安岳气田高石1井区上震旦统灯四段气藏开发效果

余 果 李海涛 方一竹 李 龙 张 黎 刘曦翔

（中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都 610041）

0 引言

四川盆地超深层碳酸盐岩气藏资源基础雄厚，勘探开发潜力巨大［1-2］。自2000年以来，随着普光、元坝、安岳等大型、超大型气田的发现和相继开发，超深层天然气已成为盆地天然气业务增储上产、效益增长的主体和未来油气上游业务发展的重要战略领域［3］。此类气田具有较强的储层非均质、复杂的压力系统等地质特征，高投入、高风险的特点决定了其在开发过程中存在建产规模与经济效益、单井高产与长期稳产、采气速度与开发效果等方面的矛盾问题，如何实现高质量开发是一项艰巨复杂的系统工程［4］。

安岳气田高磨区块上震旦统灯四段气藏是近年发现的国内最大深层古老碳酸盐岩古风化壳岩溶气藏，已成为四川盆地继磨溪下寒武统龙王庙组气藏后又一重要的主力上产气藏。与龙王庙组气藏相比，气藏地表及地下构造复杂，准确落实构造难度大；储层低孔、低渗、非均质性更强，储量规模和气井合理产量的确定难度大；气藏埋藏深，压力系统复杂，钻完井周期长，投入高，效益开发难度大。因此，通过对盆地高磨区块已开发的高石1井区灯四段气藏开发方案实施情况、主要地质认识、开发效果进行梳理和评价，总结开发经验，以期为盆地灯四段气藏新区的科学有效开发提供有益的指导。

1 概况及地质认识

1.1 方案概况

安岳气田高石1井区区域构造位置处于四川盆地中部川中古隆中斜平缓带威远至龙女寺构造群。震旦系顶界构造为大型低缓背斜构造，灯四段为一套白云岩为主的地层，受裂陷槽影响，西部剥缺。储层平均孔隙度为3.78%、平均渗透率为0.6 mD，储集空间以中小溶洞为主，孔洞间连通性差，属低孔、低渗储层。灯四段地层埋深超过了5 000 m，灯四上亚段优质储层厚度分布在20～60 m。灯四段气藏属于超深层（≥4 500 m）、低孔、中含H2S、中含CO2、常压、岩性—地层复合圈闭边水气藏。

高石1井区灯四段气藏开发始于2012年，历经8年分为3个阶段进行开发（图1）。通过试采评价、开发先导试验、开发建产阶段的持续技术攻关，坚持地质工程一体化，实现了资源向产量的快速转化。试采、先导试验取得重大突破，建立有效井模式，形成增产改造主体工艺技术，百万立方米气井比例较勘探阶段提高了近3倍，为开发方案编制与实施奠定了坚实基础。

图1 高石1井区灯四段气藏采气曲线图

2017年1月编制完成了《安岳气田高石梯-磨溪区块灯四段气藏一期开发方案》，气藏方案充分结合当时综合地质研究成果、试采与先导试验评价成效，优选开发有利区、设计开发技术指标。设计开发动用面积为323.4 km2，动用地质储量为904.6×108m3。设计总井数为71口，建成规模为550×104m3／d，采气速度为2%。

从方案实施情况分析，开发方式、井距、井型等开发指标与实际相符，动用地质储量较方案设计提高了76.2%。气藏日产量、稳产期、采出程度、亿立方米产能投资、内部收益率等指标均优于方案设计，气藏实现了高效规模效益开发。

1.2 地质认识

开发方案执行期间，以国家重大专项等项目为依托，开展大量研究工作，完善了地质模型，气藏的构造细节、地层展布特征、储层厚度与储量提交阶段的认识基本一致。台缘带沉积模式认识、灯四1小层储量可动性、灯四2＋3小层孔隙度为2%～3%的储层储量可动用性与开发方案设计相比得以深化。

1）多轮气藏精细描述，证实建产区灯四2＋3小层地质模型总体可靠。

构造认识。在开发方案构造认识的基础上，通过多轮构造解释，构造特征以及细节更加清楚（图2），成果可靠，落实程度高［5］。与方案对比，寒底构造绝对误差范围小于30 m，相对误差范围小于1%。

