徐　進(jìn)

中石化西南石油工程有限公司

徐進(jìn).元壩氣田超深酸性氣藏石油工程技術(shù)實(shí)踐與展望. 天然氣工業(yè)， 2016， 36（9）: 1-10.

元壩氣田超深酸性氣藏石油工程技術(shù)實(shí)踐與展望

徐進(jìn)

中石化西南石油工程有限公司

徐進(jìn).元壩氣田超深酸性氣藏石油工程技術(shù)實(shí)踐與展望. 天然氣工業(yè)， 2016， 36（9）: 1-10.

位于四川盆地的元壩氣田是我國目前已開發(fā)的埋藏最深的大型海相碳酸鹽巖酸性氣田，其上二疊統(tǒng)長興組生物礁氣藏具有超深、高含硫化氫、中低孔滲、儲(chǔ)層厚度較薄等特征，氣藏經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果認(rèn)為只有水平井才能降低總體開發(fā)投資進(jìn)而有效開發(fā)該氣藏。目前，全球開發(fā)該類超深高酸性氣藏的石油工程技術(shù)實(shí)踐較少，面臨著超深水平井安全優(yōu)快鉆完井、測錄井、井下作業(yè)、安全環(huán)保等一系列石油工程技術(shù)難題。為此，中石化西南石油工程有限公司以工程地質(zhì)一體化為手段，基于成功開發(fā)普光氣田的經(jīng)驗(yàn)，通過針對(duì)性技術(shù)攻關(guān)和7年潛心實(shí)踐，形成了超深高酸性氣藏水平井鉆井提速提效關(guān)鍵技術(shù)、超深水平井測錄井關(guān)鍵技術(shù)、超深高酸性氣藏井下作業(yè)核心技術(shù)和超深高酸性氣藏安全環(huán)保技術(shù)等18項(xiàng)核心技術(shù)成果，在元壩氣田一、二期產(chǎn)能建設(shè)中應(yīng)用近40口井，全部建成商業(yè)氣井，實(shí)現(xiàn)了34×108m3凈化氣產(chǎn)能建設(shè)目標(biāo)。所形成的超深酸性氣藏石油工程系列技術(shù)對(duì)于國內(nèi)外類似氣藏的勘探開發(fā)具有借鑒作用。

四川盆地元壩氣田晚二疊世生物礁高酸性氣藏超深水平井石油工程安全環(huán)保

1　氣田概述

元壩氣田位于四川省蒼溪縣和閬中市境內(nèi)，構(gòu)造位置位于四川盆地川中低緩構(gòu)造帶北緣，通南巴構(gòu)造帶和九龍山背斜構(gòu)造帶向川中低緩構(gòu)造帶過渡地區(qū)，是繼普光氣田之后“開江—旺蒼”陸棚長興期—飛仙關(guān)早期臺(tái)地邊緣相帶（圖1）的又一個(gè)天然氣勘探重大突破［1］。2007年11月，中國石化勘探分公司部署的油氣探井——元壩1—側(cè)1井對(duì)上二疊統(tǒng)長興組的白云巖儲(chǔ)層段進(jìn)行酸化測試，在油壓18.9 MPa下獲天然氣產(chǎn)量50.301 9×104m3/d，取得重大勘探突破，發(fā)現(xiàn)了元壩氣田長興組超深層高含硫生物礁氣藏。

圖1　川東北地區(qū)長興期沉積相平面分布圖

截至2013年底，元壩氣田長興組氣藏共探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量1 834.2×108m3，產(chǎn)層平均埋深6 673 m，是迄今為止我國埋藏最深的大型海相氣田，也是中國石油化工集團(tuán)公司發(fā)現(xiàn)的第二大酸性氣田。由于長興組具有超深、高含硫化氫、生物礁儲(chǔ)層中低孔中低滲且有效厚度較薄的特點(diǎn)，直井開發(fā)的總體效益較差。2011年4月，該氣田第1口開發(fā)試驗(yàn)井——元壩103H井，其長興組水平段7 047.0～7 695.5 m在油壓41.5 MPa下測試獲天然氣產(chǎn)量93.897×104m3/d。該井高產(chǎn)證實(shí)了水平井是有效開發(fā)超深層長興組氣藏的利器，可以大幅提高產(chǎn)能、大幅提高單井控制儲(chǔ)量。至2016年上半年，元壩氣田34×108m3凈化氣產(chǎn)能建設(shè)工程已經(jīng)進(jìn)入尾聲，共建設(shè)生產(chǎn)井37口，其中利用探井18口，新建開發(fā)井19口。

通過技術(shù)攻關(guān)和元壩氣田開發(fā)數(shù)年潛心實(shí)踐，在石油工程領(lǐng)域形成了超深高酸性氣藏水平井鉆井提速提效關(guān)鍵技術(shù)、超深水平井測錄井關(guān)鍵技術(shù)、超深高酸性氣藏井下作業(yè)核心技術(shù)和超深高酸性氣藏安全環(huán)保技術(shù)等18項(xiàng)技術(shù)成果，代表了我國超深高酸性氣藏開發(fā)配套石油工程技術(shù)的最高水平。

2　面臨的工程技術(shù)挑戰(zhàn)

