飞仙关组高含硫气藏的高效开发实践和认识

任洪明 赵 松 雷小华 罗 韧 黄小亮 唐 力

(1. 西南油气田分公司川东北气矿， 四川 达州 635000； 2. 重庆科技学院， 重庆 401331)

1 气藏概况

四川盆地东北部的黄龙场区块，属于川东南中隆高陡构造带双石庙构造群。黄龙场区块的飞仙关组总体发育6个主要的圈闭，其中以黄龙场背斜为主。从纵向上看，黄龙场构造是一继承性断背斜型圈闭，长轴走向为北西向[1-3]。飞仙关组四段底界构造高点海拔-2 620 m，最低圈闭线-3 140 m，闭合度520 m，闭合面积26.03 km2。就沉积相模式而言，黄龙场构造飞仙关组处于过渡相区，地跨海槽、陆棚(斜坡)及碳酸盐岩台地相区，台地相可划分为潮坪亚相、台内鲕粒滩亚相、台地泻湖亚相、台缘鲕粒滩亚相等4个亚相[4-6]。从沉积相剖面看，飞仙关组HL2井(厚度577 m)位于海槽内，HL8井处于陆棚相区，鲕滩储层不发育；HL009-H1、HL009-H2、HL9、HL6、HL3、LJ6井位于碳酸盐岩台地相区，鲕滩储层相对发育。

飞仙关组气藏的发现始于2004年5月完钻的HL8井。至2016年12月底，飞仙关组获气井5口(HL6、HL8、H9、HL009-H1、HL009-H2井)，获测试产量231.67×104m3/d。2013年12月，飞仙关组高含硫气藏HL009-H1井投入生产，日产量为 (10～20)×104m3，生产油压在30 MPa左右，至2016年12月底累计产气1.35×108m3。2015年编制黄龙场区块飞仙关组气藏滚动勘探开发方案，飞仙关组高含硫气藏的计划生产规模为90.0×104m3/d，采气速度为3.98%。

2 储层描述

2.1 岩性和储集特征

飞仙关组储层岩性主要是鲕粒灰岩、白云岩、云质灰岩及灰岩，其中鲕粒灰岩的分布，从西往东具有从无到有、从少到多的趋势，其储集空间可分为孔隙、洞穴、裂缝3类。飞仙关组鲕滩储层的测井曲线表现为“三低、一高、正差异”的特征，即低速度、低密度、低伽玛、高孔隙、深浅双侧向正差异。

2.2 储层分布特征

在地质、地震、钻井、测井资料基础上，结合速度反演与孔隙度反演结果，建立鲕滩储层的地震响应模式：鲕滩储层响应速度v≤6 000 ms，孔隙度φ≥2%。鲕滩储层在横向上的发育分布是不均匀的。黄龙场构造鲕滩储层在研究区东部，向渡口河方向，厚度可达40 m；往西，其厚度逐渐减小，直至消失。通过计算研究区有效储层厚度和平均孔隙度的乘积，得到飞仙关组鲕滩储层储能系数平面预测图(见图1)。从预测的情况看，罗家寨及渡口河连成的带状区域及HL9井附近的储能系数较高，其他区域较低，在0.5以下。

图1 飞仙关组鲕滩储层储能系数平面分布

2.3 气藏类型

飞仙关组鲕滩储层除了受岩性控制，还受构造控制，为构造-岩性复合圈闭气藏。根据对区域储层的综合分析，并结合地震预测资料，确定气藏的气水界面为-3 650 m。气藏驱动主要依靠天然气的弹性能量，属于弹性气驱类型。在气藏开发中后期，存在边水推进的可能。

3 水平井技术的应用

3.1 井型选择

根据飞仙关组气藏的储层特征，对气井进行直井、大斜度井、水平井对比分析。高含硫直井HL6、HL9，无法形成高效的工业生产井。依据黄龙场区块飞仙关组气藏的地质特征，进行单井数值模拟分析，结果表明采用水平井技术能够提高该区块的高含硫气藏的产能。因此，拟对其采用水平井技术。

