川西侏罗系致密砂岩气藏稳产关键技术与展望

郭彤楼

中国石化西南油气分公司，四川 成都610041

引言

川西拗陷总体可以分为“三隆两凹一坡”，即知新场构造带、新场构造带、龙门山前构造带、梓潼凹陷、中江斜坡带及成都凹陷6 个区带（图1）[1-7]，处于成都--德阳--绵阳城市经济圈。主要产层为侏罗系蓬莱镇组、遂宁组和沙溪庙组，为典型的低渗透率、高含水饱和度、低丰度复杂致密砂岩气藏，单井自然产能低、递减快、可采储量低[8-9]。气田开发近30 年来，探明大中型致密气藏13 个，探明天然气地质储量约4 900×108m3（表1）。多年来，中国石化西南油气分公司围绕提高采收率、提高动用率、控制递减率持续开展了地质-工程-经济一体化攻关，主力气藏储量动用率100%、采收率达到56%，成为致密砂岩气藏效益开发的典范。目前，川西拗陷致密砂岩气藏面临优质储量全部动用、开发对象品质越来越差及都市气田环评难度加大等难题，如何进一步效益动用难采储量是实现持续稳产亟待解决的问题。本文通过梳理气田开发历程，总结气田地质特征、效益开发关键技术及持续稳产面临的难点，提出稳产对策，以期指导气田的下步开发并能为其他同类气藏的开发起到借鉴作用。

图1 川西拗陷构造单元及气田地理位置图Fig.1 Structural unit of Western Sichuan Depression and location of gas field

表1 川西拗陷中浅层已发现天然气藏参数表Tab.1 Parameter of discovered natural gas reservoirs in the middle and shallow layers of the Western Sichuan Depression

1 开发概况

1.1 地质特征

川西拗陷侏罗系致密砂岩气藏埋深700～3 200 m，以岩性-构造复合型气藏为主，主要有两种类型。一种是镜状薄窄河道致密砂岩气藏。如中江沙溪庙组气藏，油气藏纵向含气层系16 个，发育130 余条河道，河道宽度在300～1 000 m，厚度为5～40 m，纵向上叠合程度低、横向上广泛分布，泥质含量整体较低，泥岩隔夹层分布不稳定，叠合含气面积在440 km2。孔隙度为7%～13%、常压渗透率为0.04～0.50 mD，含水饱和度在40%～65%，埋深在1 300～3 200 m，平均地层压力系数为1.60，气水关系复杂。另一种是毯状宽厚河道致密砂岩气藏。如新场沙溪庙组气藏，油气藏纵向含气层系7 个，发育7 条河道，宽度在4 500～10 500 m，气层厚度为5～30 m，纵向叠合程度高，泥质含量低，泥岩隔夹层分布稳定，叠合含气面积在310 km2。孔隙度为9%～13%、常压渗透率为0.10～0.20 mD，含水饱和度在30%～70%，埋深在2 100～2 800 m，平均地层压力系数为1.92，无固定气水边界。

1.2 开发历程

四川盆地是中国致密砂岩气藏发现、开发最早的地区。川西侏罗系致密砂岩主力气藏新场沙溪庙气藏于2000 年正式投入开发，是中国石化第一个规模开发的大型致密砂岩气藏，在不断探索中形成了主产层直井单层开采、多层合采以及难动用储量水平井加密调整等技术，成功实现了多层致密砂岩气藏立体高效开发，年产规模最高达到13×108m3，目前累产气已超过200×108m3。2008 年，什邡马井蓬莱镇气藏实现规模开发，形成了河道砂体识别与刻画技术、斜坡带岩性气藏富集地质规律认识及以含气饱和度为核心的甜点储层综合评价技术，积累了低丰度岩性气藏开发技术和经验。2014 年，借鉴新场沙溪庙组气藏水平井开发的成功经验，对中江沙溪庙组气藏实行滚动勘探-评价-建产一体化，形成了针对该气藏薄窄河道砂体特点的多域多属性精细刻画及储层预测技术、气藏高产富集模式与开发目标评价和优选技术、水平井优化技术、立体开发技术及储层改造技术，2019 年达到年产10×108m3的规模。目前，川西侏罗系致密砂岩气藏已从2004 年开始在20×108m3以上稳产18 a（图2）。

