面对兴隆气田开发难点，油田坚定信心，加大新技术应用，全力实现兴隆1-1井高效开发。

　　6月21日，江汉油田部署在兴隆气田长兴组礁滩的首口开发井兴隆1-1井完井测试，获得57.32万立方米/天高产工业气流，大大提振了兴隆气田的开发信心。

　　兴隆气田长兴组生物礁滩气藏是典型的“小而肥”气藏，但储层非均质性强、储量规模小，且气藏高含硫，这些都为效益开发带来严峻挑战。经过10年摸索，也是该油田常规气开发向外甩开的迫切需要，去年10月兴隆1-1井正式开钻，旨在有效动用兴隆1井区探明储量。

　　10年“蛰伏”信心愈加坚定

　　自2010年兴隆1井测试获51.7万方/日高产工业气流后，兴隆气田的开发一直处于“沉寂”阶段。“兴隆气田是‘小土豆’状的小型礁滩，优质储层规模小且分散，又是高含硫，对工具工艺要求都高。”该油田页岩气管理部副经理陆亚秋表示，气田的开发难点是有目共睹的。

　　虽然困难重重，科研人员依旧充满信心。“兴隆1井实钻证实了该区块的开发潜力。”陆亚秋介绍道，“开江-梁平陆棚两侧的台缘相带是孕育二三叠系礁滩优质储层的摇篮，具有相同沉积背景的元坝气田、普光气田都是酸性气藏产气大户，邻区中石油重庆气矿也在此地斩获多口百万方高产工业气流井。”

　　气田的开发光有信心还不够，还要有具体举措。科研人员通过四轮的联合攻关，逐步深化、细化气藏地质认识，明确礁滩优质储层分布范围，落实了气藏可动用储量。他们参考普光、元坝气田开发经验，制定合理的开发技术政策，优化了部署方案，同时根据高含硫气藏特征，调研国内外先进技术，完善钻井和采气工艺等。

　　凭着扎实的研究和充分的准备，最终兴隆气田长兴气藏开发方案顺利通过审查。2021年，该油田部署兴隆1-1井，为降低安全风险，兴隆1-1井靶前位移长达3.4公里，为目前川东北靶前位移最大的井。

　　地下3.4公里外找准“入口 ”

　　优质储层是“靶”，找准入靶位置是核心，然而3.4公里的靶前距却成为“拦路虎”。

　　“大位移井我们没有经验，感觉就像在地下‘盲打’。”勘探开发研究院天然气开发所书记康红表示，以往直井钻完后直接进入水平段，入靶相对简单，靶前距长相当于给“准头”蒙上一层纱，找准靶点很难。此外，地震标志层不强、岩性界面和测井响应特征不明显，导致长兴组识别难度大，对进入水平段A靶靶点判定有一定影响。

　　科研人员借鉴成熟经验，首次使用元素录井技术，变“摸着打”为“看着打”。“长兴组是白云岩富含镁元素，灰岩主要是钙元素，以元素含量差别，精准卡层、入靶。”康红说道。

　　结合实钻地层产状及地震资料，科研人员深化不同相带长兴组顶界面的认识，进一步精修目的层地质导向模型，在模型中标注钻头位置与导向关键点，明确进入A靶优劣判别标准，提前计算入靶路径及进尺等，优化指导钻井工程顺利施工。通过认真核准基础资料，反复论证验算，最终决定将井斜控制在84.0度探A靶点井深。

　　在“甜点层”中精准穿行

　　不到40米厚的“甜点层”、礁滩小、储层横向变化快，在这样430米长的目的层精准穿行并非易事。“水平段不敢打快，每天就打四五十米。”研究院现场地质导向技术骨干高岸华表示。

　　由页岩气管理部牵头，采气一厂联合研究院等单位组成的地质导向小组，每日碰头会诊，动态调整钻井导向。穿行70-100米后，气测显示越来越弱、突然没了，在大家的认识中，这个位置是从礁边缘到礁主体部位，显示应该越来越强。所有人都心里咯噔一下：难道认识不准、轨迹设计有问题?

　　带着担忧，科研人员深化储层精细雕刻，他们利用0VT域解释资料，重新加紧解释分析，并借助最大振幅敏感属性，为生物礁优质储层“拍高清照”。“之前认为中心部位的地方存在一个礁间差储层过渡带，这也就解释了气测显示为什么会变弱。”高岸华说。

　　除了给科研人员吃下“定心丸”，对储层的再认识为后期钻井轨迹控制提供了理论支撑。地质导向小组根据随钻测井曲线跟踪及模型计算，准确控制井眼轨迹在目的层内穿行，最终该井有效储层穿行率达88.5%，测井解释气层380.5米。

　　为确保安全高效试气，采气一厂和石油工程技术研究院共同精心制定试气方案，加强压力、产量等监控，提前制定复杂情况的应对措施，保障现场试气安全。该井的测试获气，进一步坚定常规气稳产上产信心，下步将全力建设兴隆气田储量价值化“模范试点”。