阿姆河右岸三高老井修復可行性論證

譚刻明, 張 強, 譚 睿

(1中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司 2中國石油川慶鉆探工程有限公司頁巖氣項目部)

阿姆河天然氣項目是中石油最大的海外天然氣項目，是西氣東輸主力供氣氣源之一。在第一期產能建設中，薩曼杰佩氣田老井修復建產發揮了關鍵作用，B區塊主力氣田有大量的已鉆探井，且部分井測試獲得高產，如何在第二期產能建設中安全有效地利用老井修復建產就顯得十分重要。通過對老井基本情況進行統計分析可知，它們不僅是勘探井，在井筒的設計和套管材質方面與開發井的要求存在一定差距，而且它們具有“三高” 的特征(高壓、高酸性氣體分壓和高風險)，在修復建產方面它們與薩曼杰佩氣田老井之間有明顯差別。要實現老井修復建產達到安全高效的目的，在借鑒第一期老井修復建產成功經驗的基礎上對老井修復可行性進行論證，分析其安全風險和技術難點，從而制定合理的修復技術方案[1]。

一、阿姆河右岸B區老井特征分析

阿姆河右岸氣田B區共有131口探井，它們分布在32個區塊上，按照是否報廢和有無產能等情況進行初步分類統計[2]，其結果是：①有37口報廢井，其中9口為地質報廢井，28口為工程報廢井，工程報廢率高達21.4%，工程報廢比例相當高，表明該地區工程地質特征非常復雜，其原因為高壓含硫溶洞-裂縫儲層的壓力窗口窄和存在巨厚高壓鹽膏層(局部地層內含高壓鹽水)，易發生井漏、井噴、卡鉆等事故，在后期修井和勘探開發施工時需要注意此問題；②11口井進行過中途測試，沒有獲得產能，也未進行完井測試；③56口完井測試沒有獲得油氣產能井；④27口井測試獲得產能，它們分別在13區塊。為便于論證老井修復的可行性，對27口有產能井的基本參數進行統計分析，其結果見表1。由表1可知其主要特征為：①它們都屬于勘探性質的井；②除根吉別克、麥捷讓、涅列齊姆和亞希爾杰佩四個區塊上8口老井屬于正常壓力系數或異常低壓，它們的壓力系數與薩曼杰佩的相近；其余大部分區塊上老井的氣層壓力超過60 MPa、壓力系數在1.70以上、壓井液密度大于1.90 g/cm3，屬于異常高壓氣田；③產出的天然氣均含有一定的硫化氫和二氧化碳，計算其分壓非常高(H2S分壓：0.005～0.165 MPa， CO2分壓>1.86 MPa)，加上氣層產出一定量的水，具備嚴重腐蝕的條件；④采用水泥塞進行封井，氣田沒有進行投產。由于薩曼杰佩氣田屬于正常壓力系數，已經成功修復建產，所以對B區主要討論“三高”探井修復建產的可行性，下面先從它們中選出可能修復的老井。

二、阿姆河右岸B區老井評價及選井

老井修復建產的評價選井需要考慮3個主要因素：①測試產氣量和儲層厚度。這是老井修復建產的必要條件，只有產氣量和儲層厚度均達到一定要求，老井修復后才有開采價值[3]；②封井時間。這是老井修復建產的充分條件，因產出氣體含有酸性氣體，對井下套管有一定的腐蝕作用，加上地層對井下套管也有一定的腐蝕作用，如果老井封井時間過長，井筒完整性可能存在問題，無法保證修復后正常開采[4]；③氣層產水量和氣/水層關系、修井工藝難度,這兩個方面決定修復建產的工藝難度和成本，如果修復建產工藝難度太大，成本太高，就沒有修復的必要[5]。通過綜合考慮這3個因素，并參考老井修復建產的相關文獻，制定一個阿姆河右岸B區老井評價選井的標準(見表2)。該標準將老井分為三類，一類井不僅具有一定產氣量，而且采用單一的較大直徑生產套管，可以優先考慮修復；其次考慮修復二類井， 三類井則不考慮修復。按照此標準對有產能27口老井進行分類，其結果見表3，由表3可知,一類井有6口；二類井有10口；三類井有11口。歸屬于三類井的11口老井有三方面原因：一是試氣產氣量太低(低于5×104m3/d)，修復后對產能貢獻不大，沒有修復的必要性，這類井有5口(C-1、D-2、F-1、H-2和I-3)；二是老井封井時間超過35年，生產套管可能已嚴重腐蝕，修復后開采存在安全隱患，沒有達到修復的充分條件，這類井有5口(H-1、H-2、H-3、I-3、J-2和J-1)；三是上部井段為?139.7 mm生產套管，套管內徑小于安全閥外徑，無法安裝井下安全閥，沒有達到修復的充分條件，這類井有2口(D-1和K-1)。

