四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发技术进展与发展方向

胡 勇 彭 先 李 骞 李隆新 胡 碟

1. 中国石油西南油气田公司 2. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

海相碳酸盐岩气藏在四川盆地天然气生产中占有极为重要的地位，其层系资源量占该盆地常规天然气资源量的85%，层系探明储量占该盆地常规天然气总探明储量的70%，海相碳酸盐岩层系已成为实现四川盆地常规天然气效益开发的主力层系[1-3]。2018年，四川盆地碳酸盐岩气藏天然气产量为280×108m3，占该盆地常规天然气总产量的66%，是四川盆地常规天然气产量贡献的压舱石。历经60余年的不断探索，中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）相继开发了四川盆地南部中二叠统、威远震旦系，盆地东部高陡构造石炭系，盆地东北部二、三叠系等碳酸盐岩层系[4]。2011—2012年，四川盆地中部（以下简称川中）震旦系灯影组和寒武系龙王庙组获得天然气勘探重大突破，成为该盆地常规天然气增储上产的重要领域[5-6]。

川中深层碳酸盐岩气藏圈闭面积大、保存条件较好，是四川盆地内少有的特大型气田。然而,由于经历了长时间的地质演化，其成藏条件复杂、埋藏深；并且，由于经历了多期次构造运动，储层受多期胶结等成岩作用控制，导致储层孔隙度及渗透率低，主要发育小尺度缝洞；此外，主力气藏高压含硫、气水关系复杂，高效开发面临着巨大的挑战。为此，笔者通过剖析四川盆地深层海相碳酸盐岩气田的开发历程，结合深层碳酸盐岩气田的开发特点与实践，总结梳理了专项特色技术，并指出了下一步技术攻关的方向，以期为国内外深层海相碳酸盐岩气藏的高效开发提供借鉴。

表1 四川盆地海相碳酸盐岩大中型气田基本特征统计表

1 四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发基本特征

1.1 气田分布特征

四川盆地是在上扬子克拉通基础上发展起来的大型叠合盆地，经历了晚元古代—中三叠世的海相和晚三叠世—新生代陆相盆地阶段，盆地海相地层沉积期持续时间长达4.2亿年，沉积厚度介于4 000～7 000 m，其中碳酸盐岩沉积厚度介于3 000～5 000 m。四川盆地海相碳酸盐岩具有发育时间长、层系多、沉积厚度大的特征。

在四川盆地发现的28个油气产层中，海相产层有20个，其中海相碳酸盐岩产层18个，页岩气产层2个[7]。截至2018年底，四川盆地海相碳酸盐岩层系已获探明地质储量23 435×108m3，累计产气量超过4 200×108m3。已发现的深层海相碳酸盐岩气藏主要位于川东石炭系、川东二叠系和三叠系、川中震旦系和寒武系（表1）。

1.2 气田开发特点和技术挑战

四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏埋深介于4 500～6 000 m，总体具有“三低（低孔隙度、低渗透率、低丰度），三高（高温、高压、高含硫）”的特征。与国内外的深层碳酸盐岩气藏相比[8]，四川盆地该类气藏的开发具有以下5个方面的特点，从而使气藏的开发面临巨大挑战。

1.2.1 储量规模差异大、类型多，针对性开发主体技术要求高

四川盆地（中石油矿权内）已累计探明深层海相碳酸盐岩气藏118个，其中已开发110个。气藏圈闭类型众多，涵盖构造、岩性和裂缝型等3大圈闭类型；储集类型多样，包括孔隙型、裂缝—孔隙型、裂缝—孔洞型及裂缝型；气藏储量规模差异大，既有千亿立方米级的特大型气藏，也有十亿立方米级的小型气藏。同一种开发模式难以在不同类型气藏中通用，需要建立针对性的开发主体技术。

