元壩氣田超深酸性氣藏石油工程技術實踐與展望

徐　進

中石化西南石油工程有限公司

徐進.元壩氣田超深酸性氣藏石油工程技術實踐與展望. 天然氣工業， 2016， 36（9）: 1-10.

元壩氣田超深酸性氣藏石油工程技術實踐與展望

徐進

中石化西南石油工程有限公司

徐進.元壩氣田超深酸性氣藏石油工程技術實踐與展望. 天然氣工業， 2016， 36（9）: 1-10.

位于四川盆地的元壩氣田是我國目前已開發的埋藏最深的大型海相碳酸鹽巖酸性氣田，其上二疊統長興組生物礁氣藏具有超深、高含硫化氫、中低孔滲、儲層厚度較薄等特征，氣藏經濟評價結果認為只有水平井才能降低總體開發投資進而有效開發該氣藏。目前，全球開發該類超深高酸性氣藏的石油工程技術實踐較少，面臨著超深水平井安全優快鉆完井、測錄井、井下作業、安全環保等一系列石油工程技術難題。為此，中石化西南石油工程有限公司以工程地質一體化為手段，基于成功開發普光氣田的經驗，通過針對性技術攻關和7年潛心實踐，形成了超深高酸性氣藏水平井鉆井提速提效關鍵技術、超深水平井測錄井關鍵技術、超深高酸性氣藏井下作業核心技術和超深高酸性氣藏安全環保技術等18項核心技術成果，在元壩氣田一、二期產能建設中應用近40口井，全部建成商業氣井，實現了34×108m3凈化氣產能建設目標。所形成的超深酸性氣藏石油工程系列技術對于國內外類似氣藏的勘探開發具有借鑒作用。

四川盆地元壩氣田晚二疊世生物礁高酸性氣藏超深水平井石油工程安全環保

1　氣田概述

元壩氣田位于四川省蒼溪縣和閬中市境內，構造位置位于四川盆地川中低緩構造帶北緣，通南巴構造帶和九龍山背斜構造帶向川中低緩構造帶過渡地區，是繼普光氣田之后“開江—旺蒼”陸棚長興期—飛仙關早期臺地邊緣相帶（圖1）的又一個天然氣勘探重大突破［1］。2007年11月，中國石化勘探分公司部署的油氣探井——元壩1—側1井對上二疊統長興組的白云巖儲層段進行酸化測試，在油壓18.9 MPa下獲天然氣產量50.301 9×104m3/d，取得重大勘探突破，發現了元壩氣田長興組超深層高含硫生物礁氣藏。

圖1　川東北地區長興期沉積相平面分布圖

截至2013年底，元壩氣田長興組氣藏共探明天然氣地質儲量1 834.2×108m3，產層平均埋深6 673 m，是迄今為止我國埋藏最深的大型海相氣田，也是中國石油化工集團公司發現的第二大酸性氣田。由于長興組具有超深、高含硫化氫、生物礁儲層中低孔中低滲且有效厚度較薄的特點，直井開發的總體效益較差。2011年4月，該氣田第1口開發試驗井——元壩103H井，其長興組水平段7 047.0～7 695.5 m在油壓41.5 MPa下測試獲天然氣產量93.897×104m3/d。該井高產證實了水平井是有效開發超深層長興組氣藏的利器，可以大幅提高產能、大幅提高單井控制儲量。至2016年上半年，元壩氣田34×108m3凈化氣產能建設工程已經進入尾聲，共建設生產井37口，其中利用探井18口，新建開發井19口。

通過技術攻關和元壩氣田開發數年潛心實踐，在石油工程領域形成了超深高酸性氣藏水平井鉆井提速提效關鍵技術、超深水平井測錄井關鍵技術、超深高酸性氣藏井下作業核心技術和超深高酸性氣藏安全環保技術等18項技術成果，代表了我國超深高酸性氣藏開發配套石油工程技術的最高水平。

