西南石油大天然气工程讲义

天然气工程讲义第一章

绪

论提示

不要忘记过去，还要了解现在和洞察未来。中国有着悠久的光辉的天然气开采、利用史。要看到我国勤劳勇敢人民的智慧和创造，不要妄自菲薄。在天然气工业快速发展的今天，特别要重视科学地处理好速度、规模、效益、环保和可持续发展的协调关系，切忌浮躁。要走科技发展之路，提高气田开发总体效益和水平。石油、天然气是宝贵的不可再生的一次性能源，要珍惜，要节约。本门课程是石油工程专业、油气田开发工程学科的必修课，具综合性、多学科性和实践性等特点。要牢固树立气田开发、开采的政治观念、地质观念、工程观念、系统观念、环保观念和经济观念。第一节

我国天然气开采简史

一、古代天然气开采简史世界上石油和天然气工业的兴起只是近百年的事。我们勤劳勇敢的人民，在天然气开采和利用上有着伟大的成就，四川是世界上产气最早的地区之一，比欧洲用煤气点灯的最早国家——英国（1787年）要早十几个世纪。我们伟大的祖国是一个有着五千年光辉历史的文明古国。早在战国时期秦朝（公元前250年），我国劳动人民已在四川用与近代顿钻原理相仿的冲击钻法开凿盐井。公元前11-8世纪，西周初年《易经》中有“泽中有火”记载，反映气藏天然气燃烧现象。“火井”是中国古代先民给天然气井的形象命名。“火井”的记载始于《汉书·郊祀志》，即西汉宣帝神爵元年（公元前61年），“祠天封苑火井于鸿门”（今陕西神木县和榆林县间）。西汉文学家杨雄（公元前53年—公元18年）在《蜀都赋》中对奇特的“火井”有过赞美。在汉、晋时代，我国劳动人民发现并利用了天然气。公元301年，西晋左思所作“蜀都赋”中有这样的诗句：“火井沉荧于幽泉，高焰飞煽于天垂”。东晋常璩所著的“华阳国志”是描写公元347年前秦汉以来四川用天然气熬盐情况的史书，其中写有：“临邛县西南二百里本有邛民，火井欲出其火，先以家火投之，顷许如雷声，火焰出，通耀数十里，……井有二水，取井火煮之……，一斛水得五斗盐。”这段文字就是汉末晋初在四川盆地采气熬盐的历史见证。在公元1000年左右的宋朝，庆历年间,“卓筒井”出现了，它是我国钻井历史上的重要转折点，卓筒井是下有竹筒套管的小井眼井。自此以后，所钻井深已达230m。明朝崇祯丁丑年（公元1637年）宋应星所著的“天工开物”是珍贵的史书，它给我们留下了打盐井、火井（即气井）和用气熬盐的图画，美国的“采气工程手册”还引用了它。道光15年（公元1835年），我国钻井已突破千米大关，而美国在1859年才钻了一口21.69米的井。那年，在自流井构造顶部嘉陵江

层中，磨子井（深达1200m）发生强烈井喷。从公元1700年以来，在自贡地区210平方公里的土地上，据不完全统计，钻井11000口以上，其中采气50年以上的气井就有30多口。我国劳动人民有着丰富的智慧，他们对四川三迭系嘉陵江灰岩地层缝洞早有很好的认识，他们说：“水和火都是从缝里出来的，要找水和火就要找缝”。我们的祖先还发展了一套井下工具：如：有了解井下情况的打印工具——泥娃儿，有作为井口测试或放空的“瓶塞子”，“通天枧”；有堵水和补井壁（称补腔）的工艺技术；有能做到边钻边采、边捞水边采气的井口装置——“康盆”，有高达百米的高耸入云的木制井架……，这些都是我国劳动人民智慧的结晶。但是，由于长期的封建统治，列强的入侵和政府的腐败，使我国石油和天然气工业百年来处于落后状态。二、近代天然气开采简史1878年，清政府在台湾苗栗设矿油局，中国近代第一个石油工业官办机构由此诞生，并于1904年在台湾发现了天然气田。20世纪初，国内外地质勘探家对四川天然气资源作了大量调查、考察工作，赵卫曾、黄汉清、谭锡畴、李春昱、潘钟祥和谢家荣等进行了四川盆地的区域调查和油气调查。外国人有：德国的李希霍芬（1866年）、法国的何本丹（1903-1906）和罗赏德（1911年）、美国劳德伯克（1915年）、日本的野田势次郎和小林仪次郎（1911-1916）、瑞士的古力齐（1920年）和哈安姆（1929-1931）等。1936年国民党经济部资源委员会建立了四川石油勘探处，1937年10月用德制旋转钻机，在巴1井开钻，于1110m处日测试气量1.415×104m3/d。1943年12月又在隆昌圣灯山钻成一口高产气井——隆2井，于井深844.97m处测试，日产气14×104m3/d。到1949年止，在四个构造上开钻了6口井，完钻5口，累计钻井进尺6028m，获气井2口，探明天然气储量3.85×108m3，产气3593.6×104m3。当时，全国投入开发的气田有四川自流井、重庆石油沟、隆昌圣灯山和台湾锦水、竹东、牛山和六重溪等七个气田，累计产气11.7×108m3，1949年产气1650×104m3。三、新中国天然气开采简史1、天然气工业基础阶段（1949-1987）1）1950-1960年为天然气开采恢复和小规模生产阶段归中国留给我们的天然气工业家底太薄弱了，要说有点天然气的开采和利用也仅在四川。新中国成立后，油气勘探工作系统展开，到1960年，已探明气田12个，探明天然气地质储量311×108m3，年产气3.8×108m3。2）1960-1980年，天然气勘探主要集中在四川川南、川西南和川东部分地区展开，整体介剖二叠系、三叠系和石炭系碳酸盐岩裂缝圈闭气藏。（1）证实了三叠系嘉陵江组为区域性产层。在川南、川西南还获得二叠系阳新统气藏和嘉三气藏，在川东获得阳新、嘉三和嘉五等多个气藏。（2）1963年威远威基井加深钻探，在震旦系灯影组顶部获得了工业性气藏，发现了当时全国最大的气田，初估天然气探明储量400×108m3.（3）20世纪80年代初，地质部和石油工业部进行钻探，在川西雷一段和须二段获工业性气流，发现了川西上三叠系碎屑岩孔隙性气藏。（4）四川大部分地区已缺失了泥盆系和石炭系地层，但在川东分布却不明朗，于是在1979年布了五条大剖面进行地震和钻探，迅速查明了其分布和天然气富集情况，还兼探了二叠系、三叠系，发现了长兴生物礁气藏。（5）在长期勘探开发实践中，天然气工作者逐渐建立了“缝缝洞洞”的概念，逐步认识了裂缝分布和气田开发规律，制订了一系列技术政策，如采用压降法核算储量、采取“三占三沿”的布井原则，即“占高点、鞍部和扭曲，沿长轴、断裂和陡缓变化带”布井。还发展了压裂酸化和排水采气主体工艺技术，改变了“靠天吃饭”的开发被动局面。（6）在四川和东北铺设了输气管线，生产的天然气送到全国九大化肥厂和化纤厂。四川盆地的成都、重庆、自贡等几个大城市一部分居民也开始用上天然气。3）1983年5月，在美国阿科（ARCO）公司作业合同区崖13-1构造连续打出产量分别为120×104m3/d和180×104m3/d的高产井，给我国天然气工业以极大的鼓舞，它至今仍是我国目前最大的海上开发气田，初估天然气探明储量1000×108m3。它离海南省三亚市100km，水深100m，含气面积54km2，气层厚120m。4）大港油气区板桥区块于1963年钻探，1973年12月在构造主体部位中区板3井Ⅱ油组首获凝析气流，气产量9.15×104m3，气油比520m3/t。凝析油地质储量189×104t，油环原油地质储量314×104t，凝析气地质储量52.1×108m3。5）1964年进行北地1井、北参1井钻探，在北参3井井喷发现了涩北一号气田，1975年又发现了涩北二号气田、驼峰山气田和台吉乃尔含气构造。6）1987年11月四川建成北环输气干线，全长297.8km，是国内最长一条120mm管径的输气管线。2、

