普光高酸性气田井筒管材及完井方案优选

四川盆地普光气田属于高含H₂S和CO₂的碳酸盐岩过成熟酸性气田,存在气藏压力高、埋藏深度大、地质构造复杂、腐蚀严重、易喷易漏、安全风险高等开发难题。为解决上述难题,实现气田的安全高效开发,在深入调研国内外高含硫气田完井技术现状的基础上,分析了硫化氢、二氧化碳以及氯离子等对井下管材的腐蚀方式,提出了管柱腐蚀的防治措施：①采用防腐蚀管材;②注入缓蚀剂;③将上述两种方式综合应用。进而设计了3种完井方案：①高镍基合金完井;②高镍基合金与高抗硫材质组合完井;③高抗硫材质完井。经分析对比,最终确定采用镍基合金和高抗硫钢套管组合,配合镍基合金油管和永久式封隔器的完井方案;射孔后下酸压-生产一体化完井管柱,酸化压裂后投产。该方案成功解决了气井酸压、生产、防腐蚀等问题,具有防腐性能优越、后期维护成本低、管柱有效生产时间长、安全系数高等特点。     

普光高酸性气田井简管材及完井方案优选

四川盆地普光气田属于高含H2S和CO2的碳酸盐岩过成熟酸性气田,存在气藏压力高、埋藏深度大、地质构造复杂、腐蚀严重、易喷易漏、安全风险高等开发难题.为解决上述难题,实现气田的安全高效开发,在深入调研国内外高含硫气田完井技术现状的基础上,分析了硫化氢、二氧化碳以及氯离子等对井下管材的腐蚀方式,提出了管柱腐蚀的防治措施:①采用防腐蚀管材;②注入缓蚀剂;③将上述两种方式综合应用.进而设计了3种完井方案:①高镍基合金完井;②高镍基合金与高抗硫材质组合完井;③高抗硫材质完井.经分析对比,最终确定采用镍基合金和高抗硫钢套管组合,配合镍基合金油管和永久式封隔器的完井方案;射孔后下酸压—生产一体化完井管柱,酸化压裂后投产.该方案成功解决了气井酸压、生产、防腐蚀等问题,具有防腐性能优越、后期维护成本低、管柱有效生产时间长、安全系数高等特点.     

超深高含硫气藏完井管材优化与实践

为了缓解元坝气田完井安全性和经济性的矛盾,介绍了元坝气田在选材过程中开展的国产镍基合金油套管、电镀钨合金衬管和钛合金油管等不同材料的性能评价以及现场的应用情况。研究认为,通过适用性设计及系统试验评价,形成不同深度镍基合金材质的优化组合,并大规模应用国产材料,是超深高含硫气藏实现安全经济完井的一项重要途径。电镀钨合金管抗腐蚀性能优异,需对镀层厚度优化设计并优选上扣管钳钳牙,对于不作为油气泄漏屏障的衬管可满足使用要求。钛合金油管抗腐蚀性能优异,力学和整管性能满足标准对同钢级碳钢油管性能的要求,气密封性能优异,质量约为镍基合金的60%,在降低完井成本的同时可提高管柱的安全系数,有望替代传统的镍基合金油管。研究结果可为超深高含硫气藏完井管材的选用提供参考。     

高含硫气田电化学腐蚀现场试验研究

针对高含硫气田开发的腐蚀问题,开展了现场和室内腐蚀评价研究。研究结果表明,在目前试验井争件下,介质的电化学腐蚀性不强,材料的平均腐蚀速率小于0．1mm／a,腐蚀以局部点蚀为主。室内研究表明,水中Cr含量对腐蚀影响严重。高含硫气田在生产过程中,可能会产出含Cl^-的地层水或出现元素硫沉积的问题,其对腐蚀的影响及防护措施应引起高度重视。     

元坝气田长兴组气藏含水饱和度计算

元坝地区含水饱和度的计算一直是困扰储层评价的技术难题.孔隙度、孔隙结构、围压、地层水矿化度、温度是影响含水饱和度准确计算的主要因素.根据储层特点选取合适的饱和度计算参数,提高含水饱和度解释精度是十分必要的.文中以Archie公式为基础,结合区域地质特点和川东北地区礁滩储层岩电分析资料,求取接近储层地层水矿化度条件下的胶结指数m及饱和度指数n,并对影响因素分析和优化,得到适合该区实际情况的含水饱和度计算模型,对比密闭取心含水饱和度分析,误差较小,说明该模型精度较好,适用于计算该区的含水饱和度.     