图2 川西侏罗系致密砂岩气藏开发历程Fig.2 Development process of Jurassic low permeability tight sandstone gas reservoir in Western Sichuan

1.3 储量分类

川西侏罗系致密砂岩气藏探明储量区评价采用以产能为核心，以储层参数为依据，建立储量区分类评价标准，将储量区分为4 类（表2）。I 类储量区占11%，主要分布在各气藏的局部区域，已全部动用；II 类储量区占21%，储量动用率95%；III 类储量区占28%，储量动用率30%左右；IV 类储量区占总储量的40%左右，暂未动用。

表2 探明储量区分类标准Tab.2 Classification standard of proved reserves

1.4 开发阶段

1.4.1 不同阶段开发效果差异大

川西侏罗系致密砂岩气藏开发初期，采用直井或定向井开发，配合增产工艺措施，新场浅层蓬莱镇组气藏I 类储量区平均单井稳定产量0.60×104m3/d，动态储量0.25×108m3，稳产期1～2 a，初期递减率28.50%；新场中深层沙溪庙组气藏I 类储量区平均单井稳定产量1.90×104m3/d，动态储量0.54×108m3，稳产期4 a 左右，初期递减率9.37%。

随着开发的推进，I 类储量区基本动用，随后采用“以优带差”开发方式，对蓬莱镇组II 类储量区进行多层压裂合采，平均单井产量0.50×104m3/d，动态储量0.16×108m3，稳产期小于1 a，初期递减率32.00%；针对沙溪庙组II 类储量区同样采用多层压裂合采，平均单井产量1.40×104m3/d，动态储量0.30×108m3，稳产期2～3 a，初期递减率17.60%。沙溪庙组气藏II 类储量区开发，合采井的开发效果较前期I 类储量区单层直井的开发效果差。

其后，采用水平井结合分段压裂方式开发II、III类储量区，平均单井产量1.77×104m3/d，动态储量0.35×108m3，稳产期1 a 左右，初期递减率34.10%。

总体上，川西侏罗系致密砂岩气藏因储层致密、非均质性强、气水渗流规律复杂、储量品位差异，气井动态储量差异大。单井动态储量为（0.01～3.17）×108m3，平均在0.43×108m3，其中，小于0.40×108m3的气井占比超过60%，大于0.80×108m3的气井占比不足10%。I、II 类储量区单井动态储量明显高于III 储量区。I 类储量区平均单井动态储量约为II 类储量区的1.9 倍，为III 类储量区的6.2 倍。

1.4.2 水平井和体积压裂是提高产能的有效手段

由于储层较致密，非均质性严重，气井自然产能普遍较低，平均仅为0.35×104m3/d，直井压裂后平均产能为2.55×104m3/d，约为自然产能的7倍，水平井平均产能达6.61×104m3/d，约为自然产能的19 倍。2021 年，针对II、III 类储量区采用地质工程一体化实施“多尺度高密度裂缝”压裂技术，多口水平井平均无阻流量63.0×104m3/d，最高达103.5×104m3/d，单井可采储量（1.80～3.00）×108m3，有效释放了储层产能。

1.4.3 蓬莱镇组、沙溪庙组气藏动态储量差异大

气藏纵向上动态储量差异较大。新场蓬莱镇组气藏平均动态储量为0.20×108m3，新场沙溪庙组气藏平均动态储量为0.51×108m3；中江沙溪庙组气藏平均动态储量为0.67×108m3。蓬莱镇组气藏有稳产期的井不超过20%，稳产期1～2 a；沙溪庙组气藏有稳产期的井占60%左右，稳产期2～4 a。气井稳产能力受配产影响明显，配产比小于0.5 时，气井稳产能力相对更强。同时，由于储层存在应力敏感性，当地层压力下降至某一水平后，压裂缝闭合导致产量递减加快。

1.4.4 单井递减曲线呈现明显的“三段式”

