工藝技術匯報

元壩地區(qū)試氣測試工藝技術目錄元壩地區(qū)試氣測試工藝技術元壩地質情況1元壩試氣測試技術難點2元壩試氣工藝技術3儲層改造工藝技術4現(xiàn)場應用情況5測試存在問題及對策措施6元壩12元壩9元壩101元壩1元壩2元壩204元壩27元壩22元壩102元壩11元壩21元壩29元壩104元壩122元壩10元壩123元壩124元壩16元壩271元壩205元壩103H元壩121H長興組120.2萬方/日長興組32.05萬方/日長興組53.14萬方/日長興組50.3萬方/日長興組50.55萬方/日長興組51.607萬方/日長興組上10.26萬方/日長興組下4.36萬方/日長興組124.46萬方/日一、元壩地質情況元壩地區(qū)北為米倉山前緣的九龍山背斜構造帶南端，南為川中平緩構造帶，北東與通南巴背斜構造帶相鄰。從地震資料及區(qū)域構造特征分析，元壩地區(qū)位于三個大型正向構造的銜接部位，受三個構造的遮擋，構造形變弱、斷裂不發(fā)育。吳家坪135.9萬方/日長一段53.52萬方/日長二段5.3萬方/日長興組94萬方/日長興組123.28萬方/日長一段105.56萬方/日元壩273元壩海相氣藏特征主要儲層：棲霞組、茅口組、吳家坪組、長興組一、二段兩套儲層、飛仙關組二段、雷四段。巖性：灰色生屑白云巖、白云質灰?guī)r、灰?guī)r、含云生屑灰?guī)r。儲集類型：晶間溶孔為主，晶間孔、縫次之；平均孔隙度5.04％，以Ⅲ類儲層為主，局部Ⅰ、Ⅱ類儲層，平均滲透率1.25×10-3μm2，總體表現(xiàn)為低滲儲層，儲層孔隙結構以中孔細喉為主。一、元壩地質情況元壩陸相氣藏特征一、元壩地質情況1）須家河組屬于低孔～特低孔、超低滲裂縫-孔隙型儲層。儲層巖性以中粒巖屑砂巖為主，砂巖成分中，石英顆粒含量一般在55%－75%之間，最低10%，最高95%。儲集空間主要有殘余粒間孔、粒間～粒內溶孔及裂縫等類型。試氣出氣層位自上而下有：須四、須三、須二上中下、須一段共六個層段。元壩須家河儲層物性分布圖元壩陸相氣藏特征一、元壩地質情況2）自流井組儲層主要發(fā)育兩套儲層，分別是底部礫巖儲層和中下部砂巖儲層。儲層孔隙欠發(fā)育，主要儲集空間有殘余粒間孔、粒間溶孔、晶間溶孔及溶蝕縫、微裂縫等五種類型。屬于低孔、低滲致密～超致密裂縫-孔隙型儲層。試氣出氣層位至上而下有：大安寨、東岳廟、珍珠沖段共三個層段。3)千佛崖組儲層儲層欠發(fā)育，含油氣性亦較差。儲層巖性以灰色細粒長石巖屑砂巖為主，其次為淺灰色細粒石英砂巖。元壩5-1測井解釋結果，千佛崖組孔隙度為1.77%～9.32%，滲透率為（0.05～0.78）×10-3μm2，含水飽和度21%～75%。巖石學特征和測井評價元壩地區(qū)東部千佛崖組可能發(fā)育較好的裂縫—孔隙型儲層。1、元壩氣藏儲層具有多層系，存在多壓力系統(tǒng)，具有超深、高溫、高壓、高含硫特征，對測試管柱、井下工具、井口裝置、地面流程的可靠性、穩(wěn)定性、抗腐蝕性提出了苛刻要求，測試過程必須體現(xiàn)“安全、優(yōu)快、環(huán)保”三個方面。油管懸掛器腐蝕油管擠毀變形地面流程的沖蝕封隔器刺漏二、元壩試氣測試技術難題

