普光氣田主體產能建設中的節能增效

摘要:普光氣田主體是川東北地區最大的氣藏之一，是中石化重點投資的開發項目。該氣藏埋藏深，是一個受構造和巖性控制、帶邊水的碳酸巖孔隙型高含硫氣藏。根據新完鉆井的地質資料，跟蹤研究分析認為，氣藏的沉積相、儲層特征、氣水界面等方面有了全新認識，特別是飛仙關組與長興組氣水關系與儲量上報時發生了很大變化，因此急需優化氣田鉆井平臺、調整井位，為主體開發投資的調整提供科學依據，普光氣田優化調整方案實施后主體產能建設中的節能增效效果顯著。

關鍵詞:普光氣田;高含硫;氣水關系;優化設計;節能增效

中圖分類號:F27文獻標志碼:A文章編號:1673-291X(2010)18-0034-02

普光氣田是川東北地區最大的氣藏之一，位于川東北地區中—低山區，是一個受構造和巖性控制的帶邊水的碳酸巖孔隙型高含硫氣藏;主要含氣層位是二疊系上統的長興組及三疊系下統的飛仙關組，累計上報探明天然氣地質儲量2 782.91×108m3;是中石化重點投資的開發項目。氣田地面海拔300m～900m左右，地勢偏陡。主體構造屬于川東斷褶帶東北段雙石廟—普光NE向構造帶上的一個鼻狀構造，介于大巴山推覆帶前緣斷褶帶與川中平緩褶皺帶相接之間，構造帶西側由川岳寨—普光斷層控制，東部緊鄰北西的清溪場—宣漢東、老君山構造帶。

一、氣藏特征

1.構造特征。普光主體構造簡單，整體表現為南寬北窄、西南高北東低、西翼陡東翼緩，與逆沖斷層有關的NNE走向的大型長軸斷背斜型構造，各層系構造繼承性發育，構造高點在普光2—普光6井一帶。氣田主要發育東岳寨—普光、普光7、普光3與老君廟南等4條斷層。普光3斷層將普光主體構造分割為普光2、普光3等兩個斷塊，其中普光2塊為主要含氣塊。

氣藏埋藏深度較深，普光2圈閉高點海拔- 4 210m～- 4 930m之間、普光3圈閉高點海拔- 4 300m～- 5 470m之間。

2.氣田儲層特征。儲層以中孔中滲、高孔高滲儲層為主，儲集性較好。孔、滲之間具有較好的相關性，以孔隙(溶孔)型儲層為主、巖石密度與孔滲之間具有明顯的相關性等特征。縱向上，以飛二至飛一段物性最好，長興組次之，飛三段物性相對較差。

3.氣藏性質。普光主體天然氣組份總體上以甲烷為主，屬于高含H2S、中含CO2的干氣藏，具有不同部位天然氣組份十分相似，井與井之間、飛仙關組與長興組間沒有明顯差異的分布特征。其中:甲烷含量范圍71.03%～77.91%，平均含量74.99%，其中飛仙關組平均為75.15%、長興組平均74.5%;乙烷含量小，平均僅為0.09%;天然氣相對密度0.7199～0.7735，平均0.7427;H2S含量范圍11.42%～17.05%，平均含量為14.28%，比羅家寨氣田平均高6%左右。其中飛仙關組平均為14.21%、長興組平均14.47%;CO2含量范圍7.77%～14.25%，平均含量為10.02%，比羅家寨氣田平均高2%左右，其中飛仙關組平均為9.92%，長興組平均為10.32%。

二、氣藏地質新認識

根據新完鉆井資料，進行氣田地質特征跟蹤分析研究。研究認為，普光氣田主體沉積微相復雜，儲層非均質性較強、氣水關系復雜等。

1.沉積微相更加復雜。平面上，沉積相展布變化大。尤其是長興組生物礁灘相特征比以往認識更加明顯，呈點狀分布，礁體之間相互疊置，但不連通。飛仙關組鮞粒灘主體部位在普光2—普光6井區，向四周減薄。

