準噶爾盆地呼探1 井高溫高壓超深井試油測試技術

陳超峰 劉新宇 李雪彬 陳雪茹 相志鵬 丁乙

1.中國石油新疆油田分公司勘探事業部；2.中國石油集團西部鉆探工程有限公司試油公司；3.中國石油新疆油田分公司工程技術研究院；4.西南石油大學

0 引言

隨著油氣勘探向超深高溫高壓儲層不斷邁進，高溫高壓深井試油完井技術不斷完善［1］。塔里木油田庫車山前高溫高壓氣井測試管柱從最初的“兩閥一封”不斷完善，形成了以“多閥一封”測試管柱為核心的測試工藝體系，隨著逐漸邁向9 000 m 超深地層，持續升級和改進試油完井工具和工藝，研制了關鍵配套測試工具，高溫高壓測試封隔器，耐溫204 ℃，耐壓105 MPa，V3 級液密封，在順南6 井、順南7 井成功應用［2］。西南油氣田和塔里木油氣田超深高溫高壓含硫化氫儲層形成了射孔、測試、封堵和試油完井投產一體化工藝，在川中高石梯?磨溪、塔里木庫車前陸沖斷帶等重點勘探區域應用230 井次，單井試油周期平均降低12 d 以上［3-4］。準噶爾盆地南緣下組合高溫高壓深井形成“三閥一封”測試管柱為核心的測試工藝體系，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［5］。針對烏茲別克斯坦費爾甘納盆地卡拉吉達構造的高溫高壓高含硫環境，配套防硫且耐高壓高溫的井下測試工具、測試井口裝置及地面測試和控制系統，實現了超高壓高溫深井試油測試技術的初步應用［6］；同類技術應用科威特西北部某深部高含硫地層(創科威特2013 年油氣儲層H2S 最高含量)，實現安全生產［7］。

2019 年高探1 井于白堊系清水河組測試獲日產千方高產油氣流，新疆油田公司加大了準噶爾盆地南緣下組合油氣勘探的力度，油氣勘探向超深儲層(6 000～8 000 m)不斷擴展，由于地層超壓狀態(地壓梯度常大于2.0 g/cm3)、高溫高地應力環境、儲層物性差(孔隙度與滲透率極低)、地層破裂壓力與裂縫閉合壓力高、天然裂縫展布規律認識不清等問題，導致試油難度不斷加大，對試油參數優化、試油裝備與井下工具性能提出了更高的要求［8］。呼探1 井是為落實南緣中段呼西背斜下組合天然氣儲量規模的一口重點探井，完鉆井深為7 601 m，試油層清水河組7 367～7 382 m，預測地層壓力為144.7 MPa、關井井口壓力為122 MPa、地層溫度為166℃，地層壓力、關井井口壓力、地層溫度和油氣藏埋深均為準噶爾盆地最高［9］。同時由于該井為區域勘探的第一口井，鉆探難度很大，因此在井筒完整性的保障、儲層產能和流體識別上都面臨很多困難，加之?139.7 mm 油層套管長達4 000 m、試油層鉆探過程漏失鉆井液超過230 m3，入井測試工具的安全性面臨巨大挑戰。

雖然高溫高壓超深井測試技術在前期高探1 井開展了初步應用，但呼探1 與高探1 井的井身結構、完井管柱、地溫地壓等地質-工程情況均具有明顯差異性，尤其呼探1 井具備井深更大、井開次更多、裂縫更發育(成像測井顯示)、溫度與壓力更高(均為準噶爾盆地最高)、油層套管長度超過4 000 m 等條件，具有特殊性以及超深層試油的典型性，需要開展進一步攻關研究。針對呼探1 井儲層特征和工藝難點進行技術攻關和試油方案論證，通過對試油過程風險梳理和造成后果嚴重性的評估，開展井筒完整性評價、管柱力學校核、地層出砂預測、優化地面流程配置、簡化測試管柱等研究，形成了以地面流程保井下管柱安全的試油工藝。經過呼探1 井現場實施，安全高效地試獲高產工業氣流，并取全取準各項試油資料。筆者總結呼探1 井試氣成功經驗，以期為超深高溫高壓井試油試氣提供借鑒。

