作者：李士伦等
出版社：石油工业出版社
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天然气工程试读：
前言
西南石油大学，地处川渝老天然气工业基地，一直以服务于天然气开发作为办学特色。
“天然气工程”课程诞生于石油高等教育经历重大变革和天然气工业快速发展的背景下。2000年，钻井、采油和油藏工程三个专业按照“拓宽专业、加强基础、提高能力、办出特色”的教学改革方针合并成了一个专业，按学校新的教学计划，“天然气工程”成为该专业一门重要而新兴的主干课程。同时，该课程的设立也适应了天然气工业快速发展的需要，为天然气专业技术人员、博士生、硕士生提供一本他们急需的参考书。若仅追溯到1983年的油印本，1996年和张茂林主编的“气田及凝析气田开发”这个合并专业试点的教材，到2000年石油工业出版社出版的面向21世纪教材《天然气工程》，也已有25年历史了。中国石油大学（北京）和西安石油大学等也都选用此教材为其专业课教材。随着历史的推移、科学技术的发展和校内外同行老师的教学实践，我们累积了许多宝贵的经验，借此教材转为普通高等教育“十一五”国家级规划教材之际，对第一版作一次较大的修改，以履行2000年初版时的诺言。
修改时有这样几点想法：按气田开发大系统工程的概念，给读者建立一个从开发、开采到地面工程的完整概念；给出最基本、较成熟而又是先进的、反映现代科学技术成果的知识、理论、思路、方法和技术；从实际出发，符合认识规律和教学规律，便于自学，“教人以渔”；注意理论联系实际，学以致用；文风好，学风好，把错误降到最低限度；尊重知识产权，集众人智慧，引用他人成果时详细注明了出处。按照上述思想，这次修改中做到了以下几点：删繁就简，削枝保干，突出重点，减轻负担；顺应需要，增加内容，高含硫气田开发日益重要，防腐、环保和安全是头等大事，特请这方面专家施太和、何更生两位老教授和张智博士专门撰写“气井的防腐与安全”一章；每章有提示、小结、实例、习题，以帮助理解，启发思考；尽可能多列参考文献，尤其是中文的相关文献，便于查找；继续、适度反映我们的科研成果，如凝析油气烃类体系相态和状态方程，提高天然气采收率，气井试井和动态监测、分析管理，气井生产节点分析，排水采气和气井防腐及安全等相关研究内容；改变了版面。
本书在内容上作了较大的修改，新增了“气井的腐蚀与安全”一章。绪论、第二章、第八章、第十章改动较大，对其他各章也都有不同程度的修改和调整。本版新增内容主要有：我国天然气开采简史；天然气工业在国民经济中的地位（化工利用）；世界与中国油气资源和科学技术发展趋势；天然气偏差系数、粘度、压缩系数的计算公式（便于计算机编程计算）；天然气中水蒸气含量图版；天然气热值和n＋爆炸性；C重馏分特征化处理和相态数值模拟计算方法；气井完井的3种方式及其产能方程；气井井筒温度分布计算；气藏采收率；气藏动态分析信息管理系统；天然气水合物防治；节流和透平膨胀制冷低温回收轻烃。
全书共分十二章，主要内容有：绪论，天然气的物理化学性质，烃类流体相态，气井产能分析及设计，气井管流及节流动态，气井生产系统节点分析，气藏物质平衡、储量计算及采收率，气藏开发动态监测、分析和管理，排水采气，矿场天然气集输系统，天然气预处理及轻烃回收，气井的腐蚀与安全。
参加本书编写的有杨继盛、施太和、何更生、李颖川等老教授，还有郭平、孙雷、刘建仪、张茂林、李闽、刘启国、熊钰、杜建芬等一批年轻有为的教授和专家，还有在美国工作的张思永校友，一批博士生、硕士生也参与了此项工作。
本书编写分工为：前言、绪论、第八章由李士伦、张茂林、刘廷元编写；第二章由张思永、杜建芬、李士伦编写；第三章由孙雷、杜建芬、李士伦编写；第四章由杨继盛、李闽、刘启国编写；第五章由李颖川编写；第六章、第九章由刘建仪编写；第七章由郭平编写；第十章由张思永、杜建芬、李士伦编写；第十一章由熊钰编写；第十二章由何更生、施太和、张智编写。全书由李士伦教授主编，刘建仪、孙雷、郭平等教授为副主编，由赵必荣教授、王鸣华教授级高级工程师审核，还请郭尚平、韩大匡、罗平亚三位院士和中国石油天然气集团公司咨询委员会开发部主任李海平博士对此书进行了审核和评价。在这里向他们表达深切的谢意。
衷心感谢杜志敏校长的关心和大力支持，感谢校教务处、校印刷厂和赵晓锋同志的大力支持和热情帮助。
由于编者水平有限，书中难免仍有不足，恳请读者随时批评指正。李士伦 教授2008．4.12第一章 绪论提示
不要忘记过去，还要了解现在和洞察未来。我国有着悠久、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，具有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至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”是我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。
清朝道光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21.69m的井。那年，在自流井构造顶部嘉陵3c江T层中，磨子井（深达1200m）发生强烈井喷。据不完全统计，2从公元1700年以来，在自贡地区210km的土地上，共钻井11000口以83上，1986年统计已采气337×10m。
我国劳动人民有着丰富的智慧，他们对四川三叠系嘉陵江灰岩地层缝洞早有了很好的认识，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（称为补腔）的工艺技术；有能做到边钻边采、边捞水边采气的井口装置——“盆”；有高达百米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，我国石油和天然气工业长期处于落后状态。二、近代天然气开采简史
1878年，清政府在我国台湾省苗栗设矿油局，我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做了大量调查、考察工作，赵卫曾、黄汉清、谭锡畴、李春昱、潘钟祥和谢家荣等老一辈地质勘探家进行了四川盆地的区域调查和油气调查。外国地质勘探家有：德国的李希霍芬（1866年）、法国的何本丹（1903—1906年）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年）、瑞士的古力齐（1920年）和哈安姆（1929—1931年）等。
1936年国民政府经济部资源委员会建立了四川石油勘探处，1937年10月用德国制造的旋转钻机在巴1井开钻，于1110m处测试气43量1.415×10m/d。1943年12月又在隆昌圣灯山钻成一口高产气井43——隆2井，于井深844.97m处测试，产气14×10m/d。截至1949年，在4个构造上开钻了6口井，完钻5口井，累计钻井进尺6028m，获气8343井2口，探明天然气储量3.85×10m，产气3593.6×10m。当时，全国投入开发的气田有四川自流井、重庆石油沟、隆昌圣灯山和台湾省83锦水、竹东、牛山和六重溪7个气田，累计产气11.7×10m，1949年43产气1650×10m。三、新中国天然气开采简史1．天然气工业基础阶段（1949—1987年）（1）1950—1960年为天然气开采恢复和小规模生产阶段。
新中国成立后，油气勘探工作系统展开，到1960年，已探明气8383田12个，探明天然气地质储量311×10m，年产气3.8×10m。（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，整体解剖二叠系、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。
