創新驅動助推磨溪區塊龍王廟組大型含硫氣藏高效開發

馬新華中國石油西南油氣田公司

馬新華.創新驅動助推磨溪區塊龍王廟組大型含硫氣藏高效開發.天然氣工業，2016,36(2):1-8.

?

創新驅動助推磨溪區塊龍王廟組大型含硫氣藏高效開發

馬新華
中國石油西南油氣田公司

馬新華.創新驅動助推磨溪區塊龍王廟組大型含硫氣藏高效開發.天然氣工業，2016,36(2):1-8.

摘 要四川盆地安岳氣田磨溪區塊下寒武統龍王廟組氣藏是我國迄今探明的最大規模單體整裝碳酸鹽巖氣藏。該氣藏具有儲量規模大、單井產能高等一系列優勢，同時也存在著諸多影響高效開發的復雜情況，如中含硫化氫、縫洞儲層低孔隙度及強非均質性、氣水賦存形式多樣、超壓與應力敏感關系密切等。目前，世界上已開發的寒武系大型碳酸鹽巖氣藏極少，對其特殊開發規律的認識也存在著一些盲區；而大型含硫氣藏開發建設投資較大，開發前期評價階段試采嚴重受限，快速建產難度大，潛在風險高。針對上述難點，結合國家強化清潔能源供給保障的戰略需求，中國石油西南油氣田公司對該氣藏開展了大規模的高產井培育、優化開發設計、快速優質建產和HSE保障升級的攻關研究和現場試驗。通過技術與管理模式的創新，僅用3年時間就高質量、高效率、高效益地將其建成為年產能力超過100×108m3的現代化大型氣田，生產規模和開發指標均達到預期效果，成為中國大型氣藏高效開發的新典范，其成功模式可為國內不同類型氣藏開發所借鑒。

關鍵詞四川盆地早寒武世龍王廟組大型碳酸鹽巖含硫氣藏高效開發開發評價開發方案產能建設

2012年9月，四川盆地安岳氣田磨溪區塊下寒武統龍王廟組氣藏磨溪8井測試獲107.18×104m3/d高產工業氣流，揭開了四川盆地中部下古生界大型氣藏快節奏勘探開發的序幕。2013年10月經中華人民共和國國土資源部審定，磨溪區塊龍王廟組氣藏新增天然氣探明地質儲量4 403.83×108m3，是“十二五”期間我國發現的最大規模整裝碳酸鹽巖氣藏。然而，世界上已開發的寒武系大型氣藏（按國際慣例，大型氣藏是指可采儲量大于850×108m3的氣藏）數量極少[1]，國內也沒有這類氣藏開發的先例，必然存在著一些認識盲區和未知困難。加之，在人口稠密地區開采大型含硫氣藏安全環保風險高，在適應國家新頒布的《安全生產法》和《環境保護法》要求、確保氣田建設工程質量長期可靠、提高氣藏開發經濟效益等方面也面臨著一系列的挑戰。

截至目前，磨溪龍王廟組氣藏已建成110×108m3/a的天然氣產能，形成90×108m3/a的產量規模，累計生產天然氣超過105×108m3，成為中國大型氣藏高效開發的新典范。聚焦高質量、高效率、高效益建設現代化大氣田的制約性問題，在技術與管理模式方面探索創新，是實現該氣藏高效開發的關鍵。

1　氣藏特征

1.1基本地質特征

四川盆地中部下寒武統發育筇竹寺組、滄浪鋪組兩套優質烴源巖，與上覆下寒武統龍王廟組優質儲層形成廣覆式接觸關系，大型鼻狀隆起背景下發育的巖性—構造復合圈閉為該區油氣聚集提供了良好的場所。磨溪區塊龍王廟組地層埋深超過4 500 m，地層厚度介于80～110 m，分布穩定，其主體構造閉合度為145 m，閉合面積為510.9 km2，具有構造平緩、多高點等特征，顆粒灘儲層發育（圖1）。