天然气工业发展阶段（1987-1997）长期以来，除四川外，天然气处于从属于石油的地位，勘探投资少，严重地影响了天然气工业发展。1987年，原石油工业部审时度势地提出了“油气并举”的勘探方针，这是我国天然气勘探开发的新里程碑。在80年代中期还曾专门成立了天然气工业司。1987年国家还实行了天然气商品气量包干政策，“以气养气”，包干的气量由国家定价，超产的气量由市场议价，从而增加了企业收入，调动了生产积极性。“七五”（1985-1990）与“六五”相比，探明储量增长了1.2倍，净增天然气产量28×108m3。“八五”（1990-1995）期间，探明的天然气储量是前40年探明的总和。1988年迎来了天然气勘探开发的春天，除四川盆地外，逐步形成了环渤海湾地区、塔里木盆地、柴达木盆地、鄂尔多斯盆地、吐哈盆地、松辽盆地、中原地区、辽东湾海域，东海海域、南海莺歌海和琼东南盆地等重点找气地区。1）1988年11月在塔里木盆地塔北隆起发现了吉拉克凝析气藏。2）1989年2月7日在鄂尔多斯盆地中央古隆起东北斜坡陕参1井发现了下古生界奥陶系靖边大气田。3）1989年11月继涩北一、二号气田、驼峰气田和台吉乃尔含气构造后在柴达木盆地台南6井发现了台南气田，又对早期发现的涩北一、二号气田作了重新评价。4）1989年天东1号井发现五百梯石炭系地层一构造复合圈闭大气田。5）南海莺歌海一琼东南盆地于20世纪90年代又相继发现东方1-1、乐东22-1和乐东15-1气田。6）1980-1983年在塔里木盆地塔北布沙参2井，1983年8月23日开钻，1984年9月22日钻至奥陶系，于井深5391.18m发生强烈井喷，发现了牙克拉凝析气田，1991年4月提交储量报告，1991年5月就投入试采。7）1992年6月14日在东海平湖地区孔雀亭构造发现高产油气田，现已在东海海域发现3个油气田和4个含油气构造。1992年9月8日由地矿部、上海和中海油三方合资的上海石油天然气总公司成立，1995年9月总体开发方案批准，1999年3月26日东海平湖气田投产，到上海的输气管线直径355.6mm，长度375km，同年4月投入运营。8）1992年四川铁山构造钻的铁山11井在下三叠统飞仙关组获高产工业性气流（111.5×104m3d），在1995-2000年间相继在四川川东北地区发现渡口河、铁山坡、罗家寨飞仙关鲕滩整装气田，H2S含量7-17%。9）1994年11月16日，崖城一香港海底输气管线建成，全长787km，直径711mm，管道埋于水深109m处，设计输气能力29×108m3/a，建造成本11.3亿美元。1996年5月崖城—三亚海底输气管线建成，全长91km，直径355mm，设计输气能力5×108m3/a。10）1994年9月于我国西南边陲塔里木盆地西南坳陷南缘发现柯克亚凝析气田，1997年5月在上第三系中新统西河甫组西五一（3）气藏循环注气，试验区为一注三采试验井组。注气效果好。11）1995年1月于大港大张坨油环凝析气田实施循环注气，到2000年2月注气5年，效果明显，后改为储气库。12）全国煤层埋深2000m以内的煤层气总资源量36.8×1012m3，其中可采资源量10.87×1012m3，广泛分布于24个省、市、自治区，包括新、晋、陕、冀、豫、皖、辽、吉、黑、蒙、云、贵等省、自治区。其中华北占总资源量56.3%，西北占28.1%，南方占14.3%，东北占1.3%。1996年5月中联煤层气有限责任公司成立，在沁水盆地，探明煤层气地质储量1023.08×108m3，其中可采储量469.57×108m3。预计到2010年，中国煤层气年产量100×108m3，新增探明储量3000×108m3(见《天然气工业》2007年3月孙茂远等文章)。3、天然气工业快速发展阶段（1997～

）现以陕京管线建成为起点，天然气管道建设开始由油气区向外延伸。这是天然气工业发展的又一转折。气田开发在很大程度上受控于市场，我国天然气产地大都远离经济发达地区，长输管线建设的成功，标志着我国天然气工业加速发展的开始，全国、本油气区和本气田通过管网相联，形成一个庞大的供气系统，可以实现同一大油公司油气区内成组气田和天然气区间的优化开发。1）1996年4月18日陕甘宁中部大气田（现更名靖边气田）进行开发典礼，举行天然气净化厂奠基仪式。1997年9月10日陕京线建成，从陕西靖边到北京琉璃河分输站，全长900km，管径660mm，于1997年10月正式投入运营。2）1998年3月25日四川长寿天然气净化厂投产，此系大天池气田建设配套工程。3）1998年以来，塔里木盆地库车坳陷天然气勘探获得一系列重大突破，特别是发现和探明了我国目前最大的异常高压整装气田——克拉2气田，为“西气东输”工程打下了坚实的资源基础，初估天然气探明地质储量2800×108m3，从发现到探明仅用了2年时间。4）牙哈凝析气田是塔里木，也是中国目前正在开发的最大凝析气田，初估凝析气探明地质储量376.45×108m3，其中凝析油储量2975.6×104t，2000年10月30日一次投产成功，采用高压早期循环注气。5）1999年10月29日我国自行设计建设地下储气库——天津大港大张坨地下储气库。最大库容量16×108m3，有效工作气量6×108m3。6）2000年2月3日国家批准建设“西气东输”工程，从塔里木北部到上海，工程投资1100亿元（用于气田开发500亿元），直径1160mm，管道呈平行2条，每条输气能力120×108m3/a。2003年又建忠武线和陕京二线。随着该工程启动，我国中西部地区天然气资源开始流向沿海经济发达地区，国外天然气资源也将进入我国。7）2001年，部署高分辩率二维地震，发现并落实了普光构造——岩性复合圈闭，在构造低部位部署普光1井，钻探并获得重大突破，初估探明天然气地质储量3500×108m3，此系高含H2S、中含CO2气藏。8）2001年大探1井喷气发现大牛地气田，该气田位于鄂尔多斯盆地北东部塔巴庙地区，其构造位置位于陕北斜坡北部，2006年底初估探明储量3000×108m3，年产气10×108m3。9）2002年11月在大庆外围深层探井徐升1井营城组火山岩储层压裂试气获53×104m3/d高产气流，该徐深气田有利储层为营一段、营三段火山岩和营四段砂砾岩，已初估探明储量1000×108m3。10）针对珠江口盆地白云凹陷具备有利于天然气水合物成藏的水深、温度、压力条件及配套的地质条件，有文昌和思平组两套烃源岩，有两条运移通道。2007年近期实钻也在该凹陷首次发现了两类水合物沉积，沉积厚度250-150m。天然气水合物资源潜力很大。（以上简介参见文[1]）。新中国天然气工业始于1949年，天然气产量首次达到100×108m3，用了26年时间，第二个100亿立方米，用了23年，第三个100亿立方米用了4年，第四个，只用了1.4年，2006年全国天然气产量585.5×108m3，年增幅19.5%，2007年达到700×108m3。“十一五”（2005-2010）期间将继续保持快速增长态势，预计2010年将达到1200×108m3，油气当量基本持平；2015年天然气将达到1500×108m3左右，又是一个大跨越，（参见文[2]）。环顾美国和前苏联天然气发展趋势，储量增长大大体经历了起步、快速增长、稳定增长和下降阶段，一般快速增长阶段可持续30-40年。产量发展趋势与储量发展趋势一致，但它比储量增长滞后10~20年。如果储量增长从20世纪80年代末起算，进入储量快速增长阶段，预计到2030年都处于这个阶段，若产量快速增长从2005年起算，将持续到本世纪中叶。有关我国天然气工业历程介绍，还望今后让掌握大量信息资料的权威机构和人士来做，这里介绍的目的是希望年青读者能了解一下天然气工业的过去，更好地充满信心迎接未来。第二节