②1963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400×8310m。
③20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5条大剖面进行地震勘探和钻探，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，制定了一系列技术政策，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”的被动开发局面。
⑥在四川省和东北地区铺设了输气管线，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、自贡等几个大城市的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13-14343构造连续打出产量分别为120×10m/d和180×10m/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83田，初估天然气探明储量1000×10m。它离海南省三亚市100km，水2深100m，含气面积54km，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43体部位中区板3井Ⅱ油组首获凝析气流，气产量9.15×10m，气油比344520m/t；凝析油地质储量189×10t，油环原油地质储量314×10t，凝83析气地质储量52.1×10m。（5）1964年进行北地1井、北参1井钻探，在北参3井井喷时发现了青海涩北一号气田。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，是国内最长的一条管径为120mm的输气管线。2．天然气工业发展阶段（1987—1997年）
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的发展。1987年，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20世纪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。在“七五”（1985—1990年）期间，与“六五”期间情况相比，探明天然气储量增长了1.2倍，净增天然气产量28×8310m。在“八五”（1990—1995年）期间，探明的天然气储量是前40年探明的储量总和。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—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、驼峰山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—琼东南盆地于20世纪90年代又相继发现东方1-1气田、乐东22-1气田和乐东15-1气田。（6）1980—1983年，塔里木盆地塔北布沙参2井于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日由国家地质矿产部、上海市和中国海洋石油总公司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为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43高产工业性气流（111.5×10m/d），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，硫化氢含量为7%～17%。（9）1994年11月16日，崖城—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29×8310m/a，建造成本11.3亿美元。1996年5月崖城—三亚海底输气管线83建成，全长91km，直径355mm，设计输气能力5×10m/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月于天津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为36.8×12312310m，其中可采资源量为10.87×10m，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，华北占总资源量的56.3%，西北占总资源量的28.1%，南方占总资源量的14.3%，东北占总资源量的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8383气地质储量1023.08×10m，其中可采储量469.57×10m。预计到83832010年，我国煤层气年产量100×10m，新增探明储量3000×10m。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连，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（现更名为靖边气田）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83气探明地质储量2800×10m，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我国目前正在开发的最大凝析83气田，初估凝析气探明地质储量376.45×10m，其中凝析油储量42975.6×10t，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8383港大张坨地下储气库，最大库容量16×10m，有效工作气量6×10m。（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），管径1160mm，83管道呈平行2条，每条输气能力120×10m/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，部署高分辨率二维地震勘探，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83大突破，初估探明天然气地质储量3500×10m，此系高含硫化氢、中含二氧化碳气藏。（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8383初估探明储量3000×10m，年产气10×10m。（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43压裂试气，获53×10m/d高产气流。该徐深气田有利储层为营一段、83营三段火山岩和营四段砂砾岩，已初估探明储量1000×10m。（10）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年实钻，在该凹陷首次发现了两类水合物沉[1]积，沉积厚度250～150m。[1]
天然气水合物资源潜力很大。83
新中国天然气工业始于1949年，天然气产量首次达到100×10m，8383用了26年时间；第二个100×10m用了23年，第三个100×10m产量83用了4年，而第四个100×10m只用了1.4年；2006年全国天然气产量8383585.5×10m，年增幅19.5%，2007年全国天然气产量达到700×10m；“十一五”（2005—2010年）期间将继续保持快速增长态势，预计到832010年全国天然气产量将达到1200×10m，油气当量基本持平；83[2]2015年天然气产量将达到1500×10m左右，又是一个大跨越。