縱向上，各種微相交錯疊置發育。飛仙關組飛一—二段普光2、6井區鮞粒灘發育，內夾灘間云坪、碎屑淺灘。飛三段鮞粒灘不發育，為局限瀉湖、潮坪亞相、局限潮坪沉積。

2.儲層非均質性強。氣層主要發育在飛一二段和長興組頂部，主力含氣井段一般200m～600m，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類層間互發育，不同層系儲層平面展布變化大，反映儲層非均質性強。

飛仙關組儲層平面展布變化大，儲層主要在普光2—普光6井區發育;長興組儲層沿普光6—普光5井—普光8井一線儲層相對發育，并且長興組受相帶控制，儲層呈條帶狀分布，氣層厚度變化快，普光2井與普光201-1井井距150m，儲層厚度由51.4 m減薄到3.4 m，反應長興組點礁特征明顯。

3.氣層厚度變化大。氣層主要發育在飛一二段和長興組頂部，主力含氣井段一般200m～600m。其中，飛一二段為主力層系，氣層厚度一般150m～350m;長興組氣層厚度一般20m～150m;飛三段在局部井區有氣層發育，厚度較薄，只有10m～30m。

4.飛仙關組、長興組氣水關系更復雜。普光主體上報探明地質儲量時，利用鉆井資料確定普光3塊飛仙關組氣水界面為-4 990m;普光2塊飛仙關組和長興組具有統一的氣水界面，海拔深度為- 5 230m。

隨著主體完鉆開發井數和邊部評價井數的增加，普光2塊和普光3塊飛仙關組與長興組氣水關系更復雜。普光2塊飛仙關組、長興組為兩套獨立的氣水系統，長興組內部氣水界面也不統一。飛仙關組氣水界面為-5 125m，比上報儲量氣水界面高95m;長興組氣水界面不統一，具多個氣水界面，分析認為長興組呈點礁分布，每一礁體儲層為巖性封閉，在成藏過程中易形成具有不同氣水關系的獨立氣藏。普光3塊氣水界面為海拔- 4 890.0m，比上報儲量氣水界面高100m。

三、氣藏節能增效效果分析

根據集團公司少井高產的原則，基于最新地質研究成果和認識，普光氣田主體在氣層厚度、氣水分布和天然氣動用儲量規模等方面與原開發方案相比均有較大的變化，因此對鉆井平臺及井位進行優化。優化井臺18個，可實施開發井40口;較開發方案增加井臺2個，減少開發井12口。

1.井臺和井位優化。(1)優化普光107井臺，普光107-1H井替代普光107-2H井。(2)普光101-1、普光302-4H由于儲層相變和控制儲量小，不實施，井位調整到儲量豐度高的普光2—普光6井區實施，普光101-1調整到普光2011-5井，普光104-3H調整到普光3011-5井。(3)普光107-3H、普光105-2H、普光105-3H、普光204-1、普光204-2、普光204-3H、普光305-3H、普光203-3H、普光101井(普光107-1井)等9口井暫緩實施。(4)普光304-2井靠近南部相變線，單井井控儲量達不到經濟界限，P304-1、P304-2優化為1口井，向普光5井附近構造高部位儲層發育方向設計。(5)普光101-2H、106-2H兩口開發井完全能控制住普光3塊儲量，普光106-1、106-3H不實施。

2.開發直接投資變化。按照現行價格計算，單井鉆井、采氣投資增加，地面工程投資上升，方案優化調整后開發直接投資為1 036 179萬元，與原可研投資980 815萬元比較，增加55 364萬元，與中期評估投資1 043 269萬元相比減少7 090萬元。

四、結論與認識

(1)通過研究普光主體氣藏地質特征，弄清了普光氣田儲層變化規律及氣水關系等，優化了普光主體井臺和井位優化，較開發方案增加井臺兩個，減少開發井12口。(2)通過跟蹤地質研究，編制了普光主體優化調整方案，為主體開發投資的調整提供科學依據。(3)方案優化調整后開發直接投資與原可研投資比較增加55 364萬元，與中期評估投資相比減少7 090萬元，節能增效效果較好。