四川盆地普光高含硫氣田長周期高產穩產關鍵技術

曾大乾 張慶生 李 童 宿亞仙 張 睿 張 誠 彭 松

1. 中國石化石油勘探開發研究院 2. 中國石化中原油田分公司 3. 北京大學地球與空間科學學院

0 引言

高含硫天然氣資源量巨大，是我國近年來發現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，探明儲量超過1×1012m3，開發潛力巨大。四川盆地普光氣田是我國已探明儲量最大的高含硫氣田，主要目的層段為下三疊統飛仙關組和中二疊統長興組，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]。儲層為礁灘相碳酸鹽巖，平均孔隙度為8%，發育多套氣水系統，為超深碳酸鹽巖邊水常壓高含硫化氫氣藏，開發難度極大。“十一五”期間攻克了鉆井、采氣、集輸、凈化、安全等領域的一系列世界級技術難題，于2009年底正式投產建成，實現了我國開發大型超深高含硫氣田從無到有的突破，邁入高含硫氣田開發世界先進水平行列[2-5]。

該氣田投入開發后，如何保持長期高產穩產面臨新的技術挑戰：①突破低品位儲量有效動用技術，夯實氣田穩產物質基礎。普光氣田為礁灘相儲層，其中低品位臺內灘儲量占比約35%。該類儲層物性差（孔隙度小于5%）、地震預測精度低[6-8]，儲層改造工藝難度大、效果差，氣田開發初期一直未得到有效動用（動用率僅20%）。要實現氣田長期穩產，必須攻克該類儲量有效動用技術。②破解強邊底水氣藏水侵規律及氣田開發全生命周期治水技術，實現氣井長期穩產。普光氣田邊水體積大（水體為氣田6倍）、推進快，儲層非均質性強[9-11]、局部存在裂縫[12]、水侵預測難度大，氣井水淹后產能快速遞減，直接影響氣田穩產期和采收率[13-17]，必須破解水侵規律及控水—堵水技術，實現氣田穩氣控水。③攻克硫沉積預測及防治技術，確保氣田高效生產。高含硫氣藏滲流特征復雜，國內外尚無相應的滲流理論及硫沉積預測動態模擬方法。隨氣藏壓力降低，硫沉積逐步堵塞集輸系統、井筒及儲層，嚴重影響氣田產能的釋放及氣井正常生產[18-25]，必須攻克高含硫氣藏硫沉積預測及氣田開發全生命周期治硫技術，確保氣田高效生產。為此，“十三五”以來，通過設立國家科技重大專項“高含硫氣藏安全高效開發技術”及中國石化重大科技項目“超深高含硫氣田提高采收率技術”開展攻關，取得一系列技術突破，創新形成了超深礁灘相低品位臺內灘儲層有效動用技術、碳酸鹽巖邊底水氣藏水侵預測及控水堵水技術、高含硫氣藏硫沉積預測及治理技術。上述技術直接應用于普光氣田，臺內灘低孔低滲儲層動用率提升到81%,氣田穩產期由開發方案設計的8年延長到11年，平均單井產氣量長期保持在50×104m3/d以上，截至2022年底氣田已累計產氣超過1 000×108m3，實現了超深高含硫邊底水氣田的長周期高產穩產。

1 低品位臺內灘儲層有效動用技術

1.1 低孔低滲臺內灘儲層預測技術

普光氣田礁灘相臺內灘儲層主要位于飛三段，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分、常規地震儲層預測方法精度低。首先根據巖心確定沉積微相類型與對應的巖相組合，進而利用取心井測井曲線形狀、幅度、頂底接觸關系建立測井相圖版，在此基礎上結合地震屬性特征實現巖石相、測井相、地震相三相合一刻畫儲層沉積微相，并將臺內灘細分為灘核、灘緣及潟湖三類微相（圖1）。

圖1 普光氣田飛三段臺內灘沉積微相分布圖

提高臺內灘儲層預測精度的關鍵是準確確定灘核、灘緣與潟湖的巖石物理界限。通過巖石物理正演，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，灘緣儲層與潟湖非儲存界限清晰。在此基礎上，應用逐級地質統計學反演，低孔低滲儲層厚度預測符合率由原波阻抗反演的65%提高到目前的81.6%。

