元壩超深高含硫氣田開發關鍵技術

劉 言

(中國石化西南油氣分公司，四川 成都 610041)

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元壩超深高含硫氣田開發關鍵技術

劉 言

(中國石化西南油氣分公司，四川 成都 610041)

元壩氣田是目前世界上埋藏最深的高含硫生物礁氣田，具有埋藏超深、礁體小、儲層薄、非均質性強、氣水關系復雜等特點，氣田開發面臨許多技術難題。通過技術引進、集成和創新，形成了以超深復雜生物礁儲層精細刻畫技術、超深水平井優快鉆井技術、超深水平井軌跡實時優化技術、超深長水平段多級暫堵酸化技術等為核心的元壩超深高含硫氣田開發關鍵技術。現場應用表明：儲層預測符合率為95%，開發井成功率為100%，單井鉆井周期同比縮短100 d以上，有效儲層鉆遇率提高67.5%，酸化增產倍比為2.2～5.0，取得了良好的效果。為其他超深高含硫氣田的有效開發提供了借鑒和參考。

生物礁；高含硫化氫；超深水平井；軌跡優化；元壩氣田

0 引 言

川東北元壩地區長興組發育臺地邊緣生物礁沉積，礁相儲層以白云巖為主[1-2]，埋藏深度為6 300～7 200 m。由于深層的地震資料分辨率低，且長興組生物礁規模小、儲層薄、非均質強、氣水關系復雜，導致礁體識別難度大，井位部署失誤率較高，直井產量和井控儲量普遍達不到經濟極限指標。為此，從氣田特點出發，綜合應用地震特征識別、地震反演手段和頻譜成像、三維可視化、相控建模等技術，解決礁體有效識別與儲層預測問題；采用鉆井提速、軌跡實時優化與控制、多級暫堵酸化等集成創新技術，解決了超深水平井安全快速鉆井與投產等問題，形成了元壩超深高含硫氣田開發關鍵技術，取得良好的應用效果。

1 氣田開發難點

與國內外同類氣田比較，元壩氣田地質情況復雜，有效開發面臨三大難題：①埋藏超深，地震反射高頻吸收或缺失，分辨率降低，小礁體識別與生物礁氣藏精細描述面臨極大挑戰；②礁相優質儲層薄，平面非均質性強，氣水關系復雜，直井產量低，水平井部署與優化設計面臨極大挑戰；③針對超深層、高溫、高壓、縱向多壓力系統等難題，實施水平井國內外尚無成功先例，安全快速鉆井與投產面臨極大挑戰。

2 氣田開發關鍵技術

2.1 超深層生物礁氣藏精細描述技術

元壩地區長興組生物礁氣藏優質儲層的發育主要受白云石化和溶蝕作用控制[3]，沉積期古地貌高與層序中上部是白云巖儲層的優勢發育部位。

受沉積期古地貌和海平面升降的影響，長興組生物礁發育類型多樣，儲層展布特征復雜。通過對元壩27-3H井實鉆軌跡解剖(圖1)可知，鉆遇的A、B、C、D 4個點礁蓋頂部有明顯的構造起伏，A、D點振幅變弱、阻抗變高，B、C點附近礁蓋頂部出現復波反射。研究結果顯示，生物礁頂部包絡振幅的變化是礁體沉積微相與儲層厚度變化的響應，古地貌的起伏反應了礁蓋頂部的變化。因此，沿實鉆軌跡可以精細刻畫出3個單礁體。

圖1 元壩27-3H井沉積期古地貌分布與地震剖面

從生物礁的生長發育來看，通常多個小礁體組成一個礁群，礁群內部各個單礁體的礁頂構造有起伏，礁體連接處發生巖性或巖相變化。根據礁頂構造起伏、礁蓋包絡振幅和阻抗的變化特征，結合鉆井、測井、取心資料，建立了元壩地區5種生物礁群發育及儲層分布模式(圖2)。

圖2 元壩地區長興組生物礁群發育模式(上圖為地質模型，下圖為地震剖面)

研究發現，沉積期古地貌高控制生物礁的發育和分布，長興組主要為一套碳酸鹽巖沉積，應用殘余厚度法對古地貌進行了恢復(圖3)。由圖3可知，長興組生物礁呈隆起狀，4條礁帶呈北西—南東向排列，具有明顯的退積現象，礁后臺地邊緣灘相中發育少量點礁(礁灘復合區)。