2.1工程地質(zhì)特征

元壩地區(qū)地表出露上侏羅統(tǒng)—白堊系。自上而下鉆遇白堊系劍門關(guān)組，侏羅系蓬萊鎮(zhèn)組、遂寧組、沙溪廟組、千佛崖組、自流井組，三疊系須家河組、雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關(guān)組，二疊系長興組、吳家坪組、茅口組等［2］（圖2），雷口坡組及以下為海相沉積，須家河組及以上為陸相沉積。勘探發(fā)現(xiàn)了長興組、雷口坡組、須家河組和自流井組4套含氣層系。其中，長興組整體為一個(gè)平緩的單斜構(gòu)造、斷裂不發(fā)育，局部發(fā)育一些小型低幅背斜構(gòu)造，斷層數(shù)量少、延伸短、斷距小、傾角陡［3］。

圖2　元壩地區(qū)地層剖面及工程故障提示圖

長興組氣藏具有“一超、三高、五復(fù)雜”的工程地質(zhì)特征：①超深，氣藏埋深6 200～7 100 m，平均埋深6 673 m；②高壓，氣藏壓力為70 MPa，上覆飛仙關(guān)組的地層壓力為147 MPa；③高溫，氣藏溫度為160℃；④高含H2S、天然氣組分復(fù)雜，CH4含量（均為體積含量，下同）為86.29%、H2S含量為5.14%、CO2含量為7.5%、總有機(jī)硫含量為582 mg/ m3；⑤儲(chǔ)層復(fù)雜，儲(chǔ)層為臺(tái)緣生物礁、臺(tái)內(nèi)生屑灘及礁灘復(fù)合體，單體規(guī)模小、儲(chǔ)層較薄、非均質(zhì)性強(qiáng)［3］；⑥氣水關(guān)系復(fù)雜，局部含水，不同礁、灘體具有不同的氣水界面；⑦鉆遇地層壓力系統(tǒng)復(fù)雜，多壓力系統(tǒng)、高低壓互層（圖2），長興組為常壓（壓力梯度1.0～1.1 MPa/100 m），須家河組、飛仙關(guān)組為超高壓，壓力梯度可大于2 MPa/100 m；⑧地面地形地貌復(fù)雜，處于海拔340～850 m的群山之中。

元壩氣田是目前世界上氣藏埋藏最深、開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)最大、建設(shè)難度最大的已開發(fā)酸性大氣田，與“屬于世界級(jí)鉆井難題的普光氣田”相比，氣藏埋藏更深、地層壓力更大、井溫更高。

2.2工程技術(shù)難題

該氣田復(fù)雜的工程地質(zhì)特征，導(dǎo)致鉆完井、測錄井和井下作業(yè)等方面均存在世界級(jí)的工程技術(shù)難題。

2.2.1鉆完井技術(shù)難題

該氣田鉆井中常見“硬、塌、卡、漏、噴、毒”等復(fù)雜情況［4］，其技術(shù)難題主要體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面。

1）陸相地層致密，可鉆性差，下沙溪廟組及以下陸相地層可鉆性極值介于7～9，且自流井組、須家河組不同程度地發(fā)育有礫石層，牙輪鉆頭鉆時(shí)高達(dá)150 min/m，鉆井難度極大。

2）陸相地層中泥頁巖、煤層的穩(wěn)定性差，易剝蝕、坍塌，造成蹩鉆、卡鉆等井下復(fù)雜和事故。

3）海相地層膏鹽巖層發(fā)育，一方面影響鉆井液性能，另一方面易產(chǎn)生縮徑和鹽溶擴(kuò)徑，引起卡鉆、卡套管甚至是擠毀管柱等嚴(yán)重后果，對(duì)安全鉆井與生產(chǎn)構(gòu)成威脅。

4）地表及深層裂縫發(fā)育，可能導(dǎo)致鉆井液大量漏失，或噴漏同層，產(chǎn)層裂縫發(fā)育段還可能形成較厚泥餅造成鉆具黏卡，給正常鉆進(jìn)造成困難。

5）飛仙關(guān)組及嘉陵江組存在高壓水層，鉆井液密度高，介于1.89～2.16 g/cm3，對(duì)鉆井安全構(gòu)成威脅。

6）長興組氣藏單井產(chǎn)量高，高含硫化氫、中含二氧化碳等有毒、有害氣體給鉆井施工安全和各類鉆具、下井工具、儀器構(gòu)成嚴(yán)重威脅，安全風(fēng)險(xiǎn)非常高。

7）地層溫度高，井底高達(dá)160 ℃，對(duì)深井段鉆井液的耐高溫性能要求高。

8）超深、薄層、單礁體規(guī)模小、橫向變化快，造成水平井軌跡控制困難，長穿優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層難度大。

9）三開、四開固井難度大、質(zhì)量差，中完周期長（平均30 d），影響了鉆井周期。

10）多壓力系統(tǒng)、超深、薄層、長水平段、高溫、高壓、高含硫等因素造成水平井鉆完井存在較大的井控風(fēng)險(xiǎn)。

2.2.2測錄井技術(shù)難題

1）高溫高壓高含硫?qū)聝x器、電纜的耐溫耐壓和抗硫性能要求較高。

2）井壁不穩(wěn)定可能造成儀器遇阻遇卡或黏卡等復(fù)雜情況。

3）井況特別復(fù)雜的水平井，對(duì)測井工藝要求高，常規(guī)的鉆具輸送濕接頭測井工藝不能滿足要求。4）氣體鉆井安全監(jiān)測遇到了前所未有的挑戰(zhàn)。5）超深井巖屑細(xì)小甚至粉末化，給隨鉆巖性識(shí)別和儲(chǔ)層評(píng)價(jià)帶來新的挑戰(zhàn)。

