元坝气田超深高含硫生物礁气藏高效开发技术与实践

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏具有埋藏超深、高温高压高含硫及地形地貌复杂等特点,天然气开发工作面临着直井产能偏低与如何有效提高单井产能、开发方案抗风险能力弱与如何实现降本增效、地面工程条件复杂与如何绿色安全开发等突出矛盾。为此,从积极开展先导试验、积极组织技术调研、创新管理运行机制、精心组织科研攻关、科学编制开发设计、精心组织工程施工、强化严细管理等6个方面推进元坝气田开发建设,攻关形成了超深层小礁体气藏精细描述、小礁体底水气藏水平井部署优化、超深高含硫气藏水井平钻完井、高含硫气藏天然气深度净化及高含硫气田安全生产控制等技术,建成了全球首个埋深近7000 m、年产40×108 m3混合气的超深层高含硫生物礁大气田和具有中石化自主知识产权的天然气净化厂,实现了元坝气田的安全生产和效益开发。结论认为,元坝气田的高效安全开发为盘活更多的超深高含硫天然气资源开辟出一条成功的路径,所形成的先进管理理念和技术创新成果可为同类型气田的开发提供有益的借鉴。     

元坝气田长兴组超深层高含硫生物礁底水气藏持续稳产关键技术

四川盆地元坝气田长兴组气藏为高含硫生物礁底水气藏,具有礁体多期叠置发育、储层非均质性强、气水关系复杂的特征,开发初期部分气井底水锥进迅速,产量、压力下降快,预测天然气稳产期短,且存在部分小礁体储量动用不充分等问题。为实现气井见水时间预测与防控、剩余气精准高效挖潜、压降控制和硫堵防治,梳理了气田开发过程中形成的复杂生物礁底水气藏控水稳气、剩余气高效动用及保压稳产等系列气藏持续高产稳产关键技术,并提出了气藏持续稳产的攻关技术方向。研究结果表明：(1)控水稳气技术可实现产水井采侵平衡和水气比总体稳定,可有效提高气藏开发效果;(2)剩余气高效动用技术可对剩余气进行精细描述和潜力评价,实现了调整井的高产高效,夯实气藏稳产基础;(3)保压稳产配套技术可有效控制气藏压降速率,保障了气田长期稳定生产;(4)综合应用上述多项技术,元坝气田高产稳产年限由方案设计的6年延长至9.7年,气藏采收率提高了12.8%,持续稳产效果显著。结论认为,该技术能够有效解决储层高含硫、强非均质性、气水关系复杂、底水锥进迅速、剩余气区礁体分布“小、散、薄、深”、压降速率过快和井筒硫沉积等方面的难题,对实现同类气田长期高效开发...     

超深高含硫生物礁气田安全高效开发技术

川东北元坝气田上二叠统长兴组礁滩气藏埋深达7 000 m,气藏礁滩体小而分散、储层薄、非均质性强、气水关系复杂,加之高温、高压、高含硫化氢,国内外尚无成功开发先例。针对长兴组气藏的特点,采用井震结合的方法,对生物礁储层发育模式及展布特征进行研究,创新形成了以超深层小礁体气藏精细描述技术、水平井优快钻井技术、水平井轨迹实时优化调整技术、高含硫气井安全采气工艺技术、集输系统综合防腐技术等为核心的超深层高含硫气田开发关键技术,取得了良好的应用效果,建成了国内埋藏最深的高含硫生物礁大气田,达到了设计指标,实现了元坝气田的安全高效开发。     

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。     

元坝气田超深高含硫气井测试及储层改造关键技术

四川盆地东北部元坝气田具有高温、高压、高含H₂S特性,储层埋藏深且非均质性强,由此带来了测试工艺复杂、储层改造困难、井控安全风险大等困难。在元坝超深高含硫气井测试实践中,逐步形成了材质优化选择、一体化管柱多功能APR测试、多级压力控制、测试制度优化、快速返排、井控工艺、堵漏压井工艺、地面流程安全控制技术及海相储层改造工艺技术,从而满足了元坝气田“三高”气井试气的需要。现场应用结果表明,已施工完的16口井55层,获得工业气流14口井23层,未发生一起安全事故,有效保障了元坝气田勘探的顺利进行,取得了安全、优快、环保的工作效果和重大社会经济效益。     

