普光高含硫气田开发关键技术

基金项目:国家/ 十一五0科技重大专项/ 高含硫气藏安全高效开发技术0 (编号: 2008ZX05017)。 作者简介:孔凡群, 1963 年生,教授级高级工程师, 博士;现任中国石化中原石油勘探局局长、中原油田分公司总经理, 担任国家 科技重大专项/高含硫气藏安全高效开发技术0项目长, 获得国家、中国石油化工集团公司科技奖多项。地址: ( 457001)河南省濮阳 市中原油田分公司总经理办公室。 普光高含硫气田开发关键技术 孔凡群1 王寿平1 曾大乾2 1.中国石化中原油田分公司 2.中国石化中原油田普光分公司 孔凡群等.普光高含硫气田开发关键技术. 天然气工业, 2011, 31( 3) : 1-4. 摘 要 普光气田是我国近年来发现的最大海相碳酸岩盐气田, 具有高含硫化氢、中含二氧化碳、气藏埋藏深、上覆 地层多、含气井段长、地层压力高、有边底水存在等特点, 通过技术引进、集成和创新,形成了以礁滩相储层展布及含气性 预测技术、高含硫气藏开发技术政策优化、复杂地层安全优快钻井技术以及高含硫气井安全高效采气工艺技术为核心的 高含硫气田开发关键技术。上述技术的应用,取得了良好的效果: 开发井数由 52 口优化为 40 口; 钻井成功率 100% ; 钻 遇气层厚度符合率平均达到 86. 5% ;单井钻井周期同比缩短 60 d以上 ;气层段固井质量优良率超过 85% ; 开发井平均无 阻流量达 487@ 104 m3 / d,实现了普光气田的有效开发。 关键词 普光气田 天然气 高含硫化氢 开发 钻井 采气 优化 早三叠世 晚二叠世 DOI: 10. 3787/ j. issn. 1000-0976. 2011. 03. 001 据统计,目前全球已发现 400多个具有工业价值 的含硫气田[ 1]。由于高含硫气田地质条件复杂, 硫化 氢的剧毒、高腐蚀, 给气田开发带来极大的安全威胁, 开发难度大,安全环保要求高,开发成本高。普光气田 是我国目前发现的最大海相整装碳酸盐岩气田[ 2] , 该 气田具有高含硫化氢、中含二氧化碳、气藏埋藏深、上 覆地层多、含气井段长、地层压力高、存在边底水等特 点,在储层预测、开发 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 设计、钻井、采气等方面面临 许多技术难题[ 3-5] 。通过不断深化气藏地质认识,优化 开发方案和井位设计; 注重技术引进, 集成和创新钻 井、采气技术,实现了普光超深高含硫气田的有效开 发。气田已建成天然气生产能力 100 @ 108 m3 / a, 并于 2009年 10月 12日投产,达到了设计指标。 1 礁滩相储层展布及含气性预测技术 针对普光气田礁滩相储层埋藏深、非均质性强、裂 缝 ) 孔隙介质多变的特点,开展了沉积微相研究, 应用 岩石物理建模、稀疏脉冲反演相结合的方法和多属性 分析技术、地震数据结构异常方法,解决了礁滩相储层 与泥质和膏岩层、三类储层与围岩、含气性难预测和预 测精度低的难题。 1. 1 礁滩相储层沉积微相及储层预测 在区域沉积相带及层序格架研究基础上,利用新 完钻井的测井、取心等资料, 采用模式聚类方法,建立 测井相 ) 岩相对应关系, 对其进行岩相识别, 结合地震 相横向展布结果,细分出近 30种沉积微相(表 1)。 针对普光地区礁滩相储层埋藏深、平面变化大的 难点,通过计算 v p、v s、v p / v s 等参数, 建立礁滩相储层 的岩石物理模型,采用稀疏脉冲反演算法,基本解决了 超深层礁滩相储层与泥质和膏质层难以区分、三类储 层与围岩难以区分的问题。其次, 采用综合子波方法 提高大斜度井的时深标定精度, 采用迭代法构建精细 地质模型,消除断层附近储层扭曲、错位;最后,利用新 井钻遇储层资料,优化残差因子 K值等参数,进一步修 正储层预测结果 [ 6-7]。研究结果表明: 上二叠统长兴组 礁体呈点状分布,主要发育在普光 6 ) 普光 5 ) 普光 8 井一带, 平面上相互叠置, 但礁体之间连通性差(图 1) ;下三叠统飞仙关组储层发育相对稳定,连通性好, 普光 6 ) 普光 2 井(构造高部位)储层厚度大, Ñ、Ò、 Ó类储层交错叠置, 主要是因为鲕粒浅滩、滩间、碎屑 滩等多种微相交互沉积造成的。往东南方向, 普光 202-1井至普光 9、10井,储层逐渐减薄(图 2)。 #1#第 31 卷第 3 期 大 气 田 巡 礼 表 1 普光气田飞仙关组 ) 长兴组岩相、沉积微相类型表 沉积相 沉积亚相 沉积微相 岩相 局限 ) 蒸发台地 开阔台地 台地边缘 台缘斜坡、陆棚 潮坪 潮上 云坪、云泥坪、膏云坪 泥岩、石膏、粉晶云岩、泥质云岩潮间 藻坪、灰坪、潮沟 藻纹云岩、云质灰岩、灰质云岩、角砾状云岩 潟湖 局限潟湖 灰质潟湖、云质潟湖、风暴岩 泥晶灰岩、砂屑泥晶灰岩、泥灰岩蒸发潟湖 膏质潟湖、风暴岩、云膏质潟湖 泥晶云岩、砂屑云岩、膏岩、 台内滩、台内礁 砂屑滩、鲕粒滩、生屑滩、礁核、礁盖、礁翼、礁坪 砂屑灰(云)岩 鲕粒云岩、生屑灰(云)岩、 海绵障积礁灰(云)岩、骨架灰岩、 礁前角砾状灰(云)岩 开阔台地 开阔海泥晶灰岩、砂屑泥晶灰岩、泥灰岩 台地边缘 鲕粒滩(滩核) 鲕粒滩(滩缘) 砂屑滩 鲕粒云岩 泥晶鲕粒云岩 砂屑云岩 台缘礁 礁核、礁盖、礁翼、礁坪 海绵障积礁灰(云)岩、骨架灰岩、礁前角砾状灰(云)岩 蒸发坪 云泥坪膏云坪 泥晶云岩、藻纹云岩 膏质云岩 滩间海 泥晶灰岩、泥晶云岩、灰质云岩 泥晶灰岩 图 1 普光气田飞仙关组储层厚度等值线图 1. 