中国目前已累计探明超深层天然气田27个（见图1）, 其中大气田13个（见表1）, 主要集中在四川和塔里木盆地。13个大气田中8个位于四川盆地, 分别是磨溪、安岳、普光、元坝、龙岗、渡口河、铁山坡和罗家寨; 4个位于塔里木盆地, 分别是大北1、克深、迪那2和塔中I号; 仅有千米桥凝析气田位于渤海湾盆地。

图1

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	图1 中国超深层气田探明地质储量分布特征

表1

表1

表1 中国超深层大气田地质与气藏特征参数表 盆地 气田 埋藏深度/ m 开发层系 沉积 环境 岩性 储集层 厚度/m 主要储集层 类型 测井 孔隙度/% 测井渗透率/ 10-3 μ m2 圈闭 类型 气体性质 四川 渡口河 4 500 三叠系飞仙关组 台缘滩 白云岩 25 裂缝-孔隙型 9.0 109 构造 高含H2S干气 铁山坡 4 500~4 800 三叠系飞仙关组 台缘滩 白云岩 71 裂缝-孔隙型 7.2 8.3 构造 高含H2S干气 罗家寨 3 215~4 570 三叠系飞仙关组 台缘滩 白云岩 33 裂缝-孔隙型 7.0 20 构造 高含H2S干气 龙岗 5 499 三叠系飞仙关组 二叠系长兴组 台缘滩 生物礁 灰岩 白云岩 35 裂缝-孔隙型 6.5 2.1~17.0 0.01~10.00 构造 岩性 高含H2S干气 普光 5 259 三叠系飞仙关组 二叠系长兴组 台缘滩 生物礁 白云岩 230 孔隙型 8.1 7.3 > 1.0 173.0 构造 高含H2S干气 元坝 6 646 二叠系长兴组 生物礁 白云岩, 灰岩 17~142 孔隙型 4.8 0.3 岩性 中含H2S干气 磨溪 4 468 寒武系龙王庙组 台缘滩 白云岩 44 裂缝-孔洞型 4.8 0.001~1.000 构造 中含H2S干气 安岳 5 000~5 300 震旦系灯影组 丘滩 白云岩 35 裂缝-孔洞型 3.8 0.6 岩性 中含H2S干气 塔 里 木 迪那2 5 304 古近系苏维依组 扇三角洲 砂岩 84 裂缝-孔隙型 4.0~10.0 0.1~1.5 构造 凝析气 大北1 5 500~7 300 白垩系巴什 基奇克组 扇三角洲, 辫状河三角洲 砂岩 200 裂缝-孔隙型 5.0 0.08 构造 凝析气 克深 6 000~7 400 白垩系巴什 基奇克组 扇三角洲, 辫状河三角洲 砂岩 200 裂缝-孔隙型 4.2 0.06 构造 干气 塔中 Ⅰ 号 5 619 奥陶系良里 塔格组 生物礁 白云岩, 灰岩 150~300 裂缝-孔洞型, 溶洞型 1.2 0.002~190.000 岩性 中高含H2S 凝析气 渤海湾 千米桥 4 550 奥陶系马家沟组 陆表海台地 白云岩, 灰岩 57 溶洞型, 裂缝-孔洞型 4.5~8.2 0.2 构造 凝析气 注：据天然气藏分类标准[1]（GB/T 26979— 2011）, H2S含量5.0~30.0 g/m3为中含H2S气藏, 30.0~150.0 g/m3为高含H2S气藏

表1 中国超深层大气田地质与气藏特征参数表

纵向上, 主力含气层位最新的是古近系, 最古老的是震旦系, 其余分别为白垩系、三叠系、二叠系、奥陶系和寒武系, 尤以二叠系长兴组和三叠系飞仙关组最为集中, 包括龙岗、普光、元坝、罗家寨、铁山坡、渡口河6个气田。

