普光高含硫氣田開發動態監測技術

曾大乾 彭鑫嶺 付德奎 胡 杰 吳曉磊 張俊法

1. 中國石化石油勘探開發研究院 2. 中國石化中原油田分公司

0 引言

普光氣田具有硫化氫含量高、埋藏深、儲層非均質性強、氣水關系復雜等特點[1-2]。氣田正式投入開發后，為了準確掌握氣田儲量動用情況、氣井產能變化及邊水推進情況等動態特征，實現氣田長期高產、穩產，開展氣田動態監測工作非常重要[3-4]。

目前國內缺少超深高含硫氣田動態監測技術系列和相關標準規范，動態監測工作面臨諸多挑戰：①超深、高含硫氣井對測試裝置的動、靜態密封系統要求高，安全控制難度大；②缺乏滿足高含硫氣井工況的測試儀器、監測技術及監測資料解釋方法；③缺乏指導高含硫氣田開展動態監測的相關標準、規范和規程。為此，在普光高含硫氣田，針對動態監測工作面臨的挑戰和技術瓶頸開展了技術攻關。在調研國內外高含硫氣田動態監測技術的基礎上，通過設備研制、室內實驗、理論研究和現場試驗，形成了產氣剖面測井、井下取樣與流體相態特征分析、水侵動態預測與產水層位識別、氣井產能測試與評價、開發監測安全控制等5項適用于超深、高含硫氣田的動態監測關鍵技術，并制訂了相關規范標準，以支撐普光氣田的動態監測工作。由于取全取準了開發動態資料，制訂出科學合理的增產、增儲措施，對實現氣田的長期穩產起到了重要的作用。

1 超深、高含硫氣井產氣剖面測井技術

針對普光氣田高含硫、多層合采及產氣井段長的特點[5-9]，研制了耐高溫、高壓的高抗硫產氣剖面測井儀器，研發了高含硫氣井產氣剖面測井解釋軟件，形成了超深、高含硫氣井產氣剖面測井技術。

1.1 高抗硫產氣剖面測井儀器

為了研制耐溫175 ℃、耐壓105 MPa的高抗硫產氣剖面測井儀器（圖1），開展了以下3個方面的攻關：①基于高含硫氣井工況特點，通過實驗確定鈦合金TC4、鎳合金Inconel 718等6種金屬材料作為測井儀器的主體金屬材料，格林威德Chemraz 526、氧化鋁陶瓷、PEEK等非金屬材料作為測井儀器的非金屬密封件及探頭材料；②研制了“全金屬結構整體葉輪＋過總線一體化接頭”連續流量計以攻克高溫、高含硫條件下葉輪材質硫化物應力腐蝕開裂的技術瓶頸，全井眼流量轉子總成采用“緊定螺釘＋保護套”設計，解決了轉子在高含硫氣井中易損壞的技術難題；③創新設計了高抗硫井下儀器密封方式，外密封采用Inconel 625材料的C型圈，內密封采用全氟醚的雙O型圈，解決了儀器長時間在高溫、高壓、高含硫工況條件下的氣侵問題，然后通過“一體化封裝＋注硅油隔離”組合動密封方式，對連續流量計的核心部件——磁芯與軸承進行鍍膜與注油保護，實現了在高溫高壓環境中的動態密封。高抗硫產氣剖面測井儀器在普光高含硫氣井施工的一次成功率達100%。

圖1 高抗硫產氣剖面測井儀器照片

1.2 高含硫氣井產氣剖面測井解釋技術

在常規多參數產氣剖面解釋模型的基礎上，對液相表觀速度的計算增加了考慮硫析出影響的校正系數。另外，由于普光氣田的氣井具有較長的測試井段，其上、下部會有較大的溫度差和壓力差，對溫度、壓力也進行了校正。在此基礎上，編制了高含硫氣井產氣剖面測井解釋軟件，實現了對產氣剖面測井資料的精確解釋。在普光氣田，已完成了43井次的產氣剖面測井，測試成功率達100%，為摸清儲層縱向動用情況，制訂氣井的增產措施提供了科學的依據。

2 井下取樣及流體相態特征分析技術

針對超深、高含硫氣井井下工況特點，研制了高抗硫井下保壓取樣器，在普光氣田已完成了7井次的井下定點保壓取樣，取樣成功率和樣品合格率均達100%。

2.1 高抗硫井下保壓取樣器

自主設計并研制的國內首套高抗硫井下保壓取樣器，耐溫150 ℃，耐壓70 MPa。取樣器由取樣室、氮氣室及控制室3部分構成（圖2），在取樣室完成精準取樣，氮氣室實現精準保壓，控制室實現精準開啟。取樣器外徑為38 mm，長度為4.6 m，取樣體積為600 mL，重量為15 kg。

圖2 高抗硫井下保壓取樣器結構示意圖

在室內實驗的基礎上，確定了與硫化氫接觸的零件采用耐高溫、耐高壓、高抗硫的鈦合金TC4，其化學組成如表1所示。

2.2 流體相態變化規律及硫沉積規律

在普光高含硫氣田，利用研制的取樣器，進行了井下取樣，開展了露點壓力測定、單次閃蒸、恒質膨脹和熱膨脹等實驗，研究了高含硫氣體的相態特征；通過開展硫溶解度室內實驗，研究硫溶解度變化規律，明確影響硫溶解度的敏感性因素。