天然气工业在国民经济中的地位

从环境保护和优质能源角度审时度势，21世纪是天然气世纪。本世纪中国的发展将不可避免地迂到人口、能源、环境、城市化、区域发展不平衡和信息化等六个基本问题挑战，其中环境问题特别引起世人的关注。在介决能源和环境问题、改善生态环境及使用节能技术过程中天然气具有独特的地位和作用，天然气的开采和利用，将成为我国石油工业发展的新的经济增长点。一、天然气在目前世界能源中的地位1）天然气是一种清洁、高效的燃料，环境保护日益上升到各国政府政治议事日程上的首要地位。2）天然气使用方便，能最低限度处理和贮存。3）在各国城市化发展中，城市气化水平不断提高。4）各国实行能源供应的多元化，并日益放宽对天然气市场的管制。5）各国产业结构、经济结构的调整和变化会大大刺激对天然气的需求量。天然气的利用带来更好的环境效益、社会效益和经济价值，它主要体现在以下方面。（1）燃烧热值化石能源主要成份是氢和碳两个元素，甲烷的氢碳比为4：1，是化石能源中最高的。（2）大气排放物燃料排放物极少是天然气优于其它能源的最大特点。不含固体颗粒，硫和重金属含量极微，SO2微不足道，不含化合氮，NOx较低。易于通过改进燃烧技术和尾气处理来进一步减少排放量。（3）能源利用效率①燃煤锅炉热效率50-60%，燃气则为80-90%。②家庭燃煤炉灶效率20-25%，燃气则为55-65%。③电站燃煤蒸汽发电效率一般为33-42%，而燃气蒸汽联合循环发电效率50-55%。④制合成氨能耗低，国际水平目前为每吨氨耗能28×106kJ，中国为33.6-35×106kJ。（4）经济价值天然气热值价格为电的21-56%；液化石油气的42-62%；燃油的96%。（5）天然气的利用主要集中在工业、发电、民用和商业领域（文[1]）。二、天然气的化工利用天然气资源的化工利用途径见表1-1（文[3]）。以天然气（主要指甲烷）作为化工原料可生产合成氨、甲醇、乙炔、甲烷氯化物和炭黑等一次产品，以及由甲醇乙炔为中间产物的二次产品，如乙烯、醋酸、醋酐、醋酸乙烯、1.4丁二醇、聚甲醛和MTBE（甲基叔丁基醚，是甲醇下游产品，汽油的主要添加剂）等。目前我国以天然气为原料的大规模化工主要有合成氨、甲醇和乙炔等。1、天然气制乙烯它通过甲醇加工获得，是近年来开发的新工艺，1995年6月通过，获得好结果。比石脑油裂介的传统工艺在经济上有很大优势。2、天然气制合成氨和尿素它是天然气化工利用的最大用户。我国化肥市场需求量大，化肥进口量占世界市场的1/4。它比煤、焦生产化肥的成本低得多。3、天然气制合成甲醇天然气甲醇生产装置的生产能力已占世界总能力的80%，天然气装置费用仅为煤的1/4，为重油的1/1.8。

表1-1

天然气资源的化工利用途径资源化工利用途径是否工业化

干气干气→甲醇→乙烯国内外已完成中试干气→合成氨→尿素、硫铵、硝铵等成熟工艺干气→甲醇、低碳混合醇甲醇直接利用：民用燃料、汽车代用燃料、甲醇植物生长促进剂、溶剂等；低碳混合醇；汽车代用燃料、精细化工原料等；成熟工艺甲醇化工利用：二甲醚、醇醚燃料、甲醇与聚甲醛、甲胺甲酯、醋酸及醋酐、碳酸二甲酯、草酸二甲酯、甲醇蛋白等丙烷→丙烯：丙烯制丙烯腈、丁辛醇、异丙醇、二异丙醚；成熟工艺正丁烷→顺酐→1，4丁二醇、不饱和聚酯树酯、农药、富马酸、苹果酸等；液化石油气1,4丁二醇化工利用：四氢呋喃、γ-定内酯、N-甲基吡咯烷酮、N-乙烯基吡咯烷酮、聚对苯二甲酯丁二醇酯、聚氨酯、丁炔二醇、丁烯二醇等等；成熟工艺异丁烷：MTBE、甲基丙烯酸及其酯类、MBS树酯等

国内正在开发C5轻烃C5馏分→异戊二烯、间戊二烯和双环戊二烯

甲醇的直接利用有：1）替代汽油，安全，汽车互撞时不会爆炸，辛烷值高，发动机马力增加20%，排的废气少。2）植物生长剂，能降低农作物对水的需求量。甲醇的化工利用有：1）甲醛和聚甲醛，聚甲醛是重要工业塑料，有替代有色金属和合金材料趋势。2）甲胺，广泛用于农药、医药、染料、橡胶、纺织、饲料等方面，也是精细化工产品重要原料。3）甲酸甲酯，它作为化工中间体的应用具有广泛潜力，目前主要是水解生产甲酸和用胺（或氯）胺化生产甲酰胺。4）醋酸和醋酐，醋酸为有机酸，应用广泛，主要用于生产醋酸乙烯、笨二甲酸和醋酸纤维。5）碳酸二甲酸酯（DMC），它是重要有机化工原料，还是有前途的汽油添加剂。6）草酸二甲酯，它是有机合成中间体，广泛用于化工、医药、农药和染料等领域。天然气较长远利用的技术还有：1）二甲醚技术，它与液化石油气性质十分相似，是液化石油气、柴油替代燃料。2）天然气经甲醇制取低碳烯烃（MTO技术）。3）燃料电池，它有多种多样，其中比较成熟有：碱性燃料电池（AFC），磷酸型燃料电池（PAFC），离子膜燃料电池（PEMFC）和直接氧化甲醇燃料池等。参见文[1-3]。

第三节天然气将成为21世纪的主要能源

21世纪将进入一个新的能源变革时代。过去的一个世纪里，世界能源消费从最初的以薪柴为主转向以煤炭为主，继而又转向以石油为主的时代。本世纪前半叶，天然气的开发生产，将在世界能源生产与消费中占重要地位。到2050年以后，天然气的应用可能会取代煤炭成为继石油之后的世界主要能源。从环保和优质能源角度看，天然气将成为能源市场上首选的燃料，21世纪将是世界能源的天然气世纪。一、世界油气资源的前景和挑战自从2005年国际原油价格突破60美元/桶以来，高居不下的油价引起全世界对能源发展的高度关注。美国《油气杂志》、英国《BP世界能源统计》的数据表明，世界并没有面临油气资源或储量的短缺，已探明的能源储量仍然可以满足世界近期的总体需求。据2006年的美国《油气杂志》、英国《BP世界能源统计》等资料估计，2006年全球最终常规剩余可采油气储量分别是1804×108