气藏生产采用定产降压和定压降产两种生产方式，产量递减规律以双曲及调和递减为主。图3 为典型单井递减曲线，从图3 可以看出，单井递减曲线呈现初期快速递减、中期缓慢递减及后期平稳递减的明显“三段式”特征，即：生产早期，井底流压高，加砂压裂改造使井底周围渗流能力强，但基质供应不足，因此，气井产量递减率较高；生产中期，基质区域供气跟上，递减速度减缓；生产后期，泄气半径逐渐增大，由远端的基质区域供气，进入低压低产阶段。

图3 典型单井递减曲线Fig.3 Decline curve of typical single well

2 气藏效益开发难点

2.1 砂泥交互，储层预测难度大

川西侏罗系致密砂岩气藏砂体分布主要受分流河道控制，河道多、分布广、宽度窄、厚度薄、岩性和物性横向变化快，常规的单一地震属性很难刻画河道的边界，水平井开发所需的以单砂体为单元的储层预测，河道的期次刻画既是重点也是难点。

同时，低波阻抗泥岩发育导致含气砂岩波阻抗分布区间与泥岩波阻抗分布区间部分重叠，存在着低阻抗泥岩陷阱和中高阻抗砂体预测难点，水平井轨迹设计、储层改造等都需要精准把握储层厚度、孔隙度和含气饱和度等参数，但由于定量预测成果的可靠性受资料品质、岩石物理分析可靠性、地震反演精度及定量预测算法精度等多种因素影响，薄互储层精细预测难度较大。

2.2 低品位储量规模大，难以效益开发

川西侏罗系致密砂岩气藏现有未动用储量约2 900×108m3，未动用储量以低品位储量为主，在目前经济技术条件下，能够效益开发的储量不足10%。从地质因素上可分为远离烃源断层的低丰度储量和断裂夹持区高含水饱和度储量两种类型。

低丰度储量类型以什邡蓬莱镇组气藏为典型，区域内断层不发育，距离烃源断层10 km 以上；无正向构造，油气运移通道不畅，气藏整体充注度低；砂体厚度薄，普遍小于10 m，有效厚度小于5 m 的单砂体占70% 以上，呈条带状分布；油气在局部以岩性圈闭为主的空间聚集，整体储量丰度低，在（0.50～1.25）×108m3/km2，单井产量（0.20～0.60）×104m3/d。

断裂夹持区高含水饱和度储量类型以中江沙溪庙组气藏为典型，单砂体厚度10～30 m，储层条件好，气藏内部断裂发育，但封堵条件差，造成天然气逸散，含水饱和度普遍较高，投产后即产水，产量递减快，无经济开发效益。

2.3 剩余地层压力低，储层改造工艺适应性差

川西侏罗系致密砂岩气藏主力建产区优质储量已基本动用，在气藏滚动扩边及剩余储量挖潜的过程中，出现气藏地层压力为常压或低压，储层表现出孔渗性差、孔喉孔径细小、孔隙连通性弱的低品位化特征。与前期相比，常规压裂工艺适应性变窄，存在改造动用率不高、有效性差和低品位储层压裂伤害高的问题。一方面，目标储层包含块状连续、河道不连续、透镜状的不同砂体类型，前期采用的常规加砂分段针对性不足，有效支撑缝长偏短使得产能损失在40%～60%；另一方面，含量在20%～25%的黏土矿物会引起流动启动压力增加5 倍，压裂后渗透率降低50%的水敏和水锁伤害。

2.4 低压低产井多，维护措施工作量大

现有生产井近2 000 口，平均油压在1.02 MPa，平均单井日产气0.27×104m3，平均单井日产水0.15 m3。其中，油压低于1.00 MPa 的气井占总井数74.94%，日产气低于0.20×104m3的井占总井数56.26%。

气井产气量普遍低于携液临界气量，需要高频次泡排才能维护稳产。目前，77.10%的井产气量低于携液临界气量，差异化泡沫排水采气工艺技术是最经济有效的稳产维护手段，年泡排作业达80 000余次。

气井积液、水淹频繁，需要周期性气举排水才能实现稳产。部分产水量较大的气井积液、水淹停产频繁，主要采用“气举+泡排”“气举憋压+提喷”及“气举+控输”等多种气举工艺组合模式，年作业次数400 余井次。