2、由于氣藏埋藏深，儲層存在高破裂壓力和高溫特征、常規(guī)儲層改造施工排量低、酸巖反應速度快、酸液濾失大，導致酸液的深穿透距離有限，同時部分儲層由于返排不及時造成二次傷害的問題。殘酸石膏沉淀酸蝕蚓孔形態(tài)二、元壩試氣測試技術難題3、在構造的主體部位上裂縫和溶洞相對發(fā)育，井漏現(xiàn)象比較嚴重。在打開儲層后，特別是酸壓試氣后對產層段進行壓井作業(yè)時，地層容易再次發(fā)生井漏，處理難度大。溶孔鮞?；?guī)r沿縫溶洞和體腔溶洞垂直、大傾角裂縫漏失漏失類型孔隙漏失酸蝕裂縫漏失溶洞漏失4、低滲低產儲層排液求產難度大。低滲低產儲層井筒積液，改造后的入井液返排率低，加大了排液求產難度。二、元壩試氣測試技術難題元壩海相儲層的井口裝置優(yōu)選結果1、井口裝置的優(yōu)選

結合壓力、溫度、腐蝕介質、施工壓力情況，考慮安全和經濟因素，元壩地區(qū)選用105MPaEE/FF及或140HH級采氣樹。采氣樹主副密封均采用金屬密封+橡膠密封，1號總閥門與蓋板法蘭為整體式結構。三、元壩試氣工藝技術預測井口關井壓力≥70MPa的氣井，采氣樹4號閥應采用液動平板閥。在高壓下平板閥很難開關，且開關時間較長，大于5min；在高壓氣流作用下開關緩慢容易刺壞閘板，所以，在高壓下采氣樹4號閥應采用液動平板閥，最大限度地縮短時間，一旦天然氣泄漏，可立即關閉閥門，控制事故的擴大，終止產生的事故。105MPaFF級采氣井口三、元壩試氣工藝技術1、井口裝置的優(yōu)選140MPaHH級采氣井口海相層棲霞組、吳家坪組、茅口組、長興組、飛仙關組選用2FZ28-105/2FZ28-105液壓防噴器組合，采用半封閘板+剪切閘板+全封閘板+半封閘板組合方式。雷口坡組、須家河組、自流井組、千佛崖組選用FZ28-105/2FZ28-105液壓防噴器組合，采用半封閘板+全封閘板+半封閘板組合方式。內防噴工具采用105MPa×EE級旋塞閥和回壓凡爾。全封半封剪切半封105MPa油管頭元壩區(qū)塊試氣井控裝置圖

形成的試氣測試井控技術，能夠滿足常規(guī)測試、酸壓測試等施工需要，確保試氣測試作業(yè)安全高效進行。三、元壩試氣工藝技術1、井口裝置的優(yōu)選由于高溫高壓特性，深井試氣對油管螺紋連接強度、密封性等提出了更高的要求。一般的API圓扣油管具有一定的氣密封能力，但是當壓差增大時，氣密封能力變差。大量的實驗和油田使用結果已經證實，原來大量使用的API圓螺紋油管與偏梯形螺紋油管涂用傳統(tǒng)的油基脂、螺紋脂已不能滿足深井的要求，所以在深井的試氣中，必須使用特殊絲扣油管。元壩地區(qū)使用的Φ88.9mm油管均為氣密封性能極好的BGT1扣，使用的Φ114.3mm油管為TP-EX扣，而井下測試工具采用CAS扣，懸掛器采用VAM扣，這些特殊扣型的油管與工具的使用，能很好的起到密封作用，滿足該地區(qū)的試氣測試。同時元壩地區(qū)試氣測試采用的油管均采用防硫鋼材制造，均有較高的強度和防硫化氫腐蝕作用，油管按強度分為90、110級，按防硫級別分為S、SS。2、測試油管選擇三、元壩試氣工藝技術3、地面優(yōu)化控制流程，實現(xiàn)多功能作業(yè)