元坝气田长兴组未开发气藏采收率初探

元坝气田长兴组气藏属于高含硫、超深层、低孔渗碳酸盐岩气藏,目前处于未开发阶段,技术可采储量计算中采用经验公式法、类比法、物质平衡法等多种方法进行综合分析,确定了各个储量计算单元的采收率,完成了技术可采储量的计算,为科学、合理地编制元坝气田长兴组气藏开发方案提供了重要依据。     

元坝气田超深高含硫水平井测试投产一体化技术

元坝气田长兴组气藏埋深约为7 000 m,温度高达157℃,前期采用测试、投产分步工艺,存在管柱埋卡、工具失效、地层漏失严重等难题,产层二次污染严重,投产时酸化解堵难度加大,费用高,周期长。通过地质研究、力学计算,结合室内管材模拟腐蚀实验,形成了一套测试投产一体化工艺技术。完井方式为衬管,管柱材质根据井温不同选4C或4D类镍基合金,并精简了管柱中工具数量;采用气密封检测技术保证管柱密封可靠性,采取加装封隔器扶正器、底部筛管加长、正反循环坐封封隔器等措施,在降低工程难度的同时保证了工艺的顺利实施。以上工艺和技术,应用在YBXXH井,在天然气绝对无阻流量为600×10⁴m³／d的情况下,一次性完成了测试和投产,为该区域勘探开发提供了有力的技术支持。     

元坝气田产出水集输系统腐蚀特征及防护措施实践

元坝气田是国内首个超深高含硫生物礁大气田,高产量的同时也伴随大量产出水。随着开发的进行,腐蚀问题日渐明显。介绍了元坝气田产出水集输系统的腐蚀问题及防护措施实践:按腐蚀破坏形态分类,目前元坝气田产出水集输系统的腐蚀属于局部腐蚀;抗硫碳钢无法在高含硫气田产出水集输系统单独使用,添加缓蚀剂可以使抗硫碳钢的使用寿命延长;管道停运期间因介质不均匀性增强,易导致腐蚀加剧。此外,气田开发生产过程中,因传统的定点在线腐蚀监测技术对点蚀、孔蚀等局部腐蚀受限,应全面引入射线检测、超声波测厚等无损检测手段,弥补定点监测的缺陷。      

元坝气田长兴组气藏含水饱和度计算研究

元坝地区含水饱和度的计算一直是困扰储层评价的技术难题。孔隙度、孔隙结构、围压、地层水矿化度、温度是影响含水饱和度准确计算的主要因素。根据储层的特点选取合适的饱和度计算参数,提高含水饱和度解释精度是十分必要的。本文以Archie公式为基础,结合区域地质特点和川东北地区礁滩储层岩电分析资料,求取接近储层地层水矿化度条件下的胶结指数m及饱和度指数n,并对影响因素分析和优化,得到适合该区实际情况的含水饱和度计算模型,对比密闭取心含水饱和度分析,误差较小。说明该模型精度较好,适合该区含水饱和度计算。     

元坝含硫气藏水平井完井方式适应性评价与优选

元坝长兴组气藏属于超深、高温、高压、高含硫等特点,储层非均质性强,气水关系复杂,完井安全性与经济性矛盾突出,其水平井完井方式应比常规气井更具较宽的适应性,以满足气井整个寿命周期的各种作业、生产及经济要求.在岩石强度测定等室内实验、酸化前后临界生产压差和单井产能模拟计算、YB103H等井现场试验基础上,通过完井方式对地质特征、地质力学特征、产能、气水关系、工程工艺风险和技术经济适应性评价,形成了元坝超深水平井完井方式优选方法和方案.研究表明,Ⅰ一Ⅱ类较多的礁相储层以衬管完井方式为主,不需要分段改造即能满足产能要求;对于部署在礁相,井眼方位与地层最大主应力夹角小于20°的水平井,采用裸眼完井降低完井投资;对于Ⅰ一Ⅱ类较少的叠合区、滩相储层,宜采用射孔完井,以便实施针对性储层改造;边底水较为发育区域,采用射孔完井并通过优化完井参数延缓边底水锥进.不同完井方法在不同类型储层进行了现场试验,元坝103H、元坝124-侧1、元坝10-侧1等试验井获得高产,实现了元坝超深水平井开发的突破.     

