四川盆地普光高含硫气田长周期高产稳产关键技术

曾大乾 张庆生 李 童 宿亚仙 张 睿 张 诚 彭 松

1. 中国石化石油勘探开发研究院 2. 中国石化中原油田分公司 3. 北京大学地球与空间科学学院

0 引言

高含硫天然气资源量巨大，是我国近年来发现的重要天然气资源之一，已相继探明普光、元坝、罗家寨等一批气田，探明储量超过1×1012m3，开发潜力巨大。四川盆地普光气田是我国已探明储量最大的高含硫气田，主要目的层段为下三叠统飞仙关组和中二叠统长兴组，气藏埋深4 800～6 000 m，平均地层温度128 ℃，硫化氢摩尔百分含量介于13%～18%，平均为15%[1]。储层为礁滩相碳酸盐岩，平均孔隙度为8%，发育多套气水系统，为超深碳酸盐岩边水常压高含硫化氢气藏，开发难度极大。“十一五”期间攻克了钻井、采气、集输、净化、安全等领域的一系列世界级技术难题，于2009年底正式投产建成，实现了我国开发大型超深高含硫气田从无到有的突破，迈入高含硫气田开发世界先进水平行列[2-5]。

该气田投入开发后，如何保持长期高产稳产面临新的技术挑战：①突破低品位储量有效动用技术，夯实气田稳产物质基础。普光气田为礁滩相储层，其中低品位台内滩储量占比约35%。该类储层物性差（孔隙度小于5%）、地震预测精度低[6-8]，储层改造工艺难度大、效果差，气田开发初期一直未得到有效动用（动用率仅20%）。要实现气田长期稳产，必须攻克该类储量有效动用技术。②破解强边底水气藏水侵规律及气田开发全生命周期治水技术，实现气井长期稳产。普光气田边水体积大（水体为气田6倍）、推进快，储层非均质性强[9-11]、局部存在裂缝[12]、水侵预测难度大，气井水淹后产能快速递减，直接影响气田稳产期和采收率[13-17]，必须破解水侵规律及控水—堵水技术，实现气田稳气控水。③攻克硫沉积预测及防治技术，确保气田高效生产。高含硫气藏渗流特征复杂，国内外尚无相应的渗流理论及硫沉积预测动态模拟方法。随气藏压力降低，硫沉积逐步堵塞集输系统、井筒及储层，严重影响气田产能的释放及气井正常生产[18-25]，必须攻克高含硫气藏硫沉积预测及气田开发全生命周期治硫技术，确保气田高效生产。为此，“十三五”以来，通过设立国家科技重大专项“高含硫气藏安全高效开发技术”及中国石化重大科技项目“超深高含硫气田提高采收率技术”开展攻关，取得一系列技术突破，创新形成了超深礁滩相低品位台内滩储层有效动用技术、碳酸盐岩边底水气藏水侵预测及控水堵水技术、高含硫气藏硫沉积预测及治理技术。上述技术直接应用于普光气田，台内滩低孔低渗储层动用率提升到81%,气田稳产期由开发方案设计的8年延长到11年，平均单井产气量长期保持在50×104m3/d以上，截至2022年底气田已累计产气超过1 000×108m3，实现了超深高含硫边底水气田的长周期高产稳产。

1 低品位台内滩储层有效动用技术

1.1 低孔低渗台内滩储层预测技术

普光气田礁滩相台内滩储层主要位于飞三段，埋藏深（大于4 800 m）、物性差（孔隙度介于2%～5%）、分布散，地震波阻抗与围岩难以区分、常规地震储层预测方法精度低。首先根据岩心确定沉积微相类型与对应的岩相组合，进而利用取心井测井曲线形状、幅度、顶底接触关系建立测井相图版，在此基础上结合地震属性特征实现岩石相、测井相、地震相三相合一刻画储层沉积微相，并将台内滩细分为滩核、滩缘及潟湖三类微相（图1）。

