曾大乾，石志良，彭鑫嶺，李玉丹，張睿，游瑜春，李正華，李輝，李童

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 102206；2.中國石化海相油氣藏開發(fā)重點實驗室，北京 102206；3.中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001；4.北京大學(xué)地球與空間科學(xué)學(xué)院，北京 100871）

0 引言

普光氣田是我國探明儲量最大的高含硫氣田，也是我國重點工程 “川氣東送” 工程的主供氣源。作為中國石化年產(chǎn)量最高的氣田，普光氣田的高效開發(fā)對保障國家能源安全、促進(jìn)國家能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化、改善生態(tài)環(huán)境具有重大意義，也對中國石化天然氣大發(fā)展，尤其是高含硫碳酸鹽巖氣田的開發(fā)具有重要引領(lǐng)作用。

普光氣田區(qū)域構(gòu)造位于四川盆地東北部高陡構(gòu)造帶，主要目的層段為二疊系上統(tǒng)長興組和三疊系下統(tǒng)飛仙關(guān)組，氣田埋深在4 800～6 000 m，中部溫度為128℃，天然氣中H2S 平均摩爾分?jǐn)?shù)為15%，CO2平均摩爾分?jǐn)?shù)為8%。氣田具有埋藏深、氣層厚度大、儲集空間復(fù)雜、天然微裂縫較發(fā)育、儲層非均質(zhì)性強、邊底水活躍、H2S 含量高等特點［1-5］，為超深層、構(gòu)造-巖性控制、帶邊底水的常壓碳酸鹽巖高含硫干氣田。該氣田2005年投入產(chǎn)能建設(shè)，2010 年實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)，是我國首個投入開發(fā)的百億立方米級整裝高含硫大氣田。

普光氣田地質(zhì)及流體特征具有特殊性，與常規(guī)氣田相比，其開發(fā)指標(biāo)變化規(guī)律更為復(fù)雜。主要表現(xiàn)為：邊底水在推進(jìn)過程中突進(jìn)現(xiàn)象更為嚴(yán)重，產(chǎn)能及壓力受水侵影響下降更快；隨著氣田、井筒壓力下降，高含硫氣體中元素硫逐漸析出并沉積，會顯著影響氣井生產(chǎn)時率及產(chǎn)能，進(jìn)而嚴(yán)重影響氣田穩(wěn)產(chǎn)期和采收率；受控于儲層非均質(zhì)性及水侵影響，氣田水侵區(qū)及純氣區(qū)剩余氣分布復(fù)雜。因此，為進(jìn)一步提高氣田采收率，必須更加重視水侵及硫沉積規(guī)律的研究，厘清氣田全生命周期開發(fā)指標(biāo)變化規(guī)律，在此基礎(chǔ)上明確氣田剩余氣分布規(guī)律，提出針對性措施與對策，從而延長氣田穩(wěn)產(chǎn)期，提高氣田開發(fā)效益［6-27］。

1 氣田開發(fā)歷程

普光氣田主要包括普光主體、大灣及分水嶺氣藏。氣田自2009 年投產(chǎn)以來，已累計產(chǎn)氣1 120.90×108m3，為川氣東送工程長期穩(wěn)定供氣提供了有力保障。目前，氣田生產(chǎn)井59 口，日產(chǎn)氣能力約為2 500×104m3，日產(chǎn)水量為463.57 m3，平均油壓為10.83 MPa。根據(jù)產(chǎn)量、壓力的動態(tài)變化趨勢，普光氣田開發(fā)歷程大致可劃分為3 個階段：建產(chǎn)階段、穩(wěn)產(chǎn)階段和調(diào)整階段。

1）建產(chǎn)階段。2005 年12 月，普光主體第1 口開發(fā)井P302-1 井開鉆，產(chǎn)能建設(shè)正式啟動。2009 年10 月P303-3 井投產(chǎn)，為普光主體第1 口投產(chǎn)井。截至2010年7 月，普光主體開發(fā)方案部署的37 口開發(fā)井完成投產(chǎn)，建成年產(chǎn)能80×108m3。2012 年3 月，大灣氣藏第1口開發(fā)井D401-1 井投產(chǎn)，截至2012 年7 月，該氣藏開發(fā)方案部署的13 口開發(fā)井完成投產(chǎn)，建成年產(chǎn)能30×108m3。普光氣田整體建成年產(chǎn)能110×108m3。