圖 2 普光氣田臺內灘儲層巖石物理量版

1.2 低孔低滲臺內灘儲層有效動用條件

針對普光氣田飛三段臺內灘儲層厚度薄、物性差、非均質性強等特點，以灰色關聯法確定了影響有效動用的主要因素為儲層孔隙度、儲層厚度、非儲層比例及儲層連續性，建立多因素動用潛力評價模型。

利用該模型，以累計產氣量及經濟界限為基準，將普光氣田低孔低滲臺內灘儲層分為三類目標區域（表1）。其中，一類區主要位于灘核，是首選動用目標；二類區主要位于灘緣內側，具有一定動用潛力；三類區主要位于灘緣外圍，目前經濟技術條件下無效益。

采用此方法綜合評價普光氣田飛三段臺內灘儲層10個井區有效動用儲量127.3×108m3（圖3），儲層動用率達到80.81%。儲層動用孔隙度下限由5%下降到3.5%。

1.3 低孔低滲臺內灘儲層井型優選

以初期產能、采收率為目標函數，模擬研究不同井型開發低孔低滲儲層的經濟效果，建立井型綜合評價圖版。應用該方法確定普光氣田4個低孔低滲臺內灘儲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層井型優選圖版

1.4 低孔低滲臺內灘儲層造復雜縫酸壓工藝

采用臺內灘儲層露頭開展真三軸大物模實驗，基于分形理論反演模擬天然裂縫網絡，明確了普光氣田飛三段低孔低滲儲層構建復雜酸壓縫網的可行性。在此基礎上，自主研發了160 ℃高溫自轉向清潔酸體系及組合高強度暫堵劑，優選高降阻率滑溜水，形成了低孔低滲儲層“自轉向清潔酸＋降阻滑溜水＋暫堵分流”酸壓技術。

1.4.1 自轉向清潔酸體系

針對前期儲層改造所用酸液黏度低、有效作用距離短的問題，開發了一種兩性離子黏彈性表面活性劑，合成出一種長碳鏈酰胺丙基甜菜堿主劑和具有明顯增強變黏酸耐溫性能的高溫助劑，自主研發了高溫自轉向清潔酸，優選了與之配伍的鐵離子穩定劑和緩蝕劑，形成了一套耐溫可達160 ℃的高溫清潔自轉向變黏酸體系。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%高效鐵離子穩定劑＋0.5% SA-13復配而成，腐蝕速度2.17 g/(m2·h)、表面張力27.75 mN/m、穩鐵能力大于200 mg/mL，具有清潔、濾失小、緩速效果好等特性，可實現儲層的非均勻酸蝕。

1.4.2 降阻滑溜水

滑溜水由清水＋1%SA5-5＋0.5%DJ-02復配而成，降阻率可達到69.79%。較好地解決了酸壓過程中大液量、大排量注入時泵注壓力過高的問題。

1.4.3 高強度可降解暫堵劑

通過分子結構設計，采用高強度鏈環狀剛性分子結構的可降解聚酯類材料，研制了直徑0.1～1.0 mm細粒狀、直徑1～6 mm大粒狀、長度6～12 mm纖絲狀等3種規格的暫堵劑，通過壓縮儀將暫堵劑壓實形成具有高強度的濾餅，對裂縫開展封堵模擬，承壓強度達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。

現場應用8井次，工藝成功率100%，投產初期平均單井天然氣產量44.7×104m3/d，實現了低孔低滲儲層的有效動用。

2 邊水氣藏水侵前緣預測及全周期控水穩氣技術

2.1 氣藏水侵前緣預測方法

針對普光氣田邊水推進快、儲層非均質性強、水侵預測難度大，氣井水淹后產能快速遞減、控水穩氣難度大的特點，提出水侵優勢通道因子，揭示了裂縫、高滲帶對水侵的雙重影響，實現水侵優勢通道三維分類刻畫；建立雙重介質氣藏氣水前緣運動模型，實時追蹤氣藏水侵前緣。