2　面臨的工程技術挑戰

2.1工程地質特征

元壩地區地表出露上侏羅統—白堊系。自上而下鉆遇白堊系劍門關組，侏羅系蓬萊鎮組、遂寧組、沙溪廟組、千佛崖組、自流井組，三疊系須家河組、雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關組，二疊系長興組、吳家坪組、茅口組等［2］（圖2），雷口坡組及以下為海相沉積，須家河組及以上為陸相沉積。勘探發現了長興組、雷口坡組、須家河組和自流井組4套含氣層系。其中，長興組整體為一個平緩的單斜構造、斷裂不發育，局部發育一些小型低幅背斜構造，斷層數量少、延伸短、斷距小、傾角陡［3］。

圖2　元壩地區地層剖面及工程故障提示圖

長興組氣藏具有“一超、三高、五復雜”的工程地質特征：①超深，氣藏埋深6 200～7 100 m，平均埋深6 673 m；②高壓，氣藏壓力為70 MPa，上覆飛仙關組的地層壓力為147 MPa；③高溫，氣藏溫度為160℃；④高含H2S、天然氣組分復雜，CH4含量（均為體積含量，下同）為86.29%、H2S含量為5.14%、CO2含量為7.5%、總有機硫含量為582 mg/ m3；⑤儲層復雜，儲層為臺緣生物礁、臺內生屑灘及礁灘復合體，單體規模小、儲層較薄、非均質性強［3］；⑥氣水關系復雜，局部含水，不同礁、灘體具有不同的氣水界面；⑦鉆遇地層壓力系統復雜，多壓力系統、高低壓互層（圖2），長興組為常壓（壓力梯度1.0～1.1 MPa/100 m），須家河組、飛仙關組為超高壓，壓力梯度可大于2 MPa/100 m；⑧地面地形地貌復雜，處于海拔340～850 m的群山之中。

元壩氣田是目前世界上氣藏埋藏最深、開發風險最大、建設難度最大的已開發酸性大氣田，與“屬于世界級鉆井難題的普光氣田”相比，氣藏埋藏更深、地層壓力更大、井溫更高。

2.2工程技術難題

該氣田復雜的工程地質特征，導致鉆完井、測錄井和井下作業等方面均存在世界級的工程技術難題。

2.2.1鉆完井技術難題

該氣田鉆井中常見“硬、塌、卡、漏、噴、毒”等復雜情況［4］，其技術難題主要體現在以下幾個方面。

1）陸相地層致密，可鉆性差，下沙溪廟組及以下陸相地層可鉆性極值介于7～9，且自流井組、須家河組不同程度地發育有礫石層，牙輪鉆頭鉆時高達150 min/m，鉆井難度極大。

2）陸相地層中泥頁巖、煤層的穩定性差，易剝蝕、坍塌，造成蹩鉆、卡鉆等井下復雜和事故。

3）海相地層膏鹽巖層發育，一方面影響鉆井液性能，另一方面易產生縮徑和鹽溶擴徑，引起卡鉆、卡套管甚至是擠毀管柱等嚴重后果，對安全鉆井與生產構成威脅。

4）地表及深層裂縫發育，可能導致鉆井液大量漏失，或噴漏同層，產層裂縫發育段還可能形成較厚泥餅造成鉆具黏卡，給正常鉆進造成困難。

5）飛仙關組及嘉陵江組存在高壓水層，鉆井液密度高，介于1.89～2.16 g/cm3，對鉆井安全構成威脅。

6）長興組氣藏單井產量高，高含硫化氫、中含二氧化碳等有毒、有害氣體給鉆井施工安全和各類鉆具、下井工具、儀器構成嚴重威脅，安全風險非常高。

7）地層溫度高，井底高達160 ℃，對深井段鉆井液的耐高溫性能要求高。

8）超深、薄層、單礁體規模小、橫向變化快，造成水平井軌跡控制困難，長穿優質儲層難度大。

9）三開、四開固井難度大、質量差，中完周期長（平均30 d），影響了鉆井周期。

10）多壓力系統、超深、薄層、長水平段、高溫、高壓、高含硫等因素造成水平井鉆完井存在較大的井控風險。

2.2.2測錄井技術難題

1）高溫高壓高含硫對井下儀器、電纜的耐溫耐壓和抗硫性能要求較高。

2）井壁不穩定可能造成儀器遇阻遇卡或黏卡等復雜情況。

3）井況特別復雜的水平井，對測井工藝要求高，常規的鉆具輸送濕接頭測井工藝不能滿足要求。4）氣體鉆井安全監測遇到了前所未有的挑戰。5）超深井巖屑細小甚至粉末化，給隨鉆巖性識別和儲層評價帶來新的挑戰。