3 稳产关键技术

3.1 地球物理处理与解释技术

针对川西侏罗系致密砂岩气藏河道砂岩特征，开展地震资料目标处理、河道砂岩精细刻画、储层预测与含气性预测等技术研究，建立了完整的地球物理技术体系[10-11]，有效解决了气藏开发难题，支撑了高效建产与稳产。

3.1.1 地震资料目标处理技术

以“突出河道砂体地震响应特征，保持振幅可靠变化”为处理思路，通过保真去噪、综合静校正、地表一致性稳健反褶积、五维插值及OVT 叠前时间偏移等技术[12]，实现地震资料三高三保（三高：高信噪比、高分辨率、高保真度；三保：保频、保幅、保AVO）目标处理，与前期成果相比，新成果信噪比更高、成像更好、波组更连续稳定、河道特征更清楚，主频更高、频带更宽、低频信息更加丰富（图4），能够满足致密砂岩储层精细刻画和预测要求。

图4 三维地震资料处理效果对比Fig.4 Comparison of different processing results of three dimensional seismic data

3.1.2 河道砂岩精细刻画技术

针对多期河道纵横交织、叠置关系复杂，单河道外形及内幕刻画难度大等问题，以高保真和高分辨率处理数据为基础，通过分频能量融合、三维可视化等建立多域多属性河道砂岩精细刻画技术[13]，从时频域、时空域精细刻画河道外形及内幕信息。将单河道三维子体追踪、河道体系组合、河道群成像等相结合，建立复杂河道群解释方法，提高了河道群的解释精度和效率（图5）。中江气田沙溪庙组新发现河道23 条，新场蓬莱镇组新发现河道15 条，新场沙溪庙组新发现河道3 条，累计新增探明储量超500×108m3。

图5 中江气田沙溪庙组复杂河道规模刻画Fig.5 Large scale characterization of complex river channel of Shaximiao Formation in Zhongjiang Gas Field

3.1.3 河道砂岩储层预测技术

针对薄窄河道储层定量预测及描述难题，建立了递进式储层参数反演与预测技术。首先，利用地震叠前数据实现河道道集快速抽取和生成，面向单河道开展研究，提高河流相储层反演精度；其次，根据地震波形的横向变化来反映储层空间的相变特征，采用波形指示反演技术分辨薄窄河道储层；最后，通过岩石物理模型建立储层岩性、物性、孔隙结构等参数与弹性参数的先验关系，基于贝叶斯分类器储层岩石参数联合反演技术，实现河道砂岩储层的孔隙度等参数精准预测。

3.1.4 河道砂岩含气性预测技术

气藏气水关系极为复杂，同一河道不同位置及同一位置不同河道的含气性存在较大差异，含气性预测面临较大挑战。充分利用测井、钻井、岩石物理和地震数据等资料，寻找储层含气性敏感性参数，结合叠前（AVO 叠前时间偏移、叠前反演等）叠后（振幅属性、波阻抗及吸收衰减等）含气性识别和预测技术，分析方法的适应性及其效果，初步实现河道储层含气性预测。

3.2 测井精细解释与评价技术

针对川西侏罗系致密砂岩气藏特征以及测井精细评价的难点，确立以沉积微相约束的测井曲线标准化预处理为基础，以基于储层五性关系评价分析为关键，以多参数、多维度、多角度储层流体识别技术为核心的测井综合评价思路，形成了致密砂岩气藏测井精细评价技术体系。

3.2.1 沉积相约束测井曲线标准化技术

基于同期同相地层具有相似测井响应的原理[14]，以目的层砂岩段作为标准层，将不同的井划分在各自的沉积相带内，通过统计曲线的特征值频率的分布区间，确定待标准化资料的校正关系，并进行校正。针对区域资料实际情况，主要对自然伽马、中子及密度曲线做了标准化处理。

