厚望西南天然气—从四川盆地天然气勘探思路突破路径看发展

□ 文/本刊记者 牟雪江

厚望西南天然气—从四川盆地天然气勘探思路突破路径看发展

□ 文/本刊记者 牟雪江

西南天然气又有新突破。

据新华社2月1 0日发布的消息，中国石油在我国四川盆地天然气勘探获重大突破。经国土资源部审定，安岳气田磨溪区块寒武系龙王庙组新增天然气探明地质储量4 4 0 3.8 5亿立方米，技术可采储量3 0 8 2亿立方米。

消息说，这是目前我国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏，将为川气出川和全国气网提供更为充足稳定的资源，开启西南地区乃至全国天然气市场新格局。

“两大、两高、三好”是这个整装气藏的特点，即储量规模大、含气面积大，气井产量高、气藏压力高，天然气组分好、勘探效益好、试采效果好，平均单井测试日产达到1 1 0万立方米，投产气井平均日产达到6 0万立方米。

国土资源部评审专家组认为，磨溪龙王庙组气藏勘探突破并丰富了古隆起形成和演化、油气运移和成藏等油气地质理论，积累了快速高效勘探开发新气藏的宝贵经验，开辟了四川盆地寻找大气田的战略新领域。

从中国石化在川东北地区发现我国最大的海相整装气田普光气田之后，可以说四川盆地一个接着一个惊喜不绝于耳，而这个单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏的重大突破，再一次振奋了人心。让人们对这片被诗仙李白判定为“蜀道难，难于上青天”的“遥不可及”之地再次刮目相看。

这里，天然气产业已进入突飞猛进的发展时期。在今年召开的全国“两会”上，有政协委员提交的一份《关于在四川设立国家页岩气综合开发改革试验区的建议》中流露出其在四川盆地再造一个“页岩气大庆”的雄心。

记者从2月1 8日召开的四川省能源工作会议上获悉，今年四川省将加强国家级页岩气先导示范区建设，其“页岩气开发今年将要破题”。

理论突破 实现勘探大发现

四川盆地，物华天宝，人杰地灵。

从东汉邛崃诞生“火井”那一天起，四川盆地就不断上演油气勘探开发的精彩传奇。四川盆地大规模勘探开发天然气，始于新中国成立之初，1 9 5 6—1 9 6 5年，国家有关部门先后组织3轮大的油气会战，对四川盆地进行了比较彻底的勘察，在川南和川中相继发现了一批

气田和油田。阳新统裂缝性气藏、石炭系气藏、飞仙组鲕滩气藏、长兴组生物礁气藏、须家河组气藏相继登上历史舞台。

而在我国各类沉积盆地中，四川盆地的复杂性也呈现在世人面前。盆地内虽然包含了古生界到中、新生界的沉积剖面，但作为一个独立的沉积盆地却是在印支运动直接影响下形成和发展起来的，与此同时也将前期的古生代至中生代初期的台地沉积盖层改造并纳入到后期的中新代盆地范畴之内，最后经过四川运动奠定了盆地现在构造的基本轮廓和格局。因此，地质学家们在讲四川盆地分布有三大套地层和沉积旋回时，并不是指这些地层都是四川沉积盆地的产物。从震旦系到中三叠系是一套海相沉积，为地台相的；晚三叠系则经历了从海盆到陆盆的发展阶段，整个上三叠系可视为海陆交互相沉积；而侏罗系和白垩系、第三系则为一套陆相沉积，也是四川沉积盆地的典型产物。这三大套地层，从油气的生成、运移、聚集、保存和演化的观点看，都与后期的四川盆地形成和发展有密切的关系。

从这个理论出发，四川盆地是大型叠合盆地，多期构造演化，多期油气成藏，多层系、多类型储集层，决定了油气藏的多样性及油气勘探的复杂性、长期性和曲折性，同时决定了储量发现的持续性及增长的多峰性（具有多个储量增长高峰期）。从“大四川盆地”的角度来看，说明西南油气田未来的天然气勘探领域更为宽广、发现潜力和规模更加诱人，它期待着勘探工作者进一步解放思想，大胆实践，使西南油气天然气储量、产量在快速增长的基础上更上一层楼。

“思路成就出路，出路改变思路”。这个辩证的关系，运用到突破石油地质理论上，虽然也不亚于“蜀道难，难于上青天”，但是只要坚持创新收获的将不只是一个个惊喜。

就拿中国石化南方海相的勘探家们把目光投向川东北大山深处的时候来说。从上个世纪5 0年代算起，几代石油人已经在这一地区进行了几轮油气勘探工作，川东北宣汉达县地区主要构造带高点先后已打过2 1口探井，但均未取得突破。一批批地质专家乘兴而来，扫兴而归。到9 0年代，这一地区的油气勘探进入了长达1 0年的停滞期，直到2 0 0 0年仍有不少地质专家对中国石化在这一地区勘探持悲观态度。