图1 普光气田飞三段台内滩沉积微相分布图

提高台内滩储层预测精度的关键是准确确定滩核、滩缘与潟湖的岩石物理界限。通过岩石物理正演，得到反映普光气田各微相的纵横波速度比和纵波阻抗量版（图2）。从图2可以看出，滩缘储层与潟湖非储存界限清晰。在此基础上，应用逐级地质统计学反演，低孔低渗储层厚度预测符合率由原波阻抗反演的65%提高到目前的81.6%。

图 2 普光气田台内滩储层岩石物理量版

1.2 低孔低渗台内滩储层有效动用条件

针对普光气田飞三段台内滩储层厚度薄、物性差、非均质性强等特点，以灰色关联法确定了影响有效动用的主要因素为储层孔隙度、储层厚度、非储层比例及储层连续性，建立多因素动用潜力评价模型。

利用该模型，以累计产气量及经济界限为基准，将普光气田低孔低渗台内滩储层分为三类目标区域（表1）。其中，一类区主要位于滩核，是首选动用目标；二类区主要位于滩缘内侧，具有一定动用潜力；三类区主要位于滩缘外围，目前经济技术条件下无效益。

采用此方法综合评价普光气田飞三段台内滩储层10个井区有效动用储量127.3×108m3（图3），储层动用率达到80.81%。储层动用孔隙度下限由5%下降到3.5%。

1.3 低孔低渗台内滩储层井型优选

以初期产能、采收率为目标函数，模拟研究不同井型开发低孔低渗储层的经济效果，建立井型综合评价图版。应用该方法确定普光气田4个低孔低渗台内滩储层合理井型分别为斜直井及水平井（表2）。

表2 普光气田低孔低渗储层井型优选图版

1.4 低孔低渗台内滩储层造复杂缝酸压工艺

采用台内滩储层露头开展真三轴大物模实验，基于分形理论反演模拟天然裂缝网络，明确了普光气田飞三段低孔低渗储层构建复杂酸压缝网的可行性。在此基础上，自主研发了160 ℃高温自转向清洁酸体系及组合高强度暂堵剂，优选高降阻率滑溜水，形成了低孔低渗储层“自转向清洁酸＋降阻滑溜水＋暂堵分流”酸压技术。

1.4.1 自转向清洁酸体系

针对前期储层改造所用酸液黏度低、有效作用距离短的问题，开发了一种两性离子黏弹性表面活性剂，合成出一种长碳链酰胺丙基甜菜碱主剂和具有明显增强变黏酸耐温性能的高温助剂，自主研发了高温自转向清洁酸，优选了与之配伍的铁离子稳定剂和缓蚀剂，形成了一套耐温可达160 ℃的高温清洁自转向变黏酸体系。该体系由清水＋20%HCl＋2%HAc＋2.5%高温酸化缓蚀剂＋3.5%清洁酸稠化剂＋0.8%高效铁离子稳定剂＋0.5% SA-13复配而成，腐蚀速度2.17 g/(m2·h)、表面张力27.75 mN/m、稳铁能力大于200 mg/mL，具有清洁、滤失小、缓速效果好等特性，可实现储层的非均匀酸蚀。

1.4.2 降阻滑溜水

滑溜水由清水＋1%SA5-5＋0.5%DJ-02复配而成，降阻率可达到69.79%。较好地解决了酸压过程中大液量、大排量注入时泵注压力过高的问题。

1.4.3 高强度可降解暂堵剂

通过分子结构设计，采用高强度链环状刚性分子结构的可降解聚酯类材料，研制了直径0.1～1.0 mm细粒状、直径1～6 mm大粒状、长度6～12 mm纤丝状等3种规格的暂堵剂，通过压缩仪将暂堵剂压实形成具有高强度的滤饼，对裂缝开展封堵模拟，承压强度达26.6 MPa。暂堵剂在130 ℃条件下，10.5 h后部分溶解，11.5 h后可完全溶解。

