普光高含硫气田开发关键技术

摘 要

摘要：普光气田是我国近年来发现的最大海相碳酸岩盐气田，具有高含硫化氢、中含二氧化碳、气藏埋藏深、上覆地层多、含气井段长、地层压力高、有边底水存在等特点，通过技术引进、
摘要：普光气田是我国近年来发现的最大海相碳酸岩盐气田，具有高含硫化氢、中含二氧化碳、气藏埋藏深、上覆地层多、含气井段长、地层压力高、有边底水存在等特点，通过技术引进、集成和创新，形成了以礁滩相储层展布及含气性预测技术、高含硫气藏开发技术政策优化、复杂地层安全优快钻井技术以及高含硫气井安全高效呆气工艺技术为核心的高含硫气田开发关键技术。上述技术的应用，取得了良好的效果：开发井数由52口优化为40口；钻井成功率100%；钻遇气层厚度符合率平均达到86.5%；单井钻井周期同比缩短60d以上；气层段固井质量优良率超过85%；开发井平均无阻流量达487×104m3/d，实现了普光气田的有效开发。
关键词：普光气田；天然气；高含硫化氢；开发；钻井；采气；优化；早三叠世；晚二叠世
    据统计，目前全球已发现400多个具有工业价值的含硫气田[1]。由于高含硫气田地质条件复杂，硫化氢的剧毒、高腐蚀，给气田开发带来极大的安全威胁，开发难度大，安全环保要求高，开发成本高。普光气田是我国目前发现的最大海相整装碳酸盐岩气田[2]，该气田具有高含硫化氢、中含二氧化碳、气藏埋藏深、上覆地层多、含气井段长、地层压力高、存在边底水等特点，在储层预测、开发方案设计、钻井、采气等方面面临许多技术难题[3～5]。通过不断深化气藏地质认识，优化开发方案和井位设计；注重技术引进，集成和创新钻井、采气技术，实现了普光超深高含硫气田的有效开发。气田已建成天然气生产能力100×108m3/a，并于2009年10月12日投产，达到了设计指标。
1 礁滩相储层展布及含气性预测技术
    针对普光气田礁滩相储层埋藏深、非均质性强、裂缝-孔隙介质多变的特点，开展了沉积微相研究，应用岩石物理建模、稀疏脉冲反演相结合的方法和多属性分析技术、地震数据结构异常方法，解决了礁滩相储层与泥质和膏岩层、三类储层与围岩、含气性难预测和预测精度低的难题。
1.1 礁滩相储层沉积微相及储层预测
    在区域沉积相带及层序格架研究基础上，利用新完钻井的测井、取心等资料，采用模式聚类方法，建立测井相-岩相对应关系，对其进行岩相识别，结合地震相横向展布结果，细分出近30种沉积微相(表1)。
    针对普光地区礁滩相储层埋藏深、平面变化大的难点，通过计算vp、vs、vp/vs等参数，建立礁滩相储层的岩石物理模型，采用稀疏脉冲反演算法，基本解决了超深层礁滩相储层与泥质和膏质层难以区分、三类储层与围岩难以区分的问题。其次，采用综合子波方法提高大斜度井的时深标定精度，采用迭代法构建精细地质模型，消除断层附近储层扭曲、错位；最后，利用新井钻遇储层资料，优化残差因子λ值等参数，进一步修正储层预测结果[6～7]。研究结果表明：上二叠统长兴组礁体呈点状分布，主要发育在普光6-普光5-普光8井一带，平面上相互叠置，但礁体之间连通性差(图1)；下三叠统飞仙关组储层发育相对稳定，连通性好，普光6普光2井(构造高部位)储层厚度大，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层交错叠置，主要是因为鲕粒浅滩、滩间、碎屑滩等多种微相交互沉积造成的。往东南方向，普光202-1井至普光9、10井，储层逐渐减薄(图2)。
 