气藏类型复杂多样, 既有砂岩气藏也有碳酸盐岩气藏, 既有岩性气藏也有构造气藏, 在温压系统、气体组分等方面也存在明显差异。整体来看, 具有以下特征（见表1）。

①以海相沉积环境为主。除库车山前迪那2、大北和克深气田开发层系为扇三角洲或辫状河三角洲沉积外, 其余10个气田均为台地边缘颗粒滩、鲕粒滩或生物礁相。

②以构造边、底水气藏为主。受储集层连通性较好和裂缝相对发育的影响, 气藏成藏过程中气水分异彻底, 除塔中I号、元坝、龙岗长兴组和安岳震旦系灯影组气藏外, 其余均表现出明显的构造气藏特征, 具有统一气水界面。

③气体性质差异明显。塔里木盆地各超深层大气田以凝析气藏为主（克深气田为干气）, 四川盆地各气藏普遍为高或中含H₂S干气气藏。

重点针对超深层构造气藏, 从影响开发技术政策制定的地质与生产动态特征出发, 依据基质物性、裂缝发育程度以及基质与裂缝匹配关系的差异, 将储集层划分为单孔单渗、双孔双渗、双孔单渗3种类型（见表2）。

表2

表2

表2 超深层构造气藏储集层类型划分表 储集层 类型 平均 渗透率/ 10-3 μ m2 裂缝 是否 发育 试井与测井渗透率比值 模式图[2] 表征参数 试井曲线 代表气田 单孔 单渗 覆压 渗透率 大于0.1 否 0.3~3.0 径向流段导数曲线表现为0.5的水平直线 普光 双孔 双渗 > 0.1 是 3.0~20.0 弹性储容比表示裂缝中天然气的储存比例, 控制下凹深度： $\omega =\frac{{{V}_{\text{f}}}{{\phi }_{\text{f}}}{{C}_{\text{tf}}}}{{{V}_{\text{f}}}{{\phi }_{\text{f}}}{{C}_{\text{tf}}}+{{V}_{\text{m}}}{{\phi }_{\text{m}}}{{C}_{\text{tm}}}}$ 窜流系数表示基质部分采出难易程度, 决定了下凹段出现的时间： $\lambda =\frac{\alpha r_{\text{w}}^{2}{{K}_{\text{m}}}}{{{K}_{\text{f}}}}$ 迪那2 双孔 单渗 < 0.1 是 > 20.0 长期线性流特征, 对应导数曲线斜率为1/2; 晚期拟径向流不易 观测到 克深2 注：Ctf— — 裂缝系统综合压缩系数, MPa-1; Ctm— — 基质岩块综合压缩系数, MPa-1; Kf— — 裂缝系统渗透率, 10-3 μ m2; Km— — 基质渗透率, 10-3 μ m2; rw— — 井的半径, m; Vf— — 裂缝系统体积比, f; Vm— — 基质岩块体积比, f; α — — 基质岩块的形状因子, m-2; λ — — 窜流系数, 无因次; ϕ f— — 裂缝孔隙度, %; ϕ m— — 基质孔隙度, %; ω — — 弹性储容比, 无因次

表2 超深层构造气藏储集层类型划分表

①单孔单渗储集层：基质覆压渗透率大于0.1× 10^-3 μ m², 试井与测井渗透率比值0.3~3.0。裂缝不发育, 基质存储、基质渗流, 在压力恢复双对数图版上径向流段导数曲线为0.5的水平直线。

②双孔双渗储集层：基质渗透率大于0.1× 10^-3 μ m², 试井与测井渗透率比值3.0~20.0。基质及裂缝存储, 基质的气可以直接渗流至井筒, 也可向裂缝供气, 再经裂缝渗流至井筒。在压力恢复双对数图版上导数曲线下凹, 当裂缝渗透率和基质渗透率较接近时, 下凹基本变平, 在压力恢复双对数图版上表现为视均质特征。

③双孔单渗储集层：基质渗透率小于0.1× 10^-3 μ m², 试井与测井渗透率比值大于20.0。基质及裂缝存储, 基质向裂缝供气, 再经裂缝渗流至井筒。在压力恢复双对数图版上导数曲线为1/2斜率直线, 最后为0.5的水平线, 但水平线不易观测到。

