超深古老白云巖巖溶型氣藏高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)
——以四川盆地安岳氣田震旦系燈影組氣藏為例

謝 軍 郭貴安 唐青松 彭 先 鄧 惠 徐 偉

1.中國石油天然氣集團(tuán)有限公司發(fā)展計劃部 2.中國石油西南油氣田公司 3.中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

0 引言

四川盆地震旦系燈影組氣藏的勘探始于20世紀(jì)50年代[1]。1964年，威基井在震旦系燈影組測試，獲得工業(yè)氣流，從而發(fā)現(xiàn)了威遠(yuǎn)氣田震旦系燈影組氣藏，并且申報探明儲量400×108m3，成為當(dāng)時中國最大的整裝碳酸鹽巖氣藏。1968年，該氣藏正式投入開發(fā)，開發(fā)層位為燈影組二段（簡稱燈二段），但由于存在活躍底水，在開發(fā)過程中形成縱竄、橫侵等多種水侵模式，于1976年達(dá)到年產(chǎn)氣量最高峰（11.57×108m3）后快速遞減，經(jīng)過50多年的開發(fā)，氣藏采出程度僅為40%左右。從20世紀(jì)70年代開始，根據(jù)古隆起控藏的理念，在樂山—龍女寺古隆起東段“古今構(gòu)造疊合區(qū)”持續(xù)開展大型構(gòu)造勘探，但始終未獲得重大突破，僅在龍女寺構(gòu)造、高石梯構(gòu)造獲得了低產(chǎn)氣流[2]。2006年以來，疊合盆地古老碳酸鹽巖多期成藏理論逐漸形成[3-5]，解決了形成大氣田的關(guān)鍵成藏認(rèn)識。2011年7月，高石1井在川中地區(qū)高石梯區(qū)塊震旦系燈影組進(jìn)行測試，測試產(chǎn)氣量為138×104m3/d，從而發(fā)現(xiàn)了安岳氣田震旦系燈影組氣藏。截至2020年底，該氣藏累計探明地質(zhì)儲量達(dá)5 900×108m3[6]，開發(fā)潛力巨大。

安岳氣田震旦系燈影組氣藏80%的天然氣儲量蘊藏于孔隙度低于5%的特低孔儲層中，并且受到沉積作用、巖溶作用等多種因素的影響，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，找到開發(fā)“甜點區(qū)”的難度極大；同時，氣藏埋深介于5 000～5 500 m，縱向上存在多個壓力系統(tǒng)，在鉆井過程中容易發(fā)生垮塌、漏失、井噴等井下復(fù)雜情況；目的層鉆井安全密度窗口小于0.1 g/cm3，并且儲層薄而分散，實現(xiàn)優(yōu)快鉆井和理想的增產(chǎn)改造效果難度大。因而，該氣藏在評價期鉆獲氣井的有效率低于30%，單井平均配產(chǎn)僅為13.4×104m3/d，氣藏內(nèi)部收益率預(yù)測值僅為11.8%，實現(xiàn)氣藏高效開發(fā)的難度大。而國內(nèi)外同類型氣藏，目前僅有俄羅斯西伯利亞地臺拜基特盆地的尤魯勃欽—托霍姆里菲系油氣藏[7]、我國鄂爾多斯盆地靖邊地區(qū)奧陶系馬家溝組氣藏、塔里木盆地塔中地區(qū)奧陶系氣藏投入了開發(fā)。其中，俄羅斯尤魯勃欽—托霍姆里菲系儲層與我國塔中地區(qū)奧陶系儲層，均受到斷裂與表生巖溶作用的控制，儲集空間以數(shù)米—數(shù)十米級的大型溶洞與斷裂為主，靖邊地區(qū)奧陶系馬家溝組儲層受到膏云坪與表生巖溶作用的控制，儲集空間以石膏溶蝕孔為主。而安岳氣田震旦系燈影組儲層主要發(fā)育于微生物丘灘云巖，儲集空間以毫米—厘米級的中、小溶洞為主，與前述3個油氣藏相比，其儲集條件差，開發(fā)難度大。為了實現(xiàn)安岳氣田震旦系燈影組氣藏的規(guī)模效益開發(fā)，緊密圍繞制約氣藏實現(xiàn)高效開發(fā)的技術(shù)瓶頸問題，開展多專業(yè)聯(lián)合攻關(guān)，采用“邊攻關(guān)、邊應(yīng)用、邊完善”的模式，創(chuàng)新形成針對性開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，有效支撐了該氣田臺緣帶燈影組四段（以下簡稱燈四段）氣藏年產(chǎn)天然氣60×108m3生產(chǎn)規(guī)模的建成。所取得的研究成果可以為國內(nèi)外同類型氣藏實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)提供借鑒。