3.2.2 储层五性关系评价分析技术

川西侏罗系致密砂岩气藏储层孔隙类型多样，孔隙结构复杂，不同的孔隙结构与气井产能密切相关。因此，针对川西致密砂岩气藏在传统四性关系分析的基础上，加入孔隙结构特性分析，开展“五性关系”分析，提出了基于多元回归及六参数BP 神经网络孔隙度计算模型，实现了储层孔隙度的精准评价。同时，由于川西致密砂岩气藏纵向上含气砂组众多，不同砂组，不同河道沉积环境有所差异，因此，需分区分层系建立孔隙度评价模型[15-17]。同时，由于储层孔隙结构复杂，非均质性强，岩芯实验分析表明，岩芯孔隙度和渗透率在交会图上分布离散，呈典型的非线性关系，若采用传统的方法建立渗透率模型，误差较大。研究表明，储层孔隙结构受沉积环境、成岩作用控制，相似的孔隙结构特征决定了储层内部存在相似的流动单元，基于此，提出了以流动单元为基础，通过计算孔隙度、流动单元指数及储层品质因子等参数，采用聚类分析法，分类建立渗透率模型，提高了渗透率解释精度[18]。

3.2.3 储层流体识别技术

前期研究表明，针对川西致密砂岩气藏若采用单一参数（或简单的交会图技术）来识别储层流体性质必会出现误判或准确性不高，因此，需寻找测井信息中最能代表流体的测井特征点开展储层流体识别。通过研究形成了中子-孔隙度斜率法、弹性模量法以及多因素雷达图法开展流体识别。多因素雷达图法是在考虑含水饱和度、渗透率等参数的基础上，加入更能表征储层流体性质的孔隙度体积指数（孔隙度与储层厚度的相关关系）、含气体积指数（孔隙度、储层厚度、含气饱和度的相关关系）等参数，分不同井型（直井、水平井）分别建立川西致密砂岩气藏流体识别图版，运用图形识别的方式开展流体识别[18]，传统的阿尔奇公式目前仍是评价致密砂岩气藏储层含气饱和度的有效方法。但川西致密砂岩气藏岩电实验分析表明，致密砂岩的阿尔奇测井解释参数常常是一个变量，因此，针对川西侏罗系致密砂岩气藏虽继续选用阿尔奇公式来计算饱和度，但引入其他测井参数修正模型表征参数，完善了含水饱和度模型。研究表明，川西致密砂岩气藏储层的胶结指数m、饱和度指数n值与孔隙度、泥质含量、储层品质因子关系密切，通过建立相关关系最终形成了可变m、n计算饱和度方法[18]，进而更为准确地定量评价川西侏罗系致密砂岩气藏的含水饱和度。

3.3 富集区优选与井网优化部署技术

3.3.1 富集区优选技术

富集区优选是致密砂岩气藏规模效益开发的前提之一，通过对各气藏古今构造特征、断砂配置、河道砂储层展布特征等因素与气井产能特征进行相关性分析，发现构造对油气富集具有控制作用，且古构造是关键控制因素，有效断砂配置是油气井获产的前提条件，储层物性好坏是决定气井高产、稳产的关键因素。基于“叠合-复合控藏”思路，提出“有效断砂配置+优势古构造+优质储层”和“有效断砂配置+优势古构造+物性封堵+优质储层”是川西侏罗系致密砂岩气藏的两种天然气富集高产模式。在此基础上，形成了河道砂天然气富集高产区优选技术，寻找烃源岩断层与河道砂有效搭配、储层物性好、与断裂保持一定距离（5～25 km）、古今构造均高或者古构造高、今构造低的区域，作为高产、稳产的首选目标。同时结合工程技术，向构造低部位滚动扩边。

3.3.2 井网优化部署技术

川西侏罗系致密砂岩气藏均位于成都平原经济发达地区，土地资源日渐稀缺，高效利用井场尤为重要。根据地面条件、河道砂展布特征及其叠置程度，提出地面地下一体化的“一场多井、一井多层”立体部署思路（图6）：平面上，根据河道砂体形态及地面条件，形成“一”字形、“Y”形、“X”形及“V”形等形式的井组；纵向上，根据砂体间的叠置关系，开展多层位、多井型井组优化设计，尽可能兼顾多层，提高分散储量的动用程度。在此基础上，根据不同河道储层物性及生产动态，结合经济技术研究，确定各类河道井型优选的物性标准及不同井型组合下的合理井距。采用“一场多井、一井多层”的立体部署思路，实现有利河道评价快速化、成本最小化及储量动用程度最大化。