t和175×1012

m3（见表1-2）。表1-2

世界油气资源情况资源类型最终可采资源累积采出量剩余可采储量待发现资源量常规原油（×108t）4504100018041700天然气（×1012m3）47070175225非常规原油(×108t)2000-8000(粗估)天然气（不含甲烷水合物×1012m3）900(粗估)甲烷水合物（×1012m3）100000-500000(粗估)最终常规可采油气资源量资料来源：Oil&GasJournal，2006；BPStatisticalReviewofWorldEnergy，2006。最终非常规可采油气资源量料来源：USGS，TheWorldOil-GasEvaluationintheYearof2000；Yamazaki，A.MITI'sPlanofResearchandDevelopmentforTechnologyofMethaneHydrateDevelopmentasDomesticGasResources.20thWorldGasConference，1997。解决世界面临的能源短缺问题，除了加强常规天然气资源的勘探和开发外，一个很重要的途径就是大力开发非常规油气资源，尤其是非常规天然气资源。广义的非常规天然气有煤层气、深层气、致密砂岩气、水溶气、富有机质页岩气以及甲烷（天然气）水合物，狭义非常规天然气是指前5种。据估计，全球狭义的非常规天然气资源量有9×1014m3（见表1-2），其中煤层气可能超过2.6×1014m3。就地球有机碳的分布而言，甲烷水合物的有机碳含量占53.3％，资源量估计可能高达10~50×1016m3（见表1-2），超过煤、石油、天然气、陆地生物、海洋生物和土壤等的有机碳含量总和，为全球石油、天然气和煤等化石燃料的含碳总量的2倍。然而，水合物的开发风险很大，因为它是一种极不稳定的物质，钻探过程中容易造成滑坡地质灾害，稍有泄漏就会带来灾难性后果。目前，甲烷水合物的开发仍属于探索性阶段。见文[4]。二、天然气在世界一次能源消费结构的重要地位2006年石油、煤炭、天然气在全球一次能源消费中分占37.5%、25.5%和24.3%。全世界天然气储采比很高（70︰1），而且石油和煤炭消费领域里有70％以上都可以用天然气取代。预计到2050年，世界石油消费所占比例仍在24%左右，天然气消费和新、可再生能源比例大体各约占22%和26%，煤炭消费所占的比重将下降到18%左右，水电、核能和传统薪柴燃料占到10%左右。三、国际天然气市场概况随着世界天然气船和天然气管网运输等重要基础设施建设项目的投入使用，天然气可以更大量地运抵更广泛的地区。2006年的《BP世界能源统计》表明：2005年世界管道天然气贸易量为5320×108m3，液化天然气为1880×108m3，分别占世界天然气总贸易量的70.9％和29.1％。2005年，居世界前10位的天然气消费国的消费量达到17485×108m3，占世界天然气总消费量的63.59％（见表1-3）。2005年，世界天然气产量27630×108m3，其中：俄罗斯天然气产量居世界第一位，达5980×108m3，出口量也位居世界第一，达1510×108m3，占世界天然气出口量的21％。中东地区天然气产量增长很快，特别是近20年，产量增长了3.6倍。2005年天然气产量达到2.92×1011m3，出口量也迅速增长，达到0.433×1011m3，占世界液化天然气出口量的23.0％，其中液化气出口主要来自卡塔尔、阿曼和阿联酋。见文[4-7]。

表1-3

2005年世界天然气消费和产量情况（前十位国家及中国）国

家消费量（×108m3)占世界份额（%）国

家产量（×108m3)占世界份额（%）美国633523.0俄罗斯598021.6俄罗斯405114.7美国525719.0英国9463.4加拿大18556.7加拿大9143.3英国8803.2伊朗8853.2阿尔及利亚8783.2德国8593.1伊朗8703.1日本8112.9挪威8503.1意大利7902.9印度尼西亚7602.7乌克兰7292.6沙特阿拉伯6952.5沙特阿拉伯6952.5荷兰6292.3中国4701.7中国5001.8小计17485

小计19154

世界合计27496100世界合计27630100来源：BPStatisticalReviewofWorldEnergy，2006。第四节

我国油气资源和天然气工业发展前景

一、石油天然气资源状况20世纪80年代以来，我国已先后开展过三轮油气资源评价工作（分别于1987、1994和2006年完成）。据2006年的第三次（新一轮）常规油气资源评价结果，我国石油远景资源量为1086×108t，石油地质资源量765×108t，石油可采资源量212×108t；天然气远景资源量56×1012m3，天然气地质资源量35×1012m3，天然气可采资源量22×1012m3。详见表1-4、1-5/见文[5]。表1-4

中国主要盆地资源量数据表（1012m3）序号盆地资源量可采资源量序号盆地资源量可采资源量1塔里木11.345.867莺歌海2.280.812四川7.193.428琼东南1.890.723鄂尔多斯10.702.909渤海湾2.160.624东海5.102.4810以上小计45.0918.435柴达木2.630.8611其它盆地10.803.606松辽1.800.7612全国合计55.8922.03与1994年完成的全国第二轮天然气资源评价结果，总资源增加约18×1012m3。与第一次比，增加了22.3×1012m3

（1980-1985）。四川、鄂尔多斯资源探明率相对较高，分别为20.3%和16.3%，东海仅为1.3%，其它介于5-13%间。我国天然气勘探程低，平均探明率仅9.6%。大体相当于美国天然气储量快速增长阶段的初期。表1-5

中国天然气资源探明程度统计表序号盆地名称盆地面积（104km2）天然气资源量（1012m2）探明地质储量（108m3）探明率(%)1松辽25.541.801937.7910.752渤海湾14.452.162659.4112.313四川19.007.1914567.7120.264鄂尔多斯25.0010.7017473.3416.335柴达木12.102.632900.3511.036塔里木56.0011.348622.397.607东海24.005.10685.511.348琼东南4.101.891037.915.499莺歌海10.002.281564.066.86

全国合计

55.8953866.58平均9.64近年来，我国的油气勘探呈现出陆相地层与海相地层、构造油气藏与岩性油气藏并举的局面，一大批重大勘探成果相继产生。2004年以来，中国石油新增的探明储量中，岩性油藏所占比例均超过60%，2006年更是达到了65%以上。2006年4月，中国石化宣布在川东北发现普光大气田。该气田是在四川盆地当时国内发现的规模最大、丰度最高的海相气田。在我国石油天然气能源供应日趋紧张的今天，更多、更大的油气田还在等待着我们去发现和开发。在非常规油气资源方面，中国也蕴藏着巨大的潜力。有关资料表明，中国是世界第二大煤炭、煤层气资源大国，我国埋藏深度小于2000m的煤层气资源量为36.8×1012m3，已钻煤层气井1000余口，探明储量1023×108m3。油砂显示很多，分布广泛，油砂矿石油资源量为70×108t左右；页岩油资源量约200×108t；有专家预测南海陆坡和陆隆近100×104km2范围内有蕴藏着丰富的天然气水合物资源。此外，青藏高原多年冻土区也可能含有大量的天然气水合物。初步预测，在中国南海北部陆坡的天然气水合物总资源量可能大于100×108t

油当量）。我们相信，未来谁主导了天然气水合物开发利用，谁就主导了下一代能源。在众多含油气盆地中，蕴藏着十分丰富的水溶气资源，有专家预计总量达38×1012m3。二、中国的能源消费问题1．能源使用浪费，能源利用效率低1981—2003年，中国的能耗强度分别是美国和日本的5倍和13倍，中国的能源利用效率甚至低于印度，处于相当落后的水平。2．重煤轻气，能源消费结构极不合理中国是煤炭资源比较丰富的国家，从能源消费结构来看，煤炭依然在中国能源消费总量中占主导地位。2005年煤炭消费所占比为68.7%，天然气仅占2.8%(见表1-6)。表1-6

中国能源消费总量及构成年份能源消费总量

(万吨标准煤)占能源消费总量的比重(%)

煤炭石油天然气水电

200522246868.7

200420322768.0

200317499068.4

200215179766.3

200114319966.7

200013855367.8

1999133836.2

199813221469.6

199713779871.7

199613894874.7181.85.5

199513117674.6

199412273775

199311599374.7

199210917075.7

1991103783

1990987035.1

1989969344.7

19889299776.2172.14.7

19878663276.2172.14.7资料来源：国家发改委、国家统计局、国家信息中心等注：每吨标准煤按7000千卡/千克的热值折算，用tce表示。1吨煤=0.7143吨标准煤；1吨油=1.4289吨标准煤；1吨气=1.4851吨标准煤。Toe—吨标准油（或油当量），1000m3气=0.9toe；1toe=0.7tce。中国成为当今世界上能源结构以煤炭为基础的少数国家之一，远远偏离了世界能源结构以油气为主的发展潮流。中国的能源消费状况和能源消费结构特征将使能源发展战略面临两难选择。三、天然气生产及其发展前景中国的环境压力和快速的城市化极大地扩大了天然气市场。未来十几年，天然气需求将高速增长，预计年平均增速将达11%至13%，2010年需求量达到1000×108m3，2020年需求量将达到1800~2200×108m3。根据这样的预测，中国能源结构仍不会有大的改变：煤炭仍占64%，石油21%，天然气仅占6%。到2020年，能源结构中煤炭将占58%，石油22%，天然气仅为10%。偏向产量增长保守的预测见表1-7（参见文[6]）。为满足巨大的天然气需求，在加大勘探开发技术投入的同时，还必须加快天然气价格改革，做好天然气发展战略规划，从长远角度开发国内有限的天然气资源。在勘探开发本国常规天然气资源的同时，我们还要加大非常规天然气的专项勘探活动，尤其是煤层气的勘探。总的来说，中国应该力争以一次能源的气体资源实现跨越式能源战略的转型，如果一次能源的开发和引进不能够解决这种转型，就必须全面扩大二次能源的煤气化的合成气、核电站的蒸汽发电的使用程度，果断地以二次能源的气体资源替代部分煤、油的使用，确保以天然气为主的气体能源目标的实现。