1 氣藏地質(zhì)特征

安岳氣田震旦系燈影組氣藏位于四川盆地中部古隆起平緩構(gòu)造區(qū)威遠(yuǎn)—龍女寺構(gòu)造群，自下而上分為4段，其中臺緣帶燈四段為目前主要的開發(fā)層系。該氣藏主要特征如下：①受丘灘相控制，丘灘體疊置連片，儲層大面積分布，達(dá)7 500 km2，累計探明地質(zhì)儲量達(dá)5 900×108m3；②氣藏埋藏深度介于5 000～5 500 m，地層溫度介于147.69～159.10℃，地層壓力介于56.65～59.08 MPa，壓力系數(shù)介于1.07～1.09，屬于超深層高溫常壓氣藏；③儲集空間包括孔、洞、縫，并且以毫米—厘米級的中、小溶洞為主，儲層平均孔隙度為3.87%，平均滲透率為0.51 mD，屬于低孔、低滲透儲層；④儲層在縱向上分為5～15層，跨度介于260～350 m，優(yōu)質(zhì)儲層在縱橫向上分布變化大，滲透率最大級差為700，滲透率變異系數(shù)為1.9，儲層非均質(zhì)性極強(qiáng)；⑤產(chǎn)出天然氣H2S含量在1%左右，CO2含量在6%左右，屬于中含硫、中含CO2氣藏；⑥評價期氣井無阻流量介于2×104～531×104m3/d，無阻流量低于30×104m3/d的氣井占比為71%，氣井產(chǎn)能差異大并且無阻流量大多數(shù)較低。

2 實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)面臨的主要技術(shù)瓶頸問題

由于地質(zhì)條件極為復(fù)雜，并且影響氣井高產(chǎn)的主控因素多，要實現(xiàn)安岳氣田震旦系燈影組氣藏的規(guī)模高效開發(fā)，面臨以下5個方面的技術(shù)瓶頸問題：①由于儲層為一套在表生巖溶作用下形成的白云巖縫洞儲集體[8-10]，在縱向上呈多層疊置，累計厚度變化大，滲透率級差大，實現(xiàn)儲層的準(zhǔn)確表征難度大，從而使開發(fā)“甜點區(qū)”的優(yōu)選難度大；②受到丘灘相控制和巖溶疊加改造的影響[11]，儲層主要存在裂縫—孔洞型、孔洞型、孔隙型3種儲層類型，試井解釋曲線則反映出儲層滲流特征呈均質(zhì)型、多重介質(zhì)型、裂縫型、多區(qū)復(fù)合型及“串珠”型5種類型，滲流機(jī)理復(fù)雜，原有的適用于單一儲層類型的儲量可動用性評價方法不適應(yīng)；③由于存在多種類型儲集體，儲層在縱橫向上分布變化大，同時氣藏埋藏深、鉆井成本高、投資風(fēng)險大，不宜采用同一種井型、同一套井網(wǎng)/井距來進(jìn)行整體開發(fā)；④縱向上氣層多，壓力系統(tǒng)復(fù)雜，在同一裸眼段甚至?xí)l(fā)生多種井下復(fù)雜情況，大斜度井/水平井安全快速鉆完井面臨巨大挑戰(zhàn)，高套壓事件時有發(fā)生，井控管理形勢異常嚴(yán)峻[12]，井控本質(zhì)安全亟需保障；⑤地層溫度高，閉合應(yīng)力高，從而導(dǎo)致酸蝕裂縫長度和導(dǎo)流能力受限，深穿透酸壓改造工藝面臨挑戰(zhàn)[13]，同時，儲層類型多、薄并且分散，對于長水平井而言，要實現(xiàn)儲層的充分改造，難度很大[14-19]。

