元坝超深高含硫气田开发关键技术

2015-02-17刘言

特种油气藏 2015年4期

关键词：含硫长兴气田

刘言

(中国石化西南油气分公司，四川成都 610041)

元坝超深高含硫气田开发关键技术

刘言

(中国石化西南油气分公司，四川成都 610041)

元坝气田是目前世界上埋藏最深的高含硫生物礁气田，具有埋藏超深、礁体小、储层薄、非均质性强、气水关系复杂等特点，气田开发面临许多技术难题。通过技术引进、集成和创新，形成了以超深复杂生物礁储层精细刻画技术、超深水平井优快钻井技术、超深水平井轨迹实时优化技术、超深长水平段多级暂堵酸化技术等为核心的元坝超深高含硫气田开发关键技术。现场应用表明：储层预测符合率为95%，开发井成功率为100%，单井钻井周期同比缩短100 d以上，有效储层钻遇率提高67.5%，酸化增产倍比为2.2～5.0，取得了良好的效果。为其他超深高含硫气田的有效开发提供了借鉴和参考。

生物礁；高含硫化氢；超深水平井；轨迹优化；元坝气田

0 引言

川东北元坝地区长兴组发育台地边缘生物礁沉积，礁相储层以白云岩为主[1-2]，埋藏深度为6 300～7 200 m。由于深层的地震资料分辨率低，且长兴组生物礁规模小、储层薄、非均质强、气水关系复杂，导致礁体识别难度大，井位部署失误率较高，直井产量和井控储量普遍达不到经济极限指标。为此，从气田特点出发，综合应用地震特征识别、地震反演手段和频谱成像、三维可视化、相控建模等技术，解决礁体有效识别与储层预测问题；采用钻井提速、轨迹实时优化与控制、多级暂堵酸化等集成创新技术，解决了超深水平井安全快速钻井与投产等问题，形成了元坝超深高含硫气田开发关键技术，取得良好的应用效果。

1 气田开发难点

与国内外同类气田比较，元坝气田地质情况复杂，有效开发面临三大难题：①埋藏超深，地震反射高频吸收或缺失，分辨率降低，小礁体识别与生物礁气藏精细描述面临极大挑战；②礁相优质储层薄，平面非均质性强，气水关系复杂，直井产量低，水平井部署与优化设计面临极大挑战；③针对超深层、高温、高压、纵向多压力系统等难题，实施水平井国内外尚无成功先例，安全快速钻井与投产面临极大挑战。

2 气田开发关键技术

2.1 超深层生物礁气藏精细描述技术

元坝地区长兴组生物礁气藏优质储层的发育主要受白云石化和溶蚀作用控制[3]，沉积期古地貌高与层序中上部是白云岩储层的优势发育部位。

受沉积期古地貌和海平面升降的影响，长兴组生物礁发育类型多样，储层展布特征复杂。通过对元坝27-3H井实钻轨迹解剖(图1)可知，钻遇的A、B、C、D 4个点礁盖顶部有明显的构造起伏，A、D点振幅变弱、阻抗变高，B、C点附近礁盖顶部出现复波反射。研究结果显示，生物礁顶部包络振幅的变化是礁体沉积微相与储层厚度变化的响应，古地貌的起伏反应了礁盖顶部的变化。因此，沿实钻轨迹可以精细刻画出3个单礁体。

图1 元坝27-3H井沉积期古地貌分布与地震剖面

从生物礁的生长发育来看，通常多个小礁体组成一个礁群，礁群内部各个单礁体的礁顶构造有起伏，礁体连接处发生岩性或岩相变化。根据礁顶构造起伏、礁盖包络振幅和阻抗的变化特征，结合钻井、测井、取心资料，建立了元坝地区5种生物礁群发育及储层分布模式(图2)。

图2 元坝地区长兴组生物礁群发育模式(上图为地质模型，下图为地震剖面)

研究发现，沉积期古地貌高控制生物礁的发育和分布，长兴组主要为一套碳酸盐岩沉积，应用残余厚度法对古地貌进行了恢复(图3)。由图3可知，长兴组生物礁呈隆起状，4条礁带呈北西—南东向排列，具有明显的退积现象，礁后台地边缘滩相中发育少量点礁(礁滩复合区)。

图3 元坝地区长兴组晚期古地貌三维立体显示

利用元坝地区钻井、岩心和测井资料，结合区域地质情况，制作了长兴组—飞仙关组生物礁地质模型(图4)。从给出模型的正演结果(图5)可以看出，长兴组生物礁表现为低频、弱振幅的丘状杂乱反射特征[4]。模型正演的生物礁反射特征与地震剖面的反射特征(图6)较吻合，由此建立了元坝地区长兴组生物礁识别模式：礁体外形呈丘状反射特征；礁体顶面为强反射，具披覆构造反射特征；礁体内部为断续、杂乱反射或反射空白区；礁体翼部出现上超反射特征。

图4 长兴组生物礁地质模型

图5 长兴组生物礁正演剖面

图6 长兴组生物礁地震剖面

借助生物礁识别模式与古地貌分析，进行礁体识别，综合应用振幅剖面和瞬时相位体精细刻画礁群和单礁体的礁盖包络与边界。研究结果显示，元坝地区长兴组发育21个礁群、90个单礁体，单礁体面积为0.12～3.62 km2。