表1-7

中国21世纪初期天然气储量与产量预测年份项目20102020累积天然气探明储量（108m3）50935~5603574175~81485生产量预测气层气590~690895~1115溶解气70~8075~85全国总计660~770970~12002004-2010年平均年新增天然气探明地质储量2500~3000×108m32011-2020年平均年新增天然气探明地质储量1500~2500×108m32004-2020年累积新增天然气探明地质储量3.25~4.6×1012m3

第五节

我国天然气工程技术发展现状和世界发展趋势

一、我国气田、凝析气田开发的特点我国已发现的天然气藏的地质特点和开发特性给天然气开发、开采带来很大困难。目前已探明的以中小型气田居多（塔里木、鄂尔多斯、四川和南海西部等一些大气田的发现可能会使这一情况发生改变），这一特点，决定了我国天然气开发的分散性和复杂性；我国已探明的气田其埋藏深度大多在3000—6000m之间，气层偏老，埋藏又深，四川二迭系以下地层天然气探明储量占总储量的70.04%，深层气藏开发占主导地位，其开发、开采的难度必然增大；我国天然气储层大多属于中、低渗透储层，而且低渗、特低渗储层占了相当的比例，这些储层非均质明显，孔隙度低，连通性差，水敏、酸敏性突出，水锁贾敏效应严重，自然产能低，要达到经济、有效地开发，必须进行气层改造；水驱气田在已投入开发的气田中占相当的比重，这一问题四川气田尤为突出。我国的凝析气田又具有一些特点，主要是：1）凝析油含量多为中偏低，回注干气都处于经济极限边缘；2）地露压差小，多为饱和凝析气藏；3）最大反凝析液量大大小于临界流动饱和度，一旦析出在地层中就很难流动；4）反凝析液损失率一般都超过50%；5）在同一油气区内，凝析气藏常带油环，或为凝析气顶油藏，这也增加了开发的难度和复杂性。到2006年底，国内探明未动用天然气储量3.2×1012m3，其中低渗复杂储量占76.6%，2007年新增储量中火山岩、低渗致密气藏量占92%，低品位储量占了天然气储量的主体（见文[2]）。另外近年来还发现了开发难度很大的高含硫气藏（H2S含量＞5%）和火山岩气藏（又富含CO2）。二、依靠科技进步，天然气开发已形成了一系列实用技术，目前能基本适应气田开发的需要着重介绍产生较大影响的几项实用技术1、开发地震技术在气田开发中的应用与推广取得了显著效果。一旦在探井取得工业产量后，针对复杂气藏条件，为了有效地确定开发井位及开发程序，应用开发地震，进行储层横向预测，避免少打空井和低产井，最大限度地提高气藏采收率、提高开发效果和经济效益，这是实现气田高效开发的一项关键技术。东部复杂构造及断块油气藏，应用地震等技术，已形成一套滚动勘探开发程序。长庆中部气田采用高分辨率地震、古地貌和微构造相结合的精细解释技术来搞清奥陶系风化壳的沟槽展布和上古地层的成组砂岩厚度变化。应用地震叠前属性储层预测和烃类监测技术，在榆林等气田定井位中，钻井成功率达到85%以上。应用多井约束波阻抗精细介释和相干体分析的裂缝发育带预测技术，在罗家寨气田部署开发井4口，完钻3口，均获日产200×104m3/d以上高产气流。川东石炭系高陡背斜构造气藏，应用地质模式与地震成像结合，解决了高陡构造的圈闭评价问题，使五百梯开发井钻井成功率达到85%以上。中原文23气田，在开发实施阶段，以三维地震人机联作为主，综合运用36口钻井和18口地层倾角测井资料，准确地确定了地层边界和内部断层，查明了构造形态，划分了断块区，核实了储量，为气田开发打下了很好的基础。2、气藏描述与数值模拟技术的发展，推动了气田开发水平的提高。在地质、开发地震、测井、试井、岩心描述及分析技术等取得气藏第一性资料的基础技术方面，进行了完善和配套。大港、吐哈、华北、塔西南、塔里木和中原文23等凝析气田，应用气藏描述、数值模拟等技术，编制方案，指导开发全过程，支持和促进了这类气田开发水平的提高。四川大天池、大池干井气田在勘探开发初期，进行了气藏描述和数模，形成了一套系统工程计算方法，在三维空间上对气藏形态、储集体展布、储层参数、沉积有利相带变化及储量分布等进行了综合描述，搞清了气藏地质特征，为开发设计提供了准确的参数分布和编制依据。大庆应用斯仑贝谢测井新技术，提高了火山岩储层识别的成功率，有效储层介释符合率达到85%以上。3、现代试井与储层综合研究技术在气田前期预测及产能评价中发挥了重要作用。通过几十年的发展，试井技术已逐步成为气藏动态分析的核心，已成为确定物性参数、核实气藏动态储量和评价气井产能的重要手段。近几年来，在试井资料录取和试井解释方法上都有较大提高，资料录取上采用高精度电子压力计，基本满足了试井方法的要求；试井解释方法以图版法为核心，广泛应用电子计算机，形成了一整套现代试井分析方法。长庆气田，首先利用修正等时试井，采用延时生产短期试采方法，核实了产量，计算了气井绝对无阻流量；其次，通过压力恢复试井，对储层参数及平面变化进行了分析，结合气藏数模，对气藏稳产条件进行了预测，第三，通过干扰试井，帮助了解气藏内部连通情况，为井网部署提供了依据。4、凝析气田循环注气开发的实施填补了我国空白。凝析气田是介于干气气藏和油藏之间的一种特殊气藏，从中同时产出干气和凝析油，由于存在反凝析现象，发生地层凝析油的损失，为提高凝析油采收率，常采用循环注气的开发方式，开采技术也比较复杂，如油气相态分析技术、多组分数值模拟技术、采气注气及地面集输技术和气藏动态监测技术等，经过几年的研究和实践，我国已初步掌握了气田循环注气技术，已在大港大张坨、塔西南柯克亚和塔里木牙哈凝析气田顺利地实施了循环注气的开发方案，实现了零的突破，并取得了比较显著的效益。在凝析气田开发的研究方面还取得了一系列可喜成绩。凝析气田开发正在走上科学、合理开发的道路。塔里木和中国石油科研院编制了第一个高温高压、深层富含凝析油的牙哈凝析气田开发方案。吐哈和西南石油大学开展了凝析气田开发的系列研究。在油气相态理论实验研究等方面取得了重大进展，西南石油大学、中国石油勘探开发科学研究院、中国石油大学、大港、吐哈、塔里木、华北、中原、中石化西北公司等许多单位都作了有益的研究。西南石油大学对相态研究已从不考虑多孔介质转向考虑多孔介质的影响，从静态转向动态，从两相到多相、从烃类体系到烃类一水体系的研究，这样，将岩石多孔介质的界面性质（吸附、毛管凝聚和润湿性等）与流体相态性质结合起来研究。在凝析气井试井方法研究方面也取得了重要进展。油气取样工作得到了各相关油田的充分重视，均引进和配备了精良的实验分析装备。凝析气井开采工艺也日趋完善。在吸收国外先进技术基础上，独创与引进结合，也提高了凝析油气加工的水平。5、低渗透气田采取经济有效的配套技术，改善和提高了开发效果。加砂压裂和酸化压裂技术的整体水平有了很大的提高，现已发展到针对储层特点，以气藏工程为基础，通过对开发层位的整体措施改造，把增加可采储量、提高采收率和储量动用程度作为评价增产措施效果的衡量标准。为开发苏里格低渗气田，长庆油气田公司进行了技术集成创新，形成了富集区块筛选、井位优选、快速钻井、分层压裂合层开采、井下节流和地面工程优化等配套套新技术，（见文[8]）。中石油西南油气田公司以加砂压裂为主体的增产改造技术有新发展，集成创新了地应力预测、压裂缝高预测控制、微型注入量评价、压裂优化设计、低伤害超级胍胶压裂液体系、非线性加砂工艺和防支撑剂回流排液等配套技术。连续油管逐层加砂压裂首次在国内获得成功，过油管射孔和快速排液等技术也获得好的效果（见文[9]）。水平井、复杂井的发展，很可能会在气田、凝析气田开发上带来一场重大变革。6、老气田通过调整挖潜和滚动勘探开发技术，取得了显著的经济效益。一是对已开发气田，老井复查，提出挖潜措施；二是加大滚动勘探开发力度，努力寻找新储量。针对封闭型水驱气藏开发后期低压、小产、大量剩余气储量被水封隔、采收率低的特点，在四川逐步形成了完善的“排水采气”技术，减少裂缝含水饱和度，改善气相渗透率，排除井底和井附近储层的积水，增加采气量。工艺方面发展了机械抽水、泡排、电潜泵、气举和小油管排水等技术系列，提高了气井排水量，处于低压小产的气藏获得了较大增产效果。受排水采气的启发，又发展了一套排水找气技术，依靠地层天然能量，排出封隔天然气的水体，使产水井变成工业气井，从而找到了隐蔽性裂缝性气藏。仅在‘九五’前三年，四川川南矿区通过“排水找气”，新获地质储量28.8×108m3，经济效益显著。就中国石油范围，含硫气田已占动用气层气储量的43%。在发展脱水、脱硫化氢、抗硫钢材等防腐技术的基础上，又发展了气液两相缓蚀剂、涂层油套管、玻璃钢油管、硫化氢腐蚀专用涂料、防腐侧钻修井和H2渗透检测等技术。四川磨溪气田雷—1气藏应用两相缓蚀剂、涂层油套管和玻璃钢油管等防腐技术后，有效地防止了井下腐蚀。目前中国石油、中国石化两大石油公司正进行高含硫、中含CO2气田开发的系列攻关技术研究。7、气田内部集输建设，形成了从设计到施工的配套技术。开发建设有一半的投资是花在地面工程建设上的。随着不同类型气田投入开发，地面集输技术也得到不断完善和发展，在天然气计量设备改造、小型撬装分离装置、高压低压气分输、利用大罐收气与套管气收集等方面发展了一批实用技术，提高了地面集输整体水平。近年来，在常压集气工艺基础上又发展了高压集气工艺，减少了单井节流、加热、分离、计量和值班等配套设施，实现了低成本集输。许多低渗致密气田都发展了井下节流技术，大大简化了地面采输流程，减少了投资，节约了成本。8、采气工艺技术水平的提高，为气田稳产、高产发挥了重要作用，目前已形成了十项采气工艺技术，它们是：（1）以保护气井产能为目标的气层保护及完井技术；（2）以提高产能为目标的高效射孔技术；（3）低渗、致密气藏压裂、酸化技术；（4）封闭型水驱气藏见水生产井排水采气工艺技术；（5）气井试井及动态监测技术；（6）采气作业安全控制技术；（7）开采后期低压气井集输工艺技术；（8）气井井下作业、修井技术；（9）气井防腐、防水合物技术；（10）一井多层开采技术。限于篇幅，不再一一展开细说了。目前我国各类气田开发所需的技术见表1-8