6）超深水平井地質(zhì)導(dǎo)向面臨著新的挑戰(zhàn)。

2.2.3井下作業(yè)技術(shù)難題

1）超深井、小井眼、環(huán)空間隙小，尤其探井轉(zhuǎn)開發(fā)井的井筒狀況特別復(fù)雜，井筒準(zhǔn)備難度極大。

2）超深、高含硫化氫，井下管柱因硫化氫腐蝕、溫度效應(yīng)、膨脹效應(yīng)等原因極易變形、泄漏、斷裂，極大地增加了完井試氣難度和風(fēng)險(xiǎn)。

3）超深、高溫、非均質(zhì)性強(qiáng)、氣水關(guān)系復(fù)雜，常規(guī)酸壓改造難以獲得理想的改造效果，對(duì)酸壓改造提出了更高要求。

4）高壓、高含硫化氫，井下管柱、井口裝置及地面測試流程易出現(xiàn)泄漏、甚至斷裂事故，容易導(dǎo)致人員中毒，極大地增加了安全管控風(fēng)險(xiǎn)。

3　主要技術(shù)對(duì)策

3.1總體思路

我國高含硫氣藏的開發(fā)技術(shù)研究始于20 世紀(jì)60年代，在高含硫氣藏評(píng)價(jià)及開發(fā)方式優(yōu)化、安全鉆井及完井、采氣工程、地面集輸及腐蝕控制、天然氣凈化和高含硫天然氣的安全環(huán)保等6個(gè)專業(yè)技術(shù)領(lǐng)域形成了特色技術(shù)，先后解決了中深層中小型、超深層大型高含硫氣藏開發(fā)的主要技術(shù)難題［5-7］，有力支撐了四川盆地寒武系、二疊系、三疊系眾多氣田的勘探開發(fā)。普光氣田和安岳氣田是其中的突出代表。

元壩氣田長興組氣藏由于超深、高含硫的特點(diǎn)，單井投資巨大，經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)要求的單井最低產(chǎn)能是直井40×104m3/d、大斜度井50×104m3/d、水平井60×104m3/d［8］。單井高產(chǎn)對(duì)石油工程技術(shù)提出了巨大的挑戰(zhàn)。目前，全球開發(fā)這類超深高酸性氣藏的石油工程技術(shù)實(shí)踐較少，可供借鑒的成熟技術(shù)也比較少，需要工程作業(yè)隊(duì)伍在實(shí)踐中不斷進(jìn)行技術(shù)創(chuàng)新。

圍繞元壩氣田超深高酸性氣藏開發(fā)目標(biāo)，石油工程技術(shù)的總體發(fā)展思路是：針對(duì)石油工程技術(shù)難題，在普光氣田實(shí)踐的基礎(chǔ)上，優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，在鉆井提速、測錄井、井下作業(yè)、安全環(huán)保等方面努力科技創(chuàng)新，打造工程地質(zhì)一體化技術(shù)服務(wù)模式，為科學(xué)高效地開發(fā)長興組氣藏提供工程技術(shù)支撐，實(shí)現(xiàn)單井控制儲(chǔ)量最大化和產(chǎn)能最大化的地質(zhì)目標(biāo)。在具體實(shí)施中，石油工程按開發(fā)方案部署要求，對(duì)每一口井進(jìn)行單項(xiàng)研究和方案研究，在此基礎(chǔ)上完成每一口井的鉆井工程設(shè)計(jì)、完井工程設(shè)計(jì)等各類工程設(shè)計(jì)［8］，安全生產(chǎn)管理與鉆完井設(shè)計(jì)施工一體化結(jié)合，實(shí)現(xiàn)安全優(yōu)快鉆井、降低單井成本，提升綜合效益。

3.2技術(shù)攻關(guān)方向

圍繞開發(fā)目標(biāo)，主要開展了鉆完井、測錄井、井下作業(yè)和安全環(huán)保等專業(yè)方向的石油工程技術(shù)攻關(guān)。

1）陸相深層高研磨性硬地層鉆井提速技術(shù)研究。

2）高酸性超深水平井長水平段鉆井技術(shù)與集成地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)研究。主要針對(duì)長興組單礁體規(guī)模小，需長穿多個(gè)礁灘體優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，解決單井高產(chǎn)難題。

3）高溫高壓超深水平井鉆完井液技術(shù)研究。一般鉆井液耐溫性能不超過150 ℃，而元壩超深井井底溫度高達(dá)160 ℃，對(duì)工作液體的耐高溫性能要求更高。

4）高酸性超深氣井復(fù)雜井況條件下的固井技術(shù)研究。主要針對(duì)長封固、小井眼、高壓力、大斜度井段、抗硫合金套管固井等技術(shù)難題。

5）8 000 m超深水平井測井采集與解釋技術(shù)研究。

6）超深高酸性氣井增產(chǎn)及試氣技術(shù)研究。

7）鉆完井廢液處理技術(shù)研究。

4　技術(shù)進(jìn)展

4.1超深高酸性氣藏石油工程技術(shù)體系

通過元壩氣田開發(fā)建設(shè)7年來的技術(shù)攻關(guān)與實(shí)踐，形成了18項(xiàng)石油工程核心技術(shù)（表1），在縮短鉆完井周期、提高綜合效益等方面取得了顯著效果，有力支撐了34×108m3凈化氣產(chǎn)能建設(shè)。