針對元壩高壓高產含硫氣井，經過多年的實踐，逐步完善了地面測試流程，形成以105/70/70MPa或者105/105/105MPa三級節(jié)流為核心，包括節(jié)流控制系統(tǒng)、加熱保溫系統(tǒng)、分離系統(tǒng)、計量系統(tǒng)、安全快速控制系統(tǒng)、安全點火系統(tǒng)、數(shù)據(jù)自動采集系統(tǒng)、應急壓井系統(tǒng)等部分，滿足替噴、放噴、測試、正反循環(huán)壓井、洗井、氣舉等試氣施工要求，能夠實現(xiàn)安全高效的放噴口點火，實現(xiàn)單獨或共同使用測試、鉆井地面流程進行正、反循環(huán)壓井，實現(xiàn)用壓裂車、鉆井泥漿泵壓井，確保流程安全和操作人員的人身安全；雷口坡及陸相地層選擇二級節(jié)流流程。三、元壩試氣工藝技術測試工具優(yōu)選結果以井筒壓力溫度計算結果為依據(jù)，針對“三高”氣井測試安全可靠的要求，在51/2″、53/4″的套管內測試優(yōu)選37/8″的測試工具和RTTS-112封隔器，在7″、75/8″套管內測試優(yōu)選5″的APR測試工具和RTTS封隔器。封隔器用加長水力錨，選用加強型RDS閥和RD閥。4、測試工具優(yōu)選三、元壩試氣工藝技術根據(jù)力學分析原理，井下管柱自重，井筒壓力，溫度作用下產生膨脹效應、溫度效應、屈服效應、活塞效應。在這四種基本效應下，管柱發(fā)生軸向位移同時發(fā)生軸力改變。川東北氣藏最大埋藏超過7000m，各個工況，必須考慮管柱的軸向位移以保證施工的安全。針對川東北氣藏管柱，計算不同工況下的管柱變形于受力分析情況。封隔器上部采用400mm壁厚油管，防止管柱屈服導致泄漏：在對超深儲層測試時，在測試管柱上增加上下兩組伸縮短節(jié)，一組平衡酸壓時降溫管柱收縮，一組平衡放噴時升溫造成管柱伸長，優(yōu)化封隔器座封壓力，并根據(jù)不同工況，控制環(huán)空壓力，減少管柱在井筒中的變形。三、元壩試氣工藝技術4、測試工具優(yōu)選根據(jù)川東北氣藏情況，優(yōu)選具有全通徑，承壓能力及耐溫能力相對較高，應用范圍廣的APR測試技術及配套工具。主要特點如下：（1）采用RTTS封隔器封閉環(huán)形空間，避免套管頭及上部生產套管承受高壓及酸性氣體的腐蝕。（2）整個測試管柱全通徑，在測試過程中可同時進行電纜和鋼絲繩作業(yè)。（3）井下測試閥靠環(huán)空加壓操作，可不動管柱進行替噴測試、負壓射孔誘噴測試、常規(guī)射孔酸壓測試、超正壓射孔酸壓測試、氣舉排液、循環(huán)替漿、井下開關井等試氣測試作業(yè)，同一套管柱能夠滿足多項工藝的要求，從而也降低了封隔器失效的風險。（4）有利用進行正常壓井和應急壓井作業(yè)。（5）技術成熟、工藝可靠、具有時效性、經濟性、安全性較高。