賈學(xué)鈺

(中國石化西南油氣分公司，四川成都 610041)

2010年CK 1井在海相雷口坡組儲層取得勘探重大突破，測試獲得天然氣日產(chǎn)量38.4436×104m3，隨后中國石化西南油氣分公司圍繞CK 1井啟動川西海相新一輪評價勘探，2010年4月起，經(jīng)反復(fù)論證部署了XS1井、XS-1井，其中XS1井獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，天然氣絕對無阻流量53.8657×104m3/d，成為繼CK 1井后川西海相評價勘探的又一突破。2012年中國石化西南油氣分公司對整個川西探區(qū)海相地層展開甩開勘探，在龍門山前隱伏構(gòu)造帶、成都凹陷、梓潼凹陷論證部署PZ1井、DS1井、TS1井3口重點探井。XS1井鉆后預(yù)測顯示該套儲層在整個川西探區(qū)發(fā)育區(qū)面積近8 000 km2，資源量近5000×108m3，揭示了川西海相儲層的巨大資源潛力，具有廣闊的勘探前景。目前川西海相已經(jīng)被定位為川西陸相油氣田的重要戰(zhàn)略接替基地和建設(shè)中國石化四川探區(qū)百億立方米大氣田的重要領(lǐng)域。

根據(jù)川西海相前期勘探試氣成果顯示，川西海相儲層巖性以白云巖、灰?guī)r為主[1]，儲層埋深5 900～7 160 m，地層壓力64～85 MPa，地層溫度144～150 ℃，H2S含量0.39%～3.53%，CO2含量5.3%～22.82%，具有超深、高溫、高壓、高含腐蝕性氣體的特征，勘探井不僅需要評價氣井產(chǎn)能，同時還需進行試采及關(guān)井壓力恢復(fù)測試評價儲層物性，氣井測試時間長、且測試工藝復(fù)雜，資料錄取要求高，給測試工藝提出了更高要求。

1 川西海相氣藏試氣工藝難點

1.1 對試氣管柱要求高

(1)川西海相測試周期長，為得到優(yōu)質(zhì)試氣資料，通常要進行“系統(tǒng)試井+短期穩(wěn)定試采+關(guān)井壓力恢復(fù)”，測試時間在15 d以上，而川西海相氣藏高含腐蝕性氣體硫化氫和二氧化碳，對測試管柱、工具有強烈的腐蝕性，易發(fā)生泄漏、甚至斷裂的事故，若測試周期長則管柱失效風(fēng)險更大。

(2)川西海相酸性氣井作業(yè)工況復(fù)雜，區(qū)塊探井測試包含通井、刮管、下管柱、坐封封隔器、射孔、排液求產(chǎn)、試采、關(guān)井測壓恢、臨時封層、轉(zhuǎn)采等多種作業(yè)，不同工況下，油管和井下工具在深井中會產(chǎn)生較大的溫度效應(yīng)、膨脹效應(yīng)，使得井下管柱所受應(yīng)力變化情況復(fù)雜，極易造成井下工具和管柱變形、泄漏、斷裂，使得測試失敗，甚至造成井下事故。

1.2 高硫化氫氣井試氣作業(yè)風(fēng)險大，安全環(huán)保要求高

川西平原位于四川盆地西部，地勢低洼，人口密集，如XS1井500 m范圍有146戶，436人，必須防止試氣過程中出現(xiàn)硫化氫泄露，并杜絕因硫化氫泄露對人員和周邊環(huán)境造成危害。因此要求地面流程不僅節(jié)流保溫，且具有較強的抗腐蝕能力，同時試氣測試期間將燃燒掉大量的含硫天然氣，需對產(chǎn)生大量的SO2進行合理的處理，避免污染環(huán)境。

2 試氣工藝技術(shù)對策[2-4]