1.2.2 储层品质差、非均质性强，气藏描述和开发部署难度大

深层海相碳酸盐岩气藏由于年代久、埋藏深，储层经过多期胶结等成岩作用控制，普遍为低孔隙度，孔隙度小于6%，且基质渗透率低，大多小于0.1 mD；储层非均质性强，纵向多层、横向多变化[9-11]，为开发有利区的优选和井位部署的优化带来极大挑战。

1.2.3 普遍含边、底水，水体能量活跃，有效防水治水难度大

深层海相碳酸盐岩气藏流体赋存模式复杂多样，已开发碳酸盐岩气藏中95%以上存在边、底水，水侵强度为较强—极强的占比超过75%，气藏开发过程普遍受水侵影响，部分气藏表现出非均匀水侵、暴性水淹等现象[12-13]，导致气藏采收率大幅降低，如何有效防水治水一直是困扰开发工作者的难题。

1.2.4 开发井多位于山地，钻遇地层纵向上展布复杂，钻完井工程难度大

四川盆地四周群山环绕，开发井多位于山地，地表条件复杂，井场选址困难；深层海相碳酸盐岩气藏在钻井过程中会钻揭多套产层，地层压力系数变化大，且存在异常高压带，储层段钻井安全密度窗口窄，存在漏喷现象，钻完井工程施工难度大。

1.2.5 原料气普遍含酸性气体，安全清洁开发要求高

深层海相碳酸盐岩气藏天然气普遍含H2S和CO2，H2S含量最高达493 g/m3，酸性气体对井下管柱和地面管线腐蚀严重，开发工艺技术复杂，对材质等级要求高。同时，四川省人口稠密，平均人口密度达600人/km2，环境敏感，多静风气候，农业化程度高，对环境与安全风险的实时评价与控制技术要求高。

2 开发主体技术进展及成效

四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏的开发始于20世纪80年代，是我国海相碳酸盐岩气藏开发技术的奠基者和开拓者。主体开发技术的发展历经3个阶段：①20世纪80—90年代，以深层大型高陡构造气藏为开发对象，初步建立了主体开发技术；②21世纪初，以深层大型礁滩气藏为开发对象，主体开发技术日益成熟与普及；③2010年后，以深层—超深层特大型低缓构造气藏为对象，专项技术实现创新与突破，开发主体技术系列持续完善。通过多轮技术攻关，西南油气田在精细气藏描述、治水优化开发、增产工艺技术、清洁安全工程技术等方面[14]创新形成了4项专项特色技术，有效支撑了天然气产量跨越式增长。

2.1 主体技术创新与突破

2.1.1 深层低缓构造强非均质气藏精细描述技术

深层海相碳酸盐岩气藏构造低缓、沉积演化过程复杂、非均质性强、小尺度缝洞发育不均，通过围绕构造精细描述、丘滩体精细雕刻、小尺度缝洞体精细刻画等开展技术攻关[15-18]，解决深层碳酸盐岩气藏开发面临的技术瓶颈问题，实现小尺度缝洞表征定量化与精细化、优质储渗体刻画精准化与可视化，为气藏井位部署与高效开发对策制订提供支撑。

2.1.1.1 深层低缓构造精细描述技术

深层碳酸盐岩气藏地震反射信号能量弱，地震资料信噪比低，这会直接影响到对地下构造的认识，且目的层构造幅度低，又对构造描述精度提出了更高要求。通过运用地表一致性反褶积来消除由于震源和检波器周围的不均匀性引起的近地表变化对子波的影响，采用最小相位反Q滤波补偿频率吸收，利用井控预测反褶积压缩基本子波，压制交混回响和短周期多次波，在保证一定信噪比的前提下，通过对反褶积各项参数的试验，结合地震处理、解释一体化研究，确定合理的反褶积参数，形成了深层碳酸盐岩低幅构造高精度地震成像技术，大幅提高了地震成像精度。应用该技术拓宽了高低频成分，地震资料主频由过去的25～30 Hz提高至30～35 Hz，频宽拓宽到6～72 Hz，提高了资料分辨率，获得了高品质的叠前时间偏移数据和优质CRP道集。在地震精细处理的基础上，开展基于滩相储层分布模式的地震正演模拟，分区进行地层顶底追踪解释，由浅至深建立高精度速度体，形成深层碳酸盐岩低幅构造地震精细解释技术，精细刻画构造细节特征（图1）。刻画出高差小于20 m的微幅构造，识别出断距介于10～20 m的小断层。经实钻井验证，相对误差小于0.5%，远低于地震解释行业标准允许的相对误差（2%）。