1.2 地震数据结构特征预测储层含气性
    地震数据结构特征是指每一地震道离散数据点按时间顺序排列所显示的波形特征。应用地震数据结构特征预测气层，就是通过提取每一地震道的振幅数值，研究其数据的组合排列特征与含气性的关系(如拐点、斜率等)，预测含气范围及储层含气性的品质。
    通过对普光气田地震数据体结构特征值计算，全区地震数据体结构特征异常值分布范围在200～680，主异常值分布范围400～680。地震数据体结构特征异常值主要分布在普光2普光4普光1井上，平面上呈带状北东南西方向展布。预测结果表明，普光主体含气性可分成3类：Ⅰ、Ⅱ类储层含气性好，是气田开发的主要对象；Ⅲ类储层含气性差，开发效益差。根据这些新认识，方案部署、井位实施采取了分步实施的原则，为方案部署过程中进一步优化井位留下余地，明显降低了方案实施的风险。
2 开发技术政策优化
    针对普光高含硫气田地质特点，开展了气田直井、斜井、水平井井型优化，应用数值模拟、边际贡献法等技术，确定了不同井型单井技术经济界限，优化采气速度，使气田整体达到开发指标最优。
2.1 井型优化
    从普光气田地质特点出发，分析对比各种井型(直井、斜井和水平井)的开发效果。比较不同厚度气层所钻的斜井和水平井同垂直井之间的产能可以看出，对有效厚度小于100m的气层，水平井相对直井的增产效果明显好于大斜度井，其增产倍数是斜井的2倍；但对于有效厚度大于200m的气层，大斜度井的开发效果好于水平井。因此，气田主体部位(普光2、6井区)主要选择斜井结合直井的方式开采，以大斜度井为主，而边部储层较薄的区域主要部署水平井。
2.2 井控储量下限
    根据高含硫气藏开发特征和经济运行规律，以气田有效开发必须满足基本投资回收期和收益率的要求等经济条件为约束，建立了单井经济界限评价模型，采用边际贡献法计算普光气田大斜度井和水平井井控储量下限分别在31.4×108m3和35.2×108m3以上。
2.3 边水气藏合理采气速度
    利用普光9井建立的边水地质模型，研究了不同采气速度对开采效果的影响。模拟结果显示：当气藏采气速度从2%提高至5%时，低部位气井的见水时间由11.8a提前到5.2a，见水时间提前近7a，稳产期也由22.3a缩短为3.7a。由此可见，随着采气速度的增加，气藏边水推进速度加快，气井见水时间提前。为控制边底水推进，构造低部位离气水边界近的区域，采气速度应控制在3%以内，气井生产压差应控制在3MPa以内。
3 安全优快钻井技术
    针对普光气田纵向多套压力系统，目的层高含硫化氢，引进并集成气体钻井技术实现钻井提速，配套井控技术实现安全钻井，应用防窜防漏耐腐蚀胶乳水泥浆体系、正注反挤等固井技术提高固井质量。
3.1 陆相地层气体钻井提速
    普光气田目的层上部陆相地层钻速慢、易漏、易斜、易塌，为解决上述难题，引进配套气体钻井技术，发展了泡沫钻井、雾化钻井、氮气钻井、气体钻井取心、气体钻井侧钻等技术，攻克了气体钻井出水、出气、井下燃爆、气液转换等难题，平均机械钻速达7.49m/h，比常规钻井提高6.5倍。
3.2 海相含硫气层安全钻进
    研究气层钻井密度附加值，结合气体上窜速度，确定合理钻井液安全密度。配套高压力级别(105MPa)封井器，优选井口封井器组合(选用双四通，五密封，增加1套剪切闸板)，配置高压抗硫内防喷工具(达到美国NACE标准)，实现了海相含硫气层安全钻进。
3.3 高含硫气井优质固井
    普光气田产层天然气含硫化氢、二氧化碳等腐蚀性气体，在固井过程中水泥浆极易污染，流动性显著降低，使水泥浆的稠化时间缩短，对凝固后的水泥石造成腐蚀，影响其长期封隔效果。为此，引进和改进了防气窜水泥浆体系，使用胶乳、柔性树脂颗粒、纤维、微膨胀材料可使水泥石具有较强的抗冲击韧性、微膨胀、不收缩特性，有效提高了界面胶结强度。
    如果地层漏失严重可采用双级固井。使用与套管柱性能相当的机械式分级箍，合理确定分级箍位置，减少一级固井的封固井段长度，从而降低固井压差，避免固井漏失，保证固井质量。根据漏失情况，在不能建立循环的井中，直接选用正注水泥为辅、反注水泥为主的“正注反挤”工艺。为提高小间隙尾管固井质量，采用旋转尾管固井工艺，使尾管在注水泥过程中转动，以提高水泥浆的顶替效率。
4 高含硫气井安全高效采气工艺技术
    针对气田硫化氢分压高、生产井段长及储层非均质性强的特点，模拟普光气田的工况条件，进行不同材质腐蚀评价实验，优化设计配套了生产完井一体化管柱(图3)，进行双向双效、多级压力延时起爆技术攻关，开展抗硫耐温酸液体系、多级注入+闭合酸压及暂堵工艺研究，有效地改造了Ⅱ、Ⅲ类储层，提高了气藏的动用程度和单井产能[8]。
 

