中国大气田科学开发的内涵

邹才能 郭建林 贾爱林 位云生 闫海军 贾成业 唐海发

中国石油勘探开发研究院

1 概述

近100年来，世界天然气总产量由1920年的228×108m3到2018年的3.87×1012m3，增长超过了100倍。世界天然气工业发展历程如图1所示，共经历了初始期、成长期、跨越期和革命期4个发展阶段[1]。

1）初始期（1920—1950年），天然气总产量介于200×108～3 000×108m3，美国占其中的90%。

2）成长期（1951—1970年），天然气总产量介于3 000×108～1.0×1012m3，天然气产区拓展到了欧洲、苏联、中东、北非。

3）跨越期（1971—2005年），天然气总产量介于1.0×1012～2.8×1012m3，形成了北美、俄罗斯、中东、亚太、非洲5大产区。

4）革命期（2006年至今），天然气总产量达到了3.5×1012m3，美国依靠非常规气产量的突破实现了天然气产量的再次回升，带动了全球非常规天然气的发展。

大气田在世界天然气工业发展中具有举足轻重的地位，世界天然气生产大国地位的确立均以几个或多个大气田的发现和开发为基础。已有的研究成果表明[2-5]，世界上绝大多数天然气储量和大部分产量均赋存于少数大气田之中。截至2018年12月，全球发现的气田数量共计超过4 400个、天然气总产量约为3.87×1012m3。其中年产量逾10×108m3的气田有327个，合计产气量为2.36×1012m3，占世界天然气总产量的61%。中国天然气工业的快速发展同样有赖于大气田的发现和开发，大气田的持续发现促进了天然气储量的大幅度增长，大气田的高效开发促进了天然气产量的持续高速增长[6-9]；大气田是中国天然气勘探开发的主体，也是大幅度提高国内天然气生产能力、保障供气安全的关键（图2）。因此，大气田科学开发的内涵、核心技术和全生命周期开发指标变化规律对于提高中国天然气开发水平，实现大气田科学、高效开发，保障供气安全等都具有重要的意义。

图1 世界天然气工业发展历程图

图2 2000—2019年中国天然气年产量、年进口量、对外依存度变化图

2 大气田的概念及其分布特征

2.1 大气田的概念

目前，国际上尚未达成统一的大气田定义与划分标准。国外一般采用可采储量规模单一指标，通常是指天然气可采储量超过3 Tcf（Tcf表示万亿立方英尺，1 Tcf=283.17×108m3）的气田。中国的大气田通常是指天然气可采储量超过250×108m3的气田。由于探明天然气地质储量在中国使用更为广泛，同时不同储量品质的气田，即使储量规模相同，但可建产规模却可能差异很大。因此，为了更好地指导气田开发，综合采用探明地质储量与建产规模两个参数来定义和划分大气田。笔者将大气田定义为天然气探明地质储量超过300×108m3、天然气峰值年产量在10×108m3以上且具有一定稳产期的气田。

世界上大中型气田个数虽少，但储量规模大、产量贡献率高、稳产周期长、经济效益好。大气田是中国天然气开发的主战场，如表1所示，截至2018年底，中国天然气累计探明储量达14.9×1012m3，其中大气田累计探明储量为11.01×1012m3，占比达到73.9%；2018年我国天然气产量达1 580×108m3，其中大气田产量为1 275×108m3，占比达到80.7%。由此可见，大气田是中国天然气储产量快速增长和未来长期稳定发展的重要基础。