2.1.1 普光氣田氣井產水特征

普光氣田投產第4年，普光105-1H井即開始產出地層水，目前全氣田已有12口井見水。利用液氣比與液氣比導數圖版可較好判別氣井水侵類型。該方法是利用氣井實際生產動態數據，求取生產水氣比、水氣比導數與生產時間的關系曲線，對氣井水侵類型進行判斷（圖4）。普光氣田氣井水氣比上升特征包括2種類型：①氣井見水后水氣比及水氣比導數隨生產時間的延長而逐漸增加，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數雖然呈上翹趨勢，但不如第一類井上翹明顯，為孔隙型水侵模式。

圖4 普光氣田產水氣井水氣比變化圖

2.1.2 氣藏水侵前緣預測方法

前述已知儲層非均質性和裂縫是影響水侵狀況的關鍵地質因素。為此，根據等值滲流阻力方法，分別計算裂縫、高滲透層、中低滲透層水侵的滲流阻力，引入裂縫和基質系統間流體交換強度吸滲方程，建立了普光氣田雙重介質氣藏氣水前緣預測模型。

表3 普光氣田產水井見水時間預測結果對比表

2.1.3 水侵精細數值模擬技術

建立了普光氣田高精度雙重介質地質模型水平及垂向步長為25 m×25 m×5 m，總網格數達到39 777 200個。在模型中針對不同類型儲層輸入相應的相滲及毛細管力相滲端點，采用相滲及毛細管力模型計算得到每個網格的相滲曲線和毛細管力曲線，運用大規模并行云計算技術，可精確表征水侵過程中氣藏含氣飽和度的三維空間變化（圖5）。根據含氣飽和度分布特征，普光2塊飛一段—飛二段邊水沿4個方向突進，飛三段氣藏整體未水侵，長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 普光氣田開發全周期控水對策

以優勢通道刻畫、氣水前緣預測為基礎，制訂了氣井控水優化配產方法、建立產水量最大產液能力預測模型、水淹停產井復產條件，形成氣井全周期（無水采氣、帶液生產、積液停噴）控水對策。

2.2.1 氣井控水優化配產方法

為了使氣水前緣均衡推進，分別采用水侵優勢通道及非優勢通道產量預測模型，建立產量與見水時間之間的關系圖版（圖6），可快速用于氣井差異性配產。一方面降低高滲帶氣井壓差減緩邊水突進，同時適當提高非高滲帶氣井壓差，平衡水侵速度。通過對氣田37口氣井進行差異化配產，氣水前緣更為均勻的推進，推遲氣井見水時間6～18個月，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氣量與見水時間關系圖

2.2.2 產水井排水能力預測

以穩定滲流理論為基礎，結合產水氣井產出剖面測試資料，建立產水量最大產液能力預測模型。

式中Q表示地層水注入量，m3/d；K表示產水層有效滲透率，D；h表示儲層厚度，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壓力，MPa。

計算結果表明，排水采氣井隨著地層壓力下降，排水量、產氣量逐漸下降（圖6），當降至一定程度后，排水采氣無法將混合液舉升至井口，此時氣井水淹。

2.2.3 水淹井排水量優化

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為強排井。按照排水量/侵入量值為1、1/2、1/3、1/4、1/5、0，模擬預測邊水推進特征以及開發指標情況。當排水量/侵入量小于1/3時，采收率變化較小；當照排水量/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/侵入量值應該控制在1/3以上。

2.3 高含硫水淹氣井泡排復產技術

由于普光氣田高含硫氣井為永久性完井管柱，動管柱排液方式不宜采用，而不動管柱排液工藝中，氣舉閥、毛細管、柱塞、超聲霧化等在排液量、舉升效率、材質等方面難以滿足要求，適用的排液方式為泡排和連續油管氮舉。但面臨兩方面的難題：①超深高溫高含硫環境中，泡排劑易分解，穩定性差，需要優選制備高效耐溫抗硫泡排劑；②連續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 耐高溫抗硫三元復合泡排劑