磨溪區塊龍王廟組儲層類型總體上為裂縫—孔洞型，其中縫洞發育層段主要集中于龍王廟組的中下部，主要表現為微細裂縫和毫米—厘米級溶蝕孔洞。平面上不同區塊、垂向上不同層段縫洞發育程度不均，局部存在著裂縫—孔隙型、孔隙型等儲層類型（圖2）。儲層孔隙度介于2%～8%；滲透率普遍介于5～80 mD，最高達535.31 mD，屬于低孔隙度、中—高滲透率氣藏[2]。

圖2　磨溪區塊龍王廟組氣藏分類儲層連井剖面圖

1.2氣藏壓力溫度及流體分布特征

磨溪區塊龍王廟組氣藏主體區原始地層壓力為75.83 MPa，壓力系數為1.64，地層溫度為140.21℃，H2S含量介于5.0～11.68 g/m3，CO2含量介于21.50～48.83 g/m3，屬于高溫、高壓、中含H2S、低—中含CO2氣藏[2]。其主體區具有統一的氣水界面，氣水界面海拔為-4 385 m，屬于存在邊水的巖性—構造氣藏（圖3）。

圖3　磨溪區塊龍王廟組氣藏氣、水分布圖

1.3相對于其他層系氣藏的差異化特征

與四川盆地已開發的石炭系、二疊系、三疊系碳酸鹽巖氣藏相比，寒武系龍王廟組白云巖化現象普遍但與儲層關聯不強的特殊性突出[3]，儲層低孔隙度、小尺度縫洞發育的特征顯著，微觀格架和儲滲關系更加復雜。磨溪地區在漫長構造演化過程中始終處于川中古隆起軸部，構造變形較弱[4]，大裂縫不發育。寒武系龍王廟組經歷的構造運動期次比前述層系更多，尤其是經過加里東期的構造隆升與表生溶蝕作用，使得小尺度洞、縫發育，儲滲性能得以改善。另一方面，因古老地層埋藏深、時間久，化學壓實、膠結及充填作用更強[5-7]，導致儲層孔隙度降低、縫洞形態多樣化。

上述復雜因素使得磨溪區塊龍王廟組儲層在孔隙度較低的情況下普遍具有中—高滲透能力，同時非均質性較強，在縫、洞相對不發育區滲流能力大幅度下降。磨溪區塊龍王廟組氣藏主體含氣區目前共測試22口探井，其中9口井獲100×104m3/d以上的高產氣流，3口井測試產氣量介于20×104～100×104m3/d，7口井僅獲20×104m3/d以下相對低產的氣流，另有3口井則未獲工業氣流。

2　氣藏高效開發的需求與挑戰

2.1宏觀需求

目前天然氣在我國一次能源消費結構中的比例已達到6%，部分地區遠超10%[8-9]。可以說，天然氣供應已成為改善我國能源結構、保障城鎮化進程、推動生態文明建設的重要因素，與國家和地區經濟繁榮、社會和諧穩定密切相關。緊隨重點勘探領域的突破，快速將資源轉化為產能[10]，是強化天然氣供給保障的緊迫任務。

川渝氣區是我國首個天然氣工業基地，在過去60余年中，累計生產天然氣量達3 800×108m3，為川渝地區社會經濟發展做出了重要的貢獻。近年來，隨著優質儲量發現難度增大和眾多已開發氣藏產量快速遞減，中國石油西南油氣田公司（以下簡稱西南油氣田）的天然氣產量規模增長出現制約性瓶頸。與此同時，在全球低油價的沖擊下，低品位氣藏開發舉步維艱。因此，亟須依靠高效開發大型優質氣藏來完成天然氣供給保障任務，磨溪區塊龍王廟組氣藏優快建產便刻不容緩。

2.2挑戰性難題

目前世界上已開發的寒武系大型氣藏極少，對這類低孔隙度裂縫—孔洞型非均質有水復雜氣藏開發規律的認識尚較膚淺，沒有可供直接借鑒的經驗；而磨溪區塊龍王廟組氣藏又是目前國內發現的唯一大型整裝碳酸鹽巖超壓氣藏（表1），開發工作探索性強。