由于构造、储集层、气水分布等地质特征的差异, 3种类型气藏在流体渗流、动静态储量比以及水侵风险等开发生产特征方面存在较大差异。

2.2.1 不同尺度渗透率差异

受基质物性、裂缝发育程度以及基质与裂缝匹配关系的影响, 不同类型储集层试井与测井渗透率存在明显差异：双孔单渗型气藏二者比值明显高于单孔单渗型和双孔双渗型, 整体表现为基质低渗、致密, 而宏观（试井）呈高产但不稳产的特点; 同一气藏不同部位气井的试井与测井渗透率比值也明显不同, 在裂缝局部发育条件下, 基质物性越差、裂缝越发育, 试井与测井渗透率的比值就越大。

2.2.2 动态储量与地质储量比值

受多种因素影响, 气藏动态、静态储量一般都存在一定差异, 探明地质储量普遍大于动态储量, 但多数相差10%以内, 且随着气藏开采程度的不断提高, 这种差异会逐渐减小直至趋同。对克深、迪那2等超深层大气田生产动态跟踪分析表明, 受基质供气能力强弱的影响, 不同类型储集层的气藏早期估算动态储量与地质储量比值差异明显：双孔双渗型动、静态储量比明显大于双孔单渗型气藏, 典型如迪那2气田动、静态储量比达到94%, 而克深气田则普遍小于40%, 并且基质物性越差, 动、静态储量比值越小（见图2）。

图2

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	图2 典型超深层大气田动、静态储量比值与基质渗透率

基质供气能力与基质物性、裂缝发育程度密切相关, 基质渗透率越低、裂缝越不发育, 供气能力越弱。对双孔单渗型储集层而言, 裂缝网络是流体的主要渗流通道, 孔隙是流体的主要存储空间, 基质供气不足是造成动、静态储量差异大的主要原因。克深2区块干扰试井结果显示, 相距1 000 m以内的气井在5~20 min内能够探测到邻井的干扰信号, 井间渗流干扰性很强; 但试井双对数曲线仅显示长期线性渗流特征, 未出现径向流特征, 表明宏观大尺度裂缝发育但裂缝密度低、基质渗透率低, 存在基质供气不足现象。

气藏开发过程中, 常以评价的地质储量为基础, 通过类比法、经验法和数值模拟法来确定气藏的生产规模。超深层构造气藏动、静态储量存在差异, 尤以双孔单渗型最为明显, 在开发早期动、静态资料相对有限的情况下, 以地质储量为基础进行开发方案编制, 常会造成设计产能规模偏大。

2.2.3 水侵风险程度

中国超深层构造气藏裂缝普遍发育, 并且由于埋深大, 地震资料品质差, 构造落实程度低, 断裂、裂缝预测困难, 给井位部署（避水）带来较大挑战。

有水气藏水侵一般有两种形式, 一是边底水大面积侵入含气区; 二是过大的生产压差使底水快速锥进。生产压差越大水窜越快, 很多气井投产短时间就见地层水而气水同产, 不久即被水淹^{[3, 4]}。在超深层构造气藏中, 双孔单渗型水侵风险明显高于单孔单渗型和双孔双渗型, 主要原因为：①双孔单渗型气藏裂缝对渗透率的贡献明显高于双孔双渗型^[5], 裂缝对渗透率贡献越大, 越易发生快速水侵; ②双孔单渗型开发产能规模一般偏大, 易造成气藏实际采气速度过高; 气井配产较高, 生产压差大于合理水平, 从而发生非均匀水侵, 降低气藏的最终采收率。