表1　元壩氣田超深高酸性氣藏石油工程配套技術(shù)一覽表

圖3　元壩氣田超深井五開制井身結(jié)構(gòu)圖

4.2超深高酸性氣藏水平井鉆井提速提效關(guān)鍵技術(shù)

由于元壩氣田長興組埋藏超深與鉆遇地層壓力系統(tǒng)復(fù)雜等原因，探井與開發(fā)水平井均采用五開制井身結(jié)構(gòu)［9-11］：一開封隔淺層地下水，二開封隔陸相低壓地層，三開封隔陸相高壓地層，四開封隔海相高壓地層，五開揭穿長興組常壓地層（圖3），開發(fā)水平井一般采用篩管完井方式。各開次采用針對(duì)性關(guān)鍵技術(shù)解決相應(yīng)的技術(shù)難題，實(shí)現(xiàn)了鉆井提速提效。

4.2.1陸相地層欠平衡打快集成鉆井技術(shù)

一開一般為?660.4 mm大井眼，井深500～700 m，主要鉆井方案是泡沫鉆井與干法固井［4］。

二開一般為?444.5 mm井眼，進(jìn)尺約2 500 m，鉆至上沙溪廟組底部，主要采用空氣鉆井技術(shù)，實(shí)施空氣鉆噴淋法轉(zhuǎn)漿技術(shù)［12］后采用常規(guī)技術(shù)固井。噴淋轉(zhuǎn)漿技術(shù)是將空氣鉆井井眼清潔、替入液體系、潤濕反轉(zhuǎn)技術(shù)、替入工藝、通井措施等各方面技術(shù)融合形成的一整套氣轉(zhuǎn)液綜合技術(shù)，簡化了光鉆桿井底流程，解決了常規(guī)井底轉(zhuǎn)漿過程的卡鉆風(fēng)險(xiǎn)，有效解決了空氣鉆轉(zhuǎn)漿前的潤濕效果與安全性、經(jīng)濟(jì)性。

三開一般為?311.2 mm/ ? 314.3 mm井眼，進(jìn)尺1 600～1 800 m，鉆遇下沙溪廟組、自流井組、須家河組等高研磨性硬地層，主要采用空氣錘鉆井技術(shù)、孕鑲金剛石鉆頭+高速螺桿鉆井技術(shù)。

以空氣鉆井、泡沫鉆井、空氣錘鉆井及氣液轉(zhuǎn)換等為代表的欠平衡打快集成鉆井技術(shù)，解決了陸相大尺寸井眼段和高研磨地層段鉆速慢的難題。一開井眼工期最快縮短38 d；二開井眼空氣鉆井的鉆速提高4～8倍，節(jié)約鉆井周期90 d；三開井段平均機(jī)械鉆速提高52.9%～73.5%，節(jié)約鉆井周期46 d。

4.2.2超深高酸性氣藏水平井安全優(yōu)快鉆井技術(shù)

四開一般為?241.3 mm井眼，進(jìn)尺1 500～2 000 m，鉆遇雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關(guān)組等海相地層，使用PDC鉆頭+螺桿鉆具提速提效。將規(guī)范推薦的? 172 mm螺桿優(yōu)化為直井段采用? 197 mm、定向造斜段采用? 185 mm螺桿后，平均機(jī)械鉆速提高20%～30%，螺桿使用壽命、鉆井效率和井身質(zhì)量得到明顯提高。PDC+螺桿技術(shù)是海相地層提速提效成本最低、效果最明顯的技術(shù)［13］。

長興組水平井井深一般超過7 500 m，水平井段長600～1 200 m。集成優(yōu)化井身剖面和鉆具組合、摩阻扭矩監(jiān)測與控制、井眼軌跡光滑控制、井眼高效清潔、高溫高壓工具應(yīng)用、水平段延伸安全預(yù)測與評(píng)價(jià)等技術(shù)措施，實(shí)現(xiàn)了安全優(yōu)快鉆進(jìn)和水平段長穿優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的目標(biāo)，攻克了單礁體規(guī)模小、直井達(dá)產(chǎn)率低、超深水平井鉆井周期長等難題，實(shí)現(xiàn)了高效開發(fā)。

4.2.3高溫高壓氣藏超深水平井鉆完井液技術(shù)

研發(fā)形成KCl聚磺防塌、高酸溶性聚磺防卡鉆井液體系及配套技術(shù)，解決了井壁穩(wěn)定、酸性氣體污染、超長裸眼摩阻大等問題。早期使用常規(guī)聚磺防塌體系的鉆井液，平均劃眼時(shí)間為265.4 h，使用KCl聚磺防塌體系后劃眼時(shí)間降為71.4 h。

4.2.4碳酸鹽巖地層乳化酸浴解卡技術(shù)

酸浴是碳酸鹽巖地層處理卡鉆最為有效的手段之一。在元壩超深井大斜度井段和水平井施工中，縫洞性高滲儲(chǔ)層段常發(fā)生失返性漏失，酸液不能替至目標(biāo)井段，導(dǎo)致常規(guī)酸浴處理卡鉆事故失敗，嚴(yán)重時(shí)可能造成填井側(cè)鉆的巨大損失。X05-1井長興組水平段卡鉆后，在兩次泡解卡劑和兩次酸浴失敗的情況下，創(chuàng)新將乳化酸用于鉆井酸浴，順利將酸替至預(yù)計(jì)井段，成功解卡，避免了嚴(yán)重后果，為高滲透高酸溶性地層卡鉆事故處理開辟了一條新路。