6）超深水平井地質導向面臨著新的挑戰。

2.2.3井下作業技術難題

1）超深井、小井眼、環空間隙小，尤其探井轉開發井的井筒狀況特別復雜，井筒準備難度極大。

2）超深、高含硫化氫，井下管柱因硫化氫腐蝕、溫度效應、膨脹效應等原因極易變形、泄漏、斷裂，極大地增加了完井試氣難度和風險。

3）超深、高溫、非均質性強、氣水關系復雜，常規酸壓改造難以獲得理想的改造效果，對酸壓改造提出了更高要求。

4）高壓、高含硫化氫，井下管柱、井口裝置及地面測試流程易出現泄漏、甚至斷裂事故，容易導致人員中毒，極大地增加了安全管控風險。

3　主要技術對策

3.1總體思路

我國高含硫氣藏的開發技術研究始于20 世紀60年代，在高含硫氣藏評價及開發方式優化、安全鉆井及完井、采氣工程、地面集輸及腐蝕控制、天然氣凈化和高含硫天然氣的安全環保等6個專業技術領域形成了特色技術，先后解決了中深層中小型、超深層大型高含硫氣藏開發的主要技術難題［5-7］，有力支撐了四川盆地寒武系、二疊系、三疊系眾多氣田的勘探開發。普光氣田和安岳氣田是其中的突出代表。

元壩氣田長興組氣藏由于超深、高含硫的特點，單井投資巨大，經濟評價要求的單井最低產能是直井40×104m3/d、大斜度井50×104m3/d、水平井60×104m3/d［8］。單井高產對石油工程技術提出了巨大的挑戰。目前，全球開發這類超深高酸性氣藏的石油工程技術實踐較少，可供借鑒的成熟技術也比較少，需要工程作業隊伍在實踐中不斷進行技術創新。

圍繞元壩氣田超深高酸性氣藏開發目標，石油工程技術的總體發展思路是：針對石油工程技術難題，在普光氣田實踐的基礎上，優化井身結構，在鉆井提速、測錄井、井下作業、安全環保等方面努力科技創新，打造工程地質一體化技術服務模式，為科學高效地開發長興組氣藏提供工程技術支撐，實現單井控制儲量最大化和產能最大化的地質目標。在具體實施中，石油工程按開發方案部署要求，對每一口井進行單項研究和方案研究，在此基礎上完成每一口井的鉆井工程設計、完井工程設計等各類工程設計［8］，安全生產管理與鉆完井設計施工一體化結合，實現安全優快鉆井、降低單井成本，提升綜合效益。

3.2技術攻關方向

圍繞開發目標，主要開展了鉆完井、測錄井、井下作業和安全環保等專業方向的石油工程技術攻關。

1）陸相深層高研磨性硬地層鉆井提速技術研究。

2）高酸性超深水平井長水平段鉆井技術與集成地質導向技術研究。主要針對長興組單礁體規模小，需長穿多個礁灘體優質儲層，解決單井高產難題。

3）高溫高壓超深水平井鉆完井液技術研究。一般鉆井液耐溫性能不超過150 ℃，而元壩超深井井底溫度高達160 ℃，對工作液體的耐高溫性能要求更高。

4）高酸性超深氣井復雜井況條件下的固井技術研究。主要針對長封固、小井眼、高壓力、大斜度井段、抗硫合金套管固井等技術難題。

5）8 000 m超深水平井測井采集與解釋技術研究。

6）超深高酸性氣井增產及試氣技術研究。

7）鉆完井廢液處理技術研究。

4　技術進展

4.1超深高酸性氣藏石油工程技術體系

通過元壩氣田開發建設7年來的技術攻關與實踐，形成了18項石油工程核心技術（表1），在縮短鉆完井周期、提高綜合效益等方面取得了顯著效果，有力支撐了34×108m3凈化氣產能建設。

