李鷺光

中國石油西南油氣田公司

四川盆地天然氣勘探開發(fā)技術進展與發(fā)展方向

李鷺光

中國石油西南油氣田公司

四川自西漢時期就發(fā)現(xiàn)并利用了天然氣,川渝石油人在四川盆地建成了新中國成立后的第一個天然氣工業(yè)基地。為推進“建設300億戰(zhàn)略大氣區(qū)和一流天然氣工業(yè)基地”的工作目標,首先分析了四川盆地天然氣工業(yè)現(xiàn)狀:①川渝地區(qū)經濟社會對天然氣依存度越來越高;②天然氣勘探開發(fā)配套技術日臻完善;③地面系統(tǒng)綜合配套能力大幅提高;④資源基礎更加雄厚,產量快速增長?？偨Y了中國石油西南油氣田公司近期在該盆地天然氣勘探開發(fā)工作中所取得的技術進展:①巖性氣藏勘探技術取得重大突破;②深層礁灘高含硫氣藏開發(fā)技術攻關成效顯著;③形成須家河組氣藏一類區(qū)開發(fā)主體配套技術;④鉆完井及其配套技術攻關取得重要進展;⑤老氣田穩(wěn)產和提高采收率配套技術進一步完善。進而指出了下一步的工作方向:在開江—梁平海槽兩側,須家河組,石炭系、嘉陵江組等老區(qū)層系,震旦系—下古生界新領域等勘探開發(fā)主攻方向,深入開展深層礁灘氣藏、低孔滲碎屑巖氣藏、高含硫氣田、老氣田勘探開發(fā)技術攻關,并以頁巖氣勘探開發(fā)為重點,全面展開非常規(guī)天然氣的勘探開發(fā)工作,推動該盆地天然氣快速增儲上產,再上新臺階。

四川盆地 中國石油西南油氣田公司 天然氣工業(yè) 現(xiàn)狀 勘探開發(fā)技術進展 發(fā)展方向 大氣區(qū)

川渝氣區(qū)是我國最早的天然氣工業(yè)基地,經過幾十年的不懈努力和發(fā)展,2004年中國石油西南油氣田公司(以下簡稱西南油氣田)在四川盆地建成全國首個天然氣年產量超過百億立方米的大氣區(qū)。進入“十一五”以后,西南油氣田緊緊依靠科技進步,大力實施科技創(chuàng)新戰(zhàn)略,著力加大科技攻關和新工藝新技術推廣應用力度,天然氣勘探開發(fā)技術不斷取得重大進展,有力支撐了勘探開發(fā)主營業(yè)務的快速推進和天然氣儲量產量的快速增長,2006年成為全國首個以生產天然氣為主的千萬噸級大油氣田,2009年天然氣產量超過150×108m3,為川渝等周邊六省市經濟社會的發(fā)展做出了重大貢獻。站在“十二五”新的歷史起點上,四川盆地勘探領域不斷擴展,對象日益復雜,勘探開發(fā)難度進一步加大,必須始終把發(fā)展的基點牢固地建立在依靠科技進步上,依賴關鍵技術和瓶頸技術的突破,才能全面推動和實現(xiàn)油氣田的跨越式發(fā)展,為建成“300億戰(zhàn)略大氣區(qū)和一流天然氣工業(yè)基地”提供有力支撐和保障。

1 四川盆地天然氣工業(yè)現(xiàn)狀

1.1 資源基礎更加雄厚,產量快速增長

“十一五”期間,西南油氣田在巖性氣藏勘探中獲得重大發(fā)現(xiàn),探明龍崗、須家河組等一批大中型氣田(藏),新增天然氣探明儲量超過5 000×108m3,年均新增探明儲量在1 000×108m3以上,是“十五”年均探明儲量的1.8倍。在儲量大幅度增加的同時,天然氣產量也持續(xù)較快增長,“十一五”期間累計生產天然氣超過700×108m3,占同期全國天然氣總產量的近20%,年均增長達6%,2010年產量達到153×108m3,形成了龍崗、須家河組、老氣田等三大主要生產領域。

