张 亮，高 妍，冯学银，周 胜，吴玲敏，殷小乔

（1.中国石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆城 745100；2.中国石油长庆油田分公司长庆实业集团有限公司，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750001；4.中国石油集团测井有限公司西南分公司，重庆 400021）

碳酸盐岩气藏作为世界非常规气藏研究的大类之一，可采储量全球占比高达45.6%，其中仅缝洞型气藏一项占比就高达30.0%。碳酸盐岩缝洞型底水气藏目前已成为我国陆上开发最有前景的气藏类型，我国诸如塔里木盆地、四川盆地以及鄂尔多斯盆地皆发育该类型气藏。纵观全球碳酸盐岩缝洞型气藏开发史，底水的存在向来是实现气田稳产的一个难题，而探寻开发关键技术与相应的配套政策更是气藏开发的核心。受强构造改造、成岩作用及喀斯特作用的影响，造就了该类型气藏极强的非均质性和复杂的结构分布，欠成熟的开发理论亦无形中增加了气藏的开发难度。为推进我国碳酸盐岩缝洞型底水气藏天然气的高质量开发提供理论依据和决策支撑，研究对气藏开发所面临的困局与挑战进行总结的同时提出针对性的气藏开发技术优化对策，对气藏整体开发方案的制定给出合理建议，通过技术的创新与优化支撑碳酸盐岩缝洞型底水气藏的高效开发。

1 碳酸盐岩缝洞型底水气藏开发困局及对应的技术优化对策

针对碳酸盐岩缝洞型底水气藏进行开发技术优化（图1），是在气藏安全生产的前提下，以提高碳酸盐岩缝洞型底水气藏采收率为目标，围绕气藏开发过程中普遍存在的困局与挑战，通过分类总结的方式，综合已开发碳酸盐岩缝洞型底水气藏实例分析气藏开发成功经验对气藏高效开发提供可参考的技术优化对策。

图1 碳酸盐岩缝洞型底水气藏开发困局及对应的技术优化对策思维导图

1.1 针对气藏普遍出水的技术优化对策

全球已投产碳酸盐岩缝洞型底水气藏中出水气藏占比高达80%，由于底水与裂缝系统共存的特殊性，底水常以气井水锥或裂缝水窜方式侵入气层，导致水患问题严重。无论是由于构造原因导致的气藏见水，还是长期开采造成的气藏水侵，治水都是重中之重[1]。以2004 年投产的新疆和田河气田为例[2]，该气田作为塔里木盆地在克拉通地区探明的最大气田，同时也是一个碳酸盐岩缝洞型底水气藏，地质探明储量高达616.94×108m3，严重的气井出水现象导致气藏实际产量远远偏离预期，挖潜提产迫在眉睫。应对气田出水的传统开发方式有七种，见表1，其中所涉技术经多年实践已基本实现工艺成熟，但结合至和田河气田的实际产况与地层特点，充足的外来水源可对气藏持续性补水，若在不切断外源的情况下仅用传统方法开采，气藏采收率会远低于预期，还需对传统开发方式进行针对性的技术优化[3-5]。

表1 气藏治水的开发方式与应用实例统计表

和田河气田治水整体采用“采、阻、排”综合开采法，见表2，助排方法的选择需根据产水气田的具体特征进行综合考虑，在提高井底能量、排出井底积液整体思路的基础上优化已有技术，对传统技术进行“推陈出新”的改造，在安全生产的前提下实现了气田高产，经实践证明效果良好。

表2 “采、阻、排”综合开采法在和田河气田的技术创新应用统计表

1.2 针对复杂构造条件的技术优化对策

受缚于传统技术限制，技术优化虽然可以在一定程度上提高气藏产能，但应对不同规模、不同地况气藏，依旧难以实现高效开发。部分深埋藏、强构造改造、缝洞系统复杂且地表环境恶劣的碳酸盐岩缝洞型底水气藏，例如塔里木盆地塔中1 号[6]，由于地表覆盖巨厚型沙丘，储层埋藏超深且构造条件复杂，导致气藏长期面临描述难、部署难、开发难的问题，实际投产后的开采率远低于预期。为实现高效开发，开发者尝试采取了一系列“因地制宜”的技术创新[7]。从观察系统设计到采集三维地震资料，使用“两宽一高”新技术提高成像质量，井震新技术结合精细雕刻气田缝洞体，动静态结合精准落实气水关系等，实施的新技术见表3。

