江 武，魯斌昌，魏 軍，田振茂，陳超峰，米紅學，牛占山

1 西部鉆探工程有限公司試油公司 2 中國石油長慶油田分公司第七采油廠 3 中國石油新疆油田公司勘探事業(yè)部

1 準噶爾盆地超高壓井試油難點

超深井試油測試技術(shù)是準噶爾盆地高壓儲層勘探的關(guān)鍵技術(shù)之一[1]，近年來，盆地南緣勘探對象逐步向超高壓、超深層領域發(fā)展，表現(xiàn)在地層壓力超高，井深超過7 000 m且地層壓力系數(shù)2.30以上。

1.1 LT1井基本情況

LT1井位于準噶爾盆地南緣沖斷帶，試油層位為白堊系清水河組，完鉆井深7 050 m，油層套管結(jié)構(gòu)如表1所示。

表1 LT1井油層套管參數(shù)表

試油層地質(zhì)顯示較好、預計為氣層，在清水河組鉆井液密度2.35 g/cm3，預測地層壓力159.23 MPa。

1.2 試油難點

常規(guī)以“RTTS封隔器+RD循環(huán)閥+RD安全循環(huán)閥”為主體的射孔測試聯(lián)作工藝，可滿足地層壓力140 MPa以下的高溫高壓深井試油。

LT1井為超高壓儲層，試油存在以下難點：①按照鄰井HT1井實測關(guān)井井口壓力118.16 MPa、折算井筒純氣條件下壓力梯度為0.369 MPa/100 m等資料，預計該井最高井口關(guān)井壓力為133.7 MPa，接近井口裝置及地面裝備的額定工作壓力137.9 MPa，超過回接套管的抗內(nèi)壓強度，地面關(guān)井風險高；②井下關(guān)井瞬間水擊效應產(chǎn)生的沖擊載荷高[2]，RD安全循環(huán)閥球閥存在超壓風險；③在超高比重鉆井液中，RD循環(huán)閥操作壓力達到185 MPa，接近測試閥抗壓強度極限197 MPa，存在RD循環(huán)閥發(fā)生應力變形、芯軸下行困難并導致不能開啟壓井循環(huán)通道的風險。

2 試油方案設計

2.1 射孔測試聯(lián)作工藝

LT1井試油層基質(zhì)孔隙較差，頂部裂縫發(fā)育，含氣特征較明顯，預計射孔后可獲高產(chǎn)，通過工具結(jié)構(gòu)、工藝要求對比分析，優(yōu)化出一套適用于LT1等超高壓井的“兩閥一封”射孔測試聯(lián)作管柱。

采用?114.3 mm+?88.9 mm+?73.02 mm氣密封油管作為射孔測試聯(lián)作管柱，滿足射孔、破堵及試產(chǎn)要求，管柱結(jié)構(gòu)自上而下為：氣密封油管+伸縮管+氣密封油管+RD循環(huán)閥+RD循環(huán)閥+壓力計拖筒+安全接頭+RTTS封隔器+油管+減震器+丟槍接頭+射孔槍，見圖1。

針對該井超高壓特征，對射孔測試聯(lián)作管柱進行了以下優(yōu)化：①采用兩個抗內(nèi)壓強度197MPa的加強型RD循環(huán)閥組合，滿足地層壓力155 MPa條件下測試作業(yè)要求，兩個循環(huán)閥一用一備、且破裂盤操作壓力相同，提高RD循環(huán)閥壓井通道開啟的可靠性及成功率；②采用投球打壓式機械丟搶工藝，可丟槍建立安全加砂壓裂通道；③封隔器與射孔段距離大于150 m并配置兩組減震器，降低了作用在封隔器上的射孔爆轟沖擊載荷[3]；④對配置RD安全循環(huán)閥的常規(guī)測試管柱進行安全性評價，分析認為應急關(guān)井期間，RD安全循環(huán)閥球閥存在超壓風險。

圖1 超高壓井射孔測試聯(lián)作管柱示意圖

2.2 地面測試工藝

設計兩套140 MPa超高壓地面測試流程，由采氣樹生產(chǎn)及套管閘閥兩翼連接，具備油管試產(chǎn)、套管補壓、套管應急泄壓、正反壓井等功能。采氣樹兩翼流程可獨立運行，將套管流程的140 MPa排污管匯與油管流程的140 MPa旋流除砂器并聯(lián)，地面測試流程共有8個試產(chǎn)通道。試產(chǎn)期間，各通道中預裝不同規(guī)格油嘴，更換油嘴或地面流程刺漏時，可快速切換至備用通道，保障地面全程不關(guān)井、實現(xiàn)了地面降壓，消除超高壓條件下操作井口裝置及地面流程的安全風險；同時，地面流程連接至應急壓井車組，發(fā)生緊急情況時，可快速打開RD循環(huán)閥并啟動應急壓井作業(yè)，見圖2。

3 工藝安全性評價

3.1 射孔爆轟動力強度分析

射孔爆轟沖擊載荷的大小與射孔彈裝藥量、孔數(shù)，爆轟空間容積及巖石強度等參數(shù)相關(guān)[4]。

圖2 超高壓井地面測試流程示意圖

樂探1井射孔井段長度為15 m、孔密為16孔/m，采用SDP41HNS25型射孔彈，考慮射孔爆轟沖擊波對工具的影響，開展了射孔管柱動力強度安全性分析，射孔期間井底爆轟峰值壓力為137.33 MPa，射孔井段至封隔器間管柱最大軸向力為314.5 kN，安全系數(shù)2.81，分析結(jié)果如表2所示。

