四川超深海相气藏探井测试难点及对策

2020-08-27何世云

钻采工艺 2020年3期

何世云

(中石化西南石油工程有限公司井下作业分公司)

当今社会对油气资源需求量日益扩大，目前探明储量及开采量有限，客观上要求油气勘探逐步向超深层发展。川东北地区茅口组-灯影组是目前超深层勘探的主力层位，气藏埋深6 600～8 500 m，预测最高地层压力达150 MPa，地层温度180℃，且含有H2S[1]。对于井更深、温度及压力更高的茅口组-灯影组气藏，前期普光气田、元坝气田所采用的探井APR测试工艺已不能满足超深层测试需要，尤其需解决测试工具承压不足、橡胶密封高温失效、高密度钻井液沉淀、管柱埋卡等问题。本文针对探井测试难点，从测试工具和测试工艺两方面进行研究，经过系统工业化实践，形成了适用于超深层海相气井的测试联作工艺，为超深气藏的勘探测试评价提供了技术支撑。

一、测试难点及风险

超深层探井以APR“射孔-酸压-测试”联作为主要工艺，受超深层复杂地质特征影响，测试工具和测试工艺均面临诸多难点，需从测试工具性能、管柱结构及配套测试工艺等方面进行改进和优化，以确保测试工具正常工作、测试作业安全进行。

1.测试工艺难点

(1)测试管柱受力复杂，轴向变形大，严重影响RTTS封隔器可靠性。目前国内外对测试联作管柱进行了大量的模拟力学分析，而超深、高温、高压条件下以测试工具和复合油管组合的酸压测试联作管柱变形大，不同工况下超深测试管柱变形量计算和控制难度大[2]。以YB1井为例，酸压改造阶段测试管柱最大轴向变形量达9.40 m，管柱失效风险极高。

(2)采用APR“射孔-酸压-测试”三联作工艺，测试管柱需经历入井坐封、射孔、酸压、放喷、测试、打阀及压井、堵漏等多个工序。其中，射孔时在井底形成瞬间异常高压和低压，管柱正反压差超过70 MPa，易导致RTTS封隔器失封、芯轴塑性损伤等异常情况。

(3)在170℃～180℃高温下，钻井液稳定性较差，作业周期长，沉淀卡埋风险大。尤其针对海相碳酸盐岩地层，地层发育以裂缝和溶洞为主，酸压测试后普遍需压井堵漏，高温下钻井液沉淀以及堵漏材料返吐堆积易导致管柱卡埋。

2.测试工具面临挑战

(1)井深超深，深度6 600～8 500 m，超深井管柱受力复杂，管柱设计计算难度极大，可借鉴的实践经验少，油管及工具可选择范围小。

(2)地层产出H2S、CO2等酸性气体与注入酸液在井筒内混合，腐蚀性强、机理复杂，对测试工具及其橡胶密封材质的耐腐蚀性要求高。

(3)地层温度过高，常用的丁晴橡胶、氢化丁晴橡胶、氟橡胶在井温160℃以上的环境中易发生封隔器胶筒及工具橡胶密封件变形、开裂、硬化及碳化，引起管柱密封失效问题。

(4)酸压改造和循环阀操作存在工具挤毁风险。测试管柱井底绝对内压大于180 MPa，环空压力大于140 MPa，现有测试工具中的RD循环阀、RDS循环阀相关机构承压不足，耐井底绝对压力小于160 MPa，耐绝对环空压力小于140 MPa，存在挤毁风险，无法满足超深海相气藏探井需求。

二、技术对策

针对测试面临的系列技术难题，通过测试管柱及工艺优化、管柱力学分析、工具结构及强度优化、高温橡胶密封材质优选等技术手段，形成了一套适用于超深层探井的APR测试联作工艺。

1.管柱组合及工艺优化

根据超深层海相气藏高温、高压、含H2S、超高施工压力和工艺现状，优化了测试管柱结构和APR测试工艺。

对于显示较好储层，为减少钻井液伤害、加快评价进程，优先采用APR“射孔-酸压-测试”三联作工艺，必要时可通过操作测试工具替入加重酸，但该工艺存在射孔冲击载荷导致测试工具或套管损坏风险，可能导致管柱卡埋等复杂情况。

为减少射孔枪在高温、高含H2S条件下滞留时间，降低防硫材质射孔器材成本和测试管柱卡埋概率，将部分井APR测试三联作改为两联作，即单独下一趟射孔管柱，压井后更换APR酸压-测试管柱进行两联作施工，提高施工成功率。其中，OMNI阀、LPR-N阀因技术原理和结构特点，要求液柱压力在100 MPa内，在钻井液中下入深度有一定局限[3]。

超深层海相气井APR测试三联作及两联作管柱结构如图1、图2所示。

图1 APR射孔—酸压—测试三联作管柱图

图2 APR酸压—测试两联作管柱图

2.测试管柱设计

2.1 管柱力学分析

针对超深层海相气井测试管柱，综合分析鼓胀、温度、屈曲、活塞等“四个力学效应”及其带来的轴向变形，结合酸压测试工况，建立力学分析模型，以“四个效应”为理论基础，建立力学分析模型，并在测试实践中不断修正，以准确计算不同工况下的管柱变形与受力情况[4]。

