川西海相酸性氣井試氣工藝技術

賈學鈺

(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，經反復論證部署了XS1井、XS-1井，其中XS1井獲高產工業氣流，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海相地層展開甩開勘探，在龍門山前隱伏構造帶、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井鉆后預測顯示該套儲層在整個川西探區發育區面積近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。目前川西海相已經被定位為川西陸相油氣田的重要戰略接替基地和建設中國石化四川探區百億立方米大氣田的重要領域。

根據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、灰巖為主[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能，同時還需進行試采及關井壓力恢復測試評價儲層物性，氣井測試時間長、且測試工藝復雜，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，為得到優質試氣資料，通常要進行“系統試井+短期穩定試采+關井壓力恢復”，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，易發生泄漏、甚至斷裂的事故，若測試周期長則管柱失效風險更大。

(2)川西海相酸性氣井作業工況復雜，區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、試采、關井測壓恢、臨時封層、轉采等多種作業，不同工況下，油管和井下工具在深井中會產生較大的溫度效應、膨脹效應，使得井下管柱所受應力變化情況復雜，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風險大，安全環保要求高

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硫化氫泄露，并杜絕因硫化氫泄露對人員和周邊環境造成危害。因此要求地面流程不僅節流保溫，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，需對產生大量的SO2進行合理的處理，避免污染環境。

2 試氣工藝技術對策[2-4]

2.1 試氣工具選擇及管柱結構設計

2.1.1 試氣工具選擇

川西海相試氣工況復雜，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—測試聯作、酸化—測試聯作以及射孔—酸化—測試聯作，大大減少了施工周期。APR三聯作管柱結構采用“RD安全循環閥+OMNI閥+壓力計托筒+RD循環閥+RTTS封隔器”組合，可實現井下開關井，有效地減小關井壓力恢復期間井筒儲集效應的影響，減少徑向流出現時間，相比井口關井，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，節約了成本，提高了效益。

2.1.2 試氣管柱材質選擇

根據川西海相、元壩海相試氣經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，進行應力消除，HRC小于26，滿足ISO15156標準要求，并通過了NACE TM 0177標準在加載80%名義屈服強度下經720 h不開裂的抗硫性能要求，可滿足試氣要求。

2.1.3 試氣管柱結構設計

管柱設計上選擇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。考慮過高的關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，深井不同作業工況下管柱變形量大，如酸化測試聯作工藝，大排量注入時，管柱因溫度降低和內“鼓脹效應”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，管柱結構設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。

該套測試管柱能夠實現封隔器坐封后替漿、測試、酸化、再測試、井下關井、循環壓井等多種功能。

2.2 地面流程及安全環保技術

為保證試氣投產地面安全，采用國產雙翼三級節流抗硫測試流程用于排液、放噴、循環、壓井等作業。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法蘭短節連接，管匯臺之間采用抗硫油管短節連接，測試管匯、壓井和節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，其他設備都能抗硫化氫應力腐蝕開裂。管匯臺為“豐”字型，可根據需要增加管匯的翼數和放噴管線數量，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緊急情況時，可實現瞬時關井。采用鎳基合金油嘴，放噴時伴注清水防止流程沖蝕。

常規氣田測試利用燃燒筒燃燒的方法，因H2S燃燒效率太低，SO2容易聚集，易對人員造成傷害，對環境造成污染。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，使爐內溫度達到1 300 ℃以上，使含毒氣的原料氣能充分焚燒，產生出無毒、無味、無色的氣體，減少高含硫氣田生產過程中對環境的污染。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，能極大地降低環境污染,解決較長時間試氣的環境保護和腐蝕問題。

3 現場應用

PZ1井是位于金馬構造的一口預探井，2013年10月18日完鉆，完鉆井深6 050 m，試氣層位雷口坡組，采用四開井深結構設計，φ139.7 mm尾管完井，預測二氧化碳含量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三聯作管柱進行試氣施工。

3.1 測試管柱

管柱結構(從上至下)：油管掛+雙公+φ88.9 mm×9.52 mm調整短節及油管+ +φ88.9 mm×6.45 mm油管+伸縮短節2支+φ88.9 mm×6.45 mm油管+φ88.9 mm×9.52 mm油管及定位短節+RD安全循環閥+壓力計托筒++液壓旁通閥+震擊器+RD循環閥+安全接頭+RTTS封隔器+安全接頭，RD安全循環閥+OMNI閥+壓力計托筒+RD循環閥+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105 MPa(EE)+兩臺70 MPa(EE級)三級流程排液求產，進行系統試井，獲日產115×104m3工業氣流。2014年1月5日開RD安全循環閥井下關井，1月5日-1月11日井下關井測壓力恢復。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安全循環閥孔壁無堵塞物，RD循環閥循環孔正常開啟，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，未出現滲漏，并順利的起出了管柱，未有阻卡現象，地面流程也經受住了高產量下的放噴測試施工，達到了安全、環保、取全取準資料的要求。

4 結論與建議

(1)根據川西海相氣井的井深、壓力、井溫、產能等情況，推薦采用110SS材質試氣油管，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，若氣藏進入大規模開發階段，還需根據氣藏特征，借鑒元壩試氣投產工藝技術經驗，開展適于川西海相的完井投產工藝技術研究。

參考資料

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

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

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

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