中原油田部署实施调整井普光108-1T井，提高气田采收率。白国强 摄

    本报讯 记者于银花报道：气藏开发和油田开发不一样，没有二次开采、三次开采，只有一次开采，属于能量衰竭式开采。因此，气田进入开发中后期，难逃产量衰减的宿命。

    普光、元坝气田在经历10年高效开发后，怎样才能“逆天改命”，实现持续稳产高产？从2018年开始，按照集团公司部署，中原油田、石油勘探开发研究院、西南油气三家单位联合开展技术攻关，到2020年底逐步形成了高含硫气藏控水、控硫与提高采收率技术，应用后新增可动用储量394.51亿立方米、新增可采储量226.27亿立方米、新增年产能14.9亿立方米，普光、元坝气田采收率提高6.2个百分点。

    集团公司专家组认为，该技术整体达到国际领先水平，对推进中国石化天然气大发展意义重大，将有效指导我国后续高酸性气田的开发。

    近年来，中国石化持续加大勘探开发力度，大牛地、普光、元坝、涪陵等气田陆续投入开发，天然气产量快速增长。其中，普光、元坝气田位于四川盆地东北部，是中国石化自主开发、建设、生产、运营的高含硫气田，产量占中国石化天然气总产量的43%，成为低油价下重要效益增长点。

    但从2018年开始，普光、元坝气田相继步入稳产末期，储层纵、横向动用差异大，水侵及硫沉积影响日益严重，产量急剧下降。但国家对天然气的需求不断增大，需要气田稳产高产。

    据了解，目前全球已发现400多个具有商业开采价值的高含硫气田，主要分布在加拿大、俄罗斯、美国、法国、德国、中国和中东地区。其中，俄罗斯的奥伦堡气田储层非均质性强，边水发育，开发早期即面临气井水淹问题，后期通过采取排水、阻水等工艺，采收率由40%提高到65%。与之相比，四川某气田曾采用大压差方式生产，8年后全面水窜，年递减率高达32.6%，因气田调整及提高采收率技术未及时跟上，动用储量损失50%以上，采收率仅为36%。和该气田相比，普光、元坝气田储层类型更复杂、埋藏更深，加之水侵及硫沉积影响，至2018年采收率为48%~57%，仍有较大提升空间。

    为此，2018年1月，集团公司将超深高含硫气田提高采收率技术列入“十条龙”项目，组织三家单位共同攻关。

    高含硫礁滩相气藏开发特征复杂，有效提高采收率面临储层精细描述、剩余气挖潜、控硫、控水等方面的严峻挑战，科研团队重点开展储层精细描述、剩余气分布规律研究、控水稳气、气井增产及湿气增压集输等技术攻关。

    为加快推进现场试验，确保研究成果尽快落地见效，项目还专门设立了现场实施组，根据生产计划加强新技术现场应用。项目运行中，中原油田主导建立了季度报表和视频协调会机制，每半年开展一次实物工作量检查和中期评估，保障项目顺利运行。

    经过三年攻关，到2020年底，科研团队创新形成了低孔低渗滩相薄储层有效动用技术、生物礁储层精细刻画及高效动用技术、高含硫气井硫沉积治理技术、高含硫气藏控水稳气技术、高含硫气田湿气集输系统增压开采对策等5项关键技术，共获得25项发明专利、3项软件著作权，有力支撑了普光、元坝气田稳产高产。