理論和科學技術(shù)領(lǐng)域，取得了豐碩成果，積累了豐富經(jīng)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(chǎn)氣37.2×104m3/d）長興組生物礁的發(fā)現(xiàn)，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(zhì)勘探的重大事件；1995年飛仙關(guān)組鮞粒灘儲層獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，打開了川東天然氣勘探的新領(lǐng)域[5]；1984年侏羅系紅層砂巖天然氣藏的發(fā)現(xiàn)，突破了傳統(tǒng)紅層油氣不成藏的地質(zhì)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(fā)方面，充分認識到氣藏地層水對氣藏開發(fā)生產(chǎn)的重大危害，形成了有水氣藏開發(fā)新理論；逐步解決了高陡深構(gòu)造鉆井技術(shù)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(shù)，開始了致密氣的規(guī)模開發(fā)。

對于緩增期結(jié)束時間，一般選取普光氣田投產(chǎn)時間（2004年），但筆者認為1995年飛仙關(guān)組鮞粒灘儲層獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流更適合作為該階段的終結(jié)事件，普光氣田是其系列成果之一。大山區(qū)內(nèi)建產(chǎn)困難和脫硫廠建設導致投產(chǎn)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(yè)內(nèi)認為這次重組對中國的油氣工業(yè)產(chǎn)生了深遠影響，全國（也包括四川盆地）的天然氣儲量和產(chǎn)量從此進入快速增長階段。

該階段受技術(shù)和地質(zhì)認識限制，新領(lǐng)域、新區(qū)發(fā)現(xiàn)受到影響，儲量、產(chǎn)量增長緩慢，但該階段取得的理論、技術(shù)成果奠定了第三階段勘探開發(fā)工作基礎。從鮞灘氣藏發(fā)現(xiàn)到開啟致密氣規(guī)模開發(fā)，四川盆地的天然氣工業(yè)迎來新的發(fā)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(fā)現(xiàn)開啟了序幕。1999—2007年盆地相繼發(fā)現(xiàn)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(gòu)造帶普1井獲得42.3×104m3/d高產(chǎn)，中石化在盆地內(nèi)發(fā)現(xiàn)首個超千億立方米大氣田，建成第一個年產(chǎn)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(chǎn)氣50.3×104m3/d，是盆地內(nèi)埋藏最深的海相大氣田。截至2010年，盆地發(fā)現(xiàn)氣田數(shù)量125個。

2004年，四川盆地天然氣年產(chǎn)量突破100×108m3，成為中國首個天然氣產(chǎn)量過100×108m3的油氣區(qū)；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(chǎn)基地。

然而，在儲量和產(chǎn)量快速增長的趨勢下，安全成為這時期的巨大挑戰(zhàn)。這期間發(fā)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(zhèn)鉆井出現(xiàn)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(jīng)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(fā)技術(shù)的完善和發(fā)展。

該階段特點是地質(zhì)認識持續(xù)突破和工程技術(shù)持續(xù)創(chuàng)新，大型和超大型碳酸鹽巖氣田不斷發(fā)現(xiàn)，大幅提升了勘探開發(fā)水平，實現(xiàn)了盆地碳酸鹽巖氣藏深度、廣度、類型的三大突破，儲量和產(chǎn)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(yè)價值的頁巖氣流為標志，開啟了四川盆地常規(guī)氣、致密氣和頁巖氣全面發(fā)展的全盛時代。2019年區(qū)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(jù)自然資源部組織的“十三五資源評價”結(jié)果，四川盆地天然氣總資源量39.94×1012m3。其中常規(guī)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(chǎn)量加速上漲，2015年盆地年產(chǎn)量達300×108m3，2017年盆地年產(chǎn)量達400×108m3，2020年盆地年產(chǎn)量達到565×108m3，產(chǎn)量重回全國天然氣主產(chǎn)區(qū)排名首位[1]，占同期全國天然氣產(chǎn)量的29 %。該時期，四川盆地展現(xiàn)出常規(guī)氣、非常規(guī)氣“雙富集”大氣區(qū)特征[9]。