开发前期评价的主要目的是认识气藏特征、确定气藏类型, 应把握3个关键点。

①以落实气藏构造为目标, 强化高精度开发地震采集、处理与解释。塔里木盆地大北气田山地宽方位三维采集攻关实践表明^[7]：针对叠前偏移的宽方位三维地震采集技术, 通过增大观测方位, 增加覆盖次数, 可有效提高信噪比和改善偏移成像质量。尽管前期投入相对较高, 但能够获得高品质资料, 较为准确落实构造形态, 减少或避免钻井失误。

②以认识气藏地质和动态特征为目标, 科学部署评价井。开发评价井的主要作用体现在：约束地震速度建模, 落实构造; 认识储集层内部特征, 评价储量; 探明气水界面, 明确流体空间分布特征。评价井的部署, 要求必须保证一定数量, 覆盖气藏构造, 且必须控制批次数量。塔里木油田公司经过多年实践, 形成以库车克深气田为代表的井位分批部署原则（见图3）：采取沿长轴、占高点、大井距的布井方式; 布井次序首先以高点（探井）为中心沿长轴甩开2个井距部署2口评价井; 测试成功, 可再展开部署1~2口; 视第1批评价井试采结果与第2批评价井测试结果再定下一轮井位。该布井方式已在库车地区克深2后续区块（克深8、克深6、克深9等）的评价井部署中得以应用, 效果良好。

图3

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	图3 库车深层大气田井位部署示意图

③以落实可动用储量为目标, 强化规模试采。试采是开发前期评价阶段获取动态资料、准确认识气藏开发特征、确定开发规模的关键环节。对于一般气田, 应连续试采半年以上; 对于大型特殊类型气田, 应加大试采规模, 延长试采时间。克深2区块试采1年时, 动态储量变化幅度趋缓（见图4）, 与后期预测值相差20%~30%。因此, 对于超深层构造型大气田, 在开发前期评价阶段, 应以落实可动用储量为主要目标, 强化规模试采; 试采要求涵盖不同类型气井, 试采时间持续10~18个月, 视地层压力下降3%~5%, 以获取可靠的动态资料, 确保试采效果。

图4

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	图4 克深2区块不同生产阶段计算动态储量与累计采气量

根据国内外已开发气田经验^{[8, 9, 10, 11]}, 开发效果较好的气田, 从发现到开始建产, 其评价周期一般超过6年（见图5）, 且评价时间随储量规模和埋藏深度的增大而增加。对于新发现和投入开发的超深层构造型大气田, 尤其是双孔单渗型构造气藏, 欲实现高效开发, 其开发过程不能逾越, 时间要充分保证。根据天然气开发管理纲要和钻完井周期进行估算, 为确保开发前期评价效果, 达到准确认识气藏储集层类型和特征的目的, 其评价周期应不少于6年（见图6）。

图5

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	图5 部分国外气田评价与建产周期

图6

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	图6 超深层大气田评价建产周期估计

开发方案是指导气田开发的重要技术文件, 是产能建设、生产运行管理、市场开发、长输管道立项的依据。在地质和动态特征认识清楚、开发主体工艺技术明确的前提下, 编制开发方案, 制定科学合理的开发技术指标是实现气藏高效开发的基础。超深层大气田开发实践表明, 在确定开发技术指标时, 尤其需要突出以下3点。

①不论探明、控制或预测储量是多少, 一定要充分考虑天然气储量的品位情况, 以规模试采评价落实的可动用储量作为编制方案的基础^[12], 确定开发方案指标, 如生产规模、采气速度、稳产期等。此外, 对于储量规模大、产量比例大的气田, 在论证生产规模时, 不仅要保证经济开发, 还要兼顾保障地区的长期稳定供应战略, 往往采取保护性开发策略, 通过适当限制生产规模, 降低采气速度, 从而延长气田生命周期。国外大气田的采气速度一般控制在可采储量的2%~4%^[13]。