表1-8

我国各类气田开发所需主要技术

三、世界天然气开发技术发展简述参照文[7]，给大家提供以下有关信息。1、未来气田开发研究的主要目标集中在提高气井产能和提高气藏采收率上。主要目标是：1）

新的提高采收率技术，经济实用又符合环保要求。2）

更好的气藏表征（描述）。3）

解决井筒堵塞、积液和其它生产问题。

4）开发新型的改善生产、防治腐蚀的新材料和催化剂。5）发展最小环境危害、最大效益的油气生产技术。6）发展更为精确的描述油气生产过程和环保的数学模型。7）提高研究工作者、生产劳动者劳动生产率和改善工作环境。2、重点加强的领域集中在以下学科：1）能源科学2）环境科学3）信息科学4）材料科学3、研究的特点1）严格专门化的时代已经过去，实际需要的是跨专业交叉和共同探索。2）创新研究，它是建立在物理、化学基本观察基础上的，这些研究将导致工艺技术和新过程的突破。3）团队精神，绝大多数研究都是由来自各专业的科学家团队来完成的，如石油工程、地球物理和地质、化学工程、机电工程、计算机工程、环境工程和经济学等科学家组成的团队来完成的。4）绿色工艺技术，应优先发展有环保要求的项目。至于各种具体研究项目，主要介绍五个方面，不一定全面。并分创新研究和低风险两类项目叙述。4、研究的项目油藏表征技术研究1）创新研究项目（1）四维地震（4-D）气藏描述技术。能够提供发现新气藏或很精确地评价已开发气藏（达到井数最少、产量最大的开发要求）的机会，精确到1m气藏、1cm近井带和1mm井筒的程度。（2）激光测井，这项新技术已在航天事业中应用，希望也能用到井筒中来，这将是一项环保友好型的技术。（3）气藏的虚拟描述技术，它给石油天然气技术工作者和管理者提供多方面的多种生产策略实施效果的评价。（4）流体驱替前缘遥测技术，帮助它监控提高油气采收率方案实施中的驱替前缘移动。（5）非均质地层的新表征方法，它应包括神经网络、人工智能、分形和其他随机描述方法的研究和与应用。2）低风险项目（1）水平井测井。（2）水平井压裂。（3）岩石/流体物性的张量分析及多重渗透率和多重孔隙度储层的描述。该项研究还需开展在人工裂缝和天然裂缝模型上的流体渗流实验研究。（4）包括风险分析模型在内的气藏流固耦合模型的建立和求解方法研究。（5）水平井井网井距优化的研究。气藏数值模拟技术研究1）创新项目（1）凝析气藏中近井带凝析油阻塞的模拟研究。必须研究新的描述气井生产中凝析油阻塞的渗流方程，并还要与热动力学模型相结合。（2）各种复杂结构井、水平井条件下的气藏流体渗流复杂现象的模拟研究。（3）描述流体流动和岩石力学性质耦合的新方程和求解方法研究。（4）解决气藏开发问题的人工智能技术研究，并能用于气藏表征和提高采收率方案的筛选。2）低风险项目（1）井筒与气藏耦合的综合模拟器的开发研究。（2）提高现有非均质气藏模拟器的精度。采气工程技术研究1）创新项目（1）修井专家系统的应用研究。（2）智能井，对井进行就地信息资料处理和动态监控。（3）水合物防止新方法，应集中在低成本的生物材料研究上。（4）防治固相（蜡、沥青质、元素硫等）沉积新方法、新技术，现在的沉积理论还不够成熟。它还应包括激光、超声波技术的应用。（5）防腐新材料，包括防止井下腐蚀的新型水泥及注入工艺研究。2）低风险项目（1）井筒的生物修井技术研究（2）水合物抑制剂筛选准则的研究与制订（3）气井砂控技术研究（4）气井生产优化专家系统开发研制（5）数据采集遥控传输技术研究（6）生产策略的风险分析提高采收率技术研究1）创新项目（1）流体的基本相态。研究改变流体/流体、岩石/流体界面微观结构的新过程。此项研究必须与环保治理相结合，必须与CO2、废气和其它与能源有关的有害气体储存和利用相结合。还应致力于表征凝析气相态特征的研究上。（2）跨专业的IOR技术研究。（3）井下炼制（此项目研究是针对原油的）。这里也把它列出来加以强调，此项目还刚刚起步，任何一个国家都能在比赛中走在前头。现在是改变开采化石燃料方式的时候了。2）低风险项目（1）注气（包括温室气体和废气）提高石油采收率。要特别重视对裂缝性和非均质储层实施注气研究。（2）堵水锥。（3）既能保持地层能量又能防治水害的水驱气藏新开发方式探索研究。环境工程技术研究1）创新项目（1）CO2和其它温室气体治理（新的气体分离方法）。（2）分离效率最大化的新分离方法。（3）钻井/采气产出液处理新技术。2）低风险项目（1）油气泄漏防治研究。（2）油气污染大气的扩散模型研究。

