中壩氣田高含硫雷三段氣藏氣井修井之對策

駱進 陳良英 付建華 王強 楊芳

中國石油川慶鉆探工程公司川西鉆探公司

中壩氣田高含硫雷三段氣藏氣井修井之對策

駱進 陳良英 付建華 王強 楊芳

中國石油川慶鉆探工程公司川西鉆探公司

四川盆地川西地區中壩氣田是我國最早投入開發的高含硫氣田，氣井安全開采近30年，目前中三疊統雷口坡組雷三段氣藏采出程度達88.1%，地層壓力系數已降至0.169，處于氣田開采后期，部分氣井相繼出現生產不正常或停產。為有效開采該氣藏剩余儲量，從氣藏高含硫、低壓及管柱腐蝕等特點入手，分析了修井技術難點，提出了壓井、打撈、防硫安全、再次完井、復產等施工作業階段的針對性措施，并結合典型井例探討總結了修井施工經驗教訓。所形成的高含硫低壓井修井關鍵階段的技術對策，對其他類似含硫氣藏的修井工藝和施工具有很好的借鑒作用。

四川盆地川西地區 中壩氣田 中三疊世 雷三段氣藏 完井 修井 高含硫 技術對策

四川盆地川西地區中壩氣田中三疊統雷口坡組雷三段氣藏位于四川省江油市境內，為一狹長背斜構造。于1972年被勘探發現，迄今為止，中壩氣田鉆遇和鉆達雷口坡組的各類井共有17口，獲工業氣井10口（中18、中21、中23、中24、中40、中42、中46、中80、中81、川19井），該氣藏屬高含硫、低含凝析油氣藏。

中壩雷三段氣藏投入開采的10口氣井中有兩種完井方式，一類是油層套管采用了防硫套管，且井身質量無缺陷的井采用光油管完井，共有4口井（中21、中23、中24、中40井）；二類是采用封隔器完井保護套管進行開采，這類井有6口井。截至2009年11月底，按探明儲量計氣藏采出程度為88.1%。

隨著氣田近30年的開采，地層壓力大幅降低，氣井產量的遞減，以至部分井內積液的增多；加之封隔器完井年久失效，環空鉆井液漏失地層或油管腐蝕穿孔等原因影響氣井正常生產，并造成部分氣井停產，2009年開始了氣井修井作業。目前氣藏地層壓力5.49 MPa，壓力系數0.169。

1 雷三段氣藏修井的技術難點

1.1 硫化氫防護

中壩氣田雷三段氣藏是我國開采的第一個高含硫氣藏［1］，儲層主要巖性為淺褐灰色及褐灰色針孔狀白云巖，白云石含量88.6%～97.1%，微含泥質1%～5.5%。天然氣組分中H2S含量6.24%～7.45%（95.98～114.72 g／m3）（表1），CO2含量4.32%～5.17%，含少量凝析油。地層流體具有極大的毒性，因此對修井作業人員安全及井控安全構成嚴重威脅。

1.2 產層的壓穩與防漏

表1 中壩氣田雷三段氣藏天然氣分析資料表

中壩雷三段氣藏經過長達30年的開采，氣藏采出程度達88.1%。其地層壓力已遠遠低于井筒的清水液柱壓力，地層壓力系數僅為0.169，而且地層的連通性比較好，目前還有一定的氣產量。要合理使用與地層巖石和流體配伍及清潔度高的工作液，以防止產層受傷害。在修井過程中，需要壓穩地層，又要防止工作液大量漏入地層，引起產層中的黏土礦物水化、膨脹、分散，因此，選擇低壓氣井作業的壓井液尤為重要。

1.3 腐蝕油管的打撈處理

在氣井的生產過程中，天然氣中的H2S、CO2和地層水等腐蝕介質對井下的生產油管產生不同程度的腐蝕，造成封隔器年久失效，油管穿孔、壁厚減小和斷裂（圖1），這些都為井下作業帶來了許多困難和不確定因素。

圖1 中18井打撈出的川251封隔器和油管照片

1.4 修井后的復產措施選擇

由于雷三段氣藏自身能量的大量降低，在修井作業過程中難以避免地對儲層存在不同程度的傷害，修井后往往要通過酸化氣舉誘噴、抽汲誘噴和關井憋壓等措施來恢復生產，而修井工藝選擇的不恰當、修井方案的不全面，使修井作業后氣井恢復生產需要的時間長短不一。