圖3 元壩地區長興組晚期古地貌三維立體顯示

利用元壩地區鉆井、巖心和測井資料，結合區域地質情況，制作了長興組—飛仙關組生物礁地質模型(圖4)。從給出模型的正演結果(圖5)可以看出，長興組生物礁表現為低頻、弱振幅的丘狀雜亂反射特征[4]。模型正演的生物礁反射特征與地震剖面的反射特征(圖6)較吻合，由此建立了元壩地區長興組生物礁識別模式：礁體外形呈丘狀反射特征；礁體頂面為強反射，具披覆構造反射特征；礁體內部為斷續、雜亂反射或反射空白區；礁體翼部出現上超反射特征。

圖4 長興組生物礁地質模型

圖5 長興組生物礁正演剖面

圖6 長興組生物礁地震剖面

借助生物礁識別模式與古地貌分析，進行礁體識別，綜合應用振幅剖面和瞬時相位體精細刻畫礁群和單礁體的礁蓋包絡與邊界。研究結果顯示，元壩地區長興組發育21個礁群、90個單礁體，單礁體面積為0.12～3.62 km2。

通過井震標定和對過井地震剖面的精細解剖發現，生物礁由礁基、礁核和礁蓋3部分組成[5]。鉆井資料證實，優質儲層集中發育于礁蓋，以各種類型的白云巖為主。綜合應用以疊前地質統計學反演為核心的多屬性融合的儲層定量預測技術和以Lame系數為核心的疊前、疊后多屬性融合的儲層含氣性預測技術，預測礁相優質儲層的分布及儲層含氣性[6-7]。預測結果表明，2、3、4號礁帶優質儲層厚度大(30～40 m)，含氣性好，是氣田開發的主要對象；1號礁帶和礁灘復合區，優質儲層變薄(20～25 m)，且1號礁帶整體含水，含氣性差。

根據研究成果及新的認識，氣田開發建設采取了分步實施的原則，以單井技術經濟界限為前提，結合生物礁群發育與儲層分布模式、優質儲層與含氣性預測成果，進行井型優化設計，建立了以水平井為主的超深層條帶狀生物礁氣藏開發井網，有效降低了方案實施的風險，部署新井實鉆成果與地質預測較吻合。

2.2 超深水平井優快鉆井技術

2.2.1 井身結構優化技術

以巖石力學特征分析、地應力和地層壓力模型計算、井壁穩定性破面建立為基礎，結合地質研究成果和鉆井資料分析，優化必封點位置，設置4個必封點(圖7)，采用五開制井身結構設計[8]，并形成了與之配套的技術，避免了同一裸眼井段多壓力體系并存，減少了施工井下復雜情況的發生，確保了目的層長水平段施工安全。

圖7 元壩超深井必封點設置

2.2.2 鉆井提速技術

針對元壩地區陸相地層厚度大，井壁穩定性差，機械鉆速慢[9]，海相地層壓力系統多，非均質性強，高含硫化氫，鉆井施工難度大、周期長等問題，引進、集成和創新鉆井提速技術，在陸相上部地層采用泡沫(空氣)鉆井技術，陸相中下部地層采用PDC鉆頭+扭力沖擊器、孕鑲鉆頭+高速渦輪復合鉆井技術，上部海相地層采用PDC鉆頭+螺桿高效鉆井技術，五開水平段采用抗高溫MWD+螺桿鉆井技術，實現了超深水平井全面提速，單井鉆井周期同比縮短了100 d以上。

2.3 超深水平井軌跡實時優化技術

2.3.1 隨鉆巖性快速識別技術

元壩地區長興組礁相儲層以白云巖為主，根據白云巖和灰巖的成分特征及差別，應用X射線熒光(XRF)分析技術，現場快速識別碳酸鹽巖巖性。

基于巖樣元素含量分析，結合實驗室薄片鑒定和測井解釋資料，建立了元壩地區元素錄井標準圖譜、曲線交會等巖性識別解釋方法和元素錄井巖性識別標準。通過現場連續采樣測定元素含量，進行隨鉆巖性快速識別，所繪制的巖性剖面與測井解釋結果基本一致[10]。

2.3.2 隨鉆儲層快速評價技術

針對元壩地區礁相優質儲層薄、非均質性強的特點，應用核磁共振(NMR)分析技術，現場快速評價儲層物性。建立了元壩氣田儲層物性核磁分類評價圖版和分類評價標準，通過現場連續采樣核磁共振分析，進行隨鉆儲層快速評價，儲層核磁分類評價與測井解釋結果較吻合[10]。

