CN113530511A - 天然气藏的开发方法 - Google Patents
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Abstract
本公开提供了一种天然气藏的开发方法，属于油气藏开发技术领域。对天然气藏进行水力压裂开发。天然气藏内的大部分游离气从气井内被采出，气井内地层压力降低，气井的产能不断降低至一个较为稳定的数值，此时获取气井的产能数值。如果气井的直井段井管为正常状态、水平段井管的破裂长度小于破裂长度阈值且气井的产能大于产能阈值，天然气藏有足够的地层压力，气井内的油管稳定，满足二次压裂的条件。向气井内超临界二氧化碳，注入的超临界二氧化碳部分在气井内转变为气态二氧化碳置换出吸附气，使吸附气转变为游离气被采出，提高已经降低产能的气井的产出能力，最终提高天然气藏整体的产出量。
Description
技术领域
本公开涉及油气藏开发技术领域，特别涉及一种天然气藏的开发方法。
背景技术
天然气藏是蕴藏于页岩层可供开采的聚集的天然气资源，页岩气赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，且页岩气的赋存状态包括游离气、吸附气和少量溶解气。游离气存在于天然裂缝和孔隙中，吸附气以吸附态存在于有机质、矿物晶间的表面，还有极少量以溶解状态储存于干酪根和沥青质中。
在天然气藏的开发过程中，通常是通过水力压裂使页岩层中以游离气存在的气体可以大量溢出至气井，再从气井内开采天然气。但随着页岩层中游离气的逐渐开发完毕，天然气藏的地层压力逐渐降低，天然气藏内以吸附气体存在的页岩气的开发较难提取与开发，即使进行二次水力压裂，得到的天然气藏内以吸附气形式存在的气体的产出效果也较低，天然气藏整体的产出量较低。
发明内容
本公开实施例提供了一种天然气藏的开发方法，可以提高天然气藏整体的产出量。所述技术方案如下：
本公开实施例提供了一种天然气藏的开发方法，所述天然气藏的开发方法包括：
对所述天然气藏内的气井进行一次压裂开发，所述一次压裂开发为水力压裂开发；
获取所述气井的直井段井管的状态与所述气井的水平段井管的破裂长度，所述直井段井管的状态包括破裂状态和正常状态；
在所述气井的产能逐渐下降至稳定范围后，获取所述气井的产能；
若所述直井段井管的状态为所述正常状态、所述水平段井管的破裂长度不大于破裂长度阈值且所述气井的产能不小于产能阈值，使用超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发。
可选地，所述使用超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发，包括：
获取所述一次压裂开发中所述天然气藏的返排率；
若所述返排率不大于返排率阈值，则使用泵注强度为800～1200m3/km的超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发；若所述返排率大于返排率阈值，使用泵注强度为600～800m3/km的超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发。
可选地，所述使用泵注强度为600～800m3/km的超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发，包括：
在所述超临界二氧化碳中混合滑溜水对所述天然气藏进行二次压裂开发。
可选地，所述滑溜水的用量等于或小于所述水力压裂中所述天然气藏的返排液量与所述超临界二氧化碳的用量之差。
可选地，所述返排率阈值为20～40％。
可选地，所述使用超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发，还包括：
关闭所述气井；
待所述气井内的地层压力不小于二氧化碳的临界压力，且待所述气井内的温度不小于二氧化碳的临界温度时，打开所述气井；
向所述气井内注入超临界二氧化碳进行压裂，关闭所述气井7～14天，打开所述气井进行生产。
可选地，所述天然气藏的开发方法还包括：
在使用超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发之前，获取所述天然气藏内游离气的占比率；
若所述直井段井管的状态为所述正常状态、所述水平段井管的破裂长度不大于破裂长度阈值且所述气井的产能不小于产能阈值，且所述天然气藏内游离气的占比率不大于所述游离气占比阈值，使用超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发。