图2 高石梯地区寒武系底构造图

地层认识。基于地层划分依据，利用新完钻井的资料，进一步对灯四上亚段与灯四下亚段地层分布特征进行了精细刻画。在灯四上、下亚段划分的基础上，研究发现整个上扬子台地在灯四沉积晚期均发育一套热水成因的硅质，由于这套沉积成因硅质岩稳定分布，且具有测井易识别、岩石较致密的特征，故以此硅质层的底部为界，将灯四上亚段自下而上划分为灯四2、灯四3两个小层［6］。整体上，灯四上亚段地层厚度主要分布在60～140 m，并表现出自西向东、自北向南逐渐减薄的特征。与方案设计的厚度图比较，灯四2小层厚度与方案总体符合，仅GS6井东侧GS001-X37、GS001-X38井略有增厚；灯四3小层厚度变化趋势未发生变化，西侧局部存在着一定的差异（图3）。

图3 灯四上亚段灯四2段灯四3小层厚度分布图

储层认识。在开发方案储层认识的基础上，进一步利用最新的完钻井资料对高石梯灯四2＋3小层岩溶储层发育特征进行了细化研究。优质储层纵向组合特征和展布特征均与方案预计符合较好。储层孔隙度分布与方案对比整体无明显变化，仅在GS8井区局部孔隙度微弱减小。储层厚度与方案对比，局部有5 m以下变化，主要表现为GS8井区储层厚度变大（图4）。

图4 灯四2+3小层孔隙度3%以上储层孔隙度和厚度平面分布图

2）深化台缘带沉积模式认识，灯四1小层丘滩发育，具备优质储层连片发育的沉积基础。

开发方案编制时，灯四段沉积演化模式未明确，认为有利的丘滩体主要集中发育于灯四2＋3小层［7］。目前，结合新完钻开发井的实钻分析，建立灯四段沉积演化模式，指出高石梯区域灯四下亚段，灯四1小层也具有丘滩大面积发育的条件，并明确了丘滩展布特征。

3）精细刻画气藏灯四1小层储层发育特征，深化灯四1小层储量可动性认识。

方案认识优质储层集中发育于灯四2与灯四3小层中。目前认识除灯四2＋3小层外，受丘滩与滨岸型岩溶作用影响，灯四1小层优质岩溶储层连片发育，厚度在1～80 m间，平均厚度为8.7 m。

通过对GS001-X21井、GS001-X22井、GS001-X25井及GS001-X30井4口气井使用示踪剂进行分析表明，灯四1小层无阻流量占比分别为30%、70%、64%及21%，灯四1小层无阻流量平均占比为46%（图5）。另外，对GS6井、GS8井及GS9井3口探井进行分层测试，灯四1小层无阻流量平均占比约为50%，说明灯四1小层局部发育优质储层，对气井产能有较大贡献。

图5 灯四1小层储层的产能贡献图

4）深化灯四2＋3小层孔隙度为2%～3%的储层储量部分可动认识。通过使用示踪剂和生产测井对MX102井、GS001-X23井、GS001-X25井进行分析，孔隙度在2%～3%的储层段存在产量贡献，平均产能贡献率为10%～20%（图6）。

