四川盆地普光高含硫氣田長(zhǎng)周期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)

曾大乾 張慶生 李 童 宿亞仙 張 睿 張 誠(chéng) 彭 松

1. 中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院 2. 中國(guó)石化中原油田分公司 3. 北京大學(xué)地球與空間科學(xué)學(xué)院

0 引言

高含硫天然氣資源量巨大，是我國(guó)近年來(lái)發(fā)現(xiàn)的重要天然氣資源之一，已相繼探明普光、元壩、羅家寨等一批氣田，探明儲(chǔ)量超過(guò)1×1012m3，開(kāi)發(fā)潛力巨大。四川盆地普光氣田是我國(guó)已探明儲(chǔ)量最大的高含硫氣田，主要目的層段為下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組和中二疊統(tǒng)長(zhǎng)興組，氣藏埋深4 800～6 000 m，平均地層溫度128 ℃，硫化氫摩爾百分含量介于13%～18%，平均為15%[1]。儲(chǔ)層為礁灘相碳酸鹽巖，平均孔隙度為8%，發(fā)育多套氣水系統(tǒng)，為超深碳酸鹽巖邊水常壓高含硫化氫氣藏，開(kāi)發(fā)難度極大?！笆晃濉逼陂g攻克了鉆井、采氣、集輸、凈化、安全等領(lǐng)域的一系列世界級(jí)技術(shù)難題，于2009年底正式投產(chǎn)建成，實(shí)現(xiàn)了我國(guó)開(kāi)發(fā)大型超深高含硫氣田從無(wú)到有的突破，邁入高含硫氣田開(kāi)發(fā)世界先進(jìn)水平行列[2-5]。

該氣田投入開(kāi)發(fā)后，如何保持長(zhǎng)期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)面臨新的技術(shù)挑戰(zhàn)：①突破低品位儲(chǔ)量有效動(dòng)用技術(shù)，夯實(shí)氣田穩(wěn)產(chǎn)物質(zhì)基礎(chǔ)。普光氣田為礁灘相儲(chǔ)層，其中低品位臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)量占比約35%。該類儲(chǔ)層物性差（孔隙度小于5%）、地震預(yù)測(cè)精度低[6-8]，儲(chǔ)層改造工藝難度大、效果差，氣田開(kāi)發(fā)初期一直未得到有效動(dòng)用（動(dòng)用率僅20%）。要實(shí)現(xiàn)氣田長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)，必須攻克該類儲(chǔ)量有效動(dòng)用技術(shù)。②破解強(qiáng)邊底水氣藏水侵規(guī)律及氣田開(kāi)發(fā)全生命周期治水技術(shù)，實(shí)現(xiàn)氣井長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)。普光氣田邊水體積大（水體為氣田6倍）、推進(jìn)快，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)[9-11]、局部存在裂縫[12]、水侵預(yù)測(cè)難度大，氣井水淹后產(chǎn)能快速遞減，直接影響氣田穩(wěn)產(chǎn)期和采收率[13-17]，必須破解水侵規(guī)律及控水—堵水技術(shù)，實(shí)現(xiàn)氣田穩(wěn)氣控水。③攻克硫沉積預(yù)測(cè)及防治技術(shù)，確保氣田高效生產(chǎn)。高含硫氣藏滲流特征復(fù)雜，國(guó)內(nèi)外尚無(wú)相應(yīng)的滲流理論及硫沉積預(yù)測(cè)動(dòng)態(tài)模擬方法。隨氣藏壓力降低，硫沉積逐步堵塞集輸系統(tǒng)、井筒及儲(chǔ)層，嚴(yán)重影響氣田產(chǎn)能的釋放及氣井正常生產(chǎn)[18-25]，必須攻克高含硫氣藏硫沉積預(yù)測(cè)及氣田開(kāi)發(fā)全生命周期治硫技術(shù)，確保氣田高效生產(chǎn)。為此，“十三五”以來(lái)，通過(guò)設(shè)立國(guó)家科技重大專項(xiàng)“高含硫氣藏安全高效開(kāi)發(fā)技術(shù)”及中國(guó)石化重大科技項(xiàng)目“超深高含硫氣田提高采收率技術(shù)”開(kāi)展攻關(guān)，取得一系列技術(shù)突破，創(chuàng)新形成了超深礁灘相低品位臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層有效動(dòng)用技術(shù)、碳酸鹽巖邊底水氣藏水侵預(yù)測(cè)及控水堵水技術(shù)、高含硫氣藏硫沉積預(yù)測(cè)及治理技術(shù)。上述技術(shù)直接應(yīng)用于普光氣田，臺(tái)內(nèi)灘低孔低滲儲(chǔ)層動(dòng)用率提升到81%,氣田穩(wěn)產(chǎn)期由開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)的8年延長(zhǎng)到11年，平均單井產(chǎn)氣量長(zhǎng)期保持在50×104m3/d以上，截至2022年底氣田已累計(jì)產(chǎn)氣超過(guò)1 000×108m3，實(shí)現(xiàn)了超深高含硫邊底水氣田的長(zhǎng)周期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

