四川元坝气田四川省广元、南充和巴中市境内，气藏埋深6240米至6950米，平均埋深6673米，是中国石化继发现国内最大海相整装气田普光气田之后，在四川盆地发现的又一个大型海相气田。四川元坝气田气体组分甲烷平均含量88．35%，硫化氢平均含量5.22%，二氧化碳平均含量6.43%，计划“十二五”期间建成34亿立方米天然气净化生产能力。
中文名
四川元坝气田
四川
气藏埋深6240米至6950米
平均埋深6673米
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年元坝侧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。
2019年，元坝气田新增探明储量约408亿立方米。至此，元坝气田三级储量（探明储量、预测储量、控制储量）已有1.1万亿立方米，为持续稳产打下坚实基础。[1]
建设
一期
2013年末建成年产17亿立方米净化气生产能力。
二期
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。
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℃。
技术难点
相差悬殊
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。
分布复杂
工人施工由实钻资料得知，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：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。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。泥岩段不稳定，易出现掉块卡钻。
4、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。
抗高温
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。
故障频发
气藏分布图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。
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。
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。
参考资料1.元坝超深高含硫生物礁气田安稳开发运行纪实·中国石化新闻网
