曾大乾 ，王壽平 ，孔凡群 ，姜貽偉 ，張慶生 ，徐衛(wèi)東

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001；3.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257000）

大灣復(fù)雜高含硫氣田水平井開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

曾大乾1，王壽平2，孔凡群3，姜貽偉2，張慶生2，徐衛(wèi)東2

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001；3.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257000）

大灣氣田是近年來我國發(fā)現(xiàn)的地質(zhì)條件極為復(fù)雜的典型高含硫氣田之一，其儲層埋藏深、厚度薄、平面變化大、儲量豐度低、硫化氫含量高、裂縫-孔隙發(fā)育，國內(nèi)外尚無成功開發(fā)先例。為了安全、經(jīng)濟(jì)、高效開發(fā)以大灣氣田為代表的復(fù)雜高含硫氣田，形成了復(fù)雜高含硫氣田水平井整體開發(fā)新技術(shù)。其中包含4項(xiàng)核心技術(shù)：一是雙重介質(zhì)高含硫氣田儲層精細(xì)描述技術(shù)，二是雙重介質(zhì)高含硫氣田開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化技術(shù)，三是高含硫氣田水平井開發(fā)完井技術(shù)，四是高含硫氣田水平井分段酸壓技術(shù)。應(yīng)用這些核心技術(shù)，成功建成了世界上第1個(gè)水平井整體開發(fā)的大灣復(fù)雜高含硫氣田，并已推廣到國內(nèi)類似氣田，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

復(fù)雜高含硫氣田；水平井開發(fā)技術(shù)；大灣氣田

0 引言

我國高含硫天然氣資源十分豐富，2000年以來，四川盆地相繼發(fā)現(xiàn)了羅家寨、龍崗、普光、大灣、元壩、川西等一批高含硫氣田，已探明儲量超過1×1012m3。“十一五”期間，采用“直井+大斜度井”的開發(fā)技術(shù)模式，成功安全高效開發(fā)了孔隙型厚層塊狀（平均厚度達(dá)255 m）大型整裝的普光高含硫氣田［1］。但以大灣氣田為代表的復(fù)雜高含硫（硫化氫質(zhì)量分?jǐn)?shù)14.8%）天然氣資源，由于埋藏深、氣層厚度薄、平面變化大、儲量豐度低、裂縫-孔隙發(fā)育等原因，采用普光氣田的開發(fā)技術(shù)模式難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)動用，必須轉(zhuǎn)變開發(fā)方式，攻克提高單井控制儲量和產(chǎn)能、降低開發(fā)成本的長水平段水平井開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)。

大灣氣田水平井開發(fā)面臨一系列重大技術(shù)難題：一是儲層埋藏深，優(yōu)質(zhì)儲層厚度較薄且云、灰?guī)r間互，空間展布連續(xù)性差，優(yōu)質(zhì)儲層受孔隙和裂縫雙重因素控制，水平井軌跡難確定；二是高含硫裂縫-孔隙型雙重介質(zhì)氣藏滲流特征受天然裂縫系統(tǒng)、硫沉積、水平井滲流等多種因素疊加的影響，制定科學(xué)的氣田水平井開發(fā)方案難度大；三是大灣高含硫氣田水平井井段長，射孔起爆點(diǎn)多，現(xiàn)有傳爆技術(shù)能量衰減大，易發(fā)生斷爆、誤爆、卡槍問題［2］，且高含硫水平井完井管柱防氣竄工藝復(fù)雜［3］，作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)高；四是高含硫水平井分段酸壓國內(nèi)外尚無先例，硫化氫上竄風(fēng)險(xiǎn)大，段內(nèi)均勻布酸難度大，酸液返排時(shí)間長。

針對上述難題，以安全高效開發(fā)為目標(biāo)，開展了復(fù)雜高含硫氣田水平井開發(fā)技術(shù)攻關(guān)，形成了雙重介質(zhì)高含硫氣田儲層精細(xì)描述、開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化、水平井開發(fā)完井、水平井分段酸壓等4項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)，成功建成了世界上第1個(gè)水平井整體開發(fā)的大灣復(fù)雜高含硫氣田。

1 儲層精細(xì)描述技術(shù)