可选地，所述游离气占比阈值为60～70％。
可选地，所述产能阈值为2×104～3×104m3/d。
可选地，所述破裂长度阈值为5～10％。
本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：
在对天然气藏进行开发时，先对天然气藏内的气井进行一次压裂开发，一次压裂开发为水力压裂开发。再获取气井的直井段井管的状态与气井的水平段井管的破裂长度，直井段井管的状态包括破裂状态和正常状态。开发一段时间后，天然气藏内的大部分游离气从气井内被采出，气井内地层压力会随天然气藏内大部分游离气的采出而不断降低，气井的产能随之不断降低至一个较为稳定的数值，此时获取气井的产能数值。如果气井的直井段井管为正常状态、水平段井管的破裂长度不大于破裂长度阈值且气井的产能大于产能阈值，说明天然气藏内还保留有一定的地层压力可以采出天然气，且气井内的油管稳定，满足二次压裂的条件。再使用超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发，超临界二氧化碳进入气井后，由于气井内压力通常较超临界二氧化碳低而温度通常较超临界二氧化碳高，超临界二氧化碳在保持一段时间的临界状态以冲开地层后，会在气井内转变为气态二氧化碳，而气态二氧化碳的吸附力较天然气(主要成分为甲烷)的吸附力高，因此气态的二氧化碳可以置换出大部分吸附在存在于有机质、矿物晶间的吸附气，使吸附气转变为游离气而可以被采出，提高已经降低产能的气井的产出能力，最终提高天然气藏整体的产出量。
附图说明
为了更清楚地说明本公开实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本公开的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图，
图1是本公开实施例提供的天然气藏的开发方法的流程图；
图2是本公开实施例提供的另一种天然气藏的开发方法的流程图。
具体实施方式
为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步的详细描述。
为提高天然气藏的整体产出量，此处提供图1。图1是本公开实施例提供的天然气藏的开发方法的流程图，参考图1可知，本公开实施例提供了一种天然气藏的开发方法，天然气藏的开发方法包括：
S101：对天然气藏内的气井进行一次压裂开发，一次压裂开发为水力压裂开发。
S102：获取气井的直井段井管的状态与气井的水平段井管的破裂长度，直井段井管的状态包括破裂状态和正常状态。
S103：在气井的产能逐渐下降至稳定范围后，获取气井的产能。
S104：若直井段井管的状态为正常状态、水平段井管的破裂长度不大于破裂长度阈值且气井的产能不小于产能阈值，使用超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发。
在对天然气藏进行开发时，先对天然气藏内的气井进行一次压裂开发，一次压裂开发为水力压裂开发。再获取气井的直井段井管的状态与气井的水平段井管的破裂长度，直井段井管的状态包括破裂状态和正常状态。开发一段时间后，天然气藏内的大部分游离气从气井内被采出，气井内地层压力会随天然气藏内大部分游离气的采出而不断降低，气井的产能随之不断降低至一个较为稳定的数值，此时再获取气井的产能数值。如果气井的直井段井管为正常状态、水平段井管的破裂长度不大于破裂长度阈值且气井的产能大于产能阈值，说明天然气藏内还保留有一定的地层压力可以采出天然气，且气井内的油管稳定，满足二次压裂的条件。再使用超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发，超临界二氧化碳进入气井后，由于气井内压力通常较超临界二氧化碳低而温度通常较超临界二氧化碳高，超临界二氧化碳在保持一段时间的临界状态以冲开地层后，会在气井内转变为气态二氧化碳，而气态二氧化碳的吸附力较天然气(主要成分为甲烷)的吸附力高，因此气态的二氧化碳可以置换出大部分吸附在存在于有机质、矿物晶间的吸附气，使吸附气转变为游离气而可以被采出，提高已经降低产能的气井的产出能力，最终提高天然气藏整体的产出量。
