普光高含硫氣田開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

摘 要

摘要：普光氣田是我國近年來發(fā)現(xiàn)的最大海相碳酸巖鹽氣田，具有高含硫化氫、中含二氧化碳、氣藏埋藏深、上覆地層多、含氣井段長、地層壓力高、有邊底水存在等特點，通過技術(shù)引進(jìn)、
摘要：普光氣田是我國近年來發(fā)現(xiàn)的最大海相碳酸巖鹽氣田，具有高含硫化氫、中含二氧化碳、氣藏埋藏深、上覆地層多、含氣井段長、地層壓力高、有邊底水存在等特點，通過技術(shù)引進(jìn)、集成和創(chuàng)新，形成了以礁灘相儲層展布及含氣性預(yù)測技術(shù)、高含硫氣藏開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化、復(fù)雜地層安全優(yōu)快鉆井技術(shù)以及高含硫氣井安全高效呆氣工藝技術(shù)為核心的高含硫氣田開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)。上述技術(shù)的應(yīng)用，取得了良好的效果：開發(fā)井?dāng)?shù)由52口優(yōu)化為40口；鉆井成功率100%；鉆遇氣層厚度符合率平均達(dá)到86.5%；單井鉆井周期同比縮短60d以上；氣層段固井質(zhì)量優(yōu)良率超過85%；開發(fā)井平均無阻流量達(dá)487×104m3/d，實現(xiàn)了普光氣田的有效開發(fā)。
關(guān)鍵詞：普光氣田；天然氣；高含硫化氫；開發(fā)；鉆井；采氣；優(yōu)化；早三疊世；晚二疊世
    據(jù)統(tǒng)計，目前全球已發(fā)現(xiàn)400多個具有工業(yè)價值的含硫氣田[1]。由于高含硫氣田地質(zhì)條件復(fù)雜，硫化氫的劇毒、高腐蝕，給氣田開發(fā)帶來極大的安全威脅，開發(fā)難度大，安全環(huán)保要求高，開發(fā)成本高。普光氣田是我國目前發(fā)現(xiàn)的最大海相整裝碳酸鹽巖氣田[2]，該氣田具有高含硫化氫、中含二氧化碳、氣藏埋藏深、上覆地層多、含氣井段長、地層壓力高、存在邊底水等特點，在儲層預(yù)測、開發(fā)方案設(shè)計、鉆井、采氣等方面面臨許多技術(shù)難題[3～5]。通過不斷深化氣藏地質(zhì)認(rèn)識，優(yōu)化開發(fā)方案和井位設(shè)計；注重技術(shù)引進(jìn)，集成和創(chuàng)新鉆井、采氣技術(shù)，實現(xiàn)了普光超深高含硫氣田的有效開發(fā)。氣田已建成天然氣生產(chǎn)能力100×108m3/a，并于2009年10月12日投產(chǎn)，達(dá)到了設(shè)計指標(biāo)。
1 礁灘相儲層展布及含氣性預(yù)測技術(shù)
    針對普光氣田礁灘相儲層埋藏深、非均質(zhì)性強、裂縫-孔隙介質(zhì)多變的特點，開展了沉積微相研究，應(yīng)用巖石物理建模、稀疏脈沖反演相結(jié)合的方法和多屬性分析技術(shù)、地震數(shù)據(jù)結(jié)構(gòu)異常方法，解決了礁灘相儲層與泥質(zhì)和膏巖層、三類儲層與圍巖、含氣性難預(yù)測和預(yù)測精度低的難題。
1.1 礁灘相儲層沉積微相及儲層預(yù)測
    在區(qū)域沉積相帶及層序格架研究基礎(chǔ)上，利用新完鉆井的測井、取心等資料，采用模式聚類方法，建立測井相-巖相對應(yīng)關(guān)系，對其進(jìn)行巖相識別，結(jié)合地震相橫向展布結(jié)果，細(xì)分出近30種沉積微相(表1)。