1）中國頁巖氣率先在四川盆地實現(xiàn)規(guī)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(chǎn)量14×104m3/d，成為中國第一口具有商業(yè)價值的頁巖氣井。2019年9月，中石油在長寧—威遠和太陽區(qū)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(qū)[12]。2020年5月7日，長寧—威遠頁巖氣田累計產(chǎn)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(chǎn)優(yōu)質(zhì)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(chǎn)能基地揭牌儀式，標志100×108m3年產(chǎn)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(fā)建設全面鋪開，項目建成后年產(chǎn)能30×108m3，成為四川盆地第三個頁巖氣田。

產(chǎn)能建設規(guī)模更大的渝西—瀘州深層頁巖氣也已經(jīng)拉開序幕。2020年，盆地頁巖氣產(chǎn)量超過200×108m3，使我國成為世界第二大頁巖氣生產(chǎn)國。

2）深層碳酸鹽巖氣藏勘探取得多項重大發(fā)現(xiàn)，連續(xù)發(fā)現(xiàn)大型和超大型氣田[15]。

2011年，位于川中古隆起較高部位，現(xiàn)今構(gòu)造低部位的風險探井——高石1井、磨溪8井相繼獲日產(chǎn)超過百萬立方米的高產(chǎn)工業(yè)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(guī)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(chuàng)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(chǎn)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(zhì)儲量4 083.96×108m3，平均單井測試產(chǎn)量達到50×104m3/d。安岳氣田建成天然氣年產(chǎn)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(chǎn)量達121×104m3/d，后續(xù)探井在雷口坡組相繼獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，由此發(fā)現(xiàn)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(chǎn)能20×108m3。2019年，元壩氣田累積探明儲量超2 300×108m3，年產(chǎn)量接近 40×108m3。2020年普光氣田生產(chǎn)天然氣84×108m3。

2020年，盆地深層碳酸鹽巖天然氣產(chǎn)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(fā)取得關(guān)鍵突破。

1971年川西中壩氣田的發(fā)現(xiàn)是四川盆地、也是中國實現(xiàn)致密氣工業(yè)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(fā)現(xiàn)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(zhì)儲量約7 168.9×108m3，探明儲量5 057×108m3。在須家河組已經(jīng)先后發(fā)現(xiàn)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(zhì)儲量約3×1012m3，探明儲量9 789.9×108m3。盆地致密砂巖氣的勘探發(fā)現(xiàn)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(fā)效果差，介于0.4×104～2.0×104m3/d，造成氣藏雖儲量規(guī)模大，卻不能規(guī)模有效開發(fā)的被動局面，令2018年前勘探開發(fā)一度陷入近10年的停滯。

2005年以來川西致密氣連續(xù)16年保持年產(chǎn)僅20×108m3規(guī)模，2020年盆地致密氣年產(chǎn)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(fā)關(guān)鍵技術(shù)領(lǐng)域取得重大突破，形成了“天然氣富集規(guī)律與甜點區(qū)識別技術(shù)”“地質(zhì)—工程一體化油藏精細描述技術(shù)”“氮氣鉆井提高產(chǎn)量技術(shù)”和“在線變黏—超高壓—精細分層—體積壓裂技術(shù)”[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(fā)現(xiàn)高產(chǎn)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(chǎn)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(qū)勘探開發(fā)潛力巨大。這些發(fā)現(xiàn)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(guī)模，在未來10年內(nèi)可建成100×108m3/a規(guī)模。

該階段特點是盆地海相頁巖氣實現(xiàn)了規(guī)模效益開發(fā)，使我國成為世界上第二大頁巖氣生產(chǎn)國，實現(xiàn)了我國頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)的“從無到有”；深層碳酸鹽巖氣藏取得重大突破和歷史性發(fā)現(xiàn)，勘探開發(fā)一體化技術(shù)水平顯著提升；致密氣規(guī)模效益開發(fā)展示了巨大前景，關(guān)鍵技術(shù)取得重大進展，展示了盆地天然氣資源勘探開發(fā)巨大潛力。

