中国石油勘探开发研究院
摘 要：中国超深层天然气勘探开发潜力巨大，已成为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，实现其高质量开发意义重大。为此，通过对气田开发特点、开发效果进行梳理和评价，明确了超深层大气田实现高质量开发面临的挑战，针对制约气田开发效果的关键认识和技术瓶颈，基于室内物理模拟实验、储层评价、气藏动态评价、数值模拟研究以及国内外气田开发的经验与教训，提出了超深层大气田高质量开发的要求，以及具体的对策与建议：①强化气藏前期评价，落实可动用储量，确定气田合理的产能规模，避免功能浪费；②优化井位部署与单井合理配产，实现气藏均衡开发，以获得高储量动用率和采收率；③持续进行钻完井技术及有针对性的储层改造技术攻关，通过前者进一步缩短钻完井周期、使开发成本不断下降，通过后者进一步提高单井产量、提高储量动用程度，实现低品位储量的有效动用；④创新管理模式，建立超深层大气田开发建设和生产运行的科学程序，严格控制产量上限指标，更加突出质量效益。结论认为，高质量开发超深层大气田是一项艰巨复杂的系统工程，勘探、开发技术和管理模式的持续创新是最终实现该目标的必由之路。
关键词：超深层；常规天然气；大气田；高质量开发；井位部署；合理配产；钻完井技术；储层改造技术；对策建议
0 引言
作为“两深一非（深层、深海、非常规）”油气勘探开发领域的重要组成部分，中国超深层天然气（储层埋深超过4 500 m）资源基础雄厚。自2000年以来，伴随普光、库车深层、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我国天然气增储上产、效益增长的主体和未来上游业务发展的重要战略领域。该类气田具有较强的储层非均质性、复杂的气水关系、压力系统及地表、地下构造等地质特征，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以及评价周期与风险识别4 个方面的矛盾问题，如何实现高质量开发是一项艰巨复杂的系统工程。为此，笔者针对我国超深层大气田的开发特点、开发效果进行了梳理和评价，明确了实现高质量开发面临的挑战，同时基于室内物理模拟实验、储层评价、气藏动态评价、数值模拟研究和国内外气田开发的经验教训，提出了超深层大气田高质量开发的要求和具体的对策与建议，以期为该类型气田科学有效开发提供有益的指导。1 超深层大气田开发具有重要的战略意义
1.1 超深层是常规天然气产量增长的主体
目前，中国已探明并投入开发的超深层大气田主要分布于西部的四川盆地和塔里木盆地[1]。在四川盆地，普光、元坝、磨溪区块龙王庙组（以下简称磨溪龙王庙）等大型气田已高效建成，高石梯—磨溪区块震旦系灯影组等气田正在进行产能建设，川西双鱼石栖霞组尚处于评价建产阶段。在塔里木盆地，位于克拉苏构造带的迪那2、大北、克深等探明储量超千亿方的大气田相继建成，并在博孜等地区取得重大勘探开发突破，库车山前克拉苏构造带超深层万亿立方米大气区初步显现[2]。得益于超深层大气田的开发，我国天然气产量快速增长，其中中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）天然气年产量由2000 年的183×108 m3 增长到2018 年的1 093×108 m3，年均增幅10.5%，占当年全国天然气总产量的70% ；超深层天然气产量也由2000 年的9.0×108 m3 上升至2018 年的324.8×108 m3，年均增幅22.1%，远高于其他类型天然气（储层埋深小于4 500 m 的常规气、致密气、煤层气等）产量的年均增幅（8.6%）；超深层天然气产量与天然气总产量的占比由“十五”期间的5.2%，上升至“十二五”期间的17.4%，预计“十三五”期间将达到29.7%，由此可见，超深层天然气已成为常规天然气产量增长的主体（图1）。