5、APR測試技術特點三、元壩試氣工藝技術根據(jù)元壩區(qū)塊地震、鉆井、錄井、測井等資料，在研究區(qū)域的構造特征、儲層砂體展布、地層壓力及溫度、含油氣情況、儲層特征等基礎上，針對不同的測試目的，形成了以“超正壓射孔酸壓測試技術”為核心的多套優(yōu)快APR測試技術。儲層改造可分兩種情況，一種為兩步走，即先組下射孔管柱射孔后，再組下APR測試管柱進行儲層改造；另一種為三聯(lián)作,即組下射孔酸壓測試三聯(lián)作管柱，用一趟管柱進行射孔后儲層改造。（1）典型的射孔管串結構：調整短節(jié)+Φ88.9mm×9.52mm油管+Φ88.9mm×6.45mm油管+定位短節(jié)+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+定位短節(jié)+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+射孔篩管+上壓力起爆器+射孔槍+下壓力起爆器+槍尾5、APR測試管串三、元壩試氣工藝技術（2）典型的APR酸化管串結構：懸掛器+雙公短節(jié)+調整短節(jié)+Φ88.9mm×9.52mm油管+Φ88.9mm×6.45mm油管+伸縮短節(jié)+油管+伸縮短節(jié)+Φ88.9mm×9.52mm油管400m+定位短節(jié)+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+定位短節(jié)+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+OMNI閥+RD安全循環(huán)閥+壓力計托筒（內裝電子壓力計）+液壓旁通閥+震擊器+RD循環(huán)閥+RTTS安全接頭+RTTS封隔器+尾管（3）典型的APR射孔酸化測試聯(lián)作管串結構：懸掛器+雙公短節(jié)+調整短節(jié)+Φ88.9mm×9.52mm油管+Φ88.9mm×6.45mm油管+伸縮短節(jié)+油管+伸縮短節(jié)+Φ88.9mm×9.52mm油管400m+定位短節(jié)+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+定位短節(jié)+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+OMNI閥+RD安全循環(huán)閥+壓力計托筒（內裝電子壓力計）+液壓旁通閥+震擊器+RD循環(huán)閥+RTTS安全接頭+油管2柱+減震器+油管2柱+射孔篩管+上壓力起爆器+射孔槍+下壓力起爆器+槍尾三、元壩試氣工藝技術5、APR測試管串負壓射孔-測試聯(lián)作管柱超正壓射孔酸壓測試聯(lián)作管柱超正壓射孔測試聯(lián)作5、APR測試管串三、元壩試氣工藝技術

