天 然 气 工 业Natural Gas Industry 第41卷第6期2021年6月
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——以四川盆地安岳气田震旦系灯影组气藏为例
谢军1 郭贵安2 唐青松2 彭先3 邓惠3 徐伟3
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
摘要：四川盆地安岳气田震旦系灯影组气藏为超深古老白云岩岩溶型气藏，储层薄而分散、非均质性极强且整体表现为低孔低渗透特
征，气藏开发难度大。为了给该气田台缘带灯影组四段（以下简称灯四段）气藏的产能规模建设提供支撑，基于气藏地质特征，针对技
术瓶颈开展多专业联合攻关，采用“边攻关、边应用、边完善”的模式，创新形成了有针对性的气藏高效开发关键技术。研究结果表
明：①基于所形成的白云岩岩溶缝洞储集体建模技术，实现了岩溶储层的精准建模，经过后期实钻井验证，模型吻合率由63.0%提高至90.7%，实现了气藏“透明化”；②基于所形成的低孔强非均质岩溶储层储量可动性评价技术，明确了不同储集体的采收率，进而获得了不同储集体实现高效开发的井控储量及半径下限值，确定Ⅰ、Ⅱ类储集体为主要开发目标；③基于所形成的强非均质岩溶型气藏开发优
化设计技术，针对多个储集体交错叠置的情况，推荐采用大斜度井井型进行开发，最大井斜角介于75°～84°，若Ⅰ、Ⅱ类储集体集
中发育，则推荐采用水平井井型进行开发，水平段长度介于800～1 100 m，并且Ⅰ、Ⅱ类储集体合理井距分别介于1.6～3.3 km、0.9～1.4 km；④基于所形成的深层碳酸盐岩大斜度井/水平井钻井特技术，使故障复杂时效由20.7%降低至4.9%，实现了大斜度井/水平井安全快速钻完井，降低了井控风险，同时Ⅰ、Ⅱ类储集体钻遇率由24.2%提高至87.3%，有效提高了储层钻遇率；⑤基于所形成的大斜度
井/水平井裸眼分段精准酸压技术，通过实施“一段一策”差异化分段酸压工艺，解决了强非均质性储层水平井改造难题。将上述技术
应用于安岳气田台缘带灯四段气藏，截至2020年12月底，建成了年产天然气60×108 m3的生产能力，已累计产出天然气103×108 m3，使得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该盆地常规天然气上产的主力军。
关键词：四川盆地；安岳气田；震旦系灯影组气藏；高效开发；超深古老白云岩；岩溶储集层；储量可动性；优快钻井；差异化酸压DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.06.006
Key technologies for the efficient development of ultra-deep ancient dolomite karst gas reservoirs: A case study of the Sinian Dengying Formation gas reservoir in the
Anyue Gas Field of the Sichuan Basin
XIE Jun1, GUO Gui'an2, TANG Qingsong2, PENG Xian3, DENG Hui3, XU Wei3
(1. CNPC Planning Department, Beijing 100007, China;2. PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610051, Chi-na;3. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610041, China) Natural Gas Industry, Vol.41, No.6, p.52-59, 6/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)
Abstract:The Sinian Dengying Formation gas reservoir in the Anyue Gas Field of the Sichuan Basin i
s an ultra-deep ancient dolomite karst gas reservoir, whose development is of high difficulty, for the reservoir is thin and scattered with strong heterogeneity and is overall characterized by low porosity and low permeability. In order to provide support for the large-scale productivity construction of the gas reservoir of the fourth Member of Dengying Formation (Deng 4 Member) in the marginal platform belt of the Anyue Gas Field, this paper carries out multi-discipline comprehensive researches on the technical bottlenecks based on the geological characteristics of the gas reservoir. In addition, the targeted key technologies for the efficient development of gas reservoirs were developed in the mode of "simultaneous research, application and improve-ment". And the following research results are obtained. First, based on the modeling technology of fractured-vuggy dolomite karst reservoirs, accurate modeling of karst reservoirs is realized. Late actual drilling results show that the model’s coincidence rate is increased from 63.0% to 90.7% and the "transparency" of gas reservoirs is achieved. Second, based on the reserve mobility evaluation technology of low-porosity and strong-heterogeneity karst reservoirs, the recovery factors of different reservoirs are determined. And consequently, the lower limit of well control reserves and radius for the efficient development of different reservoirs are obtained and type I and II reservoirs are selected as the main develop-ment targets. Third, based on the development optimization design technology of strong-heterogeneity karst gas reservoirs, it is recommended to apply highly-deviated wells (the maximum deviation angle