研究有效區(qū)分云、灰?guī)r間互儲層及預(yù)測裂縫的方法，建立雙重介質(zhì)氣藏精細(xì)地質(zhì)模型，確定儲層空間展布，優(yōu)化設(shè)計(jì)水平井軌跡。

1.1 云、灰?guī)r儲層巖相識別

基于取心資料分析，利用測井信息，獲得單井連續(xù)電相剖面，建立起測井巖相聚類數(shù)學(xué)模型［4］，通過誤差判斷將電相剖面轉(zhuǎn)化為測井巖相剖面，實(shí)現(xiàn)測井信息定性識別巖相。精確區(qū)分大灣氣田云、灰?guī)r薄互層，并進(jìn)一步描述不同巖相類型的白云巖儲層，共劃分細(xì)粉晶云巖、鮞粒云巖、礫屑云巖、生屑云巖、泥晶云巖、中粗晶云巖等6種類型（見圖1，其中參數(shù)均為歸一化數(shù)值）。

圖1 大灣氣田巖相電性特征參數(shù)圖版

1.2 云、灰?guī)r薄互層優(yōu)質(zhì)儲層空間展布預(yù)測

運(yùn)用最優(yōu)化測井評價(jià)方法完成基于礦物組分的二次儲層評價(jià)，精確落實(shí)儲層參數(shù)［5］。結(jié)合氣藏流體、礦物構(gòu)成以及巖石結(jié)構(gòu)等基礎(chǔ)信息，建立大灣氣田的巖石物理模型，獲取有效的巖石彈性屬性，并利用實(shí)鉆井儲層彈性參數(shù)分布特征，建立云、灰?guī)r薄互儲層巖石物理量版對儲層特征進(jìn)行解釋（見圖2），區(qū)分優(yōu)質(zhì)儲層彈性參數(shù)分布區(qū)間。

圖2 大灣氣田云、灰?guī)r薄互層優(yōu)質(zhì)儲層巖石物理量版

云、灰?guī)r薄互層優(yōu)質(zhì)儲層空間預(yù)測主要采用疊前地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)反演［6］。將常規(guī)疊前確定性反演和隨機(jī)建模技術(shù)相結(jié)合，根據(jù)云、灰?guī)r薄互層優(yōu)質(zhì)儲層巖石物理量版，建立概率分布模型；將測井、地質(zhì)統(tǒng)計(jì)資料與地震資料相匹配，生成縱、橫向上連續(xù)的高分辨率阻抗模型和巖性體，有效預(yù)測了云、灰?guī)r薄互層優(yōu)質(zhì)儲層的空間展布特征。在此基礎(chǔ)上，對水平井軌跡進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)（見圖3）。

圖3 大灣氣田水平井井軌跡設(shè)計(jì)

1.3 裂縫識別方法描述

優(yōu)選不同測井序列裂縫敏感曲線，采用多參數(shù)濾波差值放大細(xì)微裂縫及不同產(chǎn)狀裂縫引起的異常［7-9］，提取裂縫-孔隙型儲層中高孔、泥質(zhì)的影響因子，通過歸一化消除其影響，重構(gòu)裂縫指數(shù)，形成針對微裂縫的識別方法（見圖4）。

首先，放大微裂縫響應(yīng)特征CI：

其次，提取泥質(zhì)影響因子II1：

再次，提取孔隙影響因子II2：

最后，消除泥質(zhì)、高孔影響，確定裂縫特征指數(shù)CFI：

采用時(shí)頻域共軛梯度法進(jìn)行地震高分辨處理，彌補(bǔ)超深復(fù)雜高含硫氣田裂縫地震響應(yīng)特征弱問題；解析地震方位分布特征，采用三分方位角定解開展疊前裂縫密度及方位地震預(yù)測，并利用井旁道裂縫識別信息完成裂縫體模擬量化（見圖5），實(shí)現(xiàn)裂縫定量預(yù)測。

圖5 大灣氣田裂縫預(yù)測剖面

1.4 裂縫-孔隙型雙重介質(zhì)儲層三維地質(zhì)建模

基于裂縫預(yù)測體，應(yīng)用離散裂縫網(wǎng)絡(luò)方法［10］，模擬裂縫三分量滲透率、裂縫與基質(zhì)的傳導(dǎo)系數(shù)，實(shí)現(xiàn)了裂縫由幾何形態(tài)到滲流行為的轉(zhuǎn)換，將裂縫的真實(shí)形態(tài)和分布應(yīng)用于流動模型中，精細(xì)刻畫了裂縫和孔隙的三維空間展布。