1 呼探1 井基本情況

1.1 地質特征

呼探1 井位于準噶爾盆地南緣沖斷帶霍瑪吐背斜帶呼西背斜，試油層位為白堊系清水河組，試油井段為7 367～7 382 m。試油層巖性為淺灰色熒光粉-細砂巖、粉砂巖，熒光僅1%～2%；鉆井期間氣測值由0.35%上升至4.83%，層段氣體組分C5顯示明顯，屬于典型氣層；測井解釋密度為2.52～2.53 g/cm3，核磁有效孔隙度為6%～9%，根據FMI 測井資料顯示，井段7 367～7 371 m 裂縫較發育，測井解釋為氣水同層。在井段7 372～7 375 m 取心，巖心出筒時無油氣味，新鮮斷面干照熒光1%，暗黃色，弱發光。基于熒光系列對比（總共15 級，系列級別越高，油氣顯示越好），此段熒光6 級，油氣顯示較差。巖心新鮮斷面滴水緩滲-速滲，巖心顯示發育天然裂縫，無充填，以基值發光為主，熒光顯示較差，巖心孔隙度為2.4%～8.4%，平均為4.9%，滲透率范圍(0.03～0.08)×10?3μm2，平均為0.047×10?3μm2，巖心含氣實驗無氣泡冒出。實驗分析儲層基質孔滲很差，屬于特低孔、特低滲儲層［10］。

1.2 試油難點

1.2.1 復雜的地質條件

呼探1 井完鉆井深為7 601 m，儲層錄井解釋為氣層，測井解釋為氣水同層，鉆井液密度為2.08～2.10 g/cm3。結合試油靜壓測試與鉆井dc指數法，預計地層壓力系數為2.00～2.05、地層壓力144.7 MPa，地層溫度166 ℃，按純氣計算關井井口壓力122 MPa。地層壓力、地層溫度、關井井口壓力和油氣藏埋深均為準噶爾盆地最高，屬于超高溫、超高壓的超深井，具有典型的“三超”特征。

準噶爾盆地南緣山前地應力很高，壓力窗口很窄［11］，區域內鉆井過程井漏頻繁(呼探1 井鉆井期間試油層段漏失鉆井液230 m3)，地層極易出砂，測試過程井下工具有被鉆井液和砂粒沖蝕、堵塞、埋卡的風險。南緣探區的高泉1 井在4 975～5 002 m 地層測試時，地層返吐鉆井液并出砂將測試儀器堵塞，RDS 閥心軸被堵死，導致無法循環壓井，帶來了安全風險和井控風險［12］。準噶爾盆地南緣儲層類型復雜，地層流體多樣，因勘探程度很低，儲層流體性質和產能很難判斷，同時油氣層往往為凝析油氣藏，兼具油和氣的特征，加之區域內地層極易出砂，試油工藝的選擇、井下工具的優化、地面流程的配套都極具挑戰性［13］。

1.2.2 惡劣的井況條件

呼探1 井油層套管采用?193.7 mm+?139.7 mm 復合套管進行完井。四開3 795～5 693 m 井段用時175 d，鉆井液密度為1.70～1.80 g/cm3。由于鋼級TP140V 的?219.1 mm 技術套管抗內壓強度只有58.8 MPa、抗外擠強度僅為84.9 MPa，為保證油層套管的機械強度滿足井筒完整性要求、避免嚴重磨損的技術套管用作油層套管，設計?139.7 mm 套管回接至3 532 m 處，這樣就導致完井?139.7 mm 油層套管長度超過4 000 m，套管內徑111.16 mm，給大直徑測試工具試油帶來埋卡的風險。