表1　元壩氣田超深高酸性氣藏石油工程配套技術一覽表

圖3　元壩氣田超深井五開制井身結構圖

4.2超深高酸性氣藏水平井鉆井提速提效關鍵技術

由于元壩氣田長興組埋藏超深與鉆遇地層壓力系統復雜等原因，探井與開發水平井均采用五開制井身結構［9-11］：一開封隔淺層地下水，二開封隔陸相低壓地層，三開封隔陸相高壓地層，四開封隔海相高壓地層，五開揭穿長興組常壓地層（圖3），開發水平井一般采用篩管完井方式。各開次采用針對性關鍵技術解決相應的技術難題，實現了鉆井提速提效。

4.2.1陸相地層欠平衡打快集成鉆井技術

一開一般為?660.4 mm大井眼，井深500～700 m，主要鉆井方案是泡沫鉆井與干法固井［4］。

二開一般為?444.5 mm井眼，進尺約2 500 m，鉆至上沙溪廟組底部，主要采用空氣鉆井技術，實施空氣鉆噴淋法轉漿技術［12］后采用常規技術固井。噴淋轉漿技術是將空氣鉆井井眼清潔、替入液體系、潤濕反轉技術、替入工藝、通井措施等各方面技術融合形成的一整套氣轉液綜合技術，簡化了光鉆桿井底流程，解決了常規井底轉漿過程的卡鉆風險，有效解決了空氣鉆轉漿前的潤濕效果與安全性、經濟性。

三開一般為?311.2 mm/ ? 314.3 mm井眼，進尺1 600～1 800 m，鉆遇下沙溪廟組、自流井組、須家河組等高研磨性硬地層，主要采用空氣錘鉆井技術、孕鑲金剛石鉆頭+高速螺桿鉆井技術。

以空氣鉆井、泡沫鉆井、空氣錘鉆井及氣液轉換等為代表的欠平衡打快集成鉆井技術，解決了陸相大尺寸井眼段和高研磨地層段鉆速慢的難題。一開井眼工期最快縮短38 d；二開井眼空氣鉆井的鉆速提高4～8倍，節約鉆井周期90 d；三開井段平均機械鉆速提高52.9%～73.5%，節約鉆井周期46 d。

4.2.2超深高酸性氣藏水平井安全優快鉆井技術

四開一般為?241.3 mm井眼，進尺1 500～2 000 m，鉆遇雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關組等海相地層，使用PDC鉆頭+螺桿鉆具提速提效。將規范推薦的? 172 mm螺桿優化為直井段采用? 197 mm、定向造斜段采用? 185 mm螺桿后，平均機械鉆速提高20%～30%，螺桿使用壽命、鉆井效率和井身質量得到明顯提高。PDC+螺桿技術是海相地層提速提效成本最低、效果最明顯的技術［13］。

長興組水平井井深一般超過7 500 m，水平井段長600～1 200 m。集成優化井身剖面和鉆具組合、摩阻扭矩監測與控制、井眼軌跡光滑控制、井眼高效清潔、高溫高壓工具應用、水平段延伸安全預測與評價等技術措施，實現了安全優快鉆進和水平段長穿優質儲層的目標，攻克了單礁體規模小、直井達產率低、超深水平井鉆井周期長等難題，實現了高效開發。

4.2.3高溫高壓氣藏超深水平井鉆完井液技術

研發形成KCl聚磺防塌、高酸溶性聚磺防卡鉆井液體系及配套技術，解決了井壁穩定、酸性氣體污染、超長裸眼摩阻大等問題。早期使用常規聚磺防塌體系的鉆井液，平均劃眼時間為265.4 h，使用KCl聚磺防塌體系后劃眼時間降為71.4 h。

4.2.4碳酸鹽巖地層乳化酸浴解卡技術

酸浴是碳酸鹽巖地層處理卡鉆最為有效的手段之一。在元壩超深井大斜度井段和水平井施工中，縫洞性高滲儲層段常發生失返性漏失，酸液不能替至目標井段，導致常規酸浴處理卡鉆事故失敗，嚴重時可能造成填井側鉆的巨大損失。X05-1井長興組水平段卡鉆后，在兩次泡解卡劑和兩次酸浴失敗的情況下，創新將乳化酸用于鉆井酸浴，順利將酸替至預計井段，成功解卡，避免了嚴重后果，為高滲透高酸溶性地層卡鉆事故處理開辟了一條新路。

