朝霞中的马井1平台采气场站。杨高全 摄

员工在新深101平台检查生产用水储罐。 王 平 摄

    □冯 柳 邓美洲

    在川西地区，新场雷四气藏宛如一座深藏不露的“地下宝藏”，静静地躺在雷四上亚段地层尖灭线附近，埋深超5000米。这里以潮坪相白云岩孔隙型储层为主，密密麻麻的孔隙网络交织在一起，形成了一座神秘的天然气储藏迷宫。

    相距7.5公里、开发同一气藏，两口井为何差异巨大

    川科1井是该地区的“常青树”，投产14年，天然气日产气量始终稳定在15万立方米。相比之下，与川科1井相距7.5公里的新深1井，前期测试结果却不尽如人意，天然气硫化氢含量高并伴有产水。

    位于同一气藏，天然气流体性质却存在显著差异。对此，科研人员开启了新一轮的评价研究，综合利用地震、测井、录井、测试、试采及分析化验资料，在大量资料里寻找线索，重新开展小层精细对比，将不同井的储层数据进行逐一比对，分析每个小层的地质特征、储层物性及流体性质，明确气藏类型及特征。

    经过深入研究和反复论证，科研人员发现：川科1井的产层段位于雷四段上储层，其气体具有海相陆相混源的特征；新深1井的产层段位于雷四段下储层，气源主要是雷四段自生自储，因此天然气中硫化氢含量较高。

    “地质构造的复杂性和成藏机制的多样性是导致这种差异的主要原因。”西南油气开发高级专家刘成川说，“川科1井和新深1井虽然位于同一气藏，但它们所处的地质位置不同，导致储层的发育情况和气源供应也有所不同。这种差异最终导致了天然气流体性质的显著不同。”

    科研团队决定对该井进行全面系统的测试，进一步落实该井的产能及流体性质。由于该井位于超深高含硫气藏，地质条件复杂，测试过程中面临着诸多技术难题。对此，他们采用了先进的测井技术和流体分析方法，确保了测试数据的准确性和可靠性，同时，结合地质模型和数值模拟，对测试结果进行了全面分析，进一步优化了开发方案。

    最终，该井在下储层段测试获日产气60.75万立方米。

    拨开地质迷雾，揭秘气藏“真容”

    新深1井的测试结果令人振奋。为了进一步验证该井的产能稳定性，科研人员开展了80小时的试采工作，日稳产20万立方米，气藏评价取得初步突破。

    “新深1井是否处于地层气水边界？气藏的有利区究竟分布在何处？储量规模又有多大……这一系列关键问题影响着气藏评价与开发的前景。”西南油气专家段永明说，“但我们有信心通过科研攻关和技术突破拨开迷雾，找到答案。”

    为破解这些难题，西南油气组织地质、物探、工程等多学科精英骨干成立科研攻关团队，深入研究，建立了川西雷口坡组不同类型储层的流体电性识别标准，犹如为复杂地质条件下的气藏评价打造了一把精准的“钥匙”。同时，结合邻区类似气藏的地层水化学分析，他们发现新深1井下储层段整体以气层为主，但可能存在夹层水，这或许正是试采时产水偏多的原因。

    勘探开发一体化加快了气藏规模落实与产量提升。开发团队聚焦气藏构造主体部位，在同一个井场先后实施新深101D井和新深102D井，测试获高产，目前两口井合计日产气50万立方米；勘探团队针对气藏南北两翼构造相对低部位，精心部署新深105井和新深106井，测试获日无阻流量上百万立方米，为气藏的规模建产奠定了坚实基础。

    经过勘探开发一体化的系统评价，川西新场雷四气藏的“真容”逐渐清晰：主力产层主要集中在下储层段，且在平面上呈现相对稳定的分布特征。

    值得一提的是，在构造主体区域的新深105井至新深106井区，气藏整体表现出不产水的特性。这一得天独厚的地质条件，显著提高了开发效率和经济效益。

    精细识别深层薄储层，收获高产井

    科研团队并未停下探索的脚步。为了进一步落实建产新阵地的规模，确保气藏的高效开发，他们将目光聚焦于尖灭带附近的薄储层，开启了新一轮的攻关，成功攻克了不整合面下地层尖灭线精细识别及薄互层有效储层预测的技术难题，极大地提高了深层薄互层储层的预测精度，为精准气藏评价开辟了全新的路径。

    2023年，川西海相产能最高井——新深106-1H井在新场雷四气藏横空出世。科研团队成功攻克了长水平段钻探、储层改造等一系列技术难题，该井钻遇储层段1336米，钻遇率95%，测试获日产天然气151.46万立方米，日无阻流量358万立方米，进一步落实建产新阵地规模。

    科研团队进一步深化气藏气水分布研究，明确了气藏类型，这是一个常压、高含硫化氢、中含二氧化碳、深层、构造-地层边水气藏，气藏有利区主要分布在新深105井至新深106井区，具备新建8亿~10亿立方米/年产能的储量规模。

    与此同时，西南油气全力开展气藏精细描述工作，成功建立了潮坪相碳酸盐岩溶蚀薄互储层的三维地质模型，开展了数值模拟预测，对多个开发方案进行细致的对比研究，力求找到最优的开发策略。