王衛(wèi)紅，劉傳喜，穆林，王秀芝，孫兵

（中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

高含硫碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術政策優(yōu)化

王衛(wèi)紅，劉傳喜，穆林，王秀芝，孫兵

（中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

摘要：普光氣田屬高含H2S和CO2特大型海相氣田，具有氣藏埋藏深、厚度大、非均質強、有邊底水以及開發(fā)投資高和難度大的特點，國內沒有成熟的開發(fā)技術和經驗。為此，采用氣藏工程理論方法、數(shù)值模擬和經濟評價技術，對高含硫碳酸鹽巖氣藏開發(fā)層系劃分、井型優(yōu)選、合理井距、井網(wǎng)部署、合理產量、合理采氣速度、單井技術經濟界限、控制和減緩邊底水推進、防止硫沉積等開發(fā)技術政策進行了優(yōu)化研究，形成了高含硫碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術政策優(yōu)化技術方法，并制定出適合普光氣田的合理開發(fā)技術政策，為氣田開發(fā)方案的編制及優(yōu)化調整和氣田高效開發(fā)奠定了基礎。

關鍵詞：高含硫氣藏；邊底水；開發(fā)技術政策；普光氣田

高含硫碳酸鹽巖氣藏是我國天然氣重要的氣藏類型，近年來已累計探明地質儲量近7000× 108m3，約占國內天然氣探明總儲量的1/8。高含硫氣藏不同于常規(guī)氣藏，開發(fā)技術要求高、難度大，國內沒有成功開發(fā)的先例，近年國內發(fā)現(xiàn)的幾個高含硫氣田如普光、羅家寨、鐵山坡、渡口河等氣田都沒有投入開發(fā)，處于開發(fā)前期的準備階段［1－9］。

普光氣田是一個大型高含硫碳酸鹽巖氣田，該氣田地質條件復雜，具有氣藏埋藏深、高含硫化氫（H2S）和二氧化碳（CO2）、儲層厚度大、非均質性強、有邊底水以及開發(fā)投資高的特點。針對這類氣藏地質特征、流體性質的特殊性，開展高含硫氣藏開發(fā)層系劃分、井型優(yōu)選、井網(wǎng)優(yōu)化、單井技術經濟界限、合理產量和采氣速度等開發(fā)技術政策研究，制定合理的開發(fā)對策，是這類氣藏高效開發(fā)中必須研究的關鍵問題。

1　普光氣田地質特征

普光氣田位于四川省宣漢縣境內，是川東斷褶帶東北段雙石廟－普光北東向構造帶上的一個鼻狀構造（圖1）。普光氣田主要含氣層系為二疊系上統(tǒng)的長興組及三疊系下統(tǒng)的飛仙關組，氣層埋深4 800～5 900m，地層壓力55～57mPa，地層溫度120～133℃，H2S含量范圍11.42％～17.05％、平均含量為14.28％，CO2含量范圍7.77％～14.25％、平均含量為9.57％。該氣田儲層以白云巖為主，其中鮞粒和殘余鮞粒白云巖、結晶白云巖、礫屑白云巖和海綿礁白云巖是主要的儲集層巖石類型。儲層溶蝕孔發(fā)育，儲集空間以孔隙型為主，局部發(fā)育裂縫。總體上，飛仙關組－長興組儲層物性較好，以中－高孔、滲儲層為主，孔隙度大于5％的儲層占75％；縱向上飛（飛仙關組）一、二段中、下亞段儲層物性好于其他層系，平面上構造高部位儲層物性好于邊部。氣田主體氣層厚度大，實鉆垂直厚度達100～400m；但縱向上非均質性嚴重，不同類型（Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類）儲層交錯分布。氣田在飛仙關組和長興組均有邊底水，且氣－水關系復雜；飛仙關組和長興組為不同的氣－水系統(tǒng)（圖2）。