再次踏上这片土地，勘探家们反思5 0多年的勘探实践，深切地感到，再照老路走下去，等待他们的还是只有失败。他们认为要想在前人划定的“禁区”取得突破，必须真正从“根”上解决问题，必须敢于从以往的认识中走出来。他们“离经叛道”地勘探部署了第一轮预探井：普光1井与位于构造高点上的早期探井川岳8 3井相比，降低了1 4 0 0米之多。

不选“高点”打“低点”，通过对石油地质条件的综合分析，他们得出一个重要结论：决定该区气藏规模及储量丰度的主要因素与构造的大小无关，而与储层的厚度、分布面积以及孔隙发育程度等密切相关。根据这一新的地质认识，他们选择了以寻找构造—岩性复合圈闭中优质储层为主要勘探对象的全新勘探思路。而孕育了普光大气田的地层，就属于这样的勘探对象。

2013年10月30日，龙王庙组气藏试采净化装置投产。文宣/图

普光气田的大突破展现了川东北乃至整个南方海相勘探的美好前景。这让中国石化在四川收获颇丰，除了探明普光气田外，十一五期间还发现元坝等7个大中型气田。

如果说，储量是可持续发展的基石，那么，地质认识创新，便是发现储量的“开山斧”。

我们再来看，被誉为四川盆地天然气勘探开发进入寒武系震旦系时代的中国石油磨溪龙王庙组气藏勘探突破的历程。

1 9 6 4年，中国石油西南油气田的威基井在震旦系得手，发现中国第一个整装大气田。7 0年代发现乐山—龙女寺古隆起，初步认识到古隆起对震旦系油气富集的控制作用。自此以古隆起地质理论为指导，充分利用古隆起形成演化及其含气性评价研究等国家科技攻关成果，先后在古隆起西南缘、资阳—资中、高石梯—磨溪等地区开展多轮钻井和目标评价，但由于地质情况复杂，工程技术不完全适应而始终未能获得大的突破。

能不能在经过6 0多年持续勘探的四川盆地，继石炭系、二三叠系、礁滩之后找到新的接替领域？能不能找到比普光气田更大的整装气藏？中国石油西南油气田公司与多方协同开展多学科攻关，综合利用地震、钻井老资料，系统开展古隆起构造演化、沉积储层、油气富集规律研究，取得一批创新性认识成果。

须家河组勘探在勘探川西平落坝、邛西、川中八角场等气田须家河组构造型气藏基础上，运用石油地质理论的创新和对油气富集规律的新认识，展开了构造背景下岩性油气藏—须家河组气藏的勘探新实践，相继发现3个气田，形成了储量增长高峰期，其中广安气田、合川气田分获2 0 0 5、2 0 0 6年度中国石油勘探重大发现一等奖。须家河组勘探，标志着西南油气田公司天然气勘探从构造型圈闭向岩性圈闭拓展延伸，开辟了找气新领域。

深层礁滩气藏勘探2 0 0 6年实施的风险探井龙岗1井在“开江—梁平海槽”龙岗地区深层礁滩储层取得重大新发现，获中国石油勘探重大发现特等奖。之后，纵向上立体勘探“开江—梁平海槽”的龙岗地区，在深层礁滩及中浅层相继取得重要发现，2 0 0 8—2 0 1 0年度连续3年获中国石油勘探重大发现一等奖；横向上从“开江—梁平海槽”扩展到“城口—鄂西海槽”等地，形成了“两缘、两带、一滩”勘探格局。

而在高石1井、磨溪8井获得的具有里程碑意义的重大发现和历史性突破，使在探明龙王庙组气藏地质储量过程中，磨溪地区震旦系灯影组气藏、高石梯地区寒武系龙王庙组气藏和震旦系灯影组气藏的勘探成果也不断扩大，并在川中龙女寺、南充等地取得重要新发现。

四川盆地常规天然气剩余资源量分布图

厚积薄发 页岩气开发大提速

四川盆地是中国四大盆地之一，天然气储量位居全国前列，也是传统的天然气产区。据四川经信委公布的数据，到2 0 1 2年，四川探明天然气储量达1.1万亿立方米，主要集中在盆地东北的达州、广元、巴中和南充等地。

中国石化页岩气勘探开发已摆开阵势。胡庆明/图

但是，四川盆地的油气藏，无论是常规天然气，抑或是目前仍然处在探索阶段的页岩气，开发难度均超出一般人想象。高温、高压、高含硫化氢是该地区天然气的共同特点，业内人士形象的比喻为“火山口”和“毒气库”，对理论、技术创新和成本控制提出了极大的考验。业内有种说法是：在四川找气田困难很多，但不一定是世界级难题，但将气田成功开发出来，却是世界级的难题。

如何将得来不易的储量又好又快地转化为产量，需要技术新突破。随着海相找气理论获得突破，中国石油、中国石化两家石油巨头在竞逐过程中，在这片热土上勘探开发复杂、疑难油气田的技术也在不断创新发展。

以中国石油在四川盆地取得的成果为例，西南油气田经过半个世纪的低渗透气藏开发实践，特别是近年围绕川中须家河组规模效益开发和石炭系稳产的技术攻关，攻克了制约低渗透气藏开发的多项关键难题。针对不同类型低渗透气藏开发疑难问题，形成了气藏描述、气藏工程、钻井工程、增产工艺、排水采气、地面集输6大系列2 3项配套特色技术，有力地促进了低渗透气藏开发效果的提升。

