元坝含硫气藏水平井完井方式适应性评价与优选_龙刚
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艺
2013 年 5 月
May 2013
· 8·
钻井工艺
DRILLING ＆ PRODUCTION TECHNOLOGY
元坝含硫气藏水平井完井方式适应性评价与优选
龙
1， 2 2 2 刚 ， 薛丽娜 ， 熊昕东
( 1 中国石油大学·华东 2 中国石化西南油气分公司工程技术研究院)
龙 摘 2013 ， 36 （ 3 ） ： 8 － 11 刚等． 元坝含硫气藏水平井完井方式适应性评价与优选 ． 钻采工艺， 要： 元坝长兴组气藏属于超深、 高温、 高压、 高 含硫等 特点， 储层非均质 性 强， 气 水关系 复 杂， 完 井 安全 性
掉块最大直径为 1． 5 cm。 不同井眼方位、 不同工艺 条件、 不同生产阶段的井壁力学稳定性不同， 因此， 完井方式必须考虑不同条件下的井壁稳定情况 。 2． 不同类型储层建产要求
一、 元坝长兴组水平井 开采对完井方式的要求
元坝长兴组气藏属于超深、 高温、 高压、 高含硫 等特点， 储层非均质性强， 气水关系复杂， 完井安全 其水平井完井方式应比常规 性与经济性矛盾突出， 气井更具较宽的适应性， 以满足气井整个寿命周期 的各种作业要求及生产要求。 同时， 在保证安全的 前提下， 满足建井经济性要求。
1． 2 地应力特征分析 采用地层倾角测井井眼崩落法测量长兴组最大 水平主应力方位 （ SEE110° ± 10° ） 。 通过水力压裂
图1 YB102 长兴组岩样应力 － 应变测量图
法计算最小和最大水平主应力值 。最大主应力与最 小主应力差值越大， 井壁失稳风险越大。 元坝地区 最大水平地应力与最小主应力差值 69． 36 MPa， 具 。 有井壁失稳风险 1． 3 水平井井筒数值模型构建 通过储层段岩心的应力—应变曲线， 综合利用 4ruck5r － Pra75r 屈服准则以及有效塑性应变准则，
收稿日期： 2012 － 12 － 27 ； 修回日期： 2013 － 03 － 20
①需满足不同类型储层改造要求。元坝长兴组 物性条件差， Ⅰ类仅占 4． 2% ， 以 Ⅱ、 Ⅲ 类储层为主， 主要有礁相、 滩相、 礁滩叠合区等沉积相。非均质性 非常突出， 平面上和纵向上渗透性差异大 0． 006 ～
1． 井壁稳定要求 元坝长兴组属于海相碳酸盐岩储层， 在储层改 造施工过程中， 酸液的溶蚀改变了井壁应力状态及 流通通道， 井壁失稳风险加大。尤其是生产后期， 随 着地层压力衰竭、 地应力分布等地层参数发生变化 ，
［1 － 6 ］ 。如 原本 稳 定 的 地 层 也 可 能 出 现 井 壁 失 稳 YB204 井飞仙关组碳酸盐储层经酸压后储层失稳，
（ 2 ） 酸化后岩石弹性强度参数测定。 元坝长兴 组属于致密储层， 即使在很高的驱替压力下酸液也 难于进入岩心。本次实验研究采用抽空加压驱替方 法， 在装置左端加压驱替酸液的同时， 在右端抽真
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以使酸液进入岩心的阻力减小， 从而把酸液推入 空， 岩心。酸处理完后， 开展岩石的三轴岩石力学实验 （ 图 3、 图 4） ， 酸处理后， 岩石强度明显降低。
二、 元坝长兴组水平井 完井方式适应性评价
