高温高压试油测试工具、工艺技术及其现状分析

＊庞振力 宋国强 季鹏 郝大卫

（中油海天津分公司 技术服务中心 天津 300451）

引言

随着国内油气勘探的逐步深入和地质认识的深化，逐渐树立了深层找油气理念并取得可喜成绩，中海油渤中大型油气田的发现均在井深5000m以上的潜山地层，因此油气井完钻井深不断增加，井底温度和压力不断增大，2020年大港CT 1井完钻井深6297m，辽河YH 1井井深5302m，井底温度189.8℃，目前现有常规耐温177℃承压70MPa测试工具及测试联作技术已不能满足超深储层安全测试的需要。因此，攻关研究测试工具关键零部件抗高温、耐高压性能，尤其是适用于Φ139.7mm套管的耐温204℃承压105MPa的测试封隔器，目前国内外还是一片空白。因此，亟需设计研发耐温204℃承压105MPa的APR测试工具及测试封隔器，能满足一趟管柱实现射孔测试联作又能录取地层测试资料，解决高温高压超深井测试周期长、工序复杂、射孔后压井液污染油气层及井控安全风险等问题。

1.高温高压测试工具

目前，国际上专业化技术服务公司哈里伯顿和斯伦贝谢已经拥有成熟的适用于Φ177.8mm以上套管耐温204℃承压105MPa测试封隔器、测试工具及测试技术，而对于适用于Φ139.7mm以下套管封隔器、测试工具及测试技术还不完善。

(1)RD循环阀及RDS循环阀

RD循环阀和RDS循环阀作为测试联作管柱中重要的压井循环工具，98mm常规循环阀抗内压仅175MPa，不能适应高温高压超深井超高井底静压和高压酸化压裂高挤注压力。为适应更高压力需求，哈里伯顿公司在原来基础上进行改进升级，循环阀空气腔绝对压力部分压差外筒和芯轴选用718不锈钢镍基合金材质，芯轴承压能力从以前的138MPa提升至200MPa，最大抗内压193MPa。同时改进芯轴上下空气腔密封结构，由以前单密封改为双密封，由以前O-P-O组合改为上组密封为P-O-P组合，下组密封为O-T-P组合，升级改进后耐温达到204℃，整体提高了密封性能和耐腐蚀性能，克服了制约高温高压井试油测试和储层改造的重大技术瓶颈。

(2)测试阀

目前在套管测试中所使用的测试阀主要是MFE阀及LPR-N阀、STV阀。MFE是通过地面上提下放管柱来实现开关井，在高温高压及大斜度井中，开关操作不准确，海上基本淘汰。LPR-N阀、STV阀靠环空加压泄压进行井下多次开关，测试阀工作温度达到204℃、工作压差达105MPa，但是LPR-N阀受球阀结构影响，球阀上下最大压差只有35MPa，在深井及超深井中使用受限制。最新双氮气室、高压计量套STV阀能够实现低环空压力操作开关且能承静压175MPa，基本满足滩浅海高温高压超深井测试需求。

(3)封隔器

封隔器作为整个测试过程中的核心工具，如果封隔器损坏，就起不到分层作用，即使其它测试工具再好，也达不到测试的目的。目前行业内专业化技术服务公司只有7in、7-5/8in Champ Ⅴ封隔器、7in XHP、Cerits封隔器耐压达到105MPa，耐温204℃，长期耐温只有177℃，其他类型、尺寸封隔器比如RTTS等都达不到这个级别。

2.高温高压试油测试特点

国内的高温高压超深井试油工艺技术，总体来说，具有“高、深、复、联”的综合性特点，具体可以阐述为：

（1）“高”的特征，指地层温度及温度梯度高，塔里木油田主要表现在井深引起的地层温度较高，温度梯度相对不高；渤海湾地温梯度高，5000m左右的井，地层温度高达185℃。地层压力及压力系数高，塔里木油田井深地层压力高，压力系数最高达到2.0，对测试工具承压等级达到极限。地应力高，川庆地区地应力高，高储层改造力，易导致井口套管破裂、井下测试阀开关失败、RD破裂盘意外打破等风险。

（2）“深”的特征，指井的深度，渤海湾目前井深达到6300m，塔里木、川庆等个别井深达8400m，深井钻井周期长，套管磨损程度大，降低了套管抗内压强度，对使用APR测试工具，影响试油作业。对井下测试管柱来说，井越深，管柱受到温度效应、膨胀效应、活塞效应及螺旋弯曲效应影响越大，易导致管柱弯曲变形、挤毁、封隔器失封等问题，造成测试失败。

