四川盆地老氣田開發(fā)后期綜合潛力分析及開發(fā)建議
——以W氣田震旦系氣藏為例

胡 浩，周 鴻，隆 輝，凡田友，吳洪波，伍 亞，汪 敏，楊通水

（中國(guó)石油西南油氣田分公司蜀南氣礦，四川 瀘州 646000）

經(jīng)過(guò)50多年的開發(fā)，四川盆地的老氣田大多進(jìn)入了開發(fā)中后期，由于各種原因?qū)е螺^多剩余儲(chǔ)量未能有效開采，因此，如何提高采收率是氣田開發(fā)后期的重要工作[1-3]。夏崇雙等[4]提出精細(xì)氣藏描述形成的配套集成技術(shù)，重構(gòu)氣藏地質(zhì)模型，分類評(píng)價(jià)氣藏低滲透儲(chǔ)量，結(jié)合井網(wǎng)優(yōu)化、水平井地質(zhì)導(dǎo)向、分段酸化壓裂等工藝技術(shù)，進(jìn)一步提高有效動(dòng)用率。賈敏等[5]提出對(duì)氣井泡沫排水采氣效果進(jìn)行模糊定量評(píng)價(jià)的新方法，通過(guò)排水采氣工藝實(shí)現(xiàn)出水氣田的穩(wěn)產(chǎn)，提高采收率。李鷺光[6]應(yīng)用精細(xì)氣藏描述技術(shù)、氣田水整體治水綜合配套技術(shù)、水平井動(dòng)用低滲透儲(chǔ)量配套技術(shù)等3項(xiàng)配套技術(shù)來(lái)實(shí)現(xiàn)老氣田穩(wěn)產(chǎn)和提高采收率。前人大部分是從氣藏精細(xì)描述[7-9]、采氣工藝優(yōu)化[10-13]等方面來(lái)闡述如何提高氣藏的天然氣剩余儲(chǔ)量有效動(dòng)用，很少?gòu)臍馓锼C合利用、天然氣潛力等方面來(lái)分析氣藏的綜合潛力，以此來(lái)提高氣藏的最終采收率。

W氣田震旦系氣藏為碳酸鹽巖底水氣藏，自1964年發(fā)現(xiàn)至今已有57 a，先后圍繞深化氣藏認(rèn)識(shí)、有效開發(fā)、規(guī)模開發(fā)、高效開發(fā)為主題，持續(xù)開展氣藏地質(zhì)工程一體化、排水采氣工藝優(yōu)化以實(shí)現(xiàn)氣藏整體治水的目的。W氣田是新中國(guó)成立以來(lái)第一個(gè)工業(yè)開發(fā)的大型背斜構(gòu)造底水氣藏，開發(fā)后期面臨著產(chǎn)量遞減過(guò)快、產(chǎn)水量過(guò)大無(wú)法處理、探明儲(chǔ)量采出程度偏低等問(wèn)題。為進(jìn)一步深化認(rèn)識(shí)底水氣藏并有效整體治水，提出“以水找氣，變廢為寶”的思路，系統(tǒng)總結(jié)了W氣田開發(fā)過(guò)程中取得的地質(zhì)與氣藏工程認(rèn)識(shí)，并分析氣藏天然氣和地層水組分，綜合評(píng)價(jià)氣藏剩余潛力，進(jìn)而對(duì)該氣田震旦系氣藏下一步的開發(fā)提出了建議。

1 氣田概況

W氣田面積為219×104km2，主要含氣層位為震旦系上統(tǒng)燈影組2段，埋藏深度介于2 438～4 080 m，地層厚度介于585.9～693.5 m，受潮汐作用控制的局限臺(tái)地潮間—潮下帶白云巖沉積環(huán)境，巖性以藻白云巖為主，儲(chǔ)集類型以裂縫-孔洞型為主，儲(chǔ)層厚度介于5～256 m。截至2021年9月底，W氣田開發(fā)區(qū)已提交天然氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量400×108m3。氣田開發(fā)歷程可以劃分為試采階段、自噴生產(chǎn)產(chǎn)量上升期、產(chǎn)量遞減及排水采氣試驗(yàn)期、直井排水采氣期和水平井+直井排水采氣期這5個(gè)階段。歷年累產(chǎn)氣量146.58×108m3，產(chǎn)地層水1 877×104m3。