1． 井壁稳定性评价 1． 1 岩石强度实验评价 （ 1 ） 模拟地层条件下岩石弹性强度参数测定。 模拟地层 条 件 下， 通过三轴实验获取了岩心的应 — （ 力 应变曲线 图 1 、 图 2） ， 求取岩石抗压强度、 弹 性模量、 泊松比、 内聚力、 内摩擦角基础弹性强度参 数。采用劈裂法测定岩石抗张强度。
计算出工区储层 岩 石 临 界 塑 性 应 变 值 为 5． 15‰。 在此基础上， 采用数值模拟计算方法， 研究不同应力 状态下水平井的临界生产压差， 评价水平段井壁稳 定性。本文根据水平井筒延伸方位与水平向最大主 应力方位间的夹角， 建立了相应的水平井筒有限元 20° 、 40° 、 60° 、 模型（ 与水平最大主应力方位间呈 0° 、 80° 、 90° 夹角） 。 1． 4 井壁稳定性评价 （ 1 ） 原始地应力条件下井壁稳定性评价。 模拟 研究表明， 井眼轨迹与最大主应力方向夹角越大 ， 井 壁稳定性越差； 随地层压力降低， 相同生产压差条件 下， 井壁失稳风险越大； 未进行酸化改造时， 当井眼 方位与最大主应力夹角大于 40° 后， 满足不了 5 MPa 生产压差， 出现井壁失稳风险（ 图 5 ） 。 （ 2 ） 酸化后井壁稳定性评价。 模拟实验及有限 元模拟分析表明， 进行酸化改造后， 岩石强度降低， 当井眼方位与最大主应力夹角大于 20° 后， 出现井 壁失稳风险加大， 且生产后期需要控制生产压差小 5 MPa （ 于 以下 图 6 ） 。
DOI： 10． 3969 / J． ISSN． 1006 － 768X． 2013． 03． 03
元坝长兴组储层属礁、 滩体控制含硫气藏， 埋深 H2 S 含量为 3． 71% ～ 7． 97% ， 为 6 710 ～ 7 160 m， CO2 含量为 3． 12% ～ 15． 51% ， 地层压力为 66． 00 ～ 69． 23 MPa， 地层温度为 144． 8 ℃ ～ 157． 41 ℃ ， 储层 非均质性强， 按照高温、 高压超深气藏水平 物性差， 井以射孔完井为主体的传统做法， 无法实现经济有 有必要针对不同类型储层， 优选元坝 效开发。因此， 长兴组完井方式， 提高气井产能、 延长气井寿命， 降 低完井成本， 为元坝经济安全开发提供有力的技术 支撑。
定向井测试表明， 单井产量主要来源于Ⅰ类 期直井、 和Ⅱ类气层。气井产能高低受 Ⅰ、 Ⅱ 类优质储层发 当Ⅰ类层垂厚在 3 ～ 5 m 以上、 Ⅱ 类层 育程度控制， 4 3 在 10 m 以上时， 无阻流量一般大于 200 × 10 m / d。 分析测试井无阻流量与储层物性的关系 （ 图 7 ） 可以 看出， 测试井无阻流量与 Ⅰ + Ⅱ 类气层厚度具有较 好的正相关性。 本文以元坝 103H 为基础， 建立了 元坝水平井单井模拟模型， 根据目前元坝长兴组不 同储层分布情况 Ⅰ 类比例 （ 0 ～ 26． 9% ） 、 Ⅱ 类比例 （ 0 ～ 60% ） 、 （ 36． 3% ～ 100% ） ， Ⅲ类比例 模拟预测 3 类 25 种不同储层类型组合条件下的单井产量。 从 随着 I、 单井预测产量计算结果 （ 图 8 ） 中可以看出， Ⅱ类储层所占比例逐步增大， 单井产量增加明显， 增 长趋势基本呈线性关系。在长兴组水平段无 I 类储 层的条件下， 当 Ⅱ 类储层达到 30% ， 单井预测产量 4 3 基本能够满足产能要求 （ 40 × 10 m / d ） 。 当 I、 Ⅱ类 储层达到 20% （ 其中 I 类 10% ） ， 单井预测产量基本 能够产能要求。 因此， Ⅰ类和Ⅱ类气层较少， 通过针对性强的储 需要配套射孔完井。 Ⅰ 类和 Ⅱ 类 层改造提高产能， 气层较多， 不需大规模酸化改造、 采用裸眼类 （ 衬管 如礁带的元坝 103H 水平井采用衬管 或裸眼） 完井， 完井替喷测试后获得天然气无阻流量为 751． 6 × 10 4 m3 / d。
