元坝气田最深井获得高产的背后，是科技创新引领了超深层海相酸性气田的高效开发。

　　完钻井深8200米，酸压测试获得日无阻流量220万立方米高产，在稳定油压23.5兆帕下日产天然气65.5万立方米，实现超深井11个月完钻、一年获产的钻井提速提效目标，实现一井长距离穿行双礁的地质钻探目标——这是中国石化西南石油局元坝气田最深井元坝102-4H井近日汇报的成绩单。

　　在20年前，这是想都不敢想的。如何把不可能变成可能?西南石油局的答案是：致力于科技创新，以国际领先的超深层小礁体精细刻画技术和超深水平井优快钻井与储层深度改造技术，攻克了超深层海相酸性气田勘探开发世界级的难题。

　　精准定靶

　　元坝气田气藏主体埋深7000米，75%以上的含气层单礁体面积小于1平方千米。如果大小、形状、位置识别不清，就好比枪手看不到千里之外的射击目标，无从下手。

　　传统的地震描述技术根本无法识别和刻画复杂礁群内部的小礁体，开发元坝气田必须开展超深层小礁体精细刻画技术攻关。因此，随钻岩性快速识别、核磁物性分析、优质储层预测等技术的攻关研究迅速开展，最终创新形成了台缘生物礁群发育模式与生物礁储层构型、超深层复杂生物礁群精细刻画与储层预测技术，在我国首次实现了7000米深、最小0.5平方千米小生物礁体的精确识别与精细刻画。

　　在西南石油局勘探研究院科研人员的电脑屏幕上，一座连绵不断的“火焰山”图像呈现在眼前。科研人员一边指着屏幕一边介绍说，这就是通过台缘生物礁群发育模式与生物礁储层构型、超深层复杂生物礁群精细刻画与储层预测技术呈现出来的元坝气田生物礁三维地质模型。

　　“通过建立气藏三维地质模型，就好比给7000米深的地层做了一次CT，清晰展现了礁体的形状、大小、边界以及纵横向分布情况。通过橙、黄、绿、蓝等不同颜色代表礁体不同的含气性，橙色代表的是最好的优质储层。”油气勘探科研人员介绍道。

　　通过地震解释、气藏描述和储层建模的一体化技术，西南石油局科研人员精准识别出了地层岩性、地层水分布和含气层的构造，精细刻画出了21个礁群、90个单礁体，其中面积小于0.5平方千米的单礁体有21个。储层厚度预测符合率由早期的68.2%提高到如今的95.1%，精准计算出了7000米深的生物礁体坐标，实现了精准定靶。

　　精准中靶

　　资料显示，元坝气田相比其他气田平均深度要深1000~2000米，地层最高温度达160℃，是国内发现的最深的海相气田。

　　“在超深钻井中，越至深处钻头就会遭遇更高的温度和压力，遭遇更复杂的压力系统和气水关系。当井深超过7000米时，一个手指甲大小的面积就会顶着700公斤的压力。每继续钻进一米甚至半米，都面临着巨大的风险挑战。”西南石油局有关专家介绍说。

　　为实现科学、安全、经济、高效钻井，西南石油局开展了坚苦卓绝的科研攻关，创新形成了复杂生物礁群超深水平井轨迹控制与优快钻井技术，攻克了超深层钻井提速关键技术，突破了超深水平井蛇形变轨技术瓶颈，挑战了一项项不可能，实现了精准中靶。

　　元坝气田礁体平均储层厚度56米，最优质储层仅有30米，远低于普光气田礁体200多米的厚度。因此，在钻进过程中，地质与工程相结合，通过地质建模—数值模拟一体化技术和元素录井、核磁共振分析技术，时时跟踪钻遇油气显示、岩性变化，及时调整钻头钻进轨迹。特别在水平段钻进时，要进行4~6次上下的调整，钻头蛇形钻进，将多个礁体像串土豆一样串起来，实现一井长距离穿行多个礁体，有效提高了动用储量。

　　开发10年来，元坝气田平均钻井周期从早期的500多天减少到现在的300天左右，机械钻速较常规钻井提高30%以上，有效储层钻遇率提高37.8%，单井平均无阻流量提高4.7倍，实现了钻井提速、提效的目标。元坝102-4H水平段长1105米，超过雅康高速“川藏第一桥”主桥的长度;完钻井深8200米，接近珠穆朗玛峰的高度，再次刷新了元坝气田最深井的纪录。

　　少井高产

　　元坝气田气藏高含硫，具有高腐蚀性，给保证投产作业和长期安全生产带来了巨大的挑战。

　　在管柱力学分析和防腐材质腐蚀实验评价的基础上，西南石油局形成了高含硫超深水平井完井投产技术体系——通过采用井下安全阀、永久式封隔器及配套油管的完井酸化投产一体化管柱，简化工序、优化工艺，实现了紧急情况下的安全自动关井。

　　在验证国产化镍基合金、钛合金材质的抗腐蚀性能的基础上，开发了钛合金油管、电镀钨合金衬管，优选了国产镍基合金管材和采气井口装置，实现了井下管材、采气井口装置国产化率达到85%，降低完井投产成本数亿元。

　　“气井产能的高低还取决于地层的导流能力。要提高地层导流能力，就必须对地层进行酸化压裂，形成网状裂缝和气流通道。而元坝气田气藏超深、地层压力高且水平段长，用常规的酸化压裂施工技术是无法达到效果的。”西南石油局工程技术研究院科研人员说。

　　为此，他们创新了超深长水平段均匀酸化改造工艺技术，研发了“温控+酸控”可降解暂堵剂，创新形成了以多级暂堵、交替注入为主要内容的长井段均匀酸化改造工艺，有效地改善了地层吸酸面积，实现了充分酸压改造，改造体积较常规工艺提升1.9倍以上，平均单井天然气绝对日无阻流量超过250万立方米，单井增产达3.2倍。

　　在元坝102-4H井酸化压裂改造中，采用“滑套分流+多级暂堵+胶凝酸酸化+适中规模及排量”升级技术，对长兴组水平段两个礁体储层段进行了分流酸化深度改造，在稳定油压23.5兆帕下天然气日产量达到了65.5万立方米，产能得到了进一步提高。该井的成功实施并获高产，对元坝长兴组气藏持续保持稳产提供了保障，进一步验证了气藏新的潜力区。

　　2014年12月投产至今，元坝气田累计生产天然气超过220亿立方米。35口生产井平均日产量超过40万立方米，其中有12口井已经累计生产天然气超过10亿立方米。目前，元坝气田已成为我国名副其实的少井高产、绿色安全高效开发的标杆。

　　责任编辑：陆晓如