針對常規泡排劑耐溫抗硫性能不足的問題，重點開展了泡排劑分子耐溫抗硫結構設計。表面活性劑結構熱穩定最大挑戰是溫度，在設計表面活性劑時引入含C-C-N、C-C-O、C-C-S等抗180 ℃高溫的官能團，在180 ℃條件下7 d內可以保持化學穩定性。表面活性劑分子對硫的耐受能力強弱與其所含官能團對酸的敏感程度密切相關，為此優選水熱穩定胺鍵、醚鍵和長疏水鏈基團，研制了“酸響應非離子、陰離子及兩性離子”的新型碳雜鍵三元復合泡排劑，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160 mL）、穩定（半衰期大于1 h）、綠色（生物降解率100%）特點。

2.3.2 高含硫水淹氣井注氮混水復合泡排工藝

基于渦流排液及氣體自膨脹攜液原理設計研制了渦流型高效返排噴頭，采用有限元加密網格仿真模擬、優化結構參數，形成3螺旋導流槽、3孔4 mm噴嘴、最大外徑60 mm噴頭結構，使原有的紊流流態變為螺旋狀向上渦旋流態，噴頭改變氣體的噴射方向，降低了注入氣對地層的回壓作用，增大了攜液的有效距離。

為了進一步提升水淹井復產成功率，提出了伴水注氮混水復合泡排新工藝。一方面利用混氮水降低井筒積液密度，另一方面通過泡排劑，降低氣液滑脫，提高了水淹井大液量強排液效率。

采用新型三元復合泡排劑，配合注氮混水復合泡排工藝，解決了帶永久封隔器管柱的高含硫氣井排液復產難題。現場實施4口井，單井日增氣量11.9×104m3，成功率100%。

2.4 高含硫水淹氣井過油管堵水技術

高含硫氣井過油管堵水技術的關鍵是通過連續油管下入膨脹式橋塞，橋塞坐封于出水層上部實現封堵下部水層。為了提高堵水效果，橋塞坐封后，利用連續油管在橋塞上部連續覆蓋水泥，進一步封堵水層。為此，開發了“高含硫大擴張比過油管橋塞＋水泥塞”堵水工藝，結合研制的具有定壓關閉保護機構的高膨脹率橋塞和配套工具，填補高抗硫國產工具過油管堵水成功應用空白。

2.4.1 高抗硫大擴張比過油管橋塞

普光氣田高含硫氣井油管內徑68 mm，研發了外徑Ф62 mm的過油管抗硫堵水橋塞，主要由連接丟手機構、浮動密封機構、膠筒進液密封閥機構、進液定壓關閉機構、中心管、膠筒等幾部分組成。為保證擴張后的耐壓差效果，采用1.6 m長密封段膠筒設計，膠筒耐溫150 ℃抗H2S達20%，膨脹率305%時耐壓差達18 MPa，解決了常規橋塞過3寸半油管（Ф88.9 mm）在7寸（Ф177.8 mm）套管內難以座封、承壓不夠的難題。

2.4.2 機械雙塞（過油管橋塞＋水泥塞）堵水工藝

根據普光氣田完井管柱結構特點及連續油管作業施工的特殊情況，堵水工藝設計為兩趟管柱施工，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散不能成塞；第二趟下連續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，投球關閉聯通管外環空的循環通道完成擴張、座封動作并封堵下部出水層（圖7）。

圖7 普光氣田機械雙塞堵水工藝示意圖

3 高含硫氣藏硫沉積預測及治理技術

針對普光氣田開發過程中的硫沉積影響氣井正常生產及氣田采收率的問題，基于實驗，建立了單質硫溶解、沉積和滲流模型，揭示了儲層、井筒中硫的沉積分布規律；研發了兼有快速分散溶硫與橡膠保護功能的溶硫劑以及自發熱多元胺溶硫劑和低成本無機堿催化溶硫劑，現場實施成功率100%，單井平均日增氣13×104m3。

