南海超高溫高壓氣井裸眼完井測試關鍵技術

黃熠 楊進 王爾鈞 張禎祥 方達科 魏安超

1. 中國石油大學(北京)；2. 中海石油(中國)有限公司湛江分公司

0 引言

南海鶯瓊盆地天然氣資源豐富，勘探開發前景廣闊，是南海大氣區建設和國家南海能源基地建設重點區域。超高溫高壓氣藏開發在“十三五”期間將成為南海西部天然氣產量的主要增長點［1］。目前南海西部地區超高溫高壓領域的勘探開發呈現出許多不同的特點和新挑戰，主要表現在：超高溫高壓勘探重點將由東方區域擴展到崖城、陵水、樂東等區域，呈現點多面廣的特點，目的層由黃流組加深到梅山組，完鉆井深可達5 000 m，井底最高溫度可達250 ℃，最高壓力可達110 MPa，安全密度窗口較窄，目的層安全密度窗口僅0.01 g/cm3，甚至出現負壓力窗口，作業環境更加復雜［2］。隨著南海西部超高溫高壓區塊勘探開發的深入進行，海上超高溫高壓裸眼完井測試需求逐步上升。

目前海上超高溫高壓氣井裸眼完井測試在技術層面上并不成熟，實際作業過程中存在一些問題，主要體現在：(1)高密度測試液在超高溫高壓環境下長時間靜止容易發生稠化沉降，堵塞測試管柱；(2)超高溫高壓條件下管柱伸縮量難以確定，測試管柱易出現泄漏；(3)裸眼封隔器保護措施不足，容易引起密封失效；(4)井下測試工具在高密度測試液條件下，存在不能正常開關的風險；(5)測試壓差選取不合理，容易引起井壁失穩、地層出砂等問題。許多專家學者對裸眼完井測試技術已經開展了大量研究，郭硯波［3］通過優化砂泥巖地層裸眼測試技術，提高了砂泥巖裸眼測試的成功率；林和［4］通過選用RTTS封隔器代替傳統的單封隔器錨掛測試，提高了軟地層的裸眼測試效率；閆建富等［5］通過優化裸眼測試壓差和測試時間，對超深井裸眼測試成功起到具體的推動作用；彭志海等［6］通過優化測試鉆井液性能和坐封位置等措施，改進了勝利油田裸眼測試工藝。目前針對南海超高溫高壓氣井裸眼完井測試工藝的相關研究仍然較少。南海西部公司通過堅持不懈的技術攻關，逐步形成了一套適用于海上高效勘探開發的超高溫高壓氣井裸眼完井測試關鍵技術，并在南海高溫高壓井DF13-Y-Y井中進行了成功應用。

1 超高溫高壓井裸眼完井測試難點

1.1 測試液熱沉降穩定性能差

南海西部超高溫高壓區域鶯瓊盆地地溫梯度可達4.9 ℃/100 m，井深4 500 m的高壓氣井井底溫度可達到220 ℃，在完井測試期間為有效平衡地層壓力通常使用高密度測試液。常規的測試液通過添加重晶石和有機高分子化合物加重，但高溫容易使測試液中的有機高分子化合物降解沉淀，也可能導致黏土顆粒中的水化膜減薄從而產生聚結效應，造成加重材料在封隔器處沉降，致使封隔器解封困難，測試失敗。

1.2 測試管柱失效風險高

海上超高溫高壓井完井測試的封隔器分為永久式封隔器和可回收式封隔器［7］，目前海上超高溫高壓氣井的完井生產測試大多選擇永久式封隔器，但檢驗測試管柱的密封性過程與測試管柱插入永久式封隔器的操作過程之間存在沖突，而且在測試過程中需要持續不斷地保持環空加壓，并保持一定的油套環空壓力才能使普通的APR-N測試閥處于打開狀態。同時，由于常規的APR-N測試閥保持開啟狀態時間過長，容易引起由于無法感知油套環空壓力變化而導致測試閥無法關閉的現象［8］，從而導致關井失敗。

1.3 地面安全控制問題

海上超高溫高壓氣井裸眼完井生產測試操作過程中，若對平臺測試管線中的氣體排量、壓力和溫度等控制失衡，或測試管線中的供熱系統不匹配，很可能會在平臺測試裝置中形成天然氣水合物，堵塞測試管線和測試裝備，造成極其危險的后果［9］；若測試氣體中含地層砂等，很可能造成管線及相關閥門的磨損。因此，在海上超高溫高壓氣井生產測試期間，需要對一些測試關鍵點：如防噴閥、井口、油嘴等處的壓力、溫度等進行精細監控，以確保測試作業人員和相關設備的安全。

1.4 測試制度不合理

超高溫高壓氣井裸眼完井測試風險高，測試難度大，井壁穩定存在著很高的不確定性風險。若測試壓差過大，可能導致井壁坍塌、埋卡封隔器、地層出砂、管匯刺漏等，甚至地面測試裝置也會遭受破壞。若測試壓差較小，則會導致測試流量過低，無法準確評估氣井產能。