3.2 水平井技术的实施

水平井HL009-H1、HL009-H2井均达到了预定的地质目标，实施效果良好。HL009-H2井，设计储层靶体视倾角8°下倾。实钻中，构造形态发生变化，视倾角逐渐增大至32°下倾，造成轨迹向上穿出储层。降斜钻进未能回到储层，于井深4 415.00 m正眼完钻。后在井深4 140.00 m处悬空侧钻，降斜钻完储层，侧眼完钻井深4 352.00 m。实际入靶点闭合距、闭合方位均在允许范围内。根据储层情况和钻遇的水平段长度，对用酸类型和用酸量进行了研究。最后确定，采用胶凝酸进行裸眼分段酸化改造作业。

3.3 水平井生产效果

水平段长度及储层钻遇长度，与直井相比，大幅增加。HL009-H1水平段长598.43 m，钻遇储层段长453.00 m，储层钻遇率为75.70%。HL009-H1的储层长度是邻井直井HL9的31.7倍。HL009-H2水平段长324 m，钻遇储层段长173.7m，储层钻遇率为53.61%。HL009-H2的储层长度是邻井直井HL9的12.2倍。水平井技术提高了储层钻遇率和钻遇储层长度，增大了低渗储层的渗流面积，从而提高了低渗储量的动用程度。

在储层物性相同的情况下，水平井测试产量和无阻流量均较直井大幅增加。HL009-H1井的测试产量(114.32×104m3d)是HL9井测试产量(6.17×104m3d)的18.5倍，HL009-H1井的无阻流量(402×104m3d)是HL9井无阻流量(7.55×104m3d)的53.2倍。HL009-H2井的测试产量(88.17×104m3d)是HL9井测试产量的14.3倍，HL009-H2井的无阻流量(261×104m3d)是HL9井无阻流量的34.6倍。

井口生产压力压降甚微，表现出较强的稳产能力，动储量大。HL009-H1井投入开采后，生产压差小。2014年8月关井前，日产量为13.5×104m3，井底流动压力为40.486 MPa；目前的地层压力为40.538 MPa，生产压差为0.052 MPa。关井前的井底流动压力是目前地层压力的99.87%。采用关井压降法，计算得到的HL009-H1井的动态储量为33.43×108m3。这说明该水平井对气藏储量的动用达到了比较好的效果。

4 气藏动态监测

为了掌握黄龙场区块飞仙关组高含硫气藏的动态特征、开发规律，建立了一套严格的高含硫动态监测管理体系。主要从以下方面进行把控：施工作业方案的制定、现场作业的具体实施、资料的解释和应用。HL009-H1的试井工作对气井生产发挥了很好的指导作用。采用双重介质地层模型进行解释。相关参数：地层压力为40.56 MPa，垂向渗透率为1.39×10-3μm2，径向渗透率为22.69×10-3μm2，水平段有效长度为351 m，储容比为0.099 8，窜流系数为2.85×10-7，井筒储集系数为42.96 m3/MPa，表皮系数为-2.967 4。

从地质认识上看，压力恢复导数曲线的双重介质特征可进一步说明洞穴及裂缝的传导能力在气体的流动中起到了主导作用，而孔隙只起储存作用。采用水平井技术对储层、裂缝能起很好的沟通作用。因此，在该区块钻水平井是必要的，水平井技术可提高气井的产能，实现气田的效益开发。

5 气藏的集输工艺

为强化集输系统的安全性，采用了高酸性井场一体化集成撬装装置。HL009-H1井的井站工艺部分主要包括药剂加注撬、一体化集成撬(包括加热、节流、分离、计量、燃料气系统、氮气置换系统)、清管发球撬、出站截断阀组等。在集输工艺上采用湿气输送，以简化站场流程；通过提高出站温度、加注抑制剂、控制管内气体流速、加大清管频率等措施，防止水合物形成。