1 低品位臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層有效動(dòng)用技術(shù)

1.1 低孔低滲臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層預(yù)測(cè)技術(shù)

普光氣田礁灘相臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層主要位于飛三段，埋藏深（大于4 800 m）、物性差（孔隙度介于2%～5%）、分布散，地震波阻抗與圍巖難以區(qū)分、常規(guī)地震儲(chǔ)層預(yù)測(cè)方法精度低。首先根據(jù)巖心確定沉積微相類型與對(duì)應(yīng)的巖相組合，進(jìn)而利用取心井測(cè)井曲線形狀、幅度、頂?shù)捉佑|關(guān)系建立測(cè)井相圖版，在此基礎(chǔ)上結(jié)合地震屬性特征實(shí)現(xiàn)巖石相、測(cè)井相、地震相三相合一刻畫儲(chǔ)層沉積微相，并將臺(tái)內(nèi)灘細(xì)分為灘核、灘緣及潟湖三類微相（圖1）。

圖1 普光氣田飛三段臺(tái)內(nèi)灘沉積微相分布圖

提高臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層預(yù)測(cè)精度的關(guān)鍵是準(zhǔn)確確定灘核、灘緣與潟湖的巖石物理界限。通過(guò)巖石物理正演，得到反映普光氣田各微相的縱橫波速度比和縱波阻抗量版（圖2）。從圖2可以看出，灘緣儲(chǔ)層與潟湖非儲(chǔ)存界限清晰。在此基礎(chǔ)上，應(yīng)用逐級(jí)地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演，低孔低滲儲(chǔ)層厚度預(yù)測(cè)符合率由原波阻抗反演的65%提高到目前的81.6%。

圖 2 普光氣田臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層巖石物理量版

1.2 低孔低滲臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層有效動(dòng)用條件

針對(duì)普光氣田飛三段臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層厚度薄、物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)，以灰色關(guān)聯(lián)法確定了影響有效動(dòng)用的主要因素為儲(chǔ)層孔隙度、儲(chǔ)層厚度、非儲(chǔ)層比例及儲(chǔ)層連續(xù)性，建立多因素動(dòng)用潛力評(píng)價(jià)模型。

利用該模型，以累計(jì)產(chǎn)氣量及經(jīng)濟(jì)界限為基準(zhǔn)，將普光氣田低孔低滲臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層分為三類目標(biāo)區(qū)域（表1）。其中，一類區(qū)主要位于灘核，是首選動(dòng)用目標(biāo)；二類區(qū)主要位于灘緣內(nèi)側(cè)，具有一定動(dòng)用潛力；三類區(qū)主要位于灘緣外圍，目前經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下無(wú)效益。

采用此方法綜合評(píng)價(jià)普光氣田飛三段臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層10個(gè)井區(qū)有效動(dòng)用儲(chǔ)量127.3×108m3（圖3），儲(chǔ)層動(dòng)用率達(dá)到80.81%。儲(chǔ)層動(dòng)用孔隙度下限由5%下降到3.5%。

1.3 低孔低滲臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層井型優(yōu)選

以初期產(chǎn)能、采收率為目標(biāo)函數(shù)，模擬研究不同井型開(kāi)發(fā)低孔低滲儲(chǔ)層的經(jīng)濟(jì)效果，建立井型綜合評(píng)價(jià)圖版。應(yīng)用該方法確定普光氣田4個(gè)低孔低滲臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層合理井型分別為斜直井及水平井（表2）。

表2 普光氣田低孔低滲儲(chǔ)層井型優(yōu)選圖版

1.4 低孔低滲臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層造復(fù)雜縫酸壓工藝

采用臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層露頭開(kāi)展真三軸大物模實(shí)驗(yàn)，基于分形理論反演模擬天然裂縫網(wǎng)絡(luò)，明確了普光氣田飛三段低孔低滲儲(chǔ)層構(gòu)建復(fù)雜酸壓縫網(wǎng)的可行性。在此基礎(chǔ)上，自主研發(fā)了160 ℃高溫自轉(zhuǎn)向清潔酸體系及組合高強(qiáng)度暫堵劑，優(yōu)選高降阻率滑溜水，形成了低孔低滲儲(chǔ)層“自轉(zhuǎn)向清潔酸＋降阻滑溜水＋暫堵分流”酸壓技術(shù)。