2． 产能评价 产能评价是完井方式优选的重要考虑因素 。前
3． 气水关系 元坝长兴组气藏气水界面不一， 气水关系复杂，
第 36 卷
Vol. 36
源自文库
第3 期
No. 3
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艺
DRILLING ＆ PRODUCTION TECHNOLOGY
· 11·
表现为一礁一滩一气水系统。水体主要分布在Ⅰ区 东北部。 I 区礁相测井解释 2 口井 （ 元坝 103H、 元 坝 9 井） 有水层， 其中元坝 9 井测试已证实产水， 不 属于不同的气水系统； 同礁体解释水层深度不一致， Ⅰ区滩相测井解释 5 口井有水层， 各井解释水层深 度不一致。 在元坝 9 － 元坝 10 井区、 元坝 123 井区、 元坝 16 井区滩相含水储层， 以及元坝 16 井区域礁相含 水储层， 采用射孔完井， 通过选择性打开储层及水平 段剖面完井参数优化设计， 延缓底水锥进。 4． 工程风险及技术经济评价 （ 1 ） 裸眼完井周期最短， 节约建井成本 （ 节约 127 mm × 9． 19 mm 4C 衬管或尾管， 按水平段 700 m 计算， 单井节约成本 467 万元） ， 且储层损害最小。 但是超深长水平段垮塌的风险大 ， 裸眼井壁垮塌后、 修井风险大、 成功率极低、 费用高。 （ 2 ） 射孔完井能支撑井壁、 防止井眼垮塌、 适用 于有水气藏、 可选择射开井段、 可实施针对性改造。 但是超深小井眼 （ 127 mm 套管 ） 水平井限制射孔 枪弹（ 73 枪） 选择， 射孔效果差； 超深小井眼水平井 造成尾管固井质量差； 较裸眼完井， 增加尾管、 固井 及射孔费用及作业周期。 （ 3 ） 衬 管 完 井 周 期 短， 储 层 损 害 较 小； 支 撑 井 壁， 防止井眼垮塌； 衬管加工周期短， 待完钻后， 可根 据测录井资料优化衬管参数。 但不适宜有水气藏； 长水平段面临均匀布酸困难， 储层改造效果差； 较裸 增加尾管费用及下衬管作业时间 。 眼完井，
4 3 1． 72 mD， 产能差异较大 （ 0． 3 ～ 130． 6 ） × 10 m / d。 对于物性条件较好礁相， 可能通过笼统酸化就能达
到产能要求， 但是对于滩相、 礁滩叠合区， 完井方式 则需要考虑适应不同的改造方式 （ 如分段酸 化 ） 。 ②需满足延缓边底水锥进要求。边底水气水关系复
“低渗油气田完井关键技术” （ 2011ZX05022 － 006 ） 基金项目： 国家科技重大专项课题 作者简介： 龙刚（ 1974 － ） ， 高级工程师， 现任中国石化西南油气分公司工程技术研究院副院长， 长期从事低渗油气藏完井测试研究工作 。 E － mail： lg821@ sina． com。联系人： 薛丽娜， 地址： （ 618000 ） 四川省德阳龙泉山北路 298 号， 电话： 13808100152 。