超深、高含硫底水气藏动态分析技术——以四川盆地元坝气田长兴组生物礁气藏为例

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组生物礁气藏（以下简称为元坝长兴组气藏）为高含硫、局部存在底水的条带状生物礁气藏,储层非均质性强、气水关系复杂,常规的动态分析技术并不完全适用。为此,通过在该气藏开展井筒压力折算、动态产能评价、动态法储量评价以及水侵早期识别与水侵动态评价等研究,落实了气井产能、动态法储量以及水侵动态等关键问题。研究结果表明：①所建立的井筒压力折算模型计算的压力误差小于1%,温度误差小于5%,满足现场要求;②建立了考虑硫沉积的稳态产能方程及一点法产能公式,在开发中期,对气井产能进行动态评价以指导气井的优化配产及气藏合理采速的确定;③建立了单井动态法储量评价图版,并针对同一连通单元内的气井,建立“虚拟井”以计算区域内动态法储量,并形成了相应动态法储量评价技术,平均单井动态储量为24.55×108 m3;④综合考虑高含硫、双重介质、底水等因素,建立了气藏非稳态水侵量计算模型,并形成了生物礁底水气藏水侵动态评价技术;⑤该气藏目前水侵量整体较小,地层水相对不活跃,水体能量为弱—中等。结论认为,所取得的研究成果不仅为元坝长兴组气藏的高效开发提供了有力支撑,还可以为其他同类型气藏提供借鉴。     

元坝气田复杂生物礁气藏气水分布精细表征方法

生物礁气藏储层非均质性强,气水分布复杂。为了得到与实际气藏更相符的气水分布模型,首先确定储层分类评价指数,如储层质量指数（RQI）、流动单元指数（FZI）和物性综合指数（Zs）等,建立新的储层分类标准;然后据此标准对气藏三维地质模型的储层属性进行分类和分区,并分类赋予归一化后的每类相对渗透率曲线和毛细管压力曲线,达到对流体分布精细刻画的目的。研究表明：综合考虑多个储层物性特征参数和渗流属性参数对岩心实验样品及气藏模型进行分类,更能反映不同类型储层的储渗特征;在基于储渗属性分区的气藏模型中,利用J函数方法重新生成气藏的毛细管压力,并结合各类相对渗透率曲线的端点值,精细描述气藏气水分布特征,能更好地反映气藏流体分布的非均质性。利用该方法建立的数值模拟模型与气藏静动态特征吻合度较高,同时解释了产水井生产动态与前期地质认识不一致的现象。     

元坝气田长兴组生物礁气藏特征及开发对策

四川盆地元坝气田是世界上已发现埋藏最深的高含硫碳酸盐岩气田,上二叠统长兴组生物礁气藏具有埋藏超深,礁体小、散、多期,储层薄、物性差、非均质性强,流体分布复杂,直井产量低等特点;气藏开发面临礁相白云岩储层时空展布规律研究需不断深化,小礁体精细刻画与薄储层定量预测困难,水平井部署与优化设计影响因素众多,长水平段水平井长穿优质薄储层难度大等诸多难题。为实现对该气田的高效开发,开展了生物礁储层分布规律与发育模式研究、小礁体精细刻画与薄储层定量预测、条带状小礁体气藏水平井优化设计、超深薄储层水平井轨迹实时优化调整等技术攻关。相关系列攻关成果有力地支撑了元坝气田的开发建设,建成了我国首个超深高含硫生物礁大气田,混合气产能可达40×10~8m~3/a。该气田的成功投产,一方面奠定了我国在高含硫气田开发领域的领先地位;另一方面,对保障"川气东送"沿线六省两市70多个城市的长期稳定供气,对促进中西部产业结构调整和沿江区域经济发展也具有重大意义。     

元坝气田超深层生物礁气藏产水类型识别与开发对策

元坝气田是一个以孔隙为主、局部发育裂缝(溶孔)的碳酸盐岩礁滩相气藏,礁、滩内部非均质性很强,形成"一礁一藏""一滩一藏"的气藏分布模式,气藏气水关系复杂,不同礁滩体具有独立的气水系统,水体主要分布在东区。制定产水井出水类型判别方法对于不同类型产水区合理高效治水具有现实意义。通过采出程度和水气比双对数曲线法、出水累计天数和水气比半对数曲线法,在100余组压汞实验数据的基础上,划分产水井类型并提出了相应的开发对策。结果表明:①产水气井的类型划分为"溶孔+裂缝""裂缝+孔隙(溶孔)""裂缝+溶孔""网状裂缝"型4类;②"溶孔+裂缝"型的水侵特征为无水采气期可持续至采出程13%左右,平均水气比较小,"裂缝+孔隙(溶孔)"型的无水采气期可持续至采出程度9%左右,产水量相对较小,平均水气比较小,"裂缝+溶孔"型的无水采气期较短、平均水气比较大,网状裂缝型基本没有无水采气期,产水量急剧增大、平均水气比大;③针对不同类型的产水井,提出了"低位排水、高位控制""分类控水""低排低采、低排高采""封堵水层、排水采气""水资源回用"5项控水治水开发对策。实践证明通过不同礁带产水井分类控水使产水气井保持了稳定的日均产气量。     

