法国拉克、麦隆气田对安岳气田龙王庙组气藏开发的启示

孙玉平 陆家亮 万玉金 韩永新 唐红君 李俏静

法国拉克、麦隆气田对安岳气田龙王庙组气藏开发的启示

孙玉平1,2陆家亮2万玉金2韩永新2唐红君2李俏静2

1.中国科学院大学 2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院

四川盆地安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏是我国近年发现的一个特大型整装复杂碳酸盐岩气藏，该气藏具有储层孔隙度低、裂缝孔洞发育、气水关系复杂、中含硫化氢、气井单井产量高和储量规模大等特点，国内尚无类似气藏开发先例可资借鉴。为此，基于C&C和IHS数据库，通过多指标的对比分析，筛选出法国的拉克和麦隆两个相似气田并进行了开发规律剖析，同时结合大量相关数据统计分析，形成了该类气藏在战略定位、前期评价、开发技术政策制定、动态分析和风险管理策略方面的6点经验启示：①大型主力气藏保护性开发，适当降低采气速度可以确保长期安全稳定生产；②试采周期越长，对气藏特征的认识越清楚，可为高效开发打下坚实的基础；③多种方法量化描述裂缝，综合评价裂缝对气田开发的影响；④依据气藏特点，确定合理的单井配产；⑤生产井集中部署在构造高部位，射孔层位尽量远离气水界面，部署观察井监测水体动态；⑥高度重视储量风险评估，采取滚动勘探开发和弹性指标策略降低开发风险。上述经验启示对于龙王庙组及类似气藏的高效开发具有指导作用。

四川盆地 安岳气田 早寒武世 法国拉克气田和麦隆气田 开发启示 大型气藏 碳酸盐岩 风险评估

四川盆地安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏探明天然气地质储量达4 400×108m3,是截至目前我国探明的最大单体整装碳酸盐岩气藏[1]，然而国内缺乏类似大型气田开发经验[2-5]。所谓“他山之石，可以攻玉”，世界碳酸盐岩气藏资源丰富[6-7]，笔者依据C&C、IHS数据库和国内外公开发表的相关文献资料[8-10]，对全球类似碳酸盐岩气藏进行了广泛调研，筛选出相似气藏并进行了开发规律剖析，以期为磨溪区块龙王庙组类似气藏的科学开发提供借鉴和指导。

1 相似气田筛选

1.1 相似气田筛选

磨溪区块龙王庙组气藏为大型鼻状隆起背景下发育的岩性—构造气藏，大面积分布，台内—斜坡浅滩沉积，岩性以中细晶云岩和砂屑白云岩为主，发育粒间溶孔（洞）、晶间溶孔和裂缝；储层孔隙度低，裂缝发育，试井解释渗透率从几十至几百个毫达西；气藏埋藏深，压力系数高，中含硫化氢；气井产量高（表1）。针对龙王庙组气藏的这些特点，基于广泛调研，发现拉克和麦隆气田与龙王庙组气藏具有较好的相似性。

拉克和麦隆气田均位于法国，也均以台地相沉积为主，岩性为白云岩，孔隙类型均为溶蚀孔隙；基质孔隙度低，裂缝发育，有效渗透率远高于基质渗透率；埋藏深度均为4 000 m以深，储层高温高压，拉克为异常高压；含气饱和度高，硫化氢含量高；气井产量高，储量规模大（表1）。综合考虑3个气田主要参数后，认为拉克和麦隆气田可以作为龙王庙组气藏相似气田代表。此外，拉克气田为弹性气驱气藏，麦隆气田为中等水驱气藏，在龙王庙组气藏气水赋存形式多样、水体能量尚需更多动态资料核实的背景下开展这两个气田研究能够获取更有参考价值的经验与启示。

表1 龙王庙组气藏和拉克、麦隆气田主要参数对比表

1.2 两个气田的开发历程

拉克气田位于法国Aquitaine盆地的南部[11]，包含两个相对独立的、发育在盐枕之上、四面下倾的穹窿背斜圈闭碳酸盐岩油气藏，即浅部的Superieur储层和深部的Inferieur储层。浅部的Superieur发现于1949年，为1个油藏；深部的Inferieur气藏发现于1951年，为1个干气藏（图1）。气藏开发历经4个阶段（图2）。第一阶段为试采评价阶段( 1952— 1957年)，主要通过3口试采井，检验井底及井口设备的抗硫防腐性能，同时评价获取气藏动态参数；第二阶段为上产阶段（1958—1963年），共有26口生产井，气田日产量由82×104m3上升至2 156×104m3；第三阶段为稳产阶段（1964—1984年），气田年产量约77×108m3，采气速度3%，期间在构造高点补钻10口加密井，使得气田稳产期长达21年；第四阶段为产量递减阶段（1984年以后）。