截至2020年，四川盆地共發(fā)現(xiàn)189個油氣田及含油氣構(gòu)造，132個氣田，27個大型氣田，其中探明地質(zhì)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(nèi)最具潛力的天然氣勘探開發(fā)盆地。目前在四川盆地進行天然氣勘探開發(fā)的企業(yè)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(yè)知名高校，以及國內(nèi)外數(shù)千家天然氣產(chǎn)業(yè)的大中小企業(yè)，自發(fā)形成了“第三次油氣大會戰(zhàn)”的局面。很多學者預測，未來30年，四川盆地天然氣產(chǎn)量將保持加速增長。

2 四川盆地氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)進展

四川盆地氣田分布多位于山地，氣藏類型包括常規(guī)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(guī)模開發(fā)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(gòu)造、巖性和裂縫型等3大類型。已發(fā)現(xiàn)的常規(guī)氣、致密氣產(chǎn)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(jīng)過80多年的探索，四川盆地天然氣行業(yè)已經(jīng)形成了常規(guī)天然氣、致密氣、頁巖氣開發(fā)技術(shù)[15,19]，其中的開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)主要體現(xiàn)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(chǎn)等5個方面。

2.1 鉆完井技術(shù)

四川盆地天然氣現(xiàn)代鉆井有眾多里程碑：①1939年鉆成的巴1井是中國現(xiàn)代第一口天然氣井，標志著四川盆地現(xiàn)代天然氣工業(yè)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(guān)基井，是國內(nèi)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(chuàng)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(fā)得到了前所未有的發(fā)展，主要得益于鉆完井技術(shù)的不斷進步。比如高陡構(gòu)造鉆井技術(shù)的突破解決了井斜問題，為川東鮞灘氣田群的發(fā)現(xiàn)和建產(chǎn)奠定了基礎；低成本快鉆技術(shù)和水力壓裂技術(shù)成就了川西淺層天然氣的工業(yè)開發(fā)，催生了新場、洛帶氣田；超深井快優(yōu)鉆井技術(shù)實現(xiàn)了深度超過8 000 m深井的安全經(jīng)濟鉆探，為龍王廟、燈影組地層中發(fā)現(xiàn)多個超大型氣田提供了技術(shù)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(zhì)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(shù)有效解決了高產(chǎn)井試井、修井作業(yè)中管柱解封發(fā)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(shù)。川渝地區(qū)須家河、茅口組地層非均質(zhì)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(shù)，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(shù)。復雜海相碳酸鹽巖深層縫洞型油氣層地質(zhì)條件復雜、高溫高壓、地應力大，漏失坍塌頻發(fā)、作業(yè)風險大。通過人工智能融合地質(zhì)—地震—測井—鉆井等多源信息，結(jié)合精確刻畫地層深部復雜結(jié)構(gòu)，結(jié)合專家系統(tǒng)，形成了人工智能決策系統(tǒng)，可以實現(xiàn)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(huán)空帶壓防控技術(shù)。針對超高壓、超高溫、高含CO2/H2S、高產(chǎn)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(huán)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(shù)，可有效防控全生命周期內(nèi)井筒環(huán)空帶壓問題。

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

2.2 儲層改造技術(shù)

幾十年來，四川盆地天然氣開發(fā)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(shù)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(shù)發(fā)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(shù)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(xiàn)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?guī)r儲層的增產(chǎn)改造難題，形成了解堵酸化和酸壓系列技術(shù)。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(chǎn)。④20世紀90年代中后期—21世紀前十年，圍繞侏羅系（蓬萊鎮(zhèn)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(shù)持續(xù)攻關(guān)，發(fā)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(chuàng)造了國內(nèi)多項壓裂施工紀錄[24]。⑤2010年以來，頁巖氣開發(fā)的蓬勃發(fā)展，推動了以水平井分段多簇壓裂為代表的儲層改造技術(shù)發(fā)展。四川盆地頁巖氣開發(fā)初期，主要借鑒北美頁巖氣壓裂的經(jīng)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(guān)理論和配套技術(shù)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(diào)壓、控液提砂方式建造復雜縫網(wǎng)。