2.1.1.2 层序地层格架下丘滩体精细刻画技术

深层碳酸盐岩气藏的沉积演化过程复杂，其强非均质性使得地层剥蚀程度差异大，层序地层格架建立困难，丘滩体分布难以精细刻画。将实钻地层对比剖面与地震剖面相结合，进行精细分析，建立等时地层框架，选取标志层对模型进行约束，基于高分辨率地震处理技术建立目的层全局地层框架模型。采用Wheeler域变换技术结合层序边界属性进行层序划分，明确各级层序界面以建立层序地层格架；然后，进行岩石物理分析、丘滩体正演模拟，寻找丘滩有利相带与地震属性之间的关联性；利用基于神经网络的曲线反演技术对丘滩复合体开展曲线反演，在地层框架模型内，以准层序组为单元，进行丘滩体的空间展布雕刻，形成了层序地层格架下的丘滩体精细刻画技术，实现了丘滩体的定量预测，精细描述了丘滩体构型和空间叠置关系（图2），提高了丘滩体预测的准确性，为优质储层分布预测及开发甜点区的选择提供支撑。

2.1.1.3 小尺度缝洞体精细雕刻技术

深层碳酸盐岩气藏储层孔隙度低、小尺度缝洞（毫米级溶洞、微米级裂缝）发育不均，与传统的大尺度缝洞相比，要实现该类气藏小尺度缝洞发育区精细描述难度极大。因此，以岩石物理实验为基础，综合数字岩心精细描述、成像与核磁测井精细解释，建立了缝洞发育程度与岩电特征关系图版，形成储层缝洞定量识别方法，明确优质缝洞储层类型，提高缝洞储层识别精度，符合率达89%。在单井缝洞准确识别的基础上，结合岩石物理模拟实验，获取不同类型储层的地震响应特征，创建了优质储层地震敏感参数表征方法，建立神经网络地震多属性信息融合技术，实现了非均质缝洞储集体地震分级识别、小尺度溶蚀孔洞预测和优质储层精细刻画。小尺度缝洞储集体地震分级识别及储层定量预测技术体系的建立，使缝洞储层预测吻合率由70%提高到90%，精细雕刻了优质缝洞储层的空间分布（图3）。

图2 高石梯—磨溪区块震旦系灯四上亚段丘滩体叠合沉积前古地貌图

图3 四川盆地磨溪区块龙王庙组储层振幅能量展布图

2.1.2 小尺度缝洞发育有水气藏治水优化技术

深层高压有水碳酸盐岩气藏小尺度缝洞搭配关系复杂、水体活跃、水侵类型多样，对气藏高效开发带来了诸多挑战。围绕水侵通道识别、微观渗流机理认识、非均匀水侵规律分析、开发规律动态预测等开展技术攻关，有效提升了深层碳酸盐岩有水气藏的采收率，定量揭示了气藏高产的作用机理，精细刻画了气藏水侵通道，准确把握了气藏的水侵规律，大幅度提高了气藏开发动态预测的准确性，指导了气藏开发技术对策的优化与制订[19-23]。

2.1.2.1 水侵优势通道识别与预测技术

深层碳酸盐岩气藏储层类型多样、非均质性强，造成其水侵特征复杂多样，潜在水侵影响难以准确判断，直接影响了有水气藏的高效开发。气藏优化治水开发必须依靠水侵优势通道的准确刻画，而仅通过地质特征描述或利用动态特征判断连通关系的单一描述方式难以准确刻画出水侵优势通道。

