《超深薄互层潮坪相白云岩气藏高效开发工程技术》介绍的川西气田是都市高含硫大气田“安全环保新典范、高效开发新标杆”，建设者为世界上**个超深层高含硫潮坪相碳酸盐岩气藏量身打造了“一台多井”大斜度井/水平井丛式井组立体开发模式，创新了以超深大斜度井/水平井安全优快钻井技术、高性能钻井液技术、长效固井技术、高效完井酸压投产技术、安全控制与环境保护技术为核心的超深薄互层碳酸盐岩大气田安全、环保、高效开发工程技术体系，高速度、高水平、高效益地建成了川西气田，堪称我国天然气开发理论创新、技术创新、管理创新的典范。

第1章 绪论
　　川西气田位于四川盆地西部龙门山中段前缘由关口断层与彭县断层夹持的石羊镇—金马—鸭子河—云西构造带上，其中的雷四气藏属于超深层、中高产、高含硫、中含二氧化碳、常压、低-中孔、特低渗、受构造控制的层状白云岩边水气藏，具有超深、高温、高压、高含硫、潮坪相白云岩薄互层储层复杂、气水关系复杂、天然气组分复杂、纵向压力系统复杂、地理生态环境复杂等特点，带来了气田效益开发的艰巨性、工程技术的挑战性。中国石油化工股份有限公司西南油气公司通过量身定制世界上**个超深层高含硫潮坪相碳酸盐岩气藏“一台多井”大斜度井/水平井丛式井组立体开发方案，突破效益开发禁区；通过创新以超深大斜度井/水平井安全优快钻井技术、高性能钻井液技术、长效固井技术、高效完井酸压投产技术、安全控制与环境保护技术为核心的超深薄互层碳酸盐岩大气田安全、环保、高效开发工程技术体系，突破开采技术瓶颈，打造都市高含硫大气田“安全环保新典范、高效开发新标杆”。
　　1.1 勘探开发历程
　　1.1.1 预探阶段
　　2012年在龙门山前构造带部署实施风险探井彭州1井，2014年1月对雷口坡组四段上亚段下储层5814～5866m射孔完井酸压测试，获天然气产量121.05×104m3/d、绝对无阻流量331.48×104m3/d的高产工业气流，发现了川西气田雷四气藏。继彭州1井突破后，向北东15km部署了鸭深1井，向南西19km部署了羊深1井。实钻揭示，鸭深1井和羊深1井雷四上亚段储层厚度大，累计厚度近100m，溶蚀孔洞非常发育。钻井过程中，两口井均见良好气显示，测试分别获得49.49×104m3/d、60.20×104m3/d的高产工业气流，实现了龙门山前构造带海相勘探的重大突破。
　　1.1.2 评价阶段
　　2016年，在龙门山前构造带构造翼部较低部位又分别部署了彭州115井、彭州113井、彭州103井等评价井。其中，鸭子河构造北翼部署的彭州103井在下储层射孔完井酸压测试，获天然气产量12.66×104m3/d、地层水产量276m3/d；金马构造南翼部署的彭州113井、石羊场构造南翼部署的彭州115井钻井证实储层发育但油气显示差，测井综合解释含气水层，射孔完井酸压测试少量产水。上述3口评价井的实施明确了川西气田雷四段气藏为构造气藏并查明了气水边界。
　　1.1.3 开发阶段
　　2018年川西气田进入开发准备阶段。2019年按照“整体部署、评建结合、动态调整、分步实施”的原则有序推进气田产能建设。2021年3月**轮部署的超深大斜度井/水平井彭州3-4D井、彭州3-5D井、彭州4-2D井、彭州4-4D井、彭州4-5D井、彭州5-2D井、彭州5-4D井、彭州6-2D井、彭州6-4D井、彭州7-1D井、彭州8-5D井11口井全部完钻，平均水平段长726.46m，平均单井入井酸量1357.54m3，完井测试平均单井绝对无阻流量150.41×104m3/d。2022年10月第二轮部署的长水平段超深大斜度井/水平井彭州5-1D井、彭州5-3D井、彭州6-1D井、彭州6-3D井、彭州6-5D井、彭州6-6D井6口井全部完钻，已完井测试6口井，平均水平段长1538.53m，平均单井入井酸量2417.17m3，平均单井绝对无阻流量206.87×104m3/d；相比**轮完井测试平均单井绝对无阻流量增加56.46×104m3/d，增产37.54%，见表1.1.1。