环顾美国和前苏联天然气发展趋势，储量增长大体经历了起步、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。天然气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。如果天然气储量增长从20世纪80年代末算起进入储量快速增长阶段，预计到2030年都处于这个阶段；若天然气产量快速增长从2005年算起，那么这个趋势将持续到21世纪中叶。
有关我国天然气工业历程的介绍，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青年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世纪是天然气的世纪。21世纪我国的发展将不可避免地遇到人口、能源、环境、城市化、区域发展不平衡和信息化6个基本问题的挑战，其中环境问题特别引起世人的关注。在解决能源和环境问题、改善生态环境及使用节能技术过程中，天然气工业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）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）天然气是一种清洁、高效的燃料，天然气使用方便，能最低限度处理和储存。（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，它主要体现在以下几个方面。（1）燃烧热值高。
化石能源主要成分是氢和碳两个元素，作为天然气主要成分的甲烷的氢碳比为4∶1，是化石能源中最高的。（2）大气排放物少。
燃料排放物极少是天然气优于其他能源的最大特点；不含固体颗2x粒，硫和重金属含量极微，SO微不足道，不含化合氮，NO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）能源利用效率高。
①燃煤锅炉热效率50%～60%，燃气锅炉热效率则为80%～90%。
②家庭燃煤炉灶效率20%～25%，燃气炉灶热效率则为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为50%～55%。
④制合成氨能耗低，目前国际水平为每吨合成氨能耗为28×6610kJ，我国此项指标为（33.6～35）×10kJ。（4）经济价值高。
天然气热值价格为电的21%～56%、液化石油气的42%～62%、燃油的96%。[1]（5）天然气的利用主要集中在工业、发电、民用和商业领域。二、天然气的化工利用[2，3]
天然气资源的化工利用途径见表1-1。表1-1 天然气资源的化工利用途径续表
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、乙酸、醋酐、乙酸乙烯、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利用主要有合成氨、甲醇和乙炔等。1．天然气合成乙烯
天然气通过甲醇加工合成乙烯，是近年来开发的新工艺，1995年6月通过工艺实验，获得了好的结果，比石脑油裂解的传统工艺在经济上有很大优势。2．天然气合成氨和尿素
天然气合成氨和尿素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。天然气合成氨和尿素比煤、焦炭生产化肥的成本低得多。3．天然气合成甲醇
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。
甲醇的直接利用有：替代汽油，安全可靠，汽车互撞时不会爆炸，辛烷值高，发动机功率增加20%，排放废气少；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：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；甲胺，广泛用于农药、医药、染料、橡胶、纺织、饲料等方面，也是精细化工产品的重要原料；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；乙酸和醋酐，乙酸为有机酸，应用广泛，主要用于生产乙酸乙烯、苯二甲酸和乙酸纤维；碳酸二甲酸酯（DMC），它是重要有机化工原料，也是有前途的汽油添加剂；乙二酸二甲酯，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。
较长远利用天然气的技术还有：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；天然气经甲醇制取低碳烯烃（MTO技术）；燃料电池，它有多种多样，其中比较成熟的有碱性燃料电池（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。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。21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开发的高度关注。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8料估计，2006年全球最终常规剩余可采油气储量分别是1804×10t和123175×10m，见表1-2。表1-2 世界油气资源情况注：最终常规可采油气资源量资料来源：Oil & Gas Journal，2006；BP Statistical Review of World Energy，2006。
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123123900×10m（见表1-2），其中煤层气可能超过260×10m。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123能高达（100000～500000）×10m（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，甲烷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[4]仍属于探索性阶段。二、天然气在世界一次能源消费结构中的重要地位
2006年石油、煤炭、天然气在全球一次能源消费中分别占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，天然气消费和新能源、可再生能源消费比例大体各约占22%和26%，煤炭消费所占的比例将下降到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5320×838310m，液化天然气贸易量为1880×10m，分别占当年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总消费量达到17485×8310m，占世界天然气总消费量的63.59%，见表1-3。表1-3 2005年世界天然气消费和产量情况（前10位国家及中国）资料来源：BP Statistical Review of World Energy，2006。83