表1 中国已发现的主要大气田基础数据表

2.2 大气田的分布特征

截至2018年底，中国已发现大气田66个，累计探明天然气储量11.01×1012m3。其中，中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）占比为最高，大气田探明储量为7.84×1012m3，占总探明储量的71.2%；中国石油和中国石油化工集团有限公司（以下简称中国石化）两家公司合计占比超过91%。按储层类型来划分，中国碎屑岩气藏储量为最高，大气田探明储量为6.44×1012m3，占总探明储量的59%；碳酸盐岩气藏储量居次席，大气田探明储量为3.12×1012m3，占比为28%；页岩气藏和火山岩气藏储量为最少，大气田探明储量分别为1.06×1012m3和0.49×1012m3。按盆地来划分，鄂尔多斯、四川、塔里木等盆地大气田探明储量较高，分别达4.14×1012m3、3.76×1012m3和1.63×1012m3，三者合计占全国总探明储量的87%；琼东南、松辽、柴达木、东海、准噶尔等盆地大气田探明储量较少，上述5个盆地大气田累计探明储量合计不到1.5×1012m3（图3）。由此可见，中国石油和中国石化大气田探明储量占比高，上产与稳产基础扎实，在保障国家天然气供给过程中发挥着主导作用；我国大气田的主要岩性为碎屑岩、碳酸盐岩和页岩；我国大气田主要分布在鄂尔多斯、四川、塔里木等盆地，在今后相当长的一段时间内，仍将保持上述三大天然气生产基地的格局。

图3 中国大气田储量占比饼图

中国大气田的发现时间、埋藏深度、气藏（储层）类型、天然气探明储量规模之间的关系具有以下特征。

1）发现大气田的气藏类型由碎屑岩、碳酸盐岩两种岩性向碎屑岩、碳酸盐岩、火山岩和页岩4种岩性转变。2005年，大气田发现类型主要为碎屑岩气藏和碳酸盐岩气藏；2007—2008年，陆续探明徐深、长岭1号、松南、龙深和克拉美丽等火山岩气藏；2013—2018年，陆续在四川盆地及其周缘的涪陵、长宁、威远、威荣等地探明一系列页岩气藏。火山岩气藏和页岩气藏加入大气田发现的序列（图4）。

2）大气田发现规模由中小型向大中型转变。2000年之前，发现的气田主要以中小型气藏为主，发现大气田平均探明储量为1 296×108m3，仅有21.4%的气田天然气储量规模大于1 500×108m3；2000年之后，发现大气田平均探明储量为2 022×108m3，储量规模大于1 500×108m3的气田占比提高到32.4%（图 5）。

图4 中国大气田发现时间与埋藏深度、气藏（储层）类型的关系图

3）由中浅层向中深层转变。2004年之前，发现气田的埋藏深度主要介于1 000～4 000 m，中位埋深为2 526 m；2004年之后，发现气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年之前发现气田埋深增加了749 m（图6）。

3 大气田科学开发的内涵

图5 中国2000年前、后发现大气田储量规模概率分布直方图

图6 中国2004年前、后发现大气田深度区间概率分布直方图

大气田科学开发的内涵是指以准确认识气藏类型为基础、以最大限度地提高气藏采收率为目标、以气藏特征和生产动态监测为依据，制订不同阶段合理的开发指标，选取合理的采气速度和稳产方式，保障气田保持10年以上的稳产期，实现经济效益和社会效益的最大化。大气田科学开发的内涵具体体现在以下4个方面。

3.1 根据气藏类型和气藏特征，确定合理的采气速度

大气田合理采气速度的确定应主要基于气藏类型和气藏特征，保证气田开发经济效益的最大化和较长时期的稳定供气。在制订气田开发方案的过程中，气藏的采气速度是首要的关键指标。由于其受多种因素的影响，故气藏采气速度的确定应综合考虑国家需要、市场供求、储量规模、地质条件、地层水活跃程度、气田开发的经济效益和社会效益等因素。

天然气开发中“识别水、控制水、治理水”的开发理念至关重要，对于常规气藏多采取“控水开发”，而对于非常规气藏则采用人工压裂“注水开发”。通常情况下，对于中高渗透气藏而言，如果边底水不活跃，采气速度应随着天然气储量规模的增大而减小；如果边底水活跃，为了避免过早水窜，应控制单井产量，以延长无水采气期，采气速度一般控制在2%左右。而对于低渗透气藏，则需要根据经济合理的井网密度，确定合理的采气速度，一般介于2.0%～4.0%。

