创新驱动助推磨溪区块龙王庙组大型含硫气藏高效开发

马新华中国石油西南油气田公司

马新华.创新驱动助推磨溪区块龙王庙组大型含硫气藏高效开发.天然气工业，2016,36(2):1-8.



创新驱动助推磨溪区块龙王庙组大型含硫气藏高效开发

马新华
中国石油西南油气田公司

马新华.创新驱动助推磨溪区块龙王庙组大型含硫气藏高效开发.天然气工业，2016,36(2):1-8.

摘 要四川盆地安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏是我国迄今探明的最大规模单体整装碳酸盐岩气藏。该气藏具有储量规模大、单井产能高等一系列优势，同时也存在着诸多影响高效开发的复杂情况，如中含硫化氢、缝洞储层低孔隙度及强非均质性、气水赋存形式多样、超压与应力敏感关系密切等。目前，世界上已开发的寒武系大型碳酸盐岩气藏极少，对其特殊开发规律的认识也存在着一些盲区；而大型含硫气藏开发建设投资较大，开发前期评价阶段试采严重受限，快速建产难度大，潜在风险高。针对上述难点，结合国家强化清洁能源供给保障的战略需求，中国石油西南油气田公司对该气藏开展了大规模的高产井培育、优化开发设计、快速优质建产和HSE保障升级的攻关研究和现场试验。通过技术与管理模式的创新，仅用3年时间就高质量、高效率、高效益地将其建成为年产能力超过100×108m3的现代化大型气田，生产规模和开发指标均达到预期效果，成为中国大型气藏高效开发的新典范，其成功模式可为国内不同类型气藏开发所借鉴。

关键词四川盆地早寒武世龙王庙组大型碳酸盐岩含硫气藏高效开发开发评价开发方案产能建设

2012年9月，四川盆地安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏磨溪8井测试获107.18×104m3/d高产工业气流，揭开了四川盆地中部下古生界大型气藏快节奏勘探开发的序幕。2013年10月经中华人民共和国国土资源部审定，磨溪区块龙王庙组气藏新增天然气探明地质储量4 403.83×108m3，是“十二五”期间我国发现的最大规模整装碳酸盐岩气藏。然而，世界上已开发的寒武系大型气藏（按国际惯例，大型气藏是指可采储量大于850×108m3的气藏）数量极少[1]，国内也没有这类气藏开发的先例，必然存在着一些认识盲区和未知困难。加之，在人口稠密地区开采大型含硫气藏安全环保风险高，在适应国家新颁布的《安全生产法》和《环境保护法》要求、确保气田建设工程质量长期可靠、提高气藏开发经济效益等方面也面临着一系列的挑战。

截至目前，磨溪龙王庙组气藏已建成110×108m3/a的天然气产能，形成90×108m3/a的产量规模，累计生产天然气超过105×108m3，成为中国大型气藏高效开发的新典范。聚焦高质量、高效率、高效益建设现代化大气田的制约性问题，在技术与管理模式方面探索创新，是实现该气藏高效开发的关键。

1　气藏特征

1.1基本地质特征

四川盆地中部下寒武统发育筇竹寺组、沧浪铺组两套优质烃源岩，与上覆下寒武统龙王庙组优质储层形成广覆式接触关系，大型鼻状隆起背景下发育的岩性—构造复合圈闭为该区油气聚集提供了良好的场所。磨溪区块龙王庙组地层埋深超过4 500 m，地层厚度介于80～110 m，分布稳定，其主体构造闭合度为145 m，闭合面积为510.9 km2，具有构造平缓、多高点等特征，颗粒滩储层发育（图1）。

磨溪区块龙王庙组储层类型总体上为裂缝—孔洞型，其中缝洞发育层段主要集中于龙王庙组的中下部，主要表现为微细裂缝和毫米—厘米级溶蚀孔洞。平面上不同区块、垂向上不同层段缝洞发育程度不均，局部存在着裂缝—孔隙型、孔隙型等储层类型（图2）。储层孔隙度介于2%～8%；渗透率普遍介于5～80 mD，最高达535.31 mD，属于低孔隙度、中—高渗透率气藏[2]。