现场应用8井次，工艺成功率100%，投产初期平均单井天然气产量44.7×104m3/d，实现了低孔低渗储层的有效动用。

2 边水气藏水侵前缘预测及全周期控水稳气技术

2.1 气藏水侵前缘预测方法

针对普光气田边水推进快、储层非均质性强、水侵预测难度大，气井水淹后产能快速递减、控水稳气难度大的特点，提出水侵优势通道因子，揭示了裂缝、高渗带对水侵的双重影响，实现水侵优势通道三维分类刻画；建立双重介质气藏气水前缘运动模型，实时追踪气藏水侵前缘。

2.1.1 普光气田气井产水特征

普光气田投产第4年，普光105-1H井即开始产出地层水，目前全气田已有12口井见水。利用液气比与液气比导数图版可较好判别气井水侵类型。该方法是利用气井实际生产动态数据，求取生产水气比、水气比导数与生产时间的关系曲线，对气井水侵类型进行判断（图4）。普光气田气井水气比上升特征包括2种类型：①气井见水后水气比及水气比导数随生产时间的延长而逐渐增加，且后期增加较快，属于裂缝型水侵模式；②气井水气比和水气比导数虽然呈上翘趋势，但不如第一类井上翘明显，为孔隙型水侵模式。

图4 普光气田产水气井水气比变化图

2.1.2 气藏水侵前缘预测方法

前述已知储层非均质性和裂缝是影响水侵状况的关键地质因素。为此，根据等值渗流阻力方法，分别计算裂缝、高渗透层、中低渗透层水侵的渗流阻力，引入裂缝和基质系统间流体交换强度吸渗方程，建立了普光气田双重介质气藏气水前缘预测模型。

表3 普光气田产水井见水时间预测结果对比表

2.1.3 水侵精细数值模拟技术

建立了普光气田高精度双重介质地质模型水平及垂向步长为25 m×25 m×5 m，总网格数达到39 777 200个。在模型中针对不同类型储层输入相应的相渗及毛细管力相渗端点，采用相渗及毛细管力模型计算得到每个网格的相渗曲线和毛细管力曲线，运用大规模并行云计算技术，可精确表征水侵过程中气藏含气饱和度的三维空间变化（图5）。根据含气饱和度分布特征，普光2块飞一段—飞二段边水沿4个方向突进，飞三段气藏整体未水侵，长兴组气藏各礁体的水淹程度低。普光3块飞一段—飞二段的上部已基本水淹，中下部水淹程度相对较弱。

图5 普光气田飞一段—飞二段含气饱和度分布图（2022年底）

2.2 普光气田开发全周期控水对策

以优势通道刻画、气水前缘预测为基础，制订了气井控水优化配产方法、建立产水量最大产液能力预测模型、水淹停产井复产条件，形成气井全周期（无水采气、带液生产、积液停喷）控水对策。

2.2.1 气井控水优化配产方法

为了使气水前缘均衡推进，分别采用水侵优势通道及非优势通道产量预测模型，建立产量与见水时间之间的关系图版（图6），可快速用于气井差异性配产。一方面降低高渗带气井压差减缓边水突进，同时适当提高非高渗带气井压差，平衡水侵速度。通过对气田37口气井进行差异化配产，气水前缘更为均匀的推进，推迟气井见水时间6～18个月，气田水侵速度下降32.4%。

图6 普光气田不同渗透率下排水采气井产气量与见水时间关系图

2.2.2 产水井排水能力预测

以稳定渗流理论为基础，结合产水气井产出剖面测试资料，建立产水量最大产液能力预测模型。

式中Q表示地层水注入量，m3/d；K表示产水层有效渗透率，D；h表示储层厚度，m；µ表示地层水黏度，mPa·s；Re、Rw分别表示控制半径及井半径，m；pe、pw分别表示地层压力及井底流动压力，MPa。