2 地震数据结构特征预测储层含气性 地震数据结构特征是指每一地震道离散数据点按 时间顺序排列所显示的波形特征。应用地震数据结构 特征预测气层, 就是通过提取每一地震道的振幅数值, 研究其数据的组合排列特征与含气性的关系(如拐点、 斜率等) , 预测含气范围及储层含气性的品质。 通过对普光气田地震数据体结构特征值计算, 全 区地震数据体结构特征异常值分布范围在 200~ 680, 主异常值分布范围 400~ 680。地震数据体结构特征 异常值主要分布在普光 2 ) 普光 4 ) 普光 1井上, 平面 图 2 普光气田长兴组储层厚度等值线图 上呈带状北东南西方向展布。预测结果表明,普光主 体含气性可分成 3类: Ñ、Ò类储层含气性好,是气田 开发的主要对象; Ó类储层含气性差,开发效益差。根 据这些新认识, 方案部署、井位实施采取了分步实施的 原则,为方案部署过程中进一步优化井位留下余地,明 显降低了方案实施的风险。 2 开发技术政策优化 针对普光高含硫气田地质特点,开展了气田直井、 斜井、水平井井型优化,应用数值模拟、边际贡献法等 #2# 天 然 气 工 业 2011 年 3 月 技术,确定了不同井型单井技术经济界限,优化采气速 度,使气田整体达到开发指标最优。 2. 1 井型优化 从普光气田地质特点出发,分析对比各种井型(直 井、斜井和水平井)的开发效果。比较不同厚度气层所 钻的斜井和水平井同垂直井之间的产能可以看出, 对 有效厚度小于 100 m 的气层,水平井相对直井的增产 效果明显好于大斜度井, 其增产倍数是斜井的 2倍;但 对于有效厚度大于 200 m 的气层,大斜度井的开发效 果好于水平井。因此,气田主体部位(普光 2、6 井区) 主要选择斜井结合直井的方式开采,以大斜度井为主, 而边部储层较薄的区域主要部署水平井。 2. 2 井控储量下限 根据高含硫气藏开发特征和经济运行规律,以气 田有效开发必须满足基本投资回收期和收益率的要求 等经济条件为约束, 建立了单井经济界限评价模型,采 用边际贡献法计算普光气田大斜度井和水平井井控储 量下限分别在 31. 4 @ 108 m3 和 35. 2 @ 108 m3 以上。 2. 3 边水气藏合理采气速度 利用普光 9井建立的边水地质模型, 研究了不同 采气速度对开采效果的影响。模拟结果显示:当气藏 采气速度从 2%提高至 5%时,低部位气井的见水时间 由 11. 8 a 提前到 5. 2 a,见水时间提前近 7 a,稳产期 也由 22. 3 a缩短为 3. 7 a。由此可见,随着采气速度 的增加,气藏边水推进速度加快, 气井见水时间提前。 为控制边底水推进, 构造低部位离气水边界近的区域, 采气速度应控制在 3%以内, 气井生产压差应控制在 3 MPa以内。 3 安全优快钻井技术 针对普光气田纵向多套压力系统, 目的层高含硫 化氢,引进并集成气体钻井技术实现钻井提速,配套井 控技术实现安全钻井, 应用防窜防漏耐腐蚀胶乳水泥 浆体系、正注反挤等固井技术提高固井质量。 3. 1 陆相地层气体钻井提速 普光气田目的层上部陆相地层钻速慢、易漏、易 斜、易塌, 为解决上述难题,引进配套气体钻井技术,发 展了泡沫钻井、雾化钻井、氮气钻井、气体钻井取心、气 体钻井侧钻等技术, 攻克了气体钻井出水、出气、井下 燃爆、气液转换等难题,平均机械钻速达 7. 49 m/ h,比 常规钻井提高 6. 5倍。 3. 2 海相含硫气层安全钻进 研究气层钻井密度附加值,结合气体上窜速度,确 定合理钻井液安全密度。配套高压力级别( 105 MPa) 封井器,优选井口封井器组合(选用双四通,五密封,增 加 1套剪切闸板) , 配置高压抗硫内防喷工具(达到美 国 NACE 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 ) , 实现了海相含硫气层安全钻进。 3. 3 高含硫气井优质固井 普光气田产层天然气含硫化氢、二氧化碳等腐蚀 性气体,在固井过程中水泥浆极易污染,流动性显著降 低,使水泥浆的稠化时间缩短,对凝固后的水泥石造成 腐蚀,影响其长期封隔效果。为此,引进和改进了防气 窜水泥浆体系, 使用胶乳、柔性树脂颗粒、纤维、微膨胀 材料可使水泥石具有较强的抗冲击韧性、微膨胀、不收 缩特性,有效提高了界面胶结强度。 如果地层漏失严重可采用双级固井。使用与套管 柱性能相当的机械式分级箍, 合理确定分级箍位置,减 少一级固井的封固井段长度, 从而降低固井压差, 避免 固井漏失,保证固井质量。根据漏失情况,在不能建立 循环的井中,直接选用正注水泥为辅、反注水泥为主的 /正注反挤0工艺。为提高小间隙尾管固井质量,采用 旋转尾管固井工艺, 使尾管在注水泥过程中转动, 以提 高水泥浆的顶替效率。 4 高含硫气井安全高效采气工艺技术 针对气田硫化氢分压高、生产井段长及储层非均 质性强的特点, 模拟普光气田的工况条件,进行不同材 质腐蚀评价实验,优化设计配套了生产完井一体化管 柱(图 3) , 进行双向双效、多级压力延时起爆技术攻 关,开展抗硫耐温酸液体系、多级注入+ 闭合酸压及暂 堵工艺研究,有效地改造了 Ò、Ó类储层, 提高了气藏 的动用程度和单井产能[ 8] 。 图 3 普光气田主体完井管柱示意图 #3#第 31 卷第 3 期 大 气 田 巡 礼 4. 1 气井管柱设计 为确保普光气田长期安全生产, 根据腐蚀评价标 准对多种抗硫钢、镍基合金进行了大量的室内腐蚀评 价实验。