图6 立体井网部署示意图Fig.6 Schematic of 3D well pattern deployment

3.4 提高单井产量技术

早期储层改造技术主要是直井单层油管压裂或酸化为主开发I 类储层区，压裂规模和施工排量偏小，以疏通近井带污染为主要改造理念。伴随气藏开发对象逐渐变化，水平井开发致密砂岩思路开始推广，为提升单段裂缝有效性和低伤害压裂，戚斌、刘琦等提出了基于低伤害压裂液-纤维-支撑剂团耦合作用的水平井非连续支撑形态控制理念，形成以“脉冲加砂、纤维固砂、低流动阻力压裂”为核心的脉冲柱塞加砂低伤害压裂技术[19-20]，较前期提高裂缝导流能力5～7 倍，有效缝长增加一倍，压裂伤害降低33.6%，平均测试产量达到5.07×104m3/d。依托储层地质精细描述和渗流单元的划分，2017年，黄禹忠等提出以“非均质储层裂缝布缝+裂缝形态优化”为核心的水平井精细分段体积压裂技术[21-22]，该技术可契合地质工程双甜点需求，将裂缝形态与砂体展布有机结合，匹配裂缝形态与储层渗流能力。与脉冲柱塞加砂低伤害压裂相比，压裂分段数由4～6 段提升到8～14 段，裂缝间距由100 m降至60 m，平均测试产量达到7.97×104m3/d。随着储层越来越少，2020 年，开始转换思路，借鉴页岩气水平井压裂技术[23-25]，以构建强支撑多维度的复杂裂缝为出发点，突出裂缝布缝密度、复杂裂缝和人工裂缝支撑性，逐渐形成以“密切割、大规模、足支撑、低伤害、强暂堵”的多维度裂缝高效体积压裂技术，该技术进一步将裂缝簇间距降低至10～18 m，裂缝数量由20～30 簇提高至50～80 簇，施工排量从5～8 m3/min 提高到16～18 m3/min，加砂强度由0.4～0.7 t/m 提高到4.0～4.5 t/m，平均测试产量达到15.64×104m3/d，单井产量持续提高。

3.5 提高采收率技术

对于开发中后期老气藏，随开发的深入和不断更新的地质认识，剩余储量分布越加零散[26]。首先，在通过地震-地质-建模-数模-经济一体化研究搞清气藏剩余气分布基础上，落实剩余气成因，主要分为水平井靶前未射开型、井网控制差型、多层合采动用不充分型和高含水饱和度型。其次，确定各碎片储量的挖潜措施。转层补孔主要针对局部剩余的规模较小的I、II 类储量区，新部署定向井多层合采剩余储量规模稍大且多层叠置的区域，储层好但前期压裂改造效果未达预期、井筒条件好的老井开展重复压裂改造，剩余储量相对集中并且井距较大的区域部署长水平段水平井完善井网，水平井靶前未射开型剩余储量则部署短水平段水平井加密完善井网。局部剩余储量丰度较高井区进行经济评价后井距加密到200～300 m，实施后，单井平均稳定产量3.00×104m3/d，单井平均新增可采储量0.60×108m3，受新井改造影响，老井单井产量上升(0.10～0.60)×104m3/d，加密后气藏采收率提高3.0%～6.0%。查层补孔后老井平均新增经济可采储量(0.38～2.32)×108m3，提高气藏采收率1.0%～2.0%。

大部分气井在生产过程中会产水，造成井筒积液，大幅降低气井产量。川西侏罗系致密砂岩气藏通过气井排水采气智能化管理，依托泡沫排水、超音速雾化及气举等工艺措施形成排水采气技术，现场实施效果显著，提高气藏采收率1.5%。