2005年，世界天然气产量27630×10m，其中俄罗斯天然气产量83居世界第一位，达5980×10m，出口量也位居世界第一，达1510×8310m，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3.683倍。2005年中东地区天然气产量达到2920×10m，出口量也迅速增83长，达到433×10m，占世界液化天然气出口量的23.0%，其中液化[5～7]天然气出口国主要是卡塔尔、阿曼和阿联酋。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年、1994年和2006年完成）。据2006年的第三次（新一8轮）常规油气资源评价结果，我国石油远景资源量为1086×10t，石88油地质资源量为765×10t，石油可采资源量为212×10t；天然气远景123123资源量为56×10m，天然气地质资源量为35×10m，天然气可采资123源量为22×10m，详见表1-4、表1-5。表1-4 我国主要盆地天然气资源量数据表表1-5 我国天然气资源探明程度统计表
2006年完成的第三轮油气资源评价结果与1994年完成的第二轮123天然气资源评价结果相比，天然气总资源增加约18×10m；而与1987年完成的第一轮评价结果比，天然气总资源约增加了22.3×12310m （1980—1985年）。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%，其他介于5%～13%。我国天然气勘探程度低，平均探明率仅为9.6%，大体相当于美国天然气储量快速增长阶段的初期。
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，中国石油天然气集团公司新增的探明储量中，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，中国石油化工集团公司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，我国也蕴藏着巨大的潜力。有关资料表明，我国是世界第二大煤炭、煤层气资源大国，埋藏深度小于2000m123的煤层气资源量为36.8×10m，已钻煤层气气井1000余口，探明储83量1023×10m。油砂显示很多，分布广泛，油砂矿石油资源量为70×8810t左右；页岩油资源量约200×10t。有专家预测南海陆坡和陆隆近42100×10km范围内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，在我国南8海北部陆坡的天然气水合物总资源量可能大于100×10t （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123预计资源总量达38×10m。二、我国的能源消费问题1．能源使用浪费，能源利用效率低
1981—2003年，我国的能耗强度分别是美国和日本的5倍和13倍，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
我国是煤炭资源比较丰富的国家，从能源消费结构来看，煤炭依然在我国能源消费总量中占主导地位。2005年煤炭消费所占比例为68.7%，天然气消费仅占2.8%，见表1-6。表1-6 我国能源消费总量及构成[1]ce注：①每吨标准煤按7000kcal/kg的热值折算，用t表示。②1t煤=0.7143t标准煤；1t油=1.4289t标准煤；1t气=1.4851t标准煤。oe3oeoece③用t表示吨标准油（或油当量），1000m气=0.9t；1t=0.7t。
我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。能源消费状况和能源消费结构特征将使我国能源发展战略面临两难选择。三、天然气生产及其发展前景
我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%～13%，832010年天然气需求量达到1000×10m，2020年天然气需求量将达到83（1800～2200）×10m。根据这样的预测，我国能源结构仍不会有大的改变：煤炭仍占64%，石油占21%，天然气仅占6%；到2020年，能源结构中煤炭将占58%，石油占22%，天然气仅为10%。偏向产量增长保守的天然气储量与产量预测见表1-7。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。表1-7 我国21世纪初期天然气储量与产量预测
在勘探开发我国常规天然气资源的同时，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，我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。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储层特性给天然气开发、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。我国已探明气田的埋藏深度范围为3000～6000m，气层偏老，埋藏又深，四川二叠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。我国天然气储集层大多属于中、低渗透储集层，而且低渗、特低渗储集层占了相当的比例，这些储集层非均质明显，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，要达到经济而有效地开发，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，这一问题以四川气田尤为突出。我国的凝析气田还具有一些特点，主要是：凝析油含量多为中偏低，回注干气都处于经济极限边缘；地露压差小，多为饱和凝析气藏；最大反凝析液量大大小于临界流动饱和度，一旦析出于地层中就很难流动；反凝析液损失率一般都超过50%；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。123
到2006年底，国内探明未动用天然气储量3.2×10m，其中低渗复杂储量占76.6%，2007年新增天然气储量中火山岩、低渗致密气藏[2]量占92%，低品位储量占了天然气储量的主体。另外，近年来还发2现了开发难度很大的高含硫气藏（HS含量大于5%）和火山岩气藏2（又富含CO）。二、天然气开发系列技术
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。下面着重介绍产生较大影响的几项天然气开发实用技术。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，应用开发地震技术进行储层横向预测，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。
针对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解释和相干体分析的裂缝发育带预测技43术，在罗家寨气田部署开发井4口，完钻3口，均获200×10m/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