3.2 综合评价气田开发经济效益和社会效益，力保气田长期稳产

大气田开发要从经济效益和社会效益两个角度出发，总体规划布局、优化产能规模，在全力保障气田长期稳产的基础上更好地发挥其社会效应，保持尽可能长的稳产期对于保障国家和地区安全平稳供气具有重要的意义。全球大气田的稳产期一般都在10年以上[9]，中国气田开发管理相关文件也要求大型气田要稳产10～15年[10]。

随着进口气量的快速增加，截至2018年底我国天然气对外依存度已达到45.3%，天然气供应安全面临着巨大的挑战。在当前的形势下，综合考虑市场需求、管网建设、LNG接收站产能、地下储气库布局和调峰能力以及我国气田整体开发潜力，优选部分具有战略意义的大气田，适时、适度调整气田开发规模，最大限度地发挥大气田的社会效益具有重要的现实意义。

3.3 根据气井生产特征和储层发育特征，选取适用的气田稳产方式

气田稳产方式受气井生产特征和储层发育特征等内在因素的控制。一般来说，气田稳产方式包括井间接替稳产和区块接替稳产两种模式。井间接替稳产是指在建产阶段完钻气田稳产所需要的全部气井，在开发中后期依靠加密钻井保证气田具有较长的稳产期（图7-a）；区块接替稳产是指在建产阶段一次井网即可完全动用储量，通过补钻少量调整井来提高开发效果，后期通过滚动扩边或者是区块接替开发，依靠新区块新产能建设保证整个气田在此规模上持续稳产（图7-b）。

大气田稳产方式主要受以下几个因素的控制：①储层发育特征，储层物性越好、连通性越好越适宜于采用区块接替稳产方式；②气井生产能力，气井配产越高越适宜采用区块接替稳产方式；③地层水的影响，地层水越活跃越适宜采用井间接替稳产方式；④生产调峰需求，对于有调峰需求的大气田适宜采用井间接替稳产方式；⑤资金经济效益，分批钻井可以发挥资金的时间价值，经济效益好，因而，采用井间接替稳产方式开发气田，资金经济效益相对较好。

3.4 根据气藏开发特征和动态监测，制订不同阶段的开发指标

图7 大气田开发稳产方式图

气藏开发指标的合理制订由气藏特征控制。气井开发特征和动态监测是描述气藏特征的主要技术手段。驱动类型、流体性质、储层物性、裂缝发育程度是影响气藏开发效果最重要的因素[11-13]，据此可以将我国大气田划分为高压气藏、低渗透—致密气藏、裂缝—孔隙型气藏和页岩气藏。

分析不同类型气藏开发的关键影响因素，采用数值模拟、生产监测等手段，综合考虑技术和经济等多种因素，制订科学合理的开发指标，从而提高气藏的最终采出程度、发挥大气田的社会效益、实现大气田的高效开发。同时，气藏科学开发是一个动态平衡过程，既要合理利用气藏自身的能量，又要保证气藏在一定规模上保持适当的稳产时间。动态监测需贯穿气田开发的全过程，是气田开发管理的核心，直接关系到气田是否能够实现高效开发。

通过对气井生产过程中的产量、压力、流体性质以及井下、地面工程相关数据等变化的监测，分析气藏或气井的连通性、流体性质、驱动方式、生产能力与规模、储量和采气工艺措施效果、井况等，结合气藏开发特征、所处开发阶段等信息，多角度、多因素综合分析制订合理的单井和气藏开发指标，有助于及时有效地指导大气田科学开发。