1.2 地面系統(tǒng)綜合配套能力大幅提高

“十一五”期間,隨著地面系統(tǒng)建設力度的加大和北內環(huán)、羅家寨外輸管線等骨干管道相繼投產,川渝地區(qū)輸配氣管網(wǎng)系統(tǒng)更加完善,累計建成集輸管網(wǎng)1.8 ×104km,同時地面系統(tǒng)其他配套建設也達到新的水平,采集輸場站超過1 500座,凈化廠達14個,西南油氣田地面系統(tǒng)年綜合配套能力達到200×108m3。隨著忠武線與西氣東輸管道的聯(lián)通,以及下一步中衛(wèi)—貴陽管道的建成,將實現(xiàn)川渝地區(qū)與全國管網(wǎng)連接,輸供配套能力必將進一步加強。

1.3 天然氣勘探開發(fā)配套技術日臻完善

圍繞制約生產發(fā)展的關鍵核心技術,西南油氣田加大科技攻關和新工藝新技術應用力度,組織實施龍崗氣田整體勘探開發(fā)、須家河組氣藏規(guī)模效益開發(fā)、川東北高含硫氣田安全清潔開發(fā)等三大攻堅戰(zhàn)和老氣田穩(wěn)產工程,在碳酸鹽巖氣田勘探開發(fā)、高含硫氣田勘探開發(fā)、低滲透碎屑巖氣田勘探開發(fā)、有水氣田開發(fā)、天然氣凈化處理、管道集輸與完整性管理、標準化建設以及復雜深井鉆完井、欠平衡井、水平井等工程技術方面形成了一系列富有特色的專有技術,有力地支撐了天然氣業(yè)務的持續(xù)有效快速發(fā)展。

1.4 川渝地區(qū)經濟社會對天然氣依存度越來越高

天然氣在川渝地區(qū)一次能源消費結構中所占比例在16%左右,大大高于全國3.8%的平均水平,形成了大規(guī)模天然氣產業(yè)集群,行業(yè)天然氣使用率在80%以上。川、渝等周邊六省市已有千余家大中型工業(yè)用戶、1 200多萬戶居民家庭以及1 0000多家公用事業(yè)用戶,城鎮(zhèn)氣化率超過80%。天然氣的使用大大降低了大氣污染物排放量,2006～2010年西南油氣田供應天然氣超過700×108m3,相當于替代原煤13 122×104t,減少二氧化碳排放量10 646×104t;相當于替代燃料油561×104t,減少二氧化碳排放量5 014×104t,為區(qū)域經濟社會發(fā)展、低碳經濟發(fā)展和減少溫室氣體排放等都作出了重大貢獻。

2 天然氣勘探開發(fā)技術進展

“十一五”以來,四川盆地巖性氣藏、低滲透氣藏、高含硫氣藏逐步成為天然氣勘探開發(fā)的主要對象,西南油氣田加大科技攻關、新工藝新技術推廣應用和科技現(xiàn)場試驗力度,圍繞龍崗氣田、須家河組氣藏和高含硫氣田等主攻領域組織實施三大攻堅戰(zhàn),同時全面深化和推動老氣田穩(wěn)產和提高采收率工程,在勘探、鉆完井、氣藏工程、采氣工程、地面工程等專業(yè)技術方面都有新突破、新進展,初步形成了適應不同類型復雜氣藏的勘探開發(fā)配套技術,有力支撐了四川盆地天然氣增儲上產。

2.1 巖性氣藏勘探技術取得重大突破

“十一五”以來,巖性氣藏勘探成為四川盆地油氣勘探的主要對象,圍繞“開江—梁平”海槽兩側礁灘和大川中須家河組勘探技術的攻關,取得了多項關鍵技術重大進展和突破。

1)礁灘氣藏勘探技術。立足龍崗氣田示范工程,地質、物探、測井緊密結合,建立了“開江—梁平”海槽沉積發(fā)展模式,明確礁、灘儲層受控因素,揭示了礁灘氣藏富集規(guī)律;針對性優(yōu)化地震觀測系統(tǒng)設計,形成大面積山地三維地震高效采集技術;發(fā)展完善了地震層序分析、古地貌恢復、模型正演的礁灘儲層地震預測技術(圖1);集成了基于疊后吸收衰減、疊前AVO模型正演、疊前AVO屬性分析、巖石物理參數(shù)交會分析及疊前彈性阻抗、疊前同時反演的礁灘氣藏烴類地震檢測技術;配套了礁灘儲層巖性定量解釋、儲層參數(shù)定量計算、儲層有效性評價和氣水判別的礁灘氣藏儲層測井流體性質識別技術。上述配套技術的應用,識別出龍崗地區(qū)29個礁灘儲集體,礁灘儲層地震預測符合率超過80%,氣、水識別井震吻合率超過70%,測井流體儲層識別符合率超過86%,有力支撐了龍崗氣田勘探開發(fā)攻堅戰(zhàn)的有效推進。