并且这种方法中，气井初次进行的是水力压裂，成本较低，压裂效果较好，能够释放天然气藏中的大部分游离气。超临界二氧化碳的二次压裂主要针对吸附气，置换效果较好，能够置换出大部分吸附气，且由于超临界二氧化碳是二次压裂，在气井压裂过一次的基础上需要投入的超临界二氧化碳相对较少，天然气藏的最终收益相对较大。
需要说明的是，气井的井管的正常状态是指气井的井管没有破裂的部位，若气井的直井段井管破裂、水平段井管的破裂长度大于破裂长度阈值，说明气井内井管的状态难以支持二氧化碳二次压裂开发。而气井的产能小于产能阈值时，气井的地层压力过低，即使气井内存有一定的天然气，这些天然气也很难从气井内开采出。因此，这两种情况时不能采用超临界二氧化碳进行二次压裂开发。
图2是本公开实施例提供的另一种天然气藏的开发方法的流程图，参考图2可知，本公开实施例提供了另一种天然气藏的开发方法，天然气藏的开发方法包括：
S201：获取天然气藏内游离气的占比率。
在对天然气藏进行一次压裂开采之前，可以先对天然气藏内的含气量进行检测并将数据进行记录，以对后续天然气藏的开发进行指导。
需要说明的是，天然气藏内游离气的占比率，可以按照以下公式进行：
公式(1)中，R1为天然气藏中的游离气占比，单位为％；Bf、Ba分别为游离气量、吸附气量，单位为m3/t。
可选地，游离气的占比率也可按照以下公式推算：
以100％减去公式(2)中的R2即得到天然气藏中的游离气占比，公式(2)中，R2为天然气藏中的吸附气占比，单位为％；Bf、Ba分别为游离气量、吸附气量，单位为m3/t。
需要说明的是，以上公式中的Bf、Ba可以通过地球物理测量技术得到。
S202：对天然气藏内的气井进行一次压裂开发，一次压裂开发为水力压裂开发。
步骤S202中，一次压裂开发为水力压裂开发时，水力压裂开发包括水力压裂与开发两个步骤，先对天然气藏内的气井进行水力压裂，待水力压裂之后气井内部环境稳定之后再进行天然气的开采。
可选地，对天然气藏内的气井进行水力压裂时，可以对水力压裂中需要涉及到的施工参数，例如：压裂泵注总液量Lo、用液强度ΔLo、泵注强度qo、返排率η进行记录。
对这些施工参数进行记录可以便于后续气井开发的进行与调整。
压裂泵注总液量Lo、用液强度ΔLo、平均泵注排量qo、返排率η可在进行水力压裂时测量得到。
S203：获取气井的直井段井管的状态与气井的水平段井管的破裂长度，直井段井管的状态包括破裂状态和正常状态。
采集直井段井管与水平段井管是否破裂及破裂长度可作为后续是否实施超临界二氧化碳的二次压裂开发的判断标准。
需要说明的是，步骤S203中的直井段井管指轴线平行气井当地重力加速度的井段的井管，水平井井管指轴线垂直气井当地重力加速度的井段的井管。
可选地，可以在气井内不存在堵塞的情况下，下放仪器至气井内对气井内的井管进行监测检查，根据井管管壁的情况以及井管内是否存在岩沙来判断气井的井管是否存在破裂以及破裂长度。便于实现气井内井管的状态的检测及破裂长度的获取。
S204：在气井的产能逐渐下降至稳定范围后，获取气井的产能。
气井在工作较长时间后，气井内的天然气逐渐被采出，天然气藏的地层压力逐渐减小，受压从气井内溢出的游离的天然气也会减少，导致气井的产能逐渐减小，最终保持在一个较为稳定的产能数值。此时再获取气井的产能，可以作为判断是否进行超临界二氧化碳是否进行二次压裂的判断标准。
可选地，在测完气井的产能之后，如果气井的产能大于产能阈值，可以对气井实施连续油管通井作业。
对气井实施连续油管通井作业，可以避免气井内出现堵塞，保证超临界二氧化碳二次压裂的稳定进行。
S205：若气井的直井段井管为正常状态、水平段井管的破裂长度小于破裂长度阈值、气井的产能大于产能阈值且若天然气藏内游离气占比率低于游离气占比阈值，使用超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发。
在满足步骤S205中所需的超临界二氧化碳二次压裂的实行条件后，步骤S205可包括：
先关闭气井；待气井内的地层压力不小于二氧化碳的临界压力，且待气井内的温度不小于二氧化碳的临界温度时，打开气井；向气井内注入超临界二氧化碳进行压裂，关闭气井7～14天，打开气井进行生产。
注入超临界二氧化碳之前关闭气井，可以起到焖井作用，使气井内的压力升高，直至气井内的地层压力与温度等于或高于二氧化碳的临界压力与临界温度时，再打开气井注入超临界二氧化碳，超临界二氧化碳进入气井内后，由于气井内压力与温度保持在临界压力与临界温度，超临界二氧化碳可以保持一段时间的液态，冲开地层裂缝，使呈吸附状态的天然气可以更容易地被置换与采出。注入超临界二氧化碳之后，再关闭7～14天，一方面可以保持气井内的压力与温度，另一方面也可以保证超临界二氧化碳有足够的时间转换为气态并对天然气藏中的天然气进行置换。