4 大气田科学开发的核心技术

大气田开发技术的不断创新和发展，支撑了我国天然气产量的持续攀升。近半个多世纪以来，中国天然气开发对象经历了从单一类型气藏到复杂岩性气藏、从常规气藏到非常规气藏的转变[1,7-8,14-15]；天然气产业从单一四川盆地区域性产业拓展到陆上四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木盆地以及海域等多个天然气生产基地的全国性产业。我国天然气工业进入了快速发展的新阶段，形成了以下大气田开发的核心技术。

4.1 规模优化技术

规模优化是大气田开发过程中的首要问题。大气田开发过程中开发规模优化需综合考虑经济效益、社会效益和资源效益之间的相互平衡，以一定经济效益为基础，满足社会对天然气供给的需求，最大限度地采出地下天然气资源。

大气田开发规模优化应综合考虑气藏储量规模、气藏类型和资源接替能力等因素[16-17]，采取数值模拟和经济评价相结合的方法，分析气藏采气速度、稳产年限、稳产期末采出程度、累积净现值之间的关系，预测并对比不同采气速度下的气藏开发指标，优选合理的采气速度和稳产期，最终确定气田开发的规模。

由于不同类型的气藏在地质条件、开发特征等方面存在着差异，大气田开发过程中尚无固定的开发规模优化评价指标。中国近半个多世纪以来的气田开发经验表明[17-18]，不同类型气藏开发规模优化需以实现Rpsp/Rp值（Rpsp表示稳产期末采出程度；Rp表示气藏最终采出程度）最大化为目标，即实现稳产期末采出气量占最终累积产气量比例的最大化。

4.2 科学布井技术

确定大气田的布井方式，需要立足于提高储量动用程度、单井产量及最终采收率，论证合理的井型、井网、井距等关键参数。根据气藏地质特点与开发要求以及地面条件，确定合理的井型；根据气藏构造、储层物性与非均质性、储量丰度、流体分布等因素确定合理的井网；根据储层及储量分布特征，单井控制储量，试气、试井和试采资料，采用类比法、数值模拟法，结合经济评价等手段，综合确定气藏合理的井距。

气藏布井方式通常包括两种，均匀布井和非均匀布井。均匀布井方式是指按规则的几何形状部署开发井网，适用于大面积均匀气藏；采用该布井方式开采过程中地层压力均匀下降，储量动用充分，气藏稳产期长，最终采收率较高。非均匀布井是指采用不规则形态或不同井网密度等方式部署开发井网，适用于强非均质性气藏或受地层水影响的气藏。低渗透气藏通常非均质性强，适宜采取分区分批部署，开发早期动用物性较好的富集区，按照“高产井—高产井组—高产井区”逐渐布井的原则， 减少低产低效井；开发中后期则由稀井高产转变为低产井接替开采，根据砂体构型特征采用局部加密、水平井与直井相结合灵活采用多种井型逐步完善井网、动用低渗透区地质储量，提高气藏稳产期和采出程度。边底水型气藏开发中沿裂缝系统的水窜是水侵的主要特征，因此针对该类气藏的布井方式必须充分考虑水体的影响，遵循占高点、沿轴线的布井原则。

4.3 均衡开采技术

天然气开发全生命周期均为衰竭式开发。气藏开发中，地质储量是基础，气藏压力是灵魂，气井产能是关键。天然气开发过程中应注重对地层压力场和流体场的动态描述，要将动态描述气井动储量、地层压力、产能变化、流体性质变化等工作贯穿于气田开发的全过程。

对于无水气藏一般采用非均衡方式开采，即考虑气藏开采中高产区与低产区之间区域性压力差异和区域间的气量补给，在满足一定稳产年限和总产量水平的条件下，采用非均衡开采方式，减少钻井总数、节约钻井投资、提高经济效益，后期结合经济效益评价和经济极限井网在低渗透区单独布井，完成对整个气田的稳产接替，实现大气田开发的长期稳产。