4.1 气井管柱设计
    为确保普光气田长期安全生产，根据腐蚀评价标准对多种抗硫钢、镍基合金进行了大量的室内腐蚀评价实验。确定选用G3或同等级的高镍基合金油管，井下工具选择718高镍基合金材料，井口装置选用内堆焊625镍基材质的HH级井口和井口安全控制系统。产层套管采用825镍基材料，环空采用永久性保护液，有效地解决了井下管柱腐蚀问题。同时，配套选用合金油管专用的微压痕作业设备，有效控制了起下管柱对油管表面的损害，缓解了因局部损伤而加剧的合金管柱腐蚀问题。实验数据显示，G3油管在含单质硫的酸性环境下，腐蚀速率为0.O14mm/a，气井管柱寿命超过20a。
4.2 多级分段延时引爆射孔
    普光气田多数井为大斜度井，一次射孔井段长达数百米，射孔难度大。针对普光气田的特点，采用TP110S钢级的防硫枪身，解决射孔器的氢脆问题；设计研发多点、延时起爆技术，使起爆效率超过99.99%，攻克了普光气田长井段传爆起爆的难题；配套纵向和径向减震器，有效降低了射孔器的巨大震动和冲击；通过优化射孔工艺参数，实现射孔与酸压的协同作用，达到最佳增产效果。截至目前，采用该工艺已完成普光主体8口开发井的射孔施工。普光302-2井于2008年7月8日一次射孔成功，射孔层段跨度长达594.4m，装弹6928发全部起爆发射，发射成功率100%。其他7口井平均单井射孔层段跨度长达381.8m，装弹4953发，发射成功率均为100%。
4.3 大规模多级注入酸压改造
    普光气田储层厚度大、非均质性强、高含硫化氢，根据岩心评价实验的结果，确定采用胶凝酸多级注入+闭合裂缝酸化的工艺技术模式。通过大量的室内实验，研发了具有抗温130℃、抗硫、缓速性能强、低摩阻、返排性能好等特点的胶凝酸液体体系；在室内试验和三维软件模拟运算的基础上，进行了酸压工艺优化设计，对酸压规模和酸蚀缝长与增产倍比关系进行反复拟合，确定了长井段非均质储层多级暂堵、交替注入、大排量施工的酸压改造技术方案；研制了高效酸溶性暂堵剂，通过暂堵酸压的方式，对长井段储层进行有效地改造。在已完成的7口酸压改造井中，均获得高产气流，酸压效果明显，大规模多级注入酸压改造工艺为普光气田的高产稳产提供了强有力的保障。在普光302-2井酸压施工中，还刷新了川东北地区酸压多项纪录：压裂井段最长，5093.9～5688.3m(厚594.4m)；压裂液规模最大，1137.0m3；压裂排量最大9.8m3/min。酸压改造后该井无阻流量达768.2×104m3/d。
5 应用效果
    1) 根据地质跟踪研究认识，结合现场实施情况，对气田井位部署、井型不断优化，开发井数由52口优化为40口，减少12口，预测期末采出程度由65.5%提高到70%。开发指标进一步优化，开发效益大幅提高。
    2) 优化开发井井位设计，完钻井均钻遇优质储层，实现了“多打优质井，培育高产井”的目标，32口直井和大斜度井钻遇气层厚度介于118.0～531.8m，单井平均为31 3.7m，Ⅰ+Ⅱ类储层占41.5%；6口水平井钻遇气层厚度介于410～620m。钻遇气层厚度符合率平均达到86.5%。
    3) 安全优快钻井技术在普光气田38口开发井全部应用，实现安全钻进，气体钻井平均机械钻速达7.49m/h，比常规钻井速度提高6.5倍，单井钻井周期同比缩短60d以上；固井一次合格率100%，气层段固井质量优良率超过85%。
    4) 已投产试气井产能高，实测无阻流量94.08×104～768.17×104m3/d，平均无阻流量487×104m3/d。
参考文献
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[2] 马永生.四川盆地普光超大型气田的形成机制[J].石油学报，2007，28(2)：9-12.
[3] 何生厚.普光高含H2S、CO2气田开发技术难题及对策[J].天然气工业，2008，28(4)：82-85.
[4] 李士伦，杜建芬，郭平，等.对高含硫气田开发的几点建议[J].天然气工业，2007，27(2)：137-140.
[5] 曾时田.高含硫气井钻井、完井主要难点和对策[J].天然气工业，2008，28(4)：52-55.
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[7] 林昌荣，王尚旭，马在田，等.地震数据体结构特征时空关系与油气预测[J].石油勘探与开发，2009，36(2)：208-215.
[8] 张庆生.普光高含硫气田采气管柱的优选[J].天然气工业，2009，29(3).91-93.
 
(本文作者：孔凡群1 王寿平1 曾大乾2 1.中国石化中原油田分公司；2.中国石化中原油田普光分公司)