气井普遍压力低，必须通过增压开采才能实现稳产。川西侏罗系致密砂岩气藏开发早期采用“中压集气、单井建站、一站一设计”模式，站内采用“水套炉加热节流、分离器分离轮计”常规集气工艺；中后期为有效释放高低压气井产能、提高气田开发效益，开展“多压力系统叠置管网结构、集气半径、站场优化工艺、集输管网、建设模式”等多方面优化，形成了“中低增互联互通的三级集气管网、三级阶梯式整体增压、多井建站、标准化设计、钻前-地面一体化”模式，站内采用“井下节流、井口湿气计量、气液混输”为核心的简化工艺。自1999 年开始大规模实施高低压分输和井口增压工作，约75%的气井增产效果明显。通过分析增压效果影响因素，确定了沙溪庙组气藏合理的增压区域为渗透率高于0.2 mD、含水饱和度低于60%的井区，水气比大于1.2×10-4m3/m3的井增压开采效果较好，气藏采收率提高2.0%～5.0%。

4 发展展望

4.1 勘探潜力

川西侏罗系致密砂岩气常规组分、轻烃对比以及碳同位素分析均反映侏罗系天然气主要来自下伏须五段暗色泥页岩，为典型的次生气藏[27]。川西拗陷须五段烃源岩在晚侏罗世末期进入排烃门限，白垩世中晚期进入排烃高峰期[1]，累计生气强度普遍大于20×108m3/km2，为侏罗系气藏的形成提供了优良的资源基础；川西拗陷新场构造带、龙泉山构造带、龙门山构造带以及成都凹陷均发育不同规模的烃源断层，这些烃源断层向下断至须五段烃源层，向上断至侏罗系储集层，为侏罗系天然气成藏提供了良好的输导条件；川西侏罗系发育大规模三角洲沉积，三角洲河道砂体纵向上多层叠置，平面上大面积分布，且储层物性较好，具备良好的储层条件。因此，川西侏罗系仍具有较大的勘探潜力，预计“十四五”期间可新增天然气探明储量1 000×108m3。

4.2 开发展望

“十四五”期间，针对川西侏罗系致密砂岩气藏稳产难、储量品位低难以效益开发的难题，持续深化低渗致密砂岩气藏特殊渗流机理、不同类型气藏开发规律、剩余储量分布及提高采收率对策等方面的研究，形成完善低渗致密砂岩气藏高效动用和提高采收率技术，加大断缝体、断褶体精细刻画技术以及大规模体积压裂技术攻关，不断提升单井产量及EUR 水平，实现少井高产，推进中浅层薄储层、窄河道气藏持续稳产以及深层上三叠统须家河组气藏滚动上产，天然气年产量有望保持在30×108m3以上，并持续稳产。

4.3 工程展望

鉴于低品位致密砂岩对于人工渗流裂缝的需求不断提高，一方面，持续优化高效改造、经济开发内涵指导下多维度裂缝高效体积压裂工艺参数及配套体系，以提升体积压裂和储层动用率为核心，加强对分段分簇、改造规模、低伤害液体研究，同时完善压裂施工现场实施效率，稳固推动工程工艺降本增效。另一方面，多维度裂缝高效体积压裂技术为相近地质条件下的致密砂岩压裂进行了技术储备，对于深层须家河组致密砂岩超千亿方难动用储量的效益开发提供了新思路和方法。

5 结论

（1）川西侏罗系致密砂岩气资源丰富，目前，探明大中型致密气藏13 个，探明天然气地质储量4 900×108m3，探明储量中I、II、III 和IV 类储量区分别占11%、21%、28%和40%，I 类储量区已全部动用，II 类储量区动用率达95%，III 类储量区动用率为30%，IV 类储量区暂时未动用。

（2）针对川西侏罗系致密砂岩气藏类型多样、砂体叠置关系复杂、储层物性差、气水关系复杂、低品位储量规模大、低压低产井多等特点，中国石化西南分公司形成了地球物理处理解释技术、测井精细评价技术、富集区优选与井网优化技术、剩余气定量描述技术和体积压裂等技术相结合的稳产技术体系，支撑了川西侏罗系致密砂岩气在20×108m3以上稳产18 a，未来仍将保持持续稳产上产势头。

（3）为进一步实现持续上产稳产，需持续加强地球物理技术攻关，继续寻找优质储量，同时针对难动用储量开展工艺技术攻关，推广混合井型+大规模多段多簇体积压裂储层改造工艺，充分挖掘老井转层、侧钻、重复改造、工艺维护措施潜力，以“少井高产”为目标，加强提高采收率理论攻关与技术创新，推进气藏开发向精细化管理转变。