　　表1.1.1 川西气田开发井完井测试统计表
　　1.2 基本地质特征
　　1.2.1 构造特征
　　1. 区域构造特征
　　四川盆地西部拗陷中段雷口坡组顶面构造特征总体表现为“两隆、两凹、两斜坡”，“两隆”为龙门山前构造带和新场构造带，“两凹”为成都凹陷和绵竹凹陷，“两斜坡”为广汉斜坡、绵阳斜坡，如图1.2.1所示。
　　图1.2.1 四川盆地西部拗陷中段雷口坡组顶构造图
　　2. 局部构造特征
　　川西气田位于四川盆地西部龙门山中段前缘由关口断层与彭县断层夹持的石羊镇—金马—鸭子河—云西构造带上，如图1.2.2和图1.2.3所示，构造要素详见表1.2.1。
　　图1.2.2 川西气田雷四气藏上储层顶面构造图
　　图1.2.3 川西气田雷四气藏下储层顶面构造图
　　表1.2.1 雷口坡组上、下储层顶界构造要素统计表
　　石羊镇构造：位于关口断层下盘，彭县断层上盘，东与金马构造相邻，西与石板滩构造相接，为NE向展布的短轴背斜。雷口坡组顶构造圈闭上发育3条次级断层，延伸长度小于2.5km，断距小于200m，是圈闭褶皱时形成的伴生断层。
　　金马构造：位于龙门山前构造带中部，关口断层下盘，彭县断层上盘。主要受控于彭县断层，为NE向展布的短轴背斜。东北与鸭子河构造相接，西南邻近石羊镇构造，南为成都凹陷。雷口坡组顶构造圈闭上发育4条次级断层，延伸长度1.3～3.4km，断距小于100m，是圈闭褶皱时形成的伴生断层。
　　鸭子河构造：位于龙门山前构造带东北部，关口断层下盘，彭县断层上盘。同时受控于关口断层与彭县断层，为NE向展布的断背斜构造。西南与金马构造相接，东北与云西构造相连，南为成都凹陷。雷口坡组顶构造圈闭上发育3条次级断层，2条延伸长度为1.9～2.5km、断距小于100m的伴生断层，1条断距达190m、延伸长度达8.8km的较大Ⅳ断层。
　　云西构造：位于构造带的北东翼末梢低部位，上储层顶界圈闭面积为12.8km2，走向NE，长轴7.1km，外围圈闭线？5375m，闭合幅度68m。
　　3. 断层特征
　　川西气田工区内断层主要表现为NNE向及近EW向，在隆起带的两侧断裂段断层相对集中，受边界逆断层控制，断层走向以NE向为主，其次为NW向，如图1.2.4、图1.2.5所示，断层延伸长度大于10km的断层有4条，见表1.2.2。
　　(1)隆起带北部关口断裂带(F2)：位于背斜构造北部，主要呈NE向展布，延伸长度大于33.7km，垂直断距为30～1600m。
　　(2)隆起带南部彭县断裂带(F3-2)：金马—鸭子河隆起带上局部断背斜构造，主要受彭县断裂带控制，主断裂带由多条雁行排列逆断层组合，主断裂带上断层多呈NE向，延伸长度24.8km，消失在圈闭的东北翼，断距较大(0～500m)，*大垂直断距500m。在平面上，彭县断裂带有一定的扭*现象，这与应力分布特征相吻合。
　　图1.2.4 川西气田及邻区断层分布图
　　图1.2.5 川西气田断层系统及断层剖面特征

目录
第1章 绪论1
1.1 勘探开发历程1
1.1.1 预探阶段1
1.1.2 评价阶段1
1.1.3 开发阶段2
1.2 基本地质特征3
1.2.1 构造特征3
1.2.2 地层特征7
1.2.3 储层特征9
1.2.4 气藏特征15
1.3 工程地质特征18
1.3.1 岩石力学特征18
1.3.2 地应力特征23
1.3.3 地层三压力剖面特征27
1.3.4 裂缝对井壁稳定性的影响32
1.4 工程技术挑战46
1.4.1 川西气田雷四气藏产能建设方案46
1.4.2 川西气田开发建设工程技术挑战50
第2章 安全优快钻井技术52
2.1 超深井井身结构优化设计技术52
2.1.1 四川盆地超深井井身结构现状52
2.1.2 钻遇地层工程地质特征分析53
2.1.3 井身结构优化思路56
2.1.4 三开制井身结构设计58
2.2 难钻破碎地层井眼轨道设计与轨迹控制技术61
2.2.1 轨道设计优化61
2.2.2 轨迹控制技术68