通过对气藏构造的精细描述，结合实钻井测井及测试资料，确定气藏气水界面，刻画气藏气水分布。基于气藏岩性变化及断裂特征的研究，明确气藏不可能发生水侵的方向，而后通过叠前时间偏移地震剖面判断气区储层与水体的连通关系，结合气藏产水的动态特征，判断主要水侵方向。

对于靠近水区的边部气水同产井，通过对其产水特征、水侵对生产的影响特征分析，结合成像测井以明确井周围裂缝发育程度，判断发生裂缝水窜的可能性，从而明确气井水侵类型；利用地震剖面判断该井区不同方向上与水区的连续性，刻画井周围高渗带分布，明确储层优势连通方向，结合裂缝发育方位，明确气井水侵方向，刻画水侵优势通道。针对靠近水区的气井，利用试井测试资料判断其是否具有水侵迹象，结合成像测井以明确井周围裂缝发育程度及方向，预判水侵类型，利用地震剖面判断该井区不同方向上与水区的连续性，明确储层优势连通方向，预测水侵方向，刻画潜在的水侵通道。针对气藏内部气井，利用气井压力测试数据及干扰试井测试数据，判断其与周围气井，特别是靠近边部的气井的井间连通性，结合地震剖面判断该井不同方向上与其周围气井的连续性，明确储层优势连通方向，预测水侵方向，刻画潜在的水侵通道。

2.1.2.2 全直径三维数字岩心分析及微观流动模拟分析技术

深层碳酸盐岩气藏小尺度缝洞非均匀发育且搭配关系复杂，在低孔隙度背景下储层渗透率级差大，传统方法难以准确定量描述多重介质储集空间结构与渗流特征。

通过优化灰度图像阈值分割的自适应算法改进原有的曲面构建方法，首次定义三维空间中裂缝识别标准，拓展储集空间三维特征算法，建立全直径岩心尺度三维数字岩心储集空间特征定量描述方法，实现全直径岩心（直径10 cm）内部三维储集空间的自动化追踪与提取，以及分辨率为38 μm的孔、洞、缝特征和体积占比的定量化描述。

通过将数字岩心网格化，针对不同介质中渗流、裂隙流和自由流动，综合应用N-S方程、达西渗流方程与裂缝渗流立方率方程，建立孔、洞、缝耦合流动模型，结合连续性边界条件，采用有限元算法求解，形成全直径岩心在70 MPa、140 ℃条件下多重介质多流态耦合流动数值模拟方法，实现了微观渗流特征的高效准确可视化定量表征（图4），微观数值模拟网格分辨率为80 μm，模拟时间为2 h，与物理实验相对误差为9%。

图4 数字岩心微观流动速度场分布图

当基岩部分发育微裂缝搭建“基岩桥”，且微裂缝在孔隙空间中占比超过6%时，低孔储层的渗流能力将显著提高2～3个数量级[24]，该认识揭示了低孔条件下裂缝—孔洞型储层高产的本质原因，从机理上支撑了储层评价和有利目标优选，为特大型碳酸盐岩气藏多重介质数值模拟中模型优选和属性参数的确定提供了依据。

2.1.2.3 超压气藏水侵识别及预报技术

深层高压有水碳酸盐岩气藏水体活跃，在多储集类型条件下水侵特征复杂，现有技术难以准确表征水侵能量来源、水侵类型及水侵前缘。

通过解决高温高压条件下裂缝—孔洞型岩心渗流实验密封、微压差控制和准确计量的问题，首次测定超压条件下不同压力对应的岩石压缩系数，形成了考虑岩石压缩条件的水侵量计算方法，然后建立水侵量与可动水体储量之比随地层压力的变化关系（图5），形成异常高压气藏水体能量释放高峰的压力诊断方法，定量评价水体能量释放高峰对应的地层压力范围。