2　高含硫氣藏開發(fā)技術政策優(yōu)化

2.1合理劃分開發(fā)層系

普光氣田儲層為二疊系長興組及三疊系飛仙關組。針對普光氣田的地質特點，從兩套氣層的儲量規(guī)模、儲層物性、溫－壓系統(tǒng)、流體性質及開發(fā)經濟界限等方面分析，飛仙關組－長興組氣藏雖然儲層厚度大，但不滿足劃分多個層系的地質、開發(fā)要求，采用一套層系合層開采較為適宜。其主要原因在于：①飛仙關組氣層巖性相近，縱向上沒有明顯的隔層，無法分開；長興組氣層埋藏較深、儲量規(guī)模較小、氣層產能較低，單獨開發(fā)經濟效益難以保障；縱向上飛仙關組和長興組氣層疊合程度高，一套井網(wǎng)可較好地控制地質儲量。②飛仙關組、長興組雖為兩套壓力系統(tǒng)，但壓力系數(shù)接近（1.09～1.18），不會產生明顯的倒流現(xiàn)象。③兩套儲層流體性質相近，都為高含H2S和CO2氣藏，并且儲層物性基本一致。④由于氣田高含H2S，且氣藏埋藏深，鉆井費用、地面集輸?shù)韧顿Y高，分層系開發(fā)風險大。

圖1　普光氣田飛一、飛二段頂面構造

2.2開發(fā)井型優(yōu)選

不同井型有不同的開發(fā)特點和適用范圍，對于一個具體氣藏主要采用何種井型進行開發(fā)，需要從氣藏地質特點和各種井型開發(fā)效果對比分析綜合確定［10－12］。

普光氣田氣層有效厚度變化大，構造高部位有效厚度為200～400m，低部位為20m至100多米；縱向上Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類儲層交互發(fā)育，非均質性很強，構造低部位有邊底水。利用建立的各類井型的地質模型，模擬計算水平井、大斜度井與直井的產能比。研究結果表明，斜井與直井的產能比隨著氣藏厚度的增加而增大，氣層厚度越大，采用斜井開發(fā)增產效果越好；但水平井與直井產能比隨著氣藏厚度的增加而減小。根據(jù)國內外水平井開發(fā)經驗，適合鉆水平井的條件是油氣層厚度h與氣層各向異性系數(shù)β（β=的乘積小于100m。這說明，水平井開發(fā)油氣藏具有一定的適用條件：一是油氣層不能太厚；二是垂向滲透率不能太低。

圖2　普光6—普光10井氣藏剖面

普光氣田構造高部位有效厚度為200～400m，從地質認識看，長興組和飛仙關組氣層層間有泥晶灰?guī)r隔層，飛三段至飛一段層段之間沒有明顯的隔層，根據(jù)βh＜100m的限制條件，要求氣層垂直滲透率是水平滲透率的4倍以上。普光氣田氣層裂縫不太發(fā)育，氣層垂向滲透率與水平滲透率之比為0.2～0.5，氣藏高部位難以滿足此條件。但對于氣藏邊部有效厚度小于70m的區(qū)域，則可以滿足這個條件。

綜合分析顯示，普光氣田主體部位（普光2、普光6井區(qū)）儲層有效厚度大，縱向非均質性較強，Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ類儲層和致密儲層交互分布，水平井不能很好地兼顧縱向上儲量的動用，而斜井在控制氣藏儲量、充分發(fā)揮縱向上氣層產能、實施酸壓等增產措施方面有其優(yōu)勢，能夠滿足開發(fā)的要求。因此，氣藏主體部位主要選擇斜井結合直井的方式開采，以大斜度井為主。

而氣藏邊部儲層逐漸變薄，有效厚度變小，有邊底水，部署斜井和直井達不到經濟界限產量，采用水平井開發(fā)則可以增加泄氣面積、氣井產能和減小生產壓差，控制邊底水推進，延長穩(wěn)產期，提高氣藏采收率。因此，在氣藏邊部儲層較薄區(qū)域可以部署水平井。