2.3 超深井优快钻井技术78
2.3.1 山前构造带易斜地层防斜打快技术79
2.3.2 难钻地层钻井提速技术83
2.4 超深长水平段安全钻井技术95
2.4.1 超深长水平段岩屑运移规律和井眼清洁技术96
2.4.2 长水平段钻井井筒流动安全控制技术105
2.4.3 超深长水平段水平井钻具动力学性能及延伸能力分析123
2.5 超深大斜度井取心及长水平段衬管安全下入技术128
2.5.1 超深大斜度井取心技术128
2.5.2 长水平段衬管安全下入技术132
第3章 高性能钻井液技术139
3.1 川西气田井壁失稳机理139
3.1.1 泥页岩地层失稳机理139
3.1.2 潮坪相薄互层井壁失稳模型及其机理143
3.1.3 钻井液技术对策149
3.2 强抑制防塌钻井液技术150
3.2.1 钻井液关键处理剂作用机理150
3.2.2 钾基聚磺钻井液155
3.2.3 复合盐强抑制聚磺防塌钻井液158
3.3 潮坪相薄互层钻井液技术160
3.3.1 封堵理论及模型160
3.3.2 强封堵高酸溶聚磺钻井液体系164
3.3.3 强封堵白油基钻井液体系165
3.3.4 储层保护172
3.4 复杂风险预防与处理钻井液技术174
3.4.1 提高地层承压能力技术174
3.4.2 防漏堵漏技术178
3.4.3 压差卡钻机理及解卡技术184
第4章 长效固井技术189
4.1 长裸眼固井井筒准备189
4.1.1 井筒净化技术189
4.1.2 井筒强化技术192
4.1.3 通井技术192
4.1.4 钻井液性能优化技术193
4.2 水泥环长效封隔固井技术194
4.2.1 水泥环长效密封性的影响规律194
4.2.2 水泥环长效封隔能力模拟评价197
4.2.3 水泥环长效密封性能改进205
4.3 防气窜水泥浆体系206
4.3.1 水泥浆体系设计方法206
4.3.2 大温差微膨胀防气窜水泥浆207
4.3.3 抗高温纳米液硅胶乳防腐防窜水泥浆218
4.4 超深水平井固井配套技术225
4.4.1 套管安全下入技术225
4.4.2 前置液技术227
4.4.3 浆柱结构及注替参数优化设计235
4.4.4 生产套管回接固井技术238
4.4.5 固井工具及附件239
4.4.6 现场应用241
第5章 高效完井酸压投产技术244
5.1 完井投产一体化技术244
5.1.1 完井方式244
5.1.2 水平井分段完井管柱245
5.1.3 关键工具和井口装置255
5.1.4 水平井分段完井管柱下入技术259
5.1.5 现场应用262
5.2 长水平井多级分流立体酸压技术263
5.2.1 技术发展历程及酸压改造难点263
5.2.2 地质工程双甜点定量识别技术264
5.2.3 长井段非连续储层精细布酸工艺269
5.2.4 多级交替注入深度酸压工艺282
5.2.5 配套酸压工作液体系292
5.2.6 现场实施效果294
5.3 地面密闭测试技术305
5.3.1 含硫气井地面密闭测试技术305
5.3.2 含硫气井地面密闭测试技术主要设施307
5.3.3 现场应用313
第6章 安全控制与环境保护技术316
6.1 环境概况与风险识别316
6.1.1 气田环境概况316
6.1.2 主要风险识别与对策317
6.2 平台井组井控工艺技术321
6.2.1 平台井主要井控风险因素识别321
6.2.2 平台井井控技术323
6.2.3 应急管理体系建设326
6.3 残酸返排实时除硫工艺技术328
6.3.1 返排液处理存在的问题328
6.3.2 返排液中和药剂329
6.3.3 实时在线除硫流程333
6.3.4 在线除硫系统现场应用333
6.4 钻屑无害化处理与资源化利用技术334
6.4.1 钻屑主要成分334
6.4.2 钻屑烧砖资源化无害化利用技术336
6.4.3 水泥窑协同处置钻屑资源化无害化利用技术340
6.4.4 油基钻屑随钻减量技术343
参考文献346