图6 孔隙度2%～3%储层的产能贡献占比图

2 开发效果分析及评价

2.1 开发效果分析

基于地质认识的不断深化，开发效果好于预期，实现了“动用储量、单井产量、气藏规模”三项关键技术指标的提高。

1）气藏动用储量较方案设计提高了76.2%。

由于灯四1小层及灯四2＋3小层孔隙度为2%～3%的储层储量可动，高石1井区复算地质储量大幅增加，实际可动储量较方案设计增加了600×108m3以上（表1）。

表1 高石1井区灯四气藏储量变化情况表

主要原因：①随着新钻井资料增多，后期复算储量时，灯四2＋3小层孔隙度大于3%的储层厚度大于早期储量计算参数，复算储量后，较方案大约增加了25×108m3；②研究表明灯四1小层发育优质滨岸型岩溶储层，对气井产能有较大贡献，利用新完钻井资料，编制灯四1小层储层参数场，计算灯四1小层探明储量区内孔隙度大于3%的储层新增探明储量较方案大约增加了460×108m3；③根据示踪剂使用和生产测井分析，表明孔隙度在2%～3%的储层存在产量贡献，具备经济开发价值［8］。利用容积法对灯四2＋3小层、灯四1小层不同类型有利区开展储量综合评价。Ⅰ类有利区孔隙度介于2%～3%的储层储量可完全动用，Ⅱ类有利区孔隙度介于2%～3%的储层按照孔隙型储层压力波及半径折算可动用储量，综合试井分析与井控半径推算结果，计算得到压力波及半径为0.7 km，波及面积为1.53 km2；按照压力波及面积与有利区面积比值计算出Ⅱ类有利区孔隙度介于2%～3%的可动用储量。据此，计算灯四段孔隙度为2%～3%的储层可动用储量较方案大约增加了200×108m3。

2）新测试开发井有效率为100%，单井平均配产较方案设计提高了53%。

形成四维复合开发目标优选技术，指导了25口开发井井位部署。形成“丘滩选带、岩溶选区、模式选点、缝洞定轨”四维复合开发目标优选技术，确保建产井井点最优化。在纵向上发育多套优质储层的残丘断裂叠加岩溶区、残丘断裂滨岸叠加岩溶区、残丘岩溶区采用大斜度井；在储层集中发育与灯四3或灯四2小层的坡折带断裂叠加岩溶区内采用水平井［9］。

开发井有效率为100%，单井产量、稳产年限均优于方案设计。25口开发井测试有效率为100%，井均无阻流量约为130×104m3／d。单井平均产能较方案设计提高了53%。现有配产制度条件下，单井平均稳产年限较方案设计提高55%以上。

3）具备年产规模40×108m3／a并长期稳产潜力，较方案设计提高了122%。

在动用储量和产量双提高的基础上，优化开发技术对策。结合气藏新认识，对开发层系，开发单元、井型井网、井位部署等6项开发技术对策进行了优化调整（表2）。在“开发区不增、井工作量不增，总投资不增”总体原则基础上，气藏具备了40×108m3／a并长期稳产潜力。

表2 高石1井区开发技术对策优化后对比表

2.2 开发效果评价

高石1井区灯四段气藏储层非均质性强、孔隙度低、渗透率低，开发“甜点区”优选和高产气井培育难度极大。围绕气藏科学合理开发，坚持以地质认识和资源落实为导向、产能提升和工艺技术进步为目标，按照开发程序，及时开展气藏试采、评价和研究等工作，实现了边际效益气藏到规模效益开发、高效开发的三级跳，为安岳气田整体建成特大型气田奠定了坚实基础［10］。安岳气田高石1井区成功模式可为类似气藏开发提供借鉴。

1）强化早期评价，支撑气藏科学决策部署。

2011年高石梯构造的风险探井高石1井在震旦系获得重大突破，遵循科学开发程序，及时开展开发前期评价。通过多轮次的开发前期评价，初步建立“岩溶有利古地貌＋储层组合＋地震响应模式”的有效井模式，形成针对大斜度井和水平井的分层分段改造工艺技术，为开发方案编制与实施奠定了坚实基础。前期评价工作高效、决策科学、节奏合理，对气藏的认识和评价到位，有效规避了项目投资风险。

2）开发方案科学合理，指导气藏高效开发。

方案设计理念先进，技术领先适用。按照“择优建产、滚动评价、强化井位、注重效益”的设计思路，坚持效益优先，实施过程适时优化调整，优选建产有利区，优化井位部署，消灭无效的三类井。开发方案充分结合当时综合地质研究成果、工艺技术试验及可能存在的风险，论证优化开发区、主要开发指标和工艺技术设计，设计切合气藏实际，指导了气藏高效开发。

