鶯瓊盆地超高溫高壓氣井測試技術

韓 成，魏安超，黃凱文，羅 鳴，張 超

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

0 引 言

南海鶯瓊盆地是世界三大高溫高壓地區之一，中深部儲層地質條件復雜，具有高溫、高壓、高CO2含量等特點[1]。超高溫高壓氣井測試管柱難以同時滿足測試功能要求及測試安全要求；高密度測試液高溫高壓環境下長時間靜置極易發生沉降，封隔器解封困難[2]；同時，由于高密度測試液易受CO2污染變稠，導致射孔失效及APR測試工具開關困難，超高溫高壓氣井測試對高密度測試液沉降穩定性及抗CO2性能提出了極高的要求；超高溫高壓氣井測試工況復雜，管柱及封隔器井下載荷大[3-5]，且高溫高壓條件下管柱伸縮量難以確定，管柱密封性難以保障[6-9]。這些都給鶯瓊盆地高溫高壓氣井測試作業帶來極大挑戰。通過多年的技術研究與測試作業實踐，形成了海上超高溫高壓氣井測試技術，并在鶯瓊盆地3口超高溫高壓氣井測試作業中成功進行了應用，為海上超高溫高壓氣井安全測試提供了技術支持。

1 超高溫高壓氣井測試技術對策

1.1 測試管柱整體設計

超高溫高壓氣井測試作業在滿足測試工藝安全及基本地質要求的前提下，應最大程度地簡化測試管柱的結構[10-11]。為降低管柱泄露及封隔器被卡的風險，海上高溫高壓測試多選擇插入式封隔器，但管柱密封性檢驗與管柱插入之間存在矛盾。同時，常規APR-N測試閥打開需要環空保持一定壓力，但高溫高壓氣井測試期間伴隨地層流體帶來的溫度效應對環空壓力影響明顯，易造成APR-N測試閥突然關閉；另一方面，APR-N測試閥易由于長時間開井，無法響應環空壓力變化而導致無法關井[12-13]。為解決上述難題，經過多年實踐摸索，海上超高溫高壓氣井測試主體管柱設計為高壓流動頭+2個RD循環閥(有球)+選擇性測試閥+RD旁通試壓閥+永久性封隔器插入密封+射孔槍(圖1)。由圖1可知，該測試管柱適用于插入式封隔器，在雙RD循環閥下面設置一個選擇性測試閥，可安全有效地實現超高溫高壓氣井井下測試閥的開關操作；在選擇性測試閥下面設置2個壓力計托筒，關井時可錄取地層溫度和壓力恢復情況；測試作業結束后，雙RD循環閥設計可達到超高溫高壓井下關井及循環壓井同時進行的目的，該測試管柱既滿足了測試工藝安全方面的要求，又能滿足測試地質方面的要求。

1.1.1 RD旁通試壓閥

國內外高溫高壓氣井測試一般使用插入式永久封隔器工藝，若將測試閥設定為關閉狀態入井，插入式密封在插入過程中將壓縮密閉空間中的測試液，影響測試管柱的正常插入；如果將測試閥設定為開啟狀態入井，測試管柱則無法通過灌入液墊設置生產壓差。

超高溫高壓氣井測試試管柱在永久性封隔器插入密封上面設計一個RD旁通試壓閥，該閥主要由球閥、連桿、芯軸、破裂盒、旁通孔等組成(圖2)。入井時，上部球閥關閉，可對球閥之上的整個管柱密封性進行檢驗，同時，下部旁通孔開啟，實現管柱內外連通，插入式密封短節順利插入；開井時，通過環空壓力的作用，擊碎破裂盤，環空壓力作用于芯軸截面，并推動芯軸上移，通過連桿，側向開孔的球閥翻轉，實現管柱內部連通，同時，兩端密封圈上移，關閉旁通孔，實現測試管柱與環空的隔絕，進入測試狀態。RD旁通試壓閥有效地解決了管柱插入與管柱密封性檢驗之間的矛盾。

圖1 鶯瓊盆地超高溫高壓氣井測試測試管柱設計

圖2RD旁通試壓閥結構示意圖

1.1.2 選擇性測試閥

使用常規測試閥進行測井作業，在開井時需要長時間保持一定環空壓力，測試工具長時間在高溫受壓狀態下易損壞。常規測試閥球閥開啟壓力為35 MPa，超高溫高壓井測試過程中，環空壓差極易超過開啟壓差，球閥難以開啟。選擇性測試閥可通過調節環空壓力將球閥鎖定于開啟狀態，鎖定后則不再需要維持環空壓力，避免了測試管柱中的流體所導致的環空和管柱溫度上升對測試閥產生的影響，且開啟壓差可達到70 MPa，更適用于高溫高壓井測試作業。

選擇性測試閥由球閥部分、動力部分和計量部分組成，核心部件為動力部分(圖3)。

選擇性測試閥通過施加于操作芯軸上的環空壓力來控制球閥開關。操作芯軸同時承受環空壓力及來自于氮氣室的氮氣壓力。測試工具在下井過程中，球閥處于關閉狀態，環空液體進入氮氣室，使操作芯軸上的氮氣壓力與環空靜液柱壓力保持平衡，從而不觸發球閥的開啟動作。封隔器坐封后，由泥漿泵向環空增壓，環空壓力克服氮氣壓力，使操作芯軸下移，帶動球閥旋轉打開。同時，選擇器中的換位鎖定裝置啟動，在環空壓力釋放的狀況下，球閥仍一直處于打開狀態，可在開井狀態下無需維持環空壓力，有效避免了測試管柱中超高溫高壓流體對環空壓力的影響。測試作業結束時，向環空施加壓力，解除換位鎖定裝置鎖定作業，快速泄壓后，球閥關閉，實現井下關井。