2 氣田地質(zhì)開發(fā)特征

2.1 地層發(fā)育特征

W地區(qū)震旦系屬揚(yáng)子準(zhǔn)地—四川臺(tái)向斜沉積背景，震旦紀(jì)早期，四川盆地位于古隆起上，高于海平面遭受風(fēng)化剝蝕，未接受沉積建造；震旦紀(jì)晚期，為淺海漫侵，形成廣闊的陸棚淺海沉積[14]。燈影組自下而上海水逐漸加深，藍(lán)綠藻繁茂，為受潮汐作用控制的清水碳酸鹽沉積環(huán)境，巖石構(gòu)成以藻白云巖為特征。由各層段的地層發(fā)育規(guī)模基本一致，表明當(dāng)時(shí)的沉積物供應(yīng)相對(duì)穩(wěn)定（圖1）。

圖1 W氣田震旦系氣藏?zé)羧螁尉貙雍穸确植贾鶢顖DFig.1 Histogram of formation thickness distribution of single well in Deng-3 member of Sinian gas reservoir of W gas field

2.2 儲(chǔ)集類型

通過(guò)對(duì)W117井巖石薄片分析，將孔隙類型劃分為粒間孔、窗格孔、晶間孔及溶孔4種類型。粒間孔、窗格孔可視為原生孔隙與藍(lán)藻相關(guān)；晶間孔和溶孔是成巖作用及成巖后生作用形成，是次生的。震旦系孔隙型儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)差，儲(chǔ)滲能力低，據(jù)統(tǒng)計(jì)全氣藏6 178個(gè)巖樣孔隙度，大于2%的僅占40.8%，而絕大多數(shù)介于1 %～2 %（占38.6 %），平均約為2 %（圖2）。通過(guò)對(duì)365個(gè)巖樣壓汞分析，喉道窄呈片狀，中值喉道寬度（R50）最大值僅為0.7 μm2（圖3），滲透率極低，平均為0.03×10-3μm2，具有孔隙度低、喉道小、有效滲透率低的特征。

圖2 巖心孔隙度頻率直方圖Fig.2 Core porosity frequency histogram

圖3 孔隙度頻率與中值喉道寬度（R50）關(guān)系圖Fig.3 Relationship between porosity and median throat width R50

2.3 氣藏類型

W氣田構(gòu)造是四川盆地最大的背斜構(gòu)造，海拔-2 200 m～-3 850 m，圈閉面積1 172 km2。震旦系氣藏屬于受背斜和縫洞儲(chǔ)集體復(fù)合作用下控制的底水塊狀氣藏[15]。在原始狀態(tài)下，統(tǒng)一氣水界面為-2 434 m，含氣面積約為219 km2。地層壓力為29.533 MPa，壓力系數(shù)為1.01，地層平均溫度為115℃，地層水水型為CaCl2。其中，CH4含量占81%～87%、C2H4含量占0.1%～0.2%、CO2含量占4%～5%、H2S含量占0.8%～1.35%、氦氣含量占0.20%～0.36%。綜合來(lái)看，震旦系氣藏屬于常溫、常壓、中含H2S、中含CO2、具有底水構(gòu)造的圈閉氣藏。

2.4 氣藏產(chǎn)能影響因素

統(tǒng)計(jì)84口單井的氣藏構(gòu)造位置和測(cè)試產(chǎn)量之間的關(guān)系（圖4）可知，構(gòu)造高部位單井平均測(cè)試產(chǎn)量為60.1×104m3/d，低部位為28.6×104m3/d，證實(shí)了構(gòu)造高部位的單井平均測(cè)試產(chǎn)量更高，也佐證了構(gòu)造相對(duì)位置是震旦系氣藏主控因素之一。

圖4 單井測(cè)試產(chǎn)氣量與構(gòu)造海拔關(guān)系柱狀圖Fig.4 Histogram of relationship between single well test production and tectonic altitude