表1　我國大型氣藏基本特征對比表

四川盆地中部人口稠密、環境敏感性強。隨著國家城鎮化進程的加快，氣田作業區與人口居住區緊鄰的現象增多，含硫氣藏安全清潔開發的難度增大。磨溪區塊龍王廟組氣藏在技術發展、成本控制、管理創新等方面都面臨著更大的挑戰。

從國內外大型氣田開發歷史來看，勘探發現后進行開發前期評價、完成產能建設往往需要5年以上的時間[12-17]，加快節奏的難度大、風險高。若按照傳統做法穩步推進磨溪區塊龍王廟組氣藏開發的相關工作，雖然能在一定程度上緩減疑難問題的制約和規避風險，但無法滿足前述宏觀需求。因此必須依靠創新驅動破解難局。然而，由于開發對象的復雜性，以及過去沒有針對這類氣藏開發的成熟技術模式和管理經驗積累，創新突破極為困難，西南油氣田在確保該氣藏開發效果、安全環保、經濟效益等方面都面臨著前所未有的挑戰。

3　氣藏勘探開發的關鍵性對策

3.1聚焦核心技術問題突破瓶頸

要完成磨溪區塊龍王廟組氣藏快速建產的任務，在應對古老地層、縫洞儲層、高產水平井及大斜度井、地面高溫和噪聲、大型凈化廠節能減排、大型含硫氣田開發風險控制等方面還存在著制約高效開發該氣藏的技術難題。

為此，在開發評價、開發設計方面，攻關研究突破了大型碳酸鹽巖氣藏小尺度縫洞發育區精細描述及布井有利區優選、高產含硫氣井測試受限條件下高質量動態評價、大型非均質氣藏大規模開發條件下均衡開采和長期穩產保障、大型超壓裂縫—孔洞型碳酸鹽巖氣藏水侵危害預防等技術瓶頸。

在開發建產工程技術及HSE保障方面，攻關研究完成了非均質裂縫—孔洞型儲層水平井和大斜度井提高機械鉆速、長優質段固井、相對低滲透儲層段充分改造、高產含硫氣井快速高效投產、高質量井下動態監測、適應高標準安全環保要求的大型含硫氣藏集輸與凈化及HSE保障技術升級等難點課題。

3.2管理創新筑牢勘探開發一體化基礎

近20年來，勘探開發一體化模式逐漸興起并被廣泛應用[18]。這一模式對儲量與產能關系認識的統一、地質評價和工程建設之間的整合、生產組織及投資部署等多個方面進行了優化[19]，成為提高油氣勘探開發效率、追求投資回報最大化的有效手段。然而，對于復雜氣藏而言，掌握地質特征和開發規律需要較長的認識周期，尤其是對深層海相碳酸鹽巖儲層非均質性的定量描述一直是前沿性技術難題[20]，單純強調通過勘探開發一體化方式加快開發進程，可能會面臨較高的風險。大型含硫氣田建設投資大、不確定因素多、決策失誤后負面影響嚴重，使風險更加突出[21]。

西南油氣田重點關注勘探開發一體化過程中認識周期與工作節奏、精細研究和全局聯動、提速增效同潛在風險之間的矛盾，在磨溪區塊龍王廟組氣藏開發實踐中探索與之相適應的管理創新模式，通過優化調整組織管理方式，確保了質量效益，并最大限度地降低了風險。其工作重點主要集中于以下幾個方面：

1）在資料錄取、研究評價、部署安排的一些關鍵環節，突破傳統管理模式局限，實現勘探與開發、地質與工程的無縫銜接，強化開發前期評價提速的支撐條件，夯實勘探開發一體化質量保障基礎。

2）構建總體部署、分步實施、逐步細化、動態調整的氣田開發質量控制體系，突破在氣藏開發早期準確認識大型氣藏特征和開發規律存在困難、開發決策在一定程度上不可避免地存在失誤風險的障礙，有針對性地持續強化薄弱環節，提升開發評價和開發設計的質量保障基礎。

