中国碳酸盐岩油气藏开发前程远大—— 访中国工程院院士、中国石油化工集团公司副总工程师李阳

■本刊特约记 者王大锐

工作中的李阳院士

从20世纪50年代规模化勘探开发至今，我国已有近70年碳酸盐岩油气藏的开发历史。经过几代科技工作者的研究和探索，现已形成了适合我国碳酸盐岩油气藏特点的开发理论和技术。为了使更多的读者了解中国碳酸盐岩油气藏开发理论和工程技术发展状况以及前景，我特意采访了中国石油化工股份公司副总工程师、中国工程院院士李阳。

问：李院士，中国碳酸盐岩油气藏主要特征有哪些？

答：碳酸盐岩所指的是由沉积形成的碳酸盐矿物组成的岩石总称，主要为石灰岩和白云岩两类。碳酸盐岩圈闭中所聚集的油气聚集我们就称之为碳酸盐岩油气藏。

该油气藏在全球油气开采中占有极为重要的地位。据统计，碳酸盐岩油气资源量约占全球油气资源总量的70%，已探明的油气可采储量约占全球可采储量的50%，产量占63%。中国碳酸盐岩油气藏具有资源丰富、油气藏类型多、地质条件复杂的特点。

我国碳酸盐岩油气探明储量主要分布在塔里木、四川、渤海湾、鄂尔多斯和珠江口盆地。其中，石油储量主要分布在塔里木、渤海湾和珠江口盆地，天然气储量主要分布在四川、鄂尔多斯和塔里木盆地。截至2015年底，中国共发现碳酸盐岩油气田234个。

问：中国碳酸盐岩油气藏勘探开发主要经历了哪些阶段？

答：中国碳酸盐岩油气开发利用具有悠久的历史。早在汉代，四川盆地就已经出现天然气井。1840年以前，自贡地区产生了中国最早的自流井气田，都是碳酸盐岩气藏。1840年以后，开始开采三叠系嘉陵江组碳酸盐岩中的天然气。

1949年以来，碳酸盐岩油气藏一直是油气勘探开发的重要领域，根据开发建设情况，可以划分为四个阶段：

第一阶段是以四川盆地为重点的油气开发阶段（1950-1975年）。四川盆地是中国大型含油气盆地之一，大规模勘探始于1953年，以地表油气显示以及与构造相关的裂缝气藏为主要勘探目标，相继发现了卧龙河气田（1957年）、威远气田（1964年）、中坝气田（1971年）等大中型气田。1974年四川盆地天然气年产量达到30亿立方米。

第二阶段是以任丘油田为代表的前第三系裂缝潜山油气藏开发阶段（1975-1996年）。与气田相比，中国碳酸盐岩油田勘探开发时间晚一些。1975年在渤海湾第三纪盆地中发现了中国第一个大型碳酸盐岩潜山油田——任丘油田，1976年建成千万吨年生产能力。同时在四川盆地以裂缝-孔隙型气藏为目标，相继发现并开发了磨溪、五百梯、沙坪场等大中型气田，在鄂尔多斯盆地发现了靖边气田。

第三阶段是以塔河油田为代表的岩溶带缝洞型油气藏开发阶段（1990-目前）。1984年塔里木盆地沙参2井获得高产油气流，实现了中国古生代海相碳酸盐岩油藏重大突破，1990年S23井发现了中国第一个古生代超深层海相特大型油田——塔河油田，1997年塔河油田投入开发。建立了缝洞型油藏地球物理描述和地质建模方法，创立了以洞穴自由流和小缝洞渗流耦合的油气藏开发理论和技术体系，建成世界上最大的缝洞型油藏原油生产基地，标志着中国海相碳酸盐岩油藏开发理论和技术的重大跨越。

第四阶段是以普光、元坝和安岳特大型气田为代表的深层天然气开发阶段（2003-目前）。普光气田发现于2003年，是一个储量规模大、埋藏深、资源丰度高的特大型海相酸性气田。元坝气田发现于2007年，是中国首个超深层生物礁大气田，也是目前国内规模最大、埋藏最深的生物礁气田。安岳气田发现于2011年，是中国最古老、单体储量规模最大的碳酸盐岩特大型气藏。这些大气田的开发，标志着中国碳酸盐岩天然气产能进入快速发展阶段。