受氣藏地質(zhì)特征差異的影響，氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征也存在較大的差異。從單井測(cè)試產(chǎn)量與最終累產(chǎn)氣量的對(duì)應(yīng)關(guān)系圖可以看出，兩者呈正相關(guān)關(guān)系，表明測(cè)試產(chǎn)量高的氣井，其后期累計(jì)產(chǎn)量也越大。11口井測(cè)試產(chǎn)量在40×104m3/d以上，其中8口井的累產(chǎn)氣量超過(guò)4×108m3，占比超過(guò)72%（圖5）。由此可見(jiàn)，測(cè)試產(chǎn)量高的氣井對(duì)于提升氣田整體開發(fā)效果具有重要的意義。

圖5 單井測(cè)試產(chǎn)量與累產(chǎn)氣量散點(diǎn)圖Fig.5 Scatter diagram of single well test production and cumulative gas production

3 氣藏開發(fā)后期存在的問(wèn)題

W氣田震旦系氣藏歸為同一個(gè)壓力系統(tǒng)下，經(jīng)過(guò)50多年的開發(fā)，其開發(fā)目標(biāo)日趨復(fù)雜，氣井出水量大、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短，不同生產(chǎn)階段主要呈指數(shù)遞減趨勢(shì)，現(xiàn)階段氣藏地層水治理是重點(diǎn)，也是難點(diǎn)，更是關(guān)系到后期如何有效動(dòng)用剩余儲(chǔ)量的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。

3.1 氣藏開發(fā)不均勻，剩余儲(chǔ)量分布特征不清晰

震旦系氣藏開發(fā)早期，通過(guò)折算地層壓力和氣、水組分分析，證實(shí)氣藏在原始狀態(tài)下是連通的，僅在氣藏的東部H26井區(qū)存在一個(gè)壓降中心。由于開發(fā)早期對(duì)地層水體能量和水侵規(guī)律認(rèn)識(shí)不清，開發(fā)初期在井型選擇和井網(wǎng)布置時(shí)，未按均衡開采考慮，且采氣速度高，底水縱竄橫侵，形成多個(gè)壓降漏斗，發(fā)展至2005年，氣藏的壓降中心從1個(gè)演變?yōu)槿珰獠囟鄠€(gè)壓降中心，氣藏壓降漏斗的出現(xiàn)影響氣藏整體的連通性，連通性變差導(dǎo)致地層滲透率變差，一定程度上加劇氣藏遞減率過(guò)快，制約氣藏的整體開發(fā)效果，導(dǎo)致剩余儲(chǔ)量分布呈現(xiàn)分散化、碎片化，不利于氣藏后期的有序整體開發(fā)（圖6）。

圖6 W氣田震旦系氣藏地層壓力等值線Fig.6 Contour map of formation pressure of the Sinian gas reservoir of W gas field

3.2 氣藏出水后產(chǎn)能大幅度下降，采出程度低

氣藏1968年投入開發(fā)，1976年生產(chǎn)井?dāng)?shù)為54口井，產(chǎn)氣量峰值達(dá)316.2×104m3/d，這一階段氣藏出水較少。1970年底W5井開始出水后，氣藏地層水侵入現(xiàn)象不斷增加。1977年以后，氣井開始大量出水，整個(gè)氣藏全面水淹，氣藏產(chǎn)量逐漸下降，由316.2×104m3/d下降至86.4×104m3/d，產(chǎn)水量由1 029 m3/d上升至1 259 m3/d，這一階段遞減率最大達(dá)到了28%。生產(chǎn)至2004年，氣藏產(chǎn)氣量降至16.8×104m3/d，日產(chǎn)水量升至2 092 m3/d，生產(chǎn)井?dāng)?shù)僅剩20口。截至2021年8月底，氣藏整體采出程度僅為36.7%，采出程度偏低。

采出程度偏低的主要原因歸為：①裂縫水竄是該氣藏底水主要活動(dòng)方式，地層水進(jìn)入裂縫中形成水鎖反應(yīng)導(dǎo)致產(chǎn)量大幅度下降；②生產(chǎn)實(shí)踐已證實(shí)了該氣藏通過(guò)排水采氣獲得了一定的效果，地層水的處理方法目前是外排和回注，由于該氣田周邊是生態(tài)紅線區(qū)，禁止外排，而且目前在用回注井僅2口，總回注能力為500 m3/d，無(wú)法滿足氣藏的大規(guī)模生產(chǎn)需求，因此，只能通過(guò)氣藏關(guān)井減產(chǎn)來(lái)實(shí)現(xiàn)（剩余）氣藏連續(xù)性生產(chǎn)，這無(wú)疑降低了整體氣藏的采收程度。

