高温高压高含硫气井测试工艺技术研究

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1、川东北地区高温、高压、高含硫气井测试工艺技术研究石油工程西南公司井下作业分公司汇报主要内容三、测试工艺技术四、社会经济效益评价二、川东北地质构造特征五、结论与建议一、项目概况石油工程西南公司井下作业分公司一、项目概况石油工程西南公司井下作业分公司项目概况《川东北高温高压高含硫气井测试工艺技术研究》是试油队独立承担分公司的自立项目。自2006年8月签订合同之后，组织大量人力、物力，至2007年8月在川东北区域共完成了30多层次的高温、高压、含硫气井测试施工，取全、取准地层资料，深化气藏地质特征的认识，最终总结出了一套适用于川东北地区气藏的测试工艺技术。石油工程西南公司井下作业分公

2、司二、川东北地质构造特征石油工程西南公司井下作业分公司区块位置川东北区块位于四川盆地东北部，隶属通江、南江、巴中及达川等县、市辖区。中石化持证勘探区有通南巴、达县-宣汉天然气勘探两个区块曾是中石化西南分公司长期从事油气勘探的重点地区。川东北四块持证勘探区块面积10753.915km2。宣汉巴中南江通南巴石油工程西南公司井下作业分公司构造特征川东北地区构造在四川盆地的东北部，北侧西段为米仓山隆起及其前缘，东段为大巴山推覆带前缘褶断带，西邻川北及川中平缓构造带，东侧及南侧为盆地东部平行及弧形断褶带。主要包括通南巴构造带、达县-宣汉地区、巴中地区和南江－西乡－宁强勘探区块。石油工程西

3、南公司井下作业分公司沉积特征川东北地区是一个长期处于相对稳定下沉的地区，沉积盖层累计厚度达8000～12000m，其中中三叠统至志留系总厚度达3000～4000m，系有稳定连续沉降的碳酸盐岩台地沉积，具有多个沉积回旋，发育众多生、储、盖组合。石油工程西南公司井下作业分公司地层压力根据川东北地区部分井实测压力数据，川东北碳酸盐岩储层地层压力在55-111MPa之间，地压系数1.0-2.28。由此可见，川东北大部分地区海相碳酸盐岩地层为异常高压地层，少量为常压、近常压地层。井号层位井深（m）地层压力压力系数河坝1井嘉三－嘉一段4335.92-4530.5494.772.09河坝1井

4、飞仙关组三段4970.0-4984.0111.112.28大湾1井长兴组5320.0-5382.061.041.71马1井飞仙关组四段3450.4141.281.28元坝1井长兴组7081.00-7087.085.591.12金鸡1井黄龙组4704.550.021.08毛坝3井嘉陵江组二段3438.0-3462.555.321.28毛坝1井飞仙关组三段4324～435241.281.83石油工程西南公司井下作业分公司地层温度川东北海相碳酸盐岩气藏地层温度一般介于90～160℃之间，由于目的层位的不同，温度差异较大，如位于元坝构造的元坝1井在石炭系4869.77m处产层温度可高达

5、158.6℃。根据川东北7口井实测地层温度情况统计（见表2.5），其地层温度90-159.2℃，地温梯度为1.78～2.30℃/100m。井名层位实测点井深（m）气层温度（℃）地温梯度（℃/100m）马1井T1j23450.4191.192.15大湾1井T1f2-35340.0121.342.13毛坝1井T1f34338.00103.62.01元坝1井T1f4869.77158.62.13河坝1井T1f34744.541312.30金鸡1井C2h4704.50100.41.78毛坝3井T1j23450.4189.362.15普光2井T1f1-24959.61232.17普光2井

6、T1f34801.41192.15备注：计算地温梯度时，地面温度取值为16.3℃。石油工程西南公司井下作业分公司地层流体川东北气藏天然气成分以甲烷为主，含量在76～98.0%，天然气相对密度在0.57～0.65左右；同时气藏流体中还含有H2S、CO2等非烃类气体组分，气体中H2S百分含量为3.11～268mg/L不等，CO2百分含量0～9.15%不等。从总体上看，研究区地层水不活跃，只在部分构造低点井中有地层水出现，地层水矿化度变化较大，离子以Cl-、K+、Na+、Ca2+、Sr2+为主，水型以CaCl2和NaHCO3型为主，总矿化度在0.15～344.05g/L。井名层位实测

7、点井深（m）H2S（mg/L）大湾1井长兴组5200184.23大湾1井飞仙关5278252元坝1井长兴组7080268河坝1井嘉陵江组45003.11石油工程西南公司井下作业分公司三、测试工艺技术研究石油工程西南公司井下作业分公司测试工艺研究三、井下测试工具优化组合四、测试工程中硫化氢的防护二、井口装置优选一、地面测试流程配套石油工程西南公司井下作业分公司测试工艺技术测试工艺包括地面控制工艺和井下工具工艺两部分。地面测试流程的一般具有替浆、洗井、放喷、求产、计量和压井等功能，但针对四川盆地