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杂， 不 同 礁 滩 体 具 有 独 立 的 气 水 系 统 （ YB9 井、 YB103H 井区） ， 气水界面不统一， 水体主要分布在 东区的东、 北部一带。 完井方式选择需考虑边底水 防水、 控水的要求。 锥进、 3． 工程工艺风险要求 由于埋藏很深 （ 水平井深度更是达到了 7 000 m） ， 165． 1 mm 井身结构复杂 （ 五开制井身结构， 钻头揭开水平段 ） 。 完井方式需要考虑超深水平井 小井眼射孔、 超深水平井修井、 后期采气等诸 固井、 多工程工艺的难度和风险。 4． 经济性要求 元坝超深高含硫水平井完井安全性与经济性矛 盾非常突出。高含硫气藏需要采用镍基合金管材防 腐， 由于其埋藏很深， 且平面和纵向上产能差异大， 易导致低产能高投入的现象发生， 存在巨大投资风 险。因此， 不加区别地采用传统的射孔完井无法实 现经济高效开发， 需要针对不同类型储层物性和储 层改造效果， 根据建产要求和经济评价， 有区别地选 择针对性完井方式， 保证产能的前提下有效降低建 井成本。
与经济性矛盾突出， 其水平井完井方式应比常规气井更具较宽的适应性， 以满足 气 井 整个寿命周期 的 各种作业、 生 YB103H 等 井 现场试验 产及经济要求。在岩石强度测定等室内实验、 酸化前后临界生产压差和单井产 能 模拟 计算、 通过完井方式对地质特征、 地质力学特征、 产 能、 气 水关系、 工程工 艺风险 和技术 经济适 应性 评价， 形成 了 基础上， 元坝超深水平井完井方式优选方法和方案。研究表明， Ⅰ － Ⅱ 类 较 多 的 礁 相 储层 以 衬管 完 井 方 式 为 主， 不 需 要分 段改造即能满足产能要求; 对于部署在礁相， 井眼方位与 地 层 最 大 主 应力 夹 角 小 于 20° 的 水平 井， 采用 裸 眼 完 井 降 低完井投资; 对于Ⅰ － Ⅱ类较少的叠合区、 滩相储层， 宜采用射孔完井， 以便实施 针对性 储层 改造; 边底 水较 为 发育 区域 ， 采用射孔完井并通过优化完井参数延缓边底 水 锥 进。 不 同 完 井 方法在 不 同类 型 储层 进 行 了 现场试验， 元坝 103H、 元坝 124 － 侧 1 、 元坝 10 － 侧 1 等试验井获得高产， 实现了元坝超深水平井开发的突破。 关键词： 元坝长兴组; 高含硫气藏; 超深水平井; 完井方式
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1， 2 2 2 刚 ， 薛丽娜 ， 熊昕东
( 1 中国石油大学·华东 2 中国石化西南油气分公司工程技术研究院)
龙 摘 2013 ， 36 （ 3 ） ： 8 － 11 刚等． 元坝含硫气藏水平井完井方式适应性评价与优选 ． 钻采工艺， 要： 元坝长兴组气藏属于超深、 高温、 高压、 高 含硫等 特点， 储层非均质 性 强， 气 水关系 复 杂， 完 井 安全 性
掉块最大直径为 1． 5 cm。 不同井眼方位、 不同工艺 条件、 不同生产阶段的井壁力学稳定性不同， 因此， 完井方式必须考虑不同条件下的井壁稳定情况 。 2． 不同类型储层建产要求
一、 元坝长兴组水平井 开采对完井方式的要求
元坝长兴组气藏属于超深、 高温、 高压、 高含硫 等特点， 储层非均质性强， 气水关系复杂， 完井安全 其水平井完井方式应比常规 性与经济性矛盾突出， 气井更具较宽的适应性， 以满足气井整个寿命周期 的各种作业要求及生产要求。 同时， 在保证安全的 前提下， 满足建井经济性要求。
1． 2 地应力特征分析 采用地层倾角测井井眼崩落法测量长兴组最大 水平主应力方位 （ SEE110° ± 10° ） 。 通过水力压裂
图1 YB102 长兴组岩样应力 － 应变测量图