2.3單井技術經濟界限研究

單井技術經濟界限指在現(xiàn)有氣田開發(fā)技術和財稅體制下，新鉆井能收回新井增加的投資、采氣操作費并獲得最低收益率時所應達到的最低產量或儲量值。普光是高含硫氣田，開發(fā)投資高、成本大，必須研究氣田經濟有效開發(fā)的條件，這是指導氣田開發(fā)部署的重要技術指標。

根據(jù)普光高含硫氣藏開發(fā)特征和經濟運行規(guī)律，以氣田有效開發(fā)必須滿足基本投資回收期和收益率的要求等經濟條件為約束，建立單井初始產氣量界限、單井控制地質儲量界限和單井鉆遇有效厚度等技術經濟界限模型。

單井初期產量界限模型：

單井控制地質儲量界限：

根據(jù)普光高含硫氣田單井開發(fā)投資、操作成本以及生產動態(tài)特征（穩(wěn)產期、遞減率），按照天然氣商品價格0.98元/m3（2007年）計算，測算出普光氣藏不同穩(wěn)產年限不同井型的單井技術經濟界限值（圖3，圖4）。在氣井穩(wěn)產10年的條件下，氣田直井要求的單井初始產量界限為36.0×104m3/d，單井控制儲量界限為31.4×108m3；斜井要求的單井初始產量界限為37.5×104m3/d，單井控制儲量界限為32.7×108m3；水平井要求的單井初始產量界限為40.0×104m3/d，單井控制儲量界限為35.2×108m3。

圖3　不同穩(wěn)產條件下斜井技術界限

圖4　不同穩(wěn)產條件下水平井技術界限

2.4井網(wǎng)部署

2.4.1開發(fā)井網(wǎng)

普光氣田為受斷層及相變帶控制的構造－巖性氣藏，儲層分布、巖性和物性變化大。綜合分析認為，普光氣田宜采用不規(guī)則開發(fā)井網(wǎng)，其原因在于：①普光氣田儲層展布形態(tài)南寬北窄，形態(tài)不規(guī)則，不規(guī)則井網(wǎng)有利于有效控制儲層；②儲層物性變化大，非均質性較強，飛仙關組不同井區(qū)孔隙度、滲透率差異較大，在構造高部位普光2井—普光6井一帶孔、滲較好，周邊構造低部位物性變差，而且有一定的邊底水，不適于均勻部署井網(wǎng)；③儲層厚度變化大，整體變化趨勢是從普光2－普光6井區(qū)向周邊低部位變薄，構造高部位普光2－普光6井區(qū)有效厚度達到400m以上，向周邊有效厚度明顯變薄，不規(guī)則井網(wǎng)部署方式有利于增加鉆遇氣層厚度、提高單井產量、延緩邊底水推進。

因此，普光氣田采用“頂密邊稀”不規(guī)則井網(wǎng)形式，構造高部位儲層厚度大、物性好，集中布井；構造低部位周邊區(qū)域，儲層厚度減小、物性變差，有邊底水，盡量少布井，且布井應盡可能遠離邊水。

2.4.2布井方式

普光氣田地面屬山地地形，溝深坎陡，地形條件復雜，交通不便，不適合選擇一井一場的鉆井、管理方式。同時，飛仙關組—長興組氣藏為典型的高含硫氣藏，硫化氫是劇毒氣體，在氣藏開發(fā)的鉆、采、集、輸、處理整個流程中，必須重視安全，叢式井組布井可減少鉆前工程量，同時便于集中管理，有利于安全生產，另外可減少地面集輸管網(wǎng)，節(jié)約地面建設投資。因此，普光氣田宜采用在地面集中的叢式井組布井系統(tǒng)。