确定选用 G3 或同等级的高镍基合金油管, 井下工具选择 718高镍基合金材料, 井口装置选用内 堆焊 625镍基材质的 HH 级井口和井口安全控制系 统。产层套管采用 825镍基材料, 环空采用永久性保 护液,有效地解决了井下管柱腐蚀问题。同时,配套选 用合金油管专用的微压痕作业设备, 有效控制了起下 管柱对油管表面的损害, 缓解了因局部损伤而加剧的 合金管柱腐蚀问题。实验数据显示, G3油管在含单质 硫的酸性环境下,腐蚀速率为 0. 014 mm/ a, 气井管柱 寿命超过 20 a。 4. 2 多级分段延时引爆射孔 普光气田多数井为大斜度井, 一次射孔井段长达 数百米, 射孔难度大。针对普光气田的特点, 采用 TP110S 钢级的防硫枪身, 解决射孔器的氢脆问题;设 计研发多点、延时起爆技术,使起爆效率超过99. 99%, 攻克了普光气田长井段传爆起爆的难题; 配套纵向和 径向减震器,有效降低了射孔器的巨大震动和冲击;通 过优化射孔工艺参数,实现射孔与酸压的协同作用,达 到最佳增产效果。截至目前,采用该工艺已完成普光 主体 8口开发井的射孔施工。普光 302-2 井于 2008 年 7月 8 日一次射孔成功, 射孔层段跨度长达 594. 4 m,装弹 6 928 发全部起爆发射, 发射成功率 100%。 其他 7口井平均单井射孔层段跨度长达 381. 8 m, 装 弹 4 953发,发射成功率均为 100%。 4. 3 大规模多级注入酸压改造 普光气田储层厚度大、非均质性强、高含硫化氢, 根据岩心评价实验的结果,确定采用胶凝酸多级注入 + 闭合裂缝酸化的工艺技术模式。通过大量的室内实 验,研发了具有抗温130 e 、抗硫、缓速性能强、低摩 阻、返排性能好等特点的胶凝酸液体体系;在室内试验 和三维软件模拟运算的基础上, 进行了酸压工艺优化 设计,对酸压规模和酸蚀缝长与增产倍比关系进行反 复拟合,确定了长井段非均质储层多级暂堵、交替注 入、大排量施工的酸压改造技术方案;研制了高效酸溶 性暂堵剂,通过暂堵酸压的方式,对长井段储层进行有 效地改造。在已完成的 7口酸压改造井中, 均获得高 产气流,酸压效果明显,大规模多级注入酸压改造工艺 为普光气田的高产稳产提供了强有力的保障。在普光 302-2井酸压施工中, 还刷新了川东北地区酸压多项 纪录:压裂井段最长, 5 093. 9~ 5 688. 3 m (厚 594. 4 m) ;压裂液规模最大, 1 137. 0 m3 ; 压裂排量最大 9. 8 m3 / m in。酸压改造后该井无阻流量达 768. 2 @ 104 m3 / d。 5 应用效果 1)根据地质跟踪研究认识,结合现场实施情况,对 气田井位部署、井型不断优化, 开发井数由 52口优化 为 40口, 减少 12 口, 预测期末采出程度由 65. 5%提 高到 70%。开发指标进一步优化, 开发效益大幅 提高。 2)优化开发井井位设计, 完钻井均钻遇优质储层, 实现了/多打优质井, 培育高产井0的目标, 32口直井 和大斜度井钻遇气层厚度介于 118. 0~ 531. 8 m,单井 平均为 313. 7 m , Ñ+ Ò类储层占 41. 5% ; 6口水平井 钻遇气层厚度介于 410~ 620 m。钻遇气层厚度符合 率平均达到 86. 5%。 3)安全优快钻井技术在普光气田 38 口开发井全 部应用, 实现安全钻进, 气体钻井平均机械钻速达 7. 49 m/ h, 比常规钻井速度提高 6. 5倍, 单井钻井周 期同比缩短60 d以上;固井一次合格率 100% ,气层段 固井质量优良率超过 85%。 4)已投产试气井产能高,实测无阻流量94. 08 @ 104 ~ 768. 17@ 104 m3 / d,平均无阻流量 487 @ 104 m3 / d。 参 考 文 献 [ 1] 朱光有, 张水昌, 李剑, 等. 中国高含硫天然气的形成及其 分布[ J] .石油勘探与开发, 2004, 31( 3) : 18-21. [ 2] 马永生.四川盆地普光超大型气田的形成机制[ J] . 石油学 报, 2007, 28( 2) : 9-12. [ 3] 何生厚.普光高含 H 2 S、CO2 气田开发技术难题及对策[ J] . 天然气工业, 2008, 28( 4) : 82-85. [ 4] 李士伦, 杜建芬, 郭平, 等. 对高含硫气田开发的几点建议 [ J] .天然气工业, 2007, 27( 2) : 137-140. [ 5] 曾时田.高含硫气井钻井、完井主要难点和对策[ J] .天然气 工业, 2008, 28( 4) : 52-55. [ 6] 夏明军,曾大乾. 普光气田长兴组台地边缘礁、滩沉积相及 储层特征[ J] .天然气地球科学, 2009, 20( 4) : 549-556. [ 7] 林昌荣, 王尚旭, 马在田, 等. 地震数据体结构特征时空关 系与油气预测[ J] .石油勘探与开发, 2009, 36( 2) : 208-215. [ 8] 张庆生.普光高含硫气田采气管柱的优选[ J] . 