2 超高溫高壓井裸眼完井測試關鍵技術

2.1 沉降穩定型測試液研制

海上超高溫高壓氣井裸眼完井測試作業過程中，完井測試液長時間靜止在井下，并一直處于高溫高壓的狀態。為使生產測試結束后永久式封隔器能夠順利解封，要求高溫高壓完井測試液具有較好的沉降穩定性能。沉降穩定型測試液在超高溫高壓井鉆井液的基礎上，增加了抗高溫型降濾失劑Calovis［10］的濃度，通過降低測試液濾失量減輕對目的層的傷害；將測試液中的膨潤土含量控制在2%以內，并使用超細重晶石粉加重測試液，因為超細重晶石顆粒直徑微小，可顯著增強新型測試液的沉降穩定性；增加測試液中的石灰含量［11］使其保持在質量分數1%～1.2%左右，通過石灰不斷消耗和生成碳酸鈣，并增加測試液的pH值，防止CO2侵入測試液導致性能下降。通過室內實驗測定新型測試液的沉降性能，將密度2.3 g/cm3的測試液在220 ℃的環境下放置7 d，測試液塑性黏度、靜切力和動切力均比測試前稍有增加，但數值變化不大，高溫高壓濾失量保持在10 mL左右，證明該新型測試液具有較好的沉降穩定性(見表1)。

表1 新型測試液沉降性能試驗結果Table 1 Test results of the settlement performance of the newly developed testing fluid

2.2 安全測試管柱結構

通過對海上超高溫高壓氣井裸眼完井測試工藝的分析，對現有的測試管柱進行了改進，增加了RD旁通試壓閥［12］，并使用了選擇性測試閥，形成了超高溫高壓氣井裸眼完井測試的管柱結構：RD循環閥+選擇性測試閥+壓力計托筒+RD旁通測試閥+永久性封隔器插入密封+射孔槍(見圖1)。

圖1 優化后的裸眼完井測試管柱結構Fig. 1 Structure of optimized open hole completion testing string

2.2.1 RD旁通試壓閥

超高溫高壓氣井完井生產測試大多選擇永久式封隔器，在測試管柱插入密封過程中，如果將測試閥調試為關閉狀態，則會導致管柱下井插入密封過程中測試液體積壓縮，影響插入密封的下入；若將測試閥調試為開啟狀態，則無法使環空加壓而產生壓差。為解決此問題，在原有測試管柱的插入密封上方設置一個RD旁通試壓閥。當測試工具入井時，RD旁通試壓閥的球閥關閉，旁通孔開啟，測試管柱通過旁通孔實現內外連通。開井測試前通過控制油套環空壓力，破壞破裂盤，使旁通閥的芯軸下移并關閉旁通孔，實現測試管柱與油套環空的隔離，同時RD旁通試壓閥上部的球閥開啟開始測試。RD旁通試壓閥結構見圖2。

圖2 RD旁通試壓閥結構Fig. 2 Structure of RD bypass pressure testing valve

2.2.2 選擇性測試閥

選擇性測試閥除了具備常規測試閥能夠多次開關的功能外，還具備鎖定功能。在使用的過程中，通過施加環空壓力使球閥處于開啟狀態，球閥一旦開啟后不需要持續施加環空壓力即可保持開啟。當解除鎖定時，只需要再次施加環空壓力即可解除鎖定狀態。具體結構如圖3所示。

圖3 選擇性測試閥結構Fig. 3 Structure of selective testing valve

2.3 平臺測試流程優化

由于海上作業平臺的空間有限，合理完善的平臺測試流程對于及時處理生產測試過程中地面流程出現的復雜情況有著關鍵作用。對海上高溫高壓生產測試流程進行優化，目前優化后的流程包括：緊急關閉系統、振動監測系統、油嘴遠程控制系統、化學藥劑注入系統、出砂監測系統、熱輻射監測系統［13］等，具體流程如圖4所示。平臺測試流程特點為：(1)流程中的油嘴管匯上游均為防硫管線，并由鋼圈對測試管線進行密封，避免了氣體泄露；(2)測試流程中通過流體加熱、注入藥劑和油嘴管匯節流降壓的措施來抑制水合物生成；(3)為節省海上平臺空間，優化設計了若干個緊急關閉系統和放噴系統，并代替備用管匯，實現了海上平臺測試管匯的安全控制；(4)在測試管匯中設置了出砂監測系統和振動監測系統，實時監測管匯含砂和振動情況；(5)海上平臺在放噴測試期間，測試管匯周圍配備了噴淋系統，同時結合熱輻射監測系統，合理監測平臺各管匯節點溫度并對熱輻射進行有效控制，對測試設備和操作人員起到保護作用。