对于边底水型气藏采用均衡开采至关重要，以控制边底水使其均匀推进为目标，最大限度地提高有水气藏的采出程度。有水气藏的均衡开采包括区域均衡、平面均衡和纵向均衡。以多层疏松砂岩气藏为例[19]，通过分析不同区块的生产动态，动态劈分不同区块年度、月度产量，提高弱水侵区块气藏采气速度，降低强水侵区块气藏采气速度，实现区域上不同区块间均衡开采；在单一气藏内部通过开关井、合理配产、措施作业等手段，对未水侵的层组提高构造高部位气井产量，在高部位形成压力低值区，降低边部气井产量，从而在边部形成高压阻水屏障，延缓边水推进速度，实现平面均衡开采；通过纵向上降低水侵快、采出程度高层组的产气量，提高未水侵、采出程度低层组的产气量，对各层组的产量进行优化调整，从而实现层组间纵向均衡开采。

4.4 深度挖潜技术

提高天然气储量动用程度、深度挖掘气藏开发潜力、提高气藏最终采收率，是大气田进入开发中后期生产管理的核心。深度挖潜技术体系包括：井网加密、查层补孔、层间接替和精细化管理等技术措施。井网加密技术基于动静态综合表征，描述剩余储量分布范围及特征，通过井网完善程度论证加密井位，提高储量平面动用程度。查层补孔、层间接替技术基于对开发层系内剩余储量分布的描述，通过查层补孔实现主力开发层系的调整，提高储量纵向动用程度，该措施仅仅适用于多套含气层系的气藏，如多层疏松砂岩气藏。精细化管理基于气藏平面分区特征和气井的分类型特征，实施分区和分井的精细化管理，提高不同区块的开发效果和中高产井的生产能力，挖掘低产低效井的开发潜力。以鄂尔多斯盆地靖边气田为例，通过压力监测、干扰试井、流体监测、分层产量等动态监测手段，建立了不同开发单元的划分标准，划分出三大类开发单元，对各开发单元分别采取不同的挖潜技术对策。

5 大气田开发全生命周期科学指标体系及其变化规律

气井是气田开发管理的基本单元，单井开发指标的变化蕴含着气田生产的基本规律。气井产量叠加形成气田的产量变化曲线，每个气田的生产曲线都是数十口甚至数万口气井生产曲线的叠合。大气田开发的多个指标曲线均表现出开发评价、建产、稳产、递减、低产等阶段特征（图8）。

图8 大气田开发全生命周期相关指标变化示意图

5.1 大气田开发不同阶段的核心内容

大气田开发全生命周期划分为评价、建产、稳产、递减和低产等5个阶段。不同开发阶段的核心任务和主要工作内容相互衔接、各有侧重（表2）。大气田开发全生命周期一般长达数十年。

不同开发阶段以不同的标志性工作任务或开发指标为划分节点。从提交探明储量到开发方案编制完成被称为评价阶段，该阶段以开发方案编制为划分节点；气田投入开发部署开发井，不断提高气田生产能力，直至气田生产能力达到设计的最大生产规模，被称为建产阶段，该阶段时间周期与建产规模、建产条件、钻井成功率等密切相关；当气田产量维持既定的稳定产量目标平稳运行，直至出现产量递减，被称为稳产阶段，气田开发管理相关要求规定该阶段需持续10年以上；气田年产量从开始递减到方案设计规模20%的生产阶段，被称为递减阶段；从递减阶段开始直至气田废弃的阶段被称为低产阶段。

表2 大气田不同开发阶段的核心任务与工作内容统计表

不同开发阶段气田开发工作重点和核心内容不同。评价阶段以部署评价井、录取资料，开展储层评价和气井产能评价工作为核心内容，以开发方案编制为工作目标；建产阶段以气田开发工作量部署为核心内容，以年产量达到方案设计标准为目标；稳产阶段以产能接替和动态管理为核心内容，以维持既定的稳定产量为目标；递减阶段则以发挥剩余储量生产能力为目标，以排水采气、增压开采、补孔调层、修井作业、二次压裂、调整井等挖潜措施为抓手；低产阶段主要通过排水采气、老井修复、后期增压、高低压分输等技术措施，确保气藏在一定生产能力条件下的效益开发，实现气田经济价值和采收率的最大化。