需要说明的是，在气井打开注入超临界二氧化碳后，气井的井口温度通常会受到超临界二氧化碳的影响迅速降低，但气井底层的温度通常会高于二氧化碳的临界温度，在关闭气井7～14天后，气井内的整体温度会变得较为均匀，而大部分超临界二氧化碳都转变为气态，并置换完天然气。
示例性地，可以在第一步关闭气井之后，待气井内的地层压力为7Mpa，而气井内温度为35℃时，再打开气井。天然气置换的效果较好。
示例性地，步骤S205中，在使用超临界二氧化碳进行二次压裂时，可以通过连续油管在气井内***可溶桥塞。
可溶桥塞可以帮助气井内分层，便于超临界二氧化碳二次压裂的稳定进行。
可参考步骤S202中获取的水力压裂中天然气藏的返排率；
若返排率不大于返排率阈值，使用泵注强度为800～1200mm3/km的超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发；若返排率大于返排率阈值，使用泵注强度为600～800mm3/km的超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发。
气井的返排率小于返排率阈值时，天然气藏内的缝网发育较好，超临界二氧化碳能够更容易进入地层缝隙间对天然气进行置换，可以使用泵注强度为800～1200m3/km的排量较大的超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发，开发程度高，天然气产出高，整体效益好。气井的返排率大于返排率阈值时，则可看做天然气藏内缝网的发育较差，初次水力压裂的效果较差，使用超临界二氧化碳的改造性差，地层裂缝较少，可置换的天然气少，可以使用泵注强度为600～800m3/km的排量小的超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发，投入相对较低，而天然气的产能也可以得到一定提高。
需要说明的是，泵注强度是指单位压裂长度所需使用的泵注压裂液量或超临界二氧化碳量，单位是m3/m或m3/km。泵注强度可以根据经验值获取，例如参考其他气井的泵注强度与收益得到。
示例性地，步骤S205中，返排率阈值可为20～40％。
返排率阈值为20～40％时，可以作为判断天然气藏内缝网发育情况的标准，在返排率低于或在20～40％这一范围内时，天然气藏内的缝网发育较好，超临界二氧化碳能够更容易进入地层缝隙间对天然气进行置换，可以使用排量较大的超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发，开发程度高，天然气产出高，整体效益好。气井的返排率大于40％这一上限值时，则可看做天然气藏内缝网的发育较差，初次水力压裂的效果较差，使用超临界二氧化碳的改造性差，可以使用排量小的超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发，投入相对较低，而天然气的产能也可以得到一定提高。
可选地，使用泵注强度为600～800m3/km的超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发，可包括：
在超临界二氧化碳中混合滑溜水对天然气藏进行二次压裂开发。
使用泵注强度为600～800m3/km的超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发时，可以在超临界二氧化碳中混合滑溜水对天然气藏进行二次压裂开发，滑溜水可以替代超临界二氧化碳冲开地层裂缝，保证超临界二氧化碳可以顺利进入地层缝网内，保证天然气采收效果的同时，也可以适当降低气井的开发成本。
示例性地，滑溜水的用量可等于或小于水力压裂中天然气藏的返排液量与超临界二氧化碳的用量之差。
滑溜水的用量等于或小于水力压裂中天然气藏的返排液量与超临界二氧化碳的用量之差，可以保证滑溜水正好补充超临界二氧化碳压力不够的缺陷，又不会由于滑溜水占比过多而影响到超临界二氧化碳的转化与置换，相对成本低而可大幅提高天然气藏的产出。
可选地，产能阈值可为2×104～3×104m3/d。
产能阈值为2×104～3×104m3/d，可以作为判断天然气藏内产出情况的依据。气井的产能小于2×104～3×104m3/d时，气井的产能过低，即使进行开发，能够产出的天然气的含量也很小；气井的产能大于2×104～3×104m3/d时，气井内的地层压力足够，改造之后还能够从气井内产出较多天然气，有效提高天然气整体的产出量与最终收益。
