□游瑜春

    高含硫气藏是我国天然气资源的重要组成部分，主要分布于四川盆地深层碳酸盐岩层系中。高含硫气田高效开发是天然气产业“最难啃的硬骨头”：硫化氢剧毒、强腐蚀，开采如同“在刀尖上跳舞”。中国石化以普光、元坝为代表的高含硫气田，十几年间撑起“川气东送”主气源，还产出硫黄滋养化肥工业。老区如何不老？硫塞如何不堵？答案藏在精细挖潜与科学治硫两篇文章里。

    中国石化高含硫气田开发目前已在领跑阶段，未来将以智能化提升安全能级、以绿色低碳实现可持续发展、以资源接替保障长期稳产。

    精细挖潜：让老气田重焕“青春”

    气田和人一样会“老”：地层压力下降、边底水侵入、自然递减，是十几岁气田逃不开的“中年危机”。但普光气田已连续稳产16年，超出方案设计稳产期8年，采收率从55%提升至67.2%——采收率每提高1个百分点，就多几亿立方米的产量。秘诀就是四个字：精细挖潜。

    给剩余气“画像”，让滞留的气动起来。挖潜第一步是搞清“锅里还剩多少米”。普光气田围绕纯气区、水侵区开展剩余气精细描述，部署实施侧钻井、调整井18口。曾因水淹停产的普光103-1井开窗侧钻起死回生，日产气24万立方米；在大湾北部因动用不均衡部署的两口调压力场井D408-1H井和D408-2井，投产后日产气平均90万立方米，让高低不平的压力场变得均衡，有利于从地下采出更多的天然气。

    “控水稳气”贯穿全生命周期。水是气田的天敌。普光气田摸索出“初期控产＋择井堵水＋后期排水采气＋水淹停喷井侧钻”治理链条，形成的高含硫气井深层大液量连续排水、选择性堵水技术，填补了国内空白，实现气田稳气控水开发，气田水侵速度下降32.4%。目前，普光气田还探索注气控水提采新技术。元坝气田形成“早期防水侵、中期控水锥、后期防水淹”全周期技术，近5年未新增产水井，新增经济可采储量80亿立方米，稳产期延长6年。

    “穿糖葫芦”与“老井增压”。元坝气田地下生物礁像散落在深海的“小岛”，单礁体面积很多不足0.5平方千米。技术人员创新“一井多礁”布井模式，让钻头像“穿糖葫芦”一样连续穿越多个礁体，近5年新增产能6.5亿立方米/年。普光气田则建成我国首座千万立方米规模高含硫湿气增压示范站，给老井装上“人工心肺”。

    硫沉积治理：打通气田的“任督二脉”

    高含硫是气田的“天生体质”，硫沉积因此成为后天最易发作的“血栓”：开发过程中地层压力不断下降，达到一定程度后，溶解在天然气中的单质硫像水垢一样析出并吸附在地面流程、油管内壁，甚至可能堵塞在储层的孔隙和喉道中，严重降低气井的稳产能力。在普光气田，个别高产气井一天就能减产25万立方米。治硫，就是保产。2018年以来，普光气田累计实施综合治硫措施1723井次，恢复气量17.57亿立方米，投入产出比高达1∶7。

    硫沉积预判的 “千里眼”。目前普光气田硫沉积主要发生在地面流程和井筒，地面流程发生硫沉积肉眼可见，井筒中则无法直观看见，什么时候硫堵、堵哪里、有多厚，无法得知，影响科学治硫。为解决该难题，石油勘探开发研究院从机理入手，通过多年攻关，考虑筒径变化、非等温效应、硫沉积行为，形成了物理机制完备的井筒多尺度耦合硫沉积瞬态模拟方法，预测符合率从82%提升至93%，单步计算仅需50毫秒，为硫沉积预测装上了“千里眼”，也填补了行业空白。

    五代溶硫剂的“进化论”。中原油田自主研发、迭代五代溶硫剂：第一代基于有机溶硫原理，填补国内空白，但毒性大、产物黏度高、易二次堵塞；第二代有机环保型溶硫剂，无刺激性气味，毒性小，但高温橡胶溶胀率≥10%；第三代有机低伤害型溶硫剂，橡胶溶胀率和成本均大幅下降；第四代低成本高效低伤害溶硫剂，溶硫效率提升50%，但密度大、溶硫启动温度高；第五代弥补了第四代缺陷，溶硫启动温度降低至25摄氏度。

    井筒治硫的“组合拳”。对付不同程度的堵塞，普光气田分级“诊疗”：堵塞较轻，加注溶硫剂清洗，累计应用200余井次；堵塞较重，连续油管带“五眼喷头＋旋转喷枪”下井冲洗，措施后单井日产量可增加2.6万立方米；堵塞严重，“化学溶硫＋机械刮削”组合出拳，刮硫器不关井即可作业。

    （作者为石油勘探开发研究院开发地质高级专家）