圖1 弱反射信號及深層礁灘體成像處理技術剖面圖

2)碎屑巖氣藏勘探技術。立足前陸盆地發(fā)展模式,認識了盆地結構控制須家河組氣藏類型,前陸隆起帶和斜坡帶具有形成大中型氣藏的有利條件,有利沉積相、繼承性古構造、高豐度烴源區(qū)和裂縫發(fā)育帶是氣藏富集帶;建立了二維地震網(wǎng)格法采集模式,形成和發(fā)展了大面積砂巖儲層預測技術和識別致密砂巖中高孔儲層的地震綜合預測技術;建立了致密砂巖儲層下限綜合評價技術,創(chuàng)新集成的低電阻氣層測井綜合識別技術,有效解決了大川中“砂中找好砂”的儲層地震預測難題(圖2)。通過這些技術的全面應用和實踐,已初步形成了大川中須家河組氣藏三級儲量萬億立方米規(guī)模儲量區(qū)。

2.2 深層礁灘高含硫氣藏開發(fā)技術攻關成效顯著

針對龍崗地區(qū)礁灘氣藏高溫、高壓、高含硫特點開展的開發(fā)技術攻關取得重要進展,有力支撐了龍崗氣田試采工程建設和投產。開發(fā)地質綜合評價研究深化了對龍崗氣田礁灘氣藏儲層非均質性、氣井產能、氣田水分布特征的認識,為試采區(qū)合理開采奠定了基礎;形成了分層酸化合層開采的完井管柱優(yōu)化技術和150℃高溫凝膠酸和轉向酸酸液體系,使超深、高溫、高壓、高含硫氣井完井與儲層改造配套技術不斷完善,支撐了龍崗氣田試采區(qū)單井日產量最高達80×104m3氣井的產能建設;建立了井筒安全屏障及實際工況油套管柱安全分析技術,確保了投產的高含硫氣井安全可靠生產;形成和完善了酸性天然氣腐蝕與防腐配套技術,解決了高含硫氣藏井下與地面系統(tǒng)整體防腐問題;高含硫天然氣凈化技術的配套和完善,支持建成了國內單系列最大規(guī)模的脫硫、硫磺回收和尾氣處理裝置,為龍崗氣田試采工程一次投產成功提供了有力保障。龍崗氣田礁灘氣藏投產氣井井均日產氣量達到25×104m3,成為四川盆地有史以來單井日產量最高的氣田(圖3)。

圖2 合川—安岳地區(qū)須家河組氣藏有效厚度分布圖

2.3 形成須家河組氣藏一類區(qū)開發(fā)主體配套技術

圖3 龍崗氣田礁灘氣藏試采曲線圖

針對川中須家河組氣藏低孔低滲儲層特性(圖4),結合沉積特征、構造特征、儲層發(fā)育程度、儲量豐度、氣井測試、生產動態(tài)等優(yōu)選有利區(qū),基本形成以“區(qū)塊優(yōu)選+叢式井組(直井+斜井)鉆完井+分層壓裂(合川)/大型壓裂(廣安)+井下節(jié)流+地面標準化設計”為核心的氣藏一、二類區(qū)效益開發(fā)主體技術。特別是在儲層分層及多段改造技術上取得重大突破,形成了以封隔器分層技術、水力噴射分層技術和連續(xù)油管分層技術為核心的分層改造技術,實現(xiàn)了一趟管柱分壓4層,提高了作業(yè)效率;自主研發(fā)出了大通徑分層壓裂工具,滿足了3層壓裂后生產測試;封隔器分層與可回收壓裂液體系相結合在叢式井組實現(xiàn)集中壓裂,進一步優(yōu)化了作業(yè)方式、降低作業(yè)成本,增產效果顯著;自主研制了水力噴射工具,形成了水力噴射分層加砂壓裂設計技術及3種配套工藝,實現(xiàn)了4層以上的分層改造;連續(xù)油管水力噴射射孔、環(huán)空加砂壓裂為進一步提高壓裂效率、為后期生產測試創(chuàng)造了條件;在水平井分段改造上,自主研制了裸眼封隔器、扶正器、投球壓裂滑套等分段壓裂工具系列,填補了裸眼水平井分段改造國內技術空白。