相態實驗研究結果表明：隨著H2S含量增加，高含硫氣體混合物的臨界點偏向相圖右上方，且對應溫度最高接近0 ℃，即在氣藏的開采過程中不會有液相析出；高含硫氣體的偏差系數、體積系數及壓縮系數都較常規氣體的對應參數低，且H2S含量越高數值越低，如圖3所示，H2S含量越高，氣體偏差系數的曲線位置越靠下，反之則靠上。

表1 鈦合金TC4化學組成表

圖3 氣體偏差系數與壓力的關系曲線圖

硫溶解度室內實驗結果表明：在同一溫度下，隨著壓力降低，地層中多硫化物不斷分解成硫化氫和單質硫，天然氣中單質硫析出，硫溶解度降低；在同一壓力下，溫度越低，硫溶解度越低（圖4）；碳原子數越低，硫溶解度越低（圖5）。壓力、溫度、H2S含量和碳原子數是影響硫溶解度的主要因素。

通過計算得到氣井在不同產氣量下井筒壓力、溫度的分布，結合井筒中硫溶解度和臨界懸浮流速的分布（圖6），確定出：在普光氣田，當地層壓力下降至29.5 MPa時地層中有單質硫析出，氣井產氣量高于20×104m3/d時井筒中不會產生硫沉積。

圖4 不同溫度下硫溶解度與壓力的關系曲線圖

圖5 不同烴類組分下硫溶解度與溫度的關系曲線圖

3 水侵動態預測及產水層位識別技術

圖6 普光氣田氣井硫沉積診斷曲線圖

由于普光氣田存在邊水，且裂縫局部發育，氣藏易受到水侵影響[10]。為此，建立了水侵動態預測模型，準確預測氣井出水時間，然后通過優化、調整氣井工作制度以控制水侵速度，延長氣井的無水采氣期。同時，應用氣井水侵層位識別技術，準確識別出水層位，及時采取堵水措施，使氣井產能得到迅速恢復。

3.1 凝析水液氣比及水質Stiff圖識別氣井水侵狀況

依據普光氣田地層壓力、溫度和流體取樣分析數據，建立了地層壓力、溫度、NaCl含量等參數與凝析水液氣比的經驗關系式，以確定不同地層壓力下的凝析水液氣比，即

其中

式中Rwgr表示凝析水液氣比，m3/104m3；A表示擬合系數，無量綱；T表示氣藏溫度，℃；B表示擬合系數，無量綱；fsc表示含鹽量校正系數，無量綱；pR表示地層壓力，MPa；σ表示產出水中NaCl含量。

根據氣井凝析水液氣比及水質Stiff圖（以下簡稱Stiff圖），識別氣井水侵狀況。由Stiff圖可以看出，當沒有發生水侵時，Stiff圖呈“柱狀”（圖7-a）；當發生水侵時，Stiff圖由“柱狀”變為“傘狀”（圖7-b）。若水侵加強，則“傘面”加寬。

3.2 水侵動態預測模型

基于物質平衡法建立了水侵動態預測模型，計算出水體平面推進距離和水體上升高度，結合氣井射孔層段找到有出水跡象的氣井，及時進行工作制度的調整以控制水侵速度。在普光氣田應用該模型進行了水侵動態預測，從而對氣藏邊部氣井的工作制度進行及時優化和調整，使氣井無水采氣期延長4～24個月。

3.3 氣井產水層位識別技術

圖7 普光氣田主體區2口氣井水質Stiff圖

應用氣井產水層位識別技術，準確識別出普光氣田P103-1井、P103-4井、P104-1井及P105-2井等4口氣井的產水層位，與各井的產出剖面測試結果進行對比，產水層位一致。在此基礎上，及時制訂并實施治水復產方案，取得了良好效果。

P103-1井在識別出產水層位后，通過實施堵水方案，氣井日產氣量恢復到20×104m3，日產水量下降305.1 m3，日節約水處理成本8.24萬元，截至2018年7月，累產氣量已增加1.441 5×108m3，至生產末期，該井累產氣量預計可增加3.2×108m3。

4 氣井產能測試及評價技術

集成 “井下永置式壓力計＋繩纜輸送＋井口變流量”測試技術，并在現場應用，實現了氣井產能測試全覆蓋。建立了考慮硫化氫濃度變化的井底壓力計算模型和考慮地層硫析出傷害的試井解釋模型，以保證氣井產能的準確評價，為配產的及時優化提供科學的依據。

根據氣井不同的特點，采用針對性的測試技術進行產能測試。分別在氣藏構造高、低部位選擇有代表性的直井（P3011-5井、P104-1井），下入永置式壓力計，實現了氣井全生命周期壓力和溫度的連續監測；繩纜輸送測試則適用于中、小斜度（井斜角小于60°）氣井，采用“伽馬＋磁定位＋溫度＋壓力”組合，準確錄取井下壓力、溫度和流體分布等資料；井口變流量測試可應用于無法開展井下測試的氣井，如大斜度井、水平井，完井管柱復雜的直井等。