图2　磨溪区块龙王庙组气藏分类储层连井剖面图

1.2气藏压力温度及流体分布特征

磨溪区块龙王庙组气藏主体区原始地层压力为75.83 MPa，压力系数为1.64，地层温度为140.21℃，H2S含量介于5.0～11.68 g/m3，CO2含量介于21.50～48.83 g/m3，属于高温、高压、中含H2S、低—中含CO2气藏[2]。其主体区具有统一的气水界面，气水界面海拔为-4 385 m，属于存在边水的岩性—构造气藏（图3）。

图3　磨溪区块龙王庙组气藏气、水分布图

1.3相对于其他层系气藏的差异化特征

与四川盆地已开发的石炭系、二叠系、三叠系碳酸盐岩气藏相比，寒武系龙王庙组白云岩化现象普遍但与储层关联不强的特殊性突出[3]，储层低孔隙度、小尺度缝洞发育的特征显著，微观格架和储渗关系更加复杂。磨溪地区在漫长构造演化过程中始终处于川中古隆起轴部，构造变形较弱[4]，大裂缝不发育。寒武系龙王庙组经历的构造运动期次比前述层系更多，尤其是经过加里东期的构造隆升与表生溶蚀作用，使得小尺度洞、缝发育，储渗性能得以改善。另一方面，因古老地层埋藏深、时间久，化学压实、胶结及充填作用更强[5-7]，导致储层孔隙度降低、缝洞形态多样化。

上述复杂因素使得磨溪区块龙王庙组储层在孔隙度较低的情况下普遍具有中—高渗透能力，同时非均质性较强，在缝、洞相对不发育区渗流能力大幅度下降。磨溪区块龙王庙组气藏主体含气区目前共测试22口探井，其中9口井获100×104m3/d以上的高产气流，3口井测试产气量介于20×104～100×104m3/d，7口井仅获20×104m3/d以下相对低产的气流，另有3口井则未获工业气流。

2　气藏高效开发的需求与挑战

2.1宏观需求

目前天然气在我国一次能源消费结构中的比例已达到6%，部分地区远超10%[8-9]。可以说，天然气供应已成为改善我国能源结构、保障城镇化进程、推动生态文明建设的重要因素，与国家和地区经济繁荣、社会和谐稳定密切相关。紧随重点勘探领域的突破，快速将资源转化为产能[10]，是强化天然气供给保障的紧迫任务。

川渝气区是我国首个天然气工业基地，在过去60余年中，累计生产天然气量达3 800×108m3，为川渝地区社会经济发展做出了重要的贡献。近年来，随着优质储量发现难度增大和众多已开发气藏产量快速递减，中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）的天然气产量规模增长出现制约性瓶颈。与此同时，在全球低油价的冲击下，低品位气藏开发举步维艰。因此，亟须依靠高效开发大型优质气藏来完成天然气供给保障任务，磨溪区块龙王庙组气藏优快建产便刻不容缓。

2.2挑战性难题

目前世界上已开发的寒武系大型气藏极少，对这类低孔隙度裂缝—孔洞型非均质有水复杂气藏开发规律的认识尚较肤浅，没有可供直接借鉴的经验；而磨溪区块龙王庙组气藏又是目前国内发现的唯一大型整装碳酸盐岩超压气藏（表1），开发工作探索性强。

表1　我国大型气藏基本特征对比表

四川盆地中部人口稠密、环境敏感性强。随着国家城镇化进程的加快，气田作业区与人口居住区紧邻的现象增多，含硫气藏安全清洁开发的难度增大。磨溪区块龙王庙组气藏在技术发展、成本控制、管理创新等方面都面临着更大的挑战。

从国内外大型气田开发历史来看，勘探发现后进行开发前期评价、完成产能建设往往需要5年以上的时间[12-17]，加快节奏的难度大、风险高。若按照传统做法稳步推进磨溪区块龙王庙组气藏开发的相关工作，虽然能在一定程度上缓减疑难问题的制约和规避风险，但无法满足前述宏观需求。因此必须依靠创新驱动破解难局。然而，由于开发对象的复杂性，以及过去没有针对这类气藏开发的成熟技术模式和管理经验积累，创新突破极为困难，西南油气田在确保该气藏开发效果、安全环保、经济效益等方面都面临着前所未有的挑战。

3　气藏勘探开发的关键性对策

3.1聚焦核心技术问题突破瓶颈

要完成磨溪区块龙王庙组气藏快速建产的任务，在应对古老地层、缝洞储层、高产水平井及大斜度井、地面高温和噪声、大型净化厂节能减排、大型含硫气田开发风险控制等方面还存在着制约高效开发该气藏的技术难题。