2）穩(wěn)產(chǎn)階段。2010 年3 月普光氣田投入商業(yè)運營以來，氣田年產(chǎn)能保持在100×108m3左右，持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)至2021 年初，穩(wěn)產(chǎn)期超過方案設(shè)計3 a。期間，為提高氣田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)能力，開展了大量動態(tài)監(jiān)測及地質(zhì)動態(tài)跟蹤分析研究。根據(jù)地質(zhì)研究新成果，及時在開發(fā)區(qū)優(yōu)化部署投產(chǎn)了M501-1H，D405-4H 等9 口開發(fā)完善井，并在2020 年投產(chǎn)了分水嶺F601-1，F(xiàn)602-1 井。該階段采氣速度穩(wěn)定在4%左右，壓降速度相對穩(wěn)定，日產(chǎn)水量及水氣比先快速上升，后緩慢上升。2012 年6月，普光主體P105-1H 井開始產(chǎn)出地層水。截至2023年7 月底，共有18 口氣井產(chǎn)出地層水，其中普光主體16 口，大灣氣藏2 口。為了控制邊水侵入，持續(xù)開展水體能量、水侵識別、水侵類型、水侵層位及方向、控水治水對策等研究，對氣藏水侵特征認(rèn)識不斷深入，且論證采取 “控、堵、排” 的綜合治理措施，有效控制了水侵對氣井的影響。如2017 年開始論證實施4 口水淹停產(chǎn)氣井的生產(chǎn)剖面完善措施，其中3 口氣井復(fù)產(chǎn)成功。截至目前，氣田有7 口氣井保持帶液生產(chǎn)，3 口井間歇生產(chǎn)。但是，隨著氣藏溫度、壓力降低，硫沉積問題逐漸凸顯。2016 年12 月，第1 口硫堵氣井D402-2H 井出現(xiàn)硫沉積堵塞井筒現(xiàn)象。截至2023 年7 月底，共有硫堵氣井44 口，占?xì)饩倲?shù)的75%，嚴(yán)重影響氣井產(chǎn)能和生產(chǎn)時率。為此，針對井筒硫堵，通過不斷研究摸索，逐步形成有效識別方法和針對性解硫堵措施，包括溶硫劑化學(xué)溶解、鋼絲+刮刀機械刮硫、連續(xù)油管水力噴射等，取得較好措施效果。該階段通過全生命周期控水、治硫及擴邊增儲等保持氣田11 a 穩(wěn)產(chǎn)，穩(wěn)產(chǎn)期比方案設(shè)計延長3 a，滿足了川氣東送工程下游用戶需求。

3）調(diào)整階段。2021 年至今，普光氣田產(chǎn)能開始下降，日產(chǎn)氣量由穩(wěn)產(chǎn)期的2 700×104m3左右下降至目前的2 500×104m3左右。為了有效控制氣田產(chǎn)能遞減，在整體開展已開發(fā)區(qū)調(diào)整挖潛的同時，不斷強化滾動勘探開發(fā)一體化及擴邊建產(chǎn)工作。2021 年以來，氣田共投產(chǎn)調(diào)整井10 口、擴邊井3 口。這些新井的部署與實施為普光氣田進(jìn)一步延長穩(wěn)產(chǎn)期奠定很好的產(chǎn)能基礎(chǔ)。為了不斷提高氣田的穩(wěn)產(chǎn)能力和最終采收率，普光氣田于2022 年1 月在P101 集氣站啟動高含硫氣田增壓開采先導(dǎo)試驗，并且已經(jīng)取得初步效果，下一步將加大不同排量高含硫氣田增壓設(shè)備的研發(fā)和制造力度，及早在普光氣田開展規(guī)模應(yīng)用，從而對普光氣田延長穩(wěn)產(chǎn)期、提高采收率提供技術(shù)支撐。此外，隨著氣田地層壓力持續(xù)下降，硫沉積形成的堵塞現(xiàn)象將由井筒向儲層發(fā)展。目前，正在開展儲層硫沉積堵塞機理及其對氣井產(chǎn)能影響方面的研究，并且已啟動儲層解硫堵先導(dǎo)試驗。