1.4.1 自轉(zhuǎn)向清潔酸體系

針對(duì)前期儲(chǔ)層改造所用酸液黏度低、有效作用距離短的問(wèn)題，開(kāi)發(fā)了一種兩性離子黏彈性表面活性劑，合成出一種長(zhǎng)碳鏈酰胺丙基甜菜堿主劑和具有明顯增強(qiáng)變黏酸耐溫性能的高溫助劑，自主研發(fā)了高溫自轉(zhuǎn)向清潔酸，優(yōu)選了與之配伍的鐵離子穩(wěn)定劑和緩蝕劑，形成了一套耐溫可達(dá)160 ℃的高溫清潔自轉(zhuǎn)向變黏酸體系。該體系由清水＋20%HCl＋2%HAc＋2.5%高溫酸化緩蝕劑＋3.5%清潔酸稠化劑＋0.8%高效鐵離子穩(wěn)定劑＋0.5% SA-13復(fù)配而成，腐蝕速度2.17 g/(m2·h)、表面張力27.75 mN/m、穩(wěn)鐵能力大于200 mg/mL，具有清潔、濾失小、緩速效果好等特性，可實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層的非均勻酸蝕。

1.4.2 降阻滑溜水

滑溜水由清水＋1%SA5-5＋0.5%DJ-02復(fù)配而成，降阻率可達(dá)到69.79%。較好地解決了酸壓過(guò)程中大液量、大排量注入時(shí)泵注壓力過(guò)高的問(wèn)題。

1.4.3 高強(qiáng)度可降解暫堵劑

通過(guò)分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，采用高強(qiáng)度鏈環(huán)狀剛性分子結(jié)構(gòu)的可降解聚酯類材料，研制了直徑0.1～1.0 mm細(xì)粒狀、直徑1～6 mm大粒狀、長(zhǎng)度6～12 mm纖絲狀等3種規(guī)格的暫堵劑，通過(guò)壓縮儀將暫堵劑壓實(shí)形成具有高強(qiáng)度的濾餅，對(duì)裂縫開(kāi)展封堵模擬，承壓強(qiáng)度達(dá)26.6 MPa。暫堵劑在130 ℃條件下，10.5 h后部分溶解，11.5 h后可完全溶解。

現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用8井次，工藝成功率100%，投產(chǎn)初期平均單井天然氣產(chǎn)量44.7×104m3/d，實(shí)現(xiàn)了低孔低滲儲(chǔ)層的有效動(dòng)用。

2 邊水氣藏水侵前緣預(yù)測(cè)及全周期控水穩(wěn)氣技術(shù)

2.1 氣藏水侵前緣預(yù)測(cè)方法

針對(duì)普光氣田邊水推進(jìn)快、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、水侵預(yù)測(cè)難度大，氣井水淹后產(chǎn)能快速遞減、控水穩(wěn)氣難度大的特點(diǎn)，提出水侵優(yōu)勢(shì)通道因子，揭示了裂縫、高滲帶對(duì)水侵的雙重影響，實(shí)現(xiàn)水侵優(yōu)勢(shì)通道三維分類刻畫；建立雙重介質(zhì)氣藏氣水前緣運(yùn)動(dòng)模型，實(shí)時(shí)追蹤氣藏水侵前緣。

2.1.1 普光氣田氣井產(chǎn)水特征

普光氣田投產(chǎn)第4年，普光105-1H井即開(kāi)始產(chǎn)出地層水，目前全氣田已有12口井見(jiàn)水。利用液氣比與液氣比導(dǎo)數(shù)圖版可較好判別氣井水侵類型。該方法是利用氣井實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，求取生產(chǎn)水氣比、水氣比導(dǎo)數(shù)與生產(chǎn)時(shí)間的關(guān)系曲線，對(duì)氣井水侵類型進(jìn)行判斷（圖4）。普光氣田氣井水氣比上升特征包括2種類型：①氣井見(jiàn)水后水氣比及水氣比導(dǎo)數(shù)隨生產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)而逐漸增加，且后期增加較快，屬于裂縫型水侵模式；②氣井水氣比和水氣比導(dǎo)數(shù)雖然呈上翹趨勢(shì)，但不如第一類井上翹明顯，為孔隙型水侵模式。

圖4 普光氣田產(chǎn)水氣井水氣比變化圖

2.1.2 氣藏水侵前緣預(yù)測(cè)方法

前述已知儲(chǔ)層非均質(zhì)性和裂縫是影響水侵狀況的關(guān)鍵地質(zhì)因素。為此，根據(jù)等值滲流阻力方法，分別計(jì)算裂縫、高滲透層、中低滲透層水侵的滲流阻力，引入裂縫和基質(zhì)系統(tǒng)間流體交換強(qiáng)度吸滲方程，建立了普光氣田雙重介質(zhì)氣藏氣水前緣預(yù)測(cè)模型。

表3 普光氣田產(chǎn)水井見(jiàn)水時(shí)間預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)比表

2.1.3 水侵精細(xì)數(shù)值模擬技術(shù)

建立了普光氣田高精度雙重介質(zhì)地質(zhì)模型水平及垂向步長(zhǎng)為25 m×25 m×5 m，總網(wǎng)格數(shù)達(dá)到39 777 200個(gè)。在模型中針對(duì)不同類型儲(chǔ)層輸入相應(yīng)的相滲及毛細(xì)管力相滲端點(diǎn)，采用相滲及毛細(xì)管力模型計(jì)算得到每個(gè)網(wǎng)格的相滲曲線和毛細(xì)管力曲線，運(yùn)用大規(guī)模并行云計(jì)算技術(shù)，可精確表征水侵過(guò)程中氣藏含氣飽和度的三維空間變化（圖5）。根據(jù)含氣飽和度分布特征，普光2塊飛一段—飛二段邊水沿4個(gè)方向突進(jìn)，飛三段氣藏整體未水侵，長(zhǎng)興組氣藏各礁體的水淹程度低。普光3塊飛一段—飛二段的上部已基本水淹，中下部水淹程度相對(duì)較弱。