3.3 含H2S氣藏加劇井筒腐蝕，影響了氣藏開發(fā)效果

根據(jù)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《天然氣氣藏分類：GB/T 26979—2011》，該震旦系氣藏屬于中含H2S、中含CO2、含氦氣藏，同時(shí)高礦化度地層水，使井下油、套管腐蝕嚴(yán)重，出現(xiàn)油管內(nèi)徑變小、堵死、穿孔或斷落；套管結(jié)垢、穿孔等情況，且打撈難度大，無(wú)法恢復(fù)生產(chǎn)，嚴(yán)重影響了氣田的正常開發(fā)。

1）油管嚴(yán)重腐蝕而斷落井下

由于氫脆應(yīng)力破裂、電化學(xué)腐蝕等因素，造成入井多年的油管均發(fā)生不同程度的斷落，極大地降低了氣井的導(dǎo)流和帶水能力，促使氣井提前水淹停產(chǎn)，并給排水采氣工藝的實(shí)施帶來(lái)困難。

2）油、套管生產(chǎn)通道被堵，導(dǎo)致氣井停產(chǎn)

由于結(jié)垢、硫化物及銹塊橋卡堆積，堵塞了油管和套管環(huán)行空間的生產(chǎn)通道，導(dǎo)致氣井無(wú)法正常生產(chǎn)。如W44井，1976年1月井噴后原鉆具完井，1984年8月修井時(shí)發(fā)現(xiàn)原鉆具遇卡，經(jīng)酸化起出后發(fā)現(xiàn)，鉆具外部大段結(jié)垢，直徑達(dá)150 mm，接近套管內(nèi)徑，堵死了套管通道，導(dǎo)致無(wú)法正常生產(chǎn)。

3）套管因嚴(yán)重腐蝕而斷裂

氣層套管因氫脆和電化學(xué)腐蝕而斷裂，也是影響氣井正常生產(chǎn)和排水采氣工藝實(shí)施的重要原因之一。

4 氣藏開發(fā)潛力分析

4.1 氣藏開發(fā)潛力大

針對(duì)W氣田震旦系氣藏的天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算，張健等[16]在2015年指出探明天然氣儲(chǔ)量400×108m3，此數(shù)值與1975年向國(guó)家儲(chǔ)委報(bào)備的數(shù)值一致。1971至2008年期間，分別采用壓降法、容積法、物質(zhì)平衡法和數(shù)值模擬法等方法來(lái)復(fù)核天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量。從圖7中可以看出，震旦系儲(chǔ)量主要分布在（287.25～418.50）×108m3，也證實(shí)了該氣藏的地質(zhì)儲(chǔ)量是可靠的。截至目前氣藏采出程度還不足40%，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量為253.42×108m3，存在較大的剩余潛力。

圖7 震旦系氣藏天然氣儲(chǔ)量歷次計(jì)算結(jié)果Fig.7 Previous calculation results of natural gas reserves of Sinian gas reservoir

4.2 氦氣資源豐富

氦氣是一種不可替代、關(guān)系國(guó)家安全和高新技術(shù)產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要稀缺戰(zhàn)略資源。主要來(lái)源于含氦天然氣。W氣田是中國(guó)第一個(gè)也是唯一一個(gè)進(jìn)行過(guò)氦氣工業(yè)開采利用的富氦氣藏，且運(yùn)用了中國(guó)首套自行設(shè)計(jì)，擁有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)，安裝建設(shè)的天然氣提氦裝置[17]。

4.2.1 氦氣成藏機(jī)理

震旦系高氦氣藏的成藏機(jī)理概括為：①震旦系、寒武系和奧陶系沉積之后，震旦系、寒武系烴源巖成熟產(chǎn)生大量的原油，同時(shí)下伏“氦源巖”—侵入的花崗巖脫氣，產(chǎn)生大量的氦氣；②原油與氦氣一起運(yùn)移進(jìn)入震旦系、寒武系和奧陶系儲(chǔ)層中，形成高含氦的氣藏；③上三疊統(tǒng)須家河組開始沉積時(shí)，油藏開始裂解形成氣藏；④喜馬拉雅期，古構(gòu)造發(fā)育變化，氣藏通過(guò)調(diào)整形成現(xiàn)今氣藏，氦氣含量一直保存在儲(chǔ)層中。

