超深古老白云岩岩溶型气藏高效开发关键技术——以四川盆地安岳气田震旦系灯影组气藏为例

谢 军 郭贵安 唐青松 彭 先 邓 惠 徐 伟

1.中国石油天然气集团有限公司发展计划部 2.中国石油西南油气田公司 3.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地震旦系灯影组气藏的勘探始于20世纪50年代[1]。1964年，威基井在震旦系灯影组测试，获得工业气流，从而发现了威远气田震旦系灯影组气藏，并且申报探明储量400×108m3，成为当时中国最大的整装碳酸盐岩气藏。1968年，该气藏正式投入开发，开发层位为灯影组二段（简称灯二段），但由于存在活跃底水，在开发过程中形成纵窜、横侵等多种水侵模式，于1976年达到年产气量最高峰（11.57×108m3）后快速递减，经过50多年的开发，气藏采出程度仅为40%左右。从20世纪70年代开始，根据古隆起控藏的理念，在乐山—龙女寺古隆起东段“古今构造叠合区”持续开展大型构造勘探，但始终未获得重大突破，仅在龙女寺构造、高石梯构造获得了低产气流[2]。2006年以来，叠合盆地古老碳酸盐岩多期成藏理论逐渐形成[3-5]，解决了形成大气田的关键成藏认识。2011年7月，高石1井在川中地区高石梯区块震旦系灯影组进行测试，测试产气量为138×104m3/d，从而发现了安岳气田震旦系灯影组气藏。截至2020年底，该气藏累计探明地质储量达5 900×108m3[6]，开发潜力巨大。

安岳气田震旦系灯影组气藏80%的天然气储量蕴藏于孔隙度低于5%的特低孔储层中，并且受到沉积作用、岩溶作用等多种因素的影响，储层非均质性强，找到开发“甜点区”的难度极大；同时，气藏埋深介于5 000～5 500 m，纵向上存在多个压力系统，在钻井过程中容易发生垮塌、漏失、井喷等井下复杂情况；目的层钻井安全密度窗口小于0.1 g/cm3，并且储层薄而分散，实现优快钻井和理想的增产改造效果难度大。因而，该气藏在评价期钻获气井的有效率低于30%，单井平均配产仅为13.4×104m3/d，气藏内部收益率预测值仅为11.8%，实现气藏高效开发的难度大。而国内外同类型气藏，目前仅有俄罗斯西伯利亚地台拜基特盆地的尤鲁勃钦—托霍姆里菲系油气藏[7]、我国鄂尔多斯盆地靖边地区奥陶系马家沟组气藏、塔里木盆地塔中地区奥陶系气藏投入了开发。其中，俄罗斯尤鲁勃钦—托霍姆里菲系储层与我国塔中地区奥陶系储层，均受到断裂与表生岩溶作用的控制，储集空间以数米—数十米级的大型溶洞与断裂为主，靖边地区奥陶系马家沟组储层受到膏云坪与表生岩溶作用的控制，储集空间以石膏溶蚀孔为主。而安岳气田震旦系灯影组储层主要发育于微生物丘滩云岩，储集空间以毫米—厘米级的中、小溶洞为主，与前述3个油气藏相比，其储集条件差，开发难度大。为了实现安岳气田震旦系灯影组气藏的规模效益开发，紧密围绕制约气藏实现高效开发的技术瓶颈问题，开展多专业联合攻关，采用“边攻关、边应用、边完善”的模式，创新形成针对性开发关键技术，有效支撑了该气田台缘带灯影组四段（以下简称灯四段）气藏年产天然气60×108m3生产规模的建成。所取得的研究成果可以为国内外同类型气藏实现规模效益开发提供借鉴。