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(wǎng)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(wǎng)絡。

2.3 氣藏工程理論與技術(shù)

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

表2 四川盆地氣藏工程理論與技術(shù)發(fā)展歷程表

2.3.1 滲流模型

四川盆地已投入規(guī)模開發(fā)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(guī)律的研究也主要圍繞這3種類型展開，構(gòu)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(nèi)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(zhì)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(jīng)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(zhì)模型成為熱點，出現(xiàn)了縫—洞—孔三重介質(zhì)、孔隙—小裂縫—大裂縫三重介質(zhì)模型，針對更復雜的氣藏，甚至構(gòu)建了四重介質(zhì)、五重介質(zhì)模型。然而，這些多重介質(zhì)理論模型中的竄流項只限于微元本點，即質(zhì)量守恒方程中的源匯項，而實際氣藏的跨介質(zhì)傳質(zhì)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(zhì)模型的介質(zhì)，可重組為復合介質(zhì)或采用離散介質(zhì)模型描述。2000年以后，發(fā)展了考慮流體沿大裂縫竄流的超雙重介質(zhì)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(shù)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(zhì)與離散縫裂縫網(wǎng)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(tǒng)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(jié)構(gòu)的復雜性、裂縫分布的復雜性和儲層宏觀非均質(zhì)性的影響，氣井產(chǎn)水機理極為復雜。很多學者為此開展了大量研究，總結(jié)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(guān)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(zhì)滲流：微裂縫中的流動、復合裂縫中的流動、基質(zhì)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(guī)砂巖氣藏在四川盆地較少見，其滲流模型為經(jīng)典的單一介質(zhì)的滲流數(shù)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(chǎn)才獲得工業(yè)產(chǎn)量。因此滲流空間包括儲層孔隙和壓裂裂縫網(wǎng)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(shù)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(shù)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(xù)多孔介質(zhì)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(zhì)—單孔介質(zhì)耦合模型，與Ⅱ類模型的區(qū)別在于將次級壓裂縫與儲層孔隙介質(zhì)采用雙重介質(zhì)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(chǎn)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(xiàn)象的核心理論。雖然近年來國內(nèi)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(zhì)區(qū)別。吸附—解吸規(guī)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(zhì)性引起的曲線形態(tài)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(jié)果的代表性受到質(zhì)疑。實際研究中常將兩類方法結(jié)合應用。

近年來，學術(shù)界和工業(yè)界已開始關(guān)注壓裂液、地層水等對頁巖巖石結(jié)構(gòu)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(tài)表征模型與評價技術(shù)

氣藏流體相態(tài)表征是氣藏工程基礎內(nèi)容之一，目的是獲取油氣藏烴流體不同溫壓條件物性參數(shù)（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(fā)方案設計、試井及生產(chǎn)動態(tài)分析提供基礎參數(shù)。經(jīng)幾十年的持續(xù)攻關(guān)研究，在含極性物質(zhì)氣態(tài)天然氣相態(tài)、酸性氣藏氣—液—固三相相態(tài)、飽和凝析氣藏相態(tài)、非常規(guī)油氣相態(tài)等方面取得理論和技術(shù)突破，形成了針對四川盆地氣藏相態(tài)理論及評價技術(shù)。

1）高含硫氣藏流體相態(tài)理論及測試技術(shù)[30-31]。針對高含硫酸性氣藏元素硫沉積問題，基于以狀態(tài)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(fā)展了酸性氣藏流體物性計算方法[32]；研發(fā)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(shù)。

2）含極性物質(zhì)CO2/H2O—干氣/凝析氣相態(tài)理論[33-34]。高溫高壓氣藏普遍含有水蒸氣，而經(jīng)典狀態(tài)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(shù)立方型狀態(tài)方程與GE型活度系數(shù)模型相結(jié)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(guī)油氣相態(tài)預測理論[35]。非常規(guī)油氣層的微納米孔發(fā)育，流固界面作用力大幅度增加。常用狀態(tài)方程預測流體高壓物性涉及20多個參數(shù)，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(shù)型勢能模型，為流體相態(tài)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(shù)值模擬技術(shù)

