支撑川东北气田稳产——超深高含硫气田提高采收率技术开发纪实

　　中原油田分公司、石油勘探开发研究院、西南油气分公司3家单位通过3年技术攻关，形成了高含硫气藏控水、控硫与提高采收率技术。该项技术近日通过了中石化集团公司验收评审，整体达到国际领先水平，将指导我国后续高酸气田的开发。

　　气藏开发和油田开发不一样，没有二采三采，只有一采，属于衰竭式开采。在气田开发中后期要想不走向衰减的宿命，难度尤甚。普光、元坝气田在经历了十年的高效开发后，怎样才能持续稳产、高产，如何逆天改命?从2018年开始，中原油田分公司、石油勘探开发研究院、西南油气分公司3家单位联合进行技术攻关，逐步形成了高含硫气藏控水、控硫与提高采收率技术。该技术应用后，新增可动用储量394.51亿立方米，新增可采储量226.27亿立方米，新增年产能14.9亿立方米，普光、元坝气田采收率提高6.2%。

　　中石化探区天然气资源丰富。近年来，随着勘探开发力度的加大，大牛地、普光、元坝、涪陵等气田陆续投入开发，天然气产量快速增长。其中，普光、元坝气田位于四川盆地东北部，是中石化自主开发、建设、生产、运营的高含硫气田，产量在中石化天然气中占比最高，约占43%，成为低油价下中石化的重要经济增长点。

　　但是，从2018年开始，普光、元坝气田相继步入稳产末期，储层纵、横向动用差异大，水侵及硫沉积影响日益严重等问题逐渐显现，导致产量急剧下降。而另一方面，国家对天然气的需求在不断增大，需要气田稳产、高产。

　　要想让普光、元坝气田在设计稳产期之后再持续稳产，潜力到底怎样呢?目前，全球已发现400多个具有商业开采价值的高含硫气田，主要分布在加拿大、俄罗斯、美国、法国、德国、中国和中东地区。因开发方式及开发技术的差异，气田开发效果及采收率相差很大。俄罗斯的奥伦堡气田储层非均质性强，边水发育，开发早期即面临气井水淹。后期通过采取排水、阻水等工艺，采收率由40%提高到65%，情况较为乐观。与之相比，我国四川威远气田曾采用大压差方式生产，气田快速见水，生产8年后，全面水窜，年递减率高达32.6%，因气田调整及提高采收率技术未及时跟上，动用储量损失50%以上，采收率仅为36%，难如人意。和威远气田相比，普光、元坝气田储层类型更为复杂、埋藏更深;同时受水侵及硫沉积影响，截至2018年采收率仅为48%~57%，仍有较大提升空间。

　　为此，2018年1月，中石化正式将超深高含硫气田提高采收率技术攻关列入“十条龙”项目，组织中原油田分公司、石油勘探开发研究院和西南油气分公司3家单位共同承担。高含硫礁滩相气藏复杂的开发特征决定了要有效提高气藏采收率面临着储层精细描述、剩余气挖潜、控硫、控水等6方面的严峻挑战。针对上述难题，科研团队相应设立了6个课题攻关组，重点开展储层精细描述、剩余气分布规律、控水稳气、气井增产及湿气增压集输等技术攻关，解决制约高含硫气藏提高采收率的技术难题。此外，为加快现场试验，确保研究成果尽快落地见效，还专门设立了现场实施组。根据生产计划，他们在不影响生产运行的情况下，加强新技术的现场应用。研究项目运行中，中原油田主导建立了季度报表和视频协调会机制，每半年开展一次实物工作量检查和中期评估，保障项目顺利运行。

　　到2020年底，该项目攻关团队创新形成了低孔低渗滩相薄储层有效动用技术、生物礁储层精细刻画及高效动用技术、高含硫气井硫沉积治理技术、高含硫气藏控水稳气技术、高含硫气田湿气集输系统增压开采对策5项关键技术、6项技术创新点、25件发明专利、3件软件著作权。形成的高含硫气田提高采收率的配套技术对策与工艺成果直接应用于普光、元坝气田，支撑了普光、元坝气田的高产、稳产。