图1 中国石油2000—2020 年天然气年产量构成图
1.2 超深层是天然气上游业务效益贡献的关键
在14 个超深层大气田中，除普光和元坝气田外，其余12 个气田（磨溪龙王庙、安岳、龙岗、渡口河、铁山坡、罗家寨、大北、克深、迪那2、塔中I 号、博孜、千米桥气田）的储集空间类型主要为裂缝—孔隙型或裂缝—孔洞型，由于各类裂缝较发育，储层整体表现出中—高渗特征[3]，且单井产气量较高。中国石油6 个超深层大气田（包括磨溪龙王庙、安岳、大北、克深、迪那2、博孜气田），2018 年平均单井日产气量为50×104 m3，远超其他类型气田。得益于气田规模大、单井产气量高，中国石油超深层大气田的内部收益率普遍较高，平均为31%，是其他类型气田的2.3 倍，预计“十三五”末，中国石油超深层大气田的利润占中国石油天然气总利润的比例将由2016 年的49% 提升至57%，是天然气上游业务效益贡献的关键。1.3 超深层是未来油气上游业务发展最重要的战略领域
近年来，中国石油在四川盆地川西北部地区栖霞组—茅口组、川西南部地区雷口坡组、二叠系火山岩和川中古隆起震旦系以及塔里木盆地秋里塔格构造带等多个领域取得了勘探突破。根据第四次油气资源评价成果，中国石油陆上超深层常规天然气（含致密气）资源量为22×1012 m3，占常规天然气资源总量的42% ；截至2019 年底，中国石油超深层天然气探明地质储量为2.86×1012 m3，资源探明率仅为13%，勘探潜力巨大。可以预见，超深层天然气在我国天然气资源供应中将占据举足轻重的地位，实现其高质量开发对提升油公司效益、保障地区平稳供气具有重要意义。2 超深层大气田高质量开发面临的挑战
2.1 地表及地下构造复杂，准确落实构造难度大
大北、克深气田位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏冲断带，地表为复杂山地和第四纪冲积扇，地震波次生干扰严重；浅层砾岩发育，近地表速度横向变化大；气藏埋藏深、逆掩断裂发育、构造模式复杂，地层重复叠合，盐岩厚度横向变化大，地震资料信噪比低，不同井控程度下解释得到的断层位置、断块组合关系和构造形态变化较大，易导致钻井落空，进而对气水分布的认识造成较大偏差，从而影响储量评价的结果。如大北气田，从1998 到2014 年，随着钻井数量的增多、地震采集、处理、解释方法和手段的改进，对该气田构造的认识发生了巨大的变化。2.2 储层非均质性强，储量规模和气井合理产量的确定难度大
中国14 个已投入开发的超深层大气田（藏）储层平均孔隙度普遍小于10%，特别是储量超过1 000×108 m3 的大气田，除普光气田、迪那2 气田（储层平均孔隙度分别为8.11%、9.56%）外，其他气田（藏）（包括磨溪龙王庙、安岳、大北、克深、塔中I 号气田）储层平均孔隙度均小于5%[1]。受基质物性及裂缝发育的非均匀程度影响，超深层气田储层表现出较强的非均质性，通过不同分析手段解释得到的渗透率差异明显，如磨溪区块龙王庙组气藏，试井解释渗透率介于0.1 ～ 63.0 mD，较岩心分析和测井解释渗透率高出1 ～ 2 个数量级。超深层气田有效储层孔隙度下限的准确界定难度大，导致储量规模的确定难度大。对我国典型超深层大气田（藏）的跟踪研究表明，动静储量比（即采用动态法计算的储量与探明地质储量之比，动态法计算的储量以下简称动态储量）介于37% ～ 94%（图2），并且基质物性越差，该比值越低；同时，储层的非均质程度越强，该比值也越低，反之则越高。