法计算最小和最大水平主应力值 。最大主应力与最 小主应力差值越大， 井壁失稳风险越大。 元坝地区 最大水平地应力与最小主应力差值 69． 36 MPa， 具 。 有井壁失稳风险 1． 3 水平井井筒数值模型构建 通过储层段岩心的应力—应变曲线， 综合利用 4ruck5r － Pra75r 屈服准则以及有效塑性应变准则，
收稿日期： 2012 － 12 － 27 ； 修回日期： 2013 － 03 － 20
①需满足不同类型储层改造要求。元坝长兴组 物性条件差， Ⅰ类仅占 4． 2% ， 以 Ⅱ、 Ⅲ 类储层为主， 主要有礁相、 滩相、 礁滩叠合区等沉积相。非均质性 非常突出， 平面上和纵向上渗透性差异大 0． 006 ～
1． 井壁稳定要求 元坝长兴组属于海相碳酸盐岩储层， 在储层改 造施工过程中， 酸液的溶蚀改变了井壁应力状态及 流通通道， 井壁失稳风险加大。尤其是生产后期， 随 着地层压力衰竭、 地应力分布等地层参数发生变化 ，
［1 － 6 ］ 。如 原本 稳 定 的 地 层 也 可 能 出 现 井 壁 失 稳 YB204 井飞仙关组碳酸盐储层经酸压后储层失稳，
（ 2 ） 酸化后岩石弹性强度参数测定。 元坝长兴 组属于致密储层， 即使在很高的驱替压力下酸液也 难于进入岩心。本次实验研究采用抽空加压驱替方 法， 在装置左端加压驱替酸液的同时， 在右端抽真
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以使酸液进入岩心的阻力减小， 从而把酸液推入 空， 岩心。酸处理完后， 开展岩石的三轴岩石力学实验 （ 图 3、 图 4） ， 酸处理后， 岩石强度明显降低。
二、 元坝长兴组水平井 完井方式适应性评价
1． 井壁稳定性评价 1． 1 岩石强度实验评价 （ 1 ） 模拟地层条件下岩石弹性强度参数测定。 模拟地层 条 件 下， 通过三轴实验获取了岩心的应 — （ 力 应变曲线 图 1 、 图 2） ， 求取岩石抗压强度、 弹 性模量、 泊松比、 内聚力、 内摩擦角基础弹性强度参 数。采用劈裂法测定岩石抗张强度。
计算出工区储层 岩 石 临 界 塑 性 应 变 值 为 5． 15‰。 在此基础上， 采用数值模拟计算方法， 研究不同应力 状态下水平井的临界生产压差， 评价水平段井壁稳 定性。本文根据水平井筒延伸方位与水平向最大主 应力方位间的夹角， 建立了相应的水平井筒有限元 20° 、 40° 、 60° 、 模型（ 与水平最大主应力方位间呈 0° 、 80° 、 90° 夹角） 。 1． 4 井壁稳定性评价 （ 1 ） 原始地应力条件下井壁稳定性评价。 模拟 研究表明， 井眼轨迹与最大主应力方向夹角越大 ， 井 壁稳定性越差； 随地层压力降低， 相同生产压差条件 下， 井壁失稳风险越大； 未进行酸化改造时， 当井眼 方位与最大主应力夹角大于 40° 后， 满足不了 5 MPa 生产压差， 出现井壁失稳风险（ 图 5 ） 。 （ 2 ） 酸化后井壁稳定性评价。 模拟实验及有限 元模拟分析表明， 进行酸化改造后， 岩石强度降低， 当井眼方位与最大主应力夹角大于 20° 后， 出现井 壁失稳风险加大， 且生产后期需要控制生产压差小 5 MPa （ 于 以下 图 6 ） 。
DOI： 10． 3969 / J． ISSN． 1006 － 768X． 2013． 03． 03
元坝长兴组储层属礁、 滩体控制含硫气藏， 埋深 H2 S 含量为 3． 71% ～ 7． 97% ， 为 6 710 ～ 7 160 m， CO2 含量为 3． 12% ～ 15． 51% ， 地层压力为 66． 00 ～ 69． 23 MPa， 地层温度为 144． 8 ℃ ～ 157． 41 ℃ ， 储层 非均质性强， 按照高温、 高压超深气藏水平 物性差， 井以射孔完井为主体的传统做法， 无法实现经济有 有必要针对不同类型储层， 优选元坝 效开发。因此， 长兴组完井方式， 提高气井产能、 延长气井寿命， 降 低完井成本， 为元坝经济安全开发提供有力的技术 支撑。