示例性地，步骤S205中的破裂长度阈值可为5～10％。
破裂长度阈值为5～10％，可以判断气井内井管的情况是否能够支持二次压裂开发的实施。水平段井管的破裂长度小于或位于5～10％这一范围内时，气井内井管的情况较好，能够支持二次压裂开发带来的冲击并在压裂后进行天然气的开采。水平段井管的破裂长度大于破裂长度阈值，即大于10％这一上限值时，气井内的井管情况较差，强行进行二次压裂开发会导致井管加速损坏，气井难以保持正常的天然气开采的功能。
步骤S205中，游离气占比阈值可为60～70％。
游离气占比阈值为60～70％，如果天然气藏内游离气占比小于或位于60～70％这一范围内，说明天然气藏内还存有较多的吸附气，对气井进行二次压裂可以有效提高吸附气被置换的可能性，提高天然气藏的气井的产出效率，最终整体收益较高。而天然气藏内游离气占比大于70％这一上限值时，吸附气的占比相对较少，即使使用超临界二氧化碳进行二次压裂，最终置换得到的吸附气的收益难以抵消超临界二氧化碳进行压裂开发的投入，效益不够。
图2中所示方法相对图1中所示方法，新增了步骤S201，在判断是否进行超临界二氧化碳进行二次压裂之前，获取天然气藏内游离气的占比率，来粗略判断气井如果进行了超临界二氧化碳二次压裂之后，气井最终的收益，可以作为一个判断基础来保证最终开发得到的气井能够有效提高气井的产出且保持正收益，而不容易出现成本高于收益的情况。
图2中所示方法相对图1中所示方法，图2中的各步骤还对图1中的各步骤进行了进一步的详细说明。
需要说明的是，在本公开所提供的实现方式中，不大于某一阈值，所指的是不大于这一阈值的上限值，不小于某一阈值，所指的是不小于这一阈值的下限值。
为便于理解本公开，此处可对本方法的一种实现方式进行说明，本公开在进行天然气藏的开发时：
通过地球物理测量，测量天然气藏内气井的天然气的游离气占比并进行记录。
如果天然气藏内天然气的游离气占比大于70％，则天然气藏内吸附气的占比较小，开发价值不高，可以不使用超临界二氧化碳对气井进行二次压裂开发处理。
如果天然气藏内天然气的游离气占比小于70％，则天然气藏内还存留有一定量的吸附气；进一步对该气井的产能进行确定，当该气井的产能小于2～3×104m3/d时，气井的地层压力不足以支撑气井的持续开发，可以不使用超临界二氧化碳对气井进行二次压裂开发处理。
当该气井的产能不小于2×104～3×104m3/d时，进一步判断气井的返排率与返排率阈值的关系。
在返排率低于返排率阈值40％时，天然气藏内的缝网发育较好，超临界二氧化碳能够更容易进入地层缝隙间对天然气进行置换，可以使用泵注强度为800～1200m3/km的超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发，开发程度高，天然气产出高，整体效益好。
气井的返排率大于返排率阈值40％时，则可看做天然气藏内缝网的发育较差，初次水力压裂的效果较差，使用超临界二氧化碳的改造性差，可以使用泵注强度为600～800m3/km的超临界二氧化碳对天然气藏进行二次压裂开发，投入相对较低，而天然气的产能也可以得到一定提高。
最终将气井的井口关闭，进入气井内的超临界二氧化碳在气井内压力与环境的条件下，部分冲开地层裂缝，部分超临界二氧化碳转化为气态二氧化碳，气态的二氧化碳则由于吸附力大于天然气的关系，可以将吸附的有机物或矿物晶表面的天然气置换出现，置换出的天然气再被开采。
以下结合运用实例，以四川盆地上奥陶统五峰组至下志留统龙马溪组某一区块的某气井X为例，对本发明进一步详细说明。具体如下：
首先，明确气井X内的含气性，决策是否实施超临界二氧化碳二次压裂。气井X的总含气量4.5m3/t，吸附气占比37％，游离气占比63％，游离气占比小于70％，满足超临界二氧化碳二次压裂实施条件。
进一步地，明确气井排采情况，确定是否实施超临界二氧化碳二次压裂。气井X投产初期生产压力45MPa，初期产量约为36×104m3/d，生产3年后产量降至2.5×104m3/d并趋于稳定，生产压力4.5MPa，满足进行超临界二氧化碳二次压裂的产能需求，可以进行超临界二氧化碳二次压裂。
参考气井X最初水力压裂的施工参数及改造效果，根据X最初水力压裂的施工参数及改造效果设计超临界二氧化碳二次压裂压裂液体系、排量。气井X施工期间顺利，未见气井内井管破裂严重，注入总液量36505m3，3年后返排率为33.6％，返排率低于40％故不采取前置滑溜水注入措施。