4.2.5超深酸性氣藏復雜井況條件下的固井技術

以干法固井、長封固大溫差、小井眼小間隙、水泥石防腐、超高密度水泥漿、大斜度短尾管固井技術等為核心的配套技術，成功解決了“三高”酸性氣井多壓力體系、窄安全壓力窗口、酸性氣體腐蝕等固井技術難題。

元壩超深井中干法固井最長井段達3 008 m，優質率達100%；小井眼小間隙固井合格率達100%；入井水泥漿最高平均密度為2.78 g/cm3；一次封固段最長達5 309.44 m。

4.2.6超深生物礁氣藏水平井綜合地質導向技術

由于長興組生物礁儲層的特殊性，LWD隨鉆測井在元壩超深水平井地質導向的應用效果較差。集成“元素錄井+薄片錄井+巖屑核磁共振+錄井氣測校正+井震疊合”的超深水平井綜合地質導向技術，實現了宏觀與微觀結合快速識別礁蓋儲層，井震疊合實時研判軌跡穿行礁蓋、礁核、礁間動態。在多口水平井中實現“蛇行”長穿2～3個礁蓋優質儲層，最多穿越了4個礁灘體，平均優質儲層鉆遇率達77%。

4.3超深水平井測錄井關鍵技術

4.3.1礁灘相儲層錄井解釋評價技術

應用元素錄井、巖屑核磁共振、離子液相色譜、氣測錄井等錄井集成技術，解決了PDC鉆頭小巖屑的巖性識別困難、超平衡高酸性氣井顯示較弱、儲層識別與氣水識別困難等難題，提高了儲層的錄井識別與評價準確程度。

4.3.2超深酸性氣藏水平井測井采集技術

針對超深高酸性水平井高溫、高壓、高含硫，且容易發生阻卡和吸附卡的測井技術難題，創新形成了以泵出存儲式測井為主［14］，鉆具輸送濕接頭式電纜測井為輔的超深水平井測井技術，完成了元壩氣田20余口7 000 m以深超深水平井測井采集任務，創國內陸上水平井測井深度最深紀錄7 971 m。

7 500 m超深水平井完井測井時間平均為60 h，一次測井成功率超過90%，測井曲線合格率達100%、優質率超過90%，井底測井資料漏測井段小于30 m。

4.3.3超深酸性氣藏測井解釋評價技術

集成礁灘相儲層識別［15］及有效性評價、儲層參數計算、電成像譜分析法計算縫洞儲層次生孔隙度、流體性質判別、縫洞性儲層分類評價、測錄一體化水平井解釋技術等形成超深酸性氣藏測井解釋評價技術，所有開發井的測井解釋成果與測試結果一致，有力支撐了元壩氣田產能建設。

4.4超深高酸性氣藏井下作業核心技術

4.4.1酸性氣藏井下作業工程設計技術

以“酸性氣藏工程技術方案優化、井控裝置優化、防硫管材優選［16］、多級節流地面控制［17］、多應力場管柱分析、安全管控、探井采用APR快速評價、開發井采用一體化投產”為井下作業工程技術核心，解決了酸性氣藏氣井試氣安全風險高、成功率低的技術難題。

4.4.2酸性氣井安全高效APR測試評價技術

酸性氣井安全高效APR測試評價技術以“地層壓力預測、管柱優化設計［16］、操作參數優化、堵漏壓井防卡埋、助解封、試井設計與解釋修正”為核心，解決了管柱失效與卡埋、工具操作失效、封隔器失封與難解封、測試評價不準確等難題，為酸性氣田儲層參數采集與儲量評價提供了技術支撐。