1)變徑法蘭、油管頭、防噴器通徑應大于試氣作業(yè)中下入工具的最大外徑，油管懸掛器外徑應小于防噴器通徑。禁止倒下防噴器起下大直徑工具，所有起下鉆作業(yè)必須在有井控設施的條件下進行，嚴防井噴事故的發(fā)生。2)防噴器應有遠程液壓控制和手動控制功能，開關靈活，按要求進行檢修。

3)高壓、高產、含H2S和CO2氣井，循環(huán)壓井前應聯(lián)接懸掛器座在油管頭上，頂緊頂絲，然后關閉上部的半封，進行循環(huán)壓井。6、井控工藝技術三、元壩試氣工藝技術4)鉆臺上應配備處于開啟位置的內防噴工具(包括旋塞閥和回壓凡爾)，底部連接絲扣與正在使用的井內管柱相適配，放在鉆臺上易于拿到的地方。當起下兩種以上的管柱時,對正在操作的每種管柱,均有一個可供使用的球閥；沖砂、沖泥漿管柱頂部均應聯(lián)接內防噴工具。起下鉆過程中一旦井口外溢壓井液，旋塞閥搶噴短節(jié)立即聯(lián)接井內油管，關閉旋塞閥，關閉防噴器半封；若噴壓太高，無法聯(lián)接旋塞閥，則聯(lián)接方鉆桿，依靠方鉆桿重量壓制噴壓，聯(lián)接油管絲扣。6、井控工藝技術三、元壩試氣工藝技術7)采用三級節(jié)流測試流程，充分利用鉆井壓井和節(jié)流管匯與測試流程組成壓井、堵漏管網，配齊備用液控平板閥和節(jié)流閥、油嘴套和油嘴。8）在重點井、超深井、超高壓井、大型酸壓施工井及預測有百萬方氣井的測試時分別在射孔、放噴求產、解封及壓井等重要工序采用壓裂車值班，確保施工中出現(xiàn)異常情況能快速壓井，控制住井口。6、井控工藝技術5)井控裝置、井口裝置安裝好后，清水試壓達到額定工作壓力合格。6)含H2S層的放噴、測試，在鉆臺上、井口旁、循環(huán)罐、油嘴(節(jié)流)管匯、分離器等重要部位放置大功率排風扇各1臺。三、元壩試氣工藝技術9）壓力、液面、有毒有害氣體監(jiān)測報警系統(tǒng)的配備，為及時采取地面開關井、井下開關井、循環(huán)壓井等措施的及時制定提供保障。10）制定了有效的預防措施和應急預案，為試氣井控提供了安全保障。元壩205井、271、273井長興組、元陸5井自流井組珍珠沖段屬高壓高產高含硫井，日產天然氣超100×104m3/d，對于這些高難度重點井，我們通過嚴格的井控技術措施和試氣技術攻關、配套技術裝備，安全高效地完成了這些高難度井的試氣作業(yè)，有力地說明了試氣測試井控工藝技術已日益走向成熟。6、井控工藝技術三、元壩試氣工藝技術1）根據(jù)鉆開目的層壓力監(jiān)測、區(qū)塊對應氣層的壓力系數(shù)和試氣過程中的資料，確定氣層壓井液的相對密度，其附加值為0.07～0.15；高溫高壓井、含H2S井的附加值取高值。降低天然氣上竄速度，防止泥漿氣浸。2）含H2S井，當壓井液中含有硫化氫時，應通過分離系統(tǒng)分離直到硫化氫濃度降至安全標準，必要時，應添加除硫劑、緩蝕劑，控制壓井液PH值大于9.5，對井液進行處理以除去硫化氫；在使用除硫劑時，應密切監(jiān)測壓井液中除硫劑的殘留量。受污染液體宜安全排放或適當處理，回收的壓井液進入泥漿罐或限制通風區(qū)域時，宜采取適當?shù)娜松戆踩雷o措施。3）施工中，備有設計密度的壓井液，有效用量應大于2倍井筒容積；現(xiàn)場應儲備高于設計相對密度0.2的壓井液，儲備壓井液量是井筒容積的1.5～2倍；備有壓井液材料，其用量能配制2倍以上井筒容積的壓井液；井場應有充足的水源，含H2S井的供水流量大于1000m3/d、持續(xù)時間大于24h，或滿足設計要求。7、壓井工藝技術三、元壩試氣工藝技術4)禁止泥漿與地層水在井筒內直接接觸，替漿時采用高濃度稠化水作為隔離液，避免污染泥漿卡鉆。5)酸化井、嚴重漏失井，井下管柱上有循環(huán)孔能與地層連通，應在井口有采氣樹時打開循環(huán)孔，進行循環(huán)壓井和堵漏壓井。6)封隔器解封后應上提封隔器至循環(huán)壓井深度以上，再重新循環(huán)壓井液除去封隔器下面的天然氣。7)在循環(huán)壓井中，應逐步提高壓井液密度，提高地層承壓能力，防止壓漏地層造成嚴重漏失。8)壓井結束時，壓井液進出口性能應達到一致，油套壓為零；壓井后應進行靜止觀察或短起下觀察，以確定安全起下鉆時間；高壓、高產井觀察時間應大于起下一趟井內管柱所用的時間，即安全起下鉆時間。7、壓井工藝技術三、元壩試氣工藝技術

元壩探井地層壓力變化大（地壓系數(shù)1.01-1.96）、裂縫溶洞相對發(fā)育、破裂壓力與地層壓力相近、酸蝕裂縫易漏失，但管柱過流面積小，壓井堵漏處理難度大。溶孔與溶洞垂直、大傾角裂縫漏失漏失類型孔隙漏失酸蝕裂縫漏失溶洞漏失RDS閥

