开发元坝气田：像在7000米外打枣

  西南油气在过去10多年间，解决了超深层低丰度小礁体群气藏开发的世界级难题，提出的水平井+定向井开发部署思路，奠定了元坝气田效益开发基础。日前，“超深生物礁底水气藏（元坝气藏）高效开发技术”入选中国科学技术协会2021“科创中国”先导技术榜
  [中国石化新闻网2022-06-06]元坝气田是全球首个7000米以深的超深层高含硫生物礁大气田，复杂的气藏地质特征给元坝气田绿色高效开发、持续稳产高产带来诸多世界级难题和挑战。自2016年底全面投产以来，元坝气田累计产气超250亿立方米，向“川气东送”沿线六省两市70多个城市稳定供应天然气超210亿立方米。
  “超深生物礁底水气藏（元坝气藏）高效开发技术”日前入选中国科学技术协会2021“科创中国”先导技术榜。4月再传喜讯，负责川东北地区超深层海相碳酸盐岩气藏评价及开发的西南油气勘探开发研究院开发二所喜获全国工人先锋号荣誉称号。
  “我们解决了超深层低丰度小礁体群气藏开发的世界级难题，提出的水平井+定向井开发部署思路，奠定了元坝气田效益开发基础。”西南油气勘探开发研究院开发二所所长李毓谈到他所带领的团队，满满的成就感。
  这个五一国际劳动节，该所喜获全国工人先锋号荣誉称号。
  这支年轻的队伍成立于2008年。彼时，海相气藏开发对他们来说还是一个全新领域，像元坝气田这样的7000米超深高含硫生物礁气藏开发，国内外尚无成功先例，既没有成套经验，也没有成熟技术，面对一道道技术“鸿沟”，他们没有退缩。
  按图索骥探秘超深层迷宫
  “2.5亿年前，有孔虫、珊瑚、海绵等海洋古生物沉积演化，形成小而分散的生物礁。”说起元坝气田独特的生物礁，开发二所党支部书记柯光明两手各捏着一个无线鼠标比画着，“90个单礁体就这样一个一个成串分布在7000米以深的地下，75%以上礁盖都小于1平方公里。”
  地上是高低起伏的复杂山区，地下是小而分散的单礁体，气水关系异常复杂，小礁体精细雕刻、高效布井及轨迹优化异常困难，好比在7000米以外打枣。但是，枣林在哪儿？枣树怎么分布的？从哪儿下手好打？怎样才能一杆子多打点枣？这些问题都亟待解决。
  于是，他们通过地震技术，对深层“枣园”进行了3轮次累计2288平方公里的“CT扫描”；通过古地貌分析、瞬时相位、频谱成像、三维可视化等技术，精细刻画礁体的高低起伏、连通关系，立体精准描绘出7000米地下的4条礁带、21个礁群、90个单礁体。
  枣园的全貌清晰了，哪些枣树有结枣条件？哪些又真的结了枣呢？
  他们集成多种反演技术，层层筛选、反复比对、逐级剔除干扰项，精准预测出礁体中的30米左右优质储层。他们通过多种方法比对试验，攻关储层含气性检测技术，预测出枣最多最大的那些树。
  接下来，地质专家根据礁体、储层情况设计井型：对横向发育多个小礁体、连通性差的礁群，利用水平井实现一井多礁；对隔夹层发育、层数多、分布散的储层，利用大斜度井精准达到多套优质储层。
  根据单礁体大小及规模、优质储层连续性含气性等特点，优选水平段方位、轨迹、靶点，建立以水平井为主、大斜度井为辅的不规则开发井网，确保井网最优化、风险最小化、效益最大化。
  历时4年，这支元坝气田开发建设“先遣队”潜心研究，形成了7000米深小礁体精细刻画技术、复杂生物礁气田高效布井技术，实钻储层预测符合率达到95%，开发井数由初步方案的58口优化到32口，奠定“少井高产”基础。
  蛇形穿越一井穿双礁
  “完钻井深8200米，平均钻速3.69米/小时，日无阻流量达220万立方米，日产天然气65.5万立方米。”2021年9月，元坝气田最深井——元坝102-4H井获高产的消息传来，实现超深井“11个月完钻、一年获产”的钻井提速提效目标和“一井长距离穿行双礁”地质钻探目标。
  山丘一样的礁体高低起伏，要确保钻头能穿越优质储层达到地质目的，必须突破轨迹控制和调整技术的瓶颈。
  “超深水平井定向轨迹控制难度极大，国外垄断的旋转导向定向技术费用非常高。”西南油气工程技术研究院科研人员介绍，“形势倒逼我们找到一种新的轨迹控制方式。”
  他们选用高抗温测量仪器和动力工具，强化钻井液润滑防卡性能，制定工具面稳定和减摩降阻技术措施，通过20余口水平井优化实施和技术集成，形成以滑动导向为核心的轨迹精准控制技术和轨迹调整方法，引导钻头“蛇形”穿越优质储层，储层钻遇率提高31.4个百分点。
  元坝气田上部地层微裂缝发育，使用钻井液容易发生井漏，而且井眼尺寸大、清洁难度大，导致常规钻井机械钻速低。