高含硫氣藏開發過程中硫化氫濃度不斷升高[14]，由此建立了基于硫化氫濃度變化的井底壓力計算模型以提高井底壓力計算的精度。隨著地層壓力下降，硫熔點逐漸降低，硫以液態形式析出[15]，氣相占用的孔隙空間減少，通過建立考慮硫析出傷害的試井解釋模型，可求取不同時間的氣相滲透率。在此基礎上，對普光氣田氣井的產能變化進行跟蹤評價，實時優化、調整單井配產，以實現氣田的合理高效開發。

5 開發監測安全控制技術

設計了繩纜式超高壓氣密封多級防泄漏控制系統，動態氣密封壓力達50 MPa，同時研發了防噴裝置余氣處置工藝[16]，實現了普光氣田143井次的測試作業“零泄漏、零污染”。

5.1 超高壓氣密封多級防泄漏控制系統

針對鋼絲由于盤根磨損導致封壓效果變差的風險，設計了“盤根密封＋注脂流管＋內嵌式防噴塞”三級防泄漏控制系統；針對高含硫氣井電纜測試的防泄漏難題，創新設計了“雙注入端口＋雙注脂橇＋多流管”動態密封防泄漏控制系統。兩套防泄漏控制系統動態氣密封壓力均達到50 MPa，確保了普光氣田超深、高含硫氣井測試的防泄漏控制。

5.2 防噴裝置余氣處置工藝

設計了防噴裝置“快速泄壓＋余氣置換”余氣處置工藝（圖8），研發了硫化氫余氣置換液，實現了高含硫氣井測試后防噴裝置內高壓余氣的快速無害化處理，確保有毒殘留余氣“零泄漏”。

圖8 普光氣田高含硫氣井防噴裝置余氣處置工藝圖

6 應用效果

1）通過預測氣藏邊部氣井見水時間，及時優化、調整氣井工作制度，使氣井無水采氣期延長4～24個月。

2）準確識別產水氣井的出水層位，制訂并實施堵水措施，大幅降低氣井產水量，恢復氣井產能，延長了氣井生產期。根據P103-1井、P103-4井、P104-1井及P105-2井等4口氣井的測試結果，找到了出水層位，通過在P103-1井、P105-2井等2口氣井實施堵水作業，使氣井恢復了正常生產，預計堵水后氣井可延長1～2年的無水采氣期，生產時間可延長3.75年，單井平均累產氣量可增加2.45×108m3，合計累產氣量可增加9.8×108m3。

3）準確掌握氣井產出狀況，制訂并實施針對性增產增儲措施，取得顯著效果。根據P201-2井產氣剖面測井解釋結果，提出了“井筒沖洗解堵＋酸壓”措施，措施實施后，在相同油壓條件下日產氣量由40×104m3提高到80×104m3，目前累計采氣量已增加3.2×108m3。截至2018年5月，已實施井筒解堵15井次，重復酸壓2井次，使氣井產能增加253×104m3/d，累計產氣量増加9.2×108m3。

4）落實了氣藏不同層系儲量動用狀況及未動用儲量分布，提出針對性調整方案，大幅提高了氣田儲量動用程度。其中飛三段由于物性差且井網控制程度低，導致儲量動用程度低；長興組由于儲層非均質性強，且部分氣井井筒堵塞，導致儲量動用程度低。通過在飛三段部署6口新井，在長興組安排10口過油管深穿透射孔措施井，預計可動用儲量將增加251.7×108m3，穩產期延長3年，預測期末采出程度提高6.3%。

7 結論

1）所研制的高抗硫產氣剖面測井儀器耐溫175℃、耐壓105 MPa，結合高含硫氣井產氣剖面測井解釋軟件的應用，實現了產氣剖面測井資料的精確解釋，在普光氣田完成了43井次的產氣剖面測井，成功率達100%。

2）研制的高抗硫井下保壓取樣器耐溫150 ℃、耐壓70 MPa，在普光氣田完成了7井次的井下保壓取樣，成功率達100%。

3）普光氣田地層壓力下降至29.5 MPa時有單質硫析出，氣井產氣量高于20×104m3/d時不會產生硫沉積。

4）應用水侵動態預測模型，可準確預測氣井出水時間，通過優化、調整氣井工作制度以控制水侵速度，延長氣井的無水采氣期。

5）應用氣井產水層位識別技術，準確識別了4口氣井的產水層位，且與各井的產出剖面測試結果一致。

6）集成“井下永置式壓力計＋繩纜輸送＋井口變流量”測試技術，實現了氣井產能測試全覆蓋，同時建立了基于硫化氫濃度動態變化的井底壓力計算模型和考慮地層硫析出傷害的試井解釋模型以準確評價氣井產能。

7）設計了繩纜式超高壓氣密封多級防泄漏控制系統，動態氣密封壓力達50 MPa，同時研發了防噴裝置余氣處置工藝，實現了普光氣田143井次的測試作業“零泄漏、零污染”。