定向井测试表明， 单井产量主要来源于Ⅰ类 期直井、 和Ⅱ类气层。气井产能高低受 Ⅰ、 Ⅱ 类优质储层发 当Ⅰ类层垂厚在 3 ～ 5 m 以上、 Ⅱ 类层 育程度控制， 4 3 在 10 m 以上时， 无阻流量一般大于 200 × 10 m / d。 分析测试井无阻流量与储层物性的关系 （ 图 7 ） 可以 看出， 测试井无阻流量与 Ⅰ + Ⅱ 类气层厚度具有较 好的正相关性。 本文以元坝 103H 为基础， 建立了 元坝水平井单井模拟模型， 根据目前元坝长兴组不 同储层分布情况 Ⅰ 类比例 （ 0 ～ 26． 9% ） 、 Ⅱ 类比例 （ 0 ～ 60% ） 、 （ 36． 3% ～ 100% ） ， Ⅲ类比例 模拟预测 3 类 25 种不同储层类型组合条件下的单井产量。 从 随着 I、 单井预测产量计算结果 （ 图 8 ） 中可以看出， Ⅱ类储层所占比例逐步增大， 单井产量增加明显， 增 长趋势基本呈线性关系。在长兴组水平段无 I 类储 层的条件下， 当 Ⅱ 类储层达到 30% ， 单井预测产量 4 3 基本能够满足产能要求 （ 40 × 10 m / d ） 。 当 I、 Ⅱ类 储层达到 20% （ 其中 I 类 10% ） ， 单井预测产量基本 能够产能要求。 因此， Ⅰ类和Ⅱ类气层较少， 通过针对性强的储 需要配套射孔完井。 Ⅰ 类和 Ⅱ 类 层改造提高产能， 气层较多， 不需大规模酸化改造、 采用裸眼类 （ 衬管 如礁带的元坝 103H 水平井采用衬管 或裸眼） 完井， 完井替喷测试后获得天然气无阻流量为 751． 6 × 10 4 m3 / d。
2． 产能评价 产能评价是完井方式优选的重要考虑因素 。前
3． 气水关系 元坝长兴组气藏气水界面不一， 气水关系复杂，
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表现为一礁一滩一气水系统。水体主要分布在Ⅰ区 东北部。 I 区礁相测井解释 2 口井 （ 元坝 103H、 元 坝 9 井） 有水层， 其中元坝 9 井测试已证实产水， 不 属于不同的气水系统； 同礁体解释水层深度不一致， Ⅰ区滩相测井解释 5 口井有水层， 各井解释水层深 度不一致。 在元坝 9 － 元坝 10 井区、 元坝 123 井区、 元坝 16 井区滩相含水储层， 以及元坝 16 井区域礁相含 水储层， 采用射孔完井， 通过选择性打开储层及水平 段剖面完井参数优化设计， 延缓底水锥进。 4． 工程风险及技术经济评价 （ 1 ） 裸眼完井周期最短， 节约建井成本 （ 节约 127 mm × 9． 19 mm 4C 衬管或尾管， 按水平段 700 m 计算， 单井节约成本 467 万元） ， 且储层损害最小。 但是超深长水平段垮塌的风险大 ， 裸眼井壁垮塌后、 修井风险大、 成功率极低、 费用高。 （ 2 ） 射孔完井能支撑井壁、 防止井眼垮塌、 适用 于有水气藏、 可选择射开井段、 可实施针对性改造。 但是超深小井眼 （ 127 mm 套管 ） 水平井限制射孔 枪弹（ 73 枪） 选择， 射孔效果差； 超深小井眼水平井 造成尾管固井质量差； 较裸眼完井， 增加尾管、 固井 及射孔费用及作业周期。 （ 3 ） 衬 管 完 井 周 期 短， 储 层 损 害 较 小； 支 撑 井 壁， 防止井眼垮塌； 衬管加工周期短， 待完钻后， 可根 据测录井资料优化衬管参数。 但不适宜有水气藏； 长水平段面临均匀布酸困难， 储层改造效果差； 较裸 增加尾管费用及下衬管作业时间 。 眼完井，