3.1 高含硫天然氣單質硫析出機理

高含硫天然氣中單質硫的含量是定量分析硫析出與沉積的關鍵參數。原始狀態下未飽和溶解單質硫的氣藏，單質硫初始含量存在較大差異，并且與壓力、溫度、埋深、H2S含量等因素沒有明顯的相關性，井下取樣檢測是準確獲取該參數的基礎。基于自主研發的高抗硫井下保壓取樣器，開展了普光104-1、303-2等井井下PVT氣樣，采用改進的色譜法測得普光氣田原始地層條件下單質硫含量為0.35～0.39 g/m3，而氣樣的飽和單質硫含量為1.23 g/m3，表明普光氣田原始狀態下為未飽和溶解單質硫。

當溫度和壓力降低時，單質硫在高含硫天然氣中的熱力學飽和點降低，從而導致溶于天然氣的單質硫含量減少。測試不同溫度（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，硫的溶解度隨著壓力增加而增大。壓力一定時，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試結果為基礎，以Chrastil模型為基礎，建立了普光氣田的單質硫溶解度預測模型［式（6）］，確定普光氣田單質硫析出地層壓力介于21～25.6 MPa，基于地層壓力下降規律，預計2023年地層中將逐步發生硫沉積。

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

3.2 普光氣田地層—井筒單質硫沉積分布規律

3.2.1 普光氣田地層硫沉積規律

高含硫氣田開發過程中，隨著地層壓力的逐漸下降，高含硫天然氣中的單質硫逐漸析出、沉積，從而對儲層的孔隙度、滲透率造成影響。氣井生產過程中由于壓降漏斗及毛細管數效應的存在，析出的單質硫飽和度從井底向地層徑向分布呈現先上升然后再下降的特征，這是因為越靠近井筒，氣流速度越高，毛細管數也越高，也即毛細管數效應更加明顯，硫沉積飽和度也就較低。進一步對比分析考慮近井區域溫度變化對硫沉積飽和度分布特征的影響。同時，由于氣體的可壓縮性，在近井區域的高速流和焦耳—湯姆遜冷卻效應導致溫度產生明顯變化，越靠近井筒，溫度下降越多。由于硫溶解度對溫度較為敏感，若不考慮溫降，預測結果將偏小。

預測地層壓力從26.5 MPa（單質硫析出壓力）下降到14.5 MPa（相當于廢棄壓力）過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，其中0.5～0.6 m范圍單質硫飽和度最高。即使地層壓力大幅下降，較遠地層中沉積的單質硫也很少（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測圖

3.2.2 普光氣田氣井井筒硫沉積分布規律

高含硫氣田開發過程中，受井筒流溫、流壓分布影響，單質硫析出沉積位置從井口逐漸下移油管內壁，造成堵塞，嚴重影響氣井正常生產。

P102-3、P102-2、D402-3等井多次連續油管作業、井徑測井結果表明，隨著時間的延續，井筒堵塞點位置從井口附近逐漸下移。采用考慮擴散吸附的氣—水—硫三相井筒硫沉積模型，建立“一井一模型”，預測隨著壓力下降，硫堵位置（沉積厚度最大）呈現加速下移的趨勢，目前地層壓力、產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測圖

普光氣田地層溫度為128 ℃，高于硫單質的熔點（111.4～120.4 ℃），高含硫天然氣從井底到井口流動過程中，液硫轉變為固硫的最大深度約4 650 m，以淺井筒內吸附沉積固硫，以深井筒內液硫無法穩定吸附，后期井底可能會存在液硫積液。

3.3 高含硫氣井井筒硫沉積治理

針對井筒溶硫劑與沉積于管壁的單質硫接觸時間短且易損傷封隔器橡膠的難題，研發了具備橡膠保護功能的快速分散型溶硫劑，配套連續油管旋轉射流沖洗工藝，實現井筒有效除硫。

3.3.1 低傷害高效溶硫解堵配方體系

基于胺類溶硫原理，設計了多胺基、短鏈長的多元胺為主劑、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，研制了橡膠保護劑，促進被破壞的橡膠分子硫化交聯重聚，氟橡膠溶脹率小于2%，達到了溶硫解堵和保護橡膠的目的。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，溶硫劑及其反應產物在高溫下（50 ℃、90 ℃）與產出液配伍性良好，無分層、沉淀、結晶現象，且與普光氣田使用緩蝕劑配伍性好，保證了溶硫作業過程中井下管柱的安全。