    針對普光地區(qū)礁灘相儲層埋藏深、平面變化大的難點，通過計算vp、vs、vp/vs等參數(shù)，建立礁灘相儲層的巖石物理模型，采用稀疏脈沖反演算法，基本解決了超深層礁灘相儲層與泥質(zhì)和膏質(zhì)層難以區(qū)分、三類儲層與圍巖難以區(qū)分的問題。其次，采用綜合子波方法提高大斜度井的時深標(biāo)定精度，采用迭代法構(gòu)建精細(xì)地質(zhì)模型，消除斷層附近儲層扭曲、錯位；最后，利用新井鉆遇儲層資料，優(yōu)化殘差因子λ值等參數(shù)，進(jìn)一步修正儲層預(yù)測結(jié)果[6～7]。研究結(jié)果表明：上二疊統(tǒng)長興組礁體呈點狀分布，主要發(fā)育在普光6-普光5-普光8井一帶，平面上相互疊置，但礁體之間連通性差(圖1)；下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組儲層發(fā)育相對穩(wěn)定，連通性好，普光6普光2井(構(gòu)造高部位)儲層厚度大，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層交錯疊置，主要是因為鮞粒淺灘、灘間、碎屑灘等多種微相交互沉積造成的。往東南方向，普光202-1井至普光9、10井，儲層逐漸減薄(圖2)。
 
1.2 地震數(shù)據(jù)結(jié)構(gòu)特征預(yù)測儲層含氣性
    地震數(shù)據(jù)結(jié)構(gòu)特征是指每一地震道離散數(shù)據(jù)點按時間順序排列所顯示的波形特征。應(yīng)用地震數(shù)據(jù)結(jié)構(gòu)特征預(yù)測氣層，就是通過提取每一地震道的振幅數(shù)值，研究其數(shù)據(jù)的組合排列特征與含氣性的關(guān)系(如拐點、斜率等)，預(yù)測含氣范圍及儲層含氣性的品質(zhì)。
    通過對普光氣田地震數(shù)據(jù)體結(jié)構(gòu)特征值計算，全區(qū)地震數(shù)據(jù)體結(jié)構(gòu)特征異常值分布范圍在200～680，主異常值分布范圍400～680。地震數(shù)據(jù)體結(jié)構(gòu)特征異常值主要分布在普光2普光4普光1井上，平面上呈帶狀北東南西方向展布。預(yù)測結(jié)果表明，普光主體含氣性可分成3類：Ⅰ、Ⅱ類儲層含氣性好，是氣田開發(fā)的主要對象；Ⅲ類儲層含氣性差，開發(fā)效益差。根據(jù)這些新認(rèn)識，方案部署、井位實施采取了分步實施的原則，為方案部署過程中進(jìn)一步優(yōu)化井位留下余地，明顯降低了方案實施的風(fēng)險。
2 開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化
    針對普光高含硫氣田地質(zhì)特點，開展了氣田直井、斜井、水平井井型優(yōu)化，應(yīng)用數(shù)值模擬、邊際貢獻(xiàn)法等技術(shù)，確定了不同井型單井技術(shù)經(jīng)濟界限，優(yōu)化采氣速度，使氣田整體達(dá)到開發(fā)指標(biāo)最優(yōu)。
2.1 井型優(yōu)化
    從普光氣田地質(zhì)特點出發(fā)，分析對比各種井型(直井、斜井和水平井)的開發(fā)效果。比較不同厚度氣層所鉆的斜井和水平井同垂直井之間的產(chǎn)能可以看出，對有效厚度小于100m的氣層，水平井相對直井的增產(chǎn)效果明顯好于大斜度井，其增產(chǎn)倍數(shù)是斜井的2倍；但對于有效厚度大于200m的氣層，大斜度井的開發(fā)效果好于水平井。因此，氣田主體部位(普光2、6井區(qū))主要選擇斜井結(jié)合直井的方式開采，以大斜度井為主，而邊部儲層較薄的區(qū)域主要部署水平井。
2.2 井控儲量下限
    根據(jù)高含硫氣藏開發(fā)特征和經(jīng)濟運行規(guī)律，以氣田有效開發(fā)必須滿足基本投資回收期和收益率的要求等經(jīng)濟條件為約束，建立了單井經(jīng)濟界限評價模型，采用邊際貢獻(xiàn)法計算普光氣田大斜度井和水平井井控儲量下限分別在31.4×108m3和35.2×108m3以上。
2.3 邊水氣藏合理采氣速度