4.2.2 氦氣資源量

W氣田的天然氣氦氣含量占0.20%～0.35%，是氦氣工業(yè)開采限值（0.05 %）的4～7倍，比空氣中氦氣含量高千萬(wàn)倍；根據(jù)探明儲(chǔ)量用組分法估算，W氣田氦氣儲(chǔ)量約為0.8×108m3，氦氣資源規(guī)模非?？捎^，為國(guó)內(nèi)大型富氦氣田，也是中國(guó)唯一開展過(guò)商業(yè)運(yùn)營(yíng)氦氣的氣田。

為了進(jìn)一步提高W氣田震旦系氣藏采收率，針對(duì)該氣藏設(shè)計(jì)部署了二次開發(fā)調(diào)整方案。方案初步設(shè)計(jì)產(chǎn)能規(guī)模為50×104m3/d，預(yù)計(jì)可生產(chǎn)粗氦1 000 m3/d，年產(chǎn)量為33×104m3；達(dá)到90×104m3/d時(shí)，可生產(chǎn)粗氦為1 800 m3/d，年產(chǎn)量為59.4×104m3。氦氣資源量豐富，在后期提高氣藏天然氣采收率的同時(shí)，也可以增加氦氣的資源量，為國(guó)家的氦氣能源提供堅(jiān)實(shí)的保證。

分析W氣田多口井的氣體組分資料顯示，震旦系氣藏單井氦氣含量為0.12 %～0.34 %（表1）。根據(jù)陶成等[18]提出的天然氣藏中氦氣定年模型來(lái)計(jì)算W氣田震旦系氣藏氦氣平均含量0.288%，氣藏總體氦氣含量為1.18×108m3。根據(jù)W氣田震旦系氣藏目前累計(jì)產(chǎn)量達(dá)146×108m3來(lái)推算，氦氣累計(jì)產(chǎn)量為0.42×108m3，震旦系氣藏剩余氦氣含量為0.76×108m3。

表1 W氣田震旦系氣藏氦氣含量統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistical table of helium content in Sinian gas reservoir of W gas field

W氣田的提氦歷程始于20世紀(jì)60年代，當(dāng)時(shí)該設(shè)備采用“氨預(yù)冷的高中壓林德循環(huán)制冷+兩段單塔精餾塔分離提氦工藝[19]”，設(shè)計(jì)規(guī)模為5×104m3/d，年生成氦氣量為2×104m3。2011年天然氣提氦裝置升級(jí)投產(chǎn)成功，采用“返流膨脹+氮?dú)庋h(huán)制冷”工藝來(lái)提取天然氣中的氦氣，該裝置設(shè)計(jì)處理天然氣規(guī)模為40×104m3/d，提煉純氦21×104m3/a，氦收率提高至90 %以上，年生產(chǎn)粗氦的純度達(dá)到了90 %～95 %。是中國(guó)首套實(shí)現(xiàn)工業(yè)化、商業(yè)化利用天然氣提氦裝置，為國(guó)防軍工單位提供穩(wěn)定、可靠的氦氣。

4.3 氣田水含多種微量元素，地?zé)豳Y源豐富，綜合利用前景可觀

氣田水是一種綜合性的液礦資源，在四川具有獨(dú)特的資源優(yōu)勢(shì)，充分發(fā)揮這一優(yōu)勢(shì)，將促進(jìn)天然氣工業(yè)的發(fā)展，取得顯著的社會(huì)效益和經(jīng)濟(jì)效益[20]。受限于W氣田的回注能力，目前氣田水無(wú)法處理，導(dǎo)致氣藏不能持續(xù)性開發(fā)。立足于氣田水綜合處理的角度，分析氣田水的綜合處理潛力，在提高天然氣采收率的同時(shí)，同時(shí)提高氣田水的綜合處理效率。

4.3.1氣田水中富含鋰、溴等微量元素

盆地氣田水是一種綜合性的液態(tài)礦產(chǎn)資源，其所含有的多種有用元素是軍工、宇航、電子等高科技工業(yè)原料，為中國(guó)緊缺物質(zhì)，有極大的開發(fā)利用價(jià)值[21]。W氣田震旦系氣藏地層水性質(zhì)比較穩(wěn)定，水性基本一致，鋰、溴等資源含量高，其中鋰含量是工業(yè)開采值的2～3倍，溴含量是工業(yè)開采值的2～4倍。鋰是新的核能源，是發(fā)展高科技的重要物質(zhì)，溴是重要的化工原料。