圖4 井、震結合預測合川地區(qū)須二段氣藏儲層分布圖

通過推廣應用主體技術,川中須家河組井均日產量由2006年以前的0.5×104～1.0×104m3提高至2.0×104m3以上,鉆井成功率由2006年以前的24%提高至81.7%。其中合川1井區(qū)一類區(qū)30口獲氣井井均測試日產氣量為7.92×104m3,鉆井成功率達96.8%。

2.4 鉆完井及其配套技術攻關取得重要進展

1)超深井快速鉆井技術。形成以氣體鉆井、PDC鉆頭為主的超深井快速鉆井技術,鉆井提速明顯。目前采用的氣體鉆井技術平均機械鉆速達每小時10.69 m,是普通泥漿鉆井機械鉆速的3～5倍。通過實施優(yōu)選PDC鉆頭,目前單只PDC鉆頭平均進尺達612 m,是“十五”期間的1.5倍(圖5)。

2)氣體鉆水平井配套技術。配套完善了天然氣鉆井、EM-MWD隨鉆測量、隨鉆地質導向井眼軌跡控制等系列氣體鉆水平井技術;研制了多套用于氣體鉆水平段增、穩(wěn)、降斜的空氣螺桿鉆具組合及扶正器鉆具組合。在廣安002-H8-2井創(chuàng)立了國內氣體鉆水平井水平段最長(539.76 m)、氣體鉆水平井最深(2 619 m)以及氣體鉆水平井水平位移最大(1 031.42 m)3項氣體鉆水平井全國新紀錄。氣體鉆水平井技術整體處于國內領先水平。

圖5 龍崗地區(qū)開發(fā)井氣體鉆與常規(guī)鉆鉆速比較圖

3)防漏治漏配套技術。形成了氣體/欠平衡鉆井防漏技術、隨鉆防漏技術、無滲透鉆井液技術及堵漏工具等多項綜合技術,堵漏成功率從2005年的57%提高到73%。

4)超深、高溫、高壓、大溫差條件下固井技術。解決了70～130℃的大溫差超緩凝問題,深井`177.8 mm懸掛套管固井質量大幅提高;形成了深井、超深井成熟的高溫高壓固井水泥漿體系,`127 mm尾管固井優(yōu)質率不斷提高。

2.5 老氣田穩(wěn)產和提高采收率配套技術進一步完善

1)精細氣藏描述技術。形成地震儲層預測技術、裂縫精細表征技術、氣藏精細地質建模技術、氣藏開發(fā)動態(tài)監(jiān)測技術、精細氣藏數(shù)值模擬技術、剩余儲量描述技術、治水挖潛增效開發(fā)技術等7個精細氣藏描述主體技術系列。老氣田精細氣藏描述成為重新認識和評價老氣田,弄清剩余儲量分布,明確挖潛目標,制訂合理開發(fā)調整方案的重要手段。通過對五百梯氣田石炭系(圖6)等11個氣藏進行精細描述,核增地質儲量317.16×108m3,增加可采儲量173.41×108m3,延長穩(wěn)產年限2～5 a,提高采收率5.8%～12.5%,效果顯著。

圖6 五百梯氣田石炭系氣藏Ⅰ+Ⅱ類儲層剩余儲量分布圖

2)氣田水整體治水綜合配套技術。氣藏工程在技術和理論上均取得重大進展,形成了裂縫—孔隙型儲層氣水兩相滲流描述方法、定向裂縫水竄動態(tài)分析和預測方法、裂縫水竄氣藏整體治水模擬方法、產水氣井模糊聚類分類和出水影響先期預判方法等6大配套技術,為深化水侵規(guī)律的認識創(chuàng)造了條件;排水采氣工藝上創(chuàng)新發(fā)展氣體加速泵、油管壓力操作閥氣舉、球塞氣舉等7大排水采氣新技術,并完善優(yōu)選管柱、泡沫排水等6項成熟技術,解決了高溫、深井排水和低壓氣井排水問題。