在?219.1 mm 技術套管固井施工時，泵注密度為1.90 g/cm3的水泥漿32 t，替密度為1.75 g/cm3的鉆井液88.80 m3，施工過程未碰壓，候凝后測井解釋水泥返高為3 816.94 m。在?139.7 mm 油層尾管固井時，泵注密度為2.10 g/cm3的水泥漿98 t，替密度2.08 g/cm3的鉆井液87.00 m3，碰壓由2.00 MPa 升高至10.00 MPa，候凝后CBL/VDL 測井解釋水泥返高為3 631 m。這樣的結果導致兩級懸掛器外水泥返高均未達到有效封固井筒的目的，存在井筒超壓泄露的風險。

1.2.3 極端的工況條件

由于呼探1 井超高的地層壓力(結合試油靜壓力和鉆井dc指數法，預測值為144.7 MPa)和井口生產壓力(以井筒充滿油與充滿氣為極限條件，油氣密度與生產壓差參照鄰井，預測值為70～115 MPa)，試油求產過程傳統直讀試井工藝不能實施，無線傳輸技術還不完善，流壓資料錄取與儲層跟蹤分析困難，造成產能預測、試產制度選擇、壓差控制存在盲目性，會導致地層出砂、井筒和工具損壞，地面測試流程發生安全事故等問題。

呼探1 井于2020 年12 月進行試油作業，當時南緣山前環境溫度為?30 ℃左右，最冷的時候接近?40 ℃，現場施工設備的性能和低溫環境下的生產保障能力受到嚴峻的挑戰，同時相關試油工作液的優選也是保證施工安全的重要方面。

2 針對性技術措施

針對呼探1 井試油面對的難題：復雜的地質條件、惡劣的井況條件和極端的工況條件，開展了施工風險評估。評估結果顯示，試油施工主要風險為：入井管柱被卡的風險、井筒安全風險、地層安全風險和井控安全風險。結合呼探1 井的試油難題和風險評估結果，開展一系列技術攻關，進行井筒完整性評價和管柱力學校核，制訂風險管控措施，簡化井下管柱結構、以地面保障井下安全的試油方案和以應急保障為手段的井控安全措施。

2.1 測試管柱優化設計

呼探1 井試油層屬于超高溫、超高壓的超深儲層，具有典型的“三超”特征，通常應該選用封隔器+測試閥的射孔測試壓裂聯作管柱，分別形成套管和油管的兩道井屏障，以確保測試期間的井筒安全。然而呼探1 井現場施工存在以下技術難點：(1)南緣區域地層極易出砂，且鉆井期間在試油層段漏失鉆井液230 m3，存在出砂和漏失鉆井液返吐導致測試管柱埋卡的風險；(2)射孔高爆轟力有可能導致封隔器及井下工具損壞發生卡鉆事故；(3)?139.7 mm 油層套管長度超過4 000 m，套管內徑?111.16 mm，小套管井段太長，增大測試管柱埋卡風險和處理難度；(4)由于測試工具和封隔器內徑小，地層壓力和井口壓力很高，缺少井下出砂和漏失鉆井液返吐的檢測手段，增大井下測試工具埋卡的風險。

呼探1 井是南緣沖斷帶霍瑪吐背斜下組合勘探的第1 口井，綜合分析測試管柱被卡的風險極高。為保證入井測試管柱的安全性，實現能下入井、能提得出，簡化測試管柱工具，優選光油管射孔測試一體化管柱。呼探1 井管柱結構自上而下為：氣密封油管+校深短節+氣密封油管+電子壓力計托筒+安全接頭+減震器+減震油管+篩管+射孔槍。該管柱主要工藝特點：(1)射孔采用丟槍工藝，開井試產前進行丟槍作業，避免射孔槍的埋卡帶來測試工具的安全風險；(2)該管柱不下封隔器等大直徑測試工具，避免了射孔作業造成的井下工具損壞而帶來的卡鉆事故；(3)能夠通過油套壓力的變化跟蹤分析井下流體和管柱暢通性，用來判斷地層是否出砂或返吐鉆井液，避免管柱埋卡；(4)試產過程發現地層出砂或返吐鉆井液，可以通過反洗井，有效避免測試管柱埋卡事故的發生。

