任洪明 趙 松 雷小華 羅 韌 黃小亮 唐 力

(1. 西南油氣田分公司川東北氣礦， 四川 達(dá)州 635000； 2. 重慶科技學(xué)院， 重慶 401331)

1 氣藏概況

四川盆地東北部的黃龍場區(qū)塊，屬于川東南中隆高陡構(gòu)造帶雙石廟構(gòu)造群。黃龍場區(qū)塊的飛仙關(guān)組總體發(fā)育6個主要的圈閉，其中以黃龍場背斜為主。從縱向上看，黃龍場構(gòu)造是一繼承性斷背斜型圈閉，長軸走向為北西向[1-3]。飛仙關(guān)組四段底界構(gòu)造高點海拔-2 620 m，最低圈閉線-3 140 m，閉合度520 m，閉合面積26.03 km2。就沉積相模式而言，黃龍場構(gòu)造飛仙關(guān)組處于過渡相區(qū)，地跨海槽、陸棚(斜坡)及碳酸鹽巖臺地相區(qū)，臺地相可劃分為潮坪亞相、臺內(nèi)鮞粒灘亞相、臺地瀉湖亞相、臺緣鮞粒灘亞相等4個亞相[4-6]。從沉積相剖面看，飛仙關(guān)組HL2井(厚度577 m)位于海槽內(nèi)，HL8井處于陸棚相區(qū)，鮞灘儲層不發(fā)育；HL009-H1、HL009-H2、HL9、HL6、HL3、LJ6井位于碳酸鹽巖臺地相區(qū)，鮞灘儲層相對發(fā)育。

飛仙關(guān)組氣藏的發(fā)現(xiàn)始于2004年5月完鉆的HL8井。至2016年12月底，飛仙關(guān)組獲氣井5口(HL6、HL8、H9、HL009-H1、HL009-H2井)，獲測試產(chǎn)量231.67×104m3/d。2013年12月，飛仙關(guān)組高含硫氣藏HL009-H1井投入生產(chǎn)，日產(chǎn)量為 (10～20)×104m3，生產(chǎn)油壓在30 MPa左右，至2016年12月底累計產(chǎn)氣1.35×108m3。2015年編制黃龍場區(qū)塊飛仙關(guān)組氣藏滾動勘探開發(fā)方案，飛仙關(guān)組高含硫氣藏的計劃生產(chǎn)規(guī)模為90.0×104m3/d，采氣速度為3.98%。

2 儲層描述

2.1 巖性和儲集特征

飛仙關(guān)組儲層巖性主要是鮞粒灰?guī)r、白云巖、云質(zhì)灰?guī)r及灰?guī)r，其中鮞粒灰?guī)r的分布，從西往東具有從無到有、從少到多的趨勢，其儲集空間可分為孔隙、洞穴、裂縫3類。飛仙關(guān)組鮞灘儲層的測井曲線表現(xiàn)為“三低、一高、正差異”的特征，即低速度、低密度、低伽瑪、高孔隙、深淺雙側(cè)向正差異。

2.2 儲層分布特征

在地質(zhì)、地震、鉆井、測井資料基礎(chǔ)上，結(jié)合速度反演與孔隙度反演結(jié)果，建立鮞灘儲層的地震響應(yīng)模式：鮞灘儲層響應(yīng)速度v≤6 000 ms，孔隙度φ≥2%。鮞灘儲層在橫向上的發(fā)育分布是不均勻的。黃龍場構(gòu)造鮞灘儲層在研究區(qū)東部，向渡口河方向，厚度可達(dá)40 m；往西，其厚度逐漸減小，直至消失。通過計算研究區(qū)有效儲層厚度和平均孔隙度的乘積，得到飛仙關(guān)組鮞灘儲層儲能系數(shù)平面預(yù)測圖(見圖1)。從預(yù)測的情況看，羅家寨及渡口河連成的帶狀區(qū)域及HL9井附近的儲能系數(shù)較高，其他區(qū)域較低，在0.5以下。

