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經(jīng)過3年聯(lián)合技術(shù)攻關(guān)，位于四川盆地東北部的普光、元壩高含硫氣田通過控水、控硫等技術(shù)措施，采收率提高6.2%，新增可動用儲量394.51億立方米，新增可采儲量226.27億立方米，新增年產(chǎn)能14.9億立方米。日前，這項(xiàng)提高采收率技術(shù)通過中石化集團(tuán)驗(yàn)收，認(rèn)為整體達(dá)到國際領(lǐng)先水平，將有效指導(dǎo)我國后續(xù)高酸氣田的開發(fā)。

專家介紹，氣藏開發(fā)與油田開發(fā)不同，不可能二采三采，只有一采，屬于衰竭式開采。在氣田開發(fā)中后期，要想不走向衰減的宿命，難度尤甚。普光、元壩氣田從2018年開始，相繼步入穩(wěn)產(chǎn)末期，儲層縱、橫向動用差異大，水侵及硫沉積影響日益嚴(yán)重等問題逐漸顯現(xiàn)，產(chǎn)量急劇下降。

2018年1月，中石化集團(tuán)正式將超深高含硫氣田提高采收率技術(shù)攻關(guān)列入“十條龍”項(xiàng)目，組織中原油田分公司、石油勘探開發(fā)研究院和西南油氣分公司3家單位共同承擔(dān)。

高含硫礁灘相氣藏復(fù)雜的開發(fā)特征，決定了要有效提高氣藏采收率，面臨著儲層精細(xì)描述、剩余氣挖潛、控硫、控水等六方面的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。科研團(tuán)隊(duì)相應(yīng)設(shè)立了六個(gè)課題攻關(guān)組，重點(diǎn)開展儲層精細(xì)描述、剩余氣分布規(guī)律、控水穩(wěn)氣、氣井增產(chǎn)及濕氣增壓集輸?shù)燃夹g(shù)攻關(guān)，解決制約高含硫氣藏提高采收率的技術(shù)難題。

到2020年底，攻關(guān)團(tuán)隊(duì)創(chuàng)新形成了低孔低滲灘相薄儲層有效動用技術(shù)、生物礁儲層精細(xì)刻畫及高效動用技術(shù)、高含硫氣井硫沉積治理技術(shù)、高含硫氣藏控水穩(wěn)氣技術(shù)、高含硫氣田濕氣集輸系統(tǒng)增壓開采對策等5項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)、6項(xiàng)技術(shù)創(chuàng)新點(diǎn)、25件發(fā)明專利、3件軟件著作權(quán)。形成的高含硫氣田提高采收率的配套技術(shù)對策與工藝成果，直接應(yīng)用于普光、元壩氣田，有力地支撐了普光、元壩氣田的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。

據(jù)悉，目前全球已發(fā)現(xiàn)400多個(gè)具有商業(yè)開采價(jià)值的高含硫氣田，主要分布在加拿大、俄羅斯、美國、法國、德國、中國和中東地區(qū)。因開發(fā)方式及開發(fā)技術(shù)差異，氣田開發(fā)效果及采收率相差很大。俄羅斯的奧倫堡氣田儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，邊水發(fā)育，開發(fā)早期即面臨氣井水淹。后期通過采取排水、阻水等工藝，采收率由40%提高到65%，情況較為樂觀。與之相比，我國四川威遠(yuǎn)氣田曾采用大壓差方式生產(chǎn)，氣田快速見水，生產(chǎn)8年后全面水竄，年遞減率高達(dá)32.6%，因氣田調(diào)整及提高采收率技術(shù)未及時(shí)跟上，動用儲量損失50%以上，采收率僅為36%。和威遠(yuǎn)氣田相比，我國的普光、元壩氣田儲層類型更為復(fù)雜、埋藏更深;同時(shí)受水侵及硫沉積影響，截至2018年采收率僅為48-57%，有較大提升空間。(于銀花 記者 喬地)