1.5 其他因素的影響

雷三段氣藏開采了近30年，氣井周圍發生巨大變化，環境條件十分惡劣，井場外就有民居、廠房或者其他民用設施，井場內還有集輸設備，不具備長期放噴點火條件，這使得修井工藝技術的選擇受到較大的限制。

2 技術對策

通過對高含硫雷三段氣藏氣井的修井技術難點和生產狀況的分析，提出5項針對性技術對策：

1）雷三段氣藏氣井生產已經近30年，需要認真分析氣井不能正常生產的原因，是由于地層出水淹死、油管腐蝕穿孔或封隔器失效鉆井液堵塞地層等造成，針對性制定出科學修井方案，并做出詳細的施工設計。

2）雷三段氣藏開采至今，地層壓力由原始的36 MPa下降為5.49 MPa，壓力系數僅0.169，常用的壓井液已不能適應目前井況需要，作為低壓井壓井液有多種選擇，對于高含硫氣藏的井宜選擇暫堵壓井液［2－3］，既防止壓井液大量漏失再次污染地層又能阻止地層高含硫有毒氣體溢出影響安全作業，同時做好壓井液性能評價和地層污染評價。

3）認真分析井下原始管柱狀況，修井鉆具宜使用與套管相匹配的反扣鉆桿，準備好多種打撈工具，如倒扣撈茅、倒扣撈筒、震擊器、公錐、母錐等，做到施工的連續性。不使用磨銑類工具，防止產生更多鐵屑沉降堵塞地層，同時規避低壓井中鉆具易卡鉆的風險。

4）雷三段氣藏有6口井下有完井封隔器保護套管，對這類井的修井打撈，最大困難就是能否打撈出完井封隔器，事實上是非常困難的，通過修理的幾口井來看，只有一口井撈出完井封隔器（中18井），在低壓井中磨銑封隔器是不可取的，會產生不必要的井下卡鉆風險和壓井液大量漏失污染儲層。

5）修井過程是一項復雜的作業，井下的不確定性是難以預料的，不能造成井下進一步復雜，應認真分析每一次打撈結果，只要到達井筒聯通地層目的，能滿足進一步開采要求，不一定要花大量的人力、物力進行長時間打撈，即“見好就收”。

通過對技術對策的細化，制定了該氣藏高含硫低壓井修井作業工序關鍵措施［4－5］（表2）。

3 實例分析

中18井、中42井是上世紀80年代初國內最先引進特殊扣（VAM扣）防硫油管作為高含硫氣井完井生產管柱的井，兩井是中壩氣田雷三段氣藏早期投入生產的氣井。

1981年中42井下入 73 mm VAM扣油管（鋼級SM90S、壁厚7.82 mm）＋川271型抗硫封隔器完井生產管柱，完井后日產氣在（2～12）×104m3之間。2009年7—12月，產氣量快速下降到0.98×104m3／d，產水0.7 m3／d下降至0.3 m3／d，2010年1—3月用連續油管多次注酸解堵未成功，分析原因認為：原井下封隔器失效，油管外環空1.31 g／cm3鉆井液沉淀物滲入井筒堵塞氣流通道，因雷三段地層壓力較低導致復產困難。于2010年5月進行修井作業。

表2 高含硫低壓井修井作業關鍵措施表

在1984年中18井下入引進 73 mm VAM特殊扣油管和川251型抗硫封隔器作為完井生產管柱。于1985年3月投產，初期油壓25 MPa，日產氣22×104m3。生產至2008年7月氣井突然出現異常，產氣量迅速下降，并最終停產。7—8月用連續油管多次循環沖洗解堵未成功，該井作業期間環空灌水油管內即返清水等現象，綜合分析認為井下油管與套管環空已竄通，環空鉆井液（密度1.31 g／cm3）漏入井底堵塞了產氣層段，導致氣井突然停產，于2009年6月進行修井作業。兩井修井情況見表3、圖2。