該技術在川東北地區和塔河油田廣泛應用，測試井段最深為8 110 m，最高地層溫度為175 ℃，最高地層壓力為127.9 MPa，最高H2S含量為23.9%；封隔器座封最深為8 003 m；最高管柱壓差為84.6 MPa ，最高工具承內壓為212 MPa；超高壓長時間段安全測試37 d；最大無阻流量為698×104m3/d；設計APR操作壓力實際符合率95%，解封成功率95%；地層壓力預測誤差小于3%，解釋評價成果符合率大于90%。

4.4.3酸性氣井安全高效完井試氣投產技術

酸性氣井安全高效完井試氣投產技術以“井下管柱材質優選、井筒高效清障、投產管柱無損緊扣及防護、地面快速遠程控制、有毒有害氣體實時監測及防護、智能采集計量、產能快速精準評價［16-19］”為核心，保障了元壩高酸性氣井經濟高效安全快速投產。

長興組氣藏超深井采用70 MPa、725材質的完井永久封隔器和105 MPa、718材質的井下安全閥，環空保護液對管竄的腐蝕速率僅0.044 mm/a，生產管柱氣密封檢測最高可達140 MPa，試氣最大無阻流量 966.89×104m3/d。

4.4.4超深酸性氣藏氣井大型深度酸壓技術

超深酸性氣井大型深度酸壓技術以“高溫高緩蝕膠凝+高溫分流轉向”酸液體系和“多級交替注入+軟硬材料復合暫堵”［20-21］工藝為核心，實現了長興組礁灘儲層的長距離、深穿透改造，為元壩氣田天然氣產能建設的實現提供了技術支撐。

研制的酸液體系耐溫能力達到160 ℃，160 ℃下酸巖反應速度小于3.20×10-6mol/（cm2·s），暫堵劑承受壓差大于27 MPa。

4.4.5超深酸性氣藏復雜井高效處理技術

超深酸性氣藏復雜井高效處理技術以“防卡堵漏壓井、復雜情況診斷、處理方案優化、特殊工具研制、處理參數優化、井筒清潔、套管保護”［22］為核心，解決了酸性氣井易漏、易卡、異形落魚處理難等復雜難題，實現了探井轉采氣井、復雜事故井順利投產，為元壩氣田投產提供了保障。

打撈井深最深8 356.00 m，不明落物打撈最深6 725.20 m，打撈ARP管柱串最長5 135.78 m。

4.4.6連續油管酸性氣井復產增產技術

以“定點酸化溶蝕、噴射酸化、帶壓水合物解堵、鉆磨擴孔、射孔”為核心的連續油管酸性氣井復產增產技術［23］，解決了酸性氣井中井口、井筒、井底、 近井帶堵塞問題，并可消除復合堵塞物（水合物、結垢、出砂、落物）造成的復雜堵塞問題，實現酸性氣井復產增產目的。

4.5超深高酸性氣藏安全環保技術

4.5.1噴漏同存縫洞型酸性氣藏氣井井控技術

以現場“三高”氣井井控裝置標準化設計、“三高”氣井井控設備配套、140 MPa閘板防噴器氣密封檢測、高酸性氣藏壓回法壓井、噴漏同存堵漏壓井技術等技術系列應對高產、高壓、高含硫、噴漏同存復雜條件下的井控難題，實現了井控零事故。

4.5.2酸性氣井安全管控技術

針對酸性氣井儲層埋藏深、溫度高、產量高、壓力高、腐蝕性流體含量高等難點，形成了以“物資設備本質安全控制、施工方案優化、組織方案細化、有毒有害氣體實時監測及防護、關鍵環節全過程管控、應急體系保障”［24］為核心的酸性氣井安全管控技術，保障了酸性氣井工程作業施工安全。

實踐中要求重要物資、設備監控保養到位，實現本質安全；對地面流程、井口設備、井內管柱、遠程快速控制等設備及工藝進行優化，保障鉆完井、試氣投產等工程作業安全［22］；要求施工人員、施工設備、施工步驟、井控管理、應急措施等方案組織到位；通過便攜式檢測儀、固定式檢測儀、空氣呼吸器、自動點火、定期演練等手段實現有毒有害氣體實時監測與防護；通過靠前指揮、靠前協調、靠前服務、全過程管控，實現關鍵環節全過程監控；建立元壩氣田應急救援中心，從體系上保障單井應急救援。