1 气藏地质特征

安岳气田震旦系灯影组气藏位于四川盆地中部古隆起平缓构造区威远—龙女寺构造群，自下而上分为4段，其中台缘带灯四段为目前主要的开发层系。该气藏主要特征如下：①受丘滩相控制，丘滩体叠置连片，储层大面积分布，达7 500 km2，累计探明地质储量达5 900×108m3；②气藏埋藏深度介于5 000～5 500 m，地层温度介于147.69～159.10℃，地层压力介于56.65～59.08 MPa，压力系数介于1.07～1.09，属于超深层高温常压气藏；③储集空间包括孔、洞、缝，并且以毫米—厘米级的中、小溶洞为主，储层平均孔隙度为3.87%，平均渗透率为0.51 mD，属于低孔、低渗透储层；④储层在纵向上分为5～15层，跨度介于260～350 m，优质储层在纵横向上分布变化大，渗透率最大级差为700，渗透率变异系数为1.9，储层非均质性极强；⑤产出天然气H2S含量在1%左右，CO2含量在6%左右，属于中含硫、中含CO2气藏；⑥评价期气井无阻流量介于2×104～531×104m3/d，无阻流量低于30×104m3/d的气井占比为71%，气井产能差异大并且无阻流量大多数较低。

2 实现规模效益开发面临的主要技术瓶颈问题

由于地质条件极为复杂，并且影响气井高产的主控因素多，要实现安岳气田震旦系灯影组气藏的规模高效开发，面临以下5个方面的技术瓶颈问题：①由于储层为一套在表生岩溶作用下形成的白云岩缝洞储集体[8-10]，在纵向上呈多层叠置，累计厚度变化大，渗透率级差大，实现储层的准确表征难度大，从而使开发“甜点区”的优选难度大；②受到丘滩相控制和岩溶叠加改造的影响[11]，储层主要存在裂缝—孔洞型、孔洞型、孔隙型3种储层类型，试井解释曲线则反映出储层渗流特征呈均质型、多重介质型、裂缝型、多区复合型及“串珠”型5种类型，渗流机理复杂，原有的适用于单一储层类型的储量可动用性评价方法不适应；③由于存在多种类型储集体，储层在纵横向上分布变化大，同时气藏埋藏深、钻井成本高、投资风险大，不宜采用同一种井型、同一套井网/井距来进行整体开发；④纵向上气层多，压力系统复杂，在同一裸眼段甚至会发生多种井下复杂情况，大斜度井/水平井安全快速钻完井面临巨大挑战，高套压事件时有发生，井控管理形势异常严峻[12]，井控本质安全亟需保障；⑤地层温度高，闭合应力高，从而导致酸蚀裂缝长度和导流能力受限，深穿透酸压改造工艺面临挑战[13]，同时，储层类型多、薄并且分散，对于长水平井而言，要实现储层的充分改造，难度很大[14-19]。

3 高效开发关键技术的创新

3.1 白云岩岩溶缝洞储集体建模技术

3.1.1 高精度层序格架下的微生物丘滩体刻画技术

安岳气田震旦系灯影组微生物白云岩岩溶储层多数由单层厚度为2 m的微生物丘滩体纵向叠加而成[20]，此类丘滩体的连续叠加厚度平均为20 m左右，采用常规的相面法，准确刻画丘滩体的难度大。为此，基于神经网络技术，优选出影响丘滩体发育的敏感属性，形成了四级层序格架下的丘滩体发育模式。通过实钻井验证，采用该技术能够实现对厚度为20 m的微生物丘滩体叠加发育区的准确预测与精细刻画，并且使丘滩体预测吻合率由65%提高至87%。

3.1.2 基于“双界面法”的岩溶古地貌恢复方法

经研究证实岩溶古地貌明显控制了表生期岩溶风化作用，弄清楚岩溶区平面展布特征将有益于岩溶发育区的优选。对于古地貌恢复方法，传统的“残厚法”或“印模法”难以同时消除古构造、沉积前地层厚度对古地貌恢复的影响。因此，基于目的层及其上覆地层的高分辨率层序地层格架划分，采用“印模法”对筇竹寺＋沧浪铺地层进行古地貌恢复，然后选择剥蚀面以下第一个未受到风化剥蚀作用影响的四级层序界面作为“残厚法”参考界面，形成“残厚法”与“印模法”相结合的“双界面法”，从而实现了寒武系沉积前岩溶古地貌的恢复。经实钻井验证，吻合率由50%提高至92%。