3.3.2 溶硫解堵配套工藝

設計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用性、安全性。采用加熱罐預熱工藝，實現藥劑溫度、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、地面流程單流閥結構，避免硫化氫泄漏。采取連續油管大排量旋轉射流熱水沖洗井筒，沖刷井壁上松散的硫顆粒，進一步增強清洗效果（圖10）。現場實施200余井次，成功率100%。

圖10 普光氣田井筒溶硫解堵現場施工泵注流程圖

4 普光氣田提高采收率方向

目前，普光氣田開發已進入遞減階段，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展到地層，且邊水突進導致剩余氣分布非常復雜，需要開展剩余氣精細描述與挖潛、集輸系統增壓、硫沉積治理、精準堵水等關鍵技術的攻關，進一步提高氣田采收率。

4.1 剩余氣精細描述及挖潛

普光氣田低滲透儲層受開發井距、儲層泄氣半徑及改造工藝影響，儲量動用率仍有進一步提升空間；對飛一段—飛二段非水侵區粒內孔剩余氣儲量通過精細描述，可實施水平井精準挖潛；對邊部水侵潛力區，應重點開展高含硫氣井側鉆及二次完井技術攻關。

4.2 高含硫集輸系統增壓開采

普光氣田集輸系統末站壓力目前為8 MPa，較高的集輸壓力制約了氣田持續穩產及提高采收率，增壓開采是氣田提高采收率的重要途徑之一。需要開展增壓位置、增壓幅度、增壓模式等增壓技術政策研究，優選合理增壓方案，攻關大排量抗硫增壓裝置，加快現場實施。

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%氣井井筒已發生硫沉積，預計2023年普光氣田地層壓力將逐步下降至單質硫析出的臨界壓力，硫沉積正向井筒深部及儲層擴展，需要加強井筒—儲層硫沉積一體化數值模擬，預測硫沉積分布規律，攻關形成儲層—井筒硫沉積一體化防治對策及工藝技術，為氣田提高采收率提供新的技術手段。

4.4 高含硫氣井精準堵水技術

目前已實施的機械堵水均為見水段以下籠統堵水。下一步一是要進一步發展機械堵水工藝，實現任意出水層位的精準堵水；二是攻關化學堵水工藝，通過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 結論

1）針對普光氣田臺內灘儲層地震預測精度低、儲層改造效果差、氣田開發初期一直未得到經濟有效動用的挑戰，創新巖石相、測井相、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層預測精度；采用灰色關聯法建立多因素動用潛力評價標準和井型優選圖版，制訂有效開發動用對策；研發了“自轉向清潔酸＋降阻滑溜水＋縫內暫堵”長水平段水平井復雜縫酸壓工藝，實現超深礁灘相低品位臺內灘儲層有效動用。

2）針對普光氣田水侵復雜、氣井水淹后產能快速遞減、控水穩氣難度大的挑戰，建立雙重介質氣藏氣水前緣運動方程及高精度數值模擬方法，創新形成氣井全周期（無水采氣、帶液生產、積液停噴）控水優化配產、攜液條件圖版、水淹停產井排水對策；自主研發了新型抗硫三元復合泡排劑、渦流型排液噴頭及高抗硫超高膨脹率比橋塞，創新設計了連續油管過油管注塞堵水工藝，實現了高含硫氣井全生命周期控水穩氣。

3）針對普光氣田開發過程中的硫沉積影響氣井正常生產及氣田采收率的挑戰，基于實驗建立了單質硫溶解、沉積和滲流模型，明確了高含硫天然氣氣體相態、單質硫析出機理，揭示了儲層、井筒中硫的沉積分布規律；研發了兼有快速分散溶硫與橡膠保護功能的溶硫劑以及自發熱多元胺溶硫劑和低成本無機堿催化溶硫劑，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。

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展到地層，且邊水突進導致剩余氣分布非常復雜，下一步需要開展剩余氣精細描述與挖潛、儲層硫沉積治理、集輸系統增壓、硫沉積治理、精準機械堵水及化學堵水等關鍵技術的攻關，進一步提高氣田采收率。