超深高含硫生物礁大气田高效开发技术项目成果达到国际领先

<正>中国石化科技部组织鉴定委员会对西南油气分公司、工程建设有限公司等五家单位承担的"超深高含硫生物礁大气田高效开发技术"项目进行了技术成果鉴定。鉴定委员会认为,该项目中国石化具有自主知识产权,主要技术创新点有超深层小礁体气藏精细描述技术、小礁体水平井部署及水井平钻完井技术、安全高效生产控制     

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。     

元坝海相超深含硫气藏酸化压裂工艺优化

元坝海相含硫气藏以Ⅱ、Ⅲ类储层为主(占96．5％),I类储层仅占3．5％ 左右,酸化压裂是获得中、高产气流的必要手段。超深含硫的特征决定了气藏开发具有难度大、工艺技术及配套措施要求高等特点,酸化压裂增产面临诸多技术难题。结合现场应用情况和工艺技术要求,对酸化压裂工作液体系、施工工艺及用酸强度、施工排量、液氮用量进行了适应性分析及优化探讨,形成了元坝海相超深含硫气藏各类储层针对性酸化压裂方案优化思路。现场应用10井次,平均增加天然气无阻流量322.158×10³ m ／d,取得了显著的增产效果,对气藏下一步高效开发具有重要意义。     

元坝气田超深酸性气藏钻完井关键技术

四川盆地元坝气田是近年来中石化发现的一个大型气田,是继普光气田之后天然气增储上产的又一个重点探区。元坝气田超深酸性气藏地质构造复杂,储层埋藏深,钻遇地层复杂,特别是陆相深部地层,属于高研磨性地层,机械钻速慢,钻井周期长。为此,经过多年的钻井实践和技术攻关,引进新工具、新技术,研制专用钻头,优化钻井设计,形成了针对该气藏的6项钻完井关键技术:(1)保证提速、安全完井作业的井身结构优化技术;(2)陆相上部地层气体钻井、陆相深部高研磨地层钻井提效技术体系;(3)气液转换、超深大斜度井及水平井润滑减阻、井壁稳定控制及防酸性气体污染技术等钻井液配套技术;(4)气体介质条件下固井、深井长封固段固井及超高压小间隙固井技术系列;(5)完善了以测量仪器、动力钻具优选及钻具组合设计等水平井井眼轨迹控制技术;(6)适合该气藏衬管完井方式和完井管柱优选技术。现场应用效果表明,系列关键技术有效地解决了机械钻速慢的难题,大幅度缩短了作业周期,实现了7 000 m井深水平井的提速提效的目标。     

元坝气田超深酸性气藏完井投产关键技术

元坝气田是中石化继普光气田后在四川盆地发现的又一个千亿立方米级储量的大型气田,也是国内目前埋藏最深的海相碳酸盐岩酸性气藏。其主力储层上二叠统长兴组具有超深、高温、高含硫、富含CO_2、气水关系复杂等特征,完井作业面临的工程地质条件复杂,井型及完井方式多样,作业难度大。为此,中石化西南石油工程有限公司通过攻关研究及实践,形成了完井试气及地面控制、深度酸压改造、元坝超深小井眼井筒处理、微牙痕上扣及气密封检测、安全管控等一系列完井投产关键配套技术,攻克了气田开发过程中的管柱防腐、储层深度酸化压裂、高产测试、安全管控等世界级完井投产工程技术难题,成功应用近40口井,为该气田34×10~8 m~3天然气产能建设目标的完成提供了重要的技术支撑。     

元坝长兴组生物礁气藏三维精细地质建模技术

元坝气田上二叠统长兴组气藏是目前国内埋藏最深的条带状生物礁大气藏，现阶段开发井网已经基本完成，已进入气藏开发初期阶段。因此需要建立精度相对较高的储层模型，从而为气藏数值模拟、优化开发实施方案、优化配产及开发指标服务。针对礁相储层非均质性强、气水关系复杂、井少、井距大等难点。为此，以“分区”“等时”“相控”“震控”“确定性结合随机性”等建模原则为基础，并充分结合生产动态数据，形成了以礁群为建模单元的“多级双控”复杂生物礁气藏三维精细地质建模技术。该技术可以有效地提高在稀井网条件下复杂条带状生物礁气藏建模精度，建立符合气藏实际生产情况的储层模型，对同类型气藏建模工作具有一定的借鉴意义。     