3.1.3 微生物云岩＋岩溶相控建模技术

由于微生物白云岩叠加表生岩溶作用，安岳气田震旦系灯影组储层并非呈典型的“层状”分布，常规的建模方法难以应用于此类“非层状”储层。因此，基于丘滩体与岩溶有利相带的共同约束，创新建立了微生物白云岩＋岩溶相控建模技术，以储层构型数据（包括垂向概率分布、变差函数、储层反演数据、储层构型概率分布）作为基本控制条件，平面上以丘滩体有利相带为约束，纵向上以岩溶有利发育带的展布为约束，实现“非层状”丘滩体风化壳岩溶储层的模型建立（图1）。在进行属性建模时，针对早期井距大于属性参数变程的问题，对野外剖面进行网格化处理，建立面孔率剖面模型，拟合得到面孔率的变差函数特征，有效克服了利用井点信息进行变差函数拟合的弊端，为属性建模提供依据。由此，形成了基于多因素分级约束的风化壳型强非均质碳酸盐岩储层建模技术，实现了岩溶储层的精准建模，经过后期实钻井验证，吻合率由63.0%提高至90.7%。

3.2 低孔强非均质岩溶储层储量可动用性评价技术

3.2.1 多重介质低孔储层渗流能力表征技术

安岳气田震旦系灯影组储层储集空间类型复杂，不同尺度下的细小孔隙、溶蚀孔洞和裂缝难以同时表征，对不同类型孔隙结构进行定量分析的难度大。为此，基于数字岩心分析技术，对多尺度孔隙结构进行定量分析，通过对不同分辨率数字岩心的等效叠加，实现了对总孔隙度、不同类型孔隙占比、迂曲度、孔洞配位数等关键参数的定量表征。针对已有微观渗流数值模拟技术存在模拟节点少、计算精度低、误差相对较大等问题，发展了微米尺度渗流数值模拟方法，对全直径岩心中多重介质进行“多流态”耦合微观流动模拟，计算节点数可达600×104个，展示出了流体在多重介质中的流动规律，明确了主要渗流通道。

3.2.2 高温高压条件下强非均质储层物理模拟实验评价技术

长期以来，在高温高压条件下，针对全直径岩心开展非均质储层渗流模拟实验，面临以下两个方面的问题：①对实验仪器耐高温高压性能和计量精确性，提出了非常苛刻的要求；②若要反映储层非均质性对渗流的影响，实验流程和方案需要具有针对性。为此，针对高温高压条件下计量、气体体积标定、黏度标定、实验数据处理、误差分析等难题，研制出高温高压两相渗流物理模拟实验装置，并且基于安岳气田震旦系灯影组气藏特征参数，实现了60 MPa流体压力、128 MPa围压，150 ℃地层温度、微压差（压力梯度低于0.1 MPa/m）、微流量计量条件下储层物性参数的测定，突破了传统常温常压实验条件的限制。针对该气藏储层类型复杂、渗流特征多样的特点[21]，综合考虑地层条件下物理模拟实验与数值岩心微观流动模拟结果[22]，划分出3类储集体，其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储集体的采收率分别介于60%～65%、45%～60%、25%～45%，进而确定不同类型储集体实现效益开发对应的井控储量及井控半径下限值（表1），明确Ⅰ、Ⅱ类储集体为主要开发目标。

表1 不同类型储集体效益开发下的井控储量/井控半径下限值统计表

3.3 强非均质岩溶型气藏开发优化设计技术

3.3.1 基于储集体的大斜度井/水平井靶体参数非线性优化技术

针对安岳气田震旦系灯影组气藏储层纵横向上非均质性强的特点，为了实现单井效益最大化，基于大斜度井/水平井关键参数、有效储层钻遇率与成本、产值、净收益的关系，基于储集体建立了大斜度井/水平井靶体参数非线性优化技术，实现了大斜度井/水平井关键参数的差异化定量设计。针对多个储集体交错叠置的情况，推荐采用大斜度井进行开发，最大井斜角介于75°～84°为宜（图2-a）；若Ⅰ、Ⅱ类储集体集中发育，则推荐采用水平井进行开发，水平段长度介于800～1 100 m为宜（图2-b）。

