元坝气田简介

元坝气田
1.1元坝气田简介：
元坝气田位于广元、南充、巴中境内，矿权面积3200多平方千米，是中石化继普光气田后开发的最大酸性海相整装气田建设工程项目、西南油气田建设双百亿气田的主战区之一。

元坝气田第一期探明天然气地质储量1592.53亿立方米，是迄今为止国内埋藏最深的海相大气田。

气藏埋深6240米至6950米，平均埋深6673米，相比其他气田平均深度要深1000—2000米，地底温度高达140多摄氏度。

1.2元坝气田开发历程：
中石化勘探南方分公司从2006年开始，以苍溪县作为主战场，进行了大面积的二维和三维地震勘探，部署了一批探井。

2007年元坝1侧1井取得重大油气突破，由此拉开元坝气田大规模勘探序幕。

2010年以来，中石化实施了勘探开发一体化机制，在海相和陆相中浅层的多个层系均取得重大油气突破，创造了多项我国石油工程新记录，形成了立体勘探新局面。

截止2010年末已获天然气三级地质储量8000多亿立方米。

目前，元坝气田共实施钻井51口，仅在苍溪县境内已布井36口，其中完钻19口、正钻进9口、钻前5口、测试井3口。

共有7口井9个测试层测试产量超百万方，其中还有两口井的日产量在200万方。

最近完钻的元坝122井-侧1井最深，达到7480米，地底温度高达140摄氏度以上，开采难度极高。

从今年8月底起，元坝气田已开始建设开发，部分气井开始采气，到年底日产可达1000万立方米以上。

据介绍，整个元坝气田将分两期建设，第一期将在2013年末建成年产17亿立方米净化气生产能力；第二期将在2015年末再新建17亿立方米的年产能力，两期总体建成34亿立方米的年生产能力，省内“气紧”的状况将有望得到极大缓解。

1.3元坝气田地质特点：
元坝地区钻遇地层自上而下为:白奎系的剑门关组，侏罗系的蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、自流井组，三叠系的须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组，二叠系的长兴组、吴家坪组、茅口组、栖霞组。

其中二叠系须家河组州匀奎系剑门关组地层为陆相沉积，岩性以砂、泥质岩性为主，总厚度约4900.00m；二叠系雷口坡组及以下地层为海相沉积，岩性以碳酸盐岩为主。

钻探实践表明，该地区存在多套压力系，且相差悬殊，最高的地层压力系数达到2.13，最低的地层压力系数低于1.25；井底温度高，该地区井深一般为6800.00~7200.00m，井底温度155~165℃。

1.4元坝气田钻井技术难点
1.相差悬殊的多套压力系统共存：
从元坝地区实钻情况来看，纵向压力分布为常压—高压一常压。

1）千佛崖组及其以上地层为常压地层，千佛崖组及部分下沙溪庙组地层有气层。

2）自流井—须家河组地层中有高压低渗裂缝型气藏，地层压力当量密度窗口窄，漏、涌时有同层，井下复杂问题多。

3）嘉陵江组地层目前未钻遇较好气层，但部分井钻遇高压盐水层。

飞仙关组和长兴组地层同为一个常压压力系统，以溶孔性气层为主，且可钻性好。

4）雷口坡组、茅口组和栖霞组地层有局部存在高压气层的可能。

2.地层分布复杂
由实钻资料得知，元坝地区地质剖面上复杂地层较多，剑门关组地层多存在裂缝性漏层，个别井上部有微出水层，海相盐膏层不会对钻井工作造成较大影响，在嘉陵江组地层多井钻遇高压盐水层，对钻井速度造成了一定影响，但影响该地区钻井速度的复杂地层主要有: 1）上沙溪庙组地层上部的微出水层，其承压不高，钻井液密度超过1.90kg/L时易漏。

2）上沙溪庙组地层底部存在垮塌层，空气钻井难以实施。

3）自流井组—须家河组复杂地层有3个特点：a.油气藏多为裂缝性气藏，具有高压低渗的特点，压力窗口窄，压井时易出现喷、漏同存；b.自流井组与须家河组地层的砂砾岩层可钻性极差，机械钻速低、易发生井下故障；c.泥岩段不稳定，易出现掉块卡钻。

3.地层岩性研磨性强，可钻性差
统计表明，元坝地区地层可钻性级别在5~8级之间，陆相砂岩地层多为硅质胶结，岩性致密，硬度大，研磨性强，可钻性极差。

尽管上部大尺寸井眼应用了气体钻井技术钻进，海相地层应用了复合钻进技术，但元坝3井、元坝5井全井平均机械钻速均不到1.40m/h。

虽然最高的元坝12井机械钻速达到2.13m/h，但平均机械钻速总体上还是偏低。

4.钻井液抗高温性
由于元坝区块以飞仙关和长兴组地层为目的层的井均为超深井，井底温度最高达到160℃以上，钻井液在高温高压下性能不稳定，致使性能维护难度加大。

钻井液抗高温问题是一大难题，既要解决抗高温性，又要调整好其流变性。

5.井下复杂情况及故障频发
元坝地区井下复杂情况与故障频发，在完成井中，平均井下复杂情况和故障时效高达11.02%。

除元坝1井、元坝12井外，各井均在千佛崖组一须家河组井段钻遇了高压层，共发生溢流6次。

压井后，安全密度窗口窄小，漏喷共存，施工难度加大，钻进效率及机械钻速降低，钻井周期增加。

目前共发生钻井复杂事故19次，损失时间290d。

该地区的井下复杂情况和故障主要分为以下几类:
1）钻具与钻头故障：空气钻井过程中易发生卡钻和断钻具故障，钻进须家河组地层时易发生钻头与卡钻故障。

统计显示，该类故障累计损失时间占该地区故障总时间的57.69%。

2）溢流、井漏：由于地层压力分布规律性差，溢流、井漏频繁发生，不仅损失了大量的施工时间、还损失了大量钻井液，造成了巨大经济损失。

3）转换为钻井液钻井时的复杂情况：气体钻井转换钻井液钻井后，钻进自流井组—须家河组地层时，易出现井下复杂情况。

4）固井复杂情况与故障：该地区的地层承压能力难以准确掌握，井温高，固井施工难度大，在固井时易发生漏失，固井返速度低，固井质量差，固井复杂情况频发。

1.5元坝气田井身结构
元坝区块目前采用的井身结构是：508.0mm导管下深为200m，建立井口；第一次开钻339.7mm表层套管下深为2000m左右，封隔侏罗系遂宁组及以上地层；第二次开钻273.1mm 技术套管下深为4500m左右，尽量封隔须家河组及以上不稳定地层；第三次开钻下193.7mm
套管封隔嘉陵江组及以上地层（不揭开飞仙关组三段储层），先悬挂，后回接再进行第四次开钻；第四次开钻下人146.1mm尾管完井。

1.6元坝气田情况总结
综合元坝气田情况可以看出，其气藏埋藏深，地底温度高，岩石耐磨性强，造成钻井周期长，钻速低，钻具、套管在高温高压下长时间使用，必然会导致磨损问题的出现，需应用各种防磨技术。