表3 中18井、中42井修井實施工作情況表

圖2 修井完成井身結構圖

4 認識及建議

近兩年，通過中18、中23、中42井開展修井打撈、更換生產管柱，進行酸化解堵作業后，恢復井口產能，達到了延長中壩氣田雷三段氣藏開發期的目的，其認識建議如下：

1）異常低壓高含硫井的修井難點決定了其很多技術手段不同于常規井，在現有技術和裝備條件下，首先修井的打撈井下管串措施不能進一步增加井下復雜。中壩氣田雷三段氣藏生產時伴隨有凝析油，雖經近30年開采，但腐蝕不是特別嚴重，只在中下部井深的油管出現少量腐蝕穿孔，因此提高了打撈井下管串成功率和有效率。

2）雷三段氣藏修井作業中的壓井采用可循環暫堵壓井液是可行的，通過有效降低漏失，減輕壓井液污染和傷害儲層，更重要的是能阻止高含硫有毒氣體溢出，保障作業安全。

3）施工作業過程中使用井下液面監測儀，能及時測量井筒液面深度判斷地層漏失情況，計算出壓井液的漏速，合理確定起下鉆期間吊灌壓井液量，達到科學地監測井下液面變化，是一項高含硫井修井作業的必要井控安全措施。

4）低壓井中采用泡沫酸混注液氮酸化工藝清除因鉆井液和壓井液對生產層的損害是有效的，利用液氮反復氣舉可有效進行誘噴排液，使低壓井在較短時間恢復產能。

［1］屈德純.中壩氣田雷三段氣藏開發跟蹤分析研究［J］.天然氣勘探與開發，2004，27（1）：30－31.

［2］張鳳英，鄢捷年，楊光，等.新型油溶暫堵型無固相修井液的研制［J］.天然氣工業，2010，30（3）：77－79.

［3］譚芳，趙光勇，李在京，等.低壓氣井修井暫堵技術的研究與應用［J］.天然氣工業，2012，32（增刊1）：70－72.

［4］楊健，駱進，冉金成，等.低壓氣井暫堵修井工藝技術探討［J］.天然氣工業，2007，27（5）：81－84.

［5］杜志敏.國外高含硫氣藏開發經驗與啟示［J］.天然氣工業，2006，26（12）：35－37.

Countermeasures for workover of gas wells in gas reservoirs of the 3rdmember of the Leikoupo Formation with high sulfur content in the Zhongba Gas Field，West Sichuan Basin

Luo Jin，Chen Liangying，Fu Jianhua，Wang Qiang，Yang Fang
（Chuanxi Division of Chuanqing Drilling Engineering Co.，Ltd.，CNPC，Chengdu，Sichuan 610051，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 10，pp.67－70，10／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The Zhongba Gas Field in west Sichuan Basin is one of the earliest high－sulfur gas fields put into production in China.After safe production over the past 3 decades，the recovery degree of the gas reservoir in the 3rdmember of the Middle Triassic Leikoupo Formation has been up to 88.1%，the formation pressure coefficient has reduced to 0.169，the field has come to the late stage of development，and subsequent abnormal production or little production appeared in some gas wells.This paper aims to help exploit the residual reserves of this reservoir more efficiently.At first，the technical difficulties are analyzed in the workover of those wells with little or abnormal production from the aspects of specific characteristics such as high sulfur content，low pressure and corrosion of string and tubing.Then，the corresponding countermeasures are presented for operation including well killing，fishing，anti－sulfur safety protection，recompletion job，production restoration，etc.In combination with some cases history，this paper discusses and summarizes the lessons and experiences from the workover work in typical wells.The presented technical countermeasures will provide reference for a better workover service of gas wells in other similar high－sulfur gas reservoirs.

Sichuan Basin，West，Zhongba Gas Field，Middle Triassic，well completion，technical difficulty，technical countermeasure，high sulfur content，formation protection，fishing，restore production

駱進等.中壩氣田高含硫雷三段氣藏氣井修井之對策.天然氣工業，2012，32（10）：67－70.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.016

駱進，1963年生，高級工程師；從事油氣井完井試油、修井工程技術管理工作。地址：（610051）四川省成都市成華區泰安街1號。電話：（028）86012642。E－mail：luoj＿sc＠cnpc.com.cn

（修改回稿日期 2012－08－17 編輯 凌 忠）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.016

Luo Jin，senior engineer，born in 1963，is mainly engaged in technical management of well completion and testing，and workover jobs.

Add：No.1，Tai＇an Street，Chenghua District，Chengdu，Sichuan 610051，P.R.China

E－mail：luoj＿sc＠cnpc.com.cn