圖3選擇性測試閥結構示意圖

1.2 提高高密度測試液沉降穩定性

表1 LD102-B井高密度測試液性能測量結果

1.3 封隔器受力分析及管柱伸縮量計算

1.3.1 封隔器受力分析

超高溫高壓測試需詳細分析射孔瞬間管柱及分封隔器受力情況[17-19]，避免射孔引起的瞬間沖擊力導致管柱破壞及封隔器失效。以鶯瓊盆地超高溫高壓氣井LD101-A井為例，使用Φ88.9 mm油管將測試-射孔聯作管柱下至射孔段(Φ177.8 mm套管)，測試液密度為2.33 g/cm3，封隔器坐封深度為4 006 m，射孔段深度為4 052～4 070 m，選用抗溫能力強的HNS射孔彈。編制專業軟件計算了測試油管及封隔器在射孔瞬間的受力情況。計算結果顯示，射孔瞬間封隔器以下油管承受的最大沖擊力為110 kN，封隔器所承受的最大壓差為27.0 MPa，瞬間承受的最大沖擊力為450 kN，同時，井底溫度達到194 ℃，這已經超出常規丁腈和氫化丁腈封隔器膠筒的抗溫及抗壓極限。根據溫度及受力分析結果，決定選用新型永久性封隔器，該封隔器密封元件采用Aflas材質，抗溫能力達到204 ℃，在井下高溫條件下承受絕對壓力達到103.4 MPa，承受最大壓差達55.0 MPa，可滿足測試要求。

1.3.2 管柱伸縮量計算

測試期間工況的變化常引起管柱溫度、環空壓力等頻繁變化，從而導致管柱的伸縮量頻繁變化[20]。測試管柱下端密封插管可以相對永久性封隔器自由滑動，當測試管柱軸向縮短時，插入密封上移，過量的變形會導致密封失效；當測試管柱軸向伸長時，插入密封下移，過量的變形會引起管柱與封隔器相互擠壓，造成管柱永久性變形或井下封隔器失效等事故。因此，精確計算超高溫高壓測試測試管柱在不同工況下的伸縮量十分必要。以LD101-A井為例，在詳細考慮溫度效應、活塞效應、膨脹效應及彎曲效應的情況，精確計算了射孔、關井、開井等工況下的管柱伸縮量(表2)。由表2可知，日產氣量為100×104m3/d時，管柱最大伸長量為2.553 m，關井井口泄壓為0.00 MPa時，管柱最大縮短量為1.471 m。實際測試過程中，插入式密封筒總長度為9.9 m，密封短節插入深度為7.0 m，可滿足測試過程中各工況下管柱密封。

表2 不同工況下的管柱伸縮量計算結果

2 現場應用情況

該系列技術在鶯瓊盆地3口超高溫高壓氣井測試作業中進行了應用，封隔器均采用抗高溫的永久性封隔器，測試管柱結構均為同位素校深短接 + 2個RD循環閥 + 選擇性測試閥 + 2個壓力計托筒 + RD旁通試壓閥 + 永久性封隔器插入密封 + 射孔槍，3口超高溫高壓井測試作業情況如表3所示。由表3可知，3口井井底溫度達到194 ℃，壓力系數最高達2.32，使用的測試液密度最高達2.33 g/cm3，地層產出氣CO2濃度最高達69%，測試液井下靜置時間最長達7.5 d。測試作業過程中，3口井測試液性能穩定，封隔器均順利解封，無復雜情況發生，同時均取得了代表地層壓力、物性和產能的資料，圓滿完成測試任務，有力地支撐了鶯瓊盆地超高溫高壓儲層勘探評價工作。

表3 鶯瓊盆地3口超高溫高壓井測試作業情況

以LD101-A井為例，測試井段深度為4 052～4 070 m，前期MDT測試顯示產出氣CO2含量為23%。現場測試工序如下，下入刮管鉆具，對設計封隔器坐封位置進行清刮后，替入密度為2.33 g/cm3水基測試液；下入永久性封隔器，封隔器坐封后，調整測試液性能；組合下入測試-射孔聯作管柱；正加壓射孔，進行開關井測試作業。取得全部地層資料后，此時測試液已靜置5.5 d，上提管柱解封封隔器。LD101-A井壓力計垂深為4 001 m，測試期間壓力計實測溫度壓力曲線如圖4所示。由圖4可知。實測壓力計處的溫度達到191 ℃，推算測試井段溫度已達194 ℃；實測壓力計處壓力恢復最高達91.4 MPa，推算得到壓力系數為2.32。壓力計記錄的井底溫度壓力曲線清晰完整，說明井底封隔器高溫高壓密封性良好，測試閥開、關作業操作正常。最終該井獲得了5個油嘴的穩定產能數據，錄取了井下壓力數據，取得了合格的常規油、氣樣和工業油、氣樣，求得了儲層原始壓力、邊界、滲透率、邊水距離和無阻流量等關鍵數據，測試成功。

圖4LD101-A井井下壓力計實測數據曲線

3 結 論

(1) 超高溫高壓測試技術綜合利用RD旁通試壓閥、選擇性測試閥、高密度測試液等技術有效克服了常規測試管柱設計復雜、高密度測試液易沉降、測試管柱及封隔器受力復雜、測試管柱失效風險高等難題，為海上超高溫高壓氣井的安全測試提供了技術支持。

(2) 實例應用表明，超高溫高壓測試技術可滿足超高溫高壓井測試功能要求和測試安全要求，可成功獲取必要的測試數據。

(3) 在地層資料準確錄取及測試施工安全的提前下，超高溫高壓井測試技術下步還應在測試工作制度、開關井時間、壓井方案、儲層保護等方面進一步研究。