4.2.5超深酸性氣藏復(fù)雜井況條件下的固井技術(shù)

以干法固井、長封固大溫差、小井眼小間隙、水泥石防腐、超高密度水泥漿、大斜度短尾管固井技術(shù)等為核心的配套技術(shù)，成功解決了“三高”酸性氣井多壓力體系、窄安全壓力窗口、酸性氣體腐蝕等固井技術(shù)難題。

元壩超深井中干法固井最長井段達(dá)3 008 m，優(yōu)質(zhì)率達(dá)100%；小井眼小間隙固井合格率達(dá)100%；入井水泥漿最高平均密度為2.78 g/cm3；一次封固段最長達(dá)5 309.44 m。

4.2.6超深生物礁氣藏水平井綜合地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)

由于長興組生物礁儲(chǔ)層的特殊性，LWD隨鉆測井在元壩超深水平井地質(zhì)導(dǎo)向的應(yīng)用效果較差。集成“元素錄井+薄片錄井+巖屑核磁共振+錄井氣測校正+井震疊合”的超深水平井綜合地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了宏觀與微觀結(jié)合快速識(shí)別礁蓋儲(chǔ)層，井震疊合實(shí)時(shí)研判軌跡穿行礁蓋、礁核、礁間動(dòng)態(tài)。在多口水平井中實(shí)現(xiàn)“蛇行”長穿2～3個(gè)礁蓋優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，最多穿越了4個(gè)礁灘體，平均優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層鉆遇率達(dá)77%。

4.3超深水平井測錄井關(guān)鍵技術(shù)

4.3.1礁灘相儲(chǔ)層錄井解釋評(píng)價(jià)技術(shù)

應(yīng)用元素錄井、巖屑核磁共振、離子液相色譜、氣測錄井等錄井集成技術(shù)，解決了PDC鉆頭小巖屑的巖性識(shí)別困難、超平衡高酸性氣井顯示較弱、儲(chǔ)層識(shí)別與氣水識(shí)別困難等難題，提高了儲(chǔ)層的錄井識(shí)別與評(píng)價(jià)準(zhǔn)確程度。

4.3.2超深酸性氣藏水平井測井采集技術(shù)

針對(duì)超深高酸性水平井高溫、高壓、高含硫，且容易發(fā)生阻卡和吸附卡的測井技術(shù)難題，創(chuàng)新形成了以泵出存儲(chǔ)式測井為主［14］，鉆具輸送濕接頭式電纜測井為輔的超深水平井測井技術(shù)，完成了元壩氣田20余口7 000 m以深超深水平井測井采集任務(wù)，創(chuàng)國內(nèi)陸上水平井測井深度最深紀(jì)錄7 971 m。

7 500 m超深水平井完井測井時(shí)間平均為60 h，一次測井成功率超過90%，測井曲線合格率達(dá)100%、優(yōu)質(zhì)率超過90%，井底測井資料漏測井段小于30 m。

4.3.3超深酸性氣藏測井解釋評(píng)價(jià)技術(shù)

集成礁灘相儲(chǔ)層識(shí)別［15］及有效性評(píng)價(jià)、儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算、電成像譜分析法計(jì)算縫洞儲(chǔ)層次生孔隙度、流體性質(zhì)判別、縫洞性儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)、測錄一體化水平井解釋技術(shù)等形成超深酸性氣藏測井解釋評(píng)價(jià)技術(shù)，所有開發(fā)井的測井解釋成果與測試結(jié)果一致，有力支撐了元壩氣田產(chǎn)能建設(shè)。

4.4超深高酸性氣藏井下作業(yè)核心技術(shù)

4.4.1酸性氣藏井下作業(yè)工程設(shè)計(jì)技術(shù)

以“酸性氣藏工程技術(shù)方案優(yōu)化、井控裝置優(yōu)化、防硫管材優(yōu)選［16］、多級(jí)節(jié)流地面控制［17］、多應(yīng)力場管柱分析、安全管控、探井采用APR快速評(píng)價(jià)、開發(fā)井采用一體化投產(chǎn)”為井下作業(yè)工程技術(shù)核心，解決了酸性氣藏氣井試氣安全風(fēng)險(xiǎn)高、成功率低的技術(shù)難題。

4.4.2酸性氣井安全高效APR測試評(píng)價(jià)技術(shù)

酸性氣井安全高效APR測試評(píng)價(jià)技術(shù)以“地層壓力預(yù)測、管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)［16］、操作參數(shù)優(yōu)化、堵漏壓井防卡埋、助解封、試井設(shè)計(jì)與解釋修正”為核心，解決了管柱失效與卡埋、工具操作失效、封隔器失封與難解封、測試評(píng)價(jià)不準(zhǔn)確等難題，為酸性氣田儲(chǔ)層參數(shù)采集與儲(chǔ)量評(píng)價(jià)提供了技術(shù)支撐。

該技術(shù)在川東北地區(qū)和塔河油田廣泛應(yīng)用，測試井段最深為8 110 m，最高地層溫度為175 ℃，最高地層壓力為127.9 MPa，最高H2S含量為23.9%；封隔器座封最深為8 003 m；最高管柱壓差為84.6 MPa ，最高工具承內(nèi)壓為212 MPa；超高壓長時(shí)間段安全測試37 d；最大無阻流量為698×104m3/d；設(shè)計(jì)APR操作壓力實(shí)際符合率95%，解封成功率95%；地層壓力預(yù)測誤差小于3%，解釋評(píng)價(jià)成果符合率大于90%。