3)水平井動用低滲透儲量配套技術。形成和完善了一套針對層狀碳酸鹽巖氣藏低滲透儲量動用的綜合配套技術,低滲透區(qū)地質及滲流特征評價、水平井靶體目標優(yōu)選、水平段合理長度優(yōu)選、水平井產能預測、水平井巷道優(yōu)化、水平段地質導向、儲層改造工藝優(yōu)化等技術的應用和完善,大幅度提高了川東石炭系和磨溪雷口坡組氣藏單井產量和低滲透儲量動用率,井均產量達到同區(qū)直井的3～5倍,開發(fā)效益十分顯著。

3 四川盆地天然氣勘探開發(fā)技術發(fā)展方向

四川盆地天然氣資源豐富,盆地天然氣資源量為10.6×1012m3,按盆地現(xiàn)有探明儲量計算,探明率僅19.5%。隨著新技術推廣應用和認識深化,盆地二疊系長興組、三疊系飛仙關組礁灘以及三疊系須家河組勘探相繼獲得重大突破,資源量還將有較大增長,資源潛力很大。從待發(fā)現(xiàn)資源分布來看,以上三疊統(tǒng)為最多,占31.1%;其次為中下三疊統(tǒng)—上二疊統(tǒng),占19.9%(圖7)。此外,四川南部地區(qū)下古生界海相頁巖氣資源豐富,初步估算寒武系筇竹寺組和志留系龍馬溪組頁巖氣資源量在4×1012m3以上。這些領域都是四川盆地下一步勘探開發(fā)的重點,也是盆地天然氣持續(xù)上產的重要方向。

圖7 四川盆地常規(guī)天然氣剩余資源量分布圖

“十二五”期間,西南油氣田將圍繞“建設300億戰(zhàn)略大氣區(qū)和一流天然氣工業(yè)基地”的目標,在開江—梁平海槽兩側,須家河組,石炭系、嘉陵江組等老區(qū)層系,震旦系—下古生界新領域等勘探開發(fā)主攻方向,深入開展深層礁灘氣藏、低孔滲碎屑巖氣藏、高含硫氣田、老氣田勘探開發(fā)技術攻關,并以頁巖氣勘探開發(fā)為重點,全面展開非常規(guī)天然氣的勘探開發(fā)工作,推動盆地天然氣快速增儲上產再上新臺階。

為此,針對勘探開發(fā)對象日益復雜多樣、對技術要求更高的現(xiàn)實,“十二五”期間四川盆地天然氣勘探開發(fā)主體技術將在以下5個方向持續(xù)發(fā)展和深化:

1)超深復雜氣藏勘探開發(fā)技術的配套完善。通過基于儲層(疊前、疊后)預測的地震資料保幅處理、低孔滲碳酸鹽巖儲層疊前烴類檢測、超高壓深井鉆完井和安全投產等技術攻關,解決深層巖性氣藏儲層預測、氣水識別、超高壓超深氣井鉆完井及測試、超深有水氣藏排水采氣等技術難題。

2)低孔滲碎屑巖氣藏勘探及規(guī)模效益開發(fā)技術的配套完善。通過碎屑巖巖性氣藏圈閉識別及烴類檢測技術,裂縫—孔隙型碎屑巖儲層測井評價技術,水平井、分支井鉆完井技術,須家河組氣藏二、三類儲層多層、多段增產改造工藝技術等攻關,解決碎屑巖低孔薄儲層預測,低孔薄氣層的烴類地震檢測,低孔薄儲層測井流體識別,川中地區(qū)須家河組二、三類儲量區(qū)提高單井產量等技術難題。

3)高含硫氣田安全清潔開發(fā)配套技術的形成完善。通過對新技術、新材料的研究和運用,解決高含硫氣藏排水采氣工藝、氣田腐蝕防護、高含硫天然氣凈化、高溫深層高含硫氣藏修井、安全清潔開發(fā)等技術難題。

4)老氣田開發(fā)中后期穩(wěn)產和提高采收率配套技術的深化完善。通過薄儲層和裂縫的識別和描述技術、有水氣藏治水技術、低壓低滲透儲層改造技術等攻關,解決石炭系低壓低滲透儲層改造、低壓氣井修井、水淹儲量動用等技術難題。