表1 阿姆河右岸B區有產能27口老井基本參數統計表

注:②表示兩層測試合計產量，③表示三層測試合計產量，④表示四層測試合計產量。

表2 阿姆河右岸B區老井修復評價選井標準

表3 阿姆河右岸B區老井修復評價選井結果

備注：②③④表示測試產氣量合計的層數。

三、阿姆河右岸B區老井井筒抗內壓強度評價

阿姆河右岸B區老井屬于勘探井，按照勘探井進行設計施工，只限于完成勘探目標任務；這些井沒有按照開發井進行井筒的設計和選擇抗酸性氣體腐蝕的套管材質。為此，對生產套管鋼級和壁厚進行統計，選擇抗內壓強度最小的生產套管進行抗內壓強度校核，只有當強度與內壓力的比值達到1.1才能滿足抗內壓強度要求，其結果見表4。

由表4可知：16口中只有3口井(I-1 、L-4和B-1)的抗內壓屈服強度與內壓力的比值小于1，這表明在內壓力的作用下生產套管有可能發生破裂，沒有達到井筒完整性的要求；其余11口井的抗內壓屈服強度與內壓力的比值大于1.1，滿足抗內壓設計系數1.1的要求。這些計算結果是基于新套管的強度參數，即沒有考慮套管的磨損和腐蝕導致套管抗內壓的降低作用，又沒有考慮水泥環有增加套管強度的作用。當年完井時井筒試壓雖然能夠滿足井筒試壓要求，但是該試壓僅能代表當時井筒承受液體壓力的情況，且試壓時間較短。在統計生產套管鋼級時，發現套管鋼級類型多，但是以C-75為主；雖然大多數生產套管具有一定的抗酸性氣體腐蝕能力，但是按照現在酸性氣井套管材質選擇標準，套管材質的抗酸性氣體腐蝕級別不夠，這需要引起高度重視。部分井存在套間壓，這表明生產套管的固井質量存在一些問題。因此，在修井過程中應加強生產套管腐蝕和磨損程度的評估，并利用井筒承壓試驗確定井筒承壓強度的合理值，以保證修復后井筒承壓能力滿足開采要求[6]。

表4 阿姆河B區一、二類井井筒抗內壓評價結果

四、阿姆河右岸B區老井修井工藝難度分析

由于老井生產套管內徑受限，加上高壓氣井的井控需要高密度完井液；在修井過程中可能遇到的修復工藝難題有：①鉆水泥塞的高泵壓難題,大部分老井采用?168.3 mm+?139.7 mm組合生產套管，在鉆水泥塞過程中需要使用?88.9 mm+?73 mm組合鉆柱，高密度鉆井液的黏切高，鉆水泥塞就可能造成泵壓長期超過20 MPa以上，導致蹩泵和刺壞鉆桿事故，造成小井眼落魚并最終可能導致井眼報廢；②完井管柱下入難題,酸性氣井的完井管柱必須帶永久封隔器，完井封隔器外徑與生產套管內徑168.3 mm之間單邊最小間隙僅有2.7～5.8 mm，完井封隔器外徑與生產套管內徑139.7 mm之間單邊最小間隙更小2.3～3.7 mm；在高密度高黏切完井液中下入完井管柱時形成的壓力激動大，一方面可能造成封隔器中途坐封，導致完井作業失敗或因井眼落魚而報廢；另一方面也可能在此條件下造成永久封隔器坐封不嚴，導致環空帶壓，從而導致酸性氣體長期腐蝕生產套管所帶來的井筒失控的風險。高密度完井液和小井眼修井完井作業是老井修復的工藝難點，可能造成修井失敗或小井眼修井作業事故導致井眼報廢。

五、結論及建議

(1)雖然老井的井數多，但是屬于勘探井，其中有產能的井數非常有限，而且它們多數具有“三高”特征。

(2)按修復的必要條件、充分條件和修井工藝難度對有產能的老井修復可行性進行分類，一、二和三類井數分別為：6口、10口和11口，其原因有三個方面，第一是有些井的產能太低，第二是封井時間過長，第三是生產套管內徑太小。

(3)為保證安全修復及開采的正常進行，抗內壓強度評價表明有3口井沒有達到要求，當年完井時井筒試壓滿足抗內壓要求。

(4)高密度完井液和小井眼修井完井作業是老井修復工藝難點，有可能造成修復失敗或小井眼修井作業事故導致井眼報廢。

(5)由于生產套管鋼級抗酸性氣體腐蝕能力不夠，封井時間較長，在修井時需要重新進行井筒試壓評價，并以此作為依據。

(6)由于B區老井為“三高”探井，井筒和井口的完整性可能存在缺陷，修井難度大。為確保“三高”老井修復的安全、高效和可操作性，以標準為指導、以安全為核心、以增產增效為目標是老井修復指導思想。