图1 拉克气田气藏剖面图

图2 拉克气田开发历程图

麦隆气田临近拉克气田，自西向东有BAYSERE、PONT D'AS、SAINT、FAUST和MAZERES等5个区块（图3）。气田开发采取区块接替的方式，共分为3个阶段（图4）：第一阶段为上产阶段（1968—1971年），所有气井均位于构造西端；第二阶段为稳产阶段（1972—1981年），年产规模25×108～29×108m3，平均28×108m3，开发井位于中、西部区块；第三阶段调为调整递减阶段（1981年以后），通过东区调整井减缓产量递减，1994年后进入自然递减。

2 开发经验与启示

拉克和麦隆气田与磨溪区块龙王庙组气藏相似，其开发经验值得学习和借鉴。结合大量相关数据统计分析，笔者从战略定位、前期评价、开发技术政策制订、动态分析和风险管理策略等方面总结形成了该类气藏开发的6点经验与启示。

2.1 大型主力气藏保护性开发，适当降低采气速度可以确保长期安全稳定生产

法国拉克气田开发设计年产气80×108m3，实际稳产期间年产天然气76×108～83×108m3，平均77×108m3，按累计采出量测算可采储量采气速度为3%，并按这个速度实现了气田长期稳产。采气速度确定主要基于两方面考虑：①储层连通好，单井产量高，控制储量大，低采气速度下可少钻生产井，这样既可以维持气井长时间稳产，而且地面建设规模可以相应地小一些；②拉克气田是法国20世纪50年代获得的第1个大型气田，天然气后备资源缺乏，考虑到该国实行的能源保护政策和天然气一旦用上就很难中断的特殊性，因而在气田供应规模确定时采取了适当降低开采速度、延长气田生命周期的开发策略，所以拉克气田开发速度没有定得过高。

图3 麦隆气田储层顶界面构造趋势及断层发育图

图4 麦隆气田开发历程图

拉克气田稳产期间天然气供应规模占法国国内消费量的36%左右（图5），实践证明拉克气田的开发推动了法国天然气市场的稳步发展。

图5 拉克气田产量及法国天然气消费历史示意图

纵观全球，类似拉克气田这种储量规模大（可采储量900×108m3以上）、产量比重大（供应规模占地区5%以上），供应量在所属国家占主导地位的气田，在论证合理开发规模时不仅要保证经济开发，还要兼顾保障地区长期稳定供应的战略考量，往往需要采取保护性开发策略[12]，通过适当限制生产规模、降低采气速度，从而延长生命周期（表2）。

2.2 试采周期越长，对气藏特征的认识越清楚，可为高效开发打下坚实基础

由于资料限制以及气藏复杂性等客观因素，气藏开发初期认识存在较大的不确定性，开展扎实的前期评价能够有效降低气田开发风险。1952—1957年，拉克气田进行了长期的试采评价，在储量评价、动态规律认识、采气工艺等方面做了大量的评价工作，为气田后期开发提供了科学的依据，保障了气田高效开发。具体体现在以下几个方面。

表2 保护性开发气田储产量规模数据表

2.2.1 应用容积法和压降法计算气田储量

一方面，确定可靠的容积法参数下限，使用容积法评价储量。为了取准储量计算参数，拉克气田从1952—1957年共钻了6口气层全取心资料井，取心收获率在90%以上；气层有效厚度的下限主要根据气层的孔隙度和含水饱和度曲线来确定，当孔隙度小于1%时，含水饱和度急剧增加，可超过50%，因而有效厚度下限为孔隙度为1%且含水饱和度大于50%，如果气层参数只符合其中之一即为非储层段。另一方面，考虑拉克气田气层有效厚度从构造顶部向外围逐渐变薄，且储层物性明显变差。因此开发中不断采用压降法核实气田储量。气田开发实践证明，两种储量计算方法结果接近，早期用容积法计算天然气地质储量为2 325×108m3，而动态压降法为2 640×108m3，误差12%，气田开发物质基础落实，降低了开发风险。