2.5合理井距優(yōu)化

根據(jù)普光氣田儲量豐度、儲層厚度展布、非均質性、斷層封隔狀況以及邊底水分布的特點，考慮氣藏的開發(fā)效果和經濟效益，首先在單井經濟極限控制儲量的基礎上確定經濟極限井距，然后考慮單井控制儲量、采氣速度、穩(wěn)產期、經濟效益等與井距的關系，采用多種方法分別確定各種約束條件下的井距，綜合對比分析，優(yōu)選出合理井距。

2.5.1經濟極限井距

應用現(xiàn)金流法，測算基準收益率12％時的單井極限控制儲量，通過極限控制儲量和儲量豐度的關系可以計算出不同區(qū)域的經濟極限井距。根據(jù)普光氣田不同井區(qū)的儲量豐度，計算出構造高部位普光2－普光6井區(qū)經濟極限井網(wǎng)密度為2口/km2，經濟極限井距為700m；普光4－普光8－普光9井區(qū)經濟極限井網(wǎng)密度為1.23口/km2，經濟極限井距為900m；普光3塊經濟極限井網(wǎng)密度為0.64口/km2，經濟極限井距為1250m。

2.5.2合理采氣速度法確定合理井距

合理采氣速度法確定合理井距是在氣藏地質儲量和含氣面積已知的情況下，根據(jù)確定的合理開發(fā)速度和單井產量，建立井網(wǎng)密度與地質儲量、采氣速度之間的關系，從而計算開發(fā)井井距。由采氣速度論證結果，普光氣田合理產氣速度為4.0％～4.5％，由此確定氣田開發(fā)合理井距平均為1050～1100m。

2.5.3單井控制儲量法確定合理井距

開發(fā)井距的確定應考慮合理的單井控制儲量。單井控制儲量法確定合理井距是根據(jù)單井配產，按穩(wěn)產期末采出的可采儲量計算出所要求的單井控制儲量，然后依據(jù)儲量豐度計算不同井區(qū)的合理井距。根據(jù)單井控制儲量法研究了普光氣田不同單井配產下不同儲量豐度的合理井距圖版（圖5）。從圖中可以看出，單井配產越高，所要求的井控儲量越大；在氣井產量相同的情況下，對應儲層不同豐度區(qū)，井距都不相同，儲量豐度越高，井距越小。

由普光氣田不同井區(qū)的儲量豐度，查圖版確定出普光2、普光6井區(qū)合理井距為800～900m；普光5井區(qū)合理井距為900～1000m；普光4井區(qū)和普光8－普光9井區(qū)合理井距為1050～1150m；普光3塊合理井距為1300～1350m。

圖5　不同單井配產合理井距與儲量豐度的關系

圖6　凈現(xiàn)值與井網(wǎng)密度的關系

2.5.4經濟評價方法確定合理井距

經濟評價方法是通過評價氣藏開發(fā)的經濟效益確定氣田開發(fā)合理的井網(wǎng)密度和合理井距。此方法確定合理井距需要和氣田開發(fā)數(shù)值模擬技術相結合。

首先建立普光氣藏地質模型，設計6個不同井網(wǎng)密度的開發(fā)方案，進行開發(fā)指標預測；然后用經濟評價方法計算不同開發(fā)方案的凈現(xiàn)值，得出凈現(xiàn)值與井網(wǎng)密度的關系曲線（圖6），凈現(xiàn)值最大對應的即為氣藏合理井網(wǎng)密度及井距。從圖中可以看出，當井網(wǎng)密度為1.04口/km2時，凈現(xiàn)值最大。由此確定普光氣田經濟合理井距平均為1000m左右。

2.5.5類比法確定合理井距

法國拉克氣田［8］為高含硫碳酸鹽巖氣藏，其地質特征和流體性質與普光氣田相似。該氣田平均儲量豐度為27×108m3/km2，生產井36口，平均單井日產（50～65）×104m3，氣田平均井距大約為1500m，構造高部位井距較小、低部位井距較大。