为此，在开发评价、开发设计方面，攻关研究突破了大型碳酸盐岩气藏小尺度缝洞发育区精细描述及布井有利区优选、高产含硫气井测试受限条件下高质量动态评价、大型非均质气藏大规模开发条件下均衡开采和长期稳产保障、大型超压裂缝—孔洞型碳酸盐岩气藏水侵危害预防等技术瓶颈。

在开发建产工程技术及HSE保障方面，攻关研究完成了非均质裂缝—孔洞型储层水平井和大斜度井提高机械钻速、长优质段固井、相对低渗透储层段充分改造、高产含硫气井快速高效投产、高质量井下动态监测、适应高标准安全环保要求的大型含硫气藏集输与净化及HSE保障技术升级等难点课题。

3.2管理创新筑牢勘探开发一体化基础

近20年来，勘探开发一体化模式逐渐兴起并被广泛应用[18]。这一模式对储量与产能关系认识的统一、地质评价和工程建设之间的整合、生产组织及投资部署等多个方面进行了优化[19]，成为提高油气勘探开发效率、追求投资回报最大化的有效手段。然而，对于复杂气藏而言，掌握地质特征和开发规律需要较长的认识周期，尤其是对深层海相碳酸盐岩储层非均质性的定量描述一直是前沿性技术难题[20]，单纯强调通过勘探开发一体化方式加快开发进程，可能会面临较高的风险。大型含硫气田建设投资大、不确定因素多、决策失误后负面影响严重，使风险更加突出[21]。

西南油气田重点关注勘探开发一体化过程中认识周期与工作节奏、精细研究和全局联动、提速增效同潜在风险之间的矛盾，在磨溪区块龙王庙组气藏开发实践中探索与之相适应的管理创新模式，通过优化调整组织管理方式，确保了质量效益，并最大限度地降低了风险。其工作重点主要集中于以下几个方面：

1）在资料录取、研究评价、部署安排的一些关键环节，突破传统管理模式局限，实现勘探与开发、地质与工程的无缝衔接，强化开发前期评价提速的支撑条件，夯实勘探开发一体化质量保障基础。

2）构建总体部署、分步实施、逐步细化、动态调整的气田开发质量控制体系，突破在气藏开发早期准确认识大型气藏特征和开发规律存在困难、开发决策在一定程度上不可避免地存在失误风险的障碍，有针对性地持续强化薄弱环节，提升开发评价和开发设计的质量保障基础。

3）推行标准化设计、一体化集成、工厂化预制、模块化安装的气田产能建设新模式，有效提升地面工程建设质量，缩短气田建设周期，同时也能适应复杂气藏开发优化的动态调整要求。

3.3依托数字化建设提升气田开发技术和管理水平

我国数字化气田建设已取得诸多成就，主要表现在地面生产系统监测资料实时采集、生产流程远程监视与操控、事故状态应急处理、智能安防监控、操作人员电子化培训等方面[22-24]。然而，在大型高产含硫气田的数字化建设方面，总体上则仍处于起步阶段。磨溪区块龙王庙组气藏类型特殊、复杂度高，在开发评价阶段难以完全认清其特征，需要加强生产过程中的监控，为及时进行优化调整提供准确依据，保障其长期高效开发。而传统的以地面生产系统为主体的常规数字化建设难以完全满足需求，必须进一步延伸到井筒、气藏，构建全方位整合的数字化系统。为此，西南油气田在磨溪区块龙王庙组气藏勘探开发的过程中，建成了数字化气藏、数字化井筒、数字化地面信息系统，初步奠定了勘探开发与建设运营全业务链、全生命周期数字化管理的基础[25]。

4　创新性成果及生产实践效果

4.1创新形成的特色技术

经过3年攻关，西南油气田在磨溪区块龙王庙组气藏的勘探开发过程中，创新形成了大型含硫气藏培育高产井、优化开发设计、优质高效建产和HSE保障升级四大特色技术系列（图4），在确保开发设计指标符合实际、强化HSE保障、削减风险方面，以及科学地少井高产开发、缩短建设周期、提升效益等方面都取得了显著的成效，实现了大型碳酸盐岩气藏开发的新跨越。