裂縫孔隙度：

裂縫滲透率：

基質(zhì)、裂縫傳導(dǎo)系數(shù)：

應(yīng)用上述技術(shù)對大灣氣田水平井進(jìn)行設(shè)計(jì)，新鉆水平井9口，均鉆遇優(yōu)質(zhì)儲層；單井鉆遇氣層厚度222.4～1311.2m，平均676.0 m，其中優(yōu)質(zhì)儲層厚約436.0 m，整體厚度符合率達(dá)89.3%。

2 開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化技術(shù)

在對高含硫氣田雙重介質(zhì)氣藏地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，運(yùn)用數(shù)值模擬方法，確定水平井整體開發(fā)模式，制定開發(fā)技術(shù)政策［11］，實(shí)現(xiàn)了少打井、少投資，提高氣田整體開發(fā)效益的目標(biāo)。

2.1 高含硫氣田雙重介質(zhì)儲層數(shù)值模擬方法

以室內(nèi)高含硫雙重介質(zhì)氣藏微觀滲流實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)［12］，研究了氣-液硫、氣-固硫多相滲流，多孔介質(zhì)中硫沉積形態(tài)及分布特征，形成了一套高含硫氣藏滲流機(jī)理研究技術(shù)，建立了高含硫雙重介質(zhì)氣藏氣-液（硫）-固（硫）綜合滲流數(shù)學(xué)模型。

2.1.1 基質(zhì)系統(tǒng)滲流模型

氣相連續(xù)方程：

液相連續(xù)方程：

固相連續(xù)方程：

2.1.2 裂縫系統(tǒng)滲流模型

氣相連續(xù)方程：

液相連續(xù)方程：

固相連續(xù)方程：

2.1.3 數(shù)值模擬方法

基于理論基礎(chǔ)研究，成功耦合連續(xù)性方程、流體PVT模型及儲層傷害模型，開發(fā)了考慮硫沉積、雙重介質(zhì)因素的滲流模擬模塊（見圖6），預(yù)測高含硫雙重介質(zhì)氣藏水平井開發(fā)趨勢。

圖6 高含硫氣田雙重介質(zhì)儲層數(shù)值模擬模塊

2.2 水平井開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化

2.2.1 開發(fā)井型優(yōu)選

井型的優(yōu)選主要依據(jù)大灣氣田技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限的研究，包括單井初始產(chǎn)氣量界限、單井控制地質(zhì)儲量界限、單井鉆遇氣層厚度界限等。

根據(jù)界限研究結(jié)果（見表1），在氣井穩(wěn)產(chǎn)10 a的條件下，直井需要部署在有效厚度大于66 m的部位，水平井需要部署在有效厚度大于40 m的部位。大灣氣田主力含氣層段集中分布在飛一、飛二段中上部，平均厚度約50 m，品質(zhì)較好，展布較穩(wěn)定，確定采用水平井整體開發(fā)。

2.2.2 水平段長度優(yōu)化

考慮優(yōu)質(zhì)儲層空間展布，應(yīng)用數(shù)值模擬建立水平段長度與水平井、直井產(chǎn)能比的關(guān)系（見圖7），優(yōu)化氣井水平段長度。根據(jù)大灣氣田單井?dāng)?shù)值模擬優(yōu)化結(jié)果，大灣氣田氣井最佳水平段長度600～1000 m。

圖7 水平井指標(biāo)優(yōu)化對比

2.2.3 開發(fā)井距優(yōu)化

采用經(jīng)濟(jì)評價(jià)法確定大灣氣田的經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度及極限井距，結(jié)合氣藏工程法，根據(jù)單井的極限控制儲量綜合確定大灣氣田水平井的合理井距（見表2）。

表2 大灣區(qū)塊水平井經(jīng)濟(jì)極限井距

綜合分析認(rèn)為：儲量豐度越大，經(jīng)濟(jì)極限井距越小。單井配產(chǎn)越高，要求的井控儲量越大；在氣井產(chǎn)量相同的情況下，儲量豐度越高，井距越小。大灣氣田根據(jù)不同區(qū)域儲量豐度變化，合理井距確定在1400～1900 m（見圖8）。