普光氣田平均儲量豐度為48.5×108m3/km2，明顯高于拉克氣田，單井配產與拉克氣田相近，因此普光氣田的合理井距應小于拉克氣田的實際井距。

綜合分析，在目前的經濟條件下，普光氣田飛仙關組—長興組氣藏不同井區(qū)的合理井距為800～1300m，平均井距在1000m左右。對于儲層物性好、豐度高的普光2－普光6井區(qū)，合理井距為800～1000m；普光4－普光8－普光9井區(qū)合理井距為1050～1200m，普光3塊為1300m。

2.6氣井合理產量優(yōu)化

普光氣田儲層厚度大、產量高，儲層縱、橫向非均質性強，高含硫化氫，開發(fā)投資大，并存在邊底水，氣井合理產量確定的原則是：①要能夠充分利用地層能量，提高儲量動用程度；②滿足合理采氣速度的要求；③控制氣藏的邊、底水推進；④確保氣井穩(wěn)產期和市場需求；⑤不造成油管的沖蝕損害；⑥滿足一定的攜液能力；⑦獲得好的經濟效益。根據(jù)上述原則，普光氣田確定氣井合理產量的方法是：①首先確定單井初期產量界限；②再根據(jù)評價的氣井產能，采用經驗法、采氣指數(shù)曲線法、節(jié)點分析法、類比法等綜合分析研究單井合理配產；③然后在建立氣藏地質模型的基礎上，用數(shù)值模擬方法優(yōu)化確定全氣藏各氣井的合理產量。

2.6.1確定單井初期產量界限

根據(jù)單井技術經濟界限研究結果，普光氣田直井、斜井、水平井要求的初始產量界限分別為36×104，37.5×104，40×104m3/d，氣井配產應大于單井初期產量界限。

2.6.2單井合理配產研究

在氣田開發(fā)前期評價階段，氣井合理產量的確定主要是根據(jù)試氣和試采資料評價的氣井產能方程和無阻流量，采用經驗法、采氣曲線法、節(jié)點分析法和類比法等多種方法確定初步配產。

普光氣田為高含硫碳酸鹽巖氣藏，根據(jù)國外和四川碳酸鹽巖氣藏的開發(fā)經驗，氣井生產可按無阻流量的1/5～1/6配產。根據(jù)采氣指數(shù)曲線法，普光氣井在不出現(xiàn)紊流的情況下的合理配產約為無阻流量的1/6～1/7。根據(jù)節(jié)點分析法，繪制氣井的流入井動態(tài)曲線和流出井動態(tài)曲線于同一坐標系中，取兩條曲線交點處的產量作為單井的合理產氣量，普光氣井合理產量約為無阻流量的1/5～1/6。

從與法國拉克氣田類比來看，拉克氣田儲層有效厚度為350～500m，略高于普光氣田，壓力系數(shù)（1.57～1.67）高于普光氣田（1.09～1.18），儲層類型為孔隙－裂縫型，單井配產為33×104～ 100×104m3/d。因此，普光氣田氣井合理產量可參考拉克氣田。

此外，普光氣田氣井產量較高，且有邊底水，配產時還應考慮攜液極限產量和油管沖蝕流量。氣井的合理產量應大于產水時的最小攜液量，同時小于使油管造成沖蝕損害的產氣量。計算表明，普光氣田在不造成油管沖蝕損害的情況下，外徑88.9mm的油管要求氣井產量低于100× 104m3/d；另外，根據(jù)Turner攜液極限產量計算，普光氣田滿足氣井生產時連續(xù)排液的最低產量為10×104m3/d。