天然气工业, 2009, 29( 3) : 91-93. (收稿日期 2011-02-25 编辑 韩晓渝) #4# 天 然 气 工 业 2011 年 3 月 Natural Ga s Industry , V o l. 31, Issue 3, 2011 ABSTRACTS AND AUTHORS Key techniques for the development of the Puguang Gas Field with a high content of H2S Kong Fanqun1 , Wang Shouping1 , Zeng Daqian2 (1. Zhong yuan Oilf ield Company , Sinop ec, Puyang, H enan 457001, China; 2. Puguang B ranch of Zhong yuan Oil f i eld Comp any , Sinop ec, Daz hou, S ichuan 635000, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 31, ISSUE 3, pp. 1-4, 3/ 25/ 2011. ( ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: The Puguang Gas F ield, the la rgest mar ine carbonate gas r eser voir disco ver ed in China in recent y ears, is characterized by a high cont ent of H2 S, a moderate content o f CO2 , a huge bur ial depth of gas r eservo irs, thick over ly ing st rata on the gas r eser vo irs, long gas-bea ring int erval, high formation pressur e, and the ex istence o f bottom and edge water . T hrough technolog y impo rt, inte- g rat ion and innovat ion, w e create a series of key development techniques for such sour gas fields, including sever al co re t echniques such as distr ibution and gas pot ential pr edict ion of reef-bank facies r eser vo irs, technical po licy optimization fo r sour gas reserv oir de- velopment, safe and rapid drilling in complex st rata, and safe and highly efficient gas product ion technolog y of sour g as w ells. W ith the above-mentioned t echnolog ies applied in the Puguan Gas F ield, g ood results have been achieved as follows: the explo itation w ells being optimized in number fr om 52 to 40; the average per-w ell pr oductiv ity being increased fr om 70@ 104 m3 / d t o 80@ 104 m3 / d; the success r atio o f dr illing through the gas pay zones being 86. 5% at average; the per-well drilling circle being shor tened by more than 60 day s; t he acceptance rate of cementing quality at t he gas pay zones being over 85% ; the average open- flow capacity o f 32 wells be- ing up to 511@ 104 m3 / d. T he achievements pr ove that t ho se key technolog ies can ensure the highly efficient development of this sour gas field. Key words: Puguang Gas F ield, Feix ianguan Formation, Changx ing Formation, reserv oir pr edict ion, g as pot ential prediction, tech- nical po licy of development, opt imization, dr illing technique, gas product ion techno log y, sour g as DOI: 10. 3787/ j. issn. 1000-0976. 2011. 03. 