圖1 飛仙關(guān)組鮞灘儲層儲能系數(shù)平面分布

2.3 氣藏類型

飛仙關(guān)組鮞灘儲層除了受巖性控制，還受構(gòu)造控制，為構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉氣藏。根據(jù)對區(qū)域儲層的綜合分析，并結(jié)合地震預(yù)測資料，確定氣藏的氣水界面為-3 650 m。氣藏驅(qū)動主要依靠天然氣的彈性能量，屬于彈性氣驅(qū)類型。在氣藏開發(fā)中后期，存在邊水推進(jìn)的可能。

3 水平井技術(shù)的應(yīng)用

3.1 井型選擇

根據(jù)飛仙關(guān)組氣藏的儲層特征，對氣井進(jìn)行直井、大斜度井、水平井對比分析。高含硫直井HL6、HL9，無法形成高效的工業(yè)生產(chǎn)井。依據(jù)黃龍場區(qū)塊飛仙關(guān)組氣藏的地質(zhì)特征，進(jìn)行單井?dāng)?shù)值模擬分析，結(jié)果表明采用水平井技術(shù)能夠提高該區(qū)塊的高含硫氣藏的產(chǎn)能。因此，擬對其采用水平井技術(shù)。

3.2 水平井技術(shù)的實施

水平井HL009-H1、HL009-H2井均達(dá)到了預(yù)定的地質(zhì)目標(biāo)，實施效果良好。HL009-H2井，設(shè)計儲層靶體視傾角8°下傾。實鉆中，構(gòu)造形態(tài)發(fā)生變化，視傾角逐漸增大至32°下傾，造成軌跡向上穿出儲層。降斜鉆進(jìn)未能回到儲層，于井深4 415.00 m正眼完鉆。后在井深4 140.00 m處懸空側(cè)鉆，降斜鉆完儲層，側(cè)眼完鉆井深4 352.00 m。實際入靶點閉合距、閉合方位均在允許范圍內(nèi)。根據(jù)儲層情況和鉆遇的水平段長度，對用酸類型和用酸量進(jìn)行了研究。最后確定，采用膠凝酸進(jìn)行裸眼分段酸化改造作業(yè)。

3.3 水平井生產(chǎn)效果

水平段長度及儲層鉆遇長度，與直井相比，大幅增加。HL009-H1水平段長598.43 m，鉆遇儲層段長453.00 m，儲層鉆遇率為75.70%。HL009-H1的儲層長度是鄰井直井HL9的31.7倍。HL009-H2水平段長324 m，鉆遇儲層段長173.7m，儲層鉆遇率為53.61%。HL009-H2的儲層長度是鄰井直井HL9的12.2倍。水平井技術(shù)提高了儲層鉆遇率和鉆遇儲層長度，增大了低滲儲層的滲流面積，從而提高了低滲儲量的動用程度。

在儲層物性相同的情況下，水平井測試產(chǎn)量和無阻流量均較直井大幅增加。HL009-H1井的測試產(chǎn)量(114.32×104m3d)是HL9井測試產(chǎn)量(6.17×104m3d)的18.5倍，HL009-H1井的無阻流量(402×104m3d)是HL9井無阻流量(7.55×104m3d)的53.2倍。HL009-H2井的測試產(chǎn)量(88.17×104m3d)是HL9井測試產(chǎn)量的14.3倍，HL009-H2井的無阻流量(261×104m3d)是HL9井無阻流量的34.6倍。