5)頁巖氣勘探開發(fā)配套技術的初步形成。通過引進國外頁巖氣勘探開發(fā)技術,消化吸收并加強技術攻關,搞清盆地富有機質頁巖的有效分布范圍及頁巖氣資源前景,逐步建立頁巖氣地質評價標準,優(yōu)選開發(fā)區(qū)塊,突破水平井鉆完井及分段加砂壓裂關鍵技術,實現(xiàn)四川盆地頁巖氣資源的規(guī)模有效開采。

4 結束語

“十二五”是西南油氣田發(fā)展的關鍵時期,也是“建設300億戰(zhàn)略大氣區(qū)和一流天然氣工業(yè)基地”的攻堅期?！笆濉卑l(fā)展目標宏偉,任務艱巨,必須繼續(xù)解放思想,大力實施創(chuàng)新戰(zhàn)略,把科技創(chuàng)新和技術進步作為推動科學發(fā)展、轉變發(fā)展方式的重要支持和保障,才能不斷開創(chuàng)四川盆地天然氣勘探開發(fā)的新局面。

Technical progress and developing orientation in natural gas exploration and development in the Sichuan Basin

Li Luguang
(Southwest Oil&Gasf ield Company,PetroChina,Chengdu,Sichuan610051,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 31,ISSUE 1,pp.1-6,1/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Natural gas was first discovered in Western Han Dynasty in Sichuan,thus the first natural gas industrial base was founded in the Sichuan Basin after the establishment of People’s Republic of China.For achieving the goal of building a first-class natural gas industrial base with 300 billion m3of annual gas productivity the strategy of which has been planned by the PetroChina Southwest Company,this paper first analyzes the present status of natural gas industry in the Sichuan Basin as follows:a.the dependence degree on natural gas is getting higher and higher in Sichuan and Chongqing areas due to the rapid development of economy;b.the matching technologies of gas exploration and development are becoming better and improved to an advanced level;c.ground surface system is improved to a high level;d.the gas productivity is keeping on a rise with solid resource reserves.Then,technical progresses made by the PetroChina Southwest Company in the gas exploration and development are also summarized herein:a.a great breakthrough has been made in the exploration of lithologic gas reservoirs;b.obvious technical achievements have been made in the development of deep reef-bank and high-H2S gas reservoirs;c.a package of key technologies has been fulfilled for the exploitation of the type-Ⅰzone of the Xujiahe gas reservoirs;d.good results has been made in technical research of drilling and completion including their matching technologies;e.the previous technologies have been further improved to ensure the steady production and help enhance the rate of gas recovery at the mature gas fields.Finally,the future orientation for gas exploration and development is also pointed out herein:a.the main targets include those explored layers like both sides of Kaijiang-Liangping trough,the Xujiahe Formation,Carboniferous and the Jialingjiang Formation,etc.and those under-explored layers like the Sinian-Lower Palaeozoic formations;b.more advanced technologies should be explored for the exploration and development of deep reef-bank gas reservoirs,lowporosity and low-permeability clastic rock gas reservoirs,high-H2S gas fields and those mature gas fields;c.unconventional gas exploration and production should be encouraged from all sides with the shale gas taken as the focus,enhancing both reserves and production in the Sichuan Basin to a high level.In conclusion,all those above-mentioned targets will be achieved with solid gas resource reserves,advanced exploration and development technologies,as wells as the implementation of elaborate management and talent strategy.

Sichuan Basin,PetroChina,natural gas,industrial status,technical progress,exploration and development,development orientation,large gas zone

李鷺光,教授級高級工程師,博士;1983年畢業(yè)于原西南石油學院鉆井專業(yè),2004年獲油氣田開發(fā)專業(yè)博士學位;現(xiàn)任中國石油川渝石油企業(yè)協(xié)調組組長、中國石油西南油氣田公司總經理,擔任本刊第六屆編委會主任。地址:(610051)四川省成都市府青路一段3號。

李鷺光.四川盆地天然氣勘探開發(fā)技術進展與發(fā)展方向.天然氣工業(yè),2011,31(1):1-6.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.001

2011-01-10 編輯 居維清)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.001

Li Luguang,professor of senior engineer,graduated in drilling from Southwest Petroleum Institute in 1983.He obtained his Ph.D degree in oil and gas field development in 2004.He is now General Manager at the PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company and is director of the 6th NGI Editorial Committee.

Add:No.3,Sec.1,Fuqing Rd.,Chengdu,Sichuan 610051,P.R.China