3）推行標準化設計、一體化集成、工廠化預制、模塊化安裝的氣田產能建設新模式，有效提升地面工程建設質量，縮短氣田建設周期，同時也能適應復雜氣藏開發優化的動態調整要求。

3.3依托數字化建設提升氣田開發技術和管理水平

我國數字化氣田建設已取得諸多成就，主要表現在地面生產系統監測資料實時采集、生產流程遠程監視與操控、事故狀態應急處理、智能安防監控、操作人員電子化培訓等方面[22-24]。然而，在大型高產含硫氣田的數字化建設方面，總體上則仍處于起步階段。磨溪區塊龍王廟組氣藏類型特殊、復雜度高，在開發評價階段難以完全認清其特征，需要加強生產過程中的監控，為及時進行優化調整提供準確依據，保障其長期高效開發。而傳統的以地面生產系統為主體的常規數字化建設難以完全滿足需求，必須進一步延伸到井筒、氣藏，構建全方位整合的數字化系統。為此，西南油氣田在磨溪區塊龍王廟組氣藏勘探開發的過程中，建成了數字化氣藏、數字化井筒、數字化地面信息系統，初步奠定了勘探開發與建設運營全業務鏈、全生命周期數字化管理的基礎[25]。

4　創新性成果及生產實踐效果

4.1創新形成的特色技術

經過3年攻關，西南油氣田在磨溪區塊龍王廟組氣藏的勘探開發過程中，創新形成了大型含硫氣藏培育高產井、優化開發設計、優質高效建產和HSE保障升級四大特色技術系列（圖4），在確保開發設計指標符合實際、強化HSE保障、削減風險方面，以及科學地少井高產開發、縮短建設周期、提升效益等方面都取得了顯著的成效，實現了大型碳酸鹽巖氣藏開發的新跨越。

圖4　磨溪區塊龍王廟組氣藏高效開發特色技術系列示意圖

技術成果創新特色主要表現在儲層低孔隙度背景下，小尺度裂縫及毫米—厘米級溶蝕孔洞發育的大型非均質超壓氣藏布井有利區優選、早期認識開發規律提高開發設計科學性、大斜度井和水平井工藝技術配套、適應國家安全環保標準升級趨勢的HSE強化保障等方面。這些創新技術已面向應用集成配套，在磨溪區塊龍王廟組氣藏高效開發中發揮了關鍵性作用。

1）在低孔隙度非均質裂縫—孔洞型氣藏培育高產井方面，創新了以下技術：①以全直徑巖心高分辨率CT掃描為基礎，針對孔洞縫三重介質特征的數值重構與流動模擬評價技術；②小尺度裂縫及厘米級溶蝕孔洞發育的優質儲層地震預測技術（圖5）；③有利于非均質儲層高效均勻酸化的大斜度井及水平井鎳基合金割縫襯管完井技術；④非機械方式暫堵轉向酸化工藝技術等。

圖5　磨溪區塊龍王廟組氣藏裂縫—孔洞型儲層發育區地震預測圖

2）在支撐大型裂縫—孔洞型超壓氣藏優化開發設計方面，創新了以下技術：①仿真龍王廟組氣藏在126 MPa覆壓、76 MPa流體壓力和143 ℃地層溫度條件下的應力敏感滲流實驗測定技術；②降低高產含硫氣井井下測試安全環保風險，并保障測試質量的大產量含硫氣井短時非穩態測試評價穩態產能技術；③預判復雜氣水關系對開發影響的裂縫—孔洞型氣藏水侵影響監測及預測技術；④三重介質儲層與復雜軌跡井筒氣水兩相非穩態流動計算流體力學可視化數值仿真技術等。

3）在大型氣田優質高效建產方面，完善了以下技術：①大斜度井及水平井“完井—酸化—投產”一體化完井工藝技術；②高溫高壓酸性氣井井筒完整性評價與管理技術；③CPS+還原吸收酸性氣體處理工藝及配套技術等。