计算结果表明，排水采气井随着地层压力下降，排水量、产气量逐渐下降（图6），当降至一定程度后，排水采气无法将混合液举升至井口，此时气井水淹。

2.2.3 水淹井排水量优化

一线边水气井水淹后，为减缓二线井水淹速度，可将部分水淹气井转为强排井。按照排水量/侵入量值为1、1/2、1/3、1/4、1/5、0，模拟预测边水推进特征以及开发指标情况。当排水量/侵入量小于1/3时，采收率变化较小；当照排水量/侵入量大于1/3后，气藏采收率上升速度较快，因此气藏排水量/侵入量值应该控制在1/3以上。

2.3 高含硫水淹气井泡排复产技术

由于普光气田高含硫气井为永久性完井管柱，动管柱排液方式不宜采用，而不动管柱排液工艺中，气举阀、毛细管、柱塞、超声雾化等在排液量、举升效率、材质等方面难以满足要求，适用的排液方式为泡排和连续油管氮举。但面临两方面的难题：①超深高温高含硫环境中，泡排剂易分解，稳定性差，需要优选制备高效耐温抗硫泡排剂；②连续油管氮举排液喷头喷射方向向下，不利于液体高效返排，需要研制高效排液喷头，改变喷头出口方向，提高携液效率。

2.3.1 耐高温抗硫三元复合泡排剂

针对常规泡排剂耐温抗硫性能不足的问题，重点开展了泡排剂分子耐温抗硫结构设计。表面活性剂结构热稳定最大挑战是温度，在设计表面活性剂时引入含C-C-N、C-C-O、C-C-S等抗180 ℃高温的官能团，在180 ℃条件下7 d内可以保持化学稳定性。表面活性剂分子对硫的耐受能力强弱与其所含官能团对酸的敏感程度密切相关，为此优选水热稳定胺键、醚键和长疏水链基团，研制了“酸响应非离子、阴离子及两性离子”的新型碳杂键三元复合泡排剂，具有抗温（180 ℃）、抗硫耐酸（pH 值3～10） 、高效（浓度0.05%的泡沫携液量达160 mL）、稳定（半衰期大于1 h）、绿色（生物降解率100%）特点。

2.3.2 高含硫水淹气井注氮混水复合泡排工艺

基于涡流排液及气体自膨胀携液原理设计研制了涡流型高效返排喷头，采用有限元加密网格仿真模拟、优化结构参数，形成3螺旋导流槽、3孔4 mm喷嘴、最大外径60 mm喷头结构，使原有的紊流流态变为螺旋状向上涡旋流态，喷头改变气体的喷射方向，降低了注入气对地层的回压作用，增大了携液的有效距离。

为了进一步提升水淹井复产成功率，提出了伴水注氮混水复合泡排新工艺。一方面利用混氮水降低井筒积液密度，另一方面通过泡排剂，降低气液滑脱，提高了水淹井大液量强排液效率。

采用新型三元复合泡排剂，配合注氮混水复合泡排工艺，解决了带永久封隔器管柱的高含硫气井排液复产难题。现场实施4口井，单井日增气量11.9×104m3，成功率100%。

2.4 高含硫水淹气井过油管堵水技术

高含硫气井过油管堵水技术的关键是通过连续油管下入膨胀式桥塞，桥塞坐封于出水层上部实现封堵下部水层。为了提高堵水效果，桥塞坐封后，利用连续油管在桥塞上部连续覆盖水泥，进一步封堵水层。为此，开发了“高含硫大扩张比过油管桥塞＋水泥塞”堵水工艺，结合研制的具有定压关闭保护机构的高膨胀率桥塞和配套工具，填补高抗硫国产工具过油管堵水成功应用空白。