3 高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)的創(chuàng)新

3.1 白云巖巖溶縫洞儲集體建模技術(shù)

3.1.1 高精度層序格架下的微生物丘灘體刻畫技術(shù)

安岳氣田震旦系燈影組微生物白云巖巖溶儲層多數(shù)由單層厚度為2 m的微生物丘灘體縱向疊加而成[20]，此類丘灘體的連續(xù)疊加厚度平均為20 m左右，采用常規(guī)的相面法，準(zhǔn)確刻畫丘灘體的難度大。為此，基于神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)技術(shù)，優(yōu)選出影響丘灘體發(fā)育的敏感屬性，形成了四級層序格架下的丘灘體發(fā)育模式。通過實鉆井驗證，采用該技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)對厚度為20 m的微生物丘灘體疊加發(fā)育區(qū)的準(zhǔn)確預(yù)測與精細(xì)刻畫，并且使丘灘體預(yù)測吻合率由65%提高至87%。

3.1.2 基于“雙界面法”的巖溶古地貌恢復(fù)方法

經(jīng)研究證實巖溶古地貌明顯控制了表生期巖溶風(fēng)化作用，弄清楚巖溶區(qū)平面展布特征將有益于巖溶發(fā)育區(qū)的優(yōu)選。對于古地貌恢復(fù)方法，傳統(tǒng)的“殘厚法”或“印模法”難以同時消除古構(gòu)造、沉積前地層厚度對古地貌恢復(fù)的影響。因此，基于目的層及其上覆地層的高分辨率層序地層格架劃分，采用“印模法”對筇竹寺＋滄浪鋪地層進(jìn)行古地貌恢復(fù)，然后選擇剝蝕面以下第一個未受到風(fēng)化剝蝕作用影響的四級層序界面作為“殘厚法”參考界面，形成“殘厚法”與“印模法”相結(jié)合的“雙界面法”，從而實現(xiàn)了寒武系沉積前巖溶古地貌的恢復(fù)。經(jīng)實鉆井驗證，吻合率由50%提高至92%。

3.1.3 微生物云巖＋巖溶相控建模技術(shù)

由于微生物白云巖疊加表生巖溶作用，安岳氣田震旦系燈影組儲層并非呈典型的“層狀”分布，常規(guī)的建模方法難以應(yīng)用于此類“非層狀”儲層。因此，基于丘灘體與巖溶有利相帶的共同約束，創(chuàng)新建立了微生物白云巖＋巖溶相控建模技術(shù)，以儲層構(gòu)型數(shù)據(jù)（包括垂向概率分布、變差函數(shù)、儲層反演數(shù)據(jù)、儲層構(gòu)型概率分布）作為基本控制條件，平面上以丘灘體有利相帶為約束，縱向上以巖溶有利發(fā)育帶的展布為約束，實現(xiàn)“非層狀”丘灘體風(fēng)化殼巖溶儲層的模型建立（圖1）。在進(jìn)行屬性建模時，針對早期井距大于屬性參數(shù)變程的問題，對野外剖面進(jìn)行網(wǎng)格化處理，建立面孔率剖面模型，擬合得到面孔率的變差函數(shù)特征，有效克服了利用井點信息進(jìn)行變差函數(shù)擬合的弊端，為屬性建模提供依據(jù)。由此，形成了基于多因素分級約束的風(fēng)化殼型強(qiáng)非均質(zhì)碳酸鹽巖儲層建模技術(shù)，實現(xiàn)了巖溶儲層的精準(zhǔn)建模，經(jīng)過后期實鉆井驗證，吻合率由63.0%提高至90.7%。

