经过3年联合技术攻关，位于四川盆地东北部的普光、元坝高含硫气田通过控水、控硫等技术措施，采收率提高6.2%，新增可动用储量394.51亿立方米，新增可采储量226.27亿立方米，新增年产能14.9亿立方米。日前，这项提高采收率技术通过中石化集团验收，认为整体达到国际领先水平，将有效指导我国后续高酸气田的开发。

专家介绍，气藏开发与油田开发不同，不可能二采三采，只有一采，属于衰竭式开采。在气田开发中后期，要想不走向衰减的宿命，难度尤甚。普光、元坝气田从2018年开始，相继步入稳产末期，储层纵、横向动用差异大，水侵及硫沉积影响日益严重等问题逐渐显现，产量急剧下降。

2018年1月，中石化集团正式将超深高含硫气田提高采收率技术攻关列入“十条龙”项目，组织中原油田分公司、石油勘探开发研究院和西南油气分公司3家单位共同承担。

高含硫礁滩相气藏复杂的开发特征，决定了要有效提高气藏采收率，面临着储层精细描述、剩余气挖潜、控硫、控水等六方面的严峻挑战。科研团队相应设立了六个课题攻关组，重点开展储层精细描述、剩余气分布规律、控水稳气、气井增产及湿气增压集输等技术攻关，解决制约高含硫气藏提高采收率的技术难题。

到2020年底，攻关团队创新形成了低孔低渗滩相薄储层有效动用技术、生物礁储层精细刻画及高效动用技术、高含硫气井硫沉积治理技术、高含硫气藏控水稳气技术、高含硫气田湿气集输系统增压开采对策等5项关键技术、6项技术创新点、25件发明专利、3件软件著作权。形成的高含硫气田提高采收率的配套技术对策与工艺成果，直接应用于普光、元坝气田，有力地支撑了普光、元坝气田的高产、稳产。

据悉，目前全球已发现400多个具有商业开采价值的高含硫气田，主要分布在加拿大、俄罗斯、美国、法国、德国、中国和中东地区。因开发方式及开发技术差异，气田开发效果及采收率相差很大。俄罗斯的奥伦堡气田储层非均质性强，边水发育，开发早期即面临气井水淹。后期通过采取排水、阻水等工艺，采收率由40%提高到65%，情况较为乐观。与之相比，我国四川威远气田曾采用大压差方式生产，气田快速见水，生产8年后全面水窜，年递减率高达32.6%，因气田调整及提高采收率技术未及时跟上，动用储量损失50%以上，采收率仅为36%。和威远气田相比，我国的普光、元坝气田储层类型更为复杂、埋藏更深;同时受水侵及硫沉积影响，截至2018年采收率仅为48-57%，有较大提升空间。(于银花 记者 乔地)