綜合分析，普光氣田可選用各井初期產能評價無阻流量的1/5～1/7配產，單井配產大于30× 104m3/d、小于100×104m3/d。

2.6.3數(shù)值模擬法優(yōu)化確定全氣藏各氣井合理產量

根據(jù)普光氣田地質建模研究成果和流體高壓物性等資料，建立氣藏數(shù)值模型。在氣井產能評價結果的基礎上，先對各生產井按無阻流量的1/5～1/7進行初步配產；在初步配產的基礎上進行數(shù)值模擬計算，預測開發(fā)指標。以給定的氣井最小井口外輸壓力（9mPa）為限制條件，在采氣速度4.0％、各生產井穩(wěn)產時間接近的條件下，同時考慮控制邊水推進，對于靠近邊水的氣井生產壓差控制在3mPa以內，確定氣井合理產量為（30～100）×104m3/d，平均產量為60×104m3/d；其中，氣藏構造高部位普光2－普光6井區(qū)合理產量為（70～100）×104m3/d，低部位靠近邊底水區(qū)域合理產量為（30～50）×104m3/d。

2.7合理采氣速度優(yōu)化

氣藏的合理采氣速度優(yōu)化應綜合考慮氣藏地質條件、儲量規(guī)模、資源接替狀況、穩(wěn)產要求、企業(yè)經濟效益和社會效益等多種因素。

2.7.1采氣速度對穩(wěn)產年限、采出程度及經濟效益的影響

為了確定普光氣田的合理采氣速度，在氣藏三維地質模型的基礎上，采用數(shù)值模擬技術，研究了氣藏采氣速度、穩(wěn)產年限和穩(wěn)產期采出程度的關系，預測了不同采氣速度下的氣藏開發(fā)指標，并進行了經濟評價，結果見圖7和圖8。

圖7　采氣速度與穩(wěn)產期、采出程度的關系

圖8　采氣速度與凈現(xiàn)值的關系

可以看出，普光氣田開發(fā)采氣速度越高，穩(wěn)產期越短，穩(wěn)產期末采出程度越低。不同采氣速度下氣藏經濟效益有明顯差異。若采氣速度太低，則開發(fā)時間長，投資回收期長，經濟效益差；若采氣速度過高，則氣藏穩(wěn)產期短，采出程度低，效益差，甚至根本沒有經濟效益。氣田開發(fā)是以獲得最大經濟效益為目的的，所以一個氣田的開發(fā)從經濟評價分析，凈現(xiàn)值出現(xiàn)峰值時對應的采氣速度即為合理的采氣速度。因此，從經濟效益考慮，普光氣田合理采氣速度為4.5％。

2.7.2采氣速度對邊底水推進的影響

從普光氣田邊底水分布可知，氣藏構造高部位沒有底水，氣藏邊部有范圍較大的邊水。這里用普光9井和普光202－1井建立有邊水的地質剖面模型。普光202－1井處在構造較高的部位，氣層中部海拔為－4 802m；普光9井位于氣藏低部位，鄰近邊水，氣層中部海拔為－5 009m。以此模型為基礎，設計了7套方案模擬計算不同采氣速度對見水時間、穩(wěn)產期、無水期采出程度等開發(fā)指標的影響。

方案1，2，3，4高、低部位氣井采用相同的采氣速度生產，采速分別為2％，3％，4％，5％；方案5，6，7高、低部位氣井采用不同的采氣速度生產，高、低部位的采速分別為6.2％和1％，5.5％和2％，4.7％和3％，整體采速為4％。

模擬結果表明，構造高部位氣井采用不同速度（采氣速度為1％～6.2％）生產時始終不出水。表1是不同采氣速度情況下低部位氣井的開發(fā)指標。

從表1中可以看出，高、低部位氣井采用相同采氣速度生產的情況下，當采氣速度從2％提高至5％時，低部位氣井見水時間由11.8 a提前到5.2 a，見水時間提前近7.0 a，穩(wěn)產時間由22.3 a縮短為3.7 a?？梢姡S著采氣速度的增加，邊水推進速度加快，鄰近邊水氣井見水時間提前，穩(wěn)產期縮短。因此，邊底水氣藏開發(fā)，采氣速度不宜過高。從方案2、方案4、方案5和方案6的開發(fā)指標看，在全氣藏整體采氣速度相等的情況下，適當提高構造高部位區(qū)域的采氣速度，減小低部位的采氣速度，可以延緩邊水的推進速度，提高無水期采出程度，延長穩(wěn)產期。