2.1 試氣工具選擇及管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計

2.1.1 試氣工具選擇

川西海相試氣工況復(fù)雜，儲層埋藏深，且含酸性氣體，采用全通徑的APR(Annular pressure responsive)測試工具可進行射孔—測試聯(lián)作、酸化—測試聯(lián)作以及射孔—酸化—測試聯(lián)作，大大減少了施工周期。APR三聯(lián)作管柱結(jié)構(gòu)采用“RD安全循環(huán)閥+OMNI閥+壓力計托筒+RD循環(huán)閥+RTTS封隔器”組合，可實現(xiàn)井下開關(guān)井，有效地減小關(guān)井壓力恢復(fù)期間井筒儲集效應(yīng)的影響，減少徑向流出現(xiàn)時間，相比井口關(guān)井，資料錄取更完整，解釋符合率得以提高，同時大大縮短測試周期，節(jié)約了成本，提高了效益。

2.1.2 試氣管柱材質(zhì)選擇

根據(jù)川西海相、元壩海相試氣經(jīng)驗及川西海相酸性氣體腐蝕性實驗，可選擇110SS鋼級油管作為試氣管柱，該鋼級油管采用淬火加回火熱處理工藝，進行應(yīng)力消除，HRC小于26，滿足ISO15156標(biāo)準(zhǔn)要求，并通過了NACE TM 0177標(biāo)準(zhǔn)在加載80%名義屈服強度下經(jīng)720 h不開裂的抗硫性能要求，可滿足試氣要求。

2.1.3 試氣管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計

管柱設(shè)計上選擇φ88.9 mm×9.52 mm110SS+φ88.9 mm×6.45 mm110SS抗硫化氫腐蝕的氣密封扣油管組合?？紤]過高的關(guān)井壓力或改造壓力會使油管、套管、井下工具及采氣井口都將承受很大的密封壓差。同時，深井不同作業(yè)工況下管柱變形量大，如酸化測試聯(lián)作工藝，大排量注入時，管柱因溫度降低和內(nèi)“鼓脹效應(yīng)”而大幅度縮短，測試時因溫度升高管柱又大幅伸長，過大的變形量會影響封隔器密封性能，管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計上增加伸縮補償器，一支平衡伸長、一支平衡縮短，以防井下工具和管柱變形。同時在封隔器上部800～1 000 m井段采用厚壁油管(如φ88.9 mm×9.52 mm油管)，以增加管柱剛性和保證加在封隔器上的壓重增加。

該套測試管柱能夠?qū)崿F(xiàn)封隔器坐封后替漿、測試、酸化、再測試、井下關(guān)井、循環(huán)壓井等多種功能。

2.2 地面流程及安全環(huán)保技術(shù)

為保證試氣投產(chǎn)地面安全，采用國產(chǎn)雙翼三級節(jié)流抗硫測試流程用于排液、放噴、循環(huán)、壓井等作業(yè)。試氣流程主要由一臺105 MPa×EE(與井口雙油單套連接)+兩臺70 MPa×EE級測試管匯、一套熱交換器、分離器組成，105 MPa測試管匯臺至井口全部采用抗硫材質(zhì)法蘭短節(jié)連接，管匯臺之間采用抗硫油管短節(jié)連接，測試管匯、壓井和節(jié)流管匯之間連接管線及測試、放噴管線，使用31/2″厚壁抗硫油管，其他設(shè)備都能抗硫化氫應(yīng)力腐蝕開裂。管匯臺為“豐”字型，可根據(jù)需要增加管匯的翼數(shù)和放噴管線數(shù)量，通道多。一級管匯臺進口安裝遠程液控閘門，在放噴測試過程中出現(xiàn)緊急情況時，可實現(xiàn)瞬時關(guān)井。采用鎳基合金油嘴，放噴時伴注清水防止流程沖蝕。

常規(guī)氣田測試?yán)萌紵踩紵姆椒?，因H2S燃燒效率太低，SO2容易聚集，易對人員造成傷害，對環(huán)境造成污染。因此針對高酸性氣田長時間、高氣量測試的要求，在工藝上采用了高溫焚燒爐連接于測試管線未端、利用凈化氣為燃料氣，然后利用含硫化氫或其它毒氣的原料氣的可燃性，以原料氣為主焚燒氣進行焚燒，使?fàn)t內(nèi)溫度達到1 300 ℃以上，使含毒氣的原料氣能充分焚燒，產(chǎn)生出無毒、無味、無色的氣體，減少高含硫氣田生產(chǎn)過程中對環(huán)境的污染。含氫天然氣燃燒效率大于99.99%，焚燒溫度約1 350 ℃，天然氣焚燒爐釋放二氧化硫量小于900 mg/m3，能極大地降低環(huán)境污染,解決較長時間試氣的環(huán)境保護和腐蝕問題。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