图5 异常高压气藏水侵量与可动水体储量之比随地层压力变化关系曲线图

结合CT扫描与微电子光刻技术，建立微观可视化模型，实现带压条件下3种储集类型气驱水和水驱气两相微观渗流机理的表征，识别5种残余水模式及4种封闭气类型，建立含水饱和度与储集空间特征参数的关系，预测不同时刻下的气水分布，定量揭示不同储层类型含水饱和度的变化规律。

建立非均质气藏直井多区复合模型和水平井不稳定渗流模型，形成水侵前缘变化规律分析图版，分区计算压力波及边界，定量评价非均质有水气藏直井、水平井水侵前缘变化特征。

依靠超压气藏水侵识别及预报技术，提前半年实现了气井的水侵早期预警，预测准确率达95%，有效指导了气藏防水治水对策的制订。

2.1.2.4 精细数值模拟技术

深层特大型碳酸盐岩气藏储集类型多样、非均质性强、整体联动性强，现有技术难以兼顾地质特征精细表征和整体精准模拟。

采用“无粗化”建模数模一体化方式建立数值模拟模型，完整反映储层非均质特征，在此基础上，选用非结构化网格准确表征裂缝产状，搭建可表征多尺度缝洞系统及裂缝水窜适应性更好的裂缝模型[25]（图 6）。

图6 角点网格、非结构化网格表征“火”字形裂缝产状示意图

通过算法优化、网格“降维”以及迭代参数变量控制，以满足计算的收敛性要求，采用计算机集群系统并行计算，选取最优化并行节点，实现全局模拟计算的并行优化和近亿级网格的高效数值计算，计算速度提高10倍以上，仅用2～3小时完成一个计算周期，最终形成包含多尺度缝洞的复杂网格表征体系，建立精细预测模型[26]。

通过对储层双渗特征、水体能量、应力敏感特征参数以及相渗曲线的分区描述，准确把握不同方向上的差异化水侵规律，预测边水沿裂缝水窜与相对均匀推进、底水锥进与沿高角度缝窜进等水侵动态，预测结果吻合率高，较准确地表征了主要水侵方向上的水侵动态特征。

基于精细数值模拟技术，历史拟合计算值与实际值相对误差由8.34%大幅降低至1.43%，从而准确预测了气藏全生命周期开发动态，通过后期检验，实际生产指标符合率大于90%，大幅度提升了开发动态预测水平，开发对策持续优化的能力增强。

2.1.3 深层复杂气井钻完井及增产工程技术

深层碳酸盐岩气藏高温、高压、含硫、非均质性强，针对钻井过程中将钻揭多套产层、储层段安全密度窗口窄、长井段储层发育不均、钻井液侵入伤害深度不均的难题[27-28]，运用井筒多相流动态模型进行模拟计算，实时拟合溢、漏位置以及溢、漏形成时间，预测井筒压力在未来一段时间内的变化行为，将计算结果与实际测试结果进行实时对比、分析，进而优化未来一段时间内微压差（最小井底压差）控制参数，实现有预见性的实时环空压力补偿或调节，保证各个时刻环空压力剖面的闭环精确控制。对比常规钻井，钻井液漏失量减少86%，复杂情况的处理时间减少95.3%。

基于钻进时间、滤液分布情况、井周渗透率变化及过平衡压差，建立基于长井段储层伤害预测的表皮系数诊断方法，定量化描述储层伤害分布剖面，明确大斜度井/水平井伤害深度、伤害程度及表皮系数，从而指导工艺选择及参数优化。采用可降解暂堵球，实现物理转向均匀布酸，形成转向压力图版。针对不同储层提出不同转向压力需求，选择不同转向剂转向酸体系，结合变密度梯形割缝衬管，实现化学转向均匀布酸[29-30]。

深层复杂气井钻完井及增产工程技术使得深井钻井周期缩短25.4%，单井节约成本近千万元，实现了井深6 000 m、温度150 ℃、水平段长1 000 m、最大分段数11段的储层改造，气井平均增加测试产量 77×104m3/d。