3.3.2 “地质因素＋经济极限条件”共同约束下的气井合理井距确定方法

通过对国内外主要大型气田（藏）的开发进行调研[23-27]，认为针对强非均质气藏，其开发宜采用不规则井网，更有利于提高储量动用率和气藏开发效益，综合考虑多种方法，包括等效井控半径（基于动态储量）法、类比法、经济极限法等，对开发井距进行优化[28]，进而针对不同类型储集体提出相应的合理开发井距。针对Ⅰ、Ⅱ类储集体，其合理井距分别介于1.6～3.3 km、0.9～1.4 km。该成果有效支撑了强非均质碳酸盐岩气藏储量的均衡、高效动用。

3.4 深层碳酸盐岩大斜度井/水平井钻井技术

3.4.1 大斜度井/水平井井身结构及安全钻井配套工艺技术

由于安岳气田震旦系灯影组地层上部发育多套层系，多个压力系统并存，钻井安全密度窗口窄，通过优化表层套管下入深度，提高表层套管、技术套管抗内压强度，形成更适用的“四开四完”井身结构，使关井后的套管承压能力大幅提升，实现井控本质安全；同时，在容易发生溢流、漏失等复杂情况的层段，全面采用抗高温随钻监测仪器和智能控制工具[29]，有效降低钻井液漏失量，缩短井下复杂情况的处理时间，故障复杂时效由20.7%降低至4.9%。通过对钻井过程中复杂情况的及时处理，最大限度降低井控风险，进而确保地质目标的高效钻达。

3.4.2 大斜度井/水平井井眼轨迹多因素耦合设计技术

安岳气田震旦系灯影组气藏大斜度井/水平井在钻井过程中使用高密度钻井液的井段长，并且造斜段穿越的层段多，由于存在强研磨性地层与破碎性地层，部分井段地层可钻性差、易垮塌，影响定向效率，从而使井眼轨迹设计面临挑战。因此，综合考虑井下钻柱受到的摩擦阻力、扭矩等因素，同时尽量避免地层溢流、漏失、垮塌等井下复杂情况的发生，建立大斜度井/水平井井眼轨迹质量量化评价模型，支撑了井眼轨迹的优化设计，使Ⅰ、Ⅱ类储集体钻遇率由24.2%提高至87.3%（图3），实现了小尺度缝洞储集体的精准钻达。

3.4.3 深层碳酸盐岩钻井安全控制技术

安岳气田震旦系灯影组上部的栖霞组地层压力系数高达1.9，而龙王庙组地层压力系数在1.6左右，在钻井过程中存在高低压互层，井控安全面临较大风险。为此，全面配置大通径超高压防喷器，研制出耐冲蚀放喷管线弯头与防冲刺短节，优选大通径、厚壁放喷管线，并且采用Ansys有限元软件进行模拟，结果显示，在50×104～100×104m3/d高产气量条件下放喷管线的抗冲蚀能力提升8～11倍；对钻前管控模式进行升级，强化放喷管线的安装要求及探伤检测；优化管理以提升应急物资保障水平，在安岳气田建立重泥浆应急供应储备站（备量超过2 000 m3），以满足钻井现场溢漏快速处置（2 h内）的要求，同时升级加重装置，以满足快速倒浆及压井的要求。

3.5 大斜度井/水平井裸眼分段精准酸压技术

3.5.1 长井段强非均质碳酸盐岩储层地质工程一体化分段改造技术

针对安岳气田震旦系灯影组气藏储层非均质性强、单井产能差异大的特点，通过对地质工程参数与单井压裂后测试产气量进行机器学习，明确影响改造效果的主控因素及其权重；定义储层改造系数，定量化评价储层改造潜力[30]；然后，综合考虑沿水平井段的储层改造系数、破裂压力及井径剖面，优化分段、合理布缝；采用气藏数值模拟技术来分析酸蚀裂缝长度和导流能力对气井累计产气量的影响，进而明确不同类型储层对酸压改造的差异化需求，确立酸压改造工程目标。