2.4.1 高抗硫大扩张比过油管桥塞

普光气田高含硫气井油管内径68 mm，研发了外径Ф62 mm的过油管抗硫堵水桥塞，主要由连接丢手机构、浮动密封机构、胶筒进液密封阀机构、进液定压关闭机构、中心管、胶筒等几部分组成。为保证扩张后的耐压差效果，采用1.6 m长密封段胶筒设计，胶筒耐温150 ℃抗H2S达20%，膨胀率305%时耐压差达18 MPa，解决了常规桥塞过3寸半油管（Ф88.9 mm）在7寸（Ф177.8 mm）套管内难以座封、承压不够的难题。

2.4.2 机械双塞（过油管桥塞＋水泥塞）堵水工艺

根据普光气田完井管柱结构特点及连续油管作业施工的特殊情况，堵水工艺设计为两趟管柱施工，第一趟管柱投送高膨胀率桥塞封堵套管打底承托，避免水泥大量流失扩散不能成塞；第二趟下连续油管在高膨胀率桥塞封堵顶注入水泥帽，然后投入隔离胶塞顶替到位，投球关闭联通管外环空的循环通道完成扩张、座封动作并封堵下部出水层（图7）。

图7 普光气田机械双塞堵水工艺示意图

3 高含硫气藏硫沉积预测及治理技术

针对普光气田开发过程中的硫沉积影响气井正常生产及气田采收率的问题，基于实验，建立了单质硫溶解、沉积和渗流模型，揭示了储层、井筒中硫的沉积分布规律；研发了兼有快速分散溶硫与橡胶保护功能的溶硫剂以及自发热多元胺溶硫剂和低成本无机碱催化溶硫剂，现场实施成功率100%，单井平均日增气13×104m3。

3.1 高含硫天然气单质硫析出机理

高含硫天然气中单质硫的含量是定量分析硫析出与沉积的关键参数。原始状态下未饱和溶解单质硫的气藏，单质硫初始含量存在较大差异，并且与压力、温度、埋深、H2S含量等因素没有明显的相关性，井下取样检测是准确获取该参数的基础。基于自主研发的高抗硫井下保压取样器，开展了普光104-1、303-2等井井下PVT气样，采用改进的色谱法测得普光气田原始地层条件下单质硫含量为0.35～0.39 g/m3，而气样的饱和单质硫含量为1.23 g/m3，表明普光气田原始状态下为未饱和溶解单质硫。

当温度和压力降低时，单质硫在高含硫天然气中的热力学饱和点降低，从而导致溶于天然气的单质硫含量减少。测试不同温度（70 ℃、100 ℃、118 ℃和130 ℃）不同压力下（20～55 MPa）高含硫天然气中硫的溶解度，结果显示在温度70～130 ℃、压力20～55 MPa下，硫在高含H2S天然气中的溶解度在0.036 9～3.120 8 g/m3。温度一定时，硫的溶解度随着压力增加而增大。压力一定时，硫的溶解度随着温度增加而增大。

以普光气田不同压力温度下硫溶解度测试结果为基础，以Chrastil模型为基础，建立了普光气田的单质硫溶解度预测模型［式（6）］，确定普光气田单质硫析出地层压力介于21～25.6 MPa，基于地层压力下降规律，预计2023年地层中将逐步发生硫沉积。

式中cr表示硫溶解度，g/m3；γg表示混合气体相对密度，无量纲；p表示压力，MPa；Z表示气体偏差因子；R表示通用气体常数；T表示温度，K。

3.2 普光气田地层—井筒单质硫沉积分布规律

3.2.1 普光气田地层硫沉积规律

高含硫气田开发过程中，随着地层压力的逐渐下降，高含硫天然气中的单质硫逐渐析出、沉积，从而对储层的孔隙度、渗透率造成影响。气井生产过程中由于压降漏斗及毛细管数效应的存在，析出的单质硫饱和度从井底向地层径向分布呈现先上升然后再下降的特征，这是因为越靠近井筒，气流速度越高，毛细管数也越高，也即毛细管数效应更加明显，硫沉积饱和度也就较低。进一步对比分析考虑近井区域温度变化对硫沉积饱和度分布特征的影响。同时，由于气体的可压缩性，在近井区域的高速流和焦耳—汤姆逊冷却效应导致温度产生明显变化，越靠近井筒，温度下降越多。由于硫溶解度对温度较为敏感，若不考虑温降，预测结果将偏小。