5.2 大气田开发全生命周期关键指标及其变化规律

气田开发全生命周期不同开发阶段特征与其自身性质相关，不同类型与品质的气藏具有不同的阶段开发特征。分析气田开发关键指标及其变化规律，实现气田开发全生命周期指标预测与开发效果评价，对于同类气藏的开发具有指导意义。

气田开发全生命周期指标体系涵盖静态指标、动态指标和关联指标。静态指标主要包括气田的压力、流体性质、地质储量、储层渗透率等；动态指标主要包括产量、采气速度、水气比、递减率等；关联指标主要包括采出程度、单位压降产量、储采比、剩余储量等。不同类别的开发指标其内涵也不相同，静态指标主要反映气藏地质属性，动态指标反映气藏开发状况，而关联指标则反映气藏开发程度和生产状态。

气田开发阶段划分尚没有统一的指标体系。目前，一般采用产量来界定气田的开发阶段。产量虽然能够直观地反映气田的开发规模及其变化趋势，但不同类型与储量规模的气田建产规模差异较大，仅仅依据气田产量无法判断不同类型和储量规模气田所处的开发阶段。因此，只依据单一的产量指标进行气田开发阶段的划分具有很大的局限性。

笔者分析了全球多个开采时间较长、开发过程完整、具有统一压力系统的不同类型气藏，通过数值模拟等方法分析了相关指标在开发过程中定量与定性变化规律，优选出产量、压降、采出程度、单位压降产量等多个参数作为不同类型气田开发阶段划分的参数指标体系，建立了高压、低渗透—致密、裂缝—孔隙型与页岩气等4类典型气藏不同开发阶段关键开发指标的量化参数。

5.2.1 高压气藏

该类气藏普遍具有气井产量高，稳产能力强的生产特征。以法国拉克（Lacq）气田为例，该气田从1958年投产，生产时间超过60年，气田面积为120 km2，储量为2 600×108m3，压力系数达到1.81，稳产期年产量介于60×108～70×108m3，是典型的高压气藏。在生产过程中，由于高压弹性能量的作用，地层压力下降呈凸形曲线（图9），开发初期地层压力平稳下降，后快速下降；早期产量快速上升，递减期快速下降，后期平稳下降，采出程度高达95%；稳产期末采出程度达80%，压降75%～80%；单位压降产量在开发早、中期基本稳定，在开发后期平稳下降（表3）。

图9 高压气藏开发全生命周期关键指标变化图

表3 4类气藏开发全生命周期关键指标预测表

5.2.2 低渗透—致密气藏

该类气藏受物性及有效储层发育规模的限制，气井控制范围和单井控制储量有限。以位于美国堪萨斯州的Hugoton气田为例，该气田面积超过1×104km2，天然气储量达1.55×1012m3，目的层为二叠系Chase组石灰岩、白云岩和碎屑岩；孔隙度介于4%～17%，渗透率介于0.035～14.000 mD，为低渗透—致密气藏。气田开发初期储量未完全动用，在采出程度达到10%之前，地层压力基本保持稳定；后期压降与产量和采出呈正相关；进入稳产阶段压力开始快速下降，期末压降55%，采出程度55%；递减阶段产量下降至稳产期的20%，期末压降75%，采出程度75%；低产阶段压降达90%，采出程度介于85%～90%；单位压降产量早期较低，但随着开发成倍增加，到后期基本稳定（图10、表3）。