3.2 低孔強(qiáng)非均質(zhì)巖溶儲層儲量可動用性評價技術(shù)

3.2.1 多重介質(zhì)低孔儲層滲流能力表征技術(shù)

安岳氣田震旦系燈影組儲層儲集空間類型復(fù)雜，不同尺度下的細(xì)小孔隙、溶蝕孔洞和裂縫難以同時表征，對不同類型孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行定量分析的難度大。為此，基于數(shù)字巖心分析技術(shù)，對多尺度孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行定量分析，通過對不同分辨率數(shù)字巖心的等效疊加，實現(xiàn)了對總孔隙度、不同類型孔隙占比、迂曲度、孔洞配位數(shù)等關(guān)鍵參數(shù)的定量表征。針對已有微觀滲流數(shù)值模擬技術(shù)存在模擬節(jié)點少、計算精度低、誤差相對較大等問題，發(fā)展了微米尺度滲流數(shù)值模擬方法，對全直徑巖心中多重介質(zhì)進(jìn)行“多流態(tài)”耦合微觀流動模擬，計算節(jié)點數(shù)可達(dá)600×104個，展示出了流體在多重介質(zhì)中的流動規(guī)律，明確了主要滲流通道。

3.2.2 高溫高壓條件下強(qiáng)非均質(zhì)儲層物理模擬實驗評價技術(shù)

長期以來，在高溫高壓條件下，針對全直徑巖心開展非均質(zhì)儲層滲流模擬實驗，面臨以下兩個方面的問題：①對實驗儀器耐高溫高壓性能和計量精確性，提出了非常苛刻的要求；②若要反映儲層非均質(zhì)性對滲流的影響，實驗流程和方案需要具有針對性。為此，針對高溫高壓條件下計量、氣體體積標(biāo)定、黏度標(biāo)定、實驗數(shù)據(jù)處理、誤差分析等難題，研制出高溫高壓兩相滲流物理模擬實驗裝置，并且基于安岳氣田震旦系燈影組氣藏特征參數(shù)，實現(xiàn)了60 MPa流體壓力、128 MPa圍壓，150 ℃地層溫度、微壓差（壓力梯度低于0.1 MPa/m）、微流量計量條件下儲層物性參數(shù)的測定，突破了傳統(tǒng)常溫常壓實驗條件的限制。針對該氣藏儲層類型復(fù)雜、滲流特征多樣的特點[21]，綜合考慮地層條件下物理模擬實驗與數(shù)值巖心微觀流動模擬結(jié)果[22]，劃分出3類儲集體，其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲集體的采收率分別介于60%～65%、45%～60%、25%～45%，進(jìn)而確定不同類型儲集體實現(xiàn)效益開發(fā)對應(yīng)的井控儲量及井控半徑下限值（表1），明確Ⅰ、Ⅱ類儲集體為主要開發(fā)目標(biāo)。

表1 不同類型儲集體效益開發(fā)下的井控儲量/井控半徑下限值統(tǒng)計表

3.3 強(qiáng)非均質(zhì)巖溶型氣藏開發(fā)優(yōu)化設(shè)計技術(shù)

3.3.1 基于儲集體的大斜度井/水平井靶體參數(shù)非線性優(yōu)化技術(shù)