表2 LT1井射孔管柱動力強度評價表

根據(jù)評價結(jié)果，LT1井封隔器與射孔井段頂界距離大于150 m、雙減震器配置的設計合理，滿足安全射孔要求。

3.2 油管柱安全校核

井下管柱受力變形受到溫度效應、鼓脹效應、活塞效應和螺旋彎曲效應影響[5]，上述四種“效應”之和是因工況而變，若該變形變化量受到限制，將轉(zhuǎn)化為軸向力，若該變形變化量不受到限制，將影響到封隔器的封隔性能。

考慮LT1井試油測試復雜工況，應用試油管柱力學分析軟件對各工況下油管安全性進行評價，校核結(jié)果如表3所示。

表3 LT1井油管柱三軸安全校核表

校核結(jié)果表明，LT1井各工況下封隔器及管柱安全系數(shù)均大于1.50，符合高溫高壓井井完整性設計要求。

3.3 應急復雜工況下管柱安全性評價

針對超高壓井試油管柱中配置RD安全循環(huán)閥的情況，當井口裝置出現(xiàn)不可控刺漏、地面無法有效關(guān)井，井口油壓快速降至0 MPa，需對環(huán)空打壓至60 MPa進行應急井下關(guān)井。

考慮應急關(guān)井瞬間RD安全循環(huán)閥球閥處水擊效應，采用管內(nèi)介質(zhì)非穩(wěn)態(tài)流動和管柱流固耦合計算方法，模擬球閥關(guān)閉過程管內(nèi)壓力變化過程，對RD安全循環(huán)閥及管柱進行安全性分析，評價結(jié)果認為：球閥下部水擊沖擊壓力快速增加21 MPa，峰值壓力達到176 MPa。

當井筒為純氣、井口油壓為0 MPa時，球閥壓差達到155 MPa，已超過球閥耐壓差105 MPa，RD安全循環(huán)閥上部油管外擠壓力為115.09 MPa，油管柱抗外擠安全系數(shù)僅為1.14，存在RD安全循環(huán)閥球閥超壓失效、油管柱被擠毀等風險。

結(jié)合應急復雜工況下管柱安全性評價結(jié)果，試油前優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)，采用雙RD循環(huán)閥的“兩閥一封”射孔測試聯(lián)作工藝，消減了井下關(guān)井閥超壓損毀等風險，采用雙翼的超高壓地面測試流程保障試油期間不關(guān)井，進一步降低井下測試工具及地面裝備超壓風險[6]。

4 應用效果

研究形成了準噶爾盆地超高壓井試油測試技術(shù)，在LT1井等超高壓井應用。

LT1井在密度為1.20 g/cm3的鹽水中，油管正加壓至68.7 MPa延時點火射孔，射孔后油壓上升至73.21 MPa；后從油管投入?30 mm鋼球，打壓丟槍；用密度為1.20 g/cm3的鹽水正擠破堵，破開泵壓為85.5 MPa。

采用?4 mm-?5 mm-?6 mm-?7.5 mm油嘴試產(chǎn)，試油結(jié)論為“含氣水層”，后關(guān)復壓，取全取準了地層溫度、壓力及產(chǎn)能等地質(zhì)資料。其中井下壓力計在井深6 705.42 m測得最高關(guān)井壓力為153.444 MPa，靜溫148.355 ℃，折算試油層中部井深6 907 m處地層壓力為155.421 MPa，地層溫度為152.689 ℃，折算地層壓力系數(shù)2.294，其中實測地層壓力為中石油集團地層壓力最高紀錄，壓力計回放數(shù)據(jù)如圖3所示。

圖3 LT1井實測地層溫度及壓力數(shù)據(jù)圖

5 結(jié)論與建議

(1)采用“RD循環(huán)閥+RD循環(huán)閥+RTTS封隔器”的兩閥一封射孔測試聯(lián)作管柱，一趟管柱實現(xiàn)射孔、機械丟槍、測試及破堵等功能，減少了起下管柱次數(shù)、雙RD循環(huán)閥組合確保試油結(jié)束后可建立壓井通道，縮短試油周期7 d以上，消減了潛在試油復雜風險。

(2)針對地層壓力超過150 MPa的超高壓井，在應急狀態(tài)進行井下關(guān)井瞬間，RD安全循環(huán)閥球閥受水擊效應產(chǎn)生較大壓差，導致球閥壓差超過其額定耐壓參數(shù)、管柱安全系數(shù)較低，建議試油前結(jié)合實際工況開展系統(tǒng)全面的管柱力學校核工作，論證井下關(guān)井的可行性。

(3)針對地層測試管柱泄露的潛在風險，應通過完善的地面測試流程設計來消減風險，地面超高壓測試流程應保障油管及套管柱的安全性，采用將油管及套管流程并聯(lián)的方式，實現(xiàn)套管可控制地放噴試產(chǎn)。

(4)隨著油氣勘探對象向超高溫、超高壓及超深儲層發(fā)展，試油將面臨更加惡劣、極端的工況，該技術(shù)可為超高壓井試油測試提供一定的技術(shù)借鑒，具有廣泛的應用前景。