②优化开发井位部署, 延长气井无水采气期, 提高气藏最终采收率。国内外构造边、底水气藏开发实践表明, 在弹性水驱、储集层非均质性较强情况下, 采气速度和井网部署对气田采收率有很大影响。在构造高部位集中布井, 可以保持边缘带高压以阻止边、底水推进, 延长无水采气期。根据气、水两相二维数值模拟计算结果, 对于产能较高的气藏, 采用在构造高部位集中布井方式, 采收率可高达90%, 采用均匀布井方式, 采收率则为82%^[14]。龙王庙组气藏数值模拟结果表明, 在裂缝和孔洞相对发育、储量丰度相对较高的构造高部位集中布井, 较在含气面积区域内均匀布井稳产时间延长4.5年, 最终采收率提高3.5%^[15]。

对于双孔单渗型构造边、底水气藏, 开发井部署时还需要考虑井位与断裂、裂缝带的位置关系。为此, 设计平面二维大型物理模拟实验^{[16, 17, 18, 19, 20]}（见图7）模拟气井距裂缝带距离对水侵前缘推进速度和气藏采收率的影响。物理模拟实验显示：水在基质中呈活塞式推进, 裂缝与水体连通时, 开采过程中水沿裂缝非均匀突进, 水侵前缘推进速度是基质中的几十、上百倍。参照克深气田地质特征, 综合考虑模型形态、气藏条件以及气水渗流等相似性, 结合气、水产量计算公式和物质平衡方程, 建立简化的裂缝性气藏水侵数学模型。计算结果表明（见图8）：当断裂沟通水体、气井与断裂相距100 m左右时, 气藏采收率达到峰值27.4%; 若气井与断裂距离在100 m以内, 随距离减小, 水侵前缘推进速度逐渐增大, 气藏采收率逐渐减小; 当两者距离大于100 m时, 随距离增大, 气藏采收率亦呈下降趋势, 显示此时断裂对提高储集层供气能力发挥的作用有限, 以基质供气为主。因此, 开发井部署时要根据断裂、裂缝预测成果, 使井位与断裂保持一定距离, 既利用基质降低水侵前缘非均匀推进速度, 也要利用断裂周缘裂缝提高基质供气能力。

图7

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	图7 平面二维大型物理模拟实验模型示意图

图8

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	图8 开发井与裂缝位置关系对水侵及气藏采收率的影响

③单井配产必须重点考虑水侵风险与基质供气能力两个因素。超深层大气田储集层基质物性一般较差, 裂缝相对发育, 尤其是双孔单渗型边、底水气藏, 不同尺度下渗流能力差异较大。当气井配产过高时, 存在明显的基质供气能力不足现象, 地层压力下降速度过快, 易发生快速水淹, 具有较短的稳产期和较低的采收率, 难以满足方案设计稳产年限。例如加拿大的Beaver River气田^[10], 该气田为底水驱动气藏, 天然气主要产自裂缝性致密白云岩储集层, 开发初期单井平均配产110× 10⁴ m³/d, 为无阻流量的46%, 投入生产6个月即见水, 2年后全气田水淹, 最终采收率仅为12%。国内多数气田单井配产一般为气井无阻流量的1/6~1/4, 对于超深层大气田, 在进行单井合理产量技术界限论证时, 必须加强储集层非均质性研究, 实时跟踪气田生产动态, 重点考虑水侵风险和供气能力两个关键因素, 满足方案设计稳产年限、气藏采收率最大化和最优经济效益的要求。近几年通过对大北、克深、龙王庙组气藏开发过程跟踪研究, 认为对于无阻流量较高、水侵风险较大的气井, 单井配产控制在无阻流量的10%左右较为适宜。

鉴于气田开发过程中所面临的挑战, 应持续加强气藏开发关键技术攻关, 配套主体开发技术, 实现气藏高效开发, 包括：①规模部署高密度宽方位地震采集工作, 加强处理解释技术攻关, 提高构造解释精度; ②加强井-震联合, 多技术、多手段的储集层预测技术攻关, 较为准确地把握储集层及流体在平面和纵向上的分布特征; ③加强超深层快速钻井和低伤害钻井技术攻关, 进一步降低开发成本; ④持续强化压裂设计及施工配套工艺技术攻关, 降低储集层伤害、提高单井产量。