其中，一、包括气体钻井、欠平衡钻完井、P D C钻头选型及配套、水平井和大斜度钻井工艺、高效完井试油5项特色技术，解决复杂地层条件下防斜打快、强水敏性低渗储层保护、提高机械钻速、提高低渗透气藏单井产量、提高射孔试油效率等问题。这些技术已在西南油气田普及应用，取得很好的效果。二、包括碳酸盐岩酸化（压）工艺、碎屑岩低渗透储层加砂压裂工艺、低伤害低摩阻胍胶压裂液与高温低伤害酸液体系3项特色技术，解决碳酸盐岩不同类型低渗透储层和不同井型酸化（压）改造、碎屑岩储层直井和水平井加砂压裂

改造、降低低渗透储层改造施工压力并减小地层伤害问题。这些增产改造特色技术实用性强，为四川盆地低渗透气藏产量快速增长提供了重要支撑。三、包括优选管柱、泡沫排水、气举、机抽、电潜泵、水力射流泵等6项已成熟技术，以及气体加速泵、油管压力操作阀气举、螺杆泵、球塞气举、连续油管、毛细管、衍生管等7项正处于发展阶段的新技术，较好地解决了低渗透气藏高温深井排水和低压气井排水问题。

因为技术上的突破，中国石化也加快了其位于川东北区块的勘探开发。不仅让中原油田主力移师普光，还凭借普光气田所积聚的技术和工业化运营经验，又先后启动了元坝（为广元、南充和巴中三市交界处）、大湾（纳入普光气田）和兴隆（重庆忠县）等项目的开发。

接二连三的技术创新性的突破，带给四川盆地的天然气发展的动力是炽热的，不仅是常规天然气，几乎所有在华有勘探开发业务的油气公司都瞄上了四川盆地的页岩气。

四川省页岩气资源量约为2 7.5万亿立方米，占全国1 3 4万亿立方米资源量的2 0.4 6%，全省页岩气可采资源量可达4.4 2万亿立方米，占全国2 5万亿立方米可采资源量的1 7.6 7%，资源量和可采资源量均居全国第一。

据了解，截至2 0 1 3年底，四川已钻完页岩气井3 6口，占全国的2 0.2%；已完成页岩气井压裂3 1口，约占全国2 5%，其中经压裂见气3 0口，成功率高达9 6.7%。直井单井产量最高达到6万立方米/天（壳牌富顺—永川区块阳1 0 1井），水平井单井产量最高达到4 3万立方米/天（壳牌富顺—永川区块阳2 0 1-H 2井）。威2 0 1井是中国第一口页岩气评价井，该井完钻、压裂成功，解决了四川盆地有无页岩气的问题；威2 0 1 H井是国内第一口页岩气水平井，该井的压裂产气标志着四川率先基本掌握了页岩气开发最为关键的水平井钻井和长井段压裂技术。中国石油页岩气水平井长段压裂最长已达1 4 5 0米，接近美国最新技术水平，标志着四川省页岩气水平井压裂技术已取得重大突破。

中国石化页岩气勘探重点聚焦在四川盆地以及周边地区，目前已取得彭水、南川、宣城—桐庐三个区块探矿权，总面积为1.7万平方公里。在常规资源区域也拥有4 3个可供勘探的区块，总面积1 9万平方千米。

在涪陵地区，中国石化已经开凿了近3 0口页岩气试验性勘探井。统计数据显示，其中6口井日产量合计达到1 0 6万立方米，每口井日均产量近1 8万立方米，其中焦页8—2 HF井日产气量达5 4.7万立方米。这些井是中国企业过去3年在试验性勘探所钻的大约1 5 0口井中最高产的。涪陵海相页岩气区块已获得商业发现，2 0 1 3年9月，中国石化焦页1 HF井和焦页1—3 HF井所产天然气进入管网实现外输。因此，中国石化规划到2 0 1 5年底在涪陵气田建设年产能5 0亿立方米。

对于四川政府来说，“四川页岩气开发今年将要破题。”其雄心是造一个“页岩气大庆”。

除了在常规能源方面加快引入民资，四川在页岩气开发上亦重点布局。“在探索页岩气开发模式上要敢于先行先试，调动地方和民间资本积极性。”四川省发改委副主任、能源局局长雷开平在四川省能源工作会议上强调，四川要积极借鉴长宁天然气模式，在页岩气资源的其他地区，探索并鼓励省属企业、地方企业、民营企业与中国石油、中国石化合作，成立合资公司，推进页岩气勘探开发。

长宁天然气由中国石油、四川省能投公司、宜宾市国资公司和北京国联能源产业投资基金联合组建，总注册资本3 0亿元。截至2 0 1 3年底，宜宾长宁区块的页岩气累计产量为2 0 0 0万立方米。按照规划，2 0 2 0年将达3 0亿立方米。

飞跃：“我跳的越高不是为了让更多人看见我，而是为了看得更远”。陈泽骏/摄

栏目编辑 牟雪江