表1　不同采氣速度下開發(fā)指標對比Table 1　Com parison of development indexes at different gas production rate

另外從市場需求看，普光氣田是“川氣東送”工程的主供氣田，“川氣東送”工程的目標市場是長江三角洲和川渝地區(qū)，這兩個地區(qū)是目前我國天然氣消費量最大的地區(qū)，天然氣一直處于供不應求的狀況，市場需求潛力巨大。因此，普光氣田需要盡快建成規(guī)模產能，滿足市場需求。另外，普光氣田是高含硫化氫氣田，從國內外高含硫氣藏開發(fā)經驗看，高含硫氣藏采氣速度普遍較高。從國內外高含硫化氫氣藏開采數(shù)據(jù)統(tǒng)計結果可知，高含硫氣藏采氣速度一般都超過4％。

綜合考慮普光氣田的主體地質特征、流體性質、穩(wěn)定供氣和資源接替、川氣東送工程市場的需求，氣藏整體合理采氣速度應為4.0％～4.5％。氣田不同區(qū)域采用不同采氣速度進行開發(fā)。氣藏構造高部位沒有邊底水影響，采用4.5％～5.5％速度開采；邊低部氣井受邊底水影響，為延緩邊底水推進，提高氣藏采收率，宜采用2％～3％的采氣速度開采。

2.8采收率的確定

2.8.1用物質平衡法估算采收率

地質特征研究表明，普光氣藏以中孔、中滲儲層為主，構造高部位沒有水，僅在低部位存在邊底水。數(shù)值模擬計算顯示，氣藏整體表現(xiàn)為弱水驅，由垂直管流法和經驗公式估算氣田廢棄地層壓力為14.0mPa。根據(jù)物質平衡方程，結合廢棄地層壓力，可以計算出衰竭式開采氣藏采收率為67.3％。

2.8.2根據(jù)類比法估算采收率

在氣田開發(fā)初期，可采用類比法或經驗公式估算氣藏采收率。四川中－低滲透碳酸鹽巖氣藏的采收率一般為60％～75％；法國拉克氣田確定最終采收率為80％，但是拉克氣田的原始地層壓力（67mPa）高于普光氣田（55～57mPa），并且儲層物性較普光氣田好，因此普光氣田采收率應低于拉克氣田。對比國內外中低滲透率氣藏的采收率，普光氣田采收率約為65％～70％。

2.8.3利用數(shù)值模擬法估算采收率

根據(jù)地質模型和開發(fā)井網(wǎng)部署，利用數(shù)值模擬計算，氣藏廢棄時采出程度為67.7％。綜合分析，初步估算普光氣田最終采收率為65％～70％。

2.9防止或減小硫沉積

針對高含硫氣藏開發(fā)過程中可能會出現(xiàn)硫沉積的情況［13－14］，進行了硫沉積規(guī)律及對氣井產能影響的理論研究［15－16］。研究表明：①天然氣達到含硫量飽和狀態(tài)之后，降低壓力或溫度，元素硫將從氣流中析出；②地層中硫沉積主要發(fā)生在距井筒較小的范圍之內，距井筒越近，硫沉積量越大；③氣流速度對硫沉積有重要影響，在氣流速度高于臨界攜硫速度時，氣流能將從含硫飽和天然氣中析出的硫攜帶出地層，不會造成儲層傷害，而當氣流速度低于臨界攜硫速度時，氣井產量越大，硫沉積越快，氣井生產時間越短。國外實踐也表明，發(fā)生硫堵塞的氣井產量較低；而當氣井產量超過42.3×104m3/d時，氣井均未發(fā)生硫堵塞。