2 氣田主要開發(fā)指標(biāo)變化規(guī)律

壓力、水侵、硫沉積、產(chǎn)能是影響高含硫碳酸鹽巖邊底水氣田開發(fā)效果評價的主要指標(biāo)。開發(fā)過程中準(zhǔn)確把握這些指標(biāo)的動態(tài)變化規(guī)律，關(guān)系到氣田動態(tài)開發(fā)調(diào)整以及方案、對策制定。本研究基于普光氣田全生命周期生產(chǎn)數(shù)據(jù)，結(jié)合開發(fā)過程中動態(tài)特征，從壓力、水侵、硫沉積、產(chǎn)能等方面評價指標(biāo)變化規(guī)律、后期趨勢預(yù)測及其對生產(chǎn)的影響，以期為氣田提高采收率對策制定提供依據(jù)。

2.1 壓力變化規(guī)律

普光氣田自2009 年投入開發(fā)以來，平均地層壓力由初期56.0 MPa 下降至22.6 MPa，較原始地層壓力下降33.4 MPa。總體來說，地層壓力下降趨勢整體平穩(wěn)。初期億立方米氣壓降0.061 MPa；受采氣速度降低、彈性產(chǎn)率提高及邊水能量補充的綜合影響，2014 年以后億立方米氣壓降0.040 MPa，較初期減緩34.4%。按照目前生產(chǎn)趨勢，預(yù)測至 “十四五” 末氣藏平均地層壓力下降至19.3 MPa（見圖1）。

圖1 普光氣田地層壓力變化特征Fig.1 Characteristics of formation pressure changes in Puguang Gas Field

2014 年以前，地層壓力p 與累計產(chǎn)氣量Gp的關(guān)系為

2014 年以后，p 與Gp的關(guān)系為

2.2 水侵特征

普光氣田邊底水發(fā)育，縱向上飛一二段發(fā)育邊水，長興組主要發(fā)育底水。基于氣藏物質(zhì)平衡理論，采用有限大封閉水體物質(zhì)平衡法、MBAL 水侵圖版擬合法及數(shù)值模擬等方法綜合評價氣田水體倍數(shù)，結(jié)果表明：普光主體普光2 塊為6.0 倍水體，普光3 塊為2.2 倍水體，屬于中水驅(qū)氣藏；大灣氣藏D401，D402 井區(qū)水體倍數(shù)分別為0.26，0.21，屬于弱水驅(qū)氣藏。

普光主體水侵劃分為4 個階段：1）2012 年7 月—2016 年7 月為快速見水階段，隨著P105，P103 井區(qū)見水，陸續(xù)有9 口井產(chǎn)出地層水，液氣比由0.06 迅速增加至0. 64；2）2016 年7 月—2017 年6 月為限產(chǎn)波動階段，由于氣田限產(chǎn)后開井，部分井井筒積液隨開井生產(chǎn)被帶出，表現(xiàn)為液氣比波動升高；3）2017 年6 月—2021 年1 月為均衡見水階段，水侵造成8 口氣井陸續(xù)水淹停產(chǎn)，視地層壓力下降速度加快，水侵造成儲量損失約149×108m3；4）2021 年1 月至今為緩慢見水階段，實驗結(jié)合滲流理論計算得出邊水推進(jìn)速度減緩。按目前生產(chǎn)趨勢，數(shù)值模擬預(yù)測至 “十四五” 末，氣藏億立方米氣水侵量較目前下降0.96×104m3，預(yù)計2023—2024年僅新增2 口見水井（P202-2H，P2011-3），之后無產(chǎn)水井增加（見圖2）。

圖2 普光主體液氣比變化曲線Fig.2 Change curve of liquid gas ratio of Puguang Gas Field

相比之下，大灣區(qū)塊為弱水驅(qū)氣藏，水侵對氣藏開發(fā)影響小，通過數(shù)值模擬預(yù)測，15 a 預(yù)測期內(nèi)無新增見水井。

2.3 硫沉積擴展規(guī)律

生產(chǎn)實踐表明，開發(fā)過程中隨著壓力、溫度降低，高含硫氣藏地面流程、井筒及儲層先后出現(xiàn)硫沉積，導(dǎo)致流動通道粗糙度增大、縮徑、甚至堵塞，嚴(yán)重影響氣井產(chǎn)能和生產(chǎn)時率。

自2016 年D402-2H 井率先出現(xiàn)地面硫堵以來，根據(jù)現(xiàn)場統(tǒng)計結(jié)果，氣井發(fā)生硫堵時油層溫度集中分布于44.5～69.5 ℃，油壓在10.3～16.5 MPa?；谶^飽和流體結(jié)晶原理分析認(rèn)為，在該溫度壓力范圍內(nèi)，硫微?？煽焖傩纬珊耍⒂煞稚⒌骄奂?，不斷吸附堆積在管壁上。在地面節(jié)點、彎頭處硫沉積嚴(yán)重。受流溫、流壓分布影響，井筒中硫堵位置逐漸由井口向井筒深部移動，硫沉積呈加快、加重趨勢（見表1）。

