浅析顺北1-1H井的试油测试工艺

浅析顺北 1-1H井的试油测试工艺

袁贵德 王福国

中国石油天然气股份公司青海油田分公司 甘肃敦煌 736200

摘要：随着中国石化西北油田分公司对顺北区块勘探开发在顺北1-1H井取得重大突破，将进一步加大对该地区勘探与开发规模。截止目前塔试修分公司承担了顺北区块所有的探井和评价井试油工作，尤其是顺北1-1H井的成功建产，为分公司积累了宝贵的经验。针对该区块地质资料不全，钻井期间泥浆漏失量大，高产油气，高含H₂S的情况，分公司制定了切实可行、安全环保的试油方案。

关键词：顺北区块 高含H₂S 试油方案

前言

顺北1-1H是西北油田部署在顺北区块的一口重点勘评井，评价其所在的北东向深大断裂带内奥陶系储层发育特征及含油气性。该井也是塔河油田垂深最深的水平井，其目的层为碳酸盐溶洞性储层，具有超深、高温、高压的特点。综合顺北1井的钻录、测井及测试情况，认为顺北1井区缝洞型储集体发育，存在油气成藏过程，预示该地区具有一定的勘探开发潜力。而该区块的第一口探井顺北1井试油结论为水层（见油），因此顺北1-1H井的测试成果对顺北区块的下一步勘探开发部署至关重要。

顺北1-1H井概况

顺北1-1H井是在顺托果勒低隆北缘所钻的一口勘评井，2015年02月03日开钻，2015年08月22日完钻，设计井深：8269.92（斜）m/7591.00（垂）m，完钻井深：7613.05（斜）m/7557.66（垂）m，完钻层位：奥陶系一间房组。本次钻、完井期间累计漏失比重1.20-1.35的泥浆1810.50m³（比重1.20的泥浆142.7m³，比重1.25的泥浆156.4m³，比重1.31的泥浆33m³，比重1.32的泥浆10m³，比重1.35的泥浆1468.4m³）。根据漏失初期8月23日9:00实测环空液面高度831m，全井内泥浆密度1.35g/cm ³，折算地层压力当量密度是1.16g/cm ³。按压力系数1.16，折算至设计井深压力85.9MPa/7557.66m，按管内静压梯度 0.3MPa/100m，计算最大关井压力为63.7MPa。顺北1井前期实测温度135.04℃/6300m，地温梯度 2.13℃/100m；本井预测温度梯度按2.13℃/100m，预计井底温度160.98℃/7557.66m；参照本井地质设计，预测本井奥陶系目的层段硫化氢浓度0-30000mg/m³。

测试流程优化

该井工程设计要求本井采用二级节流方式进行放喷控制，采用采油树油嘴进行一级节流，地面管汇作为二级节流装置，测试流程要按高压井的要求选用并全流程防硫化氢，要求测试管汇压力级别为105MPa。塔试修分公司通过分析钻井及录测井资料，对工程设计提出的流程方案进行优化，在主流程安装双级管汇（一级管汇为105MPa，二级为70MPa），在105MPa管汇进行一级节流，在70MPa管汇进行二级节流，同时考虑到本井奥陶系目的层段预测硫化氢浓度0-30000mg/m³，故本井采用密闭流程（上两个密闭罐、一个敞口罐）。

此外，根据前期顺南区块的施工经验，还对流程做了如下的调整：

1、将所有的的取样考克都安装在二级管汇上并改为双考克，避免在高压区取样；

2、将点火口的点火头改为分公司加工的防风点火头，避免火焰熄灭后天然气（高含硫化氢）逸散，带来环境污染和人员伤害；

3、将流程上所有的阀门进行可视化的编号并制定详细的操作流程顺序，避免误操作；

4、在计量罐及其周围各安装多个硫化氢探头和可燃气体探头不间断检测硫化氢和可燃气体浓度，设定好报警值，浓度超标后系统将自动报警。

2015年9月9-11日用8-7-6-5-4mm油嘴开井，油压10.80-42.40MPa，套压3.8-19.1MPa，日产气0-68450-22354m³/d，累计产液331.60m³，累计产油283.62m³，累计产水47.98m³，含水100-0%，原油密度0.800-0.770g/cm³，取样口硫化氢浓度0-227ppm；其中4mm试产，日产油123.22m³/d，日产气37906m³/d，气油比308。