8、堵漏技術三、元壩試氣工藝技術元壩高壓井，根據(jù)工具的通徑，優(yōu)選直徑小于5mm的非纖維狀堵漏材料，通過多種堵漏材料復配，形成了三級橋結堵漏漿體系：一級濃度12-18%、二級18-28%、三級28-35%堵漏漿。對預測為漏失層和酸化壓裂層，應備有細顆粒堵漏劑（如超細碳酸鈣、單向壓力封閉劑、隨鉆堵漏劑）、粗顆粒堵漏劑（如核桃殼、Ⅰ、Ⅱ復合堵漏劑）等堵漏材料，每種類型的堵漏劑現(xiàn)場應備有一種以上，每種堵漏材料均能配制高濃度堵漏劑的堵漏壓井液100m3以上。堵漏劑的長度或直徑應小于測試管柱與地層連通的工具孔徑、環(huán)空間距，堵漏壓井液的懸浮性能穩(wěn)定，防止堵漏劑聚集、沉淀造成卡鉆。①一級堵漏漿推薦配方為：基漿+3%單封＋3％隨鉆+3％2-3mm核桃殼+5％1mm核桃殼＋1％云母片（3mm以下）。堵漏劑濃度15%，堵漏漿密度為壓井泥漿密度。②二級堵漏漿推薦配方為：一級堵漏漿+3％1mm核桃殼＋4％2-3mm核桃殼＋3％4-5mm核桃殼＋3％云母片（3mm以下），堵漏劑濃度28%。

8、堵漏技術三、元壩試氣工藝技術堵漏壓井方案：關井測壓力恢復結束后，全井筒全部或部分替入一級（或二級）堵漏漿，然后替入常規(guī)壓井泥漿15-20m3于RDS循環(huán)閥以上的油、套管井筒內，打開下部RD循環(huán)閥進行堵漏壓井，直至建立循環(huán)后將井壓穩(wěn)。8、堵漏技術三、元壩試氣工藝技術膠凝酸+閉合酸壓工藝技術采用了“酸蝕蚓孔”理論進行酸化優(yōu)化設計（以達到最大的蚓孔穿透距離的用酸量作為優(yōu)化的標準），并在此基礎上形成了“前置酸+膠凝酸+后置酸”的三段式閉合酸壓為特色的深度酸壓主體工藝。Le四、儲層改造工藝技術1、海相層改造工藝元壩地區(qū)針對高溫深層高含硫儲層特征優(yōu)選采用的酸壓工藝主要有膠凝酸閉合酸壓工藝、震蕩注入酸壓工藝、加重酸化工藝等。膠凝酸+閉合酸壓工藝技術前置酸

膠凝酸

閉合酸

解除近井帶堵塞、降低地層破裂壓力同時降低井筒溫度，減小酸液對管柱的腐蝕速率降低酸巖反應速率，延長了酸液的有效酸蝕作用距離，有利于形成有效酸蝕作用距離較長的酸蝕裂縫在低于裂縫閉合壓力條件下，低排量下注入適量酸液，進一步溶蝕近井地帶酸蝕裂縫溝槽，提高近井地帶酸蝕裂縫導流能力。四、儲層改造工藝技術（1）儲層溫度較高，酸液在高溫情況下對管柱的動態(tài)腐蝕較嚴重，優(yōu)選高溫抗腐蝕性能較好的緩蝕劑及其加量，同時在注入過程中保持一定的排量對管柱降溫，降低酸液對管柱的腐蝕；（2）針對殘酸返排可能較困難的難點，為實現(xiàn)本層酸壓改造后酸液的快速返排，以降低施工安全風險和儲層傷害，除在酸液配方上加入助排劑、起泡劑等降低表面張力的添加劑外，在工藝上采用液氮泵車全程液氮伴注；（3）形成的以“提高酸蝕裂縫長度和近井帶的裂縫導流能力”為核心的膠凝酸閉合酸壓工藝成功應用，實現(xiàn)了元壩205、元壩271、元壩273、元陸5等井的重大突破。同時該工藝已經成為元壩深度酸壓的主體工藝，在元壩及其他區(qū)塊得到了全面的推廣應用。四、儲層改造工藝技術膠凝酸+閉合酸壓工藝技術針對元壩區(qū)塊儲層埋藏深、破裂壓力梯度較高的特點，通過在注入前置酸之前采用高密度（1.8-2.0g/cm3）加重酸液來提高液柱壓力，實現(xiàn)在井口施工限壓下增加井底凈壓力，以增大壓開儲層的機率。在室內優(yōu)選加重酸緩蝕劑及其用量，確保加重酸高溫條件下的緩蝕效果，室內腐蝕實驗結果表明，在160℃時，加重酸腐蝕速率小于28.6g/m2.h，大大降低了酸液對管柱的腐蝕，成功研制了無毒環(huán)保加重酸液體系，形成了在注入前置酸之前采用高密度加重酸液來提高液柱壓力的加重酸酸壓工藝。