2.2.2 坚持一定周期的试采，加强动态规律的认识

拉克气田主要对3口井进行试采，获取气藏动态参数。其中在104号井进行连续试采，累积产气8 000×104m3，为认识动态规律和制订开发技术政策提供了有力依据。

2.2.3 针对高含硫化氢带来的设备腐蚀问题，气田前期评价重视防腐研究，不断改进防腐工艺

油管腐蚀随压力降低而增加，这与层间水进入油管有关。因此采用定期向地层注入防腐剂及在环形空间连续循环加含防腐剂的燃料油，从而保证了油管的抗硫防腐性能，实现气井安全、稳定生产。在防腐研究方面，还开展了防硫钢材、高压采气设备和防硫工艺研究。

2.3 多种方法量化描述裂缝，综合评价裂缝对气田开发影响

碳酸盐岩脆性大，容易产生裂缝。因此碳酸盐岩气藏裂缝发育程度认识一直是该类气藏研究的热点和难点，需要多种方法相互佐证，否则会带来非常被动的开发局面。

麦隆气田气井发生水侵前没有密闭取岩心，造成裂缝对水的沟通能力认识不清楚，在认识到裂缝规律研究不足后，应用多种方法相互佐证，加强了裂缝发育规律认识：①岩心观测到裂缝平均间距大多小于3 m，表明裂缝很发育；②钻井液漏失和注入剂测试表明，提供产能贡献的裂缝发育间隔在10 m以上，表明部分裂缝并不能形成有效的生产能力，据此将裂缝系统划分为两大类，一是分布频率高但产能贡献低的微裂缝，二是分布频率低但产能贡献高的有效裂缝集合；③试井解释有效渗透率与室内岩心实验渗透率对比表明，两者相差上百倍；④历史拟合分析结果表明，拟合效果较好时Kh值为50～6 000 mD·m，高于试井值，进一步佐证裂缝的发育[13-15]（图6）。

通过动静态结合、多方法对比，深化了裂缝发育规律认识，为麦隆气田开发调整提供了科学依据，并取得较好调整效果。例如，麦隆气田B1井1968年投产，1978年水侵，1988年在对气井水侵和裂缝发育规律认识的基础上认为可以恢复生产，短暂测试获日产10×104m3，1990年5月重新投产，初始日产气22×104m3，产水90 m3，至1991年5月，累计增加产气量1 300×104m3，累产水10×104m3。

2.4 依据气藏特点，确定合理的单井配产

拉克气田Kh值在1 000～20 000 mD·m之间，发现井初产量980×104m3/d，气井具有高产的潜能。但试采期单井平均日产气80×104m3，稳产期气井配产60×104～80×104m3。气井低配产的出发点需从拉克3井说起。1951年12月，该井于井深3 530 m发现下白垩统含硫化氢的气流，由于富含硫化氢的气体对钢材的腐蚀问题，使该井在深度3 555 m处发生钻杆断裂，引发井喷事件，经过53 d努力才控制井喷。鉴于此，法国对含硫气田的开发采取了非常谨慎的态度，气井配产和降低成本问题必须建立在安全生产之上。

为了保证安全，拉克气田开发初期采用双层油管采气。第一批井采用Ø50.8 mm和Ø101.6 mm双层油管，气层顶部的Ø177.8 mm套管中先下入Ø101.6 mm的油管，再下入Ø50.8 mm的油管。双层油管限制了气井的产能（30×104m3/d）。

Ø101.6 mm和Ø177.8 mm环形空间是相对密度为1.8的钙质钻井液，Ø50.8 mm和Ø101.6 mm环形空间充满柴油，其优点是内层的Ø50.8 mm油管损坏时容易更换，缺点是加重的钙质钻井液容易沉淀，过一段时间后需要拔出Ø101.6 mm的油管，而这种油管价格较贵。为此，又改用了Ø50.8 mm和Ø127.0 mm双层油管，Ø127.0 mm和Ø177.8 mm管间改用膨胀土钻井液，这种钻井液不易沉淀。由于加大了油管尺寸，采气量提高到60×104m3/d。