第六节

课程性质和学习要求

在学习本课程时望读者能牢牢掌握以下几点：一、我们开发的对象是复杂的油气藏，具有以下共同特点：1、埋藏的隐蔽性、模糊性；2、地层的非均质性、各向异性、非连续性和非有序性；3、油气藏勘探开发的风险性；4、流体渗流的复杂性；

如：流体具有相当的流动性和压缩性；凝析气的物理化学渗流（随时随地发生相态变化和相间传质交换等）；流固耦合特性（储层变形）；5、气藏开发过程的系统性。二、气田开发的主要特点天然气既是开采对象，又是驱动能量。天然气是不可再生的一次洁净的、优质的能源，也是重要的化工原料。主要特点：1、生气成因的广泛性生气母质腐泥质、腐植质干酪根均可生气；陆相、海相地层均产气；深浅层均产气；气体类型众多：有油气共生气、煤成气、煤层气、生物气和裂解气等。2、盖底层的严密性保存条件要求比油藏严格得多。3、气体显示的隐蔽性钻井过程光靠岩屑录井不易发现气体，要采用综合地质的方法。4、气体流动的活跃性气体粘度约比水小100倍，流动性大，气藏开发井的井距要比油藏的井距大。5、气体的压缩性理想气体体积与压力成反比，气体压缩性比岩石、液体大得多。若P<2000Psi（14.14MPa）气体渗流方程中用P2表示；若P>2000Psi用P表示；一般，气体渗流方程中最好用拟压力表示。6、开发配套的同步性地面、地下一致性；天然气开发与地面集输、加工紧密相连，凝析气藏更是如此。7、开发效益性气藏的采收率比油藏高很多。气藏一般用衰竭式开发方式，一般不注水，气井“怕水”，见水井气相渗透率会急剧下降。8、钻井工艺的复杂性压力控制高，井身结构耐压、严密性要求高；喷射的迅猛性；含硫化氢、二氧化碳气的腐蚀性。9、气井开采的安全性井身结构、井口、井场设备耐压高、密闭性要求高；防火、防爆、安全可靠性要求高；专有水合物防治问题；要脱去硫化氢和二氧化碳等非烃气体，以符合国家气质标准。10、储存运输的系统性气层—气井—矿场—输气干线—用户是一个大系统工程；天然气开发直接与用户相连。有季节和昼夜用气不平衡问题。长输干线要建储气库调峰，保证安全平稳供气。天然气开发直接依赖于天然气市场的发展。用统一管网相连的各大石油公司的大气区间供气可优化调配。三、《天然气工程》课程特点1、它是《石油工程》专业、《油气田开发工程》学科的一门重要的和新型的综合型课程。完整的体系应包括：1）定性和定量的气藏描述（通过学习其它相关地质课程来获取），要非常重视地质课程的学习。2）流体（油、气、水）的容积（PVT）性质和相态性质。3）流体的渗流规律和气藏数值模拟。4）相应的钻采工艺技术。5）合理的开发系统和矿场集输系统；6）技术经济评价。气田开发、开采最终要达到最佳的技术经济指标和最高的最终采收率目的，同时要坚定不移地注意资源和环境的保护。2、课程性质决定了课程的多学科性和实践性1）地质是基础；2）渗流力学、油气体系相态理论是开发的理论基础；3）气藏数值模拟是必不可少的手段；4）“工欲善其事，必先利其器”，优选的钻采工艺和地面集输、处理工艺是关键。3、要努力做到：地质与工程结合；

技术与经济结合；

地面与地下结合。学此课程实为四年大学所学知识的总结，能起到统揽全局、综合应用的作用。4、通过学习，要牢固树立五个观念，即：政治观念，经济观念，地质观念，工程观念和系统观念，这是做一个合格石油工程师所必需具备的。本章作业：观看我校编录的“中国古代发展的天然气钻采工艺技术”录像片。

小

结

1、

中国有着悠久的辉煌的天然气开采和利用史，我们要引以自傲。2、

新中国的建立和“改革开放”引起了中国大地翻天覆地的变化，现在中国天然气工业已进入了快速发展的阶段。3、当前中国能源工业发展有两个阶段：1）2020年前（1）适度提高石油天然气在能源结构和消费结构中比重。（2）努力推广煤炭净化和高效利用技术。（3）做好新的可再生能源的研究和开发。2）2020年后（1）大力推广和发展新能源、可再生能源。（2）使洁净能源在能源结构中比重2050年超过50%。（3）初步实现经济、能源和环保的协调发展。4、石油天然气工业发展战略1）

力足国内2）

开拓国际

3）厉行节约4）建立储备5）在战略上做到四个结合：（1）稳定东部与发展西部结合（2）重视石油与加快发展天然气结合（3）开发生产与节约利用资源结合（4）国内石油勘探开发与国外建立石油生产基地结合5、中国能源发展方案设想（见表1-9）

表1-9

中国能源发展方案设想年份构成2000201020202050一次能源需求量（万toe）91968133762182517301078煤炭（万toe）%5969265.27019352.78468846.411892639.5油气（万toe）%2327225.44473633.56561635.96452121.4水电（万toe）（108Kwh）245023266.3869536576.51186453026.521075100467.0核电（万toe）（108Kwh）%3501700.420068441.5365016312.01987194726.6新能源、可再生能源（万toe）（108Kwh）%24589272.7725829275.81669963359.2766852896825.5注：引自“中国能源”杂志2003年7月贾文瑞等文章。

6、通过本门课程学习，望读者能初步了解从气藏（田）开发开采到矿场集输处理的天然气生产过程，建立一些初步概念，了解一些基本知识，掌握一些基本方法，随后通过课程设计、毕业设计再深化这些认识，并得到一些设计实践锻炼。毕业后，若在此领域工作，再在长期的生产、科学实践中，努力使自己成为本领域的专门家。“学海无涯勤为舟，书山万仞志可攀”，有志者事竟成。

习

题

1、你从我国天然气开采利用的发展历程中获得了那些有益的经验教训？2、面对快速发展天然气工业形势，如何处理好速度、规模、效益和可持续发展间的关系？3、面对低渗致密气藏、高含硫气藏、异常高压气藏、火山岩气藏、凝析气藏等复杂气藏开发和煤层气开采，如何走科技发展之路？4、气田开发和油田开发有何共同点和差异性？5、学好这门课程的意义是什么？如何学好这门课？参考文献

[1]

石兴春，李吟天主编.

中国天然气工业发展研究[M].

北京：石油工业出版社，2000[2]

胡文瑞.

天然气业务快速发展中要高度重视的几个问题[J].

天然气工业，2008（1）[3]

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建立上、中、下游一体化天然气工业体系问题的思考[J].

石油工业技术监督，2005（5）[4]M.FNixonandJ.L.H.Grozic.SubmarineSlopeFailureduetoGasHydrateAissociatcon:APreliminaryQuan-tificafcon[J].CanGeotech,rol.44:314-325,2007[5]

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李鹭光等.

四川油气田天然气开发技术新进展[J].