2.2.4 采氣速度優(yōu)化

基于高含硫雙重介質(zhì)儲層數(shù)值模擬模塊，模擬了不同采氣速度與穩(wěn)產(chǎn)期、采出程度的關(guān)系。要保持氣藏一定的穩(wěn)產(chǎn)期，需要控制一定的采氣速度。類比普光氣田，大灣氣田全氣藏的采氣速度控制在4%左右（見圖9），整體生產(chǎn)規(guī)?？刂圃?0×108m3左右較為合適。

圖8 不同單井配產(chǎn)下合理井距與儲量豐度關(guān)系

圖9 不同采氣速度下地層壓力變化預(yù)測對比

將上述技術(shù)應(yīng)用于指導(dǎo)制定大灣氣田開發(fā)技術(shù)政策，確定了水平井整體開發(fā)模式——不同井區(qū)合理井距1400～1900 m、水平段長600～1000 m。優(yōu)化后，新鉆開發(fā)井由20口直井變?yōu)?口水平井，單井控制儲量由29×108m3提高到68×108m3，節(jié)約投資16億元，內(nèi)部收益率由12.8%提高到17.9%。

3 水平井開發(fā)完井技術(shù)

大灣氣田氣層埋藏深，一般在5000～6000 m，高含H2S，投產(chǎn)井段長，射孔安全要求高。為此，加強(qiáng)了管柱防卡技術(shù)、高效傳爆技術(shù)的研究，形成了一套完整的超深高含硫長井段水平井安全高效射孔技術(shù)［13-14］。在此基礎(chǔ)上，對管柱結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化［15］，實(shí)現(xiàn)高含硫水平井分段完井，為后期儲層分段酸壓工藝改造奠定基礎(chǔ)。

3.1 一次性安全射孔

研發(fā)了27CrMo27Vs材質(zhì)的鋼材作為射孔槍管材質(zhì)（鋼級TP110S，屈服強(qiáng)度890MPa，抗拉強(qiáng)度936MPa，延伸率22%）。該材質(zhì)不但具有一定的抗硫性能，且具有較高的機(jī)械強(qiáng)度和韌度，保證在井下不被高壓液柱壓扁，射孔后射孔槍不被撕裂。通過設(shè)計(jì)射孔彈殼體網(wǎng)狀預(yù)置槽結(jié)構(gòu)，研制出低屑量高能射孔彈，爆炸后大直徑碎屑量達(dá)82.1%，有效避免了小彈殼碎片泄露到套管內(nèi)，造成射孔槍或工具遇卡而堵塞生產(chǎn)油管噴嘴的現(xiàn)象。

針對超深水平井射孔井口加壓壓力大（25～26MPa）、壓力波動大的問題，研發(fā)了阻尼緩沖式抗波動壓力起爆器，抗波動壓力達(dá)到16MPa以上，壓力起爆器誤起爆的安全風(fēng)險(xiǎn)降低至接近于0。

采用三面集束設(shè)計(jì)，研發(fā)了隔板增能器（見圖10），增強(qiáng)了爆轟能量，保證了超長井段射孔傳爆的可靠性和能量補(bǔ)償，發(fā)火感度可靠空氣隙距離提高了2.4倍。

圖10 使用隔板增能器的傳爆接頭示意

3.2 三級安全隔斷分段完井

大灣氣田水平井投產(chǎn)井段長，為滿足長水平段均勻布酸，設(shè)計(jì)采用分段酸壓-生產(chǎn)一體化完井管柱［16］。研發(fā)“瓦接”式插入密封及彈性鎖爪扣結(jié)構(gòu)，采用“屏蔽暫堵+機(jī)械封堵+兩級回接”整體完井技術(shù)模式。該模式具有井下關(guān)井、環(huán)空關(guān)井和井下安全閥關(guān)井的三層次關(guān)井功能，實(shí)現(xiàn)了對完井風(fēng)險(xiǎn)的有效管控。完井管柱結(jié)構(gòu)從上到下依次為：井下安全閥+循環(huán)滑套+適用于φ177.8mm套管的永久式封隔器+坐落短節(jié)+投球滑套+分段封隔器+投球滑套+分段封隔器+剪切球座。研發(fā)雙向卡瓦球墨鑄鐵本體表面敷焊鈷基合金技術(shù)，研制耐溫150℃、耐壓差70MPa、耐H2S 20%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）的水平井回接懸掛式封隔器，卡瓦錨定力提高30%，實(shí)現(xiàn)了水平井造斜段下部管柱穩(wěn)固懸掛，以及一次送入、液壓丟手、氣密回接的多級分段，根據(jù)單井的儲層分布及儲層物性情況分段可達(dá)5級（見圖11）。