图4　磨溪区块龙王庙组气藏高效开发特色技术系列示意图

技术成果创新特色主要表现在储层低孔隙度背景下，小尺度裂缝及毫米—厘米级溶蚀孔洞发育的大型非均质超压气藏布井有利区优选、早期认识开发规律提高开发设计科学性、大斜度井和水平井工艺技术配套、适应国家安全环保标准升级趋势的HSE强化保障等方面。这些创新技术已面向应用集成配套，在磨溪区块龙王庙组气藏高效开发中发挥了关键性作用。

1）在低孔隙度非均质裂缝—孔洞型气藏培育高产井方面，创新了以下技术：①以全直径岩心高分辨率CT扫描为基础，针对孔洞缝三重介质特征的数值重构与流动模拟评价技术；②小尺度裂缝及厘米级溶蚀孔洞发育的优质储层地震预测技术（图5）；③有利于非均质储层高效均匀酸化的大斜度井及水平井镍基合金割缝衬管完井技术；④非机械方式暂堵转向酸化工艺技术等。

图5　磨溪区块龙王庙组气藏裂缝—孔洞型储层发育区地震预测图

2）在支撑大型裂缝—孔洞型超压气藏优化开发设计方面，创新了以下技术：①仿真龙王庙组气藏在126 MPa覆压、76 MPa流体压力和143 ℃地层温度条件下的应力敏感渗流实验测定技术；②降低高产含硫气井井下测试安全环保风险，并保障测试质量的大产量含硫气井短时非稳态测试评价稳态产能技术；③预判复杂气水关系对开发影响的裂缝—孔洞型气藏水侵影响监测及预测技术；④三重介质储层与复杂轨迹井筒气水两相非稳态流动计算流体力学可视化数值仿真技术等。

3）在大型气田优质高效建产方面，完善了以下技术：①大斜度井及水平井“完井—酸化—投产”一体化完井工艺技术；②高温高压酸性气井井筒完整性评价与管理技术；③CPS+还原吸收酸性气体处理工艺及配套技术等。

4）在高压含硫气田HSE保障升级方面，配套了以下技术：①缓蚀剂应用工艺优化、腐蚀数据库建立及腐蚀预测技术；②地层水零排放处理技术；③高温高产气井场站噪声定位识别与治理技术。

4.2探索中凝练的管理理念

磨溪区块龙王庙组气藏开发评价和产能建设管理创新的核心理念可以归纳为：以解决制约性问题为导向求变，以国际先进水平为参照求精，以有效控制风险为原则求稳。整体上以一体化部署、一体化研究、一体化实施为中心，加强多专业、多部门协同，形成与大型含硫气田高效开发相匹配的高效管理模式。在具体工作环节方面则进行针对性改进：①推行扁平化管理提高效率；②普遍采用工厂化预制、模块化安装实现施工进度提速；③打造数字化气田促进生产组织管理优化升级。依靠管理创新突破了传统工作模式面临的困局，极大地促进了复杂问题的快速解决，带动了大型含硫气藏的高效开发。由此产生了许多具有深远影响力的事例，举例如下。

1）加强多专业协同的突出事例。勘探试气阶段，按开发精细化研究需求设计测试方案、解释测试资料，依靠高质量测试解释成果提前深入认识气藏特征、预测开发规律、降低开发决策失误的风险。例如，磨溪区块龙王庙组气藏勘探发现井——磨溪8井的测井资料显示该气藏储层分上、下两段，其他探井也有类似特征，勘探初期对龙王庙组气藏单体整装性特征认识不清，通过开发早期介入深入研究试气测试资料，确认了上、下两段储层之间动态上高度连通，为后续勘探工作及开发方式优选提供了极为重要的导向。

2）科学安排气藏试采的突出事例。大型含硫气田净化厂建设投资大，为了降低风险，需要先期开展试采论证[26]，而受安全环保因素的影响，净化厂建成之前试采受限，这一悖论式关系极大地制约了气藏快速建产。针对上述问题，突破一次性建产的固有工作模式，在总体规划的前提下，磨溪区块龙王庙组气藏开发评价和产能建设划分为4个阶段：①利用邻近的天然气净化厂富余处理能力，以及采用橇装脱硫方式，完成前期探井的轮换试采；②在邻近的天然气净化厂扩建处理能力10×108m3/a的试采净化装置，扩大试采范围；③新净化厂建成处理能力40×108m3/a的一期工程，具备了根据前期试采遗留问题补充开展工作的条件；④新净化厂另建成处理能力60×108m3/a的二期工程，实现气藏全面达产。整个过程高度重视高质量动态监测，为准确把握规律、缩短认识周期创造了条件，有效保障了后续开发工作的顺利进行。