选用配套的管材及阀门。集气管线采用L245NS PSL2+附录H SMLS钢管，燃料气管线采用L245 N PSL2+附录B SMLS钢管，高压放空管线采用00Cr17Ni14Mo2钢管，中低压放空管线采用L245NS PSL2+附录H SMLS钢管，加注管线采用20G高压无缝钢管。根据高含硫化氢气田建设标准要求，对阀门及管材等严格按母材批次进行抗SSC和HIC试验，同时做好硬度检测和光谱半定量分析复验工作。

严格执行高含硫气田相关开发标准。在项目建设管理过程中，合理使用HSE管理工具，认真开展工作前安全分析和启动前安全检查，加强施工现场管理，确保现场作业的安全和环保。

6 气藏的安全生产体系

6.1 气藏开采风险评估

利用EFFECT软件对HL009-H1井高含硫站场重大泄漏事故进行了模拟，计算分析了其喷射火热辐射影响距离、爆炸冲击波影响距离以及硫化氢扩散距离。

(1) 在下风向164.82 m的范围内，热辐射强度可达4.0 kWm2，未着保护设备的人员置身其中超过20 s会引起疼痛，但可以逃生。根据极限扩散距离的模拟计算，建议HL009-H1井的应急撤离距离不宜小于1 000 m。

(2) 泄漏的天然气延迟遇火，将形成可爆云团。可爆云团的质量，随下风向距离的延伸而先增大后减小。爆炸点与泄漏点的距离为46.82 m，爆炸冲击波超压值100 kPa的死亡区影响距离为4.13 m。此区域边缘处人员，因冲击波作用导致死亡的概率为0.5。

(3) 若释放的含硫天然气没有遇到火源，则H2S浓度为151.8 mgm3的毒性云团将扩散至60.69 m。达到此浓度时，对生命和健康会产生不可逆转的或延迟性的影响。该浓度为危险临界浓度。

6.2 个人和社会风险分析

结合站场泄漏概率和事故后果，利用RISKCURVE(风险计算)软件对站场风险进行计算，量化了个人风险和社会风险。

(1) 个人风险。通过开展对HL009-H1井站的个人风险等值分析，认为：HL009-H1井最大的风险等值线为1×10-4(年)，而在该范围内无人居；站场1×10-5(年)个人风险等值线范围内为散居民房，站场3×10-6(年)个人风险等值线范围内无高敏感场所和特殊高密度场所，因此个人风险是可以接受的。

(2) 社会风险。HL009-H1井站的F-N曲线落在了“可容许区”(见图2)，风险处于较低水平，该风险是可以被接受的。

图2 HL009-H1井的社会风险F-N曲线

集气管道埋地敷设，埋深0.8～2.0 m，具有隐蔽、单一和野外性的特点。根据采集气管道易发事故的不同特点，确定可能导致事故的危险因素包括管道腐蚀穿孔、管道材料缺陷或焊口缺陷隐患、第三方破坏、工艺操作失当、自然灾害等，并制定了相应的管理措施。

6.4 强化生产安全管理

实行高含硫天然气集输生产管理与操作岗位责任制，编制了气井投产、检测维修、施工作业、生产运行方案、应急预案，并严格执行。

7 结 语

(1) 黄龙场区块飞仙关组高含硫气藏的勘探开发实践表明，采用井震结合和精细气藏描述技术、实行及时准确的动态监测，是气田开发中打造透明油气藏的关键。

(2) 针对非均质低渗气藏，采用水平井技术及配套的酸化改造技术，能够有效提高气井的产能和低渗储量的动用程度，实现效益开发。

(3) 高含硫气藏配套的集输一体化技术和生产安全体系的建立，为气田开发提供了安全可靠的保证。