天然气工业，2008（1）

第二章天然气的物理化学性质

提示

第二、三章是以后各章学习的基础。较全面的天然气物理化学性质应包括：1）物理性质，如：分子量、密度和相对密度、饱和蒸汽压、粘度、临界参数、真实气体和理想气体状态方程及气体偏差系数、体积系数、含水量、溶解度和烃露点等；2）相态性质和相平衡计算；3）热力学性质如：比热容、绝热指数、导热系数、汽化潜热、焓、熵、热值和爆炸性等。限于篇幅，本章只涉及与渗流、管流和储存有关的几个参数。这些参数的实验分析与测定是必不可缺少的手段。国家技术监督部门认可的方法和标准是测试的依据。在没有实验和现场试验数据时，那么采用一些经验公式是唯一可行的选择，而且有利于实现计算机编程。第一节天然气的组成与分类

一、天然气的组成天然气是指自然生成，在一定压力、温度下蕴藏于地下岩层孔隙或裂缝中的混合气体，其主要成分为甲烷及少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮、氢、二氧化碳、硫化氢及水蒸汽等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。天然气中还可能含多硫化氢、以胶溶态粒子形式存在于气相中的沥青质，还可能微含水银。石油工业范围内，天然气通常指从气田采出的气及油田采油过程同时采出的伴生气（参见国际标准化组织ISO14532.2001）。天然气中常见组分的性质见表2-1。为了了解天然气的组成，可以对天然气组分作全分析，目前国内外采用的分析仪器为气相色谱仪，主要有美国惠普和日本岛津系列气相色谱仪。表示天然气组成的方法有三种：1、摩尔组成：这是目前最常用的一种表示方法，常用符号表示气中组分i的摩尔组成，其表达式为

（2-1）

式中

——气组分i的摩尔数；

——气体总摩尔数，n为气体组分总数。

表2-1

天然气主要组分在标准状态下的物理化学性质

名称分子式分子量摩尔体积Vm/(m3/kmol)气体常数R/[J/(kg·K)]密度ρc/(kg/m3)临界温度Tc(K)临界压力Pc

c/MPa高热值Hh(MJ/m3)高热值Hh(MJ/kg)低热值H1/(MJ/m3)低热值H1/(MJ/kg)爆炸极限(体积分数)/%动力粘度μ×106/Pa·s运动粘度ν×106/m2/s沸点/℃定压比热容cp/[kJ/(m3·k)]绝热指数K导热系数λ/[W/(m·K)]偏心因子下限上限甲烷CH416.04322.362518.750.7174190.584.54439.84255.36735.90650.0505.015.010.6014.50-161.491.5451.3090.030240.0104乙烷C2H630.07022.187276.641.3553305.424.81670.35151.90864.39747.5152.913.08.776.41-88.602.24411980.018610.0986丙烷C3H844.09721.936188.652.0102369.824.194101.26650.37693.24046.3853.81-42.052.9601.1610.015120.1524正丁烷n-C4H1058.12421.504143.132.7030425.183.747133.88649.532123.64945.7472.53-.503.7101.1440.013490.2010异丁烷i-C4H1058.12421.598143.132.6912408.143.600133.04849.438122.85345.6501.88.5——-11.72—1.144—0.1848正戊烷C5H1272.15120.891115.273.453746.9653.325169.37749.042156.73345.3881.8536.06—1.121—0.2539氢H22.01622.427412.670.089833.251.28012.745141.92610.786120.1114.075.98.5293.0-252.751.2981.4070.21630.0000氧O231.99922.392259.971.4289154.334.971——————19.8613.60-182.981.3151.4000.02500.0213氮N223.01322.403296.951.2507125.913.349——————17.0013.30-195.781.3021.4020.02490.0400氦He3.01622.420281.170.13453.350.118————————-269.95—1.64(19℃)——二氧化碳CO244.01022.260189.041.9768304.257.290——————14.307.09-78.20(升华)1.6201.3040.013720.2250硫化氢H2S34.07622.180244.171.5392373.558.89025.36416.48823.38315.1924.345.511.907.63-60.201.5571.3200.013140.1000空气

28.06622.400287.241.2931132.403.725——————17.5013.40-192.501.3061.4010.02489—水蒸气H2O18.01521.629461.760.8330.863321.830——————8.6010.12—1.4911.3350.016170.3480

①

0℃，101.325kPa；②MJ，106J(焦)③引自文[1]。

2、体积组成：也常用符号表示

（2-2）

式中

Vi——气组分i的体积；

——气体总体积。当考虑天然气满足阿佛加德罗定律（体积相同、压力温度条件相同的各种气体具相同数量分子，1g物质的分子数6.02×1023）时，天然气中任何组分的体积组成在数值上等于该组分的摩尔组成。1kg摩尔气体在=0.101325MPa、=273k、=1下的体积均22.4m3/kmol，克摩尔气体为22.4cm3/gmol。3、质量组成：即为各组分的质量百分数，用符号wi表示

（2-3）

式中

mi——气组分i的质量；

——气体总质量。因为，故将质量组成换算为摩尔组成，可利用下式

（2-4）

式中：Mi——气组分i的分子量。二、天然气的分类按组分划分：干气、湿气、凝析气；烃类气，非烃类气；贫气、富气。按来源划分：有机和无机来源气。按有机母质类型分：腐植型气（煤型气）、腐泥型气（油型气）、腐泥腐植型气（陆源有机气）。按有机演化阶段分：生物气、生物-热催化过渡带气、热介气（热催化、热裂介）、高温热裂介气。按生储盖组合划分：自生自储、古生新储和新生古储等类型。按相态划分（物质气、液、固三态及其相互的转换称相态）：游离气、溶解气、吸附气、固体气（天然气水合物）。天然气凝液（NGL）系从气田气、油田伴生气、凝析气田气中通过冷凝而回收得到的烃类液体，即，国内从原油角度将NGL称轻烃。它包括三部分：乙烷、液化石油气（C3+C4，

LPG）和稳定轻烃（，也称稳定凝析油、轻油、天然汽油）。天然气的分类方法很多，现根据气藏工程需要，简要作以下介绍1、按烃类组分关系分类（1）干气在地层中呈气态，采出后在一般地面设备和管线中不析出液态烃的天然气。按C5界定法是指1标方井口流出物中C5以上液烃含量低于13.5cm3的天然气。（2）湿气在地层中呈气态，采出后在一般地面设备的温度、压力下即有液态烃析出的天然气。按C5界定法是指在1标方井口流出物中C5以上烃液含量高于13.5c

m3的天然气。（3）贫气丙烷及以上烃类含量少于100c

m3/m3的天然气。（4）富气丙烷及以上烃类含量大于100c

m3/m3的天然气。2、天然气按矿藏特点分类（1）纯气藏天然气在开采的任何阶段，矿藏流体在地层中呈气态，但随成分的不同，采到地面后，在分离器或管系中可能有部分液态烃析出。（2）凝析气藏天然气矿藏流体在地层原始状态下呈气态，但开采到一定阶段，随地层压力下降，流体状态跨过露点线进入相态反凝析区，部分烃类在地层中即呈液态析出。（3）油田伴生天然气在地层中与原油共存（溶解气和气顶气），采油过程中与原油同时被采出，经油、气分离后所得的天然气。3、按硫化氢、二氧化碳含量分类酸性天然气。指含有显著量的硫化氢甚至有可能含有有机硫化合物、氧化碳，需经处理才能达到管输商品气气质要求的天然气（参见文[1-2]）。第二节

天然气的分子量、相对密度、密度和比容

对于已知化学分子式的纯物质，可根据分子式得知其分子量（又称摩尔质量）。但天然气是多组分组成的混合物气体，不可能写出一个分子式，也就不能象纯物质那样由分子式算出其恒定分子量。天然气的分子量在数值上等于在标准状态下1摩尔天然气的质量。显然，天然气的分子量是一种人们假想的分子量，故称为视分子量。同时，由于天然气的分子量随组成的不同而变化，没有一个恒定的数值，因此又称为“平均分子量”。通常，多将上述数值简称为天然气的分子量。一、天然气分子量分子量计算常用的方法是当已知天然气中各组分i的摩尔组成和分子量后，天然气的分子量按加合法则可由下式求得

（2-5）

式中

——天然气分子量，克摩尔或公斤摩尔（g/gmol，kg/kmol）；

——天然气各组分的摩尔组成；

——组分i的分子量。二、天然气密度天然气的密度定义为单位体积天然气的质量。在理想条件下，可用下式表示

（2-6）

式中

——气体密度，kg/

m3；

m——气体质量，kg；

V——气体体积，m3；

P——绝对压力，MPa；

T——绝对温度，K；

M——气体分子量，kg/kmol；

R——气体常数，0.008471。对于理想气体混合物，用混合气体的视相对分子质量代替单组分气体的