3.5.2 “一段一策”差异化分段酸压工艺及参数设计方法

自主研发耐温160 ℃的胶凝酸、转向酸和自生酸体系，提升了酸液的缓蚀、缓速、降阻和造缝性能，并且通过实验评价不同酸液体系、改造工艺及注酸参数下酸蚀裂缝长度和导流能力[31-34]，在此基础上，形成胶凝酸和转向酸酸压、自生酸前置液酸压、自生酸前置液多级交替注入酸压工艺，以满足水平井“一段一策”差异化分段酸压改造的需求（表2）。综合考虑孔—洞—缝三重介质碳酸盐岩储层酸压过程中井筒和裂缝温度场变化，裂缝延伸及其壁面酸蚀蚓孔的扩展，酸液在基质、蚓孔、天然裂缝中的滤失[35]，以及酸液对裂缝壁面的非均匀刻蚀，通过开展酸压数值模拟，优化各段酸压施工参数，模拟计算的酸蚀裂缝长度与压裂后由试井解释得到的裂缝长度的吻合度由70%提高至95%[36]。

表2 水平井“一段一策”差异化分段酸压工艺参数统计表

3.5.3 超深大斜度井/水平井裸眼分段完井工艺

完善、配套了完井封隔器、裸眼封隔器、级差式压裂滑套、可取式全通径/大通径压裂滑套等分段酸压工具，并且针对多封隔器管柱，进行三轴动力学分析，开展下入全过程动态模拟，保障了超深（井深为7 200 m）超长（水平段长为1 613 m）水平井裸眼分段酸压的顺利实施。

4 复杂岩溶型气藏规模高效开发模式

安岳气田震旦系灯影组气藏地质条件复杂，埋深超过5 000 m，单井投资超1亿元，基于探明储量、由经验法获得的采气速度来确定气藏建产规模，难以满足气藏高效开发的需求。为此，针对安岳气田台缘带灯四段气藏，建立以“选区、选井、分期”为核心内容的“三步走”开发新模式，并且取得以下3个方面成果：①通过对岩溶缝洞储集体进行精细刻画，优选开发有利区面积达700 km2；②开展储量可动用性评价和高效开发目标优化设计，建立5类高产井地质模式和3种井轨迹部署方式（表3），优选出65口开发井井位；③按照“整体部署、分期建产、滚动评价、接替稳产”的方案设计思路，分两期建成年产天然气60×108m3的生产能力，有效降低了气藏开发风险。

表3 安岳气田震旦系灯影组气藏高产井模式划分表

5 气藏开发效果

通过前述开发关键技术的应用，安岳气田震旦系灯影组气藏获气井的有效率由评价期的不足30%提高至100%，开发井平均无阻流量从87.1×104m3/d增至127.6×104m3/d，天然气无阻流量超过100×104m3/d的气井占比达71%，井均气产量由13.4×104m3/d增至23.2×104m3/d，预测气藏内部收益率由11.8%提高至29.7%。截至2020年12月底，该气藏建成年产天然气60×108m3的生产能力，已累计产出天然气103×108m3，使经济效益接近于边际效益的安岳气田震旦系灯影组气藏一跃成为常规天然气上产的主战场。

6 结束语

四川盆地震旦系灯影组气藏资源潜力巨大，近年来在安岳气田台内、川中古隆起太和含气区不断取得天然气勘探新突破，天然气资源量近2×1012m3，成为四川盆地未来常规天然气持续上产的重要领域之一。目前，虽然在安岳气田台缘带灯四段气藏的开发已取得重大成效，但是台内优质储层较台缘带明显减薄，并且储层非均质性更强，开发有利目标优选、储层改造难度更大，需要进一步开展薄互层优质储集体刻画、储层改造工艺优化等技术攻关，准确掌握优质储集体的空间展布情况，进而明确低品位储量实现效益开发的技术对策。川中古隆起太和含气区震旦系灯影组气藏埋藏深度超过7 000 m，并且存在边底水，需要开展超深层岩性气藏精细描述、超深层有水气藏控水治水等“卡脖子”技术的攻关，明确影响气井产能的主控因素，以提高储量动用率为目标，提出了有针对性的开发技术对策，为实现超深层碳酸盐岩有水气藏的规模效益开发提供了有力的支撑。