问：中国碳酸盐岩油气藏开发面临的主要问题是什么？

答：中国碳酸盐岩油气藏普遍层系时代老、埋藏深，大都经历了多期构造运动的叠加和改造，呈现“成藏多样化、构造复杂化、储层差异化”特征。这种地质条件的复杂性决定了开采特征、开发规律的差异性，即不同储集类型碳酸盐岩的开发特征具有不同的特点。面临的主要问题有以下几方面：

一是初期产量高，递减快。我国碳酸盐岩油藏初期产能平均每天达到248吨。但在开发过程中，由于基质岩块中的粒间孔、晶间孔、微裂缝等小尺度储集空间流动阻力大，油气难以有效补给，且随着压力下降，部分裂缝闭合，导致产量递减快，稳产期短。

二是普遍存在边底水，水体侵入对产量影响大。据统计，川东石炭系42个气藏，产水气藏36个，占86%，随着采出气量的增加和地层压力的下降，边底水会逐渐侵入到原来的含气区域，降低气相的渗透率，导致气藏开发后期普遍产水，严重影响气藏采收率，因此气田的防水治水面临严重挑战。同样边底水侵入对油藏生产影响也很大，特别是对裂缝和缝洞型油藏，塔河油田很多缝洞体与底水直接沟通，见水后很快暴性水淹，甚至关井停产。

三是能量补充难，注入水易水窜、采收率低。任丘油田和塔河油田采用注水补充地层能量，普遍的难题是注入水容易沿裂缝窜入井底，连通程度低的缝洞内剩余油难以驱替，水驱波及体积小，效率低，提高采收率难度大。

问：中国碳酸盐岩油气藏开发都有哪些新的认识？

答：经过半个多世纪的探索和研究，在碳酸盐岩油气藏开发理论研究方面取得丰硕的成果，在不同类型碳酸盐岩储集成因机制、流体流动机理、油藏耦合数值模拟等方面取得了新的认识和成果，发展与丰富了碳酸盐岩油气藏开发理论。

不同类型碳酸盐岩油气藏储层成因存在很大差异。

中国古潜山多发育在东部地区前第三系断陷盆地，渤海湾盆地是主要潜山油气藏富集区。古潜山是一种古地貌形态，古地层经构造运动和风化剥蚀后，再次沉降被新生代沉积层覆盖，其中突起的块体称为古潜山。潜山的形成主要受构造作用控制。渤海湾潜山构造演化经历了3个阶段：印支期左行挤压造山形成褶皱；燕山期左行剪切引张断块造山；喜山期右行剪切拉张潜山定型。潜山储层储集空间主要有3种成因：一是潜山构造形成的过程中伴生大量的断层和裂缝；二是风化淋滤以及地下水作用,扩大和连通了原有的裂缝孔隙, 同时形成大量溶蚀孔洞；三是不同层系烃源岩形成的酸性流体和喜山期热液流体对潜山内幕灰岩白云岩地层的改造。截至2016年底，渤海湾盆地已发现70多个古潜山油气藏，探明石油地质储量113.51亿吨，天然气地质储量9012.3亿立方米。

中国岩溶改造型碳酸盐岩油藏主要分布在塔里木盆地和鄂尔多斯盆地，塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层是典型代表。岩溶改造型储集体长期受大气淡水溶蚀作用，暴露改造，形成复杂的缝-洞系统，主要有两种成因类型，一是风化壳型岩溶，二是断溶体型岩溶。近年来，先后发现了塔中奥陶系良里塔格组生物礁油气藏和四川盆地寒武系龙王庙组颗粒滩气藏、二叠系长兴组生物礁气藏和三叠系飞仙关组鲕粒滩气藏等。

碳酸盐岩储集的发育主要受沉积相带、水动力条件的控制，其类型受断裂溶蚀和白云化作用的影响。按照储层空间形态类别，可以分为基质孔隙、裂缝、溶蚀孔洞、大型溶洞四种主要形态，根据对其内部流体流动方式的影响，开发上划分为孔隙型、裂缝-孔隙型和孔-缝-洞三种介质类型。为了便于储集的识别和流体流动的表征，制定了碳酸盐岩储集分级分类标准，这就是我们的新认识。