普陆8井钻井平台。于建设摄

朱文文 吕国强 四川在线记者 袁城霖

9月18日，普陆4-1井井场一片热闹景象。来自中国石化中原油田普光分公司、中国石化石油工程技术研究院等单位的技术人员正争分夺秒组织投产作业，确保10月投产。

普光气田是我国首个特大型整装海相高含硫气田，2009年一次投产成功。在15年持续开采中，地层压力下降、硫沉积加剧等困难导致海相资源开发难度越来越大。为拓展增储上产新阵地，普光气田从海相天然气主力储层向上“筛查”，向陆相领域挺进，打造资源接替新阵地。

“截至目前，普光气田已有14口陆相井成功建产，累计生产天然气超1亿立方米。我们将在陆相领域持续发力，力争取得更大突破。”中原油田副总工程师、普光分公司副经理刘长松说。

摸清储层分布 新建超亿立方米产能

陆相天然气主要包括致密气、页岩气。据测算，普光气田陆相致密气、页岩气资源量之和，接近海相天然气已探明储量的2倍。

摊开普光致密砂储层分类图，可以清晰地看到，陆相致密气密集区主要集中在一条“河道”,普光分公司“河道”内部署了7口气井，“尽可能地将资源‘吃干榨净’。”中原油田勘探开发研究院海外勘探开发研究所所长任宏说。

由于致密气、页岩气储层致密、孔隙度低，业内公认开发难度大。中原油田技术人员迎难而上，首先研究形成致密砂岩气藏地质力学建模技术，全方位展现岩石力学属性三维空间表征，助力清晰呈现储层状况。

当前，技术人员已掌握落实储层储量集中区分布情况，形成一套适用于致密气藏效益开发的技术，部署气井共涉及致密天然气储量20.7亿立方米，新建产能1.02亿立方米。

海相气井也在挖掘陆相开采潜力。

2018年以前，普光气田按照“海相井兼探、专探井突破”思路，证实了须家河组(岩石地层名称)储层有气藏存在，但后期探井试气时仅获得低产工业气流。近年，中国石化川西新场气田、普光气田通南巴区块均在须家河组取得突破。普光气田主体区块勘探开发须家河组重新提上议程。

普陆2井压裂现场。于建设 摄

中原油田技术人员选择在海相层系试气失败的普光气田老君2井，进行须家河组储层进行试气，获得成功。

技术人员借鉴通南巴区块的开发思路，将孔隙度和裂缝发育程度作为储层储量丰富的依据，部署普陆1-6H井，该井储层符合率达到93.7%，已于8月成功投产。

跨过工艺难关，10余口井先后投产

气井顺利投产，需要经过压裂、下入完井管柱等多道工序。这些工序的难点在于，相比海相酸性气井在射孔酸化后能直接投产，陆相气层之间几乎不连通，必须通过压裂工艺将地层打碎、造出蜘蛛网状的裂缝网络，形成气流“通道”，才能使天然气在地层里流通。

常规压裂工艺并不能将地层完全打碎，技术人员在非常规压裂工艺上持续攻关。“我们利用暂堵球在孔眼处形成临时封堵的‘墙’，压裂液撞‘墙’后便拐弯朝其他目的层流动，形成分支裂缝。”中国石化石油工程技术研究院高含硫气田技术研究所负责人王建青说，该方法已在普陆页1HF井、普陆页1-1井应用，效果良好。

当前，普光气田已形成一整套非常规体积压裂技术，助力10余口陆相气井先后投产。

下入完井管柱也对工艺有颇高要求，下入深度、时机等，都关系着气井产量。此前，技术人员借鉴海相井投产经验确定下油管相关参数，但效果并不理想。

到底疏忽了什么因素？王建青及团队成员广泛开展调研和“头脑风暴”，最终得出“井斜也是需要考虑的关键因素”这一结论。在实施普陆3-1井压裂作业时，技术人员明确油管直径为60.3毫米、下入油管井斜为60度至70度等参数，助力该井顺利建产。当前，普陆3-1井井已累计产气近900万立方米。

精细化管理，稳定气井生产

8月28日晚，刚投产不久的普陆页1-3井油压骤然降低。普光分公司采气厂普光采气管理区陆相采气项目组值班人员立即到现场排查，及时处理突发状况，使该井很快恢复稳定生产。“我们陆相采气组成员是‘井保姆'，24小时随时待命，护航气井生产。”普光分公司采气厂普光采气管理区副经理、陆相采气项目组组长罗江伟说。

普陆页2HF正在进行CNF充装。胡欣宏 摄

随着陆相气井的持续生产，地层压力下降、反凝析、井筒积液等问题逐渐显现，技术人员攻关形成一套“排液+治堵+反凝析防治”技术消除前述问题，并为14口陆相气井制订“一井一策”方案，精细化管理。

以普陆页1HF井为例，它是普光气田首口陆相页岩气井，随着生产年限的增加，受到井筒积液问题困扰。技术人员为该井制订“连续注泡沫排水+邻井气举+降压开采”措施，解决了这一难题，保证稳定生产。

此外，针对3口远离气田集输管网、无法通过管道运输的边远陆相井，普光分公司探索利用CNG(压缩天然气)工艺，将采出天然气压缩输送至槽车，通过车辆运输实现天然气商品化。