圖5 普光氣田飛一段—飛二段含氣飽和度分布圖（2022年底）

2.2 普光氣田開(kāi)發(fā)全周期控水對(duì)策

以優(yōu)勢(shì)通道刻畫、氣水前緣預(yù)測(cè)為基礎(chǔ)，制訂了氣井控水優(yōu)化配產(chǎn)方法、建立產(chǎn)水量最大產(chǎn)液能力預(yù)測(cè)模型、水淹停產(chǎn)井復(fù)產(chǎn)條件，形成氣井全周期（無(wú)水采氣、帶液生產(chǎn)、積液停噴）控水對(duì)策。

2.2.1 氣井控水優(yōu)化配產(chǎn)方法

為了使氣水前緣均衡推進(jìn)，分別采用水侵優(yōu)勢(shì)通道及非優(yōu)勢(shì)通道產(chǎn)量預(yù)測(cè)模型，建立產(chǎn)量與見(jiàn)水時(shí)間之間的關(guān)系圖版（圖6），可快速用于氣井差異性配產(chǎn)。一方面降低高滲帶氣井壓差減緩邊水突進(jìn)，同時(shí)適當(dāng)提高非高滲帶氣井壓差，平衡水侵速度。通過(guò)對(duì)氣田37口氣井進(jìn)行差異化配產(chǎn)，氣水前緣更為均勻的推進(jìn)，推遲氣井見(jiàn)水時(shí)間6～18個(gè)月，氣田水侵速度下降32.4%。

圖6 普光氣田不同滲透率下排水采氣井產(chǎn)氣量與見(jiàn)水時(shí)間關(guān)系圖

2.2.2 產(chǎn)水井排水能力預(yù)測(cè)

以穩(wěn)定滲流理論為基礎(chǔ)，結(jié)合產(chǎn)水氣井產(chǎn)出剖面測(cè)試資料，建立產(chǎn)水量最大產(chǎn)液能力預(yù)測(cè)模型。

式中Q表示地層水注入量，m3/d；K表示產(chǎn)水層有效滲透率，D；h表示儲(chǔ)層厚度，m；μ表示地層水黏度，mPa·s；Re、Rw分別表示控制半徑及井半徑，m；pe、pw分別表示地層壓力及井底流動(dòng)壓力，MPa。

計(jì)算結(jié)果表明，排水采氣井隨著地層壓力下降，排水量、產(chǎn)氣量逐漸下降（圖6），當(dāng)降至一定程度后，排水采氣無(wú)法將混合液舉升至井口，此時(shí)氣井水淹。

2.2.3 水淹井排水量?jī)?yōu)化

一線邊水氣井水淹后，為減緩二線井水淹速度，可將部分水淹氣井轉(zhuǎn)為強(qiáng)排井。按照排水量/侵入量值為1、1/2、1/3、1/4、1/5、0，模擬預(yù)測(cè)邊水推進(jìn)特征以及開(kāi)發(fā)指標(biāo)情況。當(dāng)排水量/侵入量小于1/3時(shí)，采收率變化較?。划?dāng)照排水量/侵入量大于1/3后，氣藏采收率上升速度較快，因此氣藏排水量/侵入量值應(yīng)該控制在1/3以上。

2.3 高含硫水淹氣井泡排復(fù)產(chǎn)技術(shù)

由于普光氣田高含硫氣井為永久性完井管柱，動(dòng)管柱排液方式不宜采用，而不動(dòng)管柱排液工藝中，氣舉閥、毛細(xì)管、柱塞、超聲霧化等在排液量、舉升效率、材質(zhì)等方面難以滿足要求，適用的排液方式為泡排和連續(xù)油管氮舉。但面臨兩方面的難題：①超深高溫高含硫環(huán)境中，泡排劑易分解，穩(wěn)定性差，需要優(yōu)選制備高效耐溫抗硫泡排劑；②連續(xù)油管氮舉排液噴頭噴射方向向下，不利于液體高效返排，需要研制高效排液噴頭，改變噴頭出口方向，提高攜液效率。

