川西海相超深含硫大斜度井測試技術

劉虎 楊曉莉 蘇鏢 蔣韋

關鍵詞：川西雷口坡組；高含硫；超深；測試；大斜度井

川西雷口坡組氣藏埋深5 700～6 300 m，儲層孔隙度低（平均值3.35%），滲透率低（平均值3.2×10?3μm），高含硫化氫（3.42%～5.45%），地層巖石應力高（90～130 MPa）。儲層分上下兩部分，上、下儲層厚度30～80 m 左右，有明顯隔層。為滿足提交儲量要求，需分別對雷口坡組上、下儲層進行測試。國內外超深含硫井普遍采用環空壓力響應測試器（APR） 進行測試［1-3］，區域直井采用APR 逐層測試，測試失效率達37%，考慮直井APR 測試一次成功率不高，大斜度井采用液壓封隔器進行測試，然而測試過程中密封失效、解封失敗、卡瓦落井等井下復雜事件頻發。下面以PZ3-5D 井為例，對井下復雜進行了深入分析，并提出了技術保障措施。

1 技術難點分析

PZ3-5D 井完鉆井深6 687.33 m，造斜點4 720m， 最大井斜78.8（°）/6 407.4 m， CO2 含量4.59%，H2S 含量3.72%，地層壓力為69.56 MPa，溫度為155℃，井口H2S 分壓5.51～5.78 MPa，第1 試氣層位于6 315～6 400 m，第2 試氣層位于6 183～6 287 m，第3 試氣層位于5 965～6 075 m。完井井身結構為：?193.7 mm×5 903.70 m+?127 mm×5 751.5～6 315 m+6 315～6 687.33 m （裸眼）。測試目的為評價儲層產能和流體性質、落實氣水界面、為開發部署優化調整及探明儲量提供依據。

1.1 高壓導致工具易失效

氣藏Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層相互交叉疊置，單層厚度?。?.2～4.4 m），非均質性強，應力差異較大。儲層段以孔隙型儲層為主，其中上儲層段平均有效孔隙度8.28%、平均滲透率1.71×10?3 μm，下儲層段平均有效孔隙度5.03%，平均滲透率4.57×10?3 μm，屬于低孔～特低孔、低滲～特低滲儲層［4］。儲層破裂壓力高，施工壓力達120 MPa，封隔器承壓55～78 MPa，易發生超壓失封、錨定失效等。

1.2 軌跡復雜、井筒條件嚴苛，管柱受力復雜

超深、小井眼井況下， 試氣管柱在“ ?193.7mm 套管+?127 mm 套管”中下入和起出，接近管柱強度極限，解封余量及處理復雜情況的手段有限。大斜度（井斜角55°以上） 井況下，管柱受復雜附加力，屈曲風險增大［5-6］，作業余量進一步減小，對大斜度井不同位置管柱受力預判不準確時，易導致管柱解封余量不足，解封失敗。PZ7-1D 井第1 試氣層使用液壓封隔器改造并求產后，逐級上提至1 617kN，過提達490 kN，遠大于封隔器解封值，未提出。

1.3 管柱功能不完善等易致井下復雜

改造前提前替酸至儲層段能有效降低工區設計井破裂壓力［7］，測試井采用APR 測試工藝，需采用連續油管替酸，作業成本高，采用液壓封隔器將降破酸液頂替到產層位置。但采用鋼球開滑套后滑套球座、膠筒均不連通，壓差達10 MPa 以上，大幅度增加了大斜度井井口解封力，使得管柱無法提出或強提管柱致井下復雜。對此需進一步優化工具選型，或完善管柱功能，使投球管柱平衡上下壓差，避免強提管柱。

2 測試管柱優化

2.1 管柱結構

以第2 試氣層為例，為滿足改造、測試及上返要求，將管柱結構設計為：?88.9 mm110SS 油管（9.52mm）+?88.9 mm110SS 油管（6.45 mm）+滑套+壓力計托筒+Y241 液壓封隔器+坐封球座+引鞋，見圖1。

2.2 封隔器選型與改進

川西雷口坡組屬高含硫地層，在測試管柱中使用封隔器可保護上部套管，同時也是儲層改造的需求。儲層巖心物性分析和孔喉測試表明，鉆井液可以進入Ⅰ、Ⅱ類儲層中的微裂縫及少量孔隙，鉆完井過程中鉆井液會對儲層主要滲流通道產生污染，產能評價前需酸化解除鉆井液污染，因此，封隔器選型必須滿足改造要求。