图2 典型超深层大气田（藏）探明地质储量、动态储量与尽管储层基质致密，但由于裂缝较发育，气井初期无阻流量较高，若气井配产过高，基质供气能力不足将使井底压力快速下降，难以维持长期稳产。如图3 所示，基质的供气能力与基质岩块渗透率、裂缝发育程度密切相关，图中Km 表示基质岩块渗透率，mD ；L 表示裂缝间基质块长度，m。若基质供气能力不足，在高配产条件下气井生产压差过大，流压快速下降将导致气井产量的大幅度降低。
2.3 实际采气速度较高，气藏存在快速非均匀水侵风险
通过对全球已开发气田的开发效果进行分析，认为驱动类型是影响气田开发效果的主要因素。水驱气藏的采收率介于11% ～ 68%，平均为44%，明显低于气驱气藏的采收率（平均为74%），并且采收率低于40% 的气藏，具有活跃水体和双孔介质的储集空间特征[4]。在开发早期阶段，若单井配产过高，且完井层段靠近气水界面，则气井容易过快出水甚至水淹停产，导致气藏采收率低。位于加拿大不列颠哥伦比亚省和育空地区的Beaver River 气田[5]，主力产层为裂缝性白云岩储层，基质致密，在开发初期有10 口生产井，单井配产高，平均为110×104 m3/d，单井配产与单井无阻流量的比值平均为46%，由于射孔层位靠近气水界面，生产井快速产水，产气量随之也迅速降低；1973 年6 月所有生产井均产出地层水，之后虽进一步降低产气量，但产水量仍持续增加；1976 年底，仅一口井以30×104 m3/d 气量进行生产；1978 年气田废弃，累计产出天然气50×108 m3，采收率仅为12%。可以看出，随着井底压力下降，地层水沿裂缝窜进是气井产水的主要原因，且气井配产过高，井底压力下降过快，气井见水则越早，气藏采收率也越低。目前，我国已投入开发的超深层气田多为边、底水气藏，在开发方案编制时，考虑降低水侵影响和大型、特大型气田稳产的要求，设计采气速度（年产气量与天然气探明储量之比）通常不大于4%[6]。但在开发初期由于对气田储层的非均匀展布认识程度不足，对局部区域气井的配产会偏高，从而导致气田开发面临非均匀水侵风险。2.4 气藏埋藏深、压力系统复杂，钻完井周期长、投入高
统计表明，目前已开发的超深层大气田钻完井周期较长，钻完井投资普遍超过1.2 亿元/ 井，分析认为主要有以下两个方面的原因：①气藏埋藏深、压力系统复杂、井壁稳定性差，地层可钻性差、钻井生产时效（实钻时间与钻井工作总时间的比值）较低。例如，克深气田探井或评价井的钻井周期为651 天，开发井为384 天，探井、评价井、开发井钻井生产时效分别为77.32%、90.24% 和97.64% ；②原材料成本偏高。不同沉积盆地和不同主力含气层系，气体性质差异明显，塔里木盆地超深层大气田除克深气田以外，其他均以凝析气为主，四川盆地碳酸盐岩气藏普遍为中含H2S 的干气[1]，管材设计时需考虑H2S、CO2 和地层水产生的腐蚀[7]，每米进尺的钻井成本平均超过2 万元。3 超深层大气田高质量开发的要求和对策
3.1 超深层大气田高质量开发的要求
结合国内外已开发气田的经验，超深层大气田（藏）高质量开发需要满足3 个要求并完成相应指标：①准确认识气藏，确保开发井成功率超过90% ；②确定气田合理的产能规模，避免功能浪费，地面集输和净化厂处理能力与井口产能的比值不大于1.2；③对采气速度、气井配产等气藏主要开发技术指标进行优化，保持较高储量动用率和最终采收率，气田（藏）稳产期末采出程度达到50%，最终采收率高于70%。3.2 超深层大气田高质量开发的对策
3.2.1 强化气藏前期评价，落实可动用储量
核心是以规模试采评价的动态储量作为开发方案编制的基础，制订开发技术政策。3.2.1.1 保持合理的建产节奏，保证开发前期评价时间
为确保开发前期评价效果，评价周期应不少于6年[1]。同时，需要把握3 个关键点：①高精度开发地震工作量；②评价井数量和层次；③试采时间和效果。3.2.1.2 强化高精度三维地震采集、处理与解释，准确刻画断裂和构造形态
