南海西部高温高压井测试技术现状及展望

董星亮

中海石油（中国）有限公司

南海西部高温高压井测试技术现状及展望

董星亮

中海石油（中国）有限公司

南海西部高温高压井测试作业面临地层流体流动相态复杂、测试管柱在多种载荷作用下井筒安全难以保障、高压低温状态管线极易生成水合物、地层严重出砂、测试液高温稳定性要求高、海上平台空间受限、人员和设备安全风险高等问题。经过多年的科研攻关和现场实践，形成了一整套海上高温高压测试技术，主要包括：建立海上高温高压测试安全控制系统模型、测试管柱安全性分析技术、井筒安全评估技术、水合物预测与防治技术、出砂预测与防治技术、测试地面流程优化设计技术、高温稳定性测试液技术等，现场应用取得良好的效果。基于当前石油行业形势及后续勘探需求，海上油气井测试信息决策平台的建设、测试设备智能化及深海高温高压测试技术是高温高压井测试的研究方向。

莺-琼盆地；高温高压；测试；技术现状；展望

中国南海天然气资源丰富，天然气总资源量达40万亿m3，是中海油南海大气区建设和国家南海能源基地建设的重点区域。其中高温高压天然气资源量占约33%，主要分布在莺歌海和琼东南盆地等区域。这些区域地质条件复杂、地层压力高、地温梯度高，是世界三大海上高温高压区域之一。海上台风频发、地质环境复杂、平台空间狭窄等条件给测试作业带来了巨大的挑战，导致测试作业风险高、成功率低，严重影响了天然气的勘探开发进程［1-5］。如何满足海上高温高压井测试作业安全、高效的要求，成为了业界关注的焦点。南海西部通过近二十年技术攻关和现场实践，逐渐形成了具有海油特色的海上高温高压气井测试技术体系，指导和规范作业的安全顺利进行。笔者通过回顾南海西部高温高压测试作业历史，对当前技术现状进行了阐述，总结分析了所面临的主要技术挑战和发展方向。

1 南海西部高温高压测试历程

HTHP testing history in Western South China Sea

自20世纪80年代开始，南海西部的巨大的资源潜力吸引了包括Arco、Chevron、Shell、BP等国外著名公司的目光，通过对外合作勘探的方式，中国海洋石油迈出了高温高压区块勘探步伐。受限于当时装备、技术等原因，早期的井大都没有钻至勘探目的层。20世纪90年代初，YC21-1-3井测试成功，该井测试证实井底温度206 ℃，井底地层压力系数2.3，正式拉开了南海西部高温高压测试事业的帷幕。随着技术的进步与发展，时至今日，中海油在南海西部海域共完成了51口高温高压井钻井作业，其中测试12口井，先后发现了东方13-1气田、东方13-2气田、陵水13-2气田和崖城27-2等大中型高温高压气田，并于2015年成功开发了国内首个海上高温高压气田东方13-1气田，这标志着中国在海上高温高压天然气领域实现从勘探向开发的跨越，是中国南海向大气区建成迈出的关键一步。表1统计了南海西部勘探中比较有代表性的井。

表1 南海西部高温高压测试作业历程中的关键井Table 1 Key well in the HTHP testing history in Western South China Sea

2 海上高温高压井测试技术的特点及挑战

Characteristics and challenges of offshore HTHP testing technologies

海上高温高压井测试涉及复杂的自然条件（如地层流体性质、高温高压工况以及台风频发），又涉及整个测试过程的技术装备条件，同时还涉及到测试设计与作业过程的管理［6］。由于海洋石油作业平台的特殊环境条件，一旦高温高压测试过程发生事故，实施救援和应急恢复的难度极高。因此，海上高温高压测试作业是一项高风险、高难度、极为复杂的大型系统工程，主要表现在以下几个方面。

