四川超深海相氣藏探井測試難點及對策

何世云

(中石化西南石油工程有限公司井下作業分公司)

當今社會對油氣資源需求量日益擴大，目前探明儲量及開采量有限，客觀上要求油氣勘探逐步向超深層發展。川東北地區茅口組-燈影組是目前超深層勘探的主力層位，氣藏埋深6 600～8 500 m，預測最高地層壓力達150 MPa，地層溫度180℃，且含有H2S[1]。對于井更深、溫度及壓力更高的茅口組-燈影組氣藏，前期普光氣田、元壩氣田所采用的探井APR測試工藝已不能滿足超深層測試需要，尤其需解決測試工具承壓不足、橡膠密封高溫失效、高密度鉆井液沉淀、管柱埋卡等問題。本文針對探井測試難點，從測試工具和測試工藝兩方面進行研究，經過系統工業化實踐，形成了適用于超深層海相氣井的測試聯作工藝，為超深氣藏的勘探測試評價提供了技術支撐。

一、測試難點及風險

超深層探井以APR“射孔-酸壓-測試”聯作為主要工藝，受超深層復雜地質特征影響，測試工具和測試工藝均面臨諸多難點，需從測試工具性能、管柱結構及配套測試工藝等方面進行改進和優化，以確保測試工具正常工作、測試作業安全進行。

1.測試工藝難點

(1)測試管柱受力復雜，軸向變形大，嚴重影響RTTS封隔器可靠性。目前國內外對測試聯作管柱進行了大量的模擬力學分析，而超深、高溫、高壓條件下以測試工具和復合油管組合的酸壓測試聯作管柱變形大，不同工況下超深測試管柱變形量計算和控制難度大[2]。以YB1井為例，酸壓改造階段測試管柱最大軸向變形量達9.40 m，管柱失效風險極高。

(2)采用APR“射孔-酸壓-測試”三聯作工藝，測試管柱需經歷入井坐封、射孔、酸壓、放噴、測試、打閥及壓井、堵漏等多個工序。其中，射孔時在井底形成瞬間異常高壓和低壓，管柱正反壓差超過70 MPa，易導致RTTS封隔器失封、芯軸塑性損傷等異常情況。

(3)在170℃～180℃高溫下，鉆井液穩定性較差，作業周期長，沉淀卡埋風險大。尤其針對海相碳酸鹽巖地層，地層發育以裂縫和溶洞為主，酸壓測試后普遍需壓井堵漏，高溫下鉆井液沉淀以及堵漏材料返吐堆積易導致管柱卡埋。

2.測試工具面臨挑戰

(1)井深超深，深度6 600～8 500 m，超深井管柱受力復雜，管柱設計計算難度極大，可借鑒的實踐經驗少，油管及工具可選擇范圍小。

(2)地層產出H2S、CO2等酸性氣體與注入酸液在井筒內混合，腐蝕性強、機理復雜，對測試工具及其橡膠密封材質的耐腐蝕性要求高。

(3)地層溫度過高，常用的丁晴橡膠、氫化丁晴橡膠、氟橡膠在井溫160℃以上的環境中易發生封隔器膠筒及工具橡膠密封件變形、開裂、硬化及碳化，引起管柱密封失效問題。

(4)酸壓改造和循環閥操作存在工具擠毀風險。測試管柱井底絕對內壓大于180 MPa，環空壓力大于140 MPa，現有測試工具中的RD循環閥、RDS循環閥相關機構承壓不足，耐井底絕對壓力小于160 MPa，耐絕對環空壓力小于140 MPa，存在擠毀風險，無法滿足超深海相氣藏探井需求。

二、技術對策

針對測試面臨的系列技術難題，通過測試管柱及工藝優化、管柱力學分析、工具結構及強度優化、高溫橡膠密封材質優選等技術手段，形成了一套適用于超深層探井的APR測試聯作工藝。

1.管柱組合及工藝優化

根據超深層海相氣藏高溫、高壓、含H2S、超高施工壓力和工藝現狀，優化了測試管柱結構和APR測試工藝。

對于顯示較好儲層，為減少鉆井液傷害、加快評價進程，優先采用APR“射孔-酸壓-測試”三聯作工藝，必要時可通過操作測試工具替入加重酸，但該工藝存在射孔沖擊載荷導致測試工具或套管損壞風險，可能導致管柱卡埋等復雜情況。