大部分儲層可壓性評價為Ⅱ～Ⅳ類（表1），非反應液體難以滲透進入儲層，只有通過酸液接觸地層解除井壁鉆井液污染，打開流動通道，才能降低破裂壓力，建立連續排量，以便后續施工。區域大斜度井主要為探井，自然壓開的可能性不大，需將降破液頂替至儲層位置，采用液壓封隔器，儲層改造最高施工壓力120 MPa，需選擇耐壓差70 MPa 封隔器（環空平衡壓力50 MPa）；首層測試后需上返第2 試氣層，需選擇可解封封隔器?；谒峄脑?、后期上返需求，選擇國產Y241 液壓封隔器（圖2），測試完成后解封封隔器，壓井并提出管柱上返。

Y241 液壓封隔器可在大斜度井中下入，替降破酸至儲層后，再投球坐封液壓封隔器，封隔器在坐封過程中，活塞向下移動擠壓膠筒、撐開卡瓦坐封在套管上，液壓產生的推動力作用在卡瓦和膠筒上，以確?？ㄍ咤^定和膠筒密封。測試完成后，上提管柱剪切銷釘即可解封封隔器。

膠筒采用MESH 結構，由端膠筒和中膠筒組成，端膠筒由金屬絲和橡膠壓制，中膠筒為氟橡膠。室內試驗顯示，膠筒耐壓能達到105 MPa，實際使用壓差最高達78 MPa。

前期部分井管柱起出后，封隔器卡瓦落井，分析原因認為是錐體與卡瓦套接觸時卡瓦伸出太高，封隔器從?127 mm 套管提出進入?193.7 mm 套管時，卡瓦掛接套管壁，由于卡瓦與卡瓦套接觸較小，翻轉掉落，通過調整錐體和卡瓦套距離，保證卡瓦伸出時行程能支撐套管壁。

2.3 滑套配球選型

由于所選封隔器無壓力平衡和旁通裝置設計，鋼球投入管柱后其上下會形成活塞力，造成封隔器難以解封。因此，研制了高溫耐酸可溶球替代鋼球。常規金屬球存在堵塞風險，而常規可溶球存在不耐酸等缺陷。耐酸可溶球采用PGA 高分子聚合物材料，具有抗壓強度70 MPa 以上、溶解速度可控、可完全溶解不留殘渣等優點，可有效解決金屬可溶球不耐酸的局限性，保障滑套的打開。

3 測試管柱力學分析

3.1 水力錨錨定可靠性分析

油管內外壓差不超過水力錨工作壓差時，水力錨爪尚未伸出或伸出后尚未咬入套管壁，水力錨起不到固定管柱作用，此階段封隔器密封可靠性由膠筒密封可靠性、卡瓦安全性、套管安全性［8］共同保證。油管內外壓差超過水力錨工作壓差時，水力錨咬入套管壁起固定管柱作用，此時封隔器密封可靠性由膠筒密封性、水力錨安全性、套管安全性共同保證。

為保證在大斜度井中作業成功，在保證膠筒密封性同時，需對水力錨安全性及水力錨咬合后套管安全性進行分析。水力錨咬入套管后產生的咬合力F咬與水力錨內外壓差有關［8］，只要F咬＞F頂（封隔器向上產生的壓差力），按改造限壓120 MPa、最大壓差70 MPa 計算，?127 mm 套管內F咬應大于590 kN，?193.7 mm 套管內F咬應大于980 kN。

現場驗證了?177.8 mm 套管水力錨在壓差70MPa 時錨定力達784 kN 以上，但未對?127mm 套管、?193.7 mm 套管水力錨開展試驗。

對高壓差下錨定可靠性進行了數值分析，驗證其可靠性，?193.7 mm 套管配套的水力錨，錨爪直徑65 mm，計算50 MPa、70 MPa 壓差下P110 套管咬合深度分別為0.4～0.8 mm、0.5～0.9 mm，對應的上提滑脫力均在1 180 kN 以上， 滿足壓差70 MPa下使用要求。