針對安岳氣田震旦系燈影組氣藏儲層縱橫向上非均質(zhì)性強(qiáng)的特點，為了實現(xiàn)單井效益最大化，基于大斜度井/水平井關(guān)鍵參數(shù)、有效儲層鉆遇率與成本、產(chǎn)值、凈收益的關(guān)系，基于儲集體建立了大斜度井/水平井靶體參數(shù)非線性優(yōu)化技術(shù)，實現(xiàn)了大斜度井/水平井關(guān)鍵參數(shù)的差異化定量設(shè)計。針對多個儲集體交錯疊置的情況，推薦采用大斜度井進(jìn)行開發(fā)，最大井斜角介于75°～84°為宜（圖2-a）；若Ⅰ、Ⅱ類儲集體集中發(fā)育，則推薦采用水平井進(jìn)行開發(fā)，水平段長度介于800～1 100 m為宜（圖2-b）。

3.3.2 “地質(zhì)因素＋經(jīng)濟(jì)極限條件”共同約束下的氣井合理井距確定方法

通過對國內(nèi)外主要大型氣田（藏）的開發(fā)進(jìn)行調(diào)研[23-27]，認(rèn)為針對強(qiáng)非均質(zhì)氣藏，其開發(fā)宜采用不規(guī)則井網(wǎng)，更有利于提高儲量動用率和氣藏開發(fā)效益，綜合考慮多種方法，包括等效井控半徑（基于動態(tài)儲量）法、類比法、經(jīng)濟(jì)極限法等，對開發(fā)井距進(jìn)行優(yōu)化[28]，進(jìn)而針對不同類型儲集體提出相應(yīng)的合理開發(fā)井距。針對Ⅰ、Ⅱ類儲集體，其合理井距分別介于1.6～3.3 km、0.9～1.4 km。該成果有效支撐了強(qiáng)非均質(zhì)碳酸鹽巖氣藏儲量的均衡、高效動用。

3.4 深層碳酸鹽巖大斜度井/水平井鉆井技術(shù)

3.4.1 大斜度井/水平井井身結(jié)構(gòu)及安全鉆井配套工藝技術(shù)

由于安岳氣田震旦系燈影組地層上部發(fā)育多套層系，多個壓力系統(tǒng)并存，鉆井安全密度窗口窄，通過優(yōu)化表層套管下入深度，提高表層套管、技術(shù)套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度，形成更適用的“四開四完”井身結(jié)構(gòu)，使關(guān)井后的套管承壓能力大幅提升，實現(xiàn)井控本質(zhì)安全；同時，在容易發(fā)生溢流、漏失等復(fù)雜情況的層段，全面采用抗高溫隨鉆監(jiān)測儀器和智能控制工具[29]，有效降低鉆井液漏失量，縮短井下復(fù)雜情況的處理時間，故障復(fù)雜時效由20.7%降低至4.9%。通過對鉆井過程中復(fù)雜情況的及時處理，最大限度降低井控風(fēng)險，進(jìn)而確保地質(zhì)目標(biāo)的高效鉆達(dá)。

3.4.2 大斜度井/水平井井眼軌跡多因素耦合設(shè)計技術(shù)

安岳氣田震旦系燈影組氣藏大斜度井/水平井在鉆井過程中使用高密度鉆井液的井段長，并且造斜段穿越的層段多，由于存在強(qiáng)研磨性地層與破碎性地層，部分井段地層可鉆性差、易垮塌，影響定向效率，從而使井眼軌跡設(shè)計面臨挑戰(zhàn)。因此，綜合考慮井下鉆柱受到的摩擦阻力、扭矩等因素，同時盡量避免地層溢流、漏失、垮塌等井下復(fù)雜情況的發(fā)生，建立大斜度井/水平井井眼軌跡質(zhì)量量化評價模型，支撐了井眼軌跡的優(yōu)化設(shè)計，使Ⅰ、Ⅱ類儲集體鉆遇率由24.2%提高至87.3%（圖3），實現(xiàn)了小尺度縫洞儲集體的精準(zhǔn)鉆達(dá)。

3.4.3 深層碳酸鹽巖鉆井安全控制技術(shù)