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

1）超大規(guī)?；⒊呔毣?。超大規(guī)模指模擬網(wǎng)格數(shù)量由常規(guī)的百萬級向千萬級、億級增長，對中大型油氣藏實現(xiàn)全氣藏整體模擬，對超大油氣藏采用分區(qū)域，先完成每個子區(qū)域的模擬，然后合并模擬的方式。超高精細指對數(shù)值模擬直接在三維地質(zhì)模型基礎上建立，不粗化，非結(jié)構(gòu)化表征裂縫產(chǎn)狀，對流體和儲層物性突變區(qū)域，數(shù)值模型網(wǎng)格比三維地質(zhì)模型網(wǎng)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(zhì)建?！_發(fā)方案—采氣工程一體化模擬。包括地質(zhì)建?！獢?shù)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(shù)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(zhì)、連續(xù)介質(zhì)耦合模型、微觀孔隙縫網(wǎng)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(fā)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(fā)展了耦合裂縫擴展—開發(fā)動態(tài)的模擬技術(shù)。

3）計算力超級化、高效化。主要體現(xiàn)在大量應用GPU并行計算技術(shù)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(shù)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(jié)點。GPU應用顯著降低并行平臺構(gòu)建成本，顯著提高了運算效率。

2.3.4 氣井試井技術(shù)

在氣田整個勘探開發(fā)過程中，試井發(fā)揮著不可或缺的作用。從新氣區(qū)的發(fā)現(xiàn)井開始，到落實氣田儲量、開發(fā)建設、氣田開發(fā)生產(chǎn)的整個過程中，在確認氣層的存在、測取氣井產(chǎn)能、了解儲層物性、進行開發(fā)方案設計和投入開發(fā)后的動態(tài)分析等方面，都離不開試井[36]?，F(xiàn)在的試井工作，已不單是獲取諸如儲層滲透率等簡單參數(shù)，而且還要求提供介質(zhì)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(tài)模型”，用于氣田評價和動態(tài)預測[37]。為解決四川盆地氣藏儲集類型多樣、非均質(zhì)性強、多井型開采所帶來的試井難題，試井技術(shù)已經(jīng)發(fā)生深刻變化。

1）試井測試技術(shù)由單一測壓向儲層分段測試及多參數(shù)、精細化、功能多樣化發(fā)展，向生產(chǎn)測井與試井及產(chǎn)能測試深度融合技術(shù)發(fā)展。形成了非常規(guī)氣藏的壓裂縫網(wǎng)參數(shù)、SRV診斷及評價技術(shù)，建立了強非均質(zhì)氣藏儲層非均質(zhì)性診斷及評價技術(shù)，創(chuàng)新了長水平井非均質(zhì)解釋及多功能測試解釋理論；發(fā)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(shù)。

2）試井解釋技術(shù)正在向多相、復雜介質(zhì)、復雜井型發(fā)展，向數(shù)值試井、流線試井解釋方法發(fā)展；產(chǎn)能評價技術(shù)正在向儲層精細化、功能多樣化、數(shù)據(jù)分析綜合化及智能化發(fā)展。表現(xiàn)為：①模型多樣化，涉及強非均質(zhì)氣藏、變形介質(zhì)氣藏、多重介質(zhì)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(tǒng)等多種井型；③復雜介質(zhì)流動規(guī)律建模，涉及多運移機制多尺度耦合建模、復雜井結(jié)構(gòu)描述等。

2.4 排水采氣技術(shù)

四川盆地的天然氣井排水采氣技術(shù)起步于20世紀60年代末期。1968年以前，四川油氣區(qū)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(xiàn)場試驗，確定了有水氣藏排水采氣的工作方法。隨后優(yōu)選管柱、泡排、氣舉、機抽、和電潛泵排水采氣先后開展現(xiàn)場試驗并取得成功[24]。近年來隨著天然氣勘探開發(fā)領(lǐng)域連續(xù)取得重大突破，排水采氣工藝技術(shù)也取得長足進步。主要體現(xiàn)在：

