中坝气田高含硫雷三段气藏气井修井之对策

骆进 陈良英 付建华 王强 杨芳

中国石油川庆钻探工程公司川西钻探公司

中坝气田高含硫雷三段气藏气井修井之对策

骆进 陈良英 付建华 王强 杨芳

中国石油川庆钻探工程公司川西钻探公司

四川盆地川西地区中坝气田是我国最早投入开发的高含硫气田，气井安全开采近30年，目前中三叠统雷口坡组雷三段气藏采出程度达88.1%，地层压力系数已降至0.169，处于气田开采后期，部分气井相继出现生产不正常或停产。为有效开采该气藏剩余储量，从气藏高含硫、低压及管柱腐蚀等特点入手，分析了修井技术难点，提出了压井、打捞、防硫安全、再次完井、复产等施工作业阶段的针对性措施，并结合典型井例探讨总结了修井施工经验教训。所形成的高含硫低压井修井关键阶段的技术对策，对其他类似含硫气藏的修井工艺和施工具有很好的借鉴作用。

四川盆地川西地区 中坝气田 中三叠世 雷三段气藏 完井 修井 高含硫 技术对策

四川盆地川西地区中坝气田中三叠统雷口坡组雷三段气藏位于四川省江油市境内，为一狭长背斜构造。于1972年被勘探发现，迄今为止，中坝气田钻遇和钻达雷口坡组的各类井共有17口，获工业气井10口（中18、中21、中23、中24、中40、中42、中46、中80、中81、川19井），该气藏属高含硫、低含凝析油气藏。

中坝雷三段气藏投入开采的10口气井中有两种完井方式，一类是油层套管采用了防硫套管，且井身质量无缺陷的井采用光油管完井，共有4口井（中21、中23、中24、中40井）；二类是采用封隔器完井保护套管进行开采，这类井有6口井。截至2009年11月底，按探明储量计气藏采出程度为88.1%。

随着气田近30年的开采，地层压力大幅降低，气井产量的递减，以至部分井内积液的增多；加之封隔器完井年久失效，环空钻井液漏失地层或油管腐蚀穿孔等原因影响气井正常生产，并造成部分气井停产，2009年开始了气井修井作业。目前气藏地层压力5.49 MPa，压力系数0.169。

1 雷三段气藏修井的技术难点

1.1 硫化氢防护

中坝气田雷三段气藏是我国开采的第一个高含硫气藏［1］，储层主要岩性为浅褐灰色及褐灰色针孔状白云岩，白云石含量88.6%～97.1%，微含泥质1%～5.5%。天然气组分中H2S含量6.24%～7.45%（95.98～114.72 g／m3）（表1），CO2含量4.32%～5.17%，含少量凝析油。地层流体具有极大的毒性，因此对修井作业人员安全及井控安全构成严重威胁。

1.2 产层的压稳与防漏

表1 中坝气田雷三段气藏天然气分析资料表

中坝雷三段气藏经过长达30年的开采，气藏采出程度达88.1%。其地层压力已远远低于井筒的清水液柱压力，地层压力系数仅为0.169，而且地层的连通性比较好，目前还有一定的气产量。要合理使用与地层岩石和流体配伍及清洁度高的工作液，以防止产层受伤害。在修井过程中，需要压稳地层，又要防止工作液大量漏入地层，引起产层中的黏土矿物水化、膨胀、分散，因此，选择低压气井作业的压井液尤为重要。

1.3 腐蚀油管的打捞处理

在气井的生产过程中，天然气中的H2S、CO2和地层水等腐蚀介质对井下的生产油管产生不同程度的腐蚀，造成封隔器年久失效，油管穿孔、壁厚减小和断裂（图1），这些都为井下作业带来了许多困难和不确定因素。

图1 中18井打捞出的川251封隔器和油管照片

1.4 修井后的复产措施选择

由于雷三段气藏自身能量的大量降低，在修井作业过程中难以避免地对储层存在不同程度的伤害，修井后往往要通过酸化气举诱喷、抽汲诱喷和关井憋压等措施来恢复生产，而修井工艺选择的不恰当、修井方案的不全面，使修井作业后气井恢复生产需要的时间长短不一。