2.1 地层流体性质的不确定性

Property uncertainty of formation fluids

高温高压地层条件下，流体向地面流动的过程中呈现出难以确定的复杂相态变化［7］，样品获取与资料的准确认知困难；另外，南海莺-琼盆地地层流体中富含酸性气体组分（主要以CO2为主，并有潜在H2S），防腐经济性与安全控制存在一定的矛盾。

2.2 海上平台空间的限制

Spatial limitation of offshore platforms

海上测试受钻井平台甲板面积、设施布局、池舱容积、可变载荷、定位要求等影响，压井等物资储备有限，测试流程需要沿平台可用空间走线至两舷，不能实现多套备用流程。此外，清喷与放喷流程难以独立，一旦测试过程中出现紧急情况，海上应急资源和协同响应时间都受限，人员和设备安全风险极高。另外流程常年暴露在海洋环境条件下，在作业强度高、负荷饱满的钻井平台上，对其日常维护、检查和检验都较为困难。

2.3 海洋环境下的井筒安全问题

Wellbore safety in marine environment

在海上高温高压井的地层测试中，随着工况的改变，测试管柱的受力和变形将出现较为剧烈的变化，易导致封隔器失效和测试管柱的破坏。若采用半潜式钻井平台进行测试作业，测试管柱还需要承受钻井平台频繁周期性升沉横摇的影响，在多种载荷联合作用下，测试管柱有可能出现弯曲、扭曲、磨损甚至断脱等恶性事故。因此，需要对海上高温高压测试管柱力学行为进行研究，保障测试管柱的安全性、可靠性［8］。

另外，井筒温度变化会引起油管、套管、水泥环、流体环出现热膨胀，套管热膨胀出现高轴向压力，环空流体体积膨胀引起密闭空间产生高压，在一定条件下会因轴向压力增加过大而上顶井口，或发生抗内压/外挤破坏。

2.4 地面安全控制问题

Ground safety control

实际测试作业过程中，地面流程需要经受高压高产气流的考验，该过程中人为或者设备的风险重重。例如对产量、流压、温度控制不当，或换热器供热不足，可能会使地面测试流程内形成天然气水合物，堵塞地面测试流程，或者发生意外泄漏，对地面设备和人员安全造成极大威胁。放喷时地层流体携带的砂粒高速运动，极易刺坏针阀、油嘴管汇，使下游压力突然增高，威胁下游设备安全和人身安全。因此，在测试期间，需要对关键节点如测试井口、测试软管、油嘴等处的压力、温度、含砂量进行准确监测和安全控制，以保障流程、人员及设备的安全［9］。

2.5 流动保障问题

Flowing support

尽管海上高温高压井地温梯度通常高达4 ℃/100 m以上，但从浅海海床到钻台的初期流动或者关井时的高压低温状态下，极易形成水合物；另外在地面放喷过程中，天然气通过油嘴或针形阀时，压力急剧下降、体积急剧膨胀、温度骤然降低，井口及地面管线也容易产生水合物［10-11］。

海上高温高压气藏部分海相沉积在深层物性很好（高孔高渗砂层），开井诱喷和测试时井口时开时关，会使地层岩石骨架的压实作用降低，极易导致地层出砂。含砂的高压地层流体在向地面快速流动过程中会对测试通道形成强烈的冲蚀作用，使管柱和井口设备在短期内失效，造成测试作业被迫终止。

2.6 测试液

Testing fluid

高温高压测试液要在井下长期高温静置数天乃至数月，必须具备良好的抗高温稳定性和沉降稳定性，保证测试作业完成后封隔器能顺利解封［12-13］；另外，测试液还需具有良好的流动性，使压力能够从地面顺利地传递到井底，以保障测试过程中测试工具的正常工作。在南海西部海域，高温高压以及可能的台风时间问题，对材料和体系的要求十分高。