2.2 井筒校核和套壓控制

呼探1 井主體的試油方案以防止井下測試管柱埋卡為主要目標，但是由于該井地層壓力預測值為144.7 MPa，以地層壓力預測值為基礎，考慮純油層與純氣層條件，計算井口關井壓力為94～122 MPa，因此井筒校核和套管壓力控制是保障施工安全的關鍵技術措施。

呼探1 井油層套管為?193.7 mm+?139.7 mm 復合套管，?193.7 mm 套管抗內壓125.2 MPa，?139.7 mm 套管抗內壓130.5 MPa。?139.7 mm 尾管懸掛器位于3 531 m，固井水泥返高為3 631 m；?219.1 mm 技術套管尾管懸掛于3 623 m，水泥返至3 816.94 m，兩級懸掛器外水泥返高均未達到有效封固井筒的目的。尾管懸掛器抗內壓僅70 MPa，結合鉆探資料，3 623～3 816.94 m 鉆井液密度為1.75～1.85 g/cm3，為確保安全，取地層壓力系數1.5，計算油層套管懸掛器最大抗內壓為121.95 MPa，因此懸掛器為套管的薄弱點。為避免井筒超壓泄露的風險，套管為清水時應控制套壓低于87.31 MPa，套管為密度1.2 g/cm3的鹽水時應控制套壓低于80.38 MPa。通過井筒安全校核，套管設置最高限壓，必須嚴格控制套壓才能確保試油期間的井筒安全，這樣就必須優化地面測試流程，要具備調節套管壓力的功能才可以實現套壓控制的要求。

2.3 地面測試流程優化

為實現套壓控制、確保井筒安全的試油要求，呼探1 井設計了140 MPa 地面雙測試流程(如圖1 所示)，該流程的特點和功能：(1)左右雙測試流程具有相同配置，各配置一套140 MPa 除砂器、兩個串聯的140 MPa 油嘴管匯，后接35 MPa 熱交換器與10 MPa 高壓三相分離器；(2)每一翼的油管和套管流程并聯，具備油管、套管分別測試求產和應急放噴的功能，左右雙流程能夠相互切換、當出現問題時互為應急；(3)左右翼流程在油、套高壓端均預留試壓口，具備隨時正反壓井的功能；(4)整個地面流程遠程控制系統，具備遠程開關控制、流程切換、應急關斷等功能；(5)配套有地面監測和計量系統，在試產過程中，通過高精度的壓力和溫度傳感器以及流量計進行井口油套管、油嘴管匯上下游及三相分離器等關鍵部位的壓力和溫度自動監測及報警，同時可實現油氣水的自動計量與數據遠傳；(6)地面流程還配置出砂監測系統，實現對生產過程的流體進行出砂監測。

圖1 呼探1 井地面流程Fig.1 Surface process of Well Hutan 1

通過優化設計，地面測試流程兼具試產精準計量和套管精細控壓的功能，同時還能夠實現安全監測控制與正反應急壓井的目的。在試產過程中，如果超過套壓限壓值80.38 MPa 可以打開套管放壓進行油管和套管雙流程生產測試，以保障試油期間的井筒安全。試油結束隨即通過油管正注鉆井液壓井，而完成整個試油工作。

2.4 出砂預測與實時監控

為保障試油過程中地層的安全，必須通過地層出砂預測，跟蹤并有效控制井底流壓變化，確保地層在測試過程不出砂［14］。依據測井資料對射孔井段上下60 m 范圍進行出砂預測，采用解析法計算最小臨界出砂壓差為75 MPa，根據經驗法計算最小臨界出砂壓差為58 MPa，為避免地層出砂，現場最大生產壓差控制58 MPa［15］。