(1)按照施工泵压95 MPa(环空限压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计算测试管柱三轴安全系数情况，见表1。

表1 某超深井管柱试挤、酸压工况力学计算结果

(2)按照排液后求产时日产量分别为0.5×104m3、2×104m3、10×104m3、20×104m3、50×104m3的工况，校核测试管柱三轴安全系数情况，见表2。

表2 某超深井管柱排液求产工况力学计算结果

计算结果表明，封隔器以上测试管柱轴向受力最薄弱点阶段为低排量下试挤、难以压开地层的工况，该阶段测试管柱安全系数最低。计算不同排量下管柱变形量如表3所示。

表3 泵压95 MPa下管柱变形量数据表

通过计算酸压工况时管柱总变形量缩短约4.2～5.9 m，综合考虑理论计算结果和实际施工情况，因此采用2组伸缩短节，一组用以平衡酸压改造引起的管柱收缩，一组用以平衡下压坐封、放喷时的管柱伸长，提高管柱三轴应力安全系数，并根据不同的工况，控制环空压力，减少管柱在井筒中的形变，提高测试管柱的安全性。

2.2 测试油管及材质优选

根据超深层海相APR测试实际情况，从射孔至测试结束压井提管柱，管柱暴露在H2S环境中时间不超过15 d，属于短期测试，折算其腐蚀速率为0.019 mm/d，110SS材质可以满足勘探井短期测试评价[5]。经强度校核，结合测试工艺需要，形成了超深海相探井测试油管推荐组合，见表4。

表4 超深海相探井测试油管推荐组合

3.测试工具优化改进

3.1 密封胶筒及密封件优选

胶筒是RTTS封隔器的核心部件，通过施加压缩负荷使其外径胀大，与井壁紧贴，起到密封和隔离作用。井下压力、温度、流体性质是引发胶筒失效的主要因素。结合超深层海相气藏特点和测试工艺现状，优选出的封隔器胶筒结果见表5。

表5 封隔器胶筒及橡胶密封件性能参数表

对比石油类主要橡胶高温下的耐腐蚀性，进口氟橡胶和四丙氟橡胶(AFLAS)的耐酸、耐碱、耐强氧化剂等性能更优，同等条件下，使用寿命更长。四川地区超深探井APR测试推荐使用进口氟橡胶或四丙氟橡胶密封材料，满足地层温度160℃～180℃条件下测试工具及管柱密封要求[6]。

3.2 工具强化改进

超深层酸压采用高压-超高压施工，施工限压95～115 MPa，则井下7 000～8 000 m附近测试工具承受绝对内压可达195 MPa；按照RTTS封隔器推荐工作压差60 MPa计算，酸压改造期间环空平衡压力可达55 MPa，操作破裂盘工具时井底环空绝对压力达140 MPa；此外，射孔枪起爆后井底形成高压(能量聚集)及低压(穿透地层)和部分气井特殊条件，直接导致封隔器芯轴及胶筒压差达70 MPa以上。

APR测试工具配套的原装RDS循环阀、RD循环阀、RTTS封隔器等工具承压性能远不能达到上述参数指标。通过优选防硫耐酸、强度更高的材质，优化本体结构及尺寸方式对测试工具本体、芯轴进行强化改进，大幅提高其绝对承压能力和工作压差，其中，自主创新研发的小井眼耐高温高压差封隔器耐压差提升至85 MPa，耐温提升至200℃，芯轴抗拉提升至1 000 kN，RDS/RD循环阀耐绝对压力提升至186～230 MPa，满足了四川超深层海相气藏气井测试联作需要。

3.3 局部结构及通径优化

超深层海相气井测试联作关键工序简明，配套工艺复杂。高产天然气无阻低阻流动、大排量酸压改造、连续油管作业、堵漏压井等要求所有测试工具为全通径。

经过一系列局部结构及通径优化后，所有小尺寸测试工具达到通径大于38 mm、耐压差85 MPa、抗拉1 000 kN指标，同时测试管柱满足外置32 mm规格30K级别电子压力计以及大排量酸压和连续油管、压井堵漏等作业需要。

4.钻井液及堵漏材料工艺优化

高温钻井液沉淀及堵漏材料是超深海相井APR测试管柱埋卡的两大因素。为提高测试效率，因此对压井钻井液提出了如下要求：24 h静止密度差≤0.03，除硫剂3%～8%(视现场H2S含硫调节)，机械杂质≤0.2%，pH≥11，失水≤5 mL。

此外，超深层海相属于碳酸盐岩地层，改造测试后均存在漏失现象，则不可避免需进行堵漏。前期采用的堵漏材料主要为1～5 mm核桃壳，核桃壳溶蚀率不足30%，该堵漏配方虽堵漏效果好，但对于管柱埋卡解卡以及后期投产解堵均是一大难题。因此优化设计了一套酸溶性堵漏材料(见表6)，如管柱埋卡及后期产层解堵均可采用泡酸解堵解卡。