加重酸壓工藝加重酸液四、儲層改造工藝技術

創(chuàng)造性的利用“沖擊波”原理，形成了異常高破裂壓力儲層的震蕩注入酸壓工藝，該工藝利用快速提高施工壓力時產生的“沖擊波（壓力峰值是顯示值的2-5倍）”對儲層應力集中不斷進行釋放，實現(xiàn)降低破裂壓力目的。該工藝成功用于元壩9井，元壩9井長興組上儲層經過8次高壓震蕩成功壓開儲層。震蕩注入酸壓工藝元壩9井酸壓施工曲線四、儲層改造工藝技術沖擊波壓力峰值施工壓力“沖擊波”原理圖8次“震蕩”壓開儲層四、儲層改造工藝技術2、陸相層改造工藝陸相層自流井組大安寨段，巖性以灰?guī)r為主，選擇以膠凝酸閉合酸壓為主的改造方案；須家河組（須二段、須四段）、自流井組（珍珠沖段、東岳廟段）、千佛崖組先通過試擠分析，若排量能達到2m3/min以上，則進行加砂壓裂，否則進行酸化改造。壓裂液體系120℃壓裂液配方：基液：0.55%瓜膠＋0.3%殺菌劑＋（0.5-1.5）%粘土穩(wěn)定劑＋0.5%助排劑＋1.5%溫度穩(wěn)定劑＋0.5%增效劑＋0.12%NaOH交聯(lián)劑：0.4%基液性質：pH=9-10，粘度31mPa.s（511S-1，36℃）交聯(lián)性能：35″增稠，1'20″局部可挑，2‘-2'30''可挑，光滑。