1.5 其他因素的影响

雷三段气藏开采了近30年，气井周围发生巨大变化，环境条件十分恶劣，井场外就有民居、厂房或者其他民用设施，井场内还有集输设备，不具备长期放喷点火条件，这使得修井工艺技术的选择受到较大的限制。

2 技术对策

通过对高含硫雷三段气藏气井的修井技术难点和生产状况的分析，提出5项针对性技术对策：

1）雷三段气藏气井生产已经近30年，需要认真分析气井不能正常生产的原因，是由于地层出水淹死、油管腐蚀穿孔或封隔器失效钻井液堵塞地层等造成，针对性制定出科学修井方案，并做出详细的施工设计。

2）雷三段气藏开采至今，地层压力由原始的36 MPa下降为5.49 MPa，压力系数仅0.169，常用的压井液已不能适应目前井况需要，作为低压井压井液有多种选择，对于高含硫气藏的井宜选择暂堵压井液［2－3］，既防止压井液大量漏失再次污染地层又能阻止地层高含硫有毒气体溢出影响安全作业，同时做好压井液性能评价和地层污染评价。

3）认真分析井下原始管柱状况，修井钻具宜使用与套管相匹配的反扣钻杆，准备好多种打捞工具，如倒扣捞茅、倒扣捞筒、震击器、公锥、母锥等，做到施工的连续性。不使用磨铣类工具，防止产生更多铁屑沉降堵塞地层，同时规避低压井中钻具易卡钻的风险。

4）雷三段气藏有6口井下有完井封隔器保护套管，对这类井的修井打捞，最大困难就是能否打捞出完井封隔器，事实上是非常困难的，通过修理的几口井来看，只有一口井捞出完井封隔器（中18井），在低压井中磨铣封隔器是不可取的，会产生不必要的井下卡钻风险和压井液大量漏失污染储层。

5）修井过程是一项复杂的作业，井下的不确定性是难以预料的，不能造成井下进一步复杂，应认真分析每一次打捞结果，只要到达井筒联通地层目的，能满足进一步开采要求，不一定要花大量的人力、物力进行长时间打捞，即“见好就收”。

通过对技术对策的细化，制定了该气藏高含硫低压井修井作业工序关键措施［4－5］（表2）。

3 实例分析

中18井、中42井是上世纪80年代初国内最先引进特殊扣（VAM扣）防硫油管作为高含硫气井完井生产管柱的井，两井是中坝气田雷三段气藏早期投入生产的气井。

1981年中42井下入 73 mm VAM扣油管（钢级SM90S、壁厚7.82 mm）＋川271型抗硫封隔器完井生产管柱，完井后日产气在（2～12）×104m3之间。2009年7—12月，产气量快速下降到0.98×104m3／d，产水0.7 m3／d下降至0.3 m3／d，2010年1—3月用连续油管多次注酸解堵未成功，分析原因认为：原井下封隔器失效，油管外环空1.31 g／cm3钻井液沉淀物渗入井筒堵塞气流通道，因雷三段地层压力较低导致复产困难。于2010年5月进行修井作业。

表2 高含硫低压井修井作业关键措施表

在1984年中18井下入引进 73 mm VAM特殊扣油管和川251型抗硫封隔器作为完井生产管柱。于1985年3月投产，初期油压25 MPa，日产气22×104m3。生产至2008年7月气井突然出现异常，产气量迅速下降，并最终停产。7—8月用连续油管多次循环冲洗解堵未成功，该井作业期间环空灌水油管内即返清水等现象，综合分析认为井下油管与套管环空已窜通，环空钻井液（密度1.31 g／cm3）漏入井底堵塞了产气层段，导致气井突然停产，于2009年6月进行修井作业。两井修井情况见表3、图2。

表3 中18井、中42井修井实施工作情况表

图2 修井完成井身结构图

4 认识及建议

近两年，通过中18、中23、中42井开展修井打捞、更换生产管柱，进行酸化解堵作业后，恢复井口产能，达到了延长中坝气田雷三段气藏开发期的目的，其认识建议如下：

1）异常低压高含硫井的修井难点决定了其很多技术手段不同于常规井，在现有技术和装备条件下，首先修井的打捞井下管串措施不能进一步增加井下复杂。中坝气田雷三段气藏生产时伴随有凝析油，虽经近30年开采，但腐蚀不是特别严重，只在中下部井深的油管出现少量腐蚀穿孔，因此提高了打捞井下管串成功率和有效率。