最后实施超临界二氧化碳二次压裂，实现增产。生产第3年初关井，焖井，待施工压力恢复7MPa，开井施工。通过连续油管在趾端下入可溶桥塞，进行压裂施工，通过泵超临界CO2压裂车向地层泵入超临界CO2，注入排量6m3/min，注入强度1000m3/km。井口与泵超临界CO2压裂车之间密封，井口可以保持超临界CO2所需的压力和温度条件，确保CO2注入至井底时始终为超临界状态。施工结束后关井，确保CO2自超临界状态转换为气态，形成缝网并置换出有机质、矿物晶间的吸附气，达到增产目的。焖井7～14天，重新开井生产。
以上所述，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已通过实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (10)
1.一种天然气藏的开发方法，其特征在于，所述天然气藏的开发方法包括：
对所述天然气藏内的气井进行一次压裂开发，所述一次压裂开发为水力压裂开发；
获取所述气井的直井段井管的状态与所述气井的水平段井管的破裂长度，所述直井段井管的状态包括破裂状态和正常状态；
在所述气井的产能逐渐下降至稳定范围后，获取所述气井的产能；
若所述直井段井管的状态为所述正常状态、所述水平段井管的破裂长度不大于破裂长度阈值且所述气井的产能不小于产能阈值，使用超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发。
2.根据权利要求1所述的天然气藏的开发方法，其特征在于，所述使用超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发，包括：
获取所述一次压裂开发中所述天然气藏的返排率；
若所述返排率不大于返排率阈值，则使用泵注强度为800～1200m3/km的超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发；若所述返排率大于返排率阈值，使用泵注强度为600～800m3/km的超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发。
3.根据权利要求2所述的天然气藏的开发方法，其特征在于，所述使用泵注强度为600～800m3/km的超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发，包括：
在所述超临界二氧化碳中混合滑溜水对所述天然气藏进行二次压裂开发。
4.根据权利要求3所述的天然气藏的开发方法，其特征在于，所述滑溜水的用量等于或小于所述水力压裂中所述天然气藏的返排液量与所述超临界二氧化碳的用量之差。
5.根据权利要求2所述的天然气藏的开发方法，其特征在于，所述返排率阈值为20～40％。
6.根据权利要求1～5任一项所述的天然气藏的开发方法，其特征在于，所述使用超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发，还包括：
关闭所述气井；
待所述气井内的地层压力不小于二氧化碳的临界压力，且待所述气井内的温度不小于二氧化碳的临界温度时，打开所述气井；
向所述气井内注入超临界二氧化碳进行压裂，关闭所述气井7～14天，打开所述气井进行生产。
7.根据权利要求1～5任一项所述的天然气藏的开发方法，其特征在于，所述天然气藏的开发方法还包括：
在使用超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发之前，获取所述天然气藏内游离气的占比率；
若所述直井段井管的状态为所述正常状态、所述水平段井管的破裂长度不大于破裂长度阈值且所述气井的产能不小于产能阈值，且所述天然气藏内游离气的占比率不大于所述游离气占比阈值，使用超临界二氧化碳对所述天然气藏进行二次压裂开发。
8.根据权利要求7所述的天然气藏的开发方法，其特征在于，所述游离气占比阈值为60～70％。
9.根据权利要求1～5任一项所述的天然气藏的开发方法，其特征在于，所述产能阈值为2×104～3×104m3/d。
10.根据权利要求1～5任一项所述的天然气藏的开发方法，其特征在于，所述破裂长度阈值为5～10％。
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