表1 D402-3 井井筒堵點位置Table 1 Location of blocking points in Well D402-3

結(jié)合現(xiàn)場實際，建立考慮擴散吸附的氣-水-硫三相井筒硫沉積預(yù)測模型。模擬預(yù)測結(jié)果顯示，井筒硫沉積最大厚度堵點位置呈現(xiàn)加速下移趨勢，這與生產(chǎn)實際相符（見圖3）。

圖3 普光氣田井筒硫沉積預(yù)測Fig.3 Prediction of sulfur deposition in the wellbore of Puguang Gas Field

根據(jù)實驗測試結(jié)果，預(yù)測普光主體、大灣氣藏儲層硫析出壓力在20～27 MPa。普光主體儲層析出硫為液態(tài)硫，大灣氣藏主要為液態(tài)硫和固態(tài)硫，不同的井區(qū)略有差異。結(jié)合CVD 實驗和臨界析出壓力，開展氣藏硫沉積數(shù)值模擬，結(jié)果表明：硫沉積主要發(fā)生在近井地帶6 m 范圍內(nèi)，近井區(qū)域最大硫飽和度約為20%，且硫沉積優(yōu)先在滲透率較低區(qū)域析出，預(yù)測期末滲透率大的區(qū)域硫飽和度較高；硫沉積導(dǎo)致近井區(qū)域滲透率最大降幅為70%～80%，且對氣井產(chǎn)能的影響最大達(dá)20%。

2.4 產(chǎn)能變化及影響因素

由于普光氣田地層壓力下降，以及開發(fā)過程受水侵、硫沉積、措施井等綜合影響，計算氣田目前無阻流量為12 266×104m3/d，與投產(chǎn)初期相比下降約40.63%（見圖4）。

圖4 普光氣田無阻流量變化趨勢Fig.4 Variation trend of open flow rate in Puguang Gas Field

本研究采用解析方法，基于多相擬壓力，針對產(chǎn)水氣井建立產(chǎn)水氣井兩相滲流產(chǎn)能評價方程；針對硫沉積氣井，采用考慮液流析出的氣井分區(qū)多相滲流產(chǎn)能評價方法，評價硫沉積對氣井產(chǎn)能的影響［2］。解析方法結(jié)合數(shù)值模擬分析結(jié)果表明：產(chǎn)水氣井產(chǎn)能與液氣比密切相關(guān)，地層水產(chǎn)出會引起氣井產(chǎn)能降低，最高降幅達(dá)35%，主要由于氣相滲透率降低引起的產(chǎn)能損失；硫沉積對氣井產(chǎn)能下降的影響最大達(dá)20%，主要由于硫沉積造成近井筒表皮系數(shù)增大，氣相滲透率降低。

3 剩余氣分布特征

普光氣田發(fā)育生物礁灘相儲層，儲層厚度大，非均質(zhì)性強，邊底水發(fā)育。隨著開發(fā)深入，層間及層內(nèi)非均衡動用差異突出，加之地層水持續(xù)推進(jìn)，水侵區(qū)增大，剩余氣被水分隔趨于零散。通過建模和數(shù)值模擬綜合研究，精細(xì)表征剩余氣分布，為制定針對性挖潛對策提供依據(jù)。

3.1 礁灘相儲層精細(xì)三維地質(zhì)模型

普光氣田生物礁灘相儲層儲集空間類型多樣，孔滲關(guān)系復(fù)雜，占主導(dǎo)的有2 種：一種是以粒間孔為主，隨著儲層孔隙度增大，滲透率迅速增大；另一種是以粒內(nèi)孔為主，隨著儲層孔隙度增大，滲透率緩慢增大，最大滲透率約1×10-3μm2。另外，區(qū)內(nèi)發(fā)育構(gòu)造裂縫和溶蝕裂縫，為了精細(xì)表征礁灘相儲層空間非均質(zhì)性，需要形成難灘相儲層雙重介質(zhì)精細(xì)建模方法，建立精細(xì)三維地質(zhì)模型（見圖5。圖中黑色圓圈為井位，下同）。

