普光气田大湾区块培育高效井关键技术

彭鑫岭 张世民 刘 佳 耿 波 梁梅生

1．中国石化中原油田普光分公司 2．中国石化中原油田石油勘探开发科学研究院

四川盆地普光气田大湾区块已探明含气层段主要为上二叠统长兴组及下三叠统飞仙关组，为特高含硫化氢白云岩气藏。飞仙关组和长兴组呈南厚北薄的特征，厚度变化较大（相差176～331m），构造复杂，储层非均质性强，储层厚度变化大。多培育高效井是实现大湾区块高效开发的关键［1］。

1 超深礁滩相储层预测技术和含气性预测技术

大湾区块气藏埋深一般在4 000m左右，同时受上部膏盐岩影响，造成飞仙关组和长兴组地震响应特征弱，再加上发育逆断层、储层非均质性强、厚度变化大等因素，大大增加了储层预测和含气性预测的难度。通过融合超深礁滩相储层预测技术和含气性预测技术，定量预测优质气层空间展布特点，及时优化井身轨迹，确保尽量多钻遇优质气层［2］。

1．1 超深礁滩相储层预测技术

总体思路就是优选多种地震属性参数和有效预测方法，克服礁滩相储层埋藏深、地震响应弱和地质复杂造成的困难，实现分类预测储层的目标［3］，为“多打高效井”提供了技术保证。包括：①引入Xu－White模型，在刚性孔隙的基础上增加微裂缝，扩展到岩石模型中，拟合不同类型储层的弹性参数，利用交汇图法确定能够区分不同类型储层的弹性参数；②在合成地震标定中，采用井控制下的基于模型的子波相位—幅度谱估算方法，通过多种质量控制手段，沿井轨迹方向进行时深标定，提高水平井的标定精度；③采用三维建模技术，建立大湾区块逆断层地质模型，消除断层附近储层因层位扭曲造成的预测精度低的问题；④利用石灰岩与白云岩的波阻抗差异明显这一特点，采用高频滤波技术建立非均质低频模型，消除储层非均质的影响，定量预测优质储层空间展布特点（图1）。

图1 大湾区块储层预测剖面图

储层预测结果表明，平面上储层非均质性强、厚度差异大。北部储层分布相对稳定，连续性好，储层厚度100～200m；南部局部发育储层，D102井区储层现对发育，最厚在100m左右，临近的D101井区储层不发育。大湾区块北部是部署开发井有利区域。

1．2 超深礁滩相储层含气性预测技术

地震数据体结构特征是指地震数据体中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。应用地震数据体结构特征预测储层含气性，就是研究地震数据的排列组合特征与含气性的关系，达到预测储层含气性范围和品质的目的［3］，为“不打无效井”提供技术保证。包括：①提取每一地震道的振幅数值、速度和频率等属性参数值，并进行累加生成处理；②建立每一个地震道数值GM模型并确定异常值范围；③分析井上含气层与初步确定的灰色异常段的对应情况，并进行区内关联分析；④根据关联分析结果进行排序，确定异常时段，预测气层纵横向展布特点及气层品质。

研究认为，大湾区块存在上—下两套地震数据体结构特征异常段，上含气层为飞仙关组，下含气层为长兴组，主要呈北东—南西向分布。飞仙关组预测有利含气面积49．0km2，长兴组预测有利含气面积13．3 km2，全区为62．3km2。其中 DW2和 MB4、MB6井区为Ⅰ类有利含气区，是培育高产井有利区域（图2）。

为培育高产井，依据储层分类预测和含气性预测成果，结合工程论证意见，把7口新钻开发井全部设计成水平井［4－5］，并实时跟踪优化井身轨迹［2］，实现大湾区块开发井钻井成功率100%，单井实钻气层厚度平均596m，为培育高效井奠定了气层基础。同时，地质与工程技术人员共同论证，在7口水平井中优选3口井裸眼完井。一方面可节约投资，另一方面为充分挖掘气井产能创造了有利条件。

图2 大湾区块储层含气性预测平面图

2 长井段气井投产层段优化技术和射孔参数优化技术

2．1 长井段气井投产层段优化技术

长井段气井投产层段优化结果直接影响着气井控制储量、产能、无水采气期、最终采收率等关键开发指标。首先，集成应用数值模拟和工程模拟技术，确定单井气层最优射开程度；然后，结合气井工程情况和投产作业要求，完成气井投产层段优化［6］。

2．1．1 应用气藏数值模拟评价气井最优打开程度

建立气藏属性数值模型，模拟评价气藏开发动态特征，预测气藏开发指标。模拟研究认为，大湾区块发育在D403和M503井区的局部底水非常有限，对气井开发影响很小；气井气层打开程度越高，稳产期、最终采收率等开发指标越好［6］。

2．1．2 应用工程模拟评价气井最佳射开位置及程度

建立耦合模型计算天然气流入井动态、气井井筒流出动态和井筒压力分布，评价长井段气井射开位置、射开段数和射开程度对气井产能综合影响。研究认为，在考虑到工程施工等因素的基础上，为了不影响气井产能，气层射开程度不能低于气藏数值模拟确定的气层打开程度的83%。