圖11 三級安全隔斷分段完井管柱

將上述技術(shù)應(yīng)用于大灣氣田水平井開發(fā)完井，射孔施工安全順利，無阻卡現(xiàn)象、爆槍、卡槍事故發(fā)生，平均單井射孔長度798.0 m，平均射孔彈數(shù)6554發(fā)，單井最大射孔長度1215.5 m，單井最大裝彈數(shù)11994發(fā)，射孔彈發(fā)射率100%，一次射孔成功率100%。管柱起下過程安全、順利、無事故，管柱安全控制有效率100%。

4 水平井分段酸壓技術(shù)

根據(jù)大灣區(qū)塊儲層物性條件，優(yōu)化酸液配方，優(yōu)選高效返排酸液體系，解決了水平井改造差異大、易積液、返排難、井壁易坍塌等問題。針對長水平段碳酸鹽巖地層非均質(zhì)性較強(qiáng)的特點(diǎn)，形成了“多級轉(zhuǎn)向選擇性酸壓+泡沫快排”分段酸壓工藝，有針對性地改造不同類型儲層，提高儲層整體動用程度，實(shí)現(xiàn)氣井持續(xù)高產(chǎn)。

4.1 自轉(zhuǎn)向清潔酸、清潔型暫堵劑及抗硫長效助排劑

大灣氣田碳酸鹽巖儲層非均質(zhì)性極強(qiáng)，要實(shí)現(xiàn)儲層的深層次改造，必須阻止酸液向高滲層的單向滲透，轉(zhuǎn)而改造低滲儲層，最終達(dá)到儲層整體改造的目的。采用C—C鏈線性高分子主鏈，減少大側(cè)基，引入清水基團(tuán)，增強(qiáng)聚合物分子柔順性，合成了新型降阻劑。酸液酸體系以黏彈性表面活性劑為主劑，隨著儲層中酸質(zhì)量濃度變低、鈣鎂離子增多、pH值升高和大量二價(jià)離子（Ca2+，Mg2+）雙重作用，會影響轉(zhuǎn)向劑表面活性劑分子的膠束聚集形態(tài)，表面活性劑分子迅速由球型膠束轉(zhuǎn)變?yōu)槿湎x狀膠束，使得酸液黏度迅速增加，阻止酸液向高滲透儲層的前進(jìn)，從而轉(zhuǎn)向低滲透儲層，實(shí)現(xiàn)縫內(nèi)轉(zhuǎn)向。同時(shí)優(yōu)選有機(jī)酸與鹽酸、緩釋劑進(jìn)行復(fù)配，形成自轉(zhuǎn)向清潔酸。

為了實(shí)現(xiàn)對長井段、大跨度、滲透性差異較大的儲層同時(shí)改造，采用高強(qiáng)度鏈環(huán)狀剛性分子結(jié)構(gòu)的可降解聚酯類材料，研制了細(xì)粒、纖絲、大?？山到庵貜?fù)酸壓暫堵劑。該暫堵劑具有良好的生物可降解性、抗拉強(qiáng)度及延展度，突破壓力梯度達(dá)14.62MPa/m，在實(shí)現(xiàn)層間轉(zhuǎn)向的同時(shí)，還降低了暫堵劑對井筒和儲層的污染，為不同類型儲層同時(shí)改造提供了條件。

針對大灣區(qū)塊高孔、高滲、高含H2S的儲層條件，研發(fā)了抗硫長效助排劑，以兩性離子+非離多元表面活性劑為主劑，依照marangoni效應(yīng)，制備泡沫液膜雙效增強(qiáng)型復(fù)合高分子協(xié)同增效劑，優(yōu)選鈣鎂離子掩蔽劑，優(yōu)化酸液體系配方，實(shí)現(xiàn)了助排劑體系的高溫穩(wěn)定性及自修復(fù)性，減小了在地層流動時(shí)的毛細(xì)管阻力，改善了排液效果，提高了返排效率。