2.3.1 耐高溫抗硫三元復(fù)合泡排劑

針對(duì)常規(guī)泡排劑耐溫抗硫性能不足的問(wèn)題，重點(diǎn)開(kāi)展了泡排劑分子耐溫抗硫結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。表面活性劑結(jié)構(gòu)熱穩(wěn)定最大挑戰(zhàn)是溫度，在設(shè)計(jì)表面活性劑時(shí)引入含C-C-N、C-C-O、C-C-S等抗180 ℃高溫的官能團(tuán)，在180 ℃條件下7 d內(nèi)可以保持化學(xué)穩(wěn)定性。表面活性劑分子對(duì)硫的耐受能力強(qiáng)弱與其所含官能團(tuán)對(duì)酸的敏感程度密切相關(guān)，為此優(yōu)選水熱穩(wěn)定胺鍵、醚鍵和長(zhǎng)疏水鏈基團(tuán)，研制了“酸響應(yīng)非離子、陰離子及兩性離子”的新型碳雜鍵三元復(fù)合泡排劑，具有抗溫（180 ℃）、抗硫耐酸（pH 值3～10） 、高效（濃度0.05%的泡沫攜液量達(dá)160 mL）、穩(wěn)定（半衰期大于1 h）、綠色（生物降解率100%）特點(diǎn)。

2.3.2 高含硫水淹氣井注氮混水復(fù)合泡排工藝

基于渦流排液及氣體自膨脹攜液原理設(shè)計(jì)研制了渦流型高效返排噴頭，采用有限元加密網(wǎng)格仿真模擬、優(yōu)化結(jié)構(gòu)參數(shù)，形成3螺旋導(dǎo)流槽、3孔4 mm噴嘴、最大外徑60 mm噴頭結(jié)構(gòu)，使原有的紊流流態(tài)變?yōu)槁菪隣钕蛏蠝u旋流態(tài)，噴頭改變氣體的噴射方向，降低了注入氣對(duì)地層的回壓作用，增大了攜液的有效距離。

為了進(jìn)一步提升水淹井復(fù)產(chǎn)成功率，提出了伴水注氮混水復(fù)合泡排新工藝。一方面利用混氮水降低井筒積液密度，另一方面通過(guò)泡排劑，降低氣液滑脫，提高了水淹井大液量強(qiáng)排液效率。

采用新型三元復(fù)合泡排劑，配合注氮混水復(fù)合泡排工藝，解決了帶永久封隔器管柱的高含硫氣井排液復(fù)產(chǎn)難題?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)施4口井，單井日增氣量11.9×104m3，成功率100%。

2.4 高含硫水淹氣井過(guò)油管堵水技術(shù)

高含硫氣井過(guò)油管堵水技術(shù)的關(guān)鍵是通過(guò)連續(xù)油管下入膨脹式橋塞，橋塞坐封于出水層上部實(shí)現(xiàn)封堵下部水層。為了提高堵水效果，橋塞坐封后，利用連續(xù)油管在橋塞上部連續(xù)覆蓋水泥，進(jìn)一步封堵水層。為此，開(kāi)發(fā)了“高含硫大擴(kuò)張比過(guò)油管橋塞＋水泥塞”堵水工藝，結(jié)合研制的具有定壓關(guān)閉保護(hù)機(jī)構(gòu)的高膨脹率橋塞和配套工具，填補(bǔ)高抗硫國(guó)產(chǎn)工具過(guò)油管堵水成功應(yīng)用空白。

2.4.1 高抗硫大擴(kuò)張比過(guò)油管橋塞

普光氣田高含硫氣井油管內(nèi)徑68 mm，研發(fā)了外徑Ф62 mm的過(guò)油管抗硫堵水橋塞，主要由連接丟手機(jī)構(gòu)、浮動(dòng)密封機(jī)構(gòu)、膠筒進(jìn)液密封閥機(jī)構(gòu)、進(jìn)液定壓關(guān)閉機(jī)構(gòu)、中心管、膠筒等幾部分組成。為保證擴(kuò)張后的耐壓差效果，采用1.6 m長(zhǎng)密封段膠筒設(shè)計(jì)，膠筒耐溫150 ℃抗H2S達(dá)20%，膨脹率305%時(shí)耐壓差達(dá)18 MPa，解決了常規(guī)橋塞過(guò)3寸半油管（Ф88.9 mm）在7寸（Ф177.8 mm）套管內(nèi)難以座封、承壓不夠的難題。

2.4.2 機(jī)械雙塞（過(guò)油管橋塞＋水泥塞）堵水工藝

根據(jù)普光氣田完井管柱結(jié)構(gòu)特點(diǎn)及連續(xù)油管作業(yè)施工的特殊情況，堵水工藝設(shè)計(jì)為兩趟管柱施工，第一趟管柱投送高膨脹率橋塞封堵套管打底承托，避免水泥大量流失擴(kuò)散不能成塞；第二趟下連續(xù)油管在高膨脹率橋塞封堵頂注入水泥帽，然后投入隔離膠塞頂替到位，投球關(guān)閉聯(lián)通管外環(huán)空的循環(huán)通道完成擴(kuò)張、座封動(dòng)作并封堵下部出水層（圖7）。

圖7 普光氣田機(jī)械雙塞堵水工藝示意圖

3 高含硫氣藏硫沉積預(yù)測(cè)及治理技術(shù)