图6 麦隆气田裂缝发育程度认识方法示意图

在气田构造顶部补充的加密井完井采用Ø228.6 mm套管，采气采用Ø177.8 mm和Ø127.0 mm复合油管。由于加大了油管，气井产量得到了进一步提高。

2.5 生产井集中部署在构造高部位，射孔层位尽量远离气水界面，部署观察井监测水体动态

气田开发井网的确定取决于气藏地质特征、经济条件和技术水平。基于少井高产、经济合理开发气藏的原则，拉克和麦隆气田均采用了非均匀井网。拉克气田构造顶部井距250 m，翼部1 500 m，麦隆气田构造顶部井距250 m，侧翼1 400 m （图7、8）。

拉克气田要采用抗硫套管及油管等一系列抗硫措施，建井成本高，而气藏顶部裂缝发育，气藏连通性好，在储层构造顶部集中布井能够获得稀井高产的开发效果。

图7 拉克气田气井分布图

图8 麦隆气田生产井和观测井分布图

麦隆气田裂缝发育且边水活跃，因此在产层厚度大、渗透性和连通性好的构造顶部集中布井，同时射孔层位尽量远离气水界面，这样做不但能够获得较高的气井产量，而且能够延缓水侵速度。实践表明，气井射孔层位离气水界面越远，气井见水越晚（图9）。

但即便是这样，对水侵的监测仍然有不足的地方。麦隆气田生产井部署在西南侧，而观测井部署在东北侧（图8），对气水界面变化情况不清楚，导致对水体活动规律认识不充分。1978年，距离气水界面700 m的气井出水，见水后不得不在东侧和北侧钻调整井。

实践表明，裂缝性边底水气藏水侵风险大，矿场统计的4个水淹气藏（意大利的Malossa、加拿大的Beaver River、美国的Wilburton和中国的威远）全部为底水活跃的裂缝性气藏。针对水侵风险，一般通过科学部署监测井，国内外典型气田常部署10%～15%的监测井，开展针对性的监测任务，为防水治水提供科学依据（表3）。

2.6 高度重视储量风险评估，采取滚动勘探开发和弹性指标策略降低开发风险

缝洞型碳酸盐岩气藏储集空间复杂，岩性、物性和流体分布在纵横向上变化很大，非均质性强，储层连通性差，储量评价结果存在不确定性。例如Malossa气田1973评估地质储量500×108m3，2000年复算地质储量仅65.15×108m3，导致实际采气速度高，加之底水活跃，导致气藏过早水淹，产量快速递减[14]。

图9 麦隆气田气井射孔层位及见水时间图

表3 国内外碳酸盐岩气藏观察井部署情况表

美国天然气协会认为，估算当年发现气田的高级别储量是不可能的，对于复杂多裂缝系统的储量，更不是一、两次储量计算就能够搞清楚的。气田储量必须在充分钻探以及建立天然气生产史的情况下才能准确估算出来，美国评价储量时间一般需要持续约6年[15]。

针对储量风险，国外大石油公司常采用弹性指标以应对，强调不同概率储量下的开发指标研究，并制订分步布井策略。例如，在开发井位设置中坚持先钻可信程度高的P10和P50井，位于不确定性更高区域的P90井暂时不钻，在首批生产井投产两年后根据复查和修订结果再作决定，从而保持井位的灵活性，并根据新的储层描述和生产动态特征进行调整。

因此，针对大型复杂碳酸盐岩气藏，坚持滚动勘探开发和制订弹性指标的策略，能够提高开发方案的灵活性，从而有效降低开发风险。

3 结束语

基于国内外开发成熟的碳酸盐岩气田，特别以拉克和麦隆两个气田为重点，从战略定位、前期评价、开发技术政策制定、动态分析和风险管理策略等方面总结了该类气藏科学开发的6点经验启示，这些经验启示可以为以磨溪区块龙王庙组气藏为代表的大型复杂碳酸盐岩气藏开发提供参考。

磨溪区块龙王庙组气藏的发现揭开了四川盆地中部下古生界大型气藏快节奏勘探开发的序幕，未来会有更多类似气藏的发现。伴随龙王庙组气藏动静态资料的进一步丰富，需逐步完善形成我国大型复杂碳酸盐岩气藏开发经验，指导类似气田更好更快的开发。

[1] 马新华. 创新驱动助推磨溪区块龙王庙组大型含硫气藏高效开发[J]. 天然气工业, 2016, 36(2): 1-8. Ma Xinhua. Innovation-driven efficient development of the Longwangmiao Fm large-scale sulfur gas reservoir in Moxi block, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2016, 36(2): 1-8.