预测地层压力从26.5 MPa（单质硫析出压力）下降到14.5 MPa（相当于废弃压力）过程中硫沉积饱和度的径向分布，随着地层压力下降，硫沉积饱和度增大，但主要沉积在近井地带约3 m范围内，其中0.5～0.6 m范围单质硫饱和度最高。即使地层压力大幅下降，较远地层中沉积的单质硫也很少（图8）。

图8 普201-2井不同地层压力下硫沉积饱和度延井眼径向分布预测图

3.2.2 普光气田气井井筒硫沉积分布规律

高含硫气田开发过程中，受井筒流温、流压分布影响，单质硫析出沉积位置从井口逐渐下移油管内壁，造成堵塞，严重影响气井正常生产。

P102-3、P102-2、D402-3等井多次连续油管作业、井径测井结果表明，随着时间的延续，井筒堵塞点位置从井口附近逐渐下移。采用考虑扩散吸附的气—水—硫三相井筒硫沉积模型，建立“一井一模型”，预测随着压力下降，硫堵位置（沉积厚度最大）呈现加速下移的趋势，目前地层压力、产量下硫堵位置距离井口366～1 095 m，平均739 m（图9）。

图9 普光301-3井井筒硫沉积厚度预测图

普光气田地层温度为128 ℃，高于硫单质的熔点（111.4～120.4 ℃），高含硫天然气从井底到井口流动过程中，液硫转变为固硫的最大深度约4 650 m，以浅井筒内吸附沉积固硫，以深井筒内液硫无法稳定吸附，后期井底可能会存在液硫积液。

3.3 高含硫气井井筒硫沉积治理

针对井筒溶硫剂与沉积于管壁的单质硫接触时间短且易损伤封隔器橡胶的难题，研发了具备橡胶保护功能的快速分散型溶硫剂，配套连续油管旋转射流冲洗工艺，实现井筒有效除硫。

3.3.1 低伤害高效溶硫解堵配方体系

基于胺类溶硫原理，设计了多胺基、短链长的多元胺为主剂、分散剂、渗透剂为助剂的溶硫解堵体系，溶硫量12.3 g/100 mL（50 ℃，1 h），可快速剥离蜂窝状硫沉积物，分散率大于85%。

基于硫化原理，研制了橡胶保护剂，促进被破坏的橡胶分子硫化交联重聚，氟橡胶溶胀率小于2%，达到了溶硫解堵和保护橡胶的目的。溶硫剂在90 ℃防腐性能良好，G3、TP110SS钢片7 d腐蚀速率小于等于0.049 9 mm/a，溶硫剂及其反应产物在高温下（50 ℃、90 ℃）与产出液配伍性良好，无分层、沉淀、结晶现象，且与普光气田使用缓蚀剂配伍性好，保证了溶硫作业过程中井下管柱的安全。

3.3.2 溶硫解堵配套工艺

设计了水浴式温控加热罐，建立了加热装置—水泥车—多功能流程为主体的泵注流程，保证了配套工艺的实用性、安全性。采用加热罐预热工艺，实现药剂温度、纯度的“双管控”，最大程度保证了溶硫体系的解堵效果。利用水泥车、地面流程单流阀结构，避免硫化氢泄漏。采取连续油管大排量旋转射流热水冲洗井筒，冲刷井壁上松散的硫颗粒，进一步增强清洗效果（图10）。现场实施200余井次，成功率100%。

