海上高温高压气井裸眼测试工艺实践

李祝军

（中海油能源股份有限公司工程技术湛江分公司，广东湛江524057）

中国南海海域有着丰富的油气资源，高温高压是目前南海西部勘探开发面临的巨大挑战之一。随着海上油气勘探开发的深入及发展，近年来南海西部油田油气勘探方向已逐步由常温常压向高温高压领域拓展，这对高温高压井的测试评价手段也提出了更高的要求。海上高温高压探井测试尚处于探索阶段，常采用套管内射孔测试，裸眼测试风险。

DF13-X-X井是位于莺歌海盆地东方某构造东块南部高点上的一口评价井，目的层是黄流组一段砂体，主要为灰色泥质粉砂岩、浅灰色细砂岩，裸眼井段为2897～3000m，裸眼尺寸为∅149.225mm。由于目前世界上常规的测试工具的尺寸限制，短期内无法满足小井眼下套管射孔测试的要求，加上实钻地层孔渗条件较差，经多方论证采用裸眼中途测试方式进行地层测试，采用裸眼复合射孔技术以增加泄流面积，采用调整后的Duratherm钻井液体系作为测试液，密度为1.98g/cm3，裸眼射孔段为2906～2912m。

1 高温高压井裸眼测试难点

（1）钻井液沉降稳定性受温度影响较大[1]。该井井底温度高达150℃，而测试时要求钻井液至少静置48h以上，若钻井液热稳定性差极易分相沉淀，导致测试管柱埋卡。

（2）钻井过程中采用密度为1.98g/cm3的钻井液平衡地层，需要采用如此高比重的钻井液作为测试液，对测试工具的要求高，且常规的井下测试工具温度压力等级不满足要求[1-3]。

（3）目的层属于低孔低渗气层，为了提高储层段的泄流面积，采用下入外套式复合射孔枪对裸眼储层射孔，该射孔技术的特点是复合火药燃烧瞬间产生巨大压力高达79MPa，易造成裸眼段的垮塌，存在埋测试管柱的风险。

（4）裸眼段射孔枪点火问题。由于裸眼测试无法采用常规的压力点火方式，只能选择投棒点火，但是1.98g/cm3的钻井液调整后的测试液里面重晶石含量高，在开井后，测试液垫与测试液接触地方极易造成重晶石沉淀，沉淀的重晶石堆积在点火头上，易导致投棒点火失败。

（5）钻井液比重高，高温高压井在钻井转入测试后，测试与钻井时井筒内始终保持循环不同，如果井壁上的泥饼没有刮干净，因测试过程中环空测试液静止不动,泥饼及重晶石会沉淀，若沉淀较多，会埋测试管柱而卡钻。高比重测试液长期静止容易导致测试液传压性能不好，将导致工具不能正常动作，不能正常开井、关井测试及压井，测试失败。

（6）高温高压裸眼测试一般采用永久式封隔器，插入密封进入永久式封隔器密封筒时，由于测试管柱带有关闭的测试阀，活塞效应导致存在测试管柱下不到位的风险。

2 海上高温高压气井裸眼测试技术

2.1 测试液性能的控制

性能良好的测试液在高温高压裸眼测试过程中可起到关键的作用，目前国内外主要研究与应用高密度抗高温的测试液，常见的是无固相盐水测试液和利用钻井液调整成的测试液2种，钻井液调整成的测试液则是高温高压裸眼测试中常见的体系。但是比重高达1.98g/cm3的钻井液调整成的测试液的性能控制难度较大。

下测试管柱前下入刮管器进行通井及井壁刮削，避免下测试管柱过程中井壁的杂物聚集在封隔器位置或套管毛刺等对封隔器的损坏，通过这种方式确保井眼顺畅。

通过精细化循环调整钻井液性能，根据出口测试液性能变化情况，加入适量的不同处理剂，保证泥浆在井筒内静止7d以上不沉淀。最终调整成测试液井筒内测试液性能：测试液比重：1.98～1.99g/cm3，漏斗粘度：60～65s，YP：15～20Pa，10min切力14～15Pa。在循环结束前，取调整好的测试液常温和水浴（97℃）下定期观察和检测性能。性能要求：