4）在高壓含硫氣田HSE保障升級方面，配套了以下技術：①緩蝕劑應用工藝優化、腐蝕數據庫建立及腐蝕預測技術；②地層水零排放處理技術；③高溫高產氣井場站噪聲定位識別與治理技術。

4.2探索中凝練的管理理念

磨溪區塊龍王廟組氣藏開發評價和產能建設管理創新的核心理念可以歸納為：以解決制約性問題為導向求變，以國際先進水平為參照求精，以有效控制風險為原則求穩。整體上以一體化部署、一體化研究、一體化實施為中心，加強多專業、多部門協同，形成與大型含硫氣田高效開發相匹配的高效管理模式。在具體工作環節方面則進行針對性改進：①推行扁平化管理提高效率；②普遍采用工廠化預制、模塊化安裝實現施工進度提速；③打造數字化氣田促進生產組織管理優化升級。依靠管理創新突破了傳統工作模式面臨的困局，極大地促進了復雜問題的快速解決，帶動了大型含硫氣藏的高效開發。由此產生了許多具有深遠影響力的事例，舉例如下。

1）加強多專業協同的突出事例。勘探試氣階段，按開發精細化研究需求設計測試方案、解釋測試資料，依靠高質量測試解釋成果提前深入認識氣藏特征、預測開發規律、降低開發決策失誤的風險。例如，磨溪區塊龍王廟組氣藏勘探發現井——磨溪8井的測井資料顯示該氣藏儲層分上、下兩段，其他探井也有類似特征，勘探初期對龍王廟組氣藏單體整裝性特征認識不清，通過開發早期介入深入研究試氣測試資料，確認了上、下兩段儲層之間動態上高度連通，為后續勘探工作及開發方式優選提供了極為重要的導向。

2）科學安排氣藏試采的突出事例。大型含硫氣田凈化廠建設投資大，為了降低風險，需要先期開展試采論證[26]，而受安全環保因素的影響，凈化廠建成之前試采受限，這一悖論式關系極大地制約了氣藏快速建產。針對上述問題，突破一次性建產的固有工作模式，在總體規劃的前提下，磨溪區塊龍王廟組氣藏開發評價和產能建設劃分為4個階段：①利用鄰近的天然氣凈化廠富余處理能力，以及采用橇裝脫硫方式，完成前期探井的輪換試采；②在鄰近的天然氣凈化廠擴建處理能力10×108m3/a的試采凈化裝置，擴大試采范圍；③新凈化廠建成處理能力40×108m3/a的一期工程，具備了根據前期試采遺留問題補充開展工作的條件；④新凈化廠另建成處理能力60×108m3/a的二期工程，實現氣藏全面達產。整個過程高度重視高質量動態監測，為準確把握規律、縮短認識周期創造了條件，有效保障了后續開發工作的順利進行。

4.3創新驅動促進生產的效果

一個中小型氣藏從勘探到建成最快都需要5年以上的時間，而磨溪區塊龍王廟組氣藏勘探發現后，僅用3年就完成了氣藏評價、開發方案設計和超過100×108m3產能建設的整個流程，快速實現了優質儲量向規模產量的轉化；截至2016年2月15日，已累計產氣105×108m3，創造了大型含硫氣藏開發的新紀錄；實施的開發井全部獲高產，井均測試天然氣產量為161×104m3/d，在低孔隙度碳酸鹽氣藏開發中實屬罕見。氣藏生產規模達到開發方案預期效果，方案符合率居國內一流水平。氣田工程設計和建設執行最嚴格的安全環保標準，生產系統長期安全平穩運行有了可靠保障。已建成數字化氣藏、數字化井筒、數字化地面信息系統，初步奠定了勘探開發與建設運營全業務鏈、全生命周期數字化管理的基礎，氣田開發管理及操作人員僅為傳統管理模式的15%，高效特征顯著。磨溪區塊龍王廟組氣藏高效開發成功模式是中國復雜氣藏開發水平跨越式提升的又一個里程碑。