針對(duì)普光氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中的硫沉積影響氣井正常生產(chǎn)及氣田采收率的問(wèn)題，基于實(shí)驗(yàn)，建立了單質(zhì)硫溶解、沉積和滲流模型，揭示了儲(chǔ)層、井筒中硫的沉積分布規(guī)律；研發(fā)了兼有快速分散溶硫與橡膠保護(hù)功能的溶硫劑以及自發(fā)熱多元胺溶硫劑和低成本無(wú)機(jī)堿催化溶硫劑，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施成功率100%，單井平均日增氣13×104m3。

3.1 高含硫天然氣單質(zhì)硫析出機(jī)理

高含硫天然氣中單質(zhì)硫的含量是定量分析硫析出與沉積的關(guān)鍵參數(shù)。原始狀態(tài)下未飽和溶解單質(zhì)硫的氣藏，單質(zhì)硫初始含量存在較大差異，并且與壓力、溫度、埋深、H2S含量等因素沒(méi)有明顯的相關(guān)性，井下取樣檢測(cè)是準(zhǔn)確獲取該參數(shù)的基礎(chǔ)?；谧灾餮邪l(fā)的高抗硫井下保壓取樣器，開(kāi)展了普光104-1、303-2等井井下PVT氣樣，采用改進(jìn)的色譜法測(cè)得普光氣田原始地層條件下單質(zhì)硫含量為0.35～0.39 g/m3，而氣樣的飽和單質(zhì)硫含量為1.23 g/m3，表明普光氣田原始狀態(tài)下為未飽和溶解單質(zhì)硫。

當(dāng)溫度和壓力降低時(shí)，單質(zhì)硫在高含硫天然氣中的熱力學(xué)飽和點(diǎn)降低，從而導(dǎo)致溶于天然氣的單質(zhì)硫含量減少。測(cè)試不同溫度（70 ℃、100 ℃、118 ℃和130 ℃）不同壓力下（20～55 MPa）高含硫天然氣中硫的溶解度，結(jié)果顯示在溫度70～130 ℃、壓力20～55 MPa下，硫在高含H2S天然氣中的溶解度在0.036 9～3.120 8 g/m3。溫度一定時(shí)，硫的溶解度隨著壓力增加而增大。壓力一定時(shí)，硫的溶解度隨著溫度增加而增大。

以普光氣田不同壓力溫度下硫溶解度測(cè)試結(jié)果為基礎(chǔ)，以Chrastil模型為基礎(chǔ)，建立了普光氣田的單質(zhì)硫溶解度預(yù)測(cè)模型［式（6）］，確定普光氣田單質(zhì)硫析出地層壓力介于21～25.6 MPa，基于地層壓力下降規(guī)律，預(yù)計(jì)2023年地層中將逐步發(fā)生硫沉積。

式中cr表示硫溶解度，g/m3；γg表示混合氣體相對(duì)密度，無(wú)量綱；p表示壓力，MPa；Z表示氣體偏差因子；R表示通用氣體常數(shù)；T表示溫度，K。

3.2 普光氣田地層—井筒單質(zhì)硫沉積分布規(guī)律

3.2.1 普光氣田地層硫沉積規(guī)律

高含硫氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，隨著地層壓力的逐漸下降，高含硫天然氣中的單質(zhì)硫逐漸析出、沉積，從而對(duì)儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率造成影響。氣井生產(chǎn)過(guò)程中由于壓降漏斗及毛細(xì)管數(shù)效應(yīng)的存在，析出的單質(zhì)硫飽和度從井底向地層徑向分布呈現(xiàn)先上升然后再下降的特征，這是因?yàn)樵娇拷?，氣流速度越高，毛?xì)管數(shù)也越高，也即毛細(xì)管數(shù)效應(yīng)更加明顯，硫沉積飽和度也就較低。進(jìn)一步對(duì)比分析考慮近井區(qū)域溫度變化對(duì)硫沉積飽和度分布特征的影響。同時(shí)，由于氣體的可壓縮性，在近井區(qū)域的高速流和焦耳—湯姆遜冷卻效應(yīng)導(dǎo)致溫度產(chǎn)生明顯變化，越靠近井筒，溫度下降越多。由于硫溶解度對(duì)溫度較為敏感，若不考慮溫降，預(yù)測(cè)結(jié)果將偏小。

預(yù)測(cè)地層壓力從26.5 MPa（單質(zhì)硫析出壓力）下降到14.5 MPa（相當(dāng)于廢棄壓力）過(guò)程中硫沉積飽和度的徑向分布，隨著地層壓力下降，硫沉積飽和度增大，但主要沉積在近井地帶約3 m范圍內(nèi)，其中0.5～0.6 m范圍單質(zhì)硫飽和度最高。即使地層壓力大幅下降，較遠(yuǎn)地層中沉積的單質(zhì)硫也很少（圖8）。