开井两天后关井，钻井队甩钻具、拆甩设备，腾开井口。塔试修分公司根据开井情况，对地面流程进行了以下两方面优化：

1. 由于本井气油比较低，而且下步系统测试期间处于夏季，大气温度高，出现水合物冻堵流程的风险不存在，故将流程中的热交换器去掉；

2. 在管汇取样口检测到硫化氢浓度227ppm，硫化氢浓度极高，故将本井的敞口罐更换为密闭罐；同时本井是边远井，原油拉运周期长，且本井原油产量很高，为防止罐满关井，影响后期系统测试，故将计量罐数量有三个增加为四个（全为密闭罐）。

强化施工过程

为了优质、高效的完成局级重点井顺北1-1H井试油任务，取得准确无误的测试资料，保证施工人员的安全，塔试修分公司精细设计，落实施工过程中的每一个环节，如：

1、化验分析

由于顺北1-1H井系统测试时间较长（40-50天），且试采工程设计要求若系统测试过程中井口含水超过10%，则立即返回上一工作制度，这就要求在现场要加密取样检测含水。为了方便现场员工进行半分析化验，顺北1-1H井首次引进了简易化验装置，其中包括蒸馏含水化验装置、PH值测试仪以及液体密度秤。

新的蒸馏含水化验装置设计有自动循环水，设定好加热功率和时间后可自动进行化验并且可以同时做两个样，避免人员操作失误所带来的误差。在使用液体密度秤时，如果设定好相关参数，能够迅速的测定出液体的密度，而且所需液量较少，对现场测原油密度非常实用，如2015年9月11日12:00原油全分析报告中，原油密度0.7937g/cm³，无含水，同一时间现场做出的数据为0.7900g/cm³，无含水，这表明现场简易化验装置准确度较高，具有很强的适用性。

2015年10月18日12:00原油蒸馏后有0.4%的含水，之后原油蒸馏都能见到不到1%的含水，为了弄清原油中所含的水是否为地层水，塔试修技术人员和完测技术所沟通，采取了雅克拉采气厂“以水化水”的化验思路，求取原油中乳状态水的氯根，做好低含水井的地层出水预警工作。系统测试期间，化验出的凝析水氯根在66-420mg/L之间，无明显变化，可确定其为非地层水。具体操作步骤如下：

1、化验出外来水（蒸馏水）氯根R1；

2、取等量（V）蒸馏水和原油并搅拌均匀，用离心机将油水分离；

3、化验离心机分离出的接受器内混合水（体积V1）的氯根R2；

4、凝析水氯根用以下公式计算:

R=（R2×V1-R1×V）/V 。

2、硫化氢防护

顺北1-1H井高含硫化氢，取样口硫化氢实测最大值为473PPm，为此塔试修制定了一套科学标准的硫化氢防护措施：

①进入井场作业（如小时巡检、计量液面、取样等）时要背戴好空呼，并实行双人双岗；

②顺北1-1H井配备有一台正压式空气呼吸器气瓶的充气机，由专人负责充气。在每次完成小时巡检、计量或其他施工后回到井场外，要及时检查空呼气瓶压力，一但压力低于10MPa立即对气瓶进行充气；

③计量液面时要动作熟练，尽量少打开密闭罐量油孔的时间，减少硫化氢扩散到空气中；同时时刻注意密闭罐气管线火炬，若火炬熄灭，及时重新点燃；

④对现场施工人员进行硫化氢防护及人员抢救相关培训，严禁到低洼部位进行作业；

⑤打油期间，为防止罐车口硫化氢超标，在罐车进液口安装两台架高的防爆轴流风机，将扩散出的硫化氢吹向后井场；

⑥现场每周进行一次硫化氢应急演练。

结束语

分公司通过分析钻井及录测井资料，不断的优化试油方案，精心组织施工步骤，高效优质的完成该井的测试任务，为后期顺北区块的勘探开发奠定了基础。