3）技术攻关精准有效，实现了边际效益气藏开发从无效到有效再到高效的三级跳。

针对气藏特点，为解决古老复杂白云岩岩溶气藏效益开发难点问题，部署实施多轮技术攻关研究，创新形成三大特色技术：①创新形成古老白云岩岩溶缝洞储集体精细刻画技术，实现深层20 m及以上低幅度微生物丘和岩溶残丘精细刻画，解决了优质岩溶储集体空间展布及精细刻画难题；②创新形成低孔强非均质岩溶储层储渗特征定量表征技术，解决了强非均质储层气井产能预测难题，为分区井网合理配置、气井合理配产和产能优化提供了关键依据；③创新建立强非均质岩溶气藏开发优化设计技术，形成了强非均质储层可动性评价、基于储渗特征的开发井型井距优化设计、开发部署目标优化技术，创建了“丘滩分带、岩溶选区、模式选点、缝洞定轨”深层碳酸盐岩古风化壳岩溶气藏规模高效开发新模式。

基于三大创新性技术的形成与应用，在开发建设过程中实施优化，白云岩小尺度缝洞优质储集体地震预测符合率由72.4%提高到了91.5%；投产井井均产量较开发方案提高了53%；气井有效率由开发前不足30%提高至100%；井均动态储量由10×108m3提高到了17×108m3左右；仅利用方案内60%的工作量高效建成了方案设计产量规模，实现了气藏的高效开发［11］。

4）形成复杂深井钻完井技术及地面优快建设技术，保障灯四段气藏快速建成投产。

针对埋藏深、压力系统复杂、部分地层可钻性差、储层非均质性强等地质工程难点，持续攻关，形成大型深层含硫碳酸盐岩气藏优快钻完井技术系列及地面优快建设技术［12-14］：①采用精细控压钻井技术解决窄密度窗口下钻井难题，成功减少井下复杂，钻井周期缩短了10%；②采用精细控压固井技术，实现窄安全密度窗口地层的固井施工全过程井筒压力平衡，有效降低施工过程中漏失及喇叭口窜气风险；③创新形成储层改造系数评价方法，结合差异化分段技术和全耦合酸压模拟技术，形成了高磨区块的精准改造技术，取得了显著的储层改造效果，单井产量大幅度提高，井均测试产量由改造前的23×104m3／d提高到了70×104m3／d；④地面工程形成大型含硫气田地面集输和净化优快建设技术，显著提高地面建设质量。

5）成本控制有力，主要经济指标优于预期，效益显著。

对项目实施了全要素、全周期精细管理，项目投资总体控制较好，实现了工作量不增、投资不增，产量规模、效益双翻番。项目亿方产能建设投资较方案降低了49.59%。截至2019年底，税后内部收益率较方案提高了15.08个百分点，投资回收期较方案提前了1.26年回收投资，具有较强的抗风险能力和良好的经济效益，开发效益好于预期，实现了从规模速度型向质量效益型的转变。

3 结论及认识

四川盆地川中古隆起震旦系气藏资源勘探开发潜力巨大，已成为常规天然气产量增长的主体和天然气上游业务效益贡献的关键［15］，更是未来油气上游业务发展的重要战略领域［16］。安岳气田高石1井区灯四段气藏遵循科学开发程序，先开展评价，明确主要技术指标之后大规模择优建产，灯四低孔、低渗非均质大型气藏实现了高效开发。

1）开发方案执行期间，气藏的构造细节、地层展布特征、储层厚度与储量提交阶段的认识基本一致；台缘带沉积模式认识、灯四1小层储量可动性、灯四2＋3小层孔隙度为2%～3%的储层储量可动用性与开发方案设计相比得到了进一步深化，气藏实际可动用储量增加600×108m3以上。

2）得益于动用储量的增加，气藏单井产量、开发规模较方案设计值大幅提高，开发效果好于预期，研究成果综合分析表明：后续加快气藏接替稳产资源评价，开展接替有利区和接替区的主要经济技术指标研究，可指导气田长期高效稳产。

3）突出质量效益和成本控制，主要经济指标优于方案设计值，内部收益率达20%以上，实现了最古老气藏的高效开发。