针对库车山前气藏埋藏深、逆掩断裂发育、构造模式复杂及地震资料信噪比低的特点，经多年持续攻关，通过增加接收线条数、增大观测方位、提高覆盖次数，形成了“两宽一高（宽频带、宽方位、高密度）”三维地震采集技术，地震资料的信噪比大幅提高，地震成像较原三维背景更干净，波组特征和构造接触关系更清晰[8]。在大北1 气田、克深气田克深2 区块之后开发的克深8、克深9 等区块，基于“两宽一高”三维地震采集技术，通过优选构造模型，提高圈闭落实精度，使目的层深度误差由125 m 降低到30 m 以内[9]。3.2.1.3 强化规模试采，落实可动用储量
通过强化规模试采，以获取可靠的动态资料，落实可动用储量。试采要求涵盖不同类型气井（无阻流量高、中、低型），试采时间持续1 年以上，视地层压力下降3% ～ 5%[1]，以确保试采效果。3.2.1.4 持续技术攻关，取准关键参数
岩石有效压缩系数（Cp）是表征异常高压气藏岩石弹性能量的重要参数，对动态储量的计算影响很大[10]，依靠经验法取值，动态储量的计算误差高达30% ～ 200%。以某超深层大气田为例，当Cp取值为0、0.002 MPa－1、0.004 MPa－1 时，相应计算的动态储量依次为410×108 m3、223×108 m3、158×108 m3。异常高压气藏储层岩石孔隙压缩系数（Cp）存在应力敏感性，即初始条件下Cp 值高于常压气藏，随着气藏压力下降，净覆压值增加，Cp 值降低，且不同储集空间类型岩石的有效压缩系数下降趋势存在明显差异[11]。针对超深层、异常高压的气田，需要根据实际地层条件，开展不同储集空间类型储层的弹性能量评价实验，取准Cp 值以准确计算动态储量。3.2.2 优化布井方式与合理配产，降低开发风险
超深层气田储层非均质性强，且普遍存在边、底水，布井方式和单井配产对气田开发效果影响很大。在开发此类气藏时，布井模式应由“稀井高产”向“均衡布井”转变，气井配产要综合考虑基质供气能力和水侵风险，以达到兼顾不同品位资源、实现资源有效动用的目的。3.2.2.1 布井模式由“稀井高产”向“均衡布井”转变
“稀井高产”是国外跨国公司和我国开发海外油气田的主要布井模式，其特点是利用有限的时间和较小的投资实现快速、规模建产和经济效益的最大化[12]。在一段时期内，“稀井高产”模式在我国国内天然气开发中得到广泛应用，对天然气业务迅速发展起到了积极作用。由于超深层大气田气井产能普遍较高、钻完井周期长、单井投资高，也使该类气藏在开发中常常采用“稀井高产”的模式，以实现快速建产。从实验分析和气田开发效果来看，“稀井高产”模式具有一定的局限性。全直径长岩心物理模拟实验结果表明，对于平面强非均质性气藏，在高、低渗区均匀布井开发，较单一在高渗区布井开发可以提高采收率24%。川东胡家坝、五灵山石炭系气藏均为构造气藏，气藏在边水水体、含气面积、储层性质等方面较为相似，胡家坝石炭系气藏采用密井网（2.1 km2/ 井）、控产排水开发模式，采收率达70%，而五灵山石炭系气藏采用“稀井高产”模式（8.1 km2/ 井），水侵影响程度高于胡家坝，采收率不到40%。利用大数据分析技术，通过对国内34个大型气田800 余口开发井数据进行分析，建立了以气藏为单元的井均动态储量与井均无阻流量分析图版[3]，为合理配产、充分发挥气井产能提供了依据，该研究成果可用于气藏开发初期井网的部署以及开发效果的对比。3.2.2.2 确定合理采气速度，对超深层大气田进行保护性开发
根据国内外114 个大气田的开发实践来看，基于可采储量的采气速度主要介于2% ～ 14%，中值为4.9%（图4）；并且，储量规模越大，采气速度越低（图5），当气田可采储量大于500×108 m3、产量比重大（供应规模占地区产量或需求量的5% 以上）时，就应纳入限制生产规模、降低采气速度、保障长期稳定供应的战略气田范畴，需要进行保护性开采，将采气速度控制在4% 以下。