5　結束語

不同類型氣藏的開發均有其自身的特殊性，傳統技術和管理模式往往與之不適應，這常成為氣藏開發的制約性障礙。準確聚焦核心問題并依靠創新驅動解決問題，是實現氣藏高效開發的關鍵。文中總結的成功要素不但在磨溪區塊龍王廟組大型含硫氣藏勘探、開發評價和產能建設階段發揮了至關重要的作用，而且還將繼續對其后續跟蹤研究及優化調整持續產生良性影響。

參考文獻

[1]白國平,鄭磊.世界大氣田分布特征[J].天然氣地球科學,2007,18(2):161-167.Bai Guoping,Zheng Lei.Distribution patterns of giant gas fields in the world[J].Natural Gas Geoscience,2007,18(2):161-167.

[2]國家質量監督檢驗檢疫總局,國家標準化管理委員會.天然氣藏分類[S].GB/T 26979-2011,2011.General Administration of Quality Supervision,Inspection and Quarantine of the People’s Republic of China & Standardization Administration of the People’s Republic of China.The classification of natural gas pool[S].GB/T 26979-2011,2011.

[3]劉樹根,黃文明,張長俊,趙霞飛,戴蘇蘭,張志敬,等.四川盆地白云巖成因的研究現狀及存在問題[J].巖性油氣藏,2008,20(2):6-15.Liu Shugen,Huang Wenming,Zhang Changjun,Zhao Xiafei,Dai Sulan,Zhang Zhijing,et al.Research status of dolomite genesis and its problems in Sichuan Basin[J].Lithologic Reservoirs,2008,20(2):6-15.

[4]杜金虎,鄒才能,徐春春,何海清,沈平,楊躍明,等.川中古隆起龍王廟組特大型氣田戰略發現與理論技術創新[J].石油勘探與開發,2014,41(3):268-277.Du Jinhu,Zou Caineng,Xu Chunchun,He Haiqing,Shen Ping,Yang Yueming,et al.Theoretical and technical innovations in strategic discovery of a giant gas field in Cambrian Longwangmiao Formation of central Sichuan paleo-uplift,Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2014,41(3):268-277.

[5]黃文明.四川盆地下古生界油氣地質條件及勘探前景[D].成都:成都理工大學,2011.Huang Wenming.Petroleum geological conditions and exploration prospects of lower Paleozoic in Sichuan Basin[D].Chengdu:Chengdu University of Technology,2011.

[6]Schmoker JW.Empirical relation between carbonate porosity and thermal maturity－An approach to regional porosity prediction[J].AAPG Bulletin,1984,69(11):1697-1703.

[7]Schneider F,Potdevin JL,Wolf S,Faille I.Mechanical and chemical compaction model for sedimentary basin simulators[J].Tectonophysics,1996,263(1):307-317.

[8]陸家亮,趙素平.新常態下中國天然氣勘探開發戰略思考[J].天然氣工業,2015,35(11):1-8.Lu Jialiang,Zhao Suping.China’s natural gas exploration and development strategies under the new normal[J].Natural Gas Industry,2015,35(11):1-8.

[9]邱中建,趙文智,胡素云,張國生.我國油氣中長期發展趨勢與戰略選擇[J].中國工程科學,2011,13(6):75-80.Qiu Zhongjian,Zhao Wenzhi,Hu Suyun,Zhang Guosheng.Trend and strategic choice of oil & gas mid-long term development in our country[J].Engineering Science,2011,13(6):75-80.

[10]賈承造,張永峰,趙霞.中國天然氣工業發展前景與挑戰[J].天然氣工業,2014,34(2):1-11.Jia Chengzao,Zhang Yongfeng,Zhao Xia.Prospects of and challenges to natural gas industry development in China[J].Natural Gas Industry,2014,34(2):1-11.

[11]中華人民共和國國土資源部.石油天然氣儲量計算規范[S].DZ/T 0217-2005,2005.Ministry of Land and Resources of the People’s Republic of China.Regulation of petroleum reserves estimation[S].DZ/T 0217-2005,2005.