通过井震标定和对过井地震剖面的精细解剖发现，生物礁由礁基、礁核和礁盖3部分组成[5]。钻井资料证实，优质储层集中发育于礁盖，以各种类型的白云岩为主。综合应用以叠前地质统计学反演为核心的多属性融合的储层定量预测技术和以Lame系数为核心的叠前、叠后多属性融合的储层含气性预测技术，预测礁相优质储层的分布及储层含气性[6-7]。预测结果表明，2、3、4号礁带优质储层厚度大(30～40 m)，含气性好，是气田开发的主要对象；1号礁带和礁滩复合区，优质储层变薄(20～25 m)，且1号礁带整体含水，含气性差。

根据研究成果及新的认识，气田开发建设采取了分步实施的原则，以单井技术经济界限为前提，结合生物礁群发育与储层分布模式、优质储层与含气性预测成果，进行井型优化设计，建立了以水平井为主的超深层条带状生物礁气藏开发井网，有效降低了方案实施的风险，部署新井实钻成果与地质预测较吻合。

2.2 超深水平井优快钻井技术

2.2.1 井身结构优化技术

以岩石力学特征分析、地应力和地层压力模型计算、井壁稳定性破面建立为基础，结合地质研究成果和钻井资料分析，优化必封点位置，设置4个必封点(图7)，采用五开制井身结构设计[8]，并形成了与之配套的技术，避免了同一裸眼井段多压力体系并存，减少了施工井下复杂情况的发生，确保了目的层长水平段施工安全。

图7 元坝超深井必封点设置

2.2.2 钻井提速技术

针对元坝地区陆相地层厚度大，井壁稳定性差，机械钻速慢[9]，海相地层压力系统多，非均质性强，高含硫化氢，钻井施工难度大、周期长等问题，引进、集成和创新钻井提速技术，在陆相上部地层采用泡沫(空气)钻井技术，陆相中下部地层采用PDC钻头+扭力冲击器、孕镶钻头+高速涡轮复合钻井技术，上部海相地层采用PDC钻头+螺杆高效钻井技术，五开水平段采用抗高温MWD+螺杆钻井技术，实现了超深水平井全面提速，单井钻井周期同比缩短了100 d以上。

2.3 超深水平井轨迹实时优化技术

2.3.1 随钻岩性快速识别技术

元坝地区长兴组礁相储层以白云岩为主，根据白云岩和灰岩的成分特征及差别，应用X射线荧光(XRF)分析技术，现场快速识别碳酸盐岩岩性。

基于岩样元素含量分析，结合实验室薄片鉴定和测井解释资料，建立了元坝地区元素录井标准图谱、曲线交会等岩性识别解释方法和元素录井岩性识别标准。通过现场连续采样测定元素含量，进行随钻岩性快速识别，所绘制的岩性剖面与测井解释结果基本一致[10]。

2.3.2 随钻储层快速评价技术

针对元坝地区礁相优质储层薄、非均质性强的特点，应用核磁共振(NMR)分析技术，现场快速评价储层物性。建立了元坝气田储层物性核磁分类评价图版和分类评价标准，通过现场连续采样核磁共振分析，进行随钻储层快速评价，储层核磁分类评价与测井解释结果较吻合[10]。

2.3.3 随钻轨迹优化调整技术

综合应用元素录井、核磁共振分析技术，结合薄片观察和气测资料，现场及时准确地分析判断钻遇地层的岩性、物性和含气性，修正气藏地质模型，预测优质储层展布，实时优化调整超深水平井轨迹。建立了元坝地区长兴组生物礁气藏“找云岩、穿优质、控迟深、调靶点”的轨迹实时优化调整模式[8]，结合滑动导向轨迹控制技术，实现了元坝超深水平井钻穿多个小礁体优质储层的目标。

2.4 超深长水平段多级暂堵酸化技术

元坝超深水平井均采用衬管或裸眼完井[11]，长水平段的中后部及低渗层段难以得到有效改造。为此，采用多级纤维暂堵酸化工艺，研发了在160℃高温条件下具有缓蚀、缓速、低摩阻、高导流、防硫化物沉淀的高温胶凝酸、高温转向酸和温控+酸控可降解有机纤维，形成了以“多级暂堵、交替注入”工艺为特色的多级暂堵分流酸化技术，实现了超深层长水平段均匀布酸改造。14口应用井暂堵后施工压力上升了1～11 MPa，气井产量提高了2.2～5.0倍。

3 应用效果

在深化地质研究与认识的基础上，在元坝超深高含硫生物礁气田部署实施超深水平井14口，平均完钻井深为7 726 m ，平均完钻周期为395 d，较早期缩短了100 d以上，创造了高含硫气藏超深水平井完钻最深、垂深最深等多项世界纪录。新井实钻与地质设计较吻合，储层预测符合率为95%，开发井成功率为100%。完钻水平井均成功钻穿了2个以上的礁盖优质储层，有效储层钻遇率同比提高了67.5%。一期项目部署开发井14口，配产600×104m3/d，2014年12月10日建成投产，目前开井13口，平均油压为41.5 MPa，井口产量为680×104m3/d以上，气井实际产能高于方案设计指标。