4.5.3高酸性氣藏環境保護技術

以鉆井液隨鉆治理技術、含硫氣田水回注技術、含硫氣井排液實時除硫技術為核心的環境保護技術，解決了傳統處理方式需要建設大容量污水池、回收利用率低的問題。通過對鉆井廢棄物進行無害化處理，自動中和壓裂返排液中的殘酸和降低硫化氫濃度，處理后的液體pH值控制在6.4～7.8，滿足了國家排放標準，切實保護元壩氣田周邊環境的青山綠水。

5　應用效果

2009年5月，以勘探開發一體化工程為標志啟動了元壩氣田開發工程。在水平井開發試驗取得成功的基礎上，2011年7月正式啟動了元壩氣田產能建設，至2014年12月完成了一期17×108m3凈化氣產能建設并初步投產，2016年上半年二期開發方案的最后一口水平井完鉆。

勘探初期，13口直井平均完鉆井深7 047.13 m，平均鉆井周期482.97 d，平均機械鉆速1.59 m/h，平均臺月效率437.74 m。由于超深高酸性水平井鉆井提速提效關鍵技術的創新與推廣應用，開發鉆井指標屢創新高，7 700 m超深水平井鉆井周期大幅度縮短到300 d以內（表2），創造了元壩氣田“十個月完成一口超深水平井”的歷史，也創造了國內陸上水平井鉆井深度最深紀錄（7 971 m）。機械鉆速不斷提高、臺月效率逐年提高、中完時間明顯縮短，工程質量不斷提升、驗收優質工程率提高，由第一批的50%不斷提高到第二批的70%、甚至第三批80%。

表2　元壩氣田各批次鉆井指標對比表

2009年元壩氣田開發時，國內水平井測井工藝以鉆具輸送濕接頭式電纜測井為主，獨立完成7 500 m超深水平井測井的難度較大。2010年研制成功的泵出存儲式測井系統較好地解決了超深復雜水平井的測井技術難題，在元壩氣田得到廣泛應用，完成了18口7 450～7 971 m超深水平井測井，完井測井時間平均約60 h。該技術推廣到國內其他油氣田，在解決復雜水平井測井技術難題方面發揮了重要作用［14］。應用礁灘相儲層測錄井解釋評價技術完成了所有生產井的定量評價，解釋成果與測試成果完成符合，在水平井目標優選及完井方案決策中發揮了關鍵作用。

超深高酸性氣藏井下作業核心技術克服了元壩長興組超深、高溫、高壓、高含硫的困難，完成了所有生產井的大型深度酸壓改造、試氣及投產作業，儲層改造成功率100%，取得了水平井平均測試產能近80×104m3/d、無阻流量350×104m3/d的顯著成果，實現了開發方案中單井產能的預期目標。

自勘探發現以來，中石化西南油氣田各參建單位探索形成了勘探開發一體化和工程地質一體化的高效管理模式，從開發試驗開始僅用6年時間就完成了元壩超深大型高酸性氣田的開發建設工程，安全經濟高效地建成34×108m3凈化氣產能，杜絕了井噴失控和硫化氫泄漏等重特大安全環保事故，共建成7 000 m以深的超深生產井37口。2014年12月一期工程投產以來，氣田已經投產26口井，截至2016年上半年，累產商品氣32×108m3，硫磺25×104t，創造了我國超深大型高酸性氣藏開發工程的又一個佳跡。

6　技術發展方向

隨著普光、元壩等氣田超深層大型高酸性氣藏的探明和成功開發，近期中石化又相繼在川西海相雷口坡組和塔中北坡奧陶系取得重大油氣勘探突破，展現了我國超深層海相層系巨大的勘探潛力。元壩氣田開發建設形成的超深酸性氣田石油工程系列技術可以推廣應用到類似油氣田，為安全高效開發服務。

但是這些新發現又有其新特點，給石油工程帶來了更大的挑戰。如塔中北坡奧陶系的埋藏更深（6 300～8 200 m）；地層溫度超高溫，介于180～220 ℃；井底壓力更高，當量密度大于2.24 g/ cm3。