[12]李士倫,汪艷,劉廷元,郭平,李健.總結國內外經驗,開發好大氣田[J].天然氣工業,2008,28(2):7-11.Li Shilun,Wang Yan,Liu Tingyuan,Guo Ping,Li Jian.Good experiences learned from home and abroad to develop large gas fields in China[J].Natural Gas Industry,2008,28(2):7-11.

[13]戴金星,吳偉,房忱琛,劉丹.2000年以來中國大氣田勘探開發特征[J].天然氣工業,2015,35(1):1-9.Dai Jinxing,Wu Wei,Fang Chenchen,Liu Dan.Exploration and development of large gas fields in China since 2000[J].Natural Gas Industry,2015,35(1):1-9.

[14]賈承造,周新源,王招明,皮學軍,李啟明.克拉2氣田的發現及勘探技術[J].中國石油勘探,2002,7(1):79-88.Jia Chengzao,Zhou Xinyuan,Wang Zhaoming,Pi Xuejun,Li Qiming.Discovery of Kela-2 gas field and exploration technology[J].China Petroleum Exploration,2002,7(1):79-88.

[15]李保柱,朱忠謙,夏靜,馬彩琴.克拉2煤成大氣田開發模式與開發關鍵技術[J].石油勘探與開發,2009,36(3):392-397.Li Baozhu,Zhu Zhongqian,Xia Jing,Ma Caiqin.Development patterns and key techniques of coal-formed Kela 2 gas field[J].Petroleum Exploration and Development,2009,36(3):392-397.

[16]馬永生,蔡勛育,郭旭升,郭彤樓,趙培榮.普光氣田的發現[J].中國工程科學,2010,12(10):14-23.Ma Yongsheng,Cai Xunyu,Guo Xusheng,Guo Tonglou,Zhao Peirong.The discovery of Puguang gas field[J].Engineering Science,2010,12(10):14-23.

[17]方義生,徐樹寶,李士倫.烏連戈伊氣田開發實踐和經驗[J].天然氣工業,2005,25(6):90-93.Fang Yisheng,Xu Shubao,Li Shilun.Development practice and experience of Urengoy Gas Field[J].Natural Gas Industry,2005,25(6):90-93.

[18]岡秦麟.對氣田開發基本規律的幾點認識[J].天然氣工業,1997,17(3):42-47.Gang Qinlin.Several cognitions of gas field development basic laws[J].Natural Gas Industry,1997,17(3):42-47.

[19]周新源,楊海軍.塔里木油田碳酸鹽巖油氣藏勘探開發一體化實踐與成效[J].中國石油勘探,2012,17(5):1-9.Zhou Xinyuan,Yang Haijun.Practice and effectiveness of carbonate oil-gas reservoir exploration-development integration in Tarim Oilfield[J].China Petroleum Exploration,2012,17(5):1-9.

[20]羅平,裘懌楠,賈愛林,王雪松.中國油氣儲層地質研究面臨的挑戰和發展方向[J].沉積學報,2003,21(1):142-147.Luo Ping,Qiu Yinan,Jia Ailin,Wang Xuesong.The present challenges of Chinese petroleum reservoir geology and research direction[J].Acta Sedimentologica Sinica,2003,21(1):142-147.

[21]錢治家,羅中華,李奎.川東北氣區高含硫天然氣開發SWOT分析[J].天然氣經濟,2006(4):33-36,80.Qian Zhijia,Luo Zhonghua,Li Kui.SWOT analysis on high sulfur gas reservoir development[J].Natural Gas Economy,2006 (4):33-36,80.

[22]朱天壽,劉祎,周玉英,常志波,劉銀春,楊家茂,等.蘇里格氣田數字化集氣站建設管理模式[J].天然氣工業,2011,31(2):9-11.Zhu Tianshou,Liu Yi,Zhou Yuying,Chang Zhibo,Liu Yinchun,Yang Jiamao,et al.Construction and management mode of digital gas gathering stations in the Sulige Gas Field[J].Natural Gas Industry,2011,31(2):9-11.