    利用普光9井建立的邊水地質(zhì)模型，研究了不同采氣速度對開采效果的影響。模擬結(jié)果顯示：當(dāng)氣藏采氣速度從2%提高至5%時，低部位氣井的見水時間由11.8a提前到5.2a，見水時間提前近7a，穩(wěn)產(chǎn)期也由22.3a縮短為3.7a。由此可見，隨著采氣速度的增加，氣藏邊水推進(jìn)速度加快，氣井見水時間提前。為控制邊底水推進(jìn)，構(gòu)造低部位離氣水邊界近的區(qū)域，采氣速度應(yīng)控制在3%以內(nèi)，氣井生產(chǎn)壓差應(yīng)控制在3MPa以內(nèi)。
3 安全優(yōu)快鉆井技術(shù)
    針對普光氣田縱向多套壓力系統(tǒng)，目的層高含硫化氫，引進(jìn)并集成氣體鉆井技術(shù)實現(xiàn)鉆井提速，配套井控技術(shù)實現(xiàn)安全鉆井，應(yīng)用防竄防漏耐腐蝕膠乳水泥漿體系、正注反擠等固井技術(shù)提高固井質(zhì)量。
3.1 陸相地層氣體鉆井提速
    普光氣田目的層上部陸相地層鉆速慢、易漏、易斜、易塌，為解決上述難題，引進(jìn)配套氣體鉆井技術(shù)，發(fā)展了泡沫鉆井、霧化鉆井、氮氣鉆井、氣體鉆井取心、氣體鉆井側(cè)鉆等技術(shù)，攻克了氣體鉆井出水、出氣、井下燃爆、氣液轉(zhuǎn)換等難題，平均機械鉆速達(dá)7.49m/h，比常規(guī)鉆井提高6.5倍。
3.2 海相含硫氣層安全鉆進(jìn)
    研究氣層鉆井密度附加值，結(jié)合氣體上竄速度，確定合理鉆井液安全密度。配套高壓力級別(105MPa)封井器，優(yōu)選井口封井器組合(選用雙四通，五密封，增加1套剪切閘板)，配置高壓抗硫內(nèi)防噴工具(達(dá)到美國NACE標(biāo)準(zhǔn))，實現(xiàn)了海相含硫氣層安全鉆進(jìn)。
3.3 高含硫氣井優(yōu)質(zhì)固井
    普光氣田產(chǎn)層天然氣含硫化氫、二氧化碳等腐蝕性氣體，在固井過程中水泥漿極易污染，流動性顯著降低，使水泥漿的稠化時間縮短，對凝固后的水泥石造成腐蝕，影響其長期封隔效果。為此，引進(jìn)和改進(jìn)了防氣竄水泥漿體系，使用膠乳、柔性樹脂顆粒、纖維、微膨脹材料可使水泥石具有較強的抗沖擊韌性、微膨脹、不收縮特性，有效提高了界面膠結(jié)強度。
    如果地層漏失嚴(yán)重可采用雙級固井。使用與套管柱性能相當(dāng)?shù)臋C械式分級箍，合理確定分級箍位置，減少一級固井的封固井段長度，從而降低固井壓差，避免固井漏失，保證固井質(zhì)量。根據(jù)漏失情況，在不能建立循環(huán)的井中，直接選用正注水泥為輔、反注水泥為主的“正注反擠”工藝。為提高小間隙尾管固井質(zhì)量，采用旋轉(zhuǎn)尾管固井工藝，使尾管在注水泥過程中轉(zhuǎn)動，以提高水泥漿的頂替效率。
4 高含硫氣井安全高效采氣工藝技術(shù)
    針對氣田硫化氫分壓高、生產(chǎn)井段長及儲層非均質(zhì)性強的特點，模擬普光氣田的工況條件，進(jìn)行不同材質(zhì)腐蝕評價實驗，優(yōu)化設(shè)計配套了生產(chǎn)完井一體化管柱(圖3)，進(jìn)行雙向雙效、多級壓力延時起爆技術(shù)攻關(guān)，開展抗硫耐溫酸液體系、多級注入+閉合酸壓及暫堵工藝研究，有效地改造了Ⅱ、Ⅲ類儲層，提高了氣藏的動用程度和單井產(chǎn)能[8]。
 

4.1 氣井管柱設(shè)計
    為確保普光氣田長期安全生產(chǎn)，根據(jù)腐蝕評價標(biāo)準(zhǔn)對多種抗硫鋼、鎳基合金進(jìn)行了大量的室內(nèi)腐蝕評價實驗。確定選用G3或同等級的高鎳基合金油管，井下工具選擇718高鎳基合金材料，井口裝置選用內(nèi)堆焊625鎳基材質(zhì)的HH級井口和井口安全控制系統(tǒng)。產(chǎn)層套管采用825鎳基材料，環(huán)空采用永久性保護(hù)液，有效地解決了井下管柱腐蝕問題。同時，配套選用合金油管專用的微壓痕作業(yè)設(shè)備，有效控制了起下管柱對油管表面的損害，緩解了因局部損傷而加劇的合金管柱腐蝕問題。實驗數(shù)據(jù)顯示，G3油管在含單質(zhì)硫的酸性環(huán)境下，腐蝕速率為0.O14mm/a，氣井管柱壽命超過20a。