4.2 “多級轉(zhuǎn)向選擇性酸壓+泡沫快排”酸壓工藝

大灣氣田儲層埋藏深，產(chǎn)層厚度較大，井段長，縱向上滲透率級差大，非均質(zhì)性嚴(yán)重，籠統(tǒng)酸化難以對投產(chǎn)層實(shí)施均勻布酸。為此，采用“層間轉(zhuǎn)向與層內(nèi)轉(zhuǎn)向”相結(jié)合酸壓技術(shù)方案，選擇性改造不同類型儲層，提高氣井產(chǎn)能。針對長水平段大排量注酸，研究形成了泡沫快排工藝，有效縮短了殘酸返排時(shí)間，防止酸壓造成地層二次傷害，保證了分段酸壓效果。

采取多級“層間轉(zhuǎn)向+層內(nèi)轉(zhuǎn)向”的酸壓方案，以可降解酸壓暫堵劑和清潔轉(zhuǎn)向酸為核心，確定分段酸壓“暫堵劑+前置凍膠+轉(zhuǎn)向酸……”（可以循環(huán)多次）多級注入技術(shù)模式［17］，提高不同類型儲層酸壓效果。

研發(fā)高溫、高壓、高含H2S泡沫動態(tài)性能評價(jià)裝置，開展大灣氣田復(fù)雜井況下泡排劑泡沫攜液能力模擬，優(yōu)化泡排劑加注工藝。采用“壓后緩注、協(xié)同燜井、氣液同漲”的工藝流程及手段，以抗硫長效助排劑為核心，輔以液氮，減小地層流體毛細(xì)管阻力、降低酸液密度，實(shí)現(xiàn)殘酸快速返排。

將上述技術(shù)應(yīng)用于大灣氣田水平井分段酸壓改造，有效提高了非均質(zhì)長水平段布酸均勻度，改善了儲層整體滲流能力，平均單井殘酸返排時(shí)間縮短78 d，平均單井無阻流量565.6×104m3/d、水平井日產(chǎn)量88×104m3，增產(chǎn)倍比 2.2。

5 結(jié)束語

該成果直接指導(dǎo)了大灣氣田產(chǎn)能建設(shè)，開發(fā)以來生產(chǎn)運(yùn)行安全高效。通過高含硫氣田水平井整體開發(fā)技術(shù)的突破，開發(fā)井?dāng)?shù)由原開發(fā)方案設(shè)計(jì)的25口直井，優(yōu)化到目前14口（5口探井利用），其中9口新鉆井全部采用水平井，單井日配產(chǎn)由36×104m3提高到88×104m3，內(nèi)部收益率由12.8%提高到17.9%，開發(fā)效益大幅提高。水平井鉆井成功率100%，鉆遇氣層符合率89.3%，射孔成功率100%，分段改造工藝成功率100%，氣井達(dá)產(chǎn)率100%，實(shí)現(xiàn)了“少井高產(chǎn)、效益優(yōu)先”的開發(fā)目標(biāo)，成功建成了世界上第1個(gè)水平井整體開發(fā)的復(fù)雜高含硫氣田，建成年生產(chǎn)能力32.8×108m3。同時(shí)，取得授權(quán)專利39項(xiàng)，開發(fā)軟件7項(xiàng)，制訂標(biāo)準(zhǔn)14項(xiàng)。

大灣氣田的成功投產(chǎn)是繼普光氣田成功開發(fā)后又一重大跨越，標(biāo)志著我國具備獨(dú)立經(jīng)濟(jì)有效動用復(fù)雜高含硫氣田的技術(shù)水平。