安岳氣田震旦系燈影組上部的棲霞組地層壓力系數(shù)高達(dá)1.9，而龍王廟組地層壓力系數(shù)在1.6左右，在鉆井過程中存在高低壓互層，井控安全面臨較大風(fēng)險。為此，全面配置大通徑超高壓防噴器，研制出耐沖蝕放噴管線彎頭與防沖刺短節(jié)，優(yōu)選大通徑、厚壁放噴管線，并且采用Ansys有限元軟件進(jìn)行模擬，結(jié)果顯示，在50×104～100×104m3/d高產(chǎn)氣量條件下放噴管線的抗沖蝕能力提升8～11倍；對鉆前管控模式進(jìn)行升級，強(qiáng)化放噴管線的安裝要求及探傷檢測；優(yōu)化管理以提升應(yīng)急物資保障水平，在安岳氣田建立重泥漿應(yīng)急供應(yīng)儲備站（備量超過2 000 m3），以滿足鉆井現(xiàn)場溢漏快速處置（2 h內(nèi)）的要求，同時升級加重裝置，以滿足快速倒?jié){及壓井的要求。

3.5 大斜度井/水平井裸眼分段精準(zhǔn)酸壓技術(shù)

3.5.1 長井段強(qiáng)非均質(zhì)碳酸鹽巖儲層地質(zhì)工程一體化分段改造技術(shù)

針對安岳氣田震旦系燈影組氣藏儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、單井產(chǎn)能差異大的特點，通過對地質(zhì)工程參數(shù)與單井壓裂后測試產(chǎn)氣量進(jìn)行機(jī)器學(xué)習(xí)，明確影響改造效果的主控因素及其權(quán)重；定義儲層改造系數(shù)，定量化評價儲層改造潛力[30]；然后，綜合考慮沿水平井段的儲層改造系數(shù)、破裂壓力及井徑剖面，優(yōu)化分段、合理布縫；采用氣藏數(shù)值模擬技術(shù)來分析酸蝕裂縫長度和導(dǎo)流能力對氣井累計產(chǎn)氣量的影響，進(jìn)而明確不同類型儲層對酸壓改造的差異化需求，確立酸壓改造工程目標(biāo)。

3.5.2 “一段一策”差異化分段酸壓工藝及參數(shù)設(shè)計方法

自主研發(fā)耐溫160 ℃的膠凝酸、轉(zhuǎn)向酸和自生酸體系，提升了酸液的緩蝕、緩速、降阻和造縫性能，并且通過實驗評價不同酸液體系、改造工藝及注酸參數(shù)下酸蝕裂縫長度和導(dǎo)流能力[31-34]，在此基礎(chǔ)上，形成膠凝酸和轉(zhuǎn)向酸酸壓、自生酸前置液酸壓、自生酸前置液多級交替注入酸壓工藝，以滿足水平井“一段一策”差異化分段酸壓改造的需求（表2）。綜合考慮孔—洞—縫三重介質(zhì)碳酸鹽巖儲層酸壓過程中井筒和裂縫溫度場變化，裂縫延伸及其壁面酸蝕蚓孔的擴(kuò)展，酸液在基質(zhì)、蚓孔、天然裂縫中的濾失[35]，以及酸液對裂縫壁面的非均勻刻蝕，通過開展酸壓數(shù)值模擬，優(yōu)化各段酸壓施工參數(shù)，模擬計算的酸蝕裂縫長度與壓裂后由試井解釋得到的裂縫長度的吻合度由70%提高至95%[36]。

表2 水平井“一段一策”差異化分段酸壓工藝參數(shù)統(tǒng)計表

3.5.3 超深大斜度井/水平井裸眼分段完井工藝

完善、配套了完井封隔器、裸眼封隔器、級差式壓裂滑套、可取式全通徑/大通徑壓裂滑套等分段酸壓工具，并且針對多封隔器管柱，進(jìn)行三軸動力學(xué)分析，開展下入全過程動態(tài)模擬，保障了超深（井深為7 200 m）超長（水平段長為1 613 m）水平井裸眼分段酸壓的順利實施。