  对此，科研人员开展气体钻井可行性论证，研制抗研磨孕镶钻头，经过两轮试验，形成大尺寸井眼气体钻井技术和超深水平井提速系列关键技术，推广应用25口井，机械钻速较常规钻井提高30%以上，钻井周期缩短36%，实现陆相提速革命性突破。
  同时，他们攻关超深长水平段均匀酸化改造工艺，研发“温控+酸控”可降解暂堵剂，创新形成多级暂堵、交替注入为主要内容的长井段均匀酸化改造工艺，改造体积较常规工艺扩大1.9倍以上，单井增产3.2倍。
  “元坝气田是目前世界上气藏埋藏最深的高含硫气田，开发风险、建设难度极高，面临‘喷、漏、卡、塌、硬、斜、磨、水、腐、毒’十大技术问题。”西南油气高级专家蒋祖军说，“超深高含硫气藏水平井优快钻完井技术，解决了直井段提速、斜井段中靶和长水平段受控问题，真正实现了指哪打哪！”
  四精管理持续稳产不是梦
  “元坝气田开发建设之初，设计稳产期是6年，也就是到2020年底。”开发二所王本成博士介绍，“但如今已经实现稳产8年，我们的目标是稳产10年。”
  西南油气创新形成“四精”管理体系，深入分析气藏储量动用情况，挖潜未动用天然气富集区，弥补产量自然递减，同时准确掌握气井生产规律，精细分类、分井施策、分类管理，完善配产制度，最大化释放气井产能。截至目前，元坝气田日产量维持在1200万立方米左右，累计产气超251亿立方米。
  精心呵护高产井，确保能产尽产。他们安排专人专井持续动态跟踪，及时调整合理配产确保单井最优，在高产气井密集输气支线上采取贯通式大线批处理作业，提高输气能力。目前，元坝气田37口生产井中，累计产气超10亿立方米的气井达12口，其中元坝205井累计产气超15亿立方米。
  精细管理异常井，保障健康生产。他们创新建立异常诊断方法和风险判别模式，形成井筒异常综合治理、系列解堵工艺等技术体系，破解“三高”气井投产初期易冰堵问题，气田投产一次成功率由初期的16.7%提高到100%，无一口异常井大修或封井，有效保障了异常井安全平稳生产。
  精细调控产水井，最优经济开采。水侵是天然气井的天敌，一旦失控，就会导致气源被淹、气井被废。他们创新形成“水侵动态评价体系”和产水气井差异化配产方法，最大限度实现稳产量、控风险、压水量，有效延长4口产水风险井无水采气期，大大提高开发效益。
  精准部署调整井，挖潜力保稳产。他们在储量低丰度区查缺补漏，落实开发潜力区9个，可动用地质储量175亿立方米，部署实施开发调整井6口，新增动用储量122亿立方米。其中，开发调整井元坝2-1H井首次成功钻遇两个完全孤立小礁体礁盖储层，投产1年来，累计产气近1.2亿立方米，日产气超35万立方米。
  循环利用产出水实现零排放
  元坝气田处于长江上游生态保护区和嘉陵江集中饮用水源保护区，37口生产井、83公里污水管道分布在1040平方公里的山区，区域人口密集，绿色开发对高含硫气田来说是一大挑战。西南油气采气二厂科技攻关团队步步为营，力求实现元坝高含硫气田水净零排放目标。
  他们创新“源头固硫”思路，确保高含硫气田水长距离安全输送。通过投加固硫剂，将水中硫化氢分子转换为硫离子，产出水中硫化氢含量从大于2000毫克/升降至小于30毫克/升。
  他们创新技术，强化全过程精细管理，攻克气田水处理减排难题。攻关形成废液批处理工艺，并建成工业化装置，对异质水实施分类收集、分质处理、污污分治，元坝29污水站处理能力提升10%；通过微正压气提除硫技术，用纯物理方法把气田水硫化物脱除为小于20毫克/升，吨水危废产量降低60%；通过多级小排量抗硫隔膜增压成套装置，有效回收利用含硫尾气；优选板框式污泥压滤机，危废含水率从80%降至35%。
  “要实现真正意义上的净零排放，变废为宝是最好的办法。”采气二厂厂长孙天礼说，“我们就从高含硫废水资源化利用开始想办法。”他们盯上了用水大户——元坝净化厂，该厂公用工程系统每天需要补充新鲜水1800吨。
  他们突破难降解有机物深度处理技术瓶颈，建成全球首座气田水处理循环利用站，年处理能力达20万立方米；研发气田产出水深度处理工艺包，产品水全面达到了工业回用水质指标，甚至可以用来浇花养鱼，每年减少地表取水17万立方米。
  他们创新形成气田水与余热蒸汽一体化循环利用技术，年循环利用余热蒸汽10万吨，节能近3000万焦。元坝净化厂内，除硫废气经过回收净化，产出净化气用作蒸汽锅炉燃料，锅炉水产生高温蒸汽，用作蒸馏站热源，就近实现资源化循环利用。
  目前，新的资源化利用站建设及现有蒸馏站改造工程已启动，预计到2023年6月，元坝高含硫气田水资源化利用处理能力将扩容至1400立方米/日，吨水处理成本降低1/3。