of 75°-84°) in the situations with multiple reservoirs crossed and superimposed. If type I and II reservoirs are developed intensively, it is recommended to adopt horizontal well drilling with a horizontal section of 800-1 100 m . What's more, the reasonable well spacing in type I and II reservoirs shall be 1.6-3.3 km and 0.9-1.4 km, respectively. Fourth, based on the distin-guished drilling technology of highly-deviated wells/horizontal wells in deep carbonate rocks, the fault complexity ratio is decreased from 20.7% to 4.9%, so safe and fast drilling and completion of highly-deviated wells/horizontal wells is realized and well control risks are diminished. What's more, the drilling rates of type I and II reservoirs are increased from 24.2% to 87.3%, indicating an effective improvement of reservoir drilling rates. Fifth, based on the open-hole segmented accurate acid fracturing technology of highly-deviated and horizontal wells, the difficulty in the strong-heterogeneity reservoir stimulation by horizontal well drilling is solved by conducting the differentiated acid fracturing process of "one segment, one strategy". Based on the application of these innovative development technologies in the Deng 4 Member gas reservoir in the marginal platform belt of the Anyue Gas Field, the annual natural gas production capacity and cumulative natural gas production by the end of December 2020 are 60×108 m3 and 103×108 m3, respectively. In this way, the Sinian Dengying Formation gas reservoir of the Anyue Gas Field, the economic benefit of which is close to the marginal benefit, becomes the main force of conventional natural gas production increase. Keyw
ords:Sichuan Basin; Anyue Gas Field; Sinian Dengying Formation gas reservoir; Efficient development; Ultra-deep ancient dolomite; Karst reservoir; Reserve mobility; Optimized fast drilling; Differentiated acid fracturing
基金简介：国家科技重大专项“四川盆地大型碳酸盐岩气田开发示范工程”（编号：2016ZX05052）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“川中地区灯四段气藏规模有效开发关键技术研究与应用”（编号：2016E-0606）。
作者简介：谢军，1968年生，正高级工程师，本刊第八届编委会委员；主要从事常规和非常规油气开发研究及技术管理工作。地址：（100007）北京市东城区东直门北大街9号。ORCID: 0000-0002-0048-3714。E-mail:***********************
第6期· 53 ·谢军等：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
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400×108 m3，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（11.57×108 m3）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138×104 m3/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5900×108 m3[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，到开发“甜点区”的难度极大；同时，气藏埋深介于5000～5500 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13.4×104 m3/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60×108 m3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，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7500 km2，累计探明地质储量达5900×108 m3；②气藏埋藏深度介于5000～5500 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2×104～531×104 m3/d，无阻流量低于30×104
m3/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—
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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。
图1 高石梯区块灯四段气藏三维地质模型图
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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。
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，
表1 不同类型储集体效益开发下的井控储量/井控半径
下限值统计表内部 收益率
储集体 类型井控储量下限值/ 83井控半径下限值/
8%～20%
Ⅰ类
4.74556.00Ⅱ类6.32741.57Ⅲ类
11.39
1 242.00
图2 大斜度井/水平井关键参数优化图
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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。
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50×104～100×104 m 3/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 m 3），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
表2 水平井“一段一策”
差异化分段酸压工艺参数统计表
储层类型
改造系数
带灯改造目标改造工艺酸压施工参数
排量/(m 3·min －1)
黏度/(mPa ·s)图3 安岳气田台缘带灯四段气藏水平井轨迹设计图
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、
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