[2] 戴金星, 吴伟, 房忱琛, 刘丹. 2000年以来中国大气田勘探开发特征[J]. 天然气工业, 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.

[3] 李熙喆, 万玉金, 陆家亮. 复杂气藏开发技术[M]. 北京: 石油工业出版社, 2010: 28-36. Li Xizhe, Wan Yujin, Lu Jialiang. Complex gas reservoir development technology[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2010: 28-36.

[4] 贾爱林, 闫海军, 郭建林, 何东博, 魏铁军. 全球不同类型大型气藏的开发特征及经验[J]. 天然气工业, 2014, 34(10): 33-46. Jia Ailin, Yan Haijun, Guo Jianlin, He Dongbo, Wei Tiejun. Characteristics and experiences of the development of various giant gas fields all over the world[J]. Natural Gas Industry, 2014, 34(10): 33-46.

[5] 贾爱林, 闫海军, 郭建林, 何东博, 程立华, 贾成业. 不同类型碳酸盐岩气藏开发特征[J]. 石油学报, 2013, 34(5): 914-923. Jia Ailin, Yan Haijun, Guo Jianlin, He Dongbo, Cheng Lihua, Jia Chengye. Development characteristics for different types of carbonate gas reservoirs[J]. Acta Petrolei Sinica, 2013, 34(5): 914-923.

[6] Halbouty MT. Giant oil and gas fields of the decade, 1990-1999[M]. Tulsa: AAPG, 1979.

[7] 李士伦, 汪艳, 刘廷元, 郭平, 李健. 总结国内外经验, 开发好大气田[J]. 天然气工业, 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.

[8] 魏国齐, 杜金虎, 徐春春, 邹才能, 杨威, 沈平, 等. 四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系大型气藏特征与聚集模式[J]. 石油学报, 2015, 36(1): 1-12. Wei Guoqi, Du Jinhu, Xu Chunchun, Zou Caineng, Yang Wei, Shen Ping, et al. Characteristics and accumulation modes of large gas reservoirs in Sinian-Cambrian of Gaoshiti-Moxi region, Si-chuan Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2015, 36(1): 1-12.

[9] 李国玉. 世界气田图集[M]. 北京: 石油工业出版社, 1991: 1-10. Li Guoyu. The world atlas of gas fields[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1991: 1-10.

[10] 白国平. 世界碳酸盐岩大油气田分布特征[J]. 古地理学报, 2006, 8(2): 241-250. Bai Guoping. Distribution patterns of giant carbonate fields in the world[J]. Journal of Palaeogeography, 2006, 8(2): 241-250.

[11] Arquizan C, Charbonnel JC, Noel R. Total group and the "Lacq Basin" area economical development[C]//paper 111963-MS, presented at the SPE International Conference on Health, Safety, and Environment in Oil and Gas Exploration and Production, 15-17 April 2008, Nice, France.

[12] Herber R, De Jager J. Oil and gas in the Netherlands—is there a future?[J]. Netherlands Journal of Geosciences, 2010, 89(2): 91-107.

[13] Golaz P, Sitbon AJA, Delisle JG. Meillon gas field: Case history of a low-permeability, low-porosity fractured reservoir with water drive[C]//European Petroleum Conference, 17-19 October 1988, London, UK.

[14] Hamon G, Mauduit D, Bandiziol D, Massonnat G. Recovery optimization in a naturally fractured water-drive gas reservoir: meillon field[C]//paper 22915-MS presented at the 66thSPE Annual Technical Conference and Exhibition, 6-9 October 1991, Dallas, Texas,USA.

[15] Golaz P, Sitbon AJA, Delisle JG. Case history of the Meillon Gas Field[J]. JPT, 1990, 42(8): 1032-1036.