（3）“复”的特征，指钻井井深结构复杂，井深一般需要四开或五开，套管管柱结构复杂；测试管柱采用联作管柱，井下工具组合复杂，各种阀开启压力等级复杂。

（4）“联”的特征，指射孔、测试、排液、措施改造等三联作或四联作作业。联作作业测试工具种类多、工具操作压力等级多，容易出现提前开启造成测试失败。

3.高温高压超深井测试技术

随着油气勘探的深入，油气勘探逐步向高温高压超深井方向发展，给测试工作带来新的难点和挑战。高温高压超深井的试油测试技术是一个世界级的勘探技术难题，通过攻关与实践，不同油田区块形成了具有区域性的测试工艺。

塔里木油田采用射测分开试油测试方式，利用RD阀、RDS阀、RTTS封隔器、E型阀、液压循环阀等测试工具，不断优化测试管柱配置，在两阀一封的基础上，逐步增加替液阀、两个备份阀，形成三阀一封和五阀一封的主体管柱配置，实现测试管柱下得去、坐得住、起得出。

川渝油气田不仅是高温高压超深井，也是典型的高含硫井，生产层主要集中在碳酸盐储层，一般都需要措施改造。常采用以下三种工艺：射孔-酸化-测试联作工艺、射孔-酸化-测试一体化管柱（带完井封隔器）、射孔后下入酸化-测试-完井一体化管柱（带完井封隔器）。能够实现测试措施改造或测试完井等工艺。

渤海湾早期高温高压超深井主要采用射测分开常规试油工艺，先通过油管降液面，实现负压油管传输射孔，再进行射流泵排液、钢丝测压等工序落实液性，求取地层测试资料。随着APR测试工具耐温耐压等级升级、连续油管氮气气举工艺成熟，逐渐淘汰射流泵排液，采用RD阀+N阀+RTTS封隔器+TCP+连续油管氮气气举排液工艺。能够缩短排液周期，快速落实地层液性，求取求全地层资料，缩短海上试油周期。

4.高温高压测试工具现状分析

试油测试井下工具在井筒内工作，面临高温、高压的作业环境，加之操作工作压力的空间非常受限，需要开发研制更高耐温、耐压等级及自动化测试工具。

(1)测试工具面临的高温高压挑战

随着勘探开发的不断发展，越来越多高温高压超深井，渤海湾目前最高地层温度达到190℃、塔里木最高地层压力136MPa，川渝油气田是“三超井和典型的高含硫井”，大庆油田地温梯度高达4℃/100m等。在此类高温高压及高含硫井况下，APR测试工具面临极大的操作压力挑战。

(2)下步测试工具研发方向

目前行业内适用于7in以上套管测试工具及封隔器基本实现高温高压超深井，5-1/2in以下套管受测试工具耐温耐压等级限制，还需要进一步研发；随着深海勘探以及大斜度定向井越来越多，常规旋转封隔器已不能满足测试需要，下一步需要加大设计研发非旋转封隔器；随着智能化发展，开发研制井下无线直读工具，打破作业者对于开关井“盲操作”“经验操作”。

5.结论和建议

（1）“三超井”试油测试工艺对井下测试工具耐温耐压等级要求较高，确保测试时保护油气层、节省作业成本、降低井控安全风险，必须做好测试工具储备和专业技术准备。

（2）根据高温高压超深井试油测试作业“高深复联”的特点，需要对动态测试管柱进行力学分析，综合考虑井身结构、高温高压环境，内压、外压、轴向力、粘滞摩阻力等多种载荷的联合作用，结合管柱工作过程中的四种效应，开展管柱及测试工具安全评价，为管柱结构设计及作业参数确定进行指导。

（3）不同区域、不同区块，通过管柱优化配置，形成一系列高温高压超深井测试管柱及测试技术，解决高温高压超深井测试成功率低及测试联作管柱与资料录取之间的矛盾。

（4）3-7/8in测试工具耐温耐压等级还不能满足“三超井”试油工艺，建议增加此类工具设计研发，突破瓶颈限制。

（5）随着国外专业技术服务公司智能测试工具逐渐成熟，紧跟国际技术，建议加强井下测试无线直读工具及智能测试工具研发，适应高温高压超深井测试工艺技术。