表3 塔里木盆地塔中1 号“因地制宜”开发新技术列表

通过“因地制宜”的技术创新，解决了塔中1 号缝洞体精细描述难度大，缝洞体三维空间归位不准确的问题，实现了井位优化部署。不难发现，塔中1 号的开发并非根据传统经验循规蹈矩，而是根据塔中1 号当地实际储层特征、井周地应力场分布、储层标定、井壁垮塌情况及天然裂缝发育情况等综合考量的结果[8]，创新技术不仅克服了气田大沙漠环境的影响，解决了埋藏极深、非均质性极强等不利储层条件带来的挑战，更是实现了提产方案的最优化[9-11]。

1.3 对气藏高含硫性的技术优化对策

气藏的高含硫性会腐蚀气藏管道设备，加剧地灾破坏的同时导致危废处理问题，对环境保护和生产安全构成威胁。以世界最大含硫气田俄罗斯阿斯特拉罕气田为例[12]，针对气藏由于天然气含硫在钻、采、输过程中造成的安全问题，开发者“对症下药”的采用了脱硫工艺，在设备防腐的大前提下制定针对性的、可以适应气藏高温高压高酸性条件的开发技术，通过技术变革形成了一套国际领先的酸性气田开发经验技术[13]，见表4。通过合理的除硫方法对硫沉积早预防、早治理，既经济安全、简便环保，又能够有效降低硫微粒沉积的发生概率和发生速率，在阿斯特拉罕气田已经初见成效。

表4 俄罗斯阿斯特拉罕酸性气田开发经验技术列表

1.4 对气藏异常高压的技术优化对策

世界现存超压盆地中含油气盆地占比超过86%，异常高压气藏在构造垂向上往往具有多套储层的特性，严重影响地质勘探活动的同时造成气藏工程方面的各种问题。以压力系数高达2.022 的塔里木盆地克拉2 气田为例[14]，传统的衰竭式开发会降低其地层压力，使岩石发生不可逆的弹、塑性形变，导致气藏产能降低[15-16]。对于这种特殊性极强的多层组气藏，最佳的开采方式是在遵循层系与层系之间存在隔层和地层压差；划分层系具有一定的储量和产能；同一层系在构造形态、储层性质、压力系统、油水边界上具有一致性的三大原则背景下，合理确定开发技术界限，将克拉2 气田产气层系自上而下分为三套：古近系砂质白云岩段（k）；古近系第砂岩段+白垩系巴什基奇组（k+K1bs）；白垩系巴西盖组（K1bx），气藏开发层系主要划分方式见表5。

由于这三套产气层系具有统一的天然气性质、气水界面（-2 468 m）、温度（地温梯度2.425 ℃）和压力系统（压力系数2.022），合采方案具有一定的可行性。但考虑到这三套产气层系之间均有隔层出现，也不排除独立生产的可能。通过层系对比分析发现，相较于k+K1bs，k、K1bx 两层段均具有储量小、厚度小、丰度低的特点，若单独设立开发层系，物质基础过于薄弱。综上，应对克拉2 气田的开发，应当遵循以k+K1bs 为主要开发层系，k 和K1bx 为产量接替层的层系划分与组合原则。