井口生產(chǎn)壓力壓降甚微，表現(xiàn)出較強(qiáng)的穩(wěn)產(chǎn)能力，動儲量大。HL009-H1井投入開采后，生產(chǎn)壓差小。2014年8月關(guān)井前，日產(chǎn)量為13.5×104m3，井底流動壓力為40.486 MPa；目前的地層壓力為40.538 MPa，生產(chǎn)壓差為0.052 MPa。關(guān)井前的井底流動壓力是目前地層壓力的99.87%。采用關(guān)井壓降法，計算得到的HL009-H1井的動態(tài)儲量為33.43×108m3。這說明該水平井對氣藏儲量的動用達(dá)到了比較好的效果。

4 氣藏動態(tài)監(jiān)測

為了掌握黃龍場區(qū)塊飛仙關(guān)組高含硫氣藏的動態(tài)特征、開發(fā)規(guī)律，建立了一套嚴(yán)格的高含硫動態(tài)監(jiān)測管理體系。主要從以下方面進(jìn)行把控：施工作業(yè)方案的制定、現(xiàn)場作業(yè)的具體實施、資料的解釋和應(yīng)用。HL009-H1的試井工作對氣井生產(chǎn)發(fā)揮了很好的指導(dǎo)作用。采用雙重介質(zhì)地層模型進(jìn)行解釋。相關(guān)參數(shù)：地層壓力為40.56 MPa，垂向滲透率為1.39×10-3μm2，徑向滲透率為22.69×10-3μm2，水平段有效長度為351 m，儲容比為0.099 8，竄流系數(shù)為2.85×10-7，井筒儲集系數(shù)為42.96 m3/MPa，表皮系數(shù)為-2.967 4。

從地質(zhì)認(rèn)識上看，壓力恢復(fù)導(dǎo)數(shù)曲線的雙重介質(zhì)特征可進(jìn)一步說明洞穴及裂縫的傳導(dǎo)能力在氣體的流動中起到了主導(dǎo)作用，而孔隙只起儲存作用。采用水平井技術(shù)對儲層、裂縫能起很好的溝通作用。因此，在該區(qū)塊鉆水平井是必要的，水平井技術(shù)可提高氣井的產(chǎn)能，實現(xiàn)氣田的效益開發(fā)。

5 氣藏的集輸工藝

為強(qiáng)化集輸系統(tǒng)的安全性，采用了高酸性井場一體化集成撬裝裝置。HL009-H1井的井站工藝部分主要包括藥劑加注撬、一體化集成撬(包括加熱、節(jié)流、分離、計量、燃料氣系統(tǒng)、氮氣置換系統(tǒng))、清管發(fā)球撬、出站截斷閥組等。在集輸工藝上采用濕氣輸送，以簡化站場流程；通過提高出站溫度、加注抑制劑、控制管內(nèi)氣體流速、加大清管頻率等措施，防止水合物形成。

選用配套的管材及閥門。集氣管線采用L245NS PSL2+附錄H SMLS鋼管，燃料氣管線采用L245 N PSL2+附錄B SMLS鋼管，高壓放空管線采用00Cr17Ni14Mo2鋼管，中低壓放空管線采用L245NS PSL2+附錄H SMLS鋼管，加注管線采用20G高壓無縫鋼管。根據(jù)高含硫化氫氣田建設(shè)標(biāo)準(zhǔn)要求，對閥門及管材等嚴(yán)格按母材批次進(jìn)行抗SSC和HIC試驗，同時做好硬度檢測和光譜半定量分析復(fù)驗工作。

嚴(yán)格執(zhí)行高含硫氣田相關(guān)開發(fā)標(biāo)準(zhǔn)。在項目建設(shè)管理過程中，合理使用HSE管理工具，認(rèn)真開展工作前安全分析和啟動前安全檢查，加強(qiáng)施工現(xiàn)場管理，確?，F(xiàn)場作業(yè)的安全和環(huán)保。

6 氣藏的安全生產(chǎn)體系

6.1 氣藏開采風(fēng)險評估

利用EFFECT軟件對HL009-H1井高含硫站場重大泄漏事故進(jìn)行了模擬，計算分析了其噴射火熱輻射影響距離、爆炸沖擊波影響距離以及硫化氫擴(kuò)散距離。