（1）稳定性好，井下静止7d以上不发生沉淀；

（2）抗高温性能好，井下温度150℃条件下，测试液不发生水土分层和沉淀；

（3）测试液传压性能要好，静止7d以上，能保证井下压控工具（如测试阀和压井阀等）的正常操作，以及循环压井的正常进行。

2.2 测试管柱的优化

（1）测试管柱优化[4]。考虑到封隔器需要承受巨大压差，并且此次测试液采用1.98g/cm3，为避免高比重测试液沉淀埋管柱，决定选用永久式封隔器代替常规的RTTS封隔器，下入测试管柱前，电缆下入永久封隔器，永久式封隔器能够满足插入密封插入到位后，能承受地层大的压差。常规测试管柱外径较大，与套管间隙过小，卡钻风险大，选用外径小的设备来代替，常规的内置式压力计托筒外径为146mm，内径54mm，此次采用外挂式压力计托筒外径为127.5mm，内径50mm。

（2）低孔低渗裸眼测试压差大，裸眼段垮塌风险高，为了避免裸眼段垮塌埋管柱，测试管柱下部安装机械点火头丢枪装置。丢枪装置下部管柱需满足在1.98g/cm3测试液里自动释放的重量要求，本次射孔段长度较短，实际只需要2根枪即可满足装射孔弹要求，为了满足自动释放最低重量在下部多增加几根空枪，在点火的瞬间销钉剪切，自动释放掉裸眼段内部的射孔枪，该井测试管柱如图1所示。

图1 裸眼测试管柱结构

2.3 作业工序的优化

（1）在下入测试阀之后，配制了漏斗粘度55～60s的胶液作为隔离液，在测试阀上部灌入150m隔离液，有效防止了海水液垫与测试阀下测试液混合产生沉淀埋点火头，保证了投棒点火成功。

（2）考虑到测试管柱在深井及高温情况的各种作业工况下，管柱会伸缩，插入密封必须要进入永久封隔器下部密封筒内部一定长度，测试管柱下入过程中测试阀处于关闭状态，在插入密封有密封进入永久式封隔器密封筒后，管柱带有关闭的测试阀，下放过程中会逐渐压缩封隔器以下的裸眼段内测试液，形成活塞效应导致憋压，无法将封隔器插入到设计位置。通过关闭万能BOP环空加压打开测试阀，保证测试管柱内上下连通的状态，由井口油嘴管汇控制井口压力，通过井口一边放压一边插入管柱的操作方式来实现封隔器正常插入到设计位置。

2.4 合理工作制度的制定

对于砂泥岩裸眼地层，由于井壁不稳定，可能出现井壁垮塌而埋测试管柱的情况，同时中途测试的目的是求取地层液性，因此在砂泥岩裸眼地层进行中途测试，通常只进行一开并且流动时间不超过8h[6]。在设计地层测试工作制度时，在充分考虑地层本身孔渗特点基础上，还要重点考虑如何防止裸眼测试存在的风险。

在测试过程中，对于自喷能力差的储层，流体需要较长时间才能流至地面，这时应当以确定流体类型为第一要点，尽可能地加大开井时间。对于有自喷能力的高温高压低渗井，可以借用修正等时试井确定工作制度的成功经验，一般等时间隔为4h。大多数井在关井2h后，井筒储集效应已基本结束，因此如果遇到低渗井，则考虑开井4～6h，初关井8h。二开井还可通过人工举升等措施，加快地层流体流至地面，二开井可根据测试液安全静止时间设置时间节点，二关井一般根据海上历年的试井曲线总结和统计，一般选择在20～30h。

本井在设置测试工作制度时，结合了储层低渗特点，充分考虑测试液安全静止时间，设置两开一关的工作制度。

3 应用成果

DF13-X-X井裸眼测试，通过应用该工艺，裸眼射孔获得增产效果，资料录取结束后顺利起出了测试管柱，取得了完整的两开一关压力曲线。根据对关井双对数曲线的拟合分析∶地层压力系数为1.918，测点地层温度为149℃(测点井深为2849.57m)，获得地层日产天然气8.4×104m3，圆满实现了地质目的。

4 结论

（1）南海西部油田莺歌海盆地自营首口高温高压气井裸眼测试的成功实践，说明海上高温高压裸眼测试测试工艺在高温高压井况下可以应用，对指导后续海上高温高压井裸眼测试具有重要意义。

（2）优良的测试液性能和合适的测试管柱工艺是高温高压裸眼测试成功的关键。该井在下入裸眼测试管柱之前调整测试液性能，保证了测试液性能的稳定时间和井壁的稳定性；通过改变封隔器的类型，优化测试管柱结构，在测试结束后成功解封测试管柱，保证了井下资料的成功获得。

（3）做好井筒清洁工作，保障封隔器的良好密封性能，取全取准了各项资料。