3 南海西部高温高压测试技术现状

Status of HTHP testing technologies in Western South China Sea

针对南海西部高温高压测试所面临的技术挑战，从“九五”开始，中海油以国家科技重大专项、总公司重点科研为依托，充分依靠自身和相关院校科研力量，紧密结合南海西部海域工程地质特征，经过20多年的科研攻关和现场实践，研发出了一整套具有海油特色的海上高温高压测试技术，并制定了企业标准《高温高压井测试指南》，有效指导了测试设计和现场施工。

3.1 基于系统分析的测试安全设计和评估技术

Testing safety design and evaluation technology based on systematic analysis

结合国内高温高压井测试现状与国外相关系统安全控制理论，建立海上高温高压测试安全控制系统模型，从系统分析角度出发，依据法规、标准，对测试设计与施工程序进行分解和再组合，识别风险，制定风险控制措施和应急预案，具体控制模型见图1。

测试安全控制模型主要包括测试设计和测试作业（包括实际测试通道的建立和诱喷测试2个阶段），整个高温高压井测试系统进行了层次化结构划分，每一层次既受控于上层，也指导下一层作业的计划与实施，同时不同层次之间又通过反馈系统交换信息，确保不同结构、不同层次之间处于同一个完整的系统之中。层次化控制结构的划分也有利于在系统设计之初，对每一层添加相应的安全约束，确保系统在运行过程中具有更高的可靠性与稳定性［14-15］。

3.2 海上高温高压测试管柱安全性分析技术

Safety Analysis of offshore HTHP testing strings

海上高温高压测试以套管射孔为主，一般都要采用测-射联作方式，即一趟管柱完成射孔和测试作业。根据井况的不同和校核结果，封隔器主要在永久性封隔器和可回收封隔器中选择，目前多选用永久封隔器测试管柱，管柱结构见图2。

由于不同水深和不同流量下，井口温度相差较大，首先建立高温高压井在泥线以下井段和泥线以上海水井段热量传递模式研究，找出全井筒热量传递规律；其次，分别使用永久性封隔器的测试管柱模型和可回收封隔器的测试管柱模型，建立两套管柱轴向力和变形计算方法，进行测试管柱安全性分析［16-18］。另外，测试管柱强度分析还需考虑射孔瞬间的冲击力对封隔器、测试管柱和工具套管强度的影响［19］。

3.3 海上高温高压井筒安全评估技术

Safety evaluation of offshore HTHP wellbore

在井筒温度场的准确预测基础上，通过对高温高压井筒的危险位置和井筒可能失效的形式进行分析，得到环空压力的下降可以降低套管在升温后产生径向膨胀，提高套管的承载力［20］。因此，南海西部高温高压井的表层和一开井段、尾管段采用全环空封固的办法，技术套管/中间套管采用单级双封，水泥的首浆返至上层套管以下，将地层作为泄压通道；中间浆使用可压缩的隔离液，对套管环空压力进行有效控制。

3.4 水合物预测与防治技术

Hydrate prediction and control

采用相平衡热力学方法预测目标区块的天然气水合物相态曲线，根据测试期间不同工况下的井筒温度和压力场，判断水合物生成的风险；通过室内天然气水合物实验装置（图3）进行验证，评价几种常用的抑制剂类型、浓度对水合物相平衡温度的影响效果，优选出甲醇、乙二醇作为水合物抑制剂。虽然甲醇被公认为最好的天然气水合物抑制剂，但是考虑甲醇有毒，对于浅海高温高压井测试一般采用乙二醇［21-22］。

图1 高温高压测试程序总览Fig.1 Overview of HTHP testing procedure

图2 高温高压井测试管柱简图Fig.2 Schematic diagram of HTHP testing string

图3 天然气水合物实验装置Fig.3 Experimental device for natural gas hydrate

在南海西部浅水高温高压测试流动通道中有2个乙二醇注入点：泥线以下100 m和地面油嘴管汇之前，在测试期间水合物生产高危期注入乙二醇。注入量可以根据乙二醇注入量与水合物形成关系图版确定。