4.4.3酸性氣井安全高效完井試氣投產(chǎn)技術(shù)

酸性氣井安全高效完井試氣投產(chǎn)技術(shù)以“井下管柱材質(zhì)優(yōu)選、井筒高效清障、投產(chǎn)管柱無損緊扣及防護(hù)、地面快速遠(yuǎn)程控制、有毒有害氣體實(shí)時(shí)監(jiān)測及防護(hù)、智能采集計(jì)量、產(chǎn)能快速精準(zhǔn)評(píng)價(jià)［16-19］”為核心，保障了元壩高酸性氣井經(jīng)濟(jì)高效安全快速投產(chǎn)。

長興組氣藏超深井采用70 MPa、725材質(zhì)的完井永久封隔器和105 MPa、718材質(zhì)的井下安全閥，環(huán)空保護(hù)液對(duì)管竄的腐蝕速率僅0.044 mm/a，生產(chǎn)管柱氣密封檢測最高可達(dá)140 MPa，試氣最大無阻流量 966.89×104m3/d。

4.4.4超深酸性氣藏氣井大型深度酸壓技術(shù)

超深酸性氣井大型深度酸壓技術(shù)以“高溫高緩蝕膠凝+高溫分流轉(zhuǎn)向”酸液體系和“多級(jí)交替注入+軟硬材料復(fù)合暫堵”［20-21］工藝為核心，實(shí)現(xiàn)了長興組礁灘儲(chǔ)層的長距離、深穿透改造，為元壩氣田天然氣產(chǎn)能建設(shè)的實(shí)現(xiàn)提供了技術(shù)支撐。

研制的酸液體系耐溫能力達(dá)到160 ℃，160 ℃下酸巖反應(yīng)速度小于3.20×10-6mol/（cm2·s），暫堵劑承受壓差大于27 MPa。

4.4.5超深酸性氣藏復(fù)雜井高效處理技術(shù)

超深酸性氣藏復(fù)雜井高效處理技術(shù)以“防卡堵漏壓井、復(fù)雜情況診斷、處理方案優(yōu)化、特殊工具研制、處理參數(shù)優(yōu)化、井筒清潔、套管保護(hù)”［22］為核心，解決了酸性氣井易漏、易卡、異形落魚處理難等復(fù)雜難題，實(shí)現(xiàn)了探井轉(zhuǎn)采氣井、復(fù)雜事故井順利投產(chǎn)，為元壩氣田投產(chǎn)提供了保障。

打撈井深最深8 356.00 m，不明落物打撈最深6 725.20 m，打撈ARP管柱串最長5 135.78 m。

4.4.6連續(xù)油管酸性氣井復(fù)產(chǎn)增產(chǎn)技術(shù)

以“定點(diǎn)酸化溶蝕、噴射酸化、帶壓水合物解堵、鉆磨擴(kuò)孔、射孔”為核心的連續(xù)油管酸性氣井復(fù)產(chǎn)增產(chǎn)技術(shù)［23］，解決了酸性氣井中井口、井筒、井底、 近井帶堵塞問題，并可消除復(fù)合堵塞物（水合物、結(jié)垢、出砂、落物）造成的復(fù)雜堵塞問題，實(shí)現(xiàn)酸性氣井復(fù)產(chǎn)增產(chǎn)目的。

4.5超深高酸性氣藏安全環(huán)保技術(shù)

4.5.1噴漏同存縫洞型酸性氣藏氣井井控技術(shù)

以現(xiàn)場“三高”氣井井控裝置標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)、“三高”氣井井控設(shè)備配套、140 MPa閘板防噴器氣密封檢測、高酸性氣藏壓回法壓井、噴漏同存堵漏壓井技術(shù)等技術(shù)系列應(yīng)對(duì)高產(chǎn)、高壓、高含硫、噴漏同存復(fù)雜條件下的井控難題，實(shí)現(xiàn)了井控零事故。

4.5.2酸性氣井安全管控技術(shù)

針對(duì)酸性氣井儲(chǔ)層埋藏深、溫度高、產(chǎn)量高、壓力高、腐蝕性流體含量高等難點(diǎn)，形成了以“物資設(shè)備本質(zhì)安全控制、施工方案優(yōu)化、組織方案細(xì)化、有毒有害氣體實(shí)時(shí)監(jiān)測及防護(hù)、關(guān)鍵環(huán)節(jié)全過程管控、應(yīng)急體系保障”［24］為核心的酸性氣井安全管控技術(shù)，保障了酸性氣井工程作業(yè)施工安全。

實(shí)踐中要求重要物資、設(shè)備監(jiān)控保養(yǎng)到位，實(shí)現(xiàn)本質(zhì)安全；對(duì)地面流程、井口設(shè)備、井內(nèi)管柱、遠(yuǎn)程快速控制等設(shè)備及工藝進(jìn)行優(yōu)化，保障鉆完井、試氣投產(chǎn)等工程作業(yè)安全［22］；要求施工人員、施工設(shè)備、施工步驟、井控管理、應(yīng)急措施等方案組織到位；通過便攜式檢測儀、固定式檢測儀、空氣呼吸器、自動(dòng)點(diǎn)火、定期演練等手段實(shí)現(xiàn)有毒有害氣體實(shí)時(shí)監(jiān)測與防護(hù)；通過靠前指揮、靠前協(xié)調(diào)、靠前服務(wù)、全過程管控，實(shí)現(xiàn)關(guān)鍵環(huán)節(jié)全過程監(jiān)控；建立元壩氣田應(yīng)急救援中心，從體系上保障單井應(yīng)急救援。