為解決求產過程流壓資料的實時跟蹤，實現生產壓差的有效控制，開展了井筒多相、多流態垂直管流理論研究，建立了沿井筒分布的壓力模型，通過生產數據能夠計算出井底實時生產流壓，解決了流壓資料的實時錄取難題［16］。同時結合井口的流體產量，進行后續生產制度流壓和生產壓差的預測，指導后續生產制度的優化，確保地層安全，也避免地層出砂造成測試管柱和地面流程的損壞、發生安全事故。

為有效監控地層出砂，在地面流程安裝超聲波出砂監測儀，能夠在線實時監測、并通過曲線特征直接觀察地層出砂情況。同時通過對產出流體進行定期取樣，跟蹤地層出砂情況。

由此，在技術上就形成了壓差預測、壓差控制和生產監測協同的地層安全風險控制措施，確保試油過程地層安全不出砂。

3 試油施工情況及分析

3.1 試油施工情況

為了提高射孔成功率，設計了雙起爆器裝置。在密度1.20 g/cm3鹽水中加壓49.39 MPa，引爆射孔槍頂部的1 號起爆器，若1 號起爆器出現故障，繼續加壓至63.5 MPa，引爆射孔槍底部的2 號起爆器，確保一趟管柱完成射孔作業。為了避免射孔槍被卡，設計了丟槍接頭，射孔后在管柱內投球加壓可以完成丟射孔槍工藝，可以避免套管變形或地層出砂導致射孔槍遇卡。為了錄取地層壓力、溫度資料，設計了壓力計托筒，“光油管”射孔測試壓裂聯作管柱數據見表1(由上至下)。依據呼探1 井井筒安全性評價、綜合考慮完井液與地層和壓井液的配伍性，特別是呼探1 井施工環境溫度為?30 ℃左右，為保證完井液的性能穩定、不結冰、不結晶，選擇密度為1.20 g/cm3的NaCl+KCl 復配鹽水作為完井液。

表1 “光油管”射孔測試壓裂聯作管柱Table 1 Combined slick oil pipe string for perforation,testing,and fracturing

呼探1 井在密度1.20 g/cm3的鹽水中井口加壓42.83 MPa，射開井段7 367～7 374 m、7 377～7 382 m，射孔后關井，油壓穩定在61.38 MPa，計算地層壓力為143.6 MPa，折算地層壓力系數為1.985，為后續壓井鉆井液密度的選擇提供參考。

用?3 mm 油嘴開井排液后，井口見天然氣；采用直徑4～8 mm 油嘴自噴試產(表2)，套管壓力始終保持在設計限壓80.38 MPa 以內，滿足安全試油要求。?8 mm 油嘴自噴試產2 h，油壓75.85 MPa，套壓36.10 MPa，流 壓109.81 MPa，生產壓差36.27MPa，折日產油106.32 m3，日產氣61.07×104m3，試油結論為“氣層”，安全快捷完成試油測試。

表2 呼探1 井試產數據Table 2 Trial production data of Well Hutan 1

采用直徑4～8 mm 油嘴自噴試產，分別求取了不同工作制度的油氣產量。為求取穩定產能，選用?6.5 mm 油嘴回試，試產期間重點關注套壓上升速率，若套壓快速上升則及時結束試產。現場?6.5 mm 油嘴試產51 h，試產期間油壓、日產氣量相對穩定，套壓由50.42 MPa 上升至60.49 MPa，平均每小時套壓上漲0.197 MPa。若繼續試產100 h，套壓將達到設計限壓80.24 MPa，由于已經取得了穩定的產能資料，及時結束試產。