4.2 多級分段延時引爆射孔
    普光氣田多數(shù)井為大斜度井，一次射孔井段長達(dá)數(shù)百米，射孔難度大。針對普光氣田的特點，采用TP110S鋼級的防硫槍身，解決射孔器的氫脆問題；設(shè)計研發(fā)多點、延時起爆技術(shù)，使起爆效率超過99.99%，攻克了普光氣田長井段傳爆起爆的難題；配套縱向和徑向減震器，有效降低了射孔器的巨大震動和沖擊；通過優(yōu)化射孔工藝參數(shù)，實現(xiàn)射孔與酸壓的協(xié)同作用，達(dá)到最佳增產(chǎn)效果。截至目前，采用該工藝已完成普光主體8口開發(fā)井的射孔施工。普光302-2井于2008年7月8日一次射孔成功，射孔層段跨度長達(dá)594.4m，裝彈6928發(fā)全部起爆發(fā)射，發(fā)射成功率100%。其他7口井平均單井射孔層段跨度長達(dá)381.8m，裝彈4953發(fā)，發(fā)射成功率均為100%。
4.3 大規(guī)模多級注入酸壓改造
    普光氣田儲層厚度大、非均質(zhì)性強、高含硫化氫，根據(jù)巖心評價實驗的結(jié)果，確定采用膠凝酸多級注入+閉合裂縫酸化的工藝技術(shù)模式。通過大量的室內(nèi)實驗，研發(fā)了具有抗溫130℃、抗硫、緩速性能強、低摩阻、返排性能好等特點的膠凝酸液體體系；在室內(nèi)試驗和三維軟件模擬運算的基礎(chǔ)上，進(jìn)行了酸壓工藝優(yōu)化設(shè)計，對酸壓規(guī)模和酸蝕縫長與增產(chǎn)倍比關(guān)系進(jìn)行反復(fù)擬合，確定了長井段非均質(zhì)儲層多級暫堵、交替注入、大排量施工的酸壓改造技術(shù)方案；研制了高效酸溶性暫堵劑，通過暫堵酸壓的方式，對長井段儲層進(jìn)行有效地改造。在已完成的7口酸壓改造井中，均獲得高產(chǎn)氣流，酸壓效果明顯，大規(guī)模多級注入酸壓改造工藝為普光氣田的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供了強有力的保障。在普光302-2井酸壓施工中，還刷新了川東北地區(qū)酸壓多項紀(jì)錄：壓裂井段最長，5093.9～5688.3m(厚594.4m)；壓裂液規(guī)模最大，1137.0m3；壓裂排量最大9.8m3/min。酸壓改造后該井無阻流量達(dá)768.2×104m3/d。
5 應(yīng)用效果
    1) 根據(jù)地質(zhì)跟蹤研究認(rèn)識，結(jié)合現(xiàn)場實施情況，對氣田井位部署、井型不斷優(yōu)化，開發(fā)井?dāng)?shù)由52口優(yōu)化為40口，減少12口，預(yù)測期末采出程度由65.5%提高到70%。開發(fā)指標(biāo)進(jìn)一步優(yōu)化，開發(fā)效益大幅提高。
    2) 優(yōu)化開發(fā)井井位設(shè)計，完鉆井均鉆遇優(yōu)質(zhì)儲層，實現(xiàn)了“多打優(yōu)質(zhì)井，培育高產(chǎn)井”的目標(biāo)，32口直井和大斜度井鉆遇氣層厚度介于118.0～531.8m，單井平均為31 3.7m，Ⅰ+Ⅱ類儲層占41.5%；6口水平井鉆遇氣層厚度介于410～620m。鉆遇氣層厚度符合率平均達(dá)到86.5%。
    3) 安全優(yōu)快鉆井技術(shù)在普光氣田38口開發(fā)井全部應(yīng)用，實現(xiàn)安全鉆進(jìn)，氣體鉆井平均機械鉆速達(dá)7.49m/h，比常規(guī)鉆井速度提高6.5倍，單井鉆井周期同比縮短60d以上；固井一次合格率100%，氣層段固井質(zhì)量優(yōu)良率超過85%。
    4) 已投產(chǎn)試氣井產(chǎn)能高，實測無阻流量94.08×104～768.17×104m3/d，平均無阻流量487×104m3/d。
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(本文作者：孔凡群1 王壽平1 曾大乾2 1.中國石化中原油田分公司；2.中國石化中原油田普光分公司)