3.2.2.3 综合考虑基质供气能力和水侵风险，优化单井配产
当储层基质供气能力不足时，若单井配产过高，井底压力快速下降，将导致气井过快水淹，气藏稳产期缩短，采收率大幅度降低。与Beaver River 气田邻近的Kotaneelee 气田（天然气地质储量为134×108 m3， 可采储量为67×108 m3， 采收率为50%） 和Pointed Mountain 气田（天然气地质储量为226×108 m3，可采储量为89×108 m3，采收率为39%），由于充分吸取了Beaver River 气田开发的经验教训，通过加强气田管理、优化气井配产、控制射开层位，在一定程度上延缓了底水锥进，减轻了暴性水淹产生的危害，使气藏开发效果明显提高。对于基质致密的裂缝性气藏，气井在高配产条件下，由于基质供气能力低，单位压降采气量降低。物理模拟实验结果表明，对于强非均质性储层，配产由600 mL/min 降至200 mL/min，通过压降法计算得到的可动用储量提高了13.2%，通过优化气井配产，可实现强非均质性储层平面和纵向上的均衡动用。
3.2.3 开展优快钻井技术攻关，不断降低开发成本
油气钻井深度由20 世纪60—70 年代的3 000 m左右，目前已突破8 000 m [14]。超深复杂井钻井技术的快速进步，拓展了油气勘探开发的纵深和领域[2]。3.2.3.1 关键设备的自主研发，使开发成本不断降低
为解决库车山前7 000 m 深度钻机负荷低、9 000m 深度钻机成本高的问题，低成本研发了8000 m 深度钻机；研制了PCDS-l、CQMPD-l 等精细控压钻井系统，为解决井漏、井壁失稳等复杂井况提供了技术支持；研制了BH-VDT 和XZ-AVDS 自动垂直钻井系统，已成为库车山前地区防斜打快的核心技术；研制了气密封套管阀、高压力级别旋转防喷器等装置，提高了气体/ 欠平衡钻井的技术能力；自主研发油基钻井液体系和多种核心处理剂，实现了高密度油基钻井液国产化，成本降低30% ；自主研制固井水泥浆体系，满足了超深层高温、大温差井对固井技术的要求；高效PDC 钻头、复合钻头、孕镶钻头等一批具有自主知识产权的钻井提速工具正逐步成为超深井提速的主体技术[15]。3.2.3.2 钻井方式的不断创新，使开发效果不断提升
近年来大力发展水平井、丛式井、大位移井钻井技术，大力推进钻完井批量化、工厂化作业模式，大幅缩短了钻井周期、提高了作业效率。元坝气田现场应用表明，依托超深水平井优快钻井、超深水平井轨迹实时优化等技术，单井钻井周期缩短100 天以上，有效储层钻遇率提高67.5%，酸化增产倍比介于2.2 ～ 5.0，取得了良好的效果。依靠大斜度井和水平井工艺，大幅度增加缝洞型和孔洞型储层钻遇长度，高石梯—磨溪区块台内灯四段气藏单井平均测试产量由早期的8.3×104 m3/d 提高到57.5×104 m3/d，提产效果显著[16]。3.2.4 针对性的储层改造技术攻关，单井产气量和储量动用程度不断提高
形成了以甲酸为主体的缓速酸体系，通过添加胶凝剂，进一步延缓酸岩反应速度和减小酸液流动的摩擦阻力，同时配合高黏度酸液的黏滞暂堵方法，改善对基质的酸化效果，该技术可满足160 ℃高温储层进行基质酸化的需求。针对异常高压厚层裂缝性碎屑岩储层设计了砂岩酸压的改造工艺，施工排量一般介于3.0 ～ 5.0 m3/min，采用颗粒与纤维暂堵转向来提高厚层动用程度，现场应用结果表明，该工艺施工简单，改造后增产效果显著。形成了6 000 ～ 8 000 m 超深层碎屑岩加砂压裂技术：研发了以氯化钾和硝酸钠为主的加重压裂液体系，最高密度分别达到1.15 g/cm3 和1.35 g/cm3，最高耐温分别达到160 ℃和180 ℃ ；形成了滑溜水携低砂浓度（砂浓度介于30 ～ 90 kg/m3）改造天然裂缝和胶液携中高砂浓度（砂浓度介于150 ～ 450 kg/m3）的复合加砂压裂工艺；配套了140 MPa 耐高压设备、大口径Ø88.9 ～ 114.3 mm 组合压裂管柱和耐高温160 ℃暂堵材料等。该技术在现场应用26 井次，应用最深井井深介于7 311 ～ 7 430 m，温度为178 ℃。4 超深层大气田高质量开发的建议