4.3创新驱动促进生产的效果

一个中小型气藏从勘探到建成最快都需要5年以上的时间，而磨溪区块龙王庙组气藏勘探发现后，仅用3年就完成了气藏评价、开发方案设计和超过100×108m3产能建设的整个流程，快速实现了优质储量向规模产量的转化；截至2016年2月15日，已累计产气105×108m3，创造了大型含硫气藏开发的新纪录；实施的开发井全部获高产，井均测试天然气产量为161×104m3/d，在低孔隙度碳酸盐气藏开发中实属罕见。气藏生产规模达到开发方案预期效果，方案符合率居国内一流水平。气田工程设计和建设执行最严格的安全环保标准，生产系统长期安全平稳运行有了可靠保障。已建成数字化气藏、数字化井筒、数字化地面信息系统，初步奠定了勘探开发与建设运营全业务链、全生命周期数字化管理的基础，气田开发管理及操作人员仅为传统管理模式的15%，高效特征显著。磨溪区块龙王庙组气藏高效开发成功模式是中国复杂气藏开发水平跨越式提升的又一个里程碑。

5　结束语

不同类型气藏的开发均有其自身的特殊性，传统技术和管理模式往往与之不适应，这常成为气藏开发的制约性障碍。准确聚焦核心问题并依靠创新驱动解决问题，是实现气藏高效开发的关键。文中总结的成功要素不但在磨溪区块龙王庙组大型含硫气藏勘探、开发评价和产能建设阶段发挥了至关重要的作用，而且还将继续对其后续跟踪研究及优化调整持续产生良性影响。

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Innovation-driven efficient development of the Longwangmiao Fm large-scale sulfur gas reservoir in Moxi block,Sichuan Basin

Ma Xinhua
(PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company,Chengdu,Sichuan 610051,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 36,ISSUE 2,pp.1-8,2/25/2016.(ISSN 1000-0976; In Chinese)

Abstract:The Lower Cambrian Longwangmiao Fm gas reservoir in Moxi block of the Anyue Gasfield,Sichuan Basin,is the largest single-sandbody integrated carbonate gas reservoir proved so far in China.Notwithstanding this reservoir’s advantages like large-scale reserves and high single-well productivity,there are multiple complicated factors restricting its efficient development,such as a median content of hydrogen sulfide,low porosity and strong heterogeneity of fracture-cave formation,various modes of gas-water occurrences,and close relation between overpressure and stress sensitivity.Up till now,since only a few Cambrian large-scale carbonate gas reservoirs have ever been developed in the world,there still exists some blind spots especially about its exploration and production rules.Besides,as for large-scale sulfur gas reservoirs,the exploration and construction is costly,and production test in the early evaluation stage is severely limited,all of which will bring about great challenges in productivity construction and high potential risks.In this regard,combining with Chinese strategic demand of strengthening clean energy supply security,the PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company has carried out researches and field tests for the purpose of providing high-production wells,optimizing development design,rapidly constructing high-quality productivity and upgrading HSE security in the Longwangmiao Fm gas reservoir in Moxi block.Through the innovations of technology and management mode within 3 years,this gas reservoir has been built into a modern large-scale gas field with high quality,high efficiency and high benefit,and its annual capacity is now up to over 100 ×108m3,with a desirable production capacity and development indexes gained as originally anticipated.It has become a new model of large-scale gas reservoirs with efficient development,providing a reference for other types of gas reservoirs in China.

Keywords:Sichuan Basin; Early Cambrian; Longwangmiao Fm; Large-scale; Carbonate; Sulfur gas reservoir; Efficient development; Development evaluation; Development program; Productivity construction

收稿日期（2016-02-16 编辑 居维清）

作者简介：马新华，1962年生，教授级高级工程师，本刊第七届编委会委员、《Natural Gas Industry B》编委会委员；现任中国石油川渝地区石油企业协调组组长、中国石油西南油气田公司总经理。地址：（610051）四川省成都市府青路一段3号。ORCID:0000-0003-4245-8522。E-mail:xinhuam@petrochina.com.cn

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.02.001