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商务合作：15867725552@163.com高含硫气井增产工艺技术，以及高含硫气田湿气增压集输技术的攻关研究也取得了显著效果。前者成功改善了产气剖面，有效动用了低孔低渗储层；后者则根据普光气田增压集输工况，建立了增压模式适应性评估模型，并集成增压装置的诊断与安全预警系统，充分满足4～8.5兆帕井口压力条件下、90亿立方米产能输送要求。 &
高含硫气井增产工艺技术，以及高含硫气田湿气增压集输技术的攻关研究也取得了显著效果。前者成功改善了产气剖面，有效动用了低孔低渗储
层；后者则根据普光气田增压集输工况，建立了增压模式适应性评估模型，并集成增压装置的诊断与安全预警系统，充分满足4～8.5兆帕井口压力
条件下、90亿立方米产能输送要求。
12月11日，从集团公司2019年度“十条龙”科技攻关工作会议上传来消息，由中原油田分公司石油勘探开发研究院参与的“超深高含硫气田
提高采收率技术”攻关项目已全面完成合同规定的2018及2019年研究任务，与会专家组给予高度肯定。
“十条龙”是中国石化特有的，将科研、设计、生产、设备制造及施工组织起来进行科技创新的联合开发攻关模式。多年来，在集团公司上、
中、下游各领域完成了一系列重大成套技术的开发与转化，最大限度地提高了科技创新效能和效益，对提升公司技术水平及核心竞争力形成了强有
力的推动。
普光、元坝气田是中国石化独立开发建设及生产运营的高含硫气田，产量在中国石化天然气中占比最高，取得了巨大的经济社会效益。然而，由
于其储层类型复杂、埋藏深，同时受水侵及硫沉积等因素影响，目前开发条件下预测采收率仅为48%～57%，提高采收率潜力很大。
基于此，“超深高含硫气田提高采收率技术”项目于2018年1月立项“入龙”，针对普光、元坝高含硫气田提高采收率面临的技术难点，对深层
礁滩相碳酸盐岩气藏储层精细描述及剩余气分布规律、高含硫气藏控制递减与提高采收率对策、超深高含硫气藏控水稳气技术研究、高含硫气井增
产工艺技术、高含硫气田湿气增压集输技术等6个课题进行研究攻关。目前，该项目攻关已按期完成阶段任务目标，技术与经济指标达到阶段任务
要求。
其中，深层礁滩相储层精细描述课题的攻关，使低孔低渗储层预测符合率提高至81.6%，落实可有效动用地质储量333.7亿立方米，提高采收率
达4%。高含硫气藏水侵预测及剩余气评价技术的应用，使气田水侵速度下降17.5%，落实水侵区剩余气储量108亿立方米。高含硫气藏硫沉积分布
规律及治理技术的攻关应用，则建立起双重介质储层硫沉积饱和度分布预测模型，明确了储层及气井硫沉积规律，配套研发出气井硫沉积治理技
术。自去年以来，该技术先后在普光气田开展了8口井19井次的硫沉积治理，有效恢复了气井生产能力。
另外，在高含硫气井控水稳气方面，科研人员攻关形成了针对不同井况的排、找、堵相结合的控水稳气工艺技术，进一步提高了水淹井复产强排
液效率，完善了高含硫气藏找水技术体系，在普光105-2井及104-3井现场应用，成功实现堵水复产。
高含硫气井增产工艺技术，以及高含硫气田湿气增压集输技术的攻关研究也取得了显著效果。前者成功改善了产气剖面，有效动用了低孔低渗储
层；后者则根据普光气田增压集输工况，建立了增压模式适应性评估模型，并集成增压装置的诊断与安全预警系统，充分满足4～8.5兆帕井口压力
条件下、90亿立方米产能输送要求。
普光、元坝气田是中国石化独立开发建设及生产运营的高含硫气田油田阀门，产量在中国石化天然气中占比最高，取得了巨大的经济社会效益。然而，由
于其储层类型复杂、埋藏深，同时受水侵及硫沉积等因素影响，目前开发条件下预测采收率仅为48%～57%，提高采收率潜力很大。
普光分公司开发管理部副主任李涛表示，“超深高含硫气田提高采收率技术”项目的研究，将有力指导和保障普光及元坝气田的高产、稳产，对
中国石化天然气大发展具有重大意义。（董鑫 王璇）
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