2.1.4 含硫气藏清洁、安全开发配套技术

深层碳酸盐岩气藏区域分布广、环境复杂、流体组成差别大，地面位于人居密度为600人/平方千米的高度农业化地区，安全清洁开发难度大[31-32]。为此，在常规含硫气藏清洁安全开发基础上，大力发展了硫磺回收和废水排放相关配套技术。

通过在传统还原吸收法基础上加以综合制氢的理念，优化硫磺回收中H2S/SO2比值设计，设置外部氢源发生器，使用低温加氢还原催化剂及余热蒸汽锅炉，形成综合制氢硫磺回收方法，总硫回收率提高至99.9%，净化厂尾气中SO2排放浓度降至约150 mg/m3，远低于国家即将发布的最新标准400 mg/m3，相比国内同类装置减排60%以上。

以水资源综合利用分析和水平衡模拟计算为基础，集成蒸发结晶、电渗析、反渗透、纳滤、生化处理和物理法预处理等多项工艺，优选低耗能工艺路线，优化工艺参数，实现天然气净化厂废水的零排放，能耗较常规工艺降低25%。

2.2 主体技术应用与成效

2.2.1 支撑特大型气藏开发井全部高产，实现高效开发

主体技术直接应用于磨溪区块龙王庙组气藏的开发，精细刻画出该气藏储层厚度大于20 m的有利区面积为675 km2，优选开发建产区面积为543 km2；开发井全部采用水平井、大斜度井，通过主体工艺技术提高了单井产量，得益于井位精细部署、井轨迹精准优化及增产工艺改造，30口开发井全部高产，平均测试产量达150×104m3/d，日产气量超过100×104m3的气井占比达93%，创造了3年时间建成年产110×108m3天然气生产能力的新纪录，目前该气藏累计产气量超过400×108m3，为我国天然气的供应安全提供了有力保障。

2.2.2 支撑岩溶复杂型气藏井位目标精准定位，实现开发井有效率达100%

主体技术推广应用于高石梯—磨溪区块灯四气藏产能建设，取得了显著成效。该气藏优选出开发有利区600 km2，目前已部署开发井69口，完成试油井33口，实现了开发井有效率达100%；不同阶段高产井比例大幅度提升，在建产期高产井达20口，占比由评价期的41%提升至61%，使该气藏从边界效益气藏一跃成为上产主战场。

2.2.3 支撑特大型气藏整体治水技术方案制订，实现治水优化开发

转变气井控水、单井治水、被动治水的传统模式，以磨溪区块龙王庙组气藏整体优化开发为出发点，形成“防控为主、适时排采、一区一策、一井一法”的治水思路，制订了“主动排水、排控结合、以控为主”的差异化治水对策，编制了特大型气藏的整体治水方案；通过整体治水实现了气藏均衡开发，有效延缓了气藏产量递减，提高了地层水活跃气藏的采收率；实现了提前半年预报气井水侵，且预报准确率由60%提高至95%以上，同时准确识别出了14口水侵风险井，气藏综合水气比稳定在0.3 m3/104m3左右，预计气藏稳产期将延长3年，采收率提高8%。

3 下一步攻关方向

近年来，四川盆地陆续在川西双鱼石地区和川中震旦系台内滩等新领域获得重大发现，盆地的碳酸盐岩气藏开发也开始向超深层的复杂构造带气藏转移。川西双鱼石栖霞组气藏埋深超过7 000 m。近年来已证实含气面积大、单井试采效果好，但双鱼石栖霞组气藏属于龙门山山前推覆构造带下盘，褶皱强烈，断裂发育，加之埋藏深，地震成像难度大，造成构造精细描述的难度极大；该气藏单井储层累计厚度仅20 m左右，储层单层厚度介于1～10 m，且孔隙度低，对低孔、薄储层的预测难度大。实现对这一类气藏的高效开发是下一步技术攻关的方向。