圖5 普光氣田三維地質(zhì)模型Fig.5 3D geological model of Puguang Gas Field

1）基質(zhì)模型。根據(jù)儲集類型的差異，通過 “逐級相控、多參數(shù)融合概率體約束” 的建模方法，分別建立粒內(nèi)孔與粒間孔儲層空間展布模型；在此基礎(chǔ)上，根據(jù)不同類型儲層孔隙度與波阻抗關(guān)系以及孔滲關(guān)系的差異性，在儲層展布模型約束下，采用差異化約束建立基質(zhì)屬性模型（見圖5a），以提高屬性模型精度。2）裂縫模型。按照裂縫成因類型（構(gòu)造縫和溶蝕縫）分別開展。針對構(gòu)造縫模型，利用分級-分期-分組的建模思路，采用基于示性點過程的離散裂縫網(wǎng)絡(luò)（DFN）建模方法構(gòu)建多尺度裂縫屬性模型（見圖5b）；對于溶蝕縫模型的構(gòu)建，通過優(yōu)選對溶蝕縫敏感的地震屬性，采用地質(zhì)體地震雕刻（Geobody modeling）技術(shù)，構(gòu)建溶蝕縫結(jié)構(gòu)模型；基于地震屬性與溶蝕縫物性間定量關(guān)系，在溶蝕縫結(jié)構(gòu)模型約束下，構(gòu)建溶蝕縫屬性模型（見圖5c）。

3.2 高含硫邊底水氣藏精細(xì)數(shù)值模擬

基于未經(jīng)粗化的高精度雙重介質(zhì)地質(zhì)模型建立數(shù)值模型，最大程度保留地質(zhì)屬性；同時在數(shù)值模擬的過程中隨時將動態(tài)認(rèn)識反饋至地質(zhì)模型中，從而實現(xiàn)建模數(shù)值模擬一體化。

主要做法為：1）為了精細(xì)表征水侵前緣及預(yù)測硫沉積，在建立數(shù)值模型時，根據(jù)含水飽和度在空間上的變化特征，在氣水過渡帶和水侵區(qū)采用局部網(wǎng)格加密方法，實現(xiàn)水侵前緣變化的精細(xì)表征，更真實地反映水侵狀況；2）將過井射孔網(wǎng)格在平面上進(jìn)行局部加密，最小網(wǎng)格步長0.2 m，結(jié)合硫析出模型和氣-液硫速度敏感相滲模型，表征不同階段氣體攜硫及氣液兩相流特征，從而建立精細(xì)表征水侵前緣及硫沉積的數(shù)值模型；3）基于中石化云計算平臺，搭建256 核心計算集群，采用MPI 并行計算技術(shù)，實現(xiàn)超大規(guī)模高含硫邊底水氣藏精細(xì)數(shù)值模擬。

3.3 剩余氣分布定量表征

依據(jù)氣藏數(shù)值模擬研究結(jié)果，精細(xì)刻畫剩余氣分布。根據(jù)剩余氣成因，將普光氣田剩余氣類型分為2 大類5 小類。其中，依據(jù)井網(wǎng)控制程度分為井網(wǎng)未控制型、井網(wǎng)控制型剩余氣2 大類（見圖6）。

圖6 普光氣田不同類型剩余氣分布Fig.6 Distribution of different types of residual gas in Puguang Gas Field

1）井網(wǎng)未控制型。該類型剩余氣細(xì)分為2 小類。其中：斷層遮擋型剩余氣主要分布在P3 斷層附近，縱向上以飛一二段Ⅲ，Ⅵ層序為主，該類剩余氣分布相對集中；獨立礁體型剩余氣主要分布在長興組，部分獨立礁體未部署開發(fā)井。

2）井網(wǎng)控制型。該類型剩余氣按照純氣區(qū)和水侵區(qū)細(xì)分為3 小類。其中：純氣區(qū)為儲層非均質(zhì)型剩余氣，主要分布在純氣區(qū)粒內(nèi)孔儲層及粒間孔三類層，儲層滲流能力相對較差；水侵區(qū)為致密層遮擋型及 “水封氣” 型剩余氣，致密層遮擋型剩余氣主要分布在水侵區(qū)飛一二段Ⅴ，Ⅵ層序，“水封氣” 型剩余氣主要分布在水侵區(qū)飛一二段Ⅲ，Ⅳ層序，由高滲條帶分割控制，分布較為零散。