為減少射孔槍在高溫、高含H2S條件下滯留時間，降低防硫材質射孔器材成本和測試管柱卡埋概率，將部分井APR測試三聯作改為兩聯作，即單獨下一趟射孔管柱，壓井后更換APR酸壓-測試管柱進行兩聯作施工，提高施工成功率。其中，OMNI閥、LPR-N閥因技術原理和結構特點，要求液柱壓力在100 MPa內，在鉆井液中下入深度有一定局限[3]。

超深層海相氣井APR測試三聯作及兩聯作管柱結構如圖1、圖2所示。

圖1 APR射孔—酸壓—測試三聯作管柱圖

圖2 APR酸壓—測試兩聯作管柱圖

2.測試管柱設計

2.1 管柱力學分析

針對超深層海相氣井測試管柱，綜合分析鼓脹、溫度、屈曲、活塞等“四個力學效應”及其帶來的軸向變形，結合酸壓測試工況，建立力學分析模型，以“四個效應”為理論基礎，建立力學分析模型，并在測試實踐中不斷修正，以準確計算不同工況下的管柱變形與受力情況[4]。

(1)按照施工泵壓95 MPa(環空限壓45 MPa)，施工排量1～5 m3/min，酸液密度1.1 g/cm3，封隔器坐封井深6 200 m計算測試管柱三軸安全系數情況，見表1。

表1 某超深井管柱試擠、酸壓工況力學計算結果

(2)按照排液后求產時日產量分別為0.5×104m3、2×104m3、10×104m3、20×104m3、50×104m3的工況，校核測試管柱三軸安全系數情況，見表2。

表2 某超深井管柱排液求產工況力學計算結果

計算結果表明，封隔器以上測試管柱軸向受力最薄弱點階段為低排量下試擠、難以壓開地層的工況，該階段測試管柱安全系數最低。計算不同排量下管柱變形量如表3所示。

表3 泵壓95 MPa下管柱變形量數據表

通過計算酸壓工況時管柱總變形量縮短約4.2～5.9 m，綜合考慮理論計算結果和實際施工情況，因此采用2組伸縮短節，一組用以平衡酸壓改造引起的管柱收縮，一組用以平衡下壓坐封、放噴時的管柱伸長，提高管柱三軸應力安全系數，并根據不同的工況，控制環空壓力，減少管柱在井筒中的形變，提高測試管柱的安全性。

2.2 測試油管及材質優選

根據超深層海相APR測試實際情況，從射孔至測試結束壓井提管柱，管柱暴露在H2S環境中時間不超過15 d，屬于短期測試，折算其腐蝕速率為0.019 mm/d，110SS材質可以滿足勘探井短期測試評價[5]。經強度校核，結合測試工藝需要，形成了超深海相探井測試油管推薦組合，見表4。

表4 超深海相探井測試油管推薦組合

3.測試工具優化改進

3.1 密封膠筒及密封件優選

膠筒是RTTS封隔器的核心部件，通過施加壓縮負荷使其外徑脹大，與井壁緊貼，起到密封和隔離作用。井下壓力、溫度、流體性質是引發膠筒失效的主要因素。結合超深層海相氣藏特點和測試工藝現狀，優選出的封隔器膠筒結果見表5。

表5 封隔器膠筒及橡膠密封件性能參數表

對比石油類主要橡膠高溫下的耐腐蝕性，進口氟橡膠和四丙氟橡膠(AFLAS)的耐酸、耐堿、耐強氧化劑等性能更優，同等條件下，使用壽命更長。四川地區超深探井APR測試推薦使用進口氟橡膠或四丙氟橡膠密封材料，滿足地層溫度160℃～180℃條件下測試工具及管柱密封要求[6]。

