高溫高壓深井測試技術在準噶爾盆地高探1井的應用

陳超峰， 江 武， 米紅學， 魯斌昌， 周 超， 唐青雋

(1新疆油田公司勘探事業部 2西部鉆探工程有限公司試油公司)

近年來，準噶爾盆地油氣勘探向高溫高壓、超深儲層不斷擴展，盆地南緣高探1井完鉆井深5 920 m，試油前預測地層壓力133 MPa、地層溫度135℃，屬于高溫高壓油氣井，結合鉆探資料分析，具有高產的地質條件。

盆地南緣地區在前期試油測試中，主要存在以下試油難點：①地質條件復雜，鉆井周期長，鉆井期間技術套管磨損嚴重導致剩余強度偏低，井筒完整性較差，如大豐1井技術套管磨損深度達到8～10 mm；②區域地應力高，地層傾角高達50°以上，受高地應力影響，南緣探區霍10井、霍003井射孔后均出現了套管變形問題；③射孔測試聯作期間高爆轟力導致封隔器中心桿被拉斷；④地層出砂或其它固相顆粒，易埋卡或堵塞井下測試管柱，高速油氣流攜帶固相顆粒沖蝕地面測試流程[1]，霍001井試產含砂率高達6%，折算日出砂86.4 m3；⑤鉆井液穩定性較差，鉆井液沉淀導致測試閥開關失效，西湖1井試油期間，因鉆井液進入RD循環閥腔體導致無法打開循環閥；⑥新疆高寒地區冬季作業，設備性能難以保障，對完井液、壓井液耐低溫性能要求較高。

針對以上試油難點，高探1井試油前開展了管柱力學校核，地層出砂預測，優選封隔器及測試閥等工具，優化測試管柱和地面流程配置。本文對高探1井測試情況進行分析，總結試油技術在該井的應用，以期為同行提供借鑒。

一、射孔—測試聯作工藝

射孔—測試聯作是目前國內外較理想的完井測試方法之一，該工藝可實現一趟管柱完成射孔、測試任務，在最大化降低儲層傷害的工況下，能快速求取產量和地層壓力、溫度等參數，縮短試油周期，降低試油成本[2]。

1. 管柱結構

高探1井采用“三閥一封”射孔—測試聯作管柱，管柱結構自上而下為：氣密封油管+校深短節+氣密封油管+RD安全循環閥+RD安全循環閥+RD循環閥+封隔器+電子壓力計托筒+伸縮管+安全接頭+減震器+減震油管+壓力延時點火頭+射孔槍+壓力延時點火頭+槍尾，工具結構如圖1所示。

針對高探1井高溫高壓、高產特征，為保證測試管柱的安全工作和安全起出，對該井的射孔—測試聯作管柱進行了以下優化：①采用高強度測試閥，滿足了射孔—測試工況下的強度要求和高溫環境下的密封要求；②優選加強型RTTS封隔器和適合井溫條件的封隔器膠筒，保證了封隔器在沖擊、高溫、大壓差下不損壞、不失封；③RD安全循環閥可通過環空打壓進行井下關井，建立了井下的安全屏障，RD循環閥具有平衡封隔器上下壓差、建立循環通道，便于封隔器的解封；④采用兩個RD安全循環閥，其中上部的RD安全循環閥作為備用閥，若下部測試閥出現異常無法建立循環通道進行壓井作業時，則可開啟上部RD安全循環閥，確保測試結束后壓井作業的實現；⑤射孔槍上部使用伸縮管、雙減震器及減震油管，減小射孔爆轟載荷對封隔器及管柱的沖擊損壞和震動影響，防止封隔器損壞和失封，同時保護電子壓力計[3]；⑥射孔槍及測試工具之間使用安全接頭，若射孔段套管變形、地層出砂導致槍身砂埋，可正轉管柱從安全接頭處倒扣，保證測試管柱的安全起出；⑦采用雙壓力延時點火頭，確保一趟管柱成功射孔。

圖1 高探1井射孔—測試聯作管柱示意圖

2. 井下工具優選

高探1井是準噶爾盆地試油井中預測地層壓力最高的井，高溫高壓、高產以及高流速的沖蝕都對井下工具提出挑戰，井下工具的可靠性是測試成功的保證，該井對封隔器及測試閥的耐溫、耐壓和耐沖蝕性能要求高，為了確保測試一次成功，試油前對井下工具進行了優選。

2.1 封隔器

RTTS封隔器是一種懸掛式封隔器，由J型槽、機械卡瓦、密封膠筒和水力錨等結構組成，采用旋轉加壓坐封、上提解封方式，具有結構簡單、易操作、可重復使用等特點，常用于高壓井射孔—測試聯作管柱中，為適應高探1高壓高產、井深的需要，增加了芯軸壁厚，抗拉強度由320 kN提升至620 kN，高探1井封隔器參數如表1所示。

表1 高探1井RTTS封隔器技術參數

2.2 APR測試閥

RD循環閥、RD安全循環閥是APR測試管柱的主閥，高探1井使用了加強型測試閥，與普通測試閥相比，芯軸材質由4130低合金鋼升級為鎳基高合金剛，在抗內壓、抗外擠強度等方面均有所提升，參數對比如表2所示，將密封部位由單“O”型圈改為雙“O”型圈[4]，此外，密封方式由POP組合密封改進為OTP組合密封方式，芯軸密封可靠性更高。

