2020年以来，大牛地气田下古生界碳酸盐岩D1-544、DK13-FP9、DK13-FP4等多口气井在试气阶段相继获得高产，实现了大牛地下古奥陶系气藏产能的突破。

   盆地下古生界海相碳酸盐岩是天然气开发“新”领域，做好大牛地气田奥陶系气藏开发既可以为气田的长期稳产提供储产量接替，又为分公司其他区块下古气藏开发评价提供借鉴与技术支撑。“大牛地下面找大牛地”，一直以来受到各级领导的重视和指导。近两年来研究院技术人员通过岩溶发育特征、古地貌刻画、缝洞特征等研究，明确了气藏高产主控因素，落实了开发有利区，为下古气藏的高效开发奠定基础。

   开展立体评价，明确开发有利区

   2017年以前，由于大牛地气田下古奥陶系气藏储层非均质性强、单井产能差异大，规模效益开发难度大，低产井比例高达70%。2018年以来，大牛地开发所在前期研究成果的基础上开展下古气藏特征研究, 建立大牛地奥陶系岩溶发育模式，指导总结马五5亚段岩溶储层发育特征及分布规律。

   为落实奥陶系整体的开发潜力，技术人员转变思路，以“上古建产、下古评价、以建带评”为原则，加大直井评价力度，在利用上古生界建产的同时，对直井加深几百米评价下古储层发育情况，实现了一井两用的作用，拉开了下古奥陶系气藏立体评价的序幕。部署完钻的14口直井均钻遇下古储层，平均气厚25.6m，其中D1-530在马五5、马五6-10取得良好的钻遇效果，单井钻遇气层厚度28.5米，该井马五5、马五7投产初期油压16.5MPa，日产气量3.0万方，进一步证实了大48井区下古岩溶储层叠合发育，并且断裂附近是下古岩溶及成藏的有利区，最终优选出大48井区有利区。

   井位精细部署，夯实产能建设基础

   面对有利区内部储层变化快、预测难度大，如何对大48井区岩溶储层有利区这块“肥肉”进行高效井位部署，给我们带来新的挑战。研究院大牛地天然气开发研究所组建下古奥陶系气藏开发评价与井位部署攻关小组，持续深化大牛地下古岩溶储层高产主控因素，寻找天然气富集的部位，为井位部署提供依据。

   研究团队系统开展了全区下古试气井的白云岩发育特征、古地貌位置及压裂施工情况分析，特别是创新引入压裂施工曲线分析，判断天然裂缝沟通情况，分析裂缝发育程度，将岩溶储层分为洞穴型、裂缝-孔洞型、孔隙型三类，明确了前两类储层是气藏高产的关键。

   以气藏高产为目标，地质物探联合攻关，发现顺着古地貌地势较低的部位，岩溶水更容易流动、下渗，储层岩溶作用强，易发育溶蚀孔洞，“储气”性能更好；物探上开展基于波形突变的蚂蚁体追踪和高频吸收的瞬时频率技术攻关，明确了裂缝、溶蚀孔洞这类有利储层的空间展布及规模。基于不同储层类型采取差异化井距，不规则井网部署，在大48井区内马五5单层发育区进行水平井开发，马五5-7叠合有利区进行直井合采开发，为下古岩溶气藏的高效开发奠定了坚实的基础。

   地质工程一体化，保障气藏高效开发

   针对碳酸盐岩气藏复杂的地质特点，2019年分公司开展地质工程一体化开发先导试验，旨在优化开发技术政策、完善配套工程技术及除硫集输工艺，提高单井产量。

   为了确保大牛地下古气藏开发项目高效实施，提高开发经济效益，按总部指示，3月分公司成立大牛地气田下古生界气藏地质工程一体化项目组, 为奥陶系的高效开发“保驾护航”。地质上井位跟踪过程中精细刻画构造趋势、加强储层预测、优化入靶深度、及时调整水平段轨迹, 保障气井钻遇效果；钻井上从集约化钻井提速、低压差储层保护、防硫安全钻井等方面制定提速提效方案；压裂上上针对不同类型储集体差异化设计酸压工艺；地面上完善配套工程技术、除硫集输等工艺，释放气井产能、助力气藏高效开发。

   截止9月底，下古气井取得良好开发效果。2019-2020 年方案完钻测试6口水平井，平均日产量4.8万方；压裂试气直井6口，初期平均日产气3万方，其中直井D1-544在马五5-7亚段求产，日产气5.5万方，测试日无阻流量32.65万方，创大牛地下古直井产能新高。