6 符號注釋

GR為自然伽馬值，API；w（U），w（TH）分別為鈾、釷質(zhì)量分?jǐn)?shù)，10-6；w（K）為鉀質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；PE為光電吸收截面指數(shù)；CALC為井徑擴(kuò)徑值，cm；AC為聲波時(shí)差 ，s/m；DEN為密 度，g/cm3；CNL為補(bǔ) 償 中 子 孔 隙度，%；RD為深電阻率，Ω·m；RDS為深、淺電阻率比值；f分別為濾波差值函數(shù)（式（1）—（3））和曲線歸一化函數(shù)（式 （4））；RLLD為深側(cè)向電阻率，Ω·m；RLLS為淺側(cè)向電阻率，Ω·m；SH為泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；φ為孔隙度，%；e為裂縫開度，m；s為基質(zhì)、裂縫傳導(dǎo)系數(shù)；D為裂縫平均間距，m；Kf為裂縫滲透率，10-3μm2；d為單元網(wǎng)格裂縫長度，m；lx，ly，lz分別為x，y，z 方向裂縫網(wǎng)格長度，m；ρg，ρl，ρs分別為氣相、 液相和固相密度，kg·m-3；Km，Kgm，Klm分別為基質(zhì)，基質(zhì)中氣相、液相滲透率，10-3μm2；Kf，Kgf，Klf分別為裂縫，裂縫中氣相、液相滲透率，10-3μm2；μg，μl分別為氣相和液相黏度，mPa·s；pgm，plm分別為基質(zhì)氣相、液相壓力，MPa；Γgmf，Γsmf分別為基質(zhì)裂縫氣相、固相交換項(xiàng)；qgmf，qlmf分別為基質(zhì)裂縫氣相、液相交換項(xiàng)；p為壓力，MPa；pgf，plf分別為裂縫氣相、液相壓力，MPa； qgf，qlf，qsf均為源匯項(xiàng)；φm，φf分別為基質(zhì)和裂縫孔隙度，%；Cs，Cs′分別為懸浮在氣相中和溶解在氣相中的硫微粒質(zhì)量濃度，g·m-3；Sgf，Ssf分別為裂縫系統(tǒng)中含氣飽和度、含硫飽和度，%；Sgm，Ssm分別為基質(zhì)系統(tǒng)中含氣飽和度、含硫飽和度，%；us為微粒運(yùn)移速度，m·s-1；上標(biāo)*表示濾波曲線。

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（編輯 李宗華）

Key technology of horizontal well development in complex high-sulphur Dawan gas field

ZENG Daqian1,WANG Shouping2,KONG Fanqun3,JIANG Yiwei2,ZHANG Qingsheng2,XU Weidong2
(1.Petroleum Exploration and Production Research Institute,SINOPEC,Beijing 100083,China;2.Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China;3.Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257000,China)

Dawan gas field,as an example of complex high-sulphur gas field,is a significant discovery in China in recent years.Because of the deep burial reservoir,thin layer,big variation in horizon,low reserve abundance,high H2S contained and well-developed fracture-pore,there is no successful development example for such gas field in the world.In order to develop the complex highsulphur gas fields such as Dawan gas field economically and effectively,a new horizontal well developing technology is formed.The new technology contains 4 core techniques:(1)the fine description technique of fracture-hole medium for high-sulphur carbonate rock reservoir;(2)the optimization technique of development technology of dual-medium high-sulfur gas reservoir;(3)horizontal well perforation safety and segmented acid fracturing technique for high-sulphur gas field;(4)the staged acid fracturing technique of high-sulfur horizontal well.With these techniques,the world first horizontal well overall development gas field,Dawan gas field,and other similar gas field are successfully established with great economic and social benefits.

complex high-sulphur gas field;horizontal well development technique;Dawan gas field

國家科技重大專項(xiàng)項(xiàng)目“高含硫氣藏安全高效開發(fā)技術(shù)（三期）”（2016ZX05017）

TE32

A

10.6056/dkyqt201706013

2017-05-12；改回日期：2017-09-08。

曾大乾，男，1965年生，教授級高級工程師，研究方向?yàn)樘烊粴忾_發(fā)與管理。E-mail：zengdaqian@126.com。

曾大乾，王壽平，孔凡群，等.大灣復(fù)雜高含硫氣田水平井開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)［J］.斷塊油氣田，2017，24（6）：793-799.

ZENG Daqian，WANG Shouping，KONG Fanqun，et al.Key technology of horizontal well development in complex high-sulphur Dawan gas field［J］.Fault-Block Oilamp;Gas Field，2017，24（6）：793-799.