2.3.3 隨鉆軌跡優化調整技術

綜合應用元素錄井、核磁共振分析技術，結合薄片觀察和氣測資料，現場及時準確地分析判斷鉆遇地層的巖性、物性和含氣性，修正氣藏地質模型，預測優質儲層展布，實時優化調整超深水平井軌跡。建立了元壩地區長興組生物礁氣藏“找云巖、穿優質、控遲深、調靶點”的軌跡實時優化調整模式[8]，結合滑動導向軌跡控制技術，實現了元壩超深水平井鉆穿多個小礁體優質儲層的目標。

2.4 超深長水平段多級暫堵酸化技術

元壩超深水平井均采用襯管或裸眼完井[11]，長水平段的中后部及低滲層段難以得到有效改造。為此，采用多級纖維暫堵酸化工藝，研發了在160℃高溫條件下具有緩蝕、緩速、低摩阻、高導流、防硫化物沉淀的高溫膠凝酸、高溫轉向酸和溫控+酸控可降解有機纖維，形成了以“多級暫堵、交替注入”工藝為特色的多級暫堵分流酸化技術，實現了超深層長水平段均勻布酸改造。14口應用井暫堵后施工壓力上升了1～11 MPa，氣井產量提高了2.2～5.0倍。

3 應用效果

在深化地質研究與認識的基礎上，在元壩超深高含硫生物礁氣田部署實施超深水平井14口，平均完鉆井深為7 726 m ，平均完鉆周期為395 d，較早期縮短了100 d以上，創造了高含硫氣藏超深水平井完鉆最深、垂深最深等多項世界紀錄。新井實鉆與地質設計較吻合，儲層預測符合率為95%，開發井成功率為100%。完鉆水平井均成功鉆穿了2個以上的礁蓋優質儲層，有效儲層鉆遇率同比提高了67.5%。一期項目部署開發井14口，配產600×104m3/d，2014年12月10日建成投產，目前開井13口，平均油壓為41.5 MPa，井口產量為680×104m3/d以上，氣井實際產能高于方案設計指標。

4 結 論

(1) 礁體識別和礁相優質儲層預測是超深復雜生物礁氣田開發面臨的技術難題，也是氣田有效開發的關鍵。針對元壩地區長興組氣藏超深薄儲層預測難題，應用地質、測井、地球物理等集成創新技術，進行了礁體的精細刻畫，并準確地預測了礁相優質儲層的分布，有效指導氣田開發井位部署與實施。

(2) 針對氣田復雜的工程地質特點開展技術攻關，形成了復雜超深水平井鉆完井、儲層改造技術等，實現了元壩超深水平井安全快速鉆井、鉆穿優質儲層和順利投產，為有效開發元壩超深高含硫生物礁氣田提供了有力的技術支撐。

[1] 彭光明，劉言，李國蓉. 元壩氣田長興組氣藏生物礁相儲層發育特征[J]. 新疆石油地質，2014，35(5)：511-516.

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[3] 郭彤樓. 元壩深超礁灘氣田基本特征與成藏主控因素[J].天然氣工業，2011，31(10)：12-16.

[4] 胡偉光，蒲勇，趙卓男. 川東北元壩地區長興組生物礁的識別[J].石油物探，2010，49(1)：46-53.

[5] 王國茹，郭彤樓，付孝悅. 川東北元壩地區長興組臺緣礁灘體系內幕構成及時空配置[J]. 油氣地質與采收率，2011，18(4)：40-43.

[6] 劉國慧. 地質統計學地震反演在油田開發后期的應用[J]. 大慶石油地質與開發，2013，32(5)：156-158.

[7] 李珂，楊建軍，茍永俊，等. 巖性氣藏精細數值模擬技術[J]. 大慶石油地質與開發，2012，31(3)：79-83.

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[9] 胡文章. 影響元壩氣田超深井鉆井提速的工程地質因素及技術方案[J]. 中外能源，2012，17(4)：53-57.

[10] 劉言，王劍波，彭光明，等. 復雜礁灘體超深水平井地質導向關鍵技術[J]. 鉆采工藝，2014，37(4)：1-4.

[11] 陳琛，曹陽. 元壩氣田超深高含硫水平井測試投產一體化技術[J]. 特種油氣藏，2013，20(1)：129-131.

編輯 劉 巍

20150227；改回日期：20150615

中國石油化工股份有限公司科研項目“元壩超深高含硫氣田開發關鍵技術研究”(P13056)

劉言(1965-)，男，高級工程師，1985年畢業于西南石油學院石油地質專業，現從事油氣田開發生產管理與技術研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.024

TE375

A

1006-6535(2015)04-0094-04