4 復(fù)雜巖溶型氣藏規(guī)模高效開發(fā)模式

安岳氣田震旦系燈影組氣藏地質(zhì)條件復(fù)雜，埋深超過5 000 m，單井投資超1億元，基于探明儲量、由經(jīng)驗法獲得的采氣速度來確定氣藏建產(chǎn)規(guī)模，難以滿足氣藏高效開發(fā)的需求。為此，針對安岳氣田臺緣帶燈四段氣藏，建立以“選區(qū)、選井、分期”為核心內(nèi)容的“三步走”開發(fā)新模式，并且取得以下3個方面成果：①通過對巖溶縫洞儲集體進(jìn)行精細(xì)刻畫，優(yōu)選開發(fā)有利區(qū)面積達(dá)700 km2；②開展儲量可動用性評價和高效開發(fā)目標(biāo)優(yōu)化設(shè)計，建立5類高產(chǎn)井地質(zhì)模式和3種井軌跡部署方式（表3），優(yōu)選出65口開發(fā)井井位；③按照“整體部署、分期建產(chǎn)、滾動評價、接替穩(wěn)產(chǎn)”的方案設(shè)計思路，分兩期建成年產(chǎn)天然氣60×108m3的生產(chǎn)能力，有效降低了氣藏開發(fā)風(fēng)險。

表3 安岳氣田震旦系燈影組氣藏高產(chǎn)井模式劃分表

5 氣藏開發(fā)效果

通過前述開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)的應(yīng)用，安岳氣田震旦系燈影組氣藏獲氣井的有效率由評價期的不足30%提高至100%，開發(fā)井平均無阻流量從87.1×104m3/d增至127.6×104m3/d，天然氣無阻流量超過100×104m3/d的氣井占比達(dá)71%，井均氣產(chǎn)量由13.4×104m3/d增至23.2×104m3/d，預(yù)測氣藏內(nèi)部收益率由11.8%提高至29.7%。截至2020年12月底，該氣藏建成年產(chǎn)天然氣60×108m3的生產(chǎn)能力，已累計產(chǎn)出天然氣103×108m3，使經(jīng)濟(jì)效益接近于邊際效益的安岳氣田震旦系燈影組氣藏一躍成為常規(guī)天然氣上產(chǎn)的主戰(zhàn)場。

6 結(jié)束語

四川盆地震旦系燈影組氣藏資源潛力巨大，近年來在安岳氣田臺內(nèi)、川中古隆起太和含氣區(qū)不斷取得天然氣勘探新突破，天然氣資源量近2×1012m3，成為四川盆地未來常規(guī)天然氣持續(xù)上產(chǎn)的重要領(lǐng)域之一。目前，雖然在安岳氣田臺緣帶燈四段氣藏的開發(fā)已取得重大成效，但是臺內(nèi)優(yōu)質(zhì)儲層較臺緣帶明顯減薄，并且儲層非均質(zhì)性更強(qiáng)，開發(fā)有利目標(biāo)優(yōu)選、儲層改造難度更大，需要進(jìn)一步開展薄互層優(yōu)質(zhì)儲集體刻畫、儲層改造工藝優(yōu)化等技術(shù)攻關(guān)，準(zhǔn)確掌握優(yōu)質(zhì)儲集體的空間展布情況，進(jìn)而明確低品位儲量實現(xiàn)效益開發(fā)的技術(shù)對策。川中古隆起太和含氣區(qū)震旦系燈影組氣藏埋藏深度超過7 000 m，并且存在邊底水，需要開展超深層巖性氣藏精細(xì)描述、超深層有水氣藏控水治水等“卡脖子”技術(shù)的攻關(guān)，明確影響氣井產(chǎn)能的主控因素，以提高儲量動用率為目標(biāo)，提出了有針對性的開發(fā)技術(shù)對策，為實現(xiàn)超深層碳酸鹽巖有水氣藏的規(guī)模效益開發(fā)提供了有力的支撐。