（修改回稿日期 2016-09-09 编 辑 韩晓渝）

中国第一个天然气市场化改革试点落地

2016年11月11日，中华人民共和国国家发展和改革委员会（以下简称国家发改委）下发了《关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》（以下简称《通知》）。《通知》中明确，决定在福建省开展天然气门站价格市场化改革试点，西气东输供福建省天然气门站价格由供需双方协商确定。

同时，《通知》要求福建省物价局要完善天然气销售价格管理机制，合理安排销售价格；按照《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》要求，减少供气层级，加强省内输配价格监管，努力降低用气成本；研究制订应对天然气气源价格异常波动的工作预案，保障市场平稳运行；适时完善低收入群体用气价格政策和社会救助机制，确保低收入群体不因天然气价格波动而降低生活质量。

最后，《通知》要求中石油积极配合福建省做好改革试点工作，加强与用气企业沟通，妥善协商确定具体门站价格。积极推动西气东输供福建省天然气进入石油天然气交易中心等交易平台，尽可能通过市场交易形成价格，实现价格公开透明。

自2015年以来，尽管我国油气改革不断推进，但油气改革方案始终未出台，其中油气管网的垄断被认为是改革的难点。近段时间，国家发改委密集发布了一系列天然气价格改革的政策和通知，包括天然气管输、储气设施、化肥用气市场化等，改革进程明显加速。此前，中石油、中石化、中海油则公开了油气管网信息，标志着油气领域中游环节引入第三方竞争，逐步实现管网独立取得重大进展。如今，《通知》的发布意味着福建省成为我国天然气第一个市场化改革试点。业内预计，此后还会相继出现更多试点。

（天工 摘编自新华网）

Enlightenments of Lacq and Meillon gas fields in France to the development of Longwangmiao Fm gas reservoirs in the Anyue Gas Field, Sichuan Basin

Sun Yuping1,2, Lu Jialiang2, Wan Yujin2, Han Yongxin2, Tang Hongjun2, Li Qiaojing2
(1. University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China; 2. Langfang Branch of PetroChina Exploration & Development Research Institute, Langfang, Hebei 065007, China)

The gas reservoir of Lower Cambrian Longwangmiao Fm in Moxi Block of the Anyue Gas Field, Sichuan Basin, is a supergiant mono-block complex carbonate gas reservoir which was discovered in China in recent years. It is characterized by low porosity, well-developed fractures and vugs, complex gas–water relationship, medium H2S content, high single-well deliverability and abundant reserves. So far, no similar gas reservoir has been developed in China for the reference. In this paper, two similar gas fields (i.e., Lacq and Meillon) in France were selected after multi-index comparative analysis was performed on C&C and IHS databases. The development laws of Lacq and Meillon gas fields were analyzed. Based on statistical analysis of abundant data, six enlightenments were concluded in terms of strategic orientation, preceding assessment, technical strategy formulation, dynamic analysis and risk management. First, carry out protective development on principal gas reservoirs by reducing the gas production rate to ensure its long-term stable exploitation. Second, extend production testing period to understand the characteristics of gas reservoirs more clearly and provide a solid foundation for high-efficiency development. Third, characterize quantitatively the fractures by multiple methods and evaluate comprehensively the effect of fractures on gas field development. Fourth, determine reasonably the well proration according to the gas reservoir characteristics. Fifth, concentrate producing wells at structural highs, lay perforation intervals away from the gas–water contact as far as possible and deploy observation wells to monitor water behavior. And sixth, focus on reserve risk assessment and adopt progressive exploration & development and elastic index strategies to reduce development risks. These enlightenments provide a guidance for the high-efficiency development of Longwangmiao Fm and similar gas reservoirs.

Sichuan Basin; Anyue Gas Field; Early Cambrian; Lacq and Meillon gas fields in France; Development enlightenment; Large gas reservoir; Carbonate rock; Risk assessment

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.11.005

孙玉平等.法国拉克、麦隆气田对安岳气田龙王庙组气藏开发的启示. 天然气工业，2016, 36(11): 37-45.

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 11, pp.37-45, 11/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

国家科技重大专项“大型气田开发规律与开发技术对策研究”（编号：2011ZX05015-005）。

孙玉平，1983年生，工程师，硕士；现从事天然气开发战略规划和气田开发方案编制工作。地址： （065007）河北省廊坊市万庄44号信箱。电话：（010）69213030。ORCID: 0000-0002-0170-5382。E-mail: sunyuping01@petrochina.com.cn