图10 普光气田井筒溶硫解堵现场施工泵注流程图

4 普光气田提高采收率方向

目前，普光气田开发已进入递减阶段，地层压力已降至原始地层压力的50%以下，井口压力接近外输压力，下一步硫沉积将逐渐从井筒扩展到地层，且边水突进导致剩余气分布非常复杂，需要开展剩余气精细描述与挖潜、集输系统增压、硫沉积治理、精准堵水等关键技术的攻关，进一步提高气田采收率。

4.1 剩余气精细描述及挖潜

普光气田低渗透储层受开发井距、储层泄气半径及改造工艺影响，储量动用率仍有进一步提升空间；对飞一段—飞二段非水侵区粒内孔剩余气储量通过精细描述，可实施水平井精准挖潜；对边部水侵潜力区，应重点开展高含硫气井侧钻及二次完井技术攻关。

4.2 高含硫集输系统增压开采

普光气田集输系统末站压力目前为8 MPa，较高的集输压力制约了气田持续稳产及提高采收率，增压开采是气田提高采收率的重要途径之一。需要开展增压位置、增压幅度、增压模式等增压技术政策研究，优选合理增压方案，攻关大排量抗硫增压装置，加快现场实施。

4.3 井筒—地层硫沉积一体化治理

截至2022年底普光气田近70%气井井筒已发生硫沉积，预计2023年普光气田地层压力将逐步下降至单质硫析出的临界压力，硫沉积正向井筒深部及储层扩展，需要加强井筒—储层硫沉积一体化数值模拟，预测硫沉积分布规律，攻关形成储层—井筒硫沉积一体化防治对策及工艺技术，为气田提高采收率提供新的技术手段。

4.4 高含硫气井精准堵水技术

目前已实施的机械堵水均为见水段以下笼统堵水。下一步一是要进一步发展机械堵水工艺，实现任意出水层位的精准堵水；二是攻关化学堵水工艺，通过加入大段塞聚合物降低气井深部水相渗透率，提高降水效果。

5 结论

1）针对普光气田台内滩储层地震预测精度低、储层改造效果差、气田开发初期一直未得到经济有效动用的挑战，创新岩石相、测井相、地震相三相合一刻画沉积微相方法及岩石物理量版，大幅提高低孔低渗储层预测精度；采用灰色关联法建立多因素动用潜力评价标准和井型优选图版，制订有效开发动用对策；研发了“自转向清洁酸＋降阻滑溜水＋缝内暂堵”长水平段水平井复杂缝酸压工艺，实现超深礁滩相低品位台内滩储层有效动用。

2）针对普光气田水侵复杂、气井水淹后产能快速递减、控水稳气难度大的挑战，建立双重介质气藏气水前缘运动方程及高精度数值模拟方法，创新形成气井全周期（无水采气、带液生产、积液停喷）控水优化配产、携液条件图版、水淹停产井排水对策；自主研发了新型抗硫三元复合泡排剂、涡流型排液喷头及高抗硫超高膨胀率比桥塞，创新设计了连续油管过油管注塞堵水工艺，实现了高含硫气井全生命周期控水稳气。

3）针对普光气田开发过程中的硫沉积影响气井正常生产及气田采收率的挑战，基于实验建立了单质硫溶解、沉积和渗流模型，明确了高含硫天然气气体相态、单质硫析出机理，揭示了储层、井筒中硫的沉积分布规律；研发了兼有快速分散溶硫与橡胶保护功能的溶硫剂以及自发热多元胺溶硫剂和低成本无机碱催化溶硫剂，配套了多相融合射流冲洗工艺，初步形成了井筒硫沉积治理技术。

4）普光气田目前地层压力已降至原始地层压力的50%以下，井口压力接近外输压力，硫沉积将逐渐从井筒扩展到地层，且边水突进导致剩余气分布非常复杂，下一步需要开展剩余气精细描述与挖潜、储层硫沉积治理、集输系统增压、硫沉积治理、精准机械堵水及化学堵水等关键技术的攻关，进一步提高气田采收率。