在开发地震、测井、试井、岩心描述及分析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，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值模拟，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、储集层参数、沉积有利相带的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，提高了火山岩储集层识别的成功率，有效储集层解释符合率达到85%以上。3．现代试井与储集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。
如长庆气田，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，对储集层参数及平面变化进行了分析，结合气藏数值模拟，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，可从中同时产出干气和凝析油。由于存在反凝析现象，易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。塔里木油田公司和中国石油勘探开发科学研究院共同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。吐哈油田公司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、华北和中原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，从静态研究转向动态研究，从两相转到多相研究，从烃类体系到烃类—水体系的研究等，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进行研究。在凝析气井试井方法的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，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，现已发展到针对储集层特点，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，中国石油长庆油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[8]采、井下节流和地面工程优化等配套新技术。
中国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[9]功，过油管射孔和快速排液等技术也获得好的效果。
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技术和滚动勘探开发技术，取得了显著的经济效益
一是对已开发气田进行老井复查，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集层的积水，增加采气量。工艺方面发展了机械抽水、泡排、电动潜油泵、气举和小油管排水等技术系列，提高了气井排水量，使处于低压小产的气藏获得了较大的增产效果。
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3年，四川川南矿区通83过“排水找气”，新获地质储量28.8×10m，经济效益显著。
就中国石油天然气集团公司范围内，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2用涂料、防腐侧钻修井和H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。目前中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团2公司两大公司正进行高含硫、中含CO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花在地面工程建设上。
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、小型橇装分离装置、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，提高了地面集输的整体水平。
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10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。
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的主要技术三、世界天然气开发技术发展简述1．未来气田开发研究的主要目标
未来气田开发研究主要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、积液和其他生产问题；（4）开发新型的改善生产、防治腐蚀的新材料和催化剂；（5）开发对环境危害最小、带来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．重点加强的领域所在学科（1）能源科学；（2）环境科学；（3）信息科学；（4）材料科学。3．未来气田开发研究的特点（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，研究工作需要每位参与的科学家具有团队精神。（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5个方面，不一定全面，并分创新研究项目和低风险项目进行叙述。4．未来气田开发研究项目
1）油藏表征技术研究项目（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，可精确到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得以应用，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集层的描述。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研究。
2）气藏数值模拟技术研究项目（1）创新研究项目。
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及其求解方法研究。
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。
3）采气工程技术研究项目（1）创新研究项目。
①修井专家系统的应用研究。
②智能井，可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定。
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。
4）提高石油采收率技术研究项目（1）创新研究项目。
①流体的基本相态。研究改变流体—流体、岩石—流体界面微2观结构的新过程。此项研究必须与环保治理相结合，必须与CO、废气和其他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（强化采油）技术研究。
③井下炼制（此项目研究是针对原油的）。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集层实施注气研究。
②堵水锥研究。
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。
5）环境工程技术研究项目（1）创新研究项目。2
①CO和其他温室气体治理（新的气体分离方法）。
②分离效率最大化的新分离方法研究。
试读结束[说明：试读内容隐藏了图片]