4 氣田提高采收率對策

普光氣田經(jīng)過11 a 的穩(wěn)產(chǎn)高效開發(fā)，目前已逐漸步入穩(wěn)產(chǎn)末期。地層壓力下降到原始地層壓力50%左右，同時受水侵、硫沉積影響，產(chǎn)量快速遞減。目前開發(fā)條件下預(yù)測采收率僅在58%～60%，提高采收率空間較大。本研究通過不同類型剩余氣針對性挖潛、井筒-儲層硫沉積綜合治理、全生命周期控水，整體增壓與分線增壓相結(jié)合的增壓方式等進(jìn)一步提高采收率，延長了穩(wěn)產(chǎn)期，保持氣田長周期高效開發(fā)。

4.1 開展不同類型剩余氣挖潛

針對不同類型剩余氣的特征，需采用不同挖潛策略。即對于井網(wǎng)未控制型剩余氣挖潛，主要以提高儲量動用程度為目的；對于井網(wǎng)控制型剩余氣挖潛，主要以提高采收率為目的［28-34］。

4.1.1 井網(wǎng)未控制型剩余氣

井網(wǎng)未控制型剩余氣包括斷層遮擋及井網(wǎng)不完善型剩余氣。該類型剩余氣主要以提高儲量動用程度為目的。在剩余儲量評價和經(jīng)濟評價基礎(chǔ)上，通過調(diào)整井、側(cè)鉆井完善井網(wǎng)及提高儲量動用程度。普光主體P9，P304 井長興組2 個獨立礁體儲層發(fā)育，礁體剩余氣儲量18.58×108m3，前期由于規(guī)模小，達(dá)不到經(jīng)濟界限而未動用，目前利用現(xiàn)有管線，通過老井側(cè)鉆進(jìn)一步降低開發(fā)成本，完善長興組井網(wǎng)，提高儲量動用程度。

4.1.2 井網(wǎng)控制型剩余氣

1）純氣區(qū)動用不充分型。該類型主要分布在純氣區(qū)粒內(nèi)孔儲層、三類層，縱向上局部發(fā)育。由于儲層物性差，與周圍一類層滲透率級差大而動用不充分，地層壓力較高。在滿足經(jīng)濟界限條件下，對于縱向發(fā)育集中、平面分布連續(xù)的粒內(nèi)孔儲層或三類層，采用水平井開發(fā)分段酸壓方式，盡可能擴大氣井井控儲量，提高氣井產(chǎn)能；對于縱向分布相對分散、平面分布不連續(xù)的剩余氣，通過深穿透射孔+定點噴射酸化措施來改善產(chǎn)氣剖面，提高差儲層采收率。如普光主體8 口井三類層、粒內(nèi)孔儲層實施深穿透射孔+定點噴射酸化措施，累計增氣0.5×108m3。普光主體此類剩余氣動用，可新建年產(chǎn)能5.6×108m3，提高氣藏采收率2.2 百分點。

2）水侵區(qū)致密層遮擋型。水侵區(qū)飛一二段Ⅴ，Ⅵ層序高部位由于受致密層遮擋、邊水未侵入而形成剩余氣，主要分布在水侵區(qū)，主要采用側(cè)鉆水平井在保持安全避水高度前提下完善井網(wǎng)。數(shù)值模擬結(jié)果表明，調(diào)整井距邊水距離應(yīng)控制在200 m 以上，同時考慮縱向裂縫和高滲透帶水竄風(fēng)險，縱向上避水高度應(yīng)大于50 m。通過部署側(cè)鉆井5 口，可新建年產(chǎn)能3.14×108m3，提高氣藏采收率0.8 百分點。

3）水侵區(qū)水封氣型。該類型剩余氣分布較零散，主要通過水侵區(qū)氣井排水、降低氣藏廢棄壓力提高采收率。計劃對普光主體5 口水淹停產(chǎn)井氣舉排液，可恢復(fù)年產(chǎn)能1.1×108m3，提高氣藏采收率0.2 百分點。

4.2 由井筒治硫向井筒-儲層硫沉積綜合治理轉(zhuǎn)變

目前，在普光主體以及大灣氣藏已有70%氣井地面-井筒出現(xiàn)硫沉積，累計影響產(chǎn)氣量8.4×108m3，且逐步從井筒深部向儲層擴展，結(jié)合目前單質(zhì)硫含量測試結(jié)果及地層壓力分布，預(yù)計2024 年左右地層出現(xiàn)硫沉積，將傷害其滲流能力，造成氣井產(chǎn)能下降，進(jìn)一步影響氣田開發(fā)效果。氣藏硫沉積治理需在硫沉積預(yù)測基礎(chǔ)上，由單純井筒治理逐步發(fā)展到井筒-儲層硫沉積綜合治理，以恢復(fù)硫堵井產(chǎn)能及提高氣井生產(chǎn)時率。