4.5.3高酸性氣藏環(huán)境保護(hù)技術(shù)

以鉆井液隨鉆治理技術(shù)、含硫氣田水回注技術(shù)、含硫氣井排液實(shí)時(shí)除硫技術(shù)為核心的環(huán)境保護(hù)技術(shù)，解決了傳統(tǒng)處理方式需要建設(shè)大容量污水池、回收利用率低的問題。通過對(duì)鉆井廢棄物進(jìn)行無害化處理，自動(dòng)中和壓裂返排液中的殘酸和降低硫化氫濃度，處理后的液體pH值控制在6.4～7.8，滿足了國家排放標(biāo)準(zhǔn)，切實(shí)保護(hù)元壩氣田周邊環(huán)境的青山綠水。

5　應(yīng)用效果

2009年5月，以勘探開發(fā)一體化工程為標(biāo)志啟動(dòng)了元壩氣田開發(fā)工程。在水平井開發(fā)試驗(yàn)取得成功的基礎(chǔ)上，2011年7月正式啟動(dòng)了元壩氣田產(chǎn)能建設(shè)，至2014年12月完成了一期17×108m3凈化氣產(chǎn)能建設(shè)并初步投產(chǎn)，2016年上半年二期開發(fā)方案的最后一口水平井完鉆。

勘探初期，13口直井平均完鉆井深7 047.13 m，平均鉆井周期482.97 d，平均機(jī)械鉆速1.59 m/h，平均臺(tái)月效率437.74 m。由于超深高酸性水平井鉆井提速提效關(guān)鍵技術(shù)的創(chuàng)新與推廣應(yīng)用，開發(fā)鉆井指標(biāo)屢創(chuàng)新高，7 700 m超深水平井鉆井周期大幅度縮短到300 d以內(nèi)（表2），創(chuàng)造了元壩氣田“十個(gè)月完成一口超深水平井”的歷史，也創(chuàng)造了國內(nèi)陸上水平井鉆井深度最深紀(jì)錄（7 971 m）。機(jī)械鉆速不斷提高、臺(tái)月效率逐年提高、中完時(shí)間明顯縮短，工程質(zhì)量不斷提升、驗(yàn)收優(yōu)質(zhì)工程率提高，由第一批的50%不斷提高到第二批的70%、甚至第三批80%。

表2　元壩氣田各批次鉆井指標(biāo)對(duì)比表

2009年元壩氣田開發(fā)時(shí)，國內(nèi)水平井測井工藝以鉆具輸送濕接頭式電纜測井為主，獨(dú)立完成7 500 m超深水平井測井的難度較大。2010年研制成功的泵出存儲(chǔ)式測井系統(tǒng)較好地解決了超深復(fù)雜水平井的測井技術(shù)難題，在元壩氣田得到廣泛應(yīng)用，完成了18口7 450～7 971 m超深水平井測井，完井測井時(shí)間平均約60 h。該技術(shù)推廣到國內(nèi)其他油氣田，在解決復(fù)雜水平井測井技術(shù)難題方面發(fā)揮了重要作用［14］。應(yīng)用礁灘相儲(chǔ)層測錄井解釋評(píng)價(jià)技術(shù)完成了所有生產(chǎn)井的定量評(píng)價(jià)，解釋成果與測試成果完成符合，在水平井目標(biāo)優(yōu)選及完井方案決策中發(fā)揮了關(guān)鍵作用。

超深高酸性氣藏井下作業(yè)核心技術(shù)克服了元壩長興組超深、高溫、高壓、高含硫的困難，完成了所有生產(chǎn)井的大型深度酸壓改造、試氣及投產(chǎn)作業(yè)，儲(chǔ)層改造成功率100%，取得了水平井平均測試產(chǎn)能近80×104m3/d、無阻流量350×104m3/d的顯著成果，實(shí)現(xiàn)了開發(fā)方案中單井產(chǎn)能的預(yù)期目標(biāo)。

自勘探發(fā)現(xiàn)以來，中石化西南油氣田各參建單位探索形成了勘探開發(fā)一體化和工程地質(zhì)一體化的高效管理模式，從開發(fā)試驗(yàn)開始僅用6年時(shí)間就完成了元壩超深大型高酸性氣田的開發(fā)建設(shè)工程，安全經(jīng)濟(jì)高效地建成34×108m3凈化氣產(chǎn)能，杜絕了井噴失控和硫化氫泄漏等重特大安全環(huán)保事故，共建成7 000 m以深的超深生產(chǎn)井37口。2014年12月一期工程投產(chǎn)以來，氣田已經(jīng)投產(chǎn)26口井，截至2016年上半年，累產(chǎn)商品氣32×108m3，硫磺25×104t，創(chuàng)造了我國超深大型高酸性氣藏開發(fā)工程的又一個(gè)佳跡。

6　技術(shù)發(fā)展方向

隨著普光、元壩等氣田超深層大型高酸性氣藏的探明和成功開發(fā)，近期中石化又相繼在川西海相雷口坡組和塔中北坡奧陶系取得重大油氣勘探突破，展現(xiàn)了我國超深層海相層系巨大的勘探潛力。元壩氣田開發(fā)建設(shè)形成的超深酸性氣田石油工程系列技術(shù)可以推廣應(yīng)用到類似油氣田，為安全高效開發(fā)服務(wù)。