3.1 超深层碳酸盐岩气藏构造精细描述和薄储层预测技术

随着气藏勘探开发难度逐渐加大，纵向上已逐渐由深层向超深层延伸，而超深层海相碳酸盐岩气藏普遍具有构造更复杂、断裂系统更加发育、储层非均质性更强、储层单层厚度更薄（几米至十几米）的特征。针对超深层碳酸盐岩气藏构造描述和薄储层预测困难的问题，下一步需要将地质与地震更加紧密地结合起来，联合攻关，探索形成一套针对超深复杂构造描述和薄储层的识别方法。地质上开展构造样式研究，精细描述沉积演化与储层成因特征，建立复杂构造样式和优质储层发育模式；地震上开展叠前保幅保真宽频处理，形成复杂构造精细描述技术，提高超深复杂构造描述精度，并通过储层岩石物理分析，建立薄储层岩石物理识别图版，结合地震属性分析，优选叠前、叠后储层预测方法，预测储层分布，以钻井、测井资料为基础开展多方法试验，进行叠前、叠后缝洞预测，精细刻画优质储层平面展布特征，明确薄储层地震响应特征，建立薄储层地震响应模式，为开发井位部署及产能接替区块优选提供支撑。

3.2 超深层碳酸盐岩气藏多重介质跨尺度渗流数值模拟技术

四川盆地碳酸盐岩储集空间类型多样，孔、洞、缝发育，彼此间搭配模式复杂多样，在空间上呈现跨尺度非均匀分布，造成流体按孔、洞、缝的分布模式及搭配关系随机分布，流体渗流场变得复杂。现有的三维数字岩心分析及微观流动模拟技术，可有效揭示流体在岩心尺度微裂缝内的渗流规律，然而由于研究尺度的局限性，使其难以在工程应用中得以推广。另一方面，连续介质裂缝渗流模型求解，是宏观动态预测的有效手段，但存在简化过大、求解精度低等问题，无法真实反映裂缝的复杂空间分布、几何特征及渗流规律。因此，需要对离散裂缝渗流模型进行探索，开展多重介质跨尺度渗流数值模拟研究，促进微观研究成果与宏观动态预测的有效结合，为超深层碳酸盐岩气藏开发有利区评价及开发技术对策优化提供重要依据。攻关研究方向主要涉及：结合跨尺度储层精细描述成果构建离散裂缝网络模型；基于非结构化网格自适应技术及流—固耦合有限元方法进行数学模型的求解；形成多重介质跨尺度渗流数值模拟技术；量化复杂裂缝搭配模式下渗流规律变化对气井产能的影响。

3.3 超深层碳酸盐岩气藏钻完井及采气工程技术

超深层（大于7 000 m）钻完井面临安全风险大、成本高、排水采气工艺难度大的问题，应以加快钻完井速度、提高单井产量为目标，开展超深、含硫水平井钻完井配套技术和工具攻关、超深井排水采气工艺及工具的试验和研发，为气藏效益开发提供工程技术保障。

4 结束语

天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源。加快天然气开发利用，促进协调稳定发展，是我国推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的重要路径。纵观国内外常规天然气开发历史，碳酸盐岩气田的规模有效开发始终是天然气供给保障的压舱石。历经60余年的探索，西南油气田已形成深层碳酸盐岩气田高效开发的4大专项技术，建成了百亿立方米特大型气田，实现了天然气产量跨越式增长。随着天然气供需矛盾日益凸显，其对外依存度持续攀高，加快超深层碳酸盐岩气田的勘探突破和开发利用已刻不容缓，需要对山前超深层碳酸盐岩薄储层复杂构造带地震解释技术、小型生物礁储层精细描述技术、跨尺度数值模拟技术、超深层水平井钻井及增产技术开展持续攻关，进一步推进科技创新，为国家能源安全和天然气稳定供应提供更有力的保障。