通過(guò)分析化驗(yàn)樣品來(lái)看，W氣田震旦系鋰含量為144.8 mg/L，氣田水產(chǎn)量按5 000，7 000，9 000 m3/d的3套方案，若采用沉淀法提鋰工藝（鋰收率為70%左右），碳酸鋰年產(chǎn)量分別可達(dá)700，1 000，1 300 t；溴含量為232 mg/L，按照相同3套方案，若采用空氣吹出法或水蒸氣蒸餾法提取，溴年產(chǎn)量分別可達(dá)195，270，350 t。

4.3.2 氣田水余熱進(jìn)一步利用空間巨大

W氣田震旦系氣藏多口井實(shí)測(cè)溫度資料顯示該區(qū)地層水溫度高，部分井井口溫度可達(dá)到90℃以上（表2），具備地?zé)嵬诰驖摿ΑＭㄟ^(guò)調(diào)研地?zé)嵯嚓P(guān)的國(guó)內(nèi)外文獻(xiàn)，結(jié)合W氣田本區(qū)塊地?zé)豳Y源和周邊配套設(shè)施等情況，有效利用該區(qū)的地?zé)豳Y源可進(jìn)行集輸伴熱、地?zé)峁┡?、地?zé)岱N植等，從而為新能源發(fā)展打開了廣闊的利用空間。

表2 W氣田實(shí)測(cè)地層水井口溫度統(tǒng)計(jì)Table 2 Statistics of measured formation water temperature of single well in W gas field

1）原油集輸伴熱

W氣田開發(fā)后期水氣比高達(dá)1∶1 000 000，水量大且溫度高。可直接利用地?zé)崴驽仩t加熱進(jìn)行地面集輸管道維溫伴熱，溫差按55℃，氣田水產(chǎn)量按9 000 m3/d計(jì)算，每年可利用熱量6.23×1011kJ，可節(jié)省標(biāo)煤2.13×104t。

2）地?zé)峁┡?/p>

現(xiàn)有的地面集輸管道，技術(shù)成熟，滿足運(yùn)輸要求，將熱水運(yùn)輸至周邊居民家中，取代鍋爐集中供暖，從而減少碳排放，實(shí)現(xiàn)碳中和，保護(hù)生態(tài)環(huán)境。

3）地?zé)岱N植

充分利用氣田水進(jìn)行工業(yè)干燥、農(nóng)業(yè)溫室大棚種植。在氣田附近建立規(guī)?；拇笈?，通過(guò)地面集輸管道提供不斷循環(huán)的熱源，穩(wěn)定室溫，提高農(nóng)作物的生長(zhǎng)周期，從而獲得更大的生產(chǎn)規(guī)模和更高的經(jīng)濟(jì)價(jià)值。

4）其他方面的利用

此外地?zé)徇€可以用于發(fā)電、地?zé)嵯丛?、地?zé)岑燄B(yǎng)、地?zé)狃B(yǎng)殖水產(chǎn)品等用途。但是由于該氣藏屬于中含硫氣藏，地層水中含H2S，直接利用地層水進(jìn)行洗浴和養(yǎng)殖有一定的風(fēng)險(xiǎn)性，需要進(jìn)行脫硫工藝后的再凈化處理。

5 氣藏持續(xù)性開發(fā)建議

W氣田震旦系氣藏氣田存在水淹的問(wèn)題，造成該氣藏現(xiàn)已出現(xiàn)大范圍關(guān)井。為確保后期開發(fā)的可持續(xù)性和最大限度地發(fā)揮氣藏的潛力，對(duì)以上提出的氣藏潛力分析做出了開發(fā)建議。