高含硫气田元素硫沉积及其腐蚀

高含硫气田在开发和维护过程中容易出现硫沉积并引发严重硫腐蚀,由此造成的管道堵塞、管道腐蚀穿孔、设备损毁失效都会严重影响油气田的正常生产。为此,分析了高含硫气田中元素硫的来源：①烃类硫酸盐的热化学反应;②高温高压下H₂S的缩聚反应;③硫烷的分解;④离子多硫化物的分解;⑤氧气对H₂S的氧化;⑥溶解在液态烃中的元素硫。阐述了硫沉积的发生机理：元素硫能溶解在酸性气体中,主要是溶解在硫化氢中。剖析了硫腐蚀机理：包括以元素硫的水解为基础的催化机理、水解机理、电化学机理和直接反应机理。探讨了硫腐蚀的影响因素：温度、压力、氯离子、硫的存在形式和流速等。最后建议：针对硫沉积区的特殊环境,开展多介质多相混合流体中管线的硫腐蚀机理研究,并建立其腐蚀模型。该研究成果可为高含硫油气田的安全有效开发提供参考。     

元坝气田硫溶解度Chrastil预测模型

准确预测硫在含H₂S气体中的溶解度是元坝气田硫沉积研究的关键之一。文中通过拟合元坝气田硫溶解度实验数据,得到适用于元坝气田的硫溶解度Chrastil预测模型,分析了拟合的双对数曲线特征;之后采用该模型分析了预测误差,并与目前广泛应用的Roberts模型预测结果进行了对比。研究结果表明：硫溶解度与气体密度双对数曲线呈分段式特征,因此需分段拟合;缔合数随温度压力变化而变化,反映溶质与溶剂分子在不同温度压力下的缔合作用,在储层温压条件下,平均每个硫分子结合2.58个混合气体分子;拟合得到的硫溶解度Chrastil预测模型预测结果较好,相对误差在2%以内,可以满足工程计算要求,而Roberts模型预测的硫溶解度比实验测量值高出2个数量级,应用该模型预测元坝气田硫溶解度,会高估元素硫的溶解量和析出量。文中的Chrastil预测模型能够准确预测元坝气田的硫溶解度,可为后续开展元坝气田考虑硫沉积的数值模拟研究提供理论基础。     

四川盆地东北部元坝地区长兴组层序-沉积相特征

四川盆地东北部元坝地区二叠系长兴组(P2ch)沉积期继承了吴家坪组末期古地理格局,经历了早期浅滩到中晚期生物礁镶边台地的沉积演化。通过野外露头、钻井、三维地震资料综合研究,将P2ch划分为2个三级层序,4个四级层序,以四级层序界面与高位体系域压缩法相补充作为绘图单元,通过单井层序精细标定,运用等分地层切片、沿层属性提取以及生物礁手工追踪等技术方法,编制了层序-沉积相图。研究表明:SQ1沉积时期,台地-陆棚沉积分异,生屑滩的分布由零星发育逐渐演化为连片分布;SQ2沉积时期,对应2期生物礁生长,前期在礁后发育礁后澙湖、生屑滩、滩间沉积,后期在主体部位发育暴露浅滩储层,滩后形成滩后澙湖沉积。P2ch生物礁滩发育在时间上具有早滩、晚礁的特征,平面展布上具有前礁、后滩的特征。     

四川气田腐蚀特征及防腐措施

四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题，气田开采过程中存在多种腐蚀环境，70％以上的气井是含硫气井，如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境，四川气田在开发过程中不断总结经验，逐渐形成了一系列有效的防腐措施，包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等，保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境，建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置，为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施，对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。     

元坝气田长兴组气藏生物礁相储集层发育特征

针对元坝气田长兴组生物礁相储集层非均质性强、分布复杂的特点,应用岩心分析、测录井等相关资料,对储集层特征、优质储集层分布规律及其控制因素进行了分析与探讨。白云岩是气藏的主要优质储集岩,长兴组生物礁相储集层属于中低孔、中低渗储集层,储集空间以溶孔和白云石晶间孔或晶间溶孔为主。Ⅰ类和Ⅱ类优质储集层大多为滩相溶蚀孔洞型和潮坪相溶蚀孔洞型白云岩,主要分布于礁盖、礁顶和礁后。有利沉积微相（滩相和潮坪相等）是形成优质储集层的基础,白云石化作用和多期溶蚀作用是形成其先决条件。     