圖8 普201-2井不同地層壓力下硫沉積飽和度延井眼徑向分布預(yù)測(cè)圖

3.2.2 普光氣田氣井井筒硫沉積分布規(guī)律

高含硫氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，受井筒流溫、流壓分布影響，單質(zhì)硫析出沉積位置從井口逐漸下移油管內(nèi)壁，造成堵塞，嚴(yán)重影響氣井正常生產(chǎn)。

P102-3、P102-2、D402-3等井多次連續(xù)油管作業(yè)、井徑測(cè)井結(jié)果表明，隨著時(shí)間的延續(xù)，井筒堵塞點(diǎn)位置從井口附近逐漸下移。采用考慮擴(kuò)散吸附的氣—水—硫三相井筒硫沉積模型，建立“一井一模型”，預(yù)測(cè)隨著壓力下降，硫堵位置（沉積厚度最大）呈現(xiàn)加速下移的趨勢(shì)，目前地層壓力、產(chǎn)量下硫堵位置距離井口366～1 095 m，平均739 m（圖9）。

圖9 普光301-3井井筒硫沉積厚度預(yù)測(cè)圖

普光氣田地層溫度為128 ℃，高于硫單質(zhì)的熔點(diǎn)（111.4～120.4 ℃），高含硫天然氣從井底到井口流動(dòng)過(guò)程中，液硫轉(zhuǎn)變?yōu)楣塘虻淖畲笊疃燃s4 650 m，以淺井筒內(nèi)吸附沉積固硫，以深井筒內(nèi)液硫無(wú)法穩(wěn)定吸附，后期井底可能會(huì)存在液硫積液。

3.3 高含硫氣井井筒硫沉積治理

針對(duì)井筒溶硫劑與沉積于管壁的單質(zhì)硫接觸時(shí)間短且易損傷封隔器橡膠的難題，研發(fā)了具備橡膠保護(hù)功能的快速分散型溶硫劑，配套連續(xù)油管旋轉(zhuǎn)射流沖洗工藝，實(shí)現(xiàn)井筒有效除硫。

3.3.1 低傷害高效溶硫解堵配方體系

基于胺類溶硫原理，設(shè)計(jì)了多胺基、短鏈長(zhǎng)的多元胺為主劑、分散劑、滲透劑為助劑的溶硫解堵體系，溶硫量12.3 g/100 mL（50 ℃，1 h），可快速剝離蜂窩狀硫沉積物，分散率大于85%。

基于硫化原理，研制了橡膠保護(hù)劑，促進(jìn)被破壞的橡膠分子硫化交聯(lián)重聚，氟橡膠溶脹率小于2%，達(dá)到了溶硫解堵和保護(hù)橡膠的目的。溶硫劑在90 ℃防腐性能良好，G3、TP110SS鋼片7 d腐蝕速率小于等于0.049 9 mm/a，溶硫劑及其反應(yīng)產(chǎn)物在高溫下（50 ℃、90 ℃）與產(chǎn)出液配伍性良好，無(wú)分層、沉淀、結(jié)晶現(xiàn)象，且與普光氣田使用緩蝕劑配伍性好，保證了溶硫作業(yè)過(guò)程中井下管柱的安全。

3.3.2 溶硫解堵配套工藝

設(shè)計(jì)了水浴式溫控加熱罐，建立了加熱裝置—水泥車—多功能流程為主體的泵注流程，保證了配套工藝的實(shí)用性、安全性。采用加熱罐預(yù)熱工藝，實(shí)現(xiàn)藥劑溫度、純度的“雙管控”，最大程度保證了溶硫體系的解堵效果。利用水泥車、地面流程單流閥結(jié)構(gòu)，避免硫化氫泄漏。采取連續(xù)油管大排量旋轉(zhuǎn)射流熱水沖洗井筒，沖刷井壁上松散的硫顆粒，進(jìn)一步增強(qiáng)清洗效果（圖10）?，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)施200余井次，成功率100%。

圖10 普光氣田井筒溶硫解堵現(xiàn)場(chǎng)施工泵注流程圖

4 普光氣田提高采收率方向

目前，普光氣田開(kāi)發(fā)已進(jìn)入遞減階段，地層壓力已降至原始地層壓力的50%以下，井口壓力接近外輸壓力，下一步硫沉積將逐漸從井筒擴(kuò)展到地層，且邊水突進(jìn)導(dǎo)致剩余氣分布非常復(fù)雜，需要開(kāi)展剩余氣精細(xì)描述與挖潛、集輸系統(tǒng)增壓、硫沉積治理、精準(zhǔn)堵水等關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)，進(jìn)一步提高氣田采收率。

4.1 剩余氣精細(xì)描述及挖潛

普光氣田低滲透儲(chǔ)層受開(kāi)發(fā)井距、儲(chǔ)層泄氣半徑及改造工藝影響，儲(chǔ)量動(dòng)用率仍有進(jìn)一步提升空間；對(duì)飛一段—飛二段非水侵區(qū)粒內(nèi)孔剩余氣儲(chǔ)量通過(guò)精細(xì)描述，可實(shí)施水平井精準(zhǔn)挖潛；對(duì)邊部水侵潛力區(qū)，應(yīng)重點(diǎn)開(kāi)展高含硫氣井側(cè)鉆及二次完井技術(shù)攻關(guān)。