2）雷三段气藏修井作业中的压井采用可循环暂堵压井液是可行的，通过有效降低漏失，减轻压井液污染和伤害储层，更重要的是能阻止高含硫有毒气体溢出，保障作业安全。

3）施工作业过程中使用井下液面监测仪，能及时测量井筒液面深度判断地层漏失情况，计算出压井液的漏速，合理确定起下钻期间吊灌压井液量，达到科学地监测井下液面变化，是一项高含硫井修井作业的必要井控安全措施。

4）低压井中采用泡沫酸混注液氮酸化工艺清除因钻井液和压井液对生产层的损害是有效的，利用液氮反复气举可有效进行诱喷排液，使低压井在较短时间恢复产能。

［1］屈德纯.中坝气田雷三段气藏开发跟踪分析研究［J］.天然气勘探与开发，2004，27（1）：30－31.

［2］张凤英，鄢捷年，杨光，等.新型油溶暂堵型无固相修井液的研制［J］.天然气工业，2010，30（3）：77－79.

［3］谭芳，赵光勇，李在京，等.低压气井修井暂堵技术的研究与应用［J］.天然气工业，2012，32（增刊1）：70－72.

［4］杨健，骆进，冉金成，等.低压气井暂堵修井工艺技术探讨［J］.天然气工业，2007，27（5）：81－84.

［5］杜志敏.国外高含硫气藏开发经验与启示［J］.天然气工业，2006，26（12）：35－37.

Countermeasures for workover of gas wells in gas reservoirs of the 3rdmember of the Leikoupo Formation with high sulfur content in the Zhongba Gas Field，West Sichuan Basin

Luo Jin，Chen Liangying，Fu Jianhua，Wang Qiang，Yang Fang
（Chuanxi Division of Chuanqing Drilling Engineering Co.，Ltd.，CNPC，Chengdu，Sichuan 610051，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 10，pp.67－70，10／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The Zhongba Gas Field in west Sichuan Basin is one of the earliest high－sulfur gas fields put into production in China.After safe production over the past 3 decades，the recovery degree of the gas reservoir in the 3rdmember of the Middle Triassic Leikoupo Formation has been up to 88.1%，the formation pressure coefficient has reduced to 0.169，the field has come to the late stage of development，and subsequent abnormal production or little production appeared in some gas wells.This paper aims to help exploit the residual reserves of this reservoir more efficiently.At first，the technical difficulties are analyzed in the workover of those wells with little or abnormal production from the aspects of specific characteristics such as high sulfur content，low pressure and corrosion of string and tubing.Then，the corresponding countermeasures are presented for operation including well killing，fishing，anti－sulfur safety protection，recompletion job，production restoration，etc.In combination with some cases history，this paper discusses and summarizes the lessons and experiences from the workover work in typical wells.The presented technical countermeasures will provide reference for a better workover service of gas wells in other similar high－sulfur gas reservoirs.

Sichuan Basin，West，Zhongba Gas Field，Middle Triassic，well completion，technical difficulty，technical countermeasure，high sulfur content，formation protection，fishing，restore production

骆进等.中坝气田高含硫雷三段气藏气井修井之对策.天然气工业，2012，32（10）：67－70.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.016

骆进，1963年生，高级工程师；从事油气井完井试油、修井工程技术管理工作。地址：（610051）四川省成都市成华区泰安街1号。电话：（028）86012642。E－mail：luoj＿sc＠cnpc.com.cn

（修改回稿日期 2012－08－17 编辑 凌 忠）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.016

Luo Jin，senior engineer，born in 1963，is mainly engaged in technical management of well completion and testing，and workover jobs.

Add：No.1，Tai＇an Street，Chenghua District，Chengdu，Sichuan 610051，P.R.China

E－mail：luoj＿sc＠cnpc.com.cn