元壩*井長二段地層溫度高，地層破裂壓力高，氣產量大，產出氣硫化氫濃度高，地質條件惡劣復雜，給完井試氣造成了很大的難度。該井現(xiàn)場施工過程中，井口裝置采用105MPa×FF防硫采氣樹、105MPa×EE級防硫四閘板，地面流程采用三級降壓節(jié)流管匯、分離器、熱交換器，測試工藝采用射孔酸壓測試三聯(lián)作。這些測試工藝技術的運用，很好的滿足了該井的試氣測試，取全取準了各項資料，施工質量達到了試氣合同和行業(yè)標準的要求。六、現(xiàn)場應用實例六、現(xiàn)場應用實例元壩*井測試情況1）下三聯(lián)作管柱、校深、拆防噴器組、座封：21012年8月19日-20日下外徑89mmBG110SS油管底帶射孔酸壓測試聯(lián)作管柱一套及SQ-89射孔槍長69.00m（DP36PYX25-6射孔彈1027發(fā)，孔密16孔/m,相位45o），電測校深，拆2級2FZ28-105MPa防噴器組，上提管柱懸重1080N，方余7.4m，正轉管柱8圈，下放管柱加壓200kN坐封成功，坐封深度6738.65m/6739.41m，射孔槍正對氣層。2）裝采氣樹：8月20日至21日安裝KQ78/65-105、FF級防硫采氣樹、連接兩翼高壓管線，試壓合格。六、現(xiàn)場應用實例元壩*井測試情況3）替前置酸、操作OMNI閥、驗封：8月22日低替前置酸22.05m3，滑溜水2.0m3，套管打壓18-22MPa，迅速泄壓至0MPa，操作OMNI閥至測試位。4）射孔：8月22日油管打壓40MPa，引爆射孔成功（射孔井段6811.00-6880.00m），套壓平衡壓力40MPa。射孔層位：長二段，射孔井段6811.00-6880.00m，射厚69m，相位45°、孔密16孔/m。SQ-89射孔槍內裝DP36RDX-25-6彈1027發(fā)，實射1027發(fā)顆。5）酸壓：高擠前置酸14.65m3、膠凝酸246.5m3、閉合酸20.4m3，泵壓22.3-90.8MPa，排量0.8-5.6m3/min，頂替滑溜水36.5m3，泵壓27.2-54.8MPa，套管平衡壓力33.7-43.2MPa，伴注液氮25m3，擠深6809.73m，停泵壓力19.1MPa，套壓33.7MPa,地層破裂泵壓91.6MPa（地層破裂壓力158.7MP）；關井待酸反應34min，油壓19.1↘14.28，控制套壓33.7↘2.0MPa。本次酸實際擠入地層液量318.05m3，入地酸量303.6m3。六、現(xiàn)場應用實例元壩*井測試情況酸壓施工曲線酸壓施工現(xiàn)場照片六、現(xiàn)場應用實例元壩*井測試情況6）放噴排液：8月22日油嘴、針閥控制放噴排液，油壓14.28-23.8MPa，套壓2MPa，出口殘酸232m3，期間12:55出口出氣，點火可燃，火焰橘黃色，焰高10-25m，放噴口無硫化氫顯示。7）求產：8月22日至23日放噴求產：①一級16mm油嘴、二級19mm油嘴，35mm孔板臨界速度流量計兩條管線放噴求產：油壓27.02MPa，油溫41.89℃，流量計1上壓2.58MPa,下壓1.03MPa，上流溫度-6.19℃，氣產量49.13×104m3/d；流量計2上壓2.82MPa,下壓1.16MPa，流量計上溫度-13.69℃，氣產量53.48×104m3/d，合計產量102.61×104m3/d。②一級13mm油嘴、二級16mm油嘴，35mm孔板臨界速度流量計兩條管線放噴求產：油壓33.31MPa，油溫44.83℃，流量計1上壓2.36MPa,下壓0.79MPa，上流溫度-14.27℃，氣產量46.51×104m3/d，流量計2上壓2.28MPa,下壓0.81MPa，流量計上溫度-21.79℃，氣產量46.1×104m3/d，合計產量92.61×104m3/d。六、現(xiàn)場應用實例點火照片七、測試存在問題及對策措施

對策措施：①選擇加強型承壓高的測試工具，加強測試工具管理，對測試工具的維修保養(yǎng)要認真細致，并進行探傷檢測，測試工具在現(xiàn)場進行試壓和調試合格，建立相應的使用及維修保養(yǎng)臺帳、探傷檢測報告、試壓記錄，提高測試工具的可靠性。②對于超深高溫高壓含硫氣井要求使用新油管。1、地層條件惡劣、測試工具及油管問題，造成管柱斷裂掉井，影響了試氣施工進度2、在51/2″、53/4″小套管內測試卡鉆，由于套管與102槍身間隙小，無法進行套銑，打撈槍身處理困難。對策措施：與廠家聯(lián)合進行技術攻關，加工適用性強高效金剛石磨鞋，提高碾磨效果，另外今后在51/2″、