4.2.1 井筒硫沉積治理

常規(guī)溶硫劑等化學(xué)方法對儲層傷害大且毒性大、價格較高?；诎踩咝芰驑?biāo)準(zhǔn)，井筒溶硫劑更新迭代，目前已形成第四代產(chǎn)品。但溶硫劑等化學(xué)方法對儲層傷害大且毒性大、針對深層高溫適應(yīng)性差、價格較高。針對硫沉積位置逐步加速下移，研制了低成本低溫型高效溶硫體系，主要由無機溶硫主劑+分散滲透劑+物理溶劑+催化劑+橡膠保護(hù)劑組成。設(shè)計 “階梯式泵注+短周期燜井+大壓差放噴” 工藝，優(yōu)化藥劑用量、燜井時間等關(guān)鍵參數(shù)，強化化學(xué)溶硫效率和物理剝離能力。直井采取一次 “注入+燜井+洗井放噴” 方式，最大程度保證溶硫劑與硫單質(zhì)接觸時間，達(dá)到良好解堵效果；水平井采取分階段溶硫解堵工藝，避免硫磺顆粒脫落堵塞風(fēng)險，實現(xiàn)安全溶硫解堵目標(biāo)。9 口井實施井筒溶硫解堵技術(shù)，應(yīng)用效果顯著，平均最大日增氣11×104m3，有效期為20～62 d。

4.2.2 儲層硫沉積治理

針對儲層硫沉積堵塞的情況，國內(nèi)外尚無解除儲層硫沉積有效手段，需探索解除硫沉積的新方法。

由硫沉積數(shù)值模擬結(jié)果可知，硫微粒逐漸堆積形成砂丘狀，直至將孔道堵塞，堵塞主要發(fā)生在近井附近，堵塞半徑不超過6 m。傳統(tǒng)單一的多級酸壓工藝難以解決液體濾失量大、酸作用距離短、酸蝕裂縫導(dǎo)流能力要求高等問題。結(jié)合前期硫沉積儲層堵塞機理，基于固體酸性能參數(shù)評價結(jié)果，采用 “膠液攜帶固體酸+清潔酸” 兩級注入固體酸深穿透酸壓工藝，實現(xiàn) “近井通道重塑（長度為0～6 m）+遠(yuǎn)井導(dǎo)流提升”，降低儲層硫微粒發(fā)生沉降、捕獲、橋堵的機率。近井通道形成后，可通過溶硫劑定期清洗保持通道暢通。毛壩氣藏硫沉積數(shù)值模擬結(jié)果表明：儲層發(fā)生硫沉積后若不實施解堵，儲層硫沉積影響將從2027 年加劇，2040 年全氣藏因硫堵停產(chǎn)；通過儲層硫沉積治理措施解除近井區(qū)域硫沉積堵塞，預(yù)測期末累計產(chǎn)氣量增加6.5×108m3，增加采出程度1.8 百分點。

4.3 由局部防控水向全氣藏生命周期控水轉(zhuǎn)變

前期氣藏控水以局部防控水為主，主要采用堵水及泡排等被動型措施；而當(dāng)前是由局部防控水向全生命周期控水轉(zhuǎn)變，以達(dá)到控制邊水均勻推進(jìn)為目標(biāo)，綜合考慮區(qū)域均衡、平面均衡和縱向均衡，實現(xiàn)整體均衡開發(fā)［33-34］。本研究主要通過優(yōu)化邊部氣井配產(chǎn)控制氣水前緣推進(jìn)速度及方向，如產(chǎn)水氣井，采取 “排+堵” 結(jié)合的治水措施，一排井堵水，在水侵通道的二排井通過泡排、氣舉主動排水，避免邊水指進(jìn)，從而控制水侵速度、水侵量，以及減少見水氣井?dāng)?shù)、產(chǎn)水量。P103 井區(qū)數(shù)值模擬結(jié)果表明：“排+堵” 結(jié)合開發(fā)效果優(yōu)于只封堵或只排水，且措施越早，開發(fā)效果越好；一排井機械堵水效果好于化學(xué)堵水，二排井排水量在60～80 m3/d 為最優(yōu)排水量；采用3 口井機械封堵、5 口井氣舉排水措施，預(yù)測氣井可增加累計產(chǎn)氣量5.5×108m3，提高氣藏采收率1.5 百分點。通過優(yōu)化邊部氣井配產(chǎn)、產(chǎn)水井“排+堵” 綜合措施，預(yù)測氣藏 “十四五”—“十五五” 無新增見水井，“十四五”—“十六五” 氣藏各層序邊水推進(jìn)30～155 m，侵入速度持續(xù)減緩，僅為初期的10%～20%。