3.2 試油情況分析

3.2.1 高溫高壓凝析氣藏生產特征

常規氣層井筒內充滿低黏度鹽水或清水，天然氣會逐漸竄入井筒，將井筒內液體擠入地層，出現氣體滑脫現象，氣體在井筒內膨脹和運移，導致井口油壓、套壓逐漸上升。試產期間井底的天然氣沿套管向井口運移，將套管內液體帶入油管，導致油管套壓快速上升，通常情況下井口產出天然氣24 h 后油壓與套壓基本接近。呼探1 井與常規氣層的試氣工況明顯不同：穩定試產期間油壓為91.97～89.62 MPa，油壓相對穩定，并未出現常規氣層井口壓力逐漸上升的現象。同時，套壓緩慢上升，約50 h 后套壓由50.43 MPa 上升至64.07 MPa，上升速率0.27 MPa/h，但依然與井口油壓具有明顯差異（差值約為20 MPa）。試產結束后，用密度1.30 g/cm3的鹽水壓井后關井觀察122 h，此時油壓與套壓接近，井口油壓51.92～52.24 MPa，套壓51.52～55.93 MPa，井口壓力穩定，顯示地層中天然氣未竄入井筒內。

通過儲層流體樣品分析得知，呼探1 井相態取樣露點壓力為53.76 MPa，密度為0.375 g/cm3，油氣藏類型為高溫高壓凝析氣藏。在試油試產過程中，井口油壓最低為72.06 MPa，遠高于氣藏的露點壓力，即在油嘴降壓之前井筒內流體呈現單一相態，這種高溫高壓流體表現為液體特征，沒有氣體滑脫上移的特點。發現并利用好這一流體特性，有利于鉆井、試油的風險控制，也為采氣生產的制度選擇提供決策依據。同時，由于該井地層壓力高達146.071 MPa，地露壓差很大，高達92.311 MPa，對氣藏的開采十分有利。

3.2.2 儲層體現裂縫發育特征

呼探1 井試油段巖心滲透率平均為0.047×10?3μm2，基質滲透性差，完井射孔后獲高產工業氣流，產量與基質滲透性明顯不符，分析認為高產的主控因素是地層發育天然裂縫。射孔后先后選用?3 mm、?4 mm、?5 mm、?6.5 mm 油嘴試產，隨油嘴的增大，井底流壓逐漸降低；換?8 mm 油嘴后流壓降至95 MPa 后快速上升至109 MPa，分析認為其原因是在較高壓差下新裂縫通道的開啟、地層解堵所致，與FMI 測井顯示儲層發育裂縫的解釋相一致。地層解堵后用?6.5 mm 油嘴試產51 h，流壓相對穩定，如圖2 所示。

圖2 呼探1 井井底電子壓力計實測壓力曲線Fig.2 Measured pressure curve from electronic pressure gauge at the bottom hole of Well Hutan 1

該井交予采油廠試產，用?6 mm+?8 mm 油嘴穩定制度試產，油壓65～85 MPa，日產氣(30～40)×104m3。試產期間油壓呈鋸齒狀波動，與常規均質砂巖油藏排采特征差異較大，分析認為是由于排采期間溝通不同的裂縫單元體，導致油壓和產量的波動，如圖3 所示。呼探1 井試獲高產工業氣流，儲層裂縫發育是獲得高產的主要原因，為區域勘探工作提供方向和思路。

圖3 呼探1 井試產油壓和氣產量數據Fig.3 Hourly oil pressure and gas production data of Well Hutan 1 during trial production

4 結論

(1)面對呼探1 井試油過程復雜的地質條件、惡劣的井況條件和極端的工況條件，優選光油管射孔測試一體化管柱進行施工，同時開展井筒安全校核、出砂預測和套壓控制計算，通過地面測試流程優化、實時跟蹤分析和應急壓井保障實現呼探1 井安全試油，并試獲日產氣61×104m3，日產油106 m3的成果，錄取地層壓力高達146.07 MPa，創當時國內試油最高地層壓力。

(2)選用光油管射孔測試一體化管柱具有降低試油風險、簡化測試工藝、降低測試費用、快速求取地層液性的優點。通過試油認識到在高于凝析氣藏露點壓力條件下試產，油嘴降壓之前井筒內氣體沒有滑脫上移的特點，發現并利用好這一流體特性，有利于鉆井、試油的風險控制，也可以為采氣生產的制度選擇提供決策依據。

(3)呼探1 井試獲高產工業氣流，儲層裂縫發育是獲得高產的主要原因，為區域勘探工作提供方向和思路。