1）常規(guī)排采工藝進一步優(yōu)化，逐漸形成技術(shù)系列，已應用于定向井、水平井、高溫深井等。形成了優(yōu)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(xù)油管、渦流、同井回注等新工藝也日臻完善。

2）在氣井工況監(jiān)測與診斷基礎上，排水采氣已向精細化、數(shù)字化和低成本發(fā)展。建立“氣井精細分類—工況監(jiān)測—措施優(yōu)選—制度優(yōu)化”排水采氣機制，實現(xiàn)“一類一法”?；趩尉當?shù)據(jù)監(jiān)測，利用遠程傳輸技術(shù)，自動識別預警和控制，開發(fā)低產(chǎn)低效井管理數(shù)字化技術(shù)。更加注重低成本高效益，發(fā)展經(jīng)濟適用的工藝技術(shù)。

3）形成了控水和排水有效方法[38]。針對水源區(qū)物性較差水侵不活躍的氣藏，優(yōu)化邊部區(qū)域氣井生產(chǎn)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(qū)域排水，底水氣藏早期在高滲透區(qū)氣—水界面以下層段排水。針對氣藏不同開發(fā)階段優(yōu)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(chǎn)技術(shù)

20世紀60年代以來，自威遠震旦系含硫氣藏進行開發(fā)實踐以來，四川盆地陸續(xù)成功開發(fā)了臥龍河、中壩等一批中小規(guī)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(chǎn)，標志著我國高含硫氣藏開發(fā)水平已經(jīng)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(yè)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(shù)，涉及深層超深層三壓力剖面精確預測、優(yōu)快鉆完井與高效破巖工具、復雜壓力系統(tǒng)井控、各類惡性井漏高效防漏防塌、井筒完整性與環(huán)空帶壓管控等方面。

針對高含硫氣藏嚴峻的腐蝕環(huán)境，形成了材料優(yōu)選、緩蝕劑防腐和腐蝕檢測（監(jiān)測）相結(jié)合的綜合腐蝕控制技術(shù)。井筒采用了耐蝕合金2830、2532、G3等材料的油管，環(huán)空內(nèi)加注環(huán)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(huán)境采用了1Cr18Ni9Ti材料。分離器、閃蒸罐等設備內(nèi)防腐采用涂層加犧牲陽極。循環(huán)水系統(tǒng)通過緩蝕劑、阻垢劑和殺菌劑的配合應用，實現(xiàn)水質(zhì)的穩(wěn)定運行[39-40]。

3 天然氣開發(fā)理論與技術(shù)展望

從發(fā)展?jié)摿矗顚?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(fā)領(lǐng)域[1]，加上尚未大規(guī)模開發(fā)的煤層氣，天然氣千億立方米產(chǎn)能基地建設將在上述四個領(lǐng)域展開。為了取得在四大領(lǐng)域的勝利，需要持續(xù)攻關(guān)鉆完井、儲層改造、氣藏工程、排水采氣和含硫氣藏安全生產(chǎn)等方面的難題。

3.1 鉆完井技術(shù)

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

2）加快提升智能鉆井配套技術(shù)水平。創(chuàng)新智能井控技術(shù)，將人工智能、大數(shù)據(jù)方法與高溫高壓井井筒完整性理論結(jié)合，通過數(shù)據(jù)挖掘揭示井筒完整性失效與環(huán)空帶壓機理，通過專家系統(tǒng)，智能推薦有針對性的管控措施。持續(xù)研發(fā)隨鉆智能自動錄井技術(shù)，開發(fā)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(shù)的智能化測試設備和軟件系統(tǒng)。針對更深、溫度壓力更高、井況更復雜的環(huán)境，加快研發(fā)智能完井、仿生完井技術(shù)[41]。

3）有效完善綠色鉆完井配套技術(shù)。在已有綠色鉆井技術(shù)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(yè)自身努力外，還急需相關(guān)政府機構(gòu)出臺指導頁巖氣大規(guī)模綠色鉆井的政策，發(fā)揮科研院的創(chuàng)新能力，研發(fā)油基巖屑大規(guī)模無害化處理技術(shù)。