1.5 对气藏开发理论和开发模式不健全的技术优化对策

虽然前人已对碳酸盐岩缝洞型底水气藏展开大量研究，但由于碳酸盐岩缝洞型底水气藏的特殊性，表现出“基于开发技术进步的开发实践快于开发理论研究”的发展特点。目前欠成熟的开发理论大多来源于实践，未形成可直接参考的行业标准，且仍缺乏针对此类气藏成熟的开发理论和开发技术。因此，有必要结合已投产碳酸盐岩缝洞型底水气藏的生产实际与开发实践进行总结，健全该类气藏的开发模式。以俄罗斯奥伦堡气田为例[17]，作为苏联十大气田之一，该气田自1974 年投产之初便十分注重储备科研力量和人才培养，相关研究机构与实验基地建设完整，有36 个科研院校和设计单位的研究人员集中于此，共同学习开发经验，引进创新技术，为气田开发奠定了科研基础。50 余年的发展，奥伦堡气田通过180 口气井和36 口探气井试验，已经形成了一套国际领先的酸性、凝析油气田开发的经验技术及经验总结[17-18]，见表6。对于我国已经成功开发的气藏，应当学习其开发方式，参考其开发模式，借鉴其开发经验，帮助预判气田建设中可能出现的问题，实现早预防，早治理，保证气藏高效开发。

表6 奥伦堡气田开发经验总结表

2 气藏整体开发方案制定的重要性

气藏开发所遇问题往往不会单独出现，除了针对碳酸盐岩缝洞型底水气藏开发面临的困局进行一对一解决之外，拥有一个气藏整体开发的全局观更是重中之重。合理开发方案的制定对于气藏开发有举足轻重的作用，对于压力系统复杂、出水原因不单一、开发困难且伴有一定安全生产隐患的碳酸盐岩缝洞型底水气藏[19]，整体开发方案的优劣决定了气田的开发基础。原则上，综合气藏整体开发方案的设计应当遵循以市场为导向，以提高经济效益为核心，在提高产量的基础上进行安全生产，具体要求见图2。

图2 碳酸盐岩缝洞型底水气藏开发方案设计原则指示图

以威远气田震旦系气藏开发方案的制定为例[20]，对气藏整体开发方案的确定流程进行说明。威远气田震旦系气藏是我国20 世纪90 年代前陆上天然气探明储量最大的气藏，但由于水窜现象的存在，自1968 年投产以来气藏产气量便呈逐年递减趋势。为了恢复其气藏产能，需要对其原有的气藏开发方案进行合理化改进[21]。在上述开发方案设计原则的约束下，威远气田震旦系气藏首先通过野外踏勘收集资料分析采集数据对其开发层系进行划分，通过对其各个气层的地质特征、压力系统、流体性质等数据因素综合分析，发现该气藏含气储层皆共属于一个压力系统，考虑采用合采的开发方案。通过分析气藏开发的各项指标结合气藏已处于开发中后期的开发现实，选择衰竭式开发方式[22]。在井网形式选择上，选择均匀井网，遵照“三占三沿”原则，对生产有利部位进行开发井部署，最终形成以小井距（700～800 m），近似菱形的不规则井网，500～800 m 井段为长度的水平井进行排水、采气。储量拟合采用数值模拟技术（相对误差0.64%），证明模拟结果可靠。通过对开发指标进行对比以及经济评估综合优选气藏开发方案，确定常规井联合部署水平井为威远气田震旦系气藏的最终开发方案。对威远气田震旦系气藏开发方案的制定流程进行了总结和展示（表7），对于其他同类型气藏开发方案的制定具有一定的借鉴价值。

表7 气藏开发方案制定流程表

3 结论与建议

（1）碳酸盐岩缝洞型底水气藏开发过程中出现的问题可归纳为气田出水、构造复杂、气藏含硫、异常高压、开发经验匮乏五大方面，不同的开发问题导致不同的开发困境，不同的开发困境对应不同的开发对策，实际开发过程中，开发者需根据开发问题的不同与开发阶段的差异进行筛查。

（2）开发技术需要在进行优化、创新与改造的基础上才能满足开发的需要。在安全生产的前提下，开发者可以借鉴前人的气藏开发经验，综合当地实际储层特征进行考量，因地制宜，对症下药，通过多学科融合与多技术加持的方式，实现提产方案的最优化。

（3）面对开发困境复杂的碳酸盐岩缝洞型底水气藏，确定合理的开发方案是顺利开发的基础。气藏整体开发方案的确定需要在遵循一定设计原则的基础上进行统一的规模化管理以及完备的气田开采流程设计，在合理化原有气藏开采方案的基础上敲定最优开发方案。该设计思路同样适用于其他类型气藏。