PZ1井是位于金馬構(gòu)造的一口預(yù)探井，2013年10月18日完鉆，完鉆井深6 050 m，試氣層位雷口坡組，采用四開井深結(jié)構(gòu)設(shè)計，φ139.7 mm尾管完井，預(yù)測二氧化碳含量4.57%～9.81%，硫化氫含量0.21%～4.83%，最大地層壓力87.99 MPa，地層溫度145 ℃。本井于2013年11月20日-2014月1月21日采用APR三聯(lián)作管柱進行試氣施工。

3.1 測試管柱

管柱結(jié)構(gòu)(從上至下)：油管掛+雙公+φ88.9 mm×9.52 mm調(diào)整短節(jié)及油管+ +φ88.9 mm×6.45 mm油管+伸縮短節(jié)2支+φ88.9 mm×6.45 mm油管+φ88.9 mm×9.52 mm油管及定位短節(jié)+RD安全循環(huán)閥+壓力計托筒++液壓旁通閥+震擊器+RD循環(huán)閥+安全接頭+RTTS封隔器+安全接頭，RD安全循環(huán)閥+OMNI閥+壓力計托筒+RD循環(huán)閥+RTTS封隔器+油管及射孔槍。

3.2 試氣過程

2013年11月24日組下APR三聯(lián)作管柱，加壓210 kN座封RTTS封隔器成功(壓差70 MPa，坐封井深5 647.55 m，環(huán)空為清水)。2014年1月1日-1月3日680 m3酸壓改造后，采用國產(chǎn)105 MPa(EE)+兩臺70 MPa(EE級)三級流程排液求產(chǎn)，進行系統(tǒng)試井，獲日產(chǎn)115×104m3工業(yè)氣流。2014年1月5日開RD安全循環(huán)閥井下關(guān)井，1月5日-1月11日井下關(guān)井測壓力恢復(fù)。1月12日-22日進行堵漏壓井解封起管柱施工，共計注入堵漏漿KCl溶液40 m3，堵漏漿38.7 m3。22日起出管柱后地面檢查測試工具，RD安全循環(huán)閥孔壁無堵塞物，RD循環(huán)閥循環(huán)孔正常開啟，封隔器膠皮完好，壓力計工作正常。

APR測試管柱自入井到出井，歷時29 d，測試期間密封性能良好，未出現(xiàn)滲漏，并順利的起出了管柱，未有阻卡現(xiàn)象，地面流程也經(jīng)受住了高產(chǎn)量下的放噴測試施工，達到了安全、環(huán)保、取全取準(zhǔn)資料的要求。

4 結(jié)論與建議

(1)根據(jù)川西海相氣井的井深、壓力、井溫、產(chǎn)能等情況，推薦采用110SS材質(zhì)試氣油管，APR全通徑作為測試工具以及三級抗硫測試流程。

(2)川西海相目前還處于勘探評價階段，若氣藏進入大規(guī)模開發(fā)階段，還需根據(jù)氣藏特征，借鑒元壩試氣投產(chǎn)工藝技術(shù)經(jīng)驗，開展適于川西海相的完井投產(chǎn)工藝技術(shù)研究。

參考資料

[1] 趙安坤，周文，趙冠軍，等. 四川盆地北部下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)儲層控制因素[J].石油地質(zhì)與工程，2011，25(4)：19-24.

[2] 廖碧超，宋永芳，唐永槐. 普光氣田P302-2井試氣投產(chǎn)施工技術(shù)[J].內(nèi)蒙古石油化工，2009，(8)：111-113.

[3] 曹耀峰. 普光高酸性氣田安全開發(fā)的難點與對策[J].中國工程科學(xué)，2001，13(8)：26-29.

[4] 董海峰，楊順艷，盛偉. 元壩超深含硫氣井產(chǎn)能測試工藝技術(shù)[J].油氣井測試，2012，21(1)：42-44.