因此，高含硫氣藏開發(fā)為防止或減小硫沉積，應采取以下對策：①氣田投入開發(fā)時，氣井初期配產必須大于氣體攜硫臨界產量，以保證穩(wěn)產階段不出現(xiàn)硫沉積；②若氣井初期配產小于氣體攜硫臨界產量，在可能的情況下盡量采用小壓差生產，以減小硫析出量，降低硫沉積速率；③硫沉積速度隨時間成加速變化，防止硫沉積造成儲層完全堵塞的最佳時機應在儲層含硫飽和度急劇增大之前。

3　結語

通過全面、系統(tǒng)地開展高含硫碳酸鹽巖氣藏開發(fā)方式、層系劃分、井型井網(wǎng)、合理產量和采氣速度、開發(fā)技術經濟界限、控制和減緩邊底水推進等氣藏開發(fā)對策研究，形成了一套高含硫碳酸鹽巖氣藏開發(fā)技術政策研究方法，制定出了適合普光氣田的開發(fā)技術政策，并編制出氣田合理的開發(fā)方案，為高效開發(fā)普光氣田奠定了基礎。目前，普光氣田已正式投入開發(fā)。

本項研究形成的方法和技術已在普光氣田周邊大灣、毛壩及河壩、元壩等區(qū)塊的開發(fā)評價和開發(fā)方案編制中得到應用，對同類氣藏的開發(fā)亦具有指導和借鑒作用，具有廣闊的應用推廣前景。

符號注釋

Covt——單位變動成本，10－3元/m3；

Er——經濟采收率，小數(shù)；

ic——基準收益率，％；

It——單井新增投資，萬元；

n——商品率，小數(shù)；

Nc——單井控制地質儲量界限，107m3；

Pt——油氣價格，10－3元/m3；

PT——投資回收期，a；

Qc——新井初期產量界限，107m3；

Qt——年產量，107m3；

rc——稅金及附加占收入的比率，無量綱；

Soft——固定操作成本，萬元/a；

t——經濟評價期，a；

Tr4—資源稅，10－3元/m3；

β——各向異性系數(shù)，無量綱；

ηt——產量變化系數(shù)，無量綱。

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（編輯李軍）

中圖分類號：TE37

文獻標識碼：A

文章編號：0253－9985（2011）02－0302－09

收稿日期：2010－12－20；

修訂日期：2011－01－22。

第一作者簡介：王衛(wèi)紅（1965—），女，副教授，油氣藏工程。

基金項目：國家科技重大專項（2008ZX05048－001）；中國石化科技攻關項目（P06055）。

Technical policy optim ization for the development of carbonate sour gas reservoirs

Wang Weihong，Liu Chuanxi，Mu Lin，Wang Xiuzhi，Sun Bing
（SINOPEC Petroleum Exploration and Production Research Institute，Beijing 100083，China）

Abstract：Puguang gas field is a super-largemarine carbonate gas field in China featuring in deep burial，large thickness，strong heterogeneity，high H2Sand CO2contents and edge-and bottom-water.Gas reservoir engineering theory andmethodologies，numerical simulation and economic evaluation techniques are used to optimize the technical policies for its development，including layer division，well-type selection，reasonable well spacing，well pattern，reasonable productivity，reasonable gas production rate，technical and economic limits of single well，control and impediment of edge-bottom water advancing，prevention of sulfur precipitation and so on.A set of technicalmethods are formulated for optimizing technical policies of carbonate sour gas reservoirs and are applied to Puguang gas field.The rational technical policies obtained provide a solid basis for development planning and adjustment and effective development of this gas field.

Key words：sour gas reservoir，edge/bottom water，technical policy for development，Puguang gasfield