4.2 高含硫集輸系統(tǒng)增壓開(kāi)采

普光氣田集輸系統(tǒng)末站壓力目前為8 MPa，較高的集輸壓力制約了氣田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)及提高采收率，增壓開(kāi)采是氣田提高采收率的重要途徑之一。需要開(kāi)展增壓位置、增壓幅度、增壓模式等增壓技術(shù)政策研究，優(yōu)選合理增壓方案，攻關(guān)大排量抗硫增壓裝置，加快現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施。

4.3 井筒—地層硫沉積一體化治理

截至2022年底普光氣田近70%氣井井筒已發(fā)生硫沉積，預(yù)計(jì)2023年普光氣田地層壓力將逐步下降至單質(zhì)硫析出的臨界壓力，硫沉積正向井筒深部及儲(chǔ)層擴(kuò)展，需要加強(qiáng)井筒—儲(chǔ)層硫沉積一體化數(shù)值模擬，預(yù)測(cè)硫沉積分布規(guī)律，攻關(guān)形成儲(chǔ)層—井筒硫沉積一體化防治對(duì)策及工藝技術(shù)，為氣田提高采收率提供新的技術(shù)手段。

4.4 高含硫氣井精準(zhǔn)堵水技術(shù)

目前已實(shí)施的機(jī)械堵水均為見(jiàn)水段以下籠統(tǒng)堵水。下一步一是要進(jìn)一步發(fā)展機(jī)械堵水工藝，實(shí)現(xiàn)任意出水層位的精準(zhǔn)堵水；二是攻關(guān)化學(xué)堵水工藝，通過(guò)加入大段塞聚合物降低氣井深部水相滲透率，提高降水效果。

5 結(jié)論

1）針對(duì)普光氣田臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層地震預(yù)測(cè)精度低、儲(chǔ)層改造效果差、氣田開(kāi)發(fā)初期一直未得到經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用的挑戰(zhàn)，創(chuàng)新巖石相、測(cè)井相、地震相三相合一刻畫沉積微相方法及巖石物理量版，大幅提高低孔低滲儲(chǔ)層預(yù)測(cè)精度；采用灰色關(guān)聯(lián)法建立多因素動(dòng)用潛力評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)和井型優(yōu)選圖版，制訂有效開(kāi)發(fā)動(dòng)用對(duì)策；研發(fā)了“自轉(zhuǎn)向清潔酸＋降阻滑溜水＋縫內(nèi)暫堵”長(zhǎng)水平段水平井復(fù)雜縫酸壓工藝，實(shí)現(xiàn)超深礁灘相低品位臺(tái)內(nèi)灘儲(chǔ)層有效動(dòng)用。

2）針對(duì)普光氣田水侵復(fù)雜、氣井水淹后產(chǎn)能快速遞減、控水穩(wěn)氣難度大的挑戰(zhàn)，建立雙重介質(zhì)氣藏氣水前緣運(yùn)動(dòng)方程及高精度數(shù)值模擬方法，創(chuàng)新形成氣井全周期（無(wú)水采氣、帶液生產(chǎn)、積液停噴）控水優(yōu)化配產(chǎn)、攜液條件圖版、水淹停產(chǎn)井排水對(duì)策；自主研發(fā)了新型抗硫三元復(fù)合泡排劑、渦流型排液噴頭及高抗硫超高膨脹率比橋塞，創(chuàng)新設(shè)計(jì)了連續(xù)油管過(guò)油管注塞堵水工藝，實(shí)現(xiàn)了高含硫氣井全生命周期控水穩(wěn)氣。

3）針對(duì)普光氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中的硫沉積影響氣井正常生產(chǎn)及氣田采收率的挑戰(zhàn)，基于實(shí)驗(yàn)建立了單質(zhì)硫溶解、沉積和滲流模型，明確了高含硫天然氣氣體相態(tài)、單質(zhì)硫析出機(jī)理，揭示了儲(chǔ)層、井筒中硫的沉積分布規(guī)律；研發(fā)了兼有快速分散溶硫與橡膠保護(hù)功能的溶硫劑以及自發(fā)熱多元胺溶硫劑和低成本無(wú)機(jī)堿催化溶硫劑，配套了多相融合射流沖洗工藝，初步形成了井筒硫沉積治理技術(shù)。

4）普光氣田目前地層壓力已降至原始地層壓力的50%以下，井口壓力接近外輸壓力，硫沉積將逐漸從井筒擴(kuò)展到地層，且邊水突進(jìn)導(dǎo)致剩余氣分布非常復(fù)雜，下一步需要開(kāi)展剩余氣精細(xì)描述與挖潛、儲(chǔ)層硫沉積治理、集輸系統(tǒng)增壓、硫沉積治理、精準(zhǔn)機(jī)械堵水及化學(xué)堵水等關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)，進(jìn)一步提高氣田采收率。