元坝气田超深高产气井产能评价探讨

元坝气田长兴组气藏是高含硫气藏,单井测试产量高,传统的产能评价方法需足够的放空测试时间,不利于安全环保,为此,在二项式产能方程的基础上,通过统计分析长兴组气藏9口井的系统试井资料总结得到经验公式,即一点法产能快速评价公式,可用于快速评价元坝长兴组气藏的产能,提高了评价效率,同时也减轻了环保的压力。     

元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

位于四川盆地的元坝气田是我国目前已开发的埋藏最深的大型海相碳酸盐岩酸性气田,其上二叠统长兴组生物礁气藏具有超深、高含硫化氢、中低孔渗、储层厚度较薄等特征,气藏经济评价结果认为只有水平井才能降低总体开发投资进而有效开发该气藏。目前,全球开发该类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少,面临着超深水平井安全优快钻完井、测录井、井下作业、安全环保等一系列石油工程技术难题。为此,中石化西南石油工程有限公司以工程地质一体化为手段,基于成功开发普光气田的经验,通过针对性技术攻关和7年潜心实践,形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项核心技术成果,在元坝气田一、二期产能建设中应用近40口井,全部建成商业气井,实现了34×108 m3净化气产能建设目标。所形成的超深酸性气藏石油工程系列技术对于国内外类似气藏的勘探开发具有借鉴作用。     

元坝气田超深水平井录井集成地质导向技术

元坝气田上二叠统长兴组气藏一、二期产能建设方案要求采用无导眼、大位移、长水平段水平井钻探新工艺,由于气藏埋藏超深、礁盖优质储层薄、非均质性强、含气分布与气水关系复杂,给常规单一的地质导向方法带来了新的挑战。为此,通过引进试验特殊录井的特色功效并集成井震叠合研究,形成元坝气田超深水平井独具特色、低成本高效率的用地质导向技术,取得了2项技术创新：①现场宏观与微观结合快速识别礁盖储层,有效破解了PDC快速钻井新工艺导致的随钻岩性及储层识别的难题;②井震叠合实时研判轨迹穿行礁盖、礁核、礁间动态以及礁体延展走向、倾向势态。经13口水平井现场随钻应用成效显著：①优质储层钻遇率显著提高了32.9％;②无阻流量大幅增加41％;③“蛇形”穿行2～3个礁盖储层,创超深台阶式水平井先例,并创高硫气藏水平井最深7 971 m的世界纪录和长穿气层929.8 m的最长纪录。这有力支撑了超深水平井的安全、高效及产能最大化建设,展示了其极好的推广应用价值。     

元坝长兴组生物礁气藏水平井储层测井评价技术

元坝上二叠统长兴组气藏超深、高温、高含硫、中含二氧化碳,优质储层相对较薄,单井开发成本高。为提高开发效益,多采用水平井完井。水平井测井采用湿接头或泵出存储式两种测井方式,由于水平井测井施工难度和风险大,所采集的测井原始资料有限,给储层测井定量评价带来困难。为计算可靠的储层参数,针对湿接头测井所提供的单声波时差资料,在XRF元素录井识别岩性的基础上,从生物礁储层测井相特征分析出发,建立生物礁主要储集岩性的中子拟合模型,进而通过声波和拟合中子交会进行储层参数计算;针对泵出存储式测井所采集的声波全波资料,提出了基于纵横波速度比的储层参数计算和储层含气性识别的方法;在储层参数计算的基础上,分别建立了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层在不同饱和度条件下的气水识别图版,利用图版结合测井响应特征分析,可准确进行气水识别;依据测试和单井气水识别结果,确定礁滩体气水界面,为水平井钻井轨迹优化提供可靠的测井依据。该水平井储层测井评价技术应用于元坝气田,测井解释全部符合,有力地支撑了长兴组气藏的产能建设。     

普光气田高含硫超深水平井投产配套技术

普光气田是我国已发现的丰度最高、储量规模最大的高含硫大型海相整装气田,H2S含量12%～20%,CO2含量10%～12%。国内外开发实践表明,高含硫气田开发 面临着安全环保风险大、设备材料H2S腐蚀、开发成本高等技术难题。普光气田开发方案设计水平井6口,通过技术攻关,针对高含硫普光气田超深水平井投产作业技术难点,配套形成了酸压投产一体化管柱、长井段射孔、长井段酸压投产、作业施工及井控技术,满足了超深水平井投产作业需要,为国内同类气田开发提供了技术借鉴。