4.1 进一步缩短钻井周期、降低成本，实现低品位储量效益开发
超深层大气田储层非均质性强，相当一部分储量分布于低效储层中，如何实现其规模有效动用是高质量开发必须面对和解决的问题。以高石梯—磨溪区块震旦系灯四段气藏为例，80% 的储量蕴藏于孔隙度低于5% 的特低孔储层中，台内探明储量占总探明储量的25% ；得益于技术的进步，台缘带开发效果好于方案设计，高石梯和磨溪区块的高产气井比例不断增加，内部收益率可达25% ～ 30% ；采用特殊工艺井及大排量酸压工艺技术，台内单井提产效果显著，平均天然气无阻流量由早期的8.3×104 m3/d提高到57.5×104 m3/d。但是，受储层强非均质性的影响，台内单井动态储量仍明显低于台缘带，考虑单井投资、操作成本，根据目前气价测算内部收益率低于8%，难以实现有效动用。钻完井费用是气田开发成本的重要组成部分，钻完井周期长、原材料成本高是单井投资大的主要原因。已开发超深层大气田的完钻井数据分析结果表明，钻井生产时效低、复杂情况多，是影响钻井效率的关键因素。应针对超深井的高效运移钻机、高效破岩钻头和辅助工具、井筒完整性、井下宽带信息传输等技术开展攻关并力争取得技术突破，进一步缩短钻完井周期、降低成本，以实现低品位储量的有效动用。4.2 立足分层压裂改造，实现连续巨厚层全剖面动用
以“大跨度机械分层＋段内投球暂堵细分小层”为特点的多级分层改造技术可以实现连续巨厚层全剖面动用，2019 年在库车地区累计应用6 井次，单井平均无阻流量提高近5 倍，巨厚储层纵向上改造程度高使得储量得到了充分动用。随着超深层勘探开发工作的不断深入，储层中部埋深超过8 000 m、温度超过190 ℃的超高温井日益增多，对压裂改造材料和压裂工艺技术提出了更高的要求。下一步，超深层储层改造需在超高温缓蚀缓速酸液体系、低成本环保型耐高温加重压裂液、超高温高压分层工具等方面的研发进行重点攻关[17]。4.3 不断创新管理模式，突出质量效益
超深层大气田的高质量开发，除了技术上的进步之外，还需要不断创新管理模式。1）要遵循气田开发规律，对成组气藏进行地下地面总体布局，整体优化、重点突破，分区分批推进；开展地质工程一体化攻关，开发早中晚期全盘设计，统筹考虑气田规模、开发效果和经济效益。2）要合理控制建产节奏，建立超深层大气田开发建设和生产运行的科学程序，突出对气藏的评价认识和主体开发技术的准备。3）要投资计划单列，以保证超深层大气田的开发投入。4）要建立独立考核指标体系，包括储量动用率、开发井成功率、方案指标符合率等；精细生产管理，对重点气井单独管理、评价和考核。5）对大型主力气藏，要实施保护性开发，严格控制产量上限指标，做到增产必须增效。5 结束语
中国超深层天然气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，更是未来油气上游业务发展的重要战略领域。要实现其高质量的开发，需要做到以下几点。1）强化气藏前期评价，落实可动用储量，确定合理产能规模，避免功能浪费。2）优化井位部署与单井合理配产，实现气藏均衡开发，获得高储量动用率和采收率。3）持续进行钻完井技术及针对性的储层改造技术攻关，通过钻完井技术攻关进一步缩短钻完井周期，使开发成本不断下降，通过储层改造技术攻关进一步提高单井产量、提高储量动用程度，实现低品位储量的有效动用。