(1) 在下風(fēng)向164.82 m的范圍內(nèi)，熱輻射強(qiáng)度可達(dá)4.0 kWm2，未著保護(hù)設(shè)備的人員置身其中超過20 s會引起疼痛，但可以逃生。根據(jù)極限擴(kuò)散距離的模擬計算，建議HL009-H1井的應(yīng)急撤離距離不宜小于1 000 m。

(2) 泄漏的天然氣延遲遇火，將形成可爆云團(tuán)?？杀茍F(tuán)的質(zhì)量，隨下風(fēng)向距離的延伸而先增大后減小。爆炸點與泄漏點的距離為46.82 m，爆炸沖擊波超壓值100 kPa的死亡區(qū)影響距離為4.13 m。此區(qū)域邊緣處人員，因沖擊波作用導(dǎo)致死亡的概率為0.5。

(3) 若釋放的含硫天然氣沒有遇到火源，則H2S濃度為151.8 mgm3的毒性云團(tuán)將擴(kuò)散至60.69 m。達(dá)到此濃度時，對生命和健康會產(chǎn)生不可逆轉(zhuǎn)的或延遲性的影響。該濃度為危險臨界濃度。

6.2 個人和社會風(fēng)險分析

結(jié)合站場泄漏概率和事故后果，利用RISKCURVE(風(fēng)險計算)軟件對站場風(fēng)險進(jìn)行計算，量化了個人風(fēng)險和社會風(fēng)險。

(1) 個人風(fēng)險。通過開展對HL009-H1井站的個人風(fēng)險等值分析，認(rèn)為：HL009-H1井最大的風(fēng)險等值線為1×10-4(年)，而在該范圍內(nèi)無人居；站場1×10-5(年)個人風(fēng)險等值線范圍內(nèi)為散居民房，站場3×10-6(年)個人風(fēng)險等值線范圍內(nèi)無高敏感場所和特殊高密度場所，因此個人風(fēng)險是可以接受的。

(2) 社會風(fēng)險。HL009-H1井站的F-N曲線落在了“可容許區(qū)”(見圖2)，風(fēng)險處于較低水平，該風(fēng)險是可以被接受的。

圖2 HL009-H1井的社會風(fēng)險F-N曲線

集氣管道埋地敷設(shè)，埋深0.8～2.0 m，具有隱蔽、單一和野外性的特點。根據(jù)采集氣管道易發(fā)事故的不同特點，確定可能導(dǎo)致事故的危險因素包括管道腐蝕穿孔、管道材料缺陷或焊口缺陷隱患、第三方破壞、工藝操作失當(dāng)、自然災(zāi)害等，并制定了相應(yīng)的管理措施。

6.4 強(qiáng)化生產(chǎn)安全管理

實行高含硫天然氣集輸生產(chǎn)管理與操作崗位責(zé)任制，編制了氣井投產(chǎn)、檢測維修、施工作業(yè)、生產(chǎn)運(yùn)行方案、應(yīng)急預(yù)案，并嚴(yán)格執(zhí)行。

7 結(jié) 語

(1) 黃龍場區(qū)塊飛仙關(guān)組高含硫氣藏的勘探開發(fā)實踐表明，采用井震結(jié)合和精細(xì)氣藏描述技術(shù)、實行及時準(zhǔn)確的動態(tài)監(jiān)測，是氣田開發(fā)中打造透明油氣藏的關(guān)鍵。

(2) 針對非均質(zhì)低滲氣藏，采用水平井技術(shù)及配套的酸化改造技術(shù)，能夠有效提高氣井的產(chǎn)能和低滲儲量的動用程度，實現(xiàn)效益開發(fā)。

(3) 高含硫氣藏配套的集輸一體化技術(shù)和生產(chǎn)安全體系的建立，為氣田開發(fā)提供了安全可靠的保證。