高含硫气田集输管材耐腐蚀评价

高含硫气田采气工程金属管材的腐蚀评价包括硫化氢应力腐蚀开裂、氢致开裂、电化学腐蚀3个方面,模拟工况应综合考虑H2S/CO2分压、温度、气液相、单质硫、流动条件、应力加载和矿化度等评价条件。采用淬火加回火工艺制造的L360QCS直缝埋弧焊钢管,硫(0.02％)、磷(0.003％)元素含量控制低,硬度小于248HV,在模拟普光气田高含硫集输工况的条件下没有发生氢致开裂和硫化氢应力开裂,管材的抗硫性能较好。     

元坝气田长兴组礁滩相岩性气藏形成与演化

运用地质、地球化学正反演相互印证的方法,对元坝气田长兴组礁滩相岩性气藏天然气的成因与来源及形成演化进行了系统研究。结果表明：元坝气田长兴组礁滩相岩性气藏天然气主要为古油藏原油裂解气,部分气源直接来自烃源岩;晚三叠世—早侏罗世,原油沿层间缝和节理缝运移至储集层,形成古油藏;晚侏罗世—晚白垩世古油藏裂解,天然气沿裂缝-孔隙型储层二次运移与聚集,形成古气藏;晚白垩世以来,天然气进一步调整运移,现今气藏形成。现今气藏经历了物理调整改造与天然气组分的化学改造,元坝气田西北部小幅度抬升,埋藏深度相对较浅,TSR反应程度较东部变弱。     

普光气田集输管材腐蚀评价及缓蚀剂加药工艺优化

普光气田H₂S平均含量15.18%,CO₂平均含量8%,且含单质硫。为解决该气田湿气集输工艺管材的腐蚀问题,参考NACE MR0177/ISO15156,规定了试样的制备方法,避免了因试样问题产生的评价结果偏差。评价条件增加了单质硫含量、介质流速两个条件,实现了对普光气田工况条件的模拟,解决了按NACE MR0175标准H₂S分压大于1 MPa时无法选材的难题。开展了L360抗硫管材的氢脆、硫化物应力开裂及电化学腐蚀的分析评价,结果表明,采用淬火加回火制造工艺、严格控制S（0.003%）、P（0.02%）元素含量、硬度小于248 HV的L360管材,其抗硫性能满足使用要求;但在高含H₂S、CO₂且单质硫共存的条件下, L360抗硫管材电化学腐蚀严重,平均腐蚀速率达0.165 7 mm/a,腐蚀产物主要为FeS,电化学腐蚀主要受H₂S控制。因此对缓蚀剂加注工艺进行了优化,制订了一套预膜型缓蚀剂+连续缓蚀剂的实验室评价方法,规定了试片预膜处理的具体步骤,并优选出有机胺盐和季胺盐复配物为主的连续缓蚀剂+咪唑啉和吡啶衍生物为主的预膜缓蚀剂,现场应用后腐蚀速率控制在0.043 2 mm/a。优选的L360抗硫钢和缓蚀剂在普光气田湿气输送集输工艺得到成功应用。     

元坝气田长兴组气藏有效储层物性下限标准研究

针对元坝气田长兴组碳酸盐岩储层孔隙结构复杂、非均质性强的特点,通过测试法、实验分析法、经验统计法等多种方法,对长兴组储层的有效孔隙度下限进行了综合研究,确定了元坝气田长兴组气藏有效孔隙度下限为2.0%,完成了元坝气田长兴组气藏第一期探明储量计算.     

元坝气田长兴组超深层缓坡型礁滩相储层精细刻画

四川盆地元坝气田长兴组气藏埋深达7 000 m左右,生物礁滩规模小、分布分散,储层薄、物性和连通性差,加之气藏具有复杂的气-水关系和高含硫化氢、二氧化碳,其开发属世界级难题。为实现该气藏规模、有效开发,作者创新和集成一系列技术,对生物礁滩储层及其内部结构进行了精细刻画。首先,在该区层序划分、沉积微相研究和现代礁滩相研究、成岩作用研究成果基础上,总结了有利储层发育的主控因素,建立了礁滩储层发育模式。第二,以此发育模型为指导,开展测井储层识别与物性评价,进而井-震结合建立正演地质模型,利用地震敏感属性提取及反演方法,预测了储层平面展布。第三,采用地质约束、地震技术相结合的方法,通过剖面识别、平面约束、三维边界雕刻、礁滩体连通性检测和三维精细雕刻,精细刻画了生物礁滩储层空间展布。最后,分析了生物礁体之间的连通性以及优势储层空间分布情况,总结建立了该区长兴组生物礁储层3种主要结构模型,为元坝长兴组气藏开方案编制与开发井部署提供了技术支持。