4 3 1． 72 mD， 产能差异较大 （ 0． 3 ～ 130． 6 ） × 10 m / d。 对于物性条件较好礁相， 可能通过笼统酸化就能达
到产能要求， 但是对于滩相、 礁滩叠合区， 完井方式 则需要考虑适应不同的改造方式 （ 如分段酸 化 ） 。 ②需满足延缓边底水锥进要求。边底水气水关系复
“低渗油气田完井关键技术” （ 2011ZX05022 － 006 ） 基金项目： 国家科技重大专项课题 作者简介： 龙刚（ 1974 － ） ， 高级工程师， 现任中国石化西南油气分公司工程技术研究院副院长， 长期从事低渗油气藏完井测试研究工作 。 E － mail： lg821@ sina． com。联系人： 薛丽娜， 地址： （ 618000 ） 四川省德阳龙泉山北路 298 号， 电话： 13808100152 。
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杂， 不 同 礁 滩 体 具 有 独 立 的 气 水 系 统 （ YB9 井、 YB103H 井区） ， 气水界面不统一， 水体主要分布在 东区的东、 北部一带。 完井方式选择需考虑边底水 防水、 控水的要求。 锥进、 3． 工程工艺风险要求 由于埋藏很深 （ 水平井深度更是达到了 7 000 m） ， 165． 1 mm 井身结构复杂 （ 五开制井身结构， 钻头揭开水平段 ） 。 完井方式需要考虑超深水平井 小井眼射孔、 超深水平井修井、 后期采气等诸 固井、 多工程工艺的难度和风险。 4． 经济性要求 元坝超深高含硫水平井完井安全性与经济性矛 盾非常突出。高含硫气藏需要采用镍基合金管材防 腐， 由于其埋藏很深， 且平面和纵向上产能差异大， 易导致低产能高投入的现象发生， 存在巨大投资风 险。因此， 不加区别地采用传统的射孔完井无法实 现经济高效开发， 需要针对不同类型储层物性和储 层改造效果， 根据建产要求和经济评价， 有区别地选 择针对性完井方式， 保证产能的前提下有效降低建 井成本。
与经济性矛盾突出， 其水平井完井方式应比常规气井更具较宽的适应性， 以满足 气 井 整个寿命周期 的 各种作业、 生 YB103H 等 井 现场试验 产及经济要求。在岩石强度测定等室内实验、 酸化前后临界生产压差和单井产 能 模拟 计算、 通过完井方式对地质特征、 地质力学特征、 产 能、 气 水关系、 工程工 艺风险 和技术 经济适 应性 评价， 形成 了 基础上， 元坝超深水平井完井方式优选方法和方案。研究表明， Ⅰ － Ⅱ 类 较 多 的 礁 相 储层 以 衬管 完 井 方 式 为 主， 不 需 要分 段改造即能满足产能要求; 对于部署在礁相， 井眼方位与 地 层 最 大 主 应力 夹 角 小 于 20° 的 水平 井， 采用 裸 眼 完 井 降 低完井投资; 对于Ⅰ － Ⅱ类较少的叠合区、 滩相储层， 宜采用射孔完井， 以便实施 针对性 储层 改造; 边底 水较 为 发育 区域 ， 采用射孔完井并通过优化完井参数延缓边底 水 锥 进。 不 同 完 井 方法在 不 同类 型 储层 进 行 了 现场试验， 元坝 103H、 元坝 124 － 侧 1 、 元坝 10 － 侧 1 等试验井获得高产， 实现了元坝超深水平井开发的突破。 关键词： 元坝长兴组; 高含硫气藏; 超深水平井; 完井方式