但是這些新發(fā)現(xiàn)又有其新特點(diǎn)，給石油工程帶來了更大的挑戰(zhàn)。如塔中北坡奧陶系的埋藏更深（6 300～8 200 m）；地層溫度超高溫，介于180～220 ℃；井底壓力更高，當(dāng)量密度大于2.24 g/ cm3。

為了安全高效地開發(fā)我國的超深層酸性氣藏，應(yīng)該在石油工程領(lǐng)域繼續(xù)開展技術(shù)攻關(guān)。首先是超深超高溫高壓酸性氣井的套管和完井管柱的優(yōu)化設(shè)計(jì)及管材抗硫設(shè)計(jì)；其次是超高壓井控裝置配套，應(yīng)努力發(fā)展140 MPa、甚至170 MPa壓力級(jí)別的井口裝置；研發(fā)抗220 ℃以上的超高溫高密度鉆井液、水泥漿和酸液體系；研制230～260 ℃超高溫超高壓測井儀器、測試工具及其他井下作業(yè)工具。瞄準(zhǔn)10 000 m井深，開展超深層超高溫超高壓高含硫條件下的安全高效鉆完井、測錄井、試氣投產(chǎn)和安全管控等配套技術(shù)研究，積極為超深層的酸性油氣藏勘探開發(fā)儲(chǔ)備技術(shù)。

7　結(jié)束語

1）針對(duì)元壩氣田長興組氣藏“一超、三高、五復(fù)雜”的工程地質(zhì)特征，工程地質(zhì)一體化技術(shù)管理模式是實(shí)現(xiàn)氣藏安全經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)的有效手段。安全生產(chǎn)管理與鉆完井設(shè)計(jì)施工一體化結(jié)合，可以實(shí)現(xiàn)同類油氣藏安全優(yōu)質(zhì)高效鉆井和綜合提速提效。

2）元壩氣田開發(fā)建設(shè)中形成的超深酸性氣田石油工程技術(shù)體系不僅能在元壩、在四川盆地發(fā)揮作用，在我國今后類似氣藏的勘探開發(fā)中也將持續(xù)產(chǎn)生影響。為了解放我國大量的高酸性油氣藏，需要繼續(xù)大力實(shí)施科技創(chuàng)新，推動(dòng)超深酸性油氣田的石油工程技術(shù)與其開發(fā)技術(shù)共同進(jìn)步。

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Practices and prospect of petroleum engineering technologies in ultra-deep sour gas reservoirs， Yuanba Gasfeld， Sichuan Basin

Xu Jin
（Sinopec Southwest Petroleum Engineering Co.， Ltd.， Chengdu， Sichuan 610041， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 9， pp.1-10， 9/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

Located in the Sichuan Basin， the Yuanba Gasfield is the deepest marine sour gas field among those developed in China so far. Its biohermal gas reservoir of the Upper Permian Changxing Fm is characterized by ultra depth， high content of hydrogen sulfide， medium-low porosity and permeability， and small reservoir thickness. Economic evaluation on it shows that horizontal well drilling is the only way to develop this gas reservoir efficiently and to reduce the total development investment. At present， the petroleum engineering technology for this type of ultra-deep sour gas reservoir is less applied in the world， so an ultra-deep horizontal well is subject to a series of petroleum engineering technology difficulties， such as safe and fast well drilling and completion， mud logging， well logging， downhole operation， safety and environmental protection. Based on the successful development experience of the Puguang Gasfield， therefore，Sinopec Southwest Petroleum Engineering Co.， Ltd. took the advantage of integrated engineering geology method to carry out specific technical research and perform practice diligently for 7 years. As a result， 18 key items of technologies for ultra-deep high sour gas reservoirs were developed， including horizontal-well drilling speed increasing technology， horizontal-well mud logging and well logging technology， downhole operation technology， and safety and environmental protection technology. These technologies were applied in 40 wells during the first and second phases of productivity construction of the Yuanba Gasfield. All the 40 wells have been built into commercial gas wells， and the productivity construction goal of 3.4 billion m3purified gas has also been achieved. These petroleum engineering technologies for ultra-deep sour gas fields play a reference role in exploring and developing similar gas reservoirs at home and abroad.

Sichuan Basin； Yuanba Gasfield； Late Permian； Bioherm； High sour gas reservoir； Ultra-deep horizontal well； Petroleum engineering； Safety； Environmental protection

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.09.001

2016-07-14編輯韓曉渝）

中國石油化工股份有限公司技術(shù)開發(fā)項(xiàng)目“元壩海相超深水平井酸壓工藝技術(shù)先導(dǎo)試驗(yàn)”（編號(hào)：GJ-258-1254）、中國石油化工集團(tuán)公司技術(shù)應(yīng)用項(xiàng)目“川東北高壓高產(chǎn)含硫氣井測試優(yōu)化設(shè)計(jì)研究”（編號(hào)：JP08001）。

徐進(jìn)，1960年生，博士，教授級(jí)高級(jí)工程師，本刊第七屆編委會(huì)委員，現(xiàn)任中國石化集團(tuán)公司西南石油局副局長、中石化西南石油工程有限公司總經(jīng)理。地址：（610041）四川省成都市高新區(qū)吉泰路688號(hào)。ORCID: 0000-0001-7176-6685。E-mail: xuj.osxn@sinopec.com