4.4 整體增壓與分區(qū)增壓相結(jié)合，降低氣藏廢棄壓力

增壓開采是氣田開發(fā)中后期延長穩(wěn)產(chǎn)期、提高采收率的有效手段，在國內(nèi)低滲致密氣藏、頁巖氣藏均有廣泛應(yīng)用，取得很好的應(yīng)用效果，但在特大型高含硫氣藏整體增壓方面，目前國內(nèi)外沒有成功經(jīng)驗可借鑒。

本研究首先根據(jù)氣田產(chǎn)量遞減規(guī)律、壓降狀況及開發(fā)規(guī)劃，優(yōu)選合理增壓時間及增壓規(guī)模，確保增壓后有2～3 a 高效穩(wěn)產(chǎn)時間。其次，根據(jù)不同構(gòu)造部位氣井壓降、產(chǎn)能、水侵及硫沉積動態(tài)特征，劃分增壓單元，優(yōu)選增壓模式。如普光主體2#、3#線氣井位于構(gòu)造中高部位，不受水侵影響，產(chǎn)能遞減及壓降趨勢一致，考慮劃分為同一個增壓單元而采用集中增壓模式；而1#線氣井位于氣藏中低部位，部分氣井受水侵影響，壓降趨勢及產(chǎn)能遞減差異較大，單獨劃分增壓單元以實現(xiàn)產(chǎn)水井與不產(chǎn)水氣井分線增壓。最后，根據(jù)現(xiàn)有井站分布、管網(wǎng)特點設(shè)計不同的建站方案，建立一體化數(shù)值模型，并以滿足穩(wěn)產(chǎn)目標(biāo)、輸送能力、流動性保障和經(jīng)濟效益為目標(biāo)模擬優(yōu)選最優(yōu)方案。如普光主體整體增壓與分線增壓相結(jié)合，優(yōu)選2#+3#線氣井集中增壓和1#線氣井分線增壓方式，不斷降低氣藏廢棄壓力至12.1 MPa，可提高氣藏采收率5.28 百分點。數(shù)值模擬研究表明，通過優(yōu)化采氣速度、剩余氣挖潛、控水、控硫及增壓開采，可進(jìn)一步改善開發(fā)效果，預(yù)測普光氣田采收率可達(dá)65%～70%，提高采收率5～8 百分點。

5 結(jié)論

1）普光氣田開發(fā)階段分為建產(chǎn)階段、穩(wěn)產(chǎn)階段和調(diào)整階段。氣田整體建成年產(chǎn)能110×108m3，穩(wěn)產(chǎn)期采氣速度保持在4%左右，年產(chǎn)能保持在100×108m3左右，持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)至2021 年初，穩(wěn)產(chǎn)期超過方案設(shè)計3 a，實現(xiàn)了長周期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

2）對普光氣田開發(fā)關(guān)鍵指標(biāo)動態(tài)分析結(jié)果表明：氣藏壓力整體下降平穩(wěn)，平均地層壓力較初期下降59.8%；氣田主體見水主要分為4 個階段，預(yù)測后期邊水推進(jìn)速度緩慢，大灣氣藏水侵對開發(fā)影響??；氣井硫沉積逐漸由地面、井口向井筒深部及儲層發(fā)展，呈現(xiàn)加重、加速趨勢；產(chǎn)能受地層壓降、產(chǎn)水、硫沉積及措施井等綜合影響。

3）基于礁灘相儲層精細(xì)三維地質(zhì)模型及數(shù)值模擬，將普光氣田剩余氣類型分為2 大類5 小類。其中，井網(wǎng)未控制型剩余氣分為斷層遮擋型和獨立礁體型，井網(wǎng)控制型剩余氣分為純氣區(qū)動用不充分型、水侵區(qū)致密層遮擋和水封氣型。

4）通過不同類型剩余氣針對性挖潛、井筒-儲層硫沉積綜合治理、全氣藏全生命周期控水、整體與分區(qū)相結(jié)合增壓開采，可進(jìn)一步提高氣藏采收率及延長穩(wěn)產(chǎn)期，實現(xiàn)氣田長期高效開發(fā)。