[23]周榮學,劉慶昌.中國石油數字化規模化煤層氣田示范工程[J].天然氣工業,2010,30(6):7-10.Zhou Rongxue,Liu Qingchang.A demonstration project of PetroChina’s digitalized scale coalbed methane gas fields[J].Natural Gas Industry,2010,30(6):7-10.

[24]張強,谷壇.天然氣研究院完成了西南油氣田公司組織的數字化氣田腐蝕監測系統的完工驗收[J].石油與天然氣化工,2010,39(4):319.Zhanｓg Qiang,Gu Tan.Natural Gas Research Institute has fulfilled the completion tests of The Corrosion Monitoring System of Digitalized Gas Fields organized by the PetroChina’s Southwest Oil & Gasfield Company[J].Chemical Engineering of Oil and Gas,2010,39(4):319.

[25]謝軍.“互聯網+”時代智慧油氣田建設的思考與實踐[J].天然氣工業,2016,36(1):137-145.Xie Jun.Construction of smart oil and gas fields in the“Internet Plus”era[J].Natural Gas Industry,2016,36(1):137-145.

[26]胡文瑞,馬新華,李景明,劉曉華.俄羅斯氣田開發經驗對我們的啟示[J].天然氣工業,2008,28(2):1-6.Hu Wenrui,Ma Xinhua,Li Jingming,Liu Xiaohua.Enlightenment on the development experiences from Russian gas fields.Natural Gas Industry,2008,28(2):1-6.

Innovation-driven efficient development of the Longwangmiao Fm large-scale sulfur gas reservoir in Moxi block,Sichuan Basin

Ma Xinhua
(PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company,Chengdu,Sichuan 610051,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 36,ISSUE 2,pp.1-8,2/25/2016.(ISSN 1000-0976; In Chinese)

Abstract:The Lower Cambrian Longwangmiao Fm gas reservoir in Moxi block of the Anyue Gasfield,Sichuan Basin,is the largest single-sandbody integrated carbonate gas reservoir proved so far in China.Notwithstanding this reservoir’s advantages like large-scale reserves and high single-well productivity,there are multiple complicated factors restricting its efficient development,such as a median content of hydrogen sulfide,low porosity and strong heterogeneity of fracture-cave formation,various modes of gas-water occurrences,and close relation between overpressure and stress sensitivity.Up till now,since only a few Cambrian large-scale carbonate gas reservoirs have ever been developed in the world,there still exists some blind spots especially about its exploration and production rules.Besides,as for large-scale sulfur gas reservoirs,the exploration and construction is costly,and production test in the early evaluation stage is severely limited,all of which will bring about great challenges in productivity construction and high potential risks.In this regard,combining with Chinese strategic demand of strengthening clean energy supply security,the PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company has carried out researches and field tests for the purpose of providing high-production wells,optimizing development design,rapidly constructing high-quality productivity and upgrading HSE security in the Longwangmiao Fm gas reservoir in Moxi block.Through the innovations of technology and management mode within 3 years,this gas reservoir has been built into a modern large-scale gas field with high quality,high efficiency and high benefit,and its annual capacity is now up to over 100 ×108m3,with a desirable production capacity and development indexes gained as originally anticipated.It has become a new model of large-scale gas reservoirs with efficient development,providing a reference for other types of gas reservoirs in China.

Keywords:Sichuan Basin; Early Cambrian; Longwangmiao Fm; Large-scale; Carbonate; Sulfur gas reservoir; Efficient development; Development evaluation; Development program; Productivity construction

收稿日期（2016-02-16 編輯 居維清）

作者簡介：馬新華，1962年生，教授級高級工程師，本刊第七屆編委會委員、《Natural Gas Industry B》編委會委員；現任中國石油川渝地區石油企業協調組組長、中國石油西南油氣田公司總經理。地址：（610051）四川省成都市府青路一段3號。ORCID:0000-0003-4245-8522。E-mail:xinhuam@petrochina.com.cn

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.02.001