3.2 儲層改造技術(shù)

1）建立地質(zhì)—工程—開發(fā)—經(jīng)濟一體化優(yōu)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(shù)而少以壓后產(chǎn)能或經(jīng)濟效益為目標的局限，創(chuàng)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(zhì)參數(shù)為基礎，以壓裂（水力壓裂、酸壓）裂縫參數(shù)為橋梁，以壓后產(chǎn)能和經(jīng)濟效益為目標的壓裂材料、裝備和參數(shù)優(yōu)化技術(shù)。

2）研發(fā)和推廣綠色、環(huán)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(huán)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(guī)模綠色開發(fā)意義重大。四川盆地天然氣主要產(chǎn)區(qū)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(shù)。川南—渝西地區(qū)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(guī)模開發(fā)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(wǎng)導流提出了很高的挑戰(zhàn)，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(jiān)測與識別技術(shù)是主攻的方向。

3.3 氣藏工程理論與技術(shù)

1）滲流理論方面，需要發(fā)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(guī)律和氣—水兩相微觀吸附—解吸—傳質(zhì)機理，揭示非統(tǒng)一氣—水界面條件下的氣—水兩相分布規(guī)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(tài)分析技術(shù)方面，現(xiàn)有氣相偏差因子及凝析水含量預測圖版、流體相態(tài)測試裝置的溫壓條件與儲層條件差異較大，亟需發(fā)展地層原位高溫高壓保真巖心流體一體化取樣技術(shù)、多孔介質(zhì)多相滲流測試分析技術(shù)、非平衡相態(tài)分析技術(shù)。

3）氣井試井與產(chǎn)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(shù)的性價比和準確性；研發(fā)基于生產(chǎn)大數(shù)據(jù)和人工智能算法，集試井解釋模型識別、地層參數(shù)解釋、實測數(shù)據(jù)與模擬計算數(shù)據(jù)擬合、不穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能預測與評價四大功能于一體的試井分析及產(chǎn)能評價專家系統(tǒng)。

4）氣藏數(shù)值模擬方面，需要創(chuàng)新氣—水—固三相滲流模型，解決離散裂縫網(wǎng)絡引起的高奇異線性方程組問題，開發(fā)基于氣—水兩相吸附—解吸—傳質(zhì)模型的多尺度頁巖氣數(shù)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(guī)模高精細數(shù)值模擬技術(shù)。

3.4 排水采氣技術(shù)

1）深入研究氣井出液規(guī)律。氣井出液規(guī)律是排水采氣技術(shù)的基石，將為正確選擇排液采氣技術(shù)及優(yōu)化介入時機提供重要支持。氣井出液規(guī)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(fā)的深入逐漸清楚，有利于厘清氣井出液規(guī)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(fā)展低成本實用排采技術(shù)。近年來，隨著頁巖氣、煤層氣、致密氣等非常規(guī)天然氣的開發(fā)，排液采氣工藝技術(shù)在采氣過程中的作用日益突出；限于經(jīng)濟效益，低成本實用的排液采氣技術(shù)將是未來較長一段時間的攻關(guān)目標。

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

3.5 高含硫氣藏安全生產(chǎn)技術(shù)

1）完善高含硫氣井井筒和地面系統(tǒng)完整性技術(shù)。及時更新高含硫氣田設施失效數(shù)據(jù)庫及檢測（監(jiān)測）體系，形成不同開發(fā)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(nèi)的安全生產(chǎn)[40]。

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

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

4 結(jié)論

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

2）四川盆地在天然氣開發(fā)領(lǐng)域已經(jīng)形成了針對常規(guī)天然氣、致密氣、頁巖氣的成熟技術(shù)，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(fā)領(lǐng)域的關(guān)鍵技術(shù)。

3）四川盆地建設千億立方米天然氣產(chǎn)能基地，打造中國“氣大慶”，需要持續(xù)攻關(guān)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(chǎn)等方面的科學和技術(shù)難題，信息化、智能化基礎上的技術(shù)與非技術(shù)手段結(jié)合，將為破解難題找到出路。