3.2 工具強化改進

超深層酸壓采用高壓-超高壓施工，施工限壓95～115 MPa，則井下7 000～8 000 m附近測試工具承受絕對內壓可達195 MPa；按照RTTS封隔器推薦工作壓差60 MPa計算，酸壓改造期間環空平衡壓力可達55 MPa，操作破裂盤工具時井底環空絕對壓力達140 MPa；此外，射孔槍起爆后井底形成高壓(能量聚集)及低壓(穿透地層)和部分氣井特殊條件，直接導致封隔器芯軸及膠筒壓差達70 MPa以上。

APR測試工具配套的原裝RDS循環閥、RD循環閥、RTTS封隔器等工具承壓性能遠不能達到上述參數指標。通過優選防硫耐酸、強度更高的材質，優化本體結構及尺寸方式對測試工具本體、芯軸進行強化改進，大幅提高其絕對承壓能力和工作壓差，其中，自主創新研發的小井眼耐高溫高壓差封隔器耐壓差提升至85 MPa，耐溫提升至200℃，芯軸抗拉提升至1 000 kN，RDS/RD循環閥耐絕對壓力提升至186～230 MPa，滿足了四川超深層海相氣藏氣井測試聯作需要。

3.3 局部結構及通徑優化

超深層海相氣井測試聯作關鍵工序簡明，配套工藝復雜。高產天然氣無阻低阻流動、大排量酸壓改造、連續油管作業、堵漏壓井等要求所有測試工具為全通徑。

經過一系列局部結構及通徑優化后，所有小尺寸測試工具達到通徑大于38 mm、耐壓差85 MPa、抗拉1 000 kN指標，同時測試管柱滿足外置32 mm規格30K級別電子壓力計以及大排量酸壓和連續油管、壓井堵漏等作業需要。

4.鉆井液及堵漏材料工藝優化

高溫鉆井液沉淀及堵漏材料是超深海相井APR測試管柱埋卡的兩大因素。為提高測試效率，因此對壓井鉆井液提出了如下要求：24 h靜止密度差≤0.03，除硫劑3%～8%(視現場H2S含硫調節)，機械雜質≤0.2%，pH≥11，失水≤5 mL。

此外，超深層海相屬于碳酸鹽巖地層，改造測試后均存在漏失現象，則不可避免需進行堵漏。前期采用的堵漏材料主要為1～5 mm核桃殼，核桃殼溶蝕率不足30%，該堵漏配方雖堵漏效果好，但對于管柱埋卡解卡以及后期投產解堵均是一大難題。因此優化設計了一套酸溶性堵漏材料(見表6)，如管柱埋卡及后期產層解堵均可采用泡酸解堵解卡。

表6 兩種超深井堵漏材料配方

在多口超深井酸壓測試后期堵漏實踐基礎上，優化形成了以 “填、細、凈、活、快”為特點的堵漏工藝，解決了高漏失儲層防卡埋難題。

三、應用案例

CS1井是一口超深探井，采用套管完井，完鉆井深8 420 m，測試層為燈影組，測試井段8 149～8 191 m。主要技術風險為高溫引起測試工具橡膠密封失效、管柱失封和超深、高壓導致的測試工具特殊機構受壓擠毀。

本層采用?88.9 mm×9.52 m+?88.9 mm×6.45 m+?73 mm×5.51 m+APR測試工具+XCHTP-1封隔器組合，在坐封井深7 840 m，最高改造壓力113 MPa、井底絕對壓力191 MPa、地層溫度175℃條件下，成功完成了射孔酸壓測試作業。

四、結論建議

(1)通過自主研發及強化改進后的測試工具及小井眼封隔器，性能指標達到耐壓差85 MPa，耐溫200℃，同時封隔器膠筒及其他橡膠密封件優選耐溫>200℃的高性能四丙氟橡膠，滿足在井深6 600～8 500 m超深海相氣藏探井的作業需求。

(2)形成的以“多工況多應力場管柱形變分析與優化設計、工具改進強化、堵漏壓井防卡埋”為核心的超深探井測試技術，解決了管柱密封失效、卡埋、封隔器失封等難題，實現了射孔、改造、測試工藝一體化作業，為“超深”氣藏快速勘探評價提供了技術保障。

(3)通過在CS1、MS1等井的成功應用，表明優化形成的測試聯作工藝可在超深探井中推廣應用。