5.1 推廣“直井+水平井”氣藏治水思路，加密部署井網(wǎng)，提高氣藏剩余儲(chǔ)量采收率

針對(duì)氣藏嚴(yán)重水淹問(wèn)題，W氣田于2011年進(jìn)行過(guò)1次相應(yīng)的開發(fā)調(diào)整。按照氣藏整體治水的思路，利用水平井在氣藏原始?xì)馑缑娓浇辞秩敕较蜻M(jìn)行強(qiáng)排水，控制地層水侵入，同時(shí)利用周邊直井來(lái)采氣，實(shí)現(xiàn)水平井“低排低采”、周邊直井“低排高采”，達(dá)到“水平井+直井”聯(lián)合生產(chǎn)，有效解除氣藏水侵傷害，氣藏開發(fā)取得了很好的效果（圖8）。基于前人的認(rèn)識(shí)，震旦系氣藏底部存在7個(gè)底水突破區(qū)。后期開發(fā)調(diào)整將在底水突破區(qū)部署9口水平井，通過(guò)水平井排水、直井采氣的方式，力爭(zhēng)產(chǎn)能規(guī)模達(dá)到50×104m3/d。

圖8 W氣田震旦系氣藏“水平井+直井”排水采氣開發(fā)井網(wǎng)示意圖Fig.8 Schematic diagram of"horizontal well+vertical well"drainage and gas production development well pattern of Sinian gas reservoir in W gas field

5.2 建立以水找氣，氣熱協(xié)同開發(fā)新模式

根據(jù)50×104m3/d的產(chǎn)能規(guī)模，結(jié)合氣藏實(shí)際氣田水的規(guī)模，計(jì)算氣田水和氦氣的產(chǎn)能規(guī)模。①氣田水的產(chǎn)能規(guī)模為5 000 m3/d，可以通過(guò)排水采氣綜合利用氣田水進(jìn)行提鋰、提溴，為工業(yè)生產(chǎn)提供原材料，為發(fā)電站提供熱能；W氣田從未進(jìn)行提鋰、提溴相關(guān)工藝，調(diào)研國(guó)內(nèi)外的相關(guān)文獻(xiàn)，張曉等[22]于2021年提出以電氧化的方法進(jìn)行氣田水中溴資源的選擇性提取。張夢(mèng)龍等[23]提出針對(duì)鹽湖鹵水提鋰將成為未來(lái)鋰資源提取的重點(diǎn)研究方向之一，目前提取技術(shù)主要有沉淀法、萃取法及吸附法等。②計(jì)算氦氣產(chǎn)能規(guī)模為1 000 m3/d。目前W氣田有成熟的提氦裝置和技術(shù)流程。W氣田榮縣天然氣提氦裝置于2011建成投產(chǎn)，采用“返流膨脹+氮?dú)庋h(huán)制冷”工藝來(lái)提取天然氣中的氦氣，是中國(guó)首套實(shí)現(xiàn)工業(yè)化、商業(yè)化利用天然氣提氦裝置。

6 結(jié)論

1）W氣田為四川盆地首例整裝背斜氣藏。沉積環(huán)境穩(wěn)定，儲(chǔ)集類型為裂縫—孔洞型，低孔低滲，氣藏類型為常溫、常壓、中含H2S、中含CO2、具有底水的構(gòu)造圈閉氣藏。

2）歷經(jīng)50余年，氣藏開發(fā)過(guò)程中呈現(xiàn)出不同的問(wèn)題，非均勻開發(fā)方式造成氣藏內(nèi)部出現(xiàn)多個(gè)壓降漏斗，剩余儲(chǔ)量分布特征不清晰；氣藏出水后產(chǎn)能大幅度下降，采出程度低；嚴(yán)重出水后導(dǎo)致氣田大范圍水淹停產(chǎn)，氣田水處理受限，制約了后期氣藏可持續(xù)開發(fā)。

3）氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量靠實(shí)，當(dāng)前氣藏采出程度低，剩余潛力巨大；氦氣資源豐富，是唯一一個(gè)進(jìn)行氦氣工業(yè)開采利用的富氦氣藏；該氣田水含多種微量元素和豐富的地?zé)豳Y源，綜合利用前景可觀。

4）推廣“直井+水平井”氣藏治水思路，加密井網(wǎng)部署，在提高氣藏剩余儲(chǔ)量采收率的同時(shí)提高氦氣處理規(guī)模；并且通過(guò)對(duì)氣田水進(jìn)行綜合利用，實(shí)現(xiàn)了提鋰、提溴等工藝措施，為工業(yè)生產(chǎn)提供原材料，提高W氣田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益。