為了安全高效地開發我國的超深層酸性氣藏，應該在石油工程領域繼續開展技術攻關。首先是超深超高溫高壓酸性氣井的套管和完井管柱的優化設計及管材抗硫設計；其次是超高壓井控裝置配套，應努力發展140 MPa、甚至170 MPa壓力級別的井口裝置；研發抗220 ℃以上的超高溫高密度鉆井液、水泥漿和酸液體系；研制230～260 ℃超高溫超高壓測井儀器、測試工具及其他井下作業工具。瞄準10 000 m井深，開展超深層超高溫超高壓高含硫條件下的安全高效鉆完井、測錄井、試氣投產和安全管控等配套技術研究，積極為超深層的酸性油氣藏勘探開發儲備技術。

7　結束語

1）針對元壩氣田長興組氣藏“一超、三高、五復雜”的工程地質特征，工程地質一體化技術管理模式是實現氣藏安全經濟高效開發的有效手段。安全生產管理與鉆完井設計施工一體化結合，可以實現同類油氣藏安全優質高效鉆井和綜合提速提效。

2）元壩氣田開發建設中形成的超深酸性氣田石油工程技術體系不僅能在元壩、在四川盆地發揮作用，在我國今后類似氣藏的勘探開發中也將持續產生影響。為了解放我國大量的高酸性油氣藏，需要繼續大力實施科技創新，推動超深酸性油氣田的石油工程技術與其開發技術共同進步。

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Practices and prospect of petroleum engineering technologies in ultra-deep sour gas reservoirs， Yuanba Gasfeld， Sichuan Basin

Xu Jin
（Sinopec Southwest Petroleum Engineering Co.， Ltd.， Chengdu， Sichuan 610041， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 9， pp.1-10， 9/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

Located in the Sichuan Basin， the Yuanba Gasfield is the deepest marine sour gas field among those developed in China so far. Its biohermal gas reservoir of the Upper Permian Changxing Fm is characterized by ultra depth， high content of hydrogen sulfide， medium-low porosity and permeability， and small reservoir thickness. Economic evaluation on it shows that horizontal well drilling is the only way to develop this gas reservoir efficiently and to reduce the total development investment. At present， the petroleum engineering technology for this type of ultra-deep sour gas reservoir is less applied in the world， so an ultra-deep horizontal well is subject to a series of petroleum engineering technology difficulties， such as safe and fast well drilling and completion， mud logging， well logging， downhole operation， safety and environmental protection. Based on the successful development experience of the Puguang Gasfield， therefore，Sinopec Southwest Petroleum Engineering Co.， Ltd. took the advantage of integrated engineering geology method to carry out specific technical research and perform practice diligently for 7 years. As a result， 18 key items of technologies for ultra-deep high sour gas reservoirs were developed， including horizontal-well drilling speed increasing technology， horizontal-well mud logging and well logging technology， downhole operation technology， and safety and environmental protection technology. These technologies were applied in 40 wells during the first and second phases of productivity construction of the Yuanba Gasfield. All the 40 wells have been built into commercial gas wells， and the productivity construction goal of 3.4 billion m3purified gas has also been achieved. These petroleum engineering technologies for ultra-deep sour gas fields play a reference role in exploring and developing similar gas reservoirs at home and abroad.

Sichuan Basin； Yuanba Gasfield； Late Permian； Bioherm； High sour gas reservoir； Ultra-deep horizontal well； Petroleum engineering； Safety； Environmental protection

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.09.001

2016-07-14編輯韓曉渝）

中國石油化工股份有限公司技術開發項目“元壩海相超深水平井酸壓工藝技術先導試驗”（編號：GJ-258-1254）、中國石油化工集團公司技術應用項目“川東北高壓高產含硫氣井測試優化設計研究”（編號：JP08001）。

徐進，1960年生，博士，教授級高級工程師，本刊第七屆編委會委員，現任中國石化集團公司西南石油局副局長、中石化西南石油工程有限公司總經理。地址：（610041）四川省成都市高新區吉泰路688號。ORCID: 0000-0001-7176-6685。E-mail: xuj.osxn@sinopec.com