3.5 出砂预测与防治

Sanding prediction and control

对于海上高温高压气藏防砂，关键是确定合理测试生产压差，达到既能防止地层出砂，又最大限度提高测试产量的目的［23］。目前常用的出砂临界压差计算模型主要有：Morita模型、W-P模型、经验模型（UCS/2模型）［24］。通过对莺-琼盆地气田各探井的出砂临界压差进行预测，与各井实测DST生产压差数据对比发现： Morita模型预测出砂临界压差最大，W-P模型次之，经验模型最小；Morita模型和W-P模型比DST测试结果要高。为安全起见，选用W-P模型确定高温高压气田测试生产压差。

对于现场防砂问题，大多数采用机械防砂作为第一道井下屏障，在现场测试过程，逐步放大井下生产压差，并且在测试流程选取易冲蚀位置进行壁厚监测，同时整个放喷期间连续监测井口产出含砂情况。如发现出砂，则执行相应预案。

3.6 测试地面流程优化设计

Design optimization of ground testing process

已有的测试经验表明，建立完善的地面监控系统对于及时有效地控制地面流程出现的复杂情况、防止井喷和冰堵引发的火灾、爆炸或危险气体泄漏扩散事故有着至关重要的影响。因此，对高温高压测试流程进行优化，建立完善的地面安全控制系统。

目前优化后的高温高压测试流程主要包括：应急关断系统、油嘴远程控制系统（动力油嘴）、出砂监测系统、振动监测系统、化学药剂注入系统、应急放喷系统、喷淋系统、热辐射监测系统，具体流程如图4所示。该地面流程特点：（1）流程的高压部分（油嘴管汇上游流程）都是使用15K设备，放喷管线采用防硫法兰管线，用钢圈密封代替由壬橡胶垫密封，避免了传统橡胶密封因热胀冷缩引起的油气泄漏；（2）采用两级油嘴节流平稳降压、流体加热以及注入化学药剂来防治水合物；（3）设计多点应急关断及应急放喷流程，替代了备用流程，解决海上平台空间受限难题，实现了测试期间的多节点监测全流程安全控制；（4）在流程中设置含砂在线监测装置和振动监测装置，以实时监控流体的含砂情况和管线振动情况，为设置油嘴和控制产量提供参考依据；（5）平台在放喷期间，配备喷淋系统，结合热辐射监测系统，解决热辐射对平台设备和人员安全的危害。

图4 测试地面流程Fig.4 Ground testing process

3.7 高温稳定测试液

High-temperature testing fluid

目前使用的高温高压测试液是现场Duratherm钻井液改性而成，密度范围1.45～2.3 g/cm3，10 d内热滚性能稳定，满足当前套管内测试和裸眼测试的要求。将钻井液直接转化为测试液，不仅可以大幅降低试气测试成本、减少环境污染，而且提高了测试液的抗高温性和沉降稳定性，减少井下复杂事故的发生。

从钻井结束后直至开始进行系统测试，改性钻井液要在井下高温静置数天乃至数月，必须具备以下性能：（1）高温护胶性强且耐温时间长，保证测试液不会因受长时间的高温作用出现破胶造成重晶石沉淀；（2）高温稳定性强，高温作用下的测试液是一个弱稠化的过程，避免测试液在长时间的高温作用下出现胶凝［25］。

4 高温高压测试技术展望

Prospect of HTHP testing technologies

南海西部高温高压测试将继续朝深层、更高的压力和温度气藏推进，但在当前和甚至未来数年油价低迷的情况下，作业的安全、高效、优质和成功率将成为海上勘探开发作业的首要考虑。在此情况下，测试技术如何继续在安全的基础上提高作业时效、确保成功率和资料录取效率将更为重要。