2．1．3 根据模拟评价结果

结合单井井身结构、固井质量等因素，具体优化气井投产层段。如D402H井钻遇气层750m，含气井段跨度1 055．3m，固井质量优秀。考虑该井井段跨度大，飞三段气层有邻井控制，为降低投产作业难度和节约投资，对于气层相对分散的飞三段气层（厚度33m，跨度110m）不射孔（图3）。通过投产层段优化，在不影响单井产能等开发指标的前提下，合理避射气层，降低了投产作业费用。

2．2 长井段气井射孔参数优化技术

大湾区块气井气层井段长，储层非均质性强，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层交错分布［7］。射孔参数优化必须以充分发挥射孔在气井增产中的作用为目标，模拟评价射孔参数对酸压（化）效果的影响，充分挖掘气井产能。影响长井段气井产能的射孔参数较多，孔密、相位、弹型为主要影响因素。为了评价射孔参数对气井产能的影响，在分析气藏地质特征的基础上，建立气井产能评价物理模型以及考虑非达西效应的气体三维渗流数学模型，建立气藏渗流与井筒耦合的半解析产能评价模型，研究射孔参数对气井产能的影响规律。

模拟研究认为孔密超过16孔／m时，气井产能增加幅度有限；相位角对产能的影响很明显，作为酸压（化）井，60°和120°相位角比较合适，120°产能最高（图4）；产能随孔眼深度的增加而增加，当孔深增加到一定程度时，气井产能增加的幅度明显变缓；气井产能对孔径十分敏感，产能随孔径增大增加明显，在孔眼穿透污染带以后这种影响更为显著。

综合技术、经济等因素，为确保有效穿透污染带，对于定向井采用114枪，水平井采用102枪进行射孔。根据储层分布特征，采用变孔密射孔，Ⅰ类储层6～8孔／m，Ⅱ类储层10～13孔／m，Ⅲ类储层16孔／m。对于直井和定向井采用60°相位角，套管水平井根据底水分布情况，采用120°或60°相位角，这有利于分段酸压（化）施工和提高气井产能。

3 分段酸压增产技术

大湾区块飞仙关—长兴组气藏为高含硫化氢气藏。为了确保安全环保，钻井过程中采用钻井液的相对密度远高于地层压力系数，导致储层污染严重［8］。气井投产前均需优选增产技术对储层进行改造，以充分释放气井产能［9］。

针对大湾区块水平井井段长、跨度大的特点，结合完井方式［10］、储层特点和室内模拟酸岩试压、导流能力试验和酸压（化）模拟研究成果，优选分段酸压工艺和胶凝酸体系。

图3 D402H井投产层段解释成果图（1ft＝0．304 8m）

根据投产地质设计和要求，在投产井段各分段范围内优选大排量笼统注酸工艺，在解除储层污染的同时，消除射孔形成的压实层伤害和固体微粒堵塞，提高近井地带裂缝导流能力［11］。为了尽可能使Ⅱ、Ⅲ类储层压开裂缝，采用前置酸解除近井地带钻井液污染和屏蔽暂堵，降低施工压力；采用胶凝酸多级注入压开地层并使裂缝向地层深部延伸，同时降低酸液的滤失；采用盐酸作为闭合酸化阶段的酸化工作液，用于提高闭合裂缝导流能力，沟通储层的有效天然裂缝系统。

根据储层评价结论及室内实验研究成果，并以解除污染和提高残酸返排率为主要目的，不断优化酸液体系配方。形成了适合大湾区块储层特点的工艺技术模式和液体体系，解决了以下技术问题：①采用了降阻能力好、性能稳定性高的酸液体系和分段酸压技术，解决了水平井水平段长，均匀布酸困难的难题，实现了储层的针对性改造，提高了储层的动用程度；②优选了合适的缓蚀剂和铁离子稳定剂，有效控制了沉淀的产生，有效防止了硫化氢和二氧化碳对管柱的腐蚀，解决了水平井由于改造施工时间长，设备及管柱的腐蚀问题；③采取多级注入分段改造技术，达到均匀改善井壁周围地层的渗流能力，降低酸液滤失，提高酸液的波及范围，改善产气剖面和吸液剖面的目的，提高了裂缝导流能力；④针对大湾水平井，优化酸液配方，加入高效起泡剂，提高残酸返排能力，解决残酸返排不利的问题。

图4 相位角对气井产率比的影响图

在投产层段和射孔参数优化的基础上，优选分段酸压增产技术，充分挖掘气井产能，实现气井一次性投产作业成功率100%，单井实测无阻流量380×104～680×104m3／d，达到或超过地质设计预测指标，实现了培育高效井的目标。

4 应用效果

从论证大湾区块开发方案开始，就根据气藏地质特点，着力构建开发地质和开发工程一体化研究平台，以期形成合力，多培育高效井，实现大湾区块高效开发。在开发建设中，集成应用了储层预测、含气性预测、长井段气井投产层段优化、射孔参数优化和分段酸压增产等技术，实现了开发井钻井成功率100%，投产作业成功率100%，单井产能完全达到开发方案配产要求，为实现大湾区块高效开发奠定了坚实的基础。希望能为类似气田的高效开发提供借鉴。

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