表2 ?99 mm普通型與加強型測試閥參數對比

3. 完井液

為滿足高探1井井筒安全性評價要求,綜合考慮完井液對管柱腐蝕的評價、完井液與壓井液的配伍性，結合新疆冬季-30℃的環境溫度，選擇CaCl2作為射孔完井液。

設計CaCl2射孔液密度為1.30 g/cm3時，液體耐低溫性及管柱安全性較好，①管柱三軸應力安全系數大于2.4；②在-30℃以下環境溫度條件下，穩定性較好，不結冰、不結晶；③達到了保護儲層、合理控制油套壓力和封隔器壓差的目的。

二、地層測試技術

高探1井按照天然氣計算預測最高關井井口壓力達到115 MPa，地面壓力極高。同時在高壓高產的工況下，地面管匯也面臨著沖蝕的風險，因此對流程的耐壓、耐沖蝕性能要求高。針對高探1井儲層條件，采用140 MPa超高壓地面流程，配備除砂器、閘閥遠程電動控制、ESD緊急關斷、數據自動采集、液面自動檢測等設備，形成了集除砂、精細控壓放噴、高壓遠程控制、和油水自動計量為一體的140 MPa超高壓地面測試流程。

1. 140 MPa超高壓地面測試流程

高探1井140 MPa超高壓地面測試工藝流程主要包括：主測試流程、輔助放噴流程，流程中集成了安全控制系統、監測系統、數據采集系統及閘閥遠程開關控制系統[5]，流程設計如圖2所示。

圖2 高探1井140 MPa超高壓地面測試流程圖

主測試流程采用了140 MPa超高壓除砂器，井筒返出的攜砂流體先經過除砂器除掉大部分砂粒等固相后,再通過油嘴管匯，降低了含砂流體對流程及油嘴的沖蝕；油嘴管匯采用兩個串聯，雙備份油嘴管匯可確保安全。

輔助放噴流程設計雙通道可調式針閥，增加了耐沖蝕性、耐磨性更好的動力油嘴，提高了設備耐沖蝕能力，開井測試初期，采用輔助流程放噴排污，避免了含固相的地層流體沖蝕除砂器及油嘴管匯；完井替液期間，采用可調油嘴進行節流控壓，控壓范圍精確至1 MPa以內。

2. 閘閥遠程無線電動控制技術

針對高壓條件下開關閘閥操作難度大、開關閘閥時間長、人員在高壓區作業安全風險高等難題，高探1井在除砂器上游、油嘴管匯使用閘閥遠程無線電動控制系統。

閘閥遠程無線電動控制系統主要由 4 部分組成：閘閥執行機構、控制單元、遠程控制管匯及控制軟件，有以下技術特點：

(1)具有很好的通用性，在原有管匯手動閘閥上加裝電動執行機構即可實現遠程控制。

(2)可顯示開度、扭矩、轉數等參數，可利用控制系統對執行器進行獨立、精確控制。

(3)通過遠程電動控制柜操作各閘閥，控制距離達到70 m以上，作業人員遠離高壓區，降低了人員作業安全風險、減小了勞動強度[6]。

該系統在高探1井應用期間，在井口油壓97 MPa條件下，35 s內正常執行開關井動作，扭矩最高為325 N·m，見表3。

表3 高探1井閘閥遠程無線電動控制參數

三、應用效果

高探1井在密度1.30 g/cm3的完井液中，按照圖1所示的管柱結構，先使用測試管柱底帶空槍進行各工況模擬，驗證測試工具在井筒中的通過性、封隔器的坐封性能、求取了地層溫度和完井液靜液柱壓力，為井下工具操作壓力的設計和地層壓力的計算提供了參數。

下入射孔測試聯作管柱后，進行電測校深定位，配調整短節，加壓160 kN座封RTTS封隔器，座KQ78-140型采氣樹，并對采氣樹安裝部位注塑試壓115 MPa。

采用油管內正加壓至49.3 MPa、延時7 min引爆射開試油層。隨后進行了關井求壓，關井壓力恢復迅速，射孔后油壓在1 min內上升至59.0 MPa并保持穩定。

關井12 h后，采用針閥控制、使用輔助放噴流程進行放噴測試，油壓58.89～79.95 MPa，返出完井液后見油氣，切換流程至主測試流程進行試產。

逐級采用?3 mm～?13 mm油嘴試產，其中?13 mm油嘴試產，油壓32.4 MPa、日產油1 212.96 m3、日產氣32.17×104m3，創中國陸上碎屑巖單井日產量最高紀錄。

試油結束后，成功打開RD安全循環閥實現井下關井，壓井起出測試管柱，獲取了壓力溫度資料，實測地層壓力134.29 MPa、最高關井油壓96.89 MPa，關井時靜溫145℃、?13 mm試產時井底最高流動溫度160℃，如圖3所示。

圖3 高探1井試油測試溫度、壓力曲線圖

高探1井試油測試期間，RD安全循環閥、RD循環閥及點火頭等井下工具工作正常，配備的伸縮管有效彌補了射孔時管柱的變化量，同時減震器也起到了很好的減震效果，井下壓力計和RTTS封隔器在高溫高壓、高產的工況下性能穩定，錄取到優質的測試資料。

四、結論與建議

(1)采用射孔—測試聯作技術，一趟管柱實現射孔及測試功能，減少了起下管柱次數、避免了壓井對儲層的傷害，降低了試油成本。

(2)測試閥的操作壓力值的精準設置、環空壓力的精細控制，既保證了封隔器處于安全壓差范圍內，又確保了測試閥按設計順利執行開關動作，是測試成功的關鍵所在。

(3)管柱中采用的雙RD循環閥、雙壓力延時點火頭配置，工具有備份，提高了測試管柱應對復雜工況的可靠性。

(4)超高壓地面流程的設計及遠程電動控制系統的應用，確保了在高溫高壓條件下順利實現各項功能，從而達到地質目的，是試油的安全保障。