圖4 優化后的平臺測試流程分布圖Fig. 4 Distribution map of optimized platform testing flow

2.4 管柱伸縮量精確計算

在超高溫高壓井生產測試過程中，由于井筒內的溫度和壓力隨著測試狀態的變化而不斷變化，導致測試管柱的伸縮量也隨之發生變化。井筒中測試管柱下端可以相對永久性封隔器進行軸向滑動，當測試管柱由于溫度降低產生軸向壓縮時，插入密封段的測試管柱向上移動，若產生的變形量過大，則可能會導致測試管柱與封隔器之間的密封失效；當測試管柱由于受熱而產生軸向拉伸時，插入密封位置向井筒底部移動，若變形量過大，則可能引起測試管柱與永久式封隔器相互擠壓，造成井下封隔器密封失效等復雜情況。

2.4.1 溫度效應

考慮溫度對鋼材熱膨脹系數的影響，當溫度發生變化時，測試管柱的伸長量計算公式［14］為：

式中，ΔL1為測試管柱溫度效應變形量，m；ε為溫度應變；L為油管段長度，m；α為材料熱膨脹系數；T為溫度變化，℃。

對N80鋼材開展室內升溫熱膨脹系數測定實驗，由圖5可以看出：當溫度較低時，N80鋼材的熱膨脹系數較小，當溫度超過120 ℃后，熱膨脹系數明顯增加。當進行測試管柱伸長量計算時，依據熱膨脹系數的實驗結果進行累計求和。

圖5 N80鋼材熱膨脹系數測定實驗結果Fig. 5 Variation of the thermal expansion coefficient of N80 steel

2.4.2 壓力效應

在高溫高壓氣井測試過程中，若測試管柱內壓力大于外環空壓力則會導致測試管柱產生直徑增加、長度縮短的現象［15］，若測試管柱外環空壓力大于管內壓力會出現測試管柱直徑縮小、長度增加的現象。超高溫高壓測試管柱由于壓力效應產生的形變量為

式中，ΔL2為測試管柱壓力效應變形量，m；pi(z)和po(z)分別為測試管柱某處的內、外壓力，Pa；d和D分別為測試管柱內、外徑，m；υ為管材泊松比；E為鋼材彈性模量，取2.06×1011Pa。

2.5 測試制度制定

在超高溫高壓氣井裸眼完井測試過程中，若測試壓差過小，達不到獲取地層有效產能的目的；若測試壓差過大，則可能會造成井壁失穩、垮塌、地層出砂等復雜情況，而導致測試失敗。因此，確定超高溫高壓氣井的合理測試壓差對裸眼測試的成敗起到至關重要的作用。考慮測試期間井壁巖石發生破壞的主要形式為剪切破壞，采用莫爾?庫倫模型［16］進行合理的生產壓差分析。

式中，σ1為最大主應力，MPa；σ3為最小主應力，MPa；C為巖石固有剪切強度，MPa；φ為內摩擦角，°。

對于砂泥巖地層，由于井壁容易出現失穩，應盡可能縮短測試時間，測試制度設置為二開一關，既要合理測試井筒產能，又要防止井筒發生測試風險。

3 現場應用

DF13-Y-Y井是位于南海鶯瓊盆地東方區塊的一口探井，目的層位為黃流組，主要巖性為泥質粉砂巖，裸眼完井井段2 890～3 020 m，裸眼段直徑149.225 mm。由于目的層段直徑太小，沒有合適尺寸的套管進行完井作業，最終采用裸眼完井生產測試的方式測試地層產能。現場測試工序為：(1)對測試井筒進行刮管作業，重點對永久式封隔器的坐封點進行刮管作業，然后泵入密度為1.91 g/cm3的沉降穩定型測試液；(2)井筒中下入永久性封隔器并成功坐封，下入測試-射孔聯作管柱組合，測試管柱結構為：校深短節+RD循環閥+選擇性測試閥+壓力計托筒+RD旁通測試閥+永久性封隔器插入密封+射孔槍；(3)正加壓射孔，進行兩開一關測試作業，其中初開井時長為4 h，初關井時長為8 h，二開井時長為30 h；(4)取得全部地層資料后，上提管柱解封永久式封隔器。測試作業過程中，本井沉降穩定型測試液性能保持穩定，永久封隔器順利坐封并成功解封，成功獲取了井下壓力、無阻流量等關鍵測試數據，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。

4 結論

(1)沉降穩定型測試液在原有超高溫高壓完鉆鉆井液的基礎上添加抗高溫型降濾失劑和質量分數為1%～1.2 %的石灰，通過室內實驗和現場應用表明，沉降穩定型測試液抗沉降性能優異，在超高溫高壓井中具有良好的適用性。

(2)通過優化測試管柱結構，在原有管柱的基礎上增加RD旁通試壓閥和選擇性測試閥，并合理計算了高溫高壓條件下測試管柱的伸長量，極大提高了超高溫高壓氣井裸眼完井測試的成功率。

(3)通過合理優化海上平臺的測試管線流程和裝置布局，有效降低了測試過程中海上平臺測試裝置和操作人員的風險，同時通過制定合理的測試制度，確保測試期間裸眼段不發生井壁失穩、垮塌、地層出砂等復雜情況。

(4)DF13-Y-Y井的應用表明，裸眼測試工藝能夠適應超高溫高壓氣井的測試作業，本井的試驗成功對指導后續海上超高溫高壓井裸眼完井生產測試具有重要意義。