001 Kong Fanqun, pr ofesso r of senio r eng ineer, born in 1963, holds a Ph. D deg ree. H e is now president of Sinopec Zhongyuan Explo ra- t ion Bureau, and general manager of Sinopec Zhongyuan O ilfield Company . Add: Puyang , H enan 457001, P . R. China Tel: + 86-393-4816 643 E-mail: lzy_box@ 163. com Optimization of the development indexes of the Puguang Gas Field Wang Shouping 1 , Kong Fanqun1 , Peng Xinling2 , Zhang Shimin2 (1. Zhong yuan Oilf ield Company , Sinop ec, Puyang, H enan 457001, China; 2. Puguang B ranch of Zhong yuan Oil f i eld Comp any , Sinop ec, Daz hou, S ichuan 635000, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 31, ISSUE 3, pp. 5-8, 3/ 25/ 2011. ( ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: Working out a development pro gr am fo r a gas field based on a comprehensive analysis of g eolog ic, eng ineering and econom- ic facto rs does no t mean the accom plishment of gas r eservo ir study . In contrast, the development pr og ram should be optim ized during its implementation. It is especially true for t he Puguang sour gas field. Only the geolog ic data fr om explorat ion were available when the development prog ram w as w orked out fo r this gas field. In addition, restr icted by many facto rs such as safety, environment pr o- tection and technical equipment, no systematic format ion t est and product ion test have been perfo rmed befor e the field is put into fo r- mal development. In t he process o f g as field development, g eo lo gic study o f the gas reservo ir should be deepened by using the availa- ble new w ell data, so as to get a t ho rough understanding o f the gas reservo ir. Based on the initial development pr og ram and in comb-i nation w ith new under standings of the geo lo gic condit ions and evaluation of pr oducing r eser ves, numerical simulat ion and marginal cont ribution methods are used t o calculate the technical and econom ic limit s of development such as the co st- effectiv e and recover able reserves of a single well, g eolog ic reserves under contro l, and the thickness of a pay zone for differ ent w ell types. Development w ell types a re optimized, economic limit o f well spacing is adjusted, w ell em placement is per fected, and development index is opt imized, so as to ensure the highly eff icient development o f this sour g as field. #105#