3.2 封隔器解封力數值模擬

大斜度井措施管柱受力比垂直井管柱受力復雜，管柱下入與起出比直井承受更多附加力［9］。工區大斜度井測試后需提出測試管柱上返或投產，因此管柱強度不僅要滿足高壓改造、求產、關井等要求，還需考慮解封及提出需求。在封隔器解封過程中，需要先克服錨定力，然后才能解封，上提解封封隔器過程中復雜接觸導致的摩擦力會消耗一部分上提力，傳到封隔器上端的桿柱軸力相對直井會有所減小，解錨以及解封時的大鉤載荷往往比直井要大［9］。

數值模擬方法可以考慮全井管柱在浮力、接觸摩擦力和阻尼力共同作用下的復雜受力狀態［10］，利用有限元方法對大斜度井PZ3-5D 井管柱力學行為建模，“?88.9 mm 油管（6.45 mm）×5 429 m+?73mm 油管（5.51 mm）×530.86 m”管柱總長度5 959.86m，封隔器位置5 429.1 m，采用梁單元作為建模單元、非線性接觸進行數值模擬［9］。模型沿井眼軌跡建立（圖3），考慮井筒內1.35 g/cm3 壓井液的浮力影響，管柱材料彈性模量200 GPa，泊松比0.3，摩阻系數分別取0.15、0.2，計算大鉤上提390 kN 時封隔器位置上提力為261 kN、245 kN。

基于“?88.9 mm 油管（6.45 mm）+?73 mm 油管（5.51 mm）”管柱解封數值模擬，上提最大解封力為過提490 kN，封隔器位置上提力約304 kN，作業時管柱余量有限，采用?88.9 mm 油管（9.52 mm）×2000m 可提高管柱上提余量，即后期區域大斜度測試井優化采用“?88.9 mm 油管（9.52 mm）×2000 m+?88.9mm 油管（6.45 mm）×4 000 m+?73 mm×5.51 mm 油管”組合管柱。

4 現場應用

超深含硫井普遍部署為直井，采用“APR 工具+RTTS 或CHARM 封隔器”進行三聯作或兩聯作，聯作測試可有效節約工期及成本，但射孔爆轟產生的強沖擊波作用于射孔段管柱，常發生管柱塑性彎曲、斷裂等事故［10-12］。聯作工藝實施的首要條件是工具強度滿足射孔要求，同時封隔器不提前坐封、不提前解封。

坐封與解封可靠性與振動速度、加速度相關，振動速度、加速度隨時間周期性變化，實測管柱振動加速度峰值可達到數百個重力加速度［13］。已選Y241 液壓抗硫封隔器初始坐封壓力下銷釘剪斷力為35.6～44.3 kN，活塞質量約8 kg，當管柱受沖擊力整體上行時，加速度達到數百個重力加速度時活塞給銷釘的力達到35.7 kN，即有剪切銷釘、提前坐封的風險。

前期在PZ113、PZ115 等直井采用酸壓射孔聯作，射孔后反循環驗通不返液，正循環能驗通，射孔導致封隔器提前不完全坐封。綜上， 工區采用Y241 液壓封隔器作業時不具備聯作條件，需采用先射孔再下入改造管柱的測試方式。

對PZ3-5D 井雷口坡組上、下儲層逐層測試評價，第1 試氣層采用鉆具或油管柱射孔后，下入管柱“?88.9 mm 110SS 油管（9.52 mm）+?88.9 mm 110SS 油管（6.45 mm）+循環滑套+水力錨+Y241 封隔器+球座”進行改造，測試封隔器坐封于6 344 m，井斜75.48°，壓井、上提解封封隔器后，封層上返。后對第2 試氣層射孔、下封隔器管柱改造，第2 層測試封隔器坐封于5 814.10 m，井斜55°。改造后兩層均獲得無阻流量50×104 m3/d。

5 認識及結論

（1） 國產液壓抗硫封隔器及配套工具改進后能滿足川西海相雷口坡組超深大斜度井高破壓含硫地層70 MPa 或更高壓差下改造及試氣需求，在小井眼、6 000 m 以深地層管柱提出難度較大，需要進一步優化滑套等配套工具結構。

（2） 超深大斜度井管柱宜根據實際井眼軌跡進行封隔器解封力數值模擬，綜合考慮改造、求產、解封等優化配置試氣管柱。

（3） 液壓封隔器酸壓射孔聯作在射孔時，管柱振動可能提前坐封封隔器，聯作前應分析射孔參數以規避該風險。