日前，西南油气河嘉206H井获日产天然气40.7万立方米，成为河坝气田第三口高产井。

　　西南油气勘探开发研究院高级专家刘成川介绍，河坝气田埋藏深、储层薄、产量低，难以效益开发，一度沉寂近10年。

　　近年来，西南油气成立河坝气田产能建设攻关团队，开展多学科、多领域、多方法联合攻关，创新形成一系列致密薄储层高效开发技术，实现河坝气田效益开发。

　　在脆薄的“山东煎饼”中寻找相对优质储层

　　“河坝嘉二气藏储层就像山东煎饼，脆脆的薄薄的一层，但整个面上几乎都有，储层厚度差异小，整体较致密。”研究人员黎静容说，找出优质储层、打出高产井，难度极大。

　　按照常规思路，储层简直没法预测。西南油气打破常规、创新思维，取得了以地质精细描述、地球物理精细预测为主的6项创新成果，填补了同类型气藏开发研究的空白。

　　通过砂屑滩体划分、评价研究，研究团队首次提出碳酸盐岩优质储层孔隙度下限为4%的标准，突破了四川盆地碳酸盐岩优质储层孔隙度下限为6%的约束。同时，他们创新形成“低中找高、强中找弱、差中找优”的思路，通过多属性拟合分析，实现河坝气田超薄相对优质储层的精确预测。

　　为盘活河坝气田未动用储量，实现致密薄互层有水气藏商业开发，研究团队深化构造-岩性复合气藏地质认识研究，明确富集规律，首次提出“滩核控储、高位富气、微缝控产”富集规律新认识，优选构造相对高部位的河坝1井区、河坝101井区作为产能建设区。

　　研究团队还开展测试井、试采井产能评价及动态分析，力求单井控制储量及产能最大化；开展数值模拟研究，明确水平段长1000米、增产4~10倍的优势井型；针对薄储层，精细单期次砂屑滩体划分，建立砂屑滩体多期次叠置发育模式，寻找厚度相对较大、分布范围广的优质储层发育区，优选水平井方位及靶点，确保钻遇更多优质储层。

　　保证千米长水平段在3~5米厚的储层中穿行

　　河坝嘉二气藏超深、高压且含硫，实施长水平段水平井，非常考验工程技术。

　　西南油气优化钻具组合、钻井参数，优选钻头类型、钻井液防漏堵漏处理剂，优化水平段轨迹、气井三开制井身结构，形成长水平井轨迹精确控制技术，钻井提速显著。

　　“应用后钻井周期缩短59.5%，实现4个月完钻一口超深水平井的突破。”西南油气工程技术管理部负责人说。

　　在深达5000米的地下，要保证长达1000余米的水平段都在仅3~5米厚的相对优质储层中穿行，难度比高空走钢丝还大。

　　西南油气加强地质工程一体化研究，地质上，结合随钻电阻率测井资料、地质地震建模及地震波形特征，准确预测优质储层深度；工程上，定制个性化钻头、配套高效长寿命定向钻具组合，地质工程一体化开展水平井动态跟踪及轨迹调整，实现优质储层钻遇率达78%，为气井高产奠定了坚实基础。

　　气井钻成后，完井投产是关键的“临门一脚”。西南油气针对衬管完井水平井，建立了基于井型及物性差异的海相储层破裂压力剖面计算方法，确定了滑套分级原则及滑套定点位置，同时配套暂堵转向工艺，形成“滑套分级+段内暂堵+深度酸化”的滑套分流定点酸化投产技术，大大改善了长井段吸酸剖面，提高了储层动用程度。

　　西南油气石油工程技术研究院专家刘林说，该技术成功应用于河嘉201H井、河嘉202H井、河嘉206H井，相比前期井增产3~4倍，进一步提高了超深含硫气藏的开发效益。

　　下一步，该技术不仅将继续在河坝气田产能建设井中应用，而且将用于元坝气田。