5.2.3 裂缝—孔隙型气藏

该类气藏受裂缝及边底水发育控制，气藏开采过程中易受地层水的影响。以四川盆地相国寺气田为例，该气田目的层段为石炭系，为高孔、高渗碳酸盐岩气藏，于1977年投产。该气田生产过程指标分析表明：早期地层压力快速下降，中后期维持长时间定压生产，压降90%；早期气田产量快速增加，后期长时间低压小产，气田采出程度高（超过95%）；单位压降产量早期下降，后逐渐上升，采出程度超过90%以后基本稳定（图11、表3）。

5.2.4 页岩气

图10 低渗透—致密气藏开发全生命周期关键指标变化图

图11 裂缝—孔隙型气藏全生命周期关键开发指标曲线图

页岩气属于非常规气。非常规气具有典型的连续型油气藏特征，非常规油气资源大面积连续分布，圈闭界限不明显，其通常无自然工业产能，需通过水平井体积压裂形成“人造气藏”。因此，非常规气藏需通过大规模人工压裂改善储层渗透性的“注水开发”方式才能够实现商业化开发。同时，非常规气井的“L”形生产曲线特征，即初始产量高、递减速度快、低压低产持续时间长，决定了非常规气藏开发普遍采用单井衰竭式生产、井间接替的开发方式。

以美国Fort Worth盆地Barnett页岩气田为例[20]，如图12所示，图中不同颜色的区域表示不同年份投产井的年产气量，自2008年投入开发以来，通过大批量水平井投产，2011年快速达产360×108m3；2011—2015年间年产气量维持在360×108～460×108m3，进入稳产期，稳产期末气田可采储量采出程度达55%；自2016年开始，由于老井产量快速递减和每年新投产井数的限制，气田产量持续以20%以上的递减率开始快速下降，进入递减阶段；由于非常规气井的“L”形的生产曲线特征，低产阶段持续时间一般长达10年，生产期末可采储量采出程度一般在90%以上。

图12 美国Fort Worth盆地Barnett页岩气田生产曲线图

6 结论与展望

1）大气田是指天然气探明地质储量超过300×108m3、天然气峰值年产量超过10×108m3且具有一定稳产期的气田。中国大气田主要岩性为碎屑岩、碳酸盐岩和页岩，主要分布在鄂尔多斯、四川和塔里木三大盆地，是我国天然气勘探开发的主体，也是我国天然气储产量快速增长和未来长期稳定发展的基础，是保障供气安全的关键。

2）大气田科学开发的内涵是以准确认识气藏类型为基础、以最大限度地提高气藏采收率为目标、以气藏特征和生产动态监测为依据，制订不同阶段合理的开发指标，选取合理的采气速度和稳产方式，保障气田保持10年以上的稳产期，实现经济效益和社会效益的最大化。大气田科学开发核心技术包括规模优化技术、科学布井技术、均衡开采技术和深度挖潜技术。

3）大气田全生命周期科学开发指标体系包括动态和静态两方面，其中产量、压降、采出程度、单位压降等指标可作为关键参数预测大气田不同阶段的开发效果。建立了高压、低渗透—致密、裂缝—孔隙型与页岩气等4类气藏全生命周期关键开发指标定量变化规律，有利于指导不同类型气藏的科学开发。

4）天然气开发地质学的概念：是一门研究天然气藏特征、储集类型、储层结构、发育规模、富集规律、开发方式、开发技术、优化部署、经济评价、发展战略与供气安全等的天然气开发学科体系。主要内涵包括：明确气藏形态、气藏类型、流体性质和流体分布特征，优选合理开发方式、制订开发策略；研究储层物性特征和物性参数三维空间分布规律、建立开发地质模型，合理评价气井产能、确定气田开发规模和采气速度；研究储集层连续性和连通性、储集体发育规模和三维建筑结构，优选开发井网和井型、制订开发部署；开展大气田/气田群开发战略部署，加强天然气生产、管输和销售上下游一体化统筹规划，促进天然气供需平衡，保障国家和地区能源安全。天然气开发地质学是天然气科学有效开发的重要理论基础。