4.1 海上油气井测试信息决策平台建设

Construction of offshore oil and gas testing information decision platform

南海西部储层地质特征复杂，产能差异大，钻前及测试前对物性及产能预测极为困难，对是否测试及测试方案的决策带来很大困扰；由于对储层特性与测试工艺的匹配性研究不够深入，仅凭经验进行设计和选择施工参数，易导致测试工艺与储层特性不匹配而引发测试问题；同时现场作业过程中测试数据不能实时传输回基地，不能为测试决策提供实时支持，造成测试决策效率低下。因此急需研发一套集测试设计、实时仿真、实时决策、风险警示、信息管理、人员培训等功能为一体的海上油气井测试信息决策平台，实现测试作业信息化、集成化、标准化。

4.2 测试设备智能化

Intelligentization of testing equipments

目前井下无线传输系统温度、压力还不能满足作业要求，且价格高昂，但随着科技的不断进步，未来数年也有应用的可能。井下无线传输技术有利于确保复杂情况出现后资料的录取，同时降低开关井时间和作业费用。另一方面，目前测试工具均使用环空压力控制，如哈里伯顿公司的APR工具和斯伦贝谢公司的PCT工具，但在高温高压深井测试中存在测试液传压性能和套管承压问题。声波控制井下测试工具等这类远程控制井下测试工具是解决这类问题的发展趋势。

4.3 深海高温高压井测试

Deepwater HTHP testing

随着陆地和近海常规油气资源勘探难度的增加，深水海域已成为未来获得重大油气发现的主要领域。目前深水区域也开始钻遇一批高温高压构造，如LS25-1S-1井水深990.8 m，目的层压力系数1.93，井底温度153 ℃，完钻井深4 448 m。深水和高温高压测试在国内为全新的领域，没有经验可以借鉴。有必要开展深水高温高压钻井及测试技术研究，选择更加合适的测试工艺，安全高效地完成深水高温高压区域的勘探工作。

5 结论

Conclusions

中国南海西部高温高压勘探测试在多年的经验积累和实践中，已初步建立了一套测试设计和安全控制方法并形成了自己规范。但随着南海西部继续向超高温高压深井和深水领域拓展，高温高压测试面临更高的作业风险和挑战。因此，需要继续加强海上高温高压深井测试研究，通过科技攻关，研发、更新和采用合适的新技术，完善作业团队和管理体系的建设，确保作业的安全和资料的录取，实现勘探的目标。

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（修改稿收到日期 2016-10-15）

〔编辑 朱 伟〕

Status and prospect of testing technologies for HTHP wells in Western South China Sea

DONG Xingliang
China National Offshore Oil Corporation,Beijing 100010,China

When testing operation is performed on the HTHP wells in Western South China Sea,a series of problems occur.For example,the flowing phase state of formation fluids is complex,the wellbore safety cannot be guaranteed easily for the testing string is under the effect of multiple loads,hydrate tends to form in the situation of high pressure and low temperature,sand production is serious,the testing fluid is highly required in high temperature stability,the space of offshore platform is limited,personnel and equipments are suffered from high safety risk,and so on.To deal with these problems,a set of offshore HTHP testing technologies are developed after years’ research and practice,such as offshore HTHP testing safety control system model,testing string safety analysis technology,wellbore safety evaluation technology,hydrate prediction and control technology,sanding prediction and control technology,surface process design optimization technology,and high-temperature testing fluid technology.They are well applied in field.Based on current situations and subsequent exploration demand in the petroleum industry,HTHP well testing will be developed from the aspects of the construction of offshore oil and gas testing information decision platform,the intelligentization of testing equipments and deepwater HTHP testing technology.

Ying-Qiong Basin;high temperature and high pressure;testing;technology status;prospect

董星亮.南海西部高温高压井测试技术现状及展望 ［J］ .石油钻采工艺，2016，38（6）：723-729，736.

TE52

A

1000-7393（ 2016 ） 06-0723-07

10.13639/j.odpt.2016.06.002

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董星亮（1963-），教授级高级工程师，1983年毕业于华东石油学院，现从事海洋石油钻完井技术研究和管理工作。通讯地址：（100010）北京市东城区朝阳门北大街25号海油大厦。电话：010-84526866。E-mail:dongxl@cnooc.com.cn