攻克深层新领域 确保主力气田开发效果

西南油气田目前正在开发的气田包括川东石炭系等老气田、川东北高含硫气田、川中高—磨地区龙王庙组气藏及灯影组气藏、页岩气等。2016年，西南油气田的天然气产量为190亿立方米，占整个中国石油天然气总产量的19%，为我国四大骨干天然气产区之一。随着非常规和震旦系灯影组等新区块的进一步上产，到2020年，西南油气田天然气产量将达到300亿立方米，实现历史性跨越，成为国内战略大气区。

西南气区天然气资源丰富，含气构造多，含气层系多，发育包括石炭系断块构造气藏、碳酸盐岩礁/滩岩性气藏、碎屑岩致密岩性气藏等多种储集类型气藏，多数气田都不同程度含有硫化氢、二氧化碳等酸性气体。总体来看，储层普遍低孔低渗、裂缝发育，非均质性强，且不同程度存在边底水。如何提高单井产量和储量动用程度，保证气田均衡开发，有效控水、治水等，是西南气区气田开发中普遍存在的问题。

西南气区天然气开发的历史较早，为我国天然气工业的起步和发展做出了巨大贡献。在半个多世纪的气田开发过程中，逐步发展并完善了一系列主体开发技术，包括：不同类型储层酸化/压裂技术、水平井/大斜度井钻完井技术、有水气藏控水及排水采气技术、测井—地震动态相结合的储层精细描述技术、高含硫气藏的防腐脱硫和安全环保技术等。这些技术指导了高产井位部署，提高了单井产量和储量动用程度，改善了开发效果，节约了成本，保障了西南气区天然气工业的稳步发展。

今后一段时期，西南气区需要重点开展以下技术攻关：一是川东石炭系等老气田开发进入低压、低产的中后期，产量递减快，但仍有许多剩余资源未采出，经过多轮次的开发优化与调整挖潜之后，这类气田如何进行深度挖潜，延缓递减，进一步提高采收率。二是新投入开发的川中高—磨地区龙王庙组气藏与前期已开发的老气田相比，分布面积大，构造平缓，非均质性更强，地层异常高压，气水分布复杂，存在水侵风险，需要开展大面积分布、强非均质性、低构造幅度、异常高压碳酸盐岩气藏均衡开采及控水治水等技术攻关，以保障主力气田的高产稳产。三是随着勘探不断深入，埋藏深度达到6000米至8000米的深层、超深层将成为今后重要的常规资源接替新领域，深层、超深层气藏开发面临储层预测难度大、钻井成本高、风险大、储层品质差、建产节奏变缓等一系列挑战，需要突破深层和超深层的地震预测技术、钻完井及酸化压裂技术，实现规模、有效开发。

（作者为中国石油勘探开发研究院气田开发所副总工程师，中国石油报记者杨振宇采访）