海上油田深层潜山裸眼测试管柱的应用与研究*

高科超， 尚锁贵， 冯卫华， 吴 轩， 杨 子

(1中海石油(中国)有限公司天津分公司 2中海艾普油气测试(天津)有限公司 3中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司)

地层测试工作是评价和发现油气资源的重要手段[1]，随着常规油气资源勘探程度的逐渐深入，深层潜山复杂油气资源正逐步成为新的勘探领域。这类油气资源埋藏深、成藏条件复杂，具有显著的高温高压特征，同时储层中往往含有腐蚀性流体[2]，这类储层的测试评价作业难度高、风险大。渤海油田渤中深层潜山构造就是渤海油田典型的深层潜山复杂气藏，2011年在该构造钻探的科探1井揭示了该区潜山良好的勘探前景[3]，该井采用常规“坐套测裸”测试管柱进行了测试，仅获得5×104m3的瞬时日产量，后由于该井天然气CO2含量50%～53%、CO含量1 200～1500 mg/L、H2S含量375 mg/L，仅持续放喷2 h即结束该井测试作业。

一、深层潜山裸眼测试工艺现状

高等级的耐温耐压设备是深层潜山测试作业的基础，随着技术的进步，井下作业工具的耐压已经达到103 MPa，耐温达到175℃，在深井条件下其耐H2S、CO2等腐蚀性气体腐蚀能力基本满足作业的需求。考虑到井下作业的风险，行业内公认此类井作业在满足基本地质要求的前提下要最大程度地简化测试管柱的结构[4-6]。

目前渤海油田针对裸眼层测试通常采用“坐套测裸”的测试工艺[7]。2011年科探1井测试管柱是在常规测试管柱的基础上进行了优化，主要包括以下几点：

(1)采用Champ-Ⅳ加强型封隔器作为APR测试管柱封隔工具，额定工作压力可高达103 MPa，耐温达到175℃，并且具备防硫防酸性能，满足作业需求。

(2)采用选择性测试阀(STV阀)作为开关井工具，该工具除了具备常规测试阀的多次开关井的功能之外，还具备锁定开井功能，锁开后则不再需要维持环空压力。

(3)采用井下试压开井阀作为初次开井及管柱试压工具。井下试压开井阀是在RDS循环阀的基础上创新改进的新工具，与RDS循环阀结构及操作原理相似，不同点是井下试压开井阀无循环孔，且球阀组装与RDS循环阀相反，其试压级别可达103 MPa[8]。

(4)RDS循环阀、RD循环阀组合使用，实现测试后的循环压井作业。

(5)3支伸缩节组合使用实现管柱的伸缩补偿。

通过在实际作业中的总结及后期的工艺分析，科探1井的测试工艺在深层潜山裸眼测试中存在井控、安全、环保等风险，具体表现如下：

(1)测试层深度达5 140 m的裸眼测试，组下测试管柱期间存在后效气上窜风险，而该管柱下钻期间无法实现循环功能，在出现井控风险时，对海上平台测试作业安全控制提出严峻挑战。

(2)井下试压开井阀的应用解决了管柱试压问题，但渤海油田通常采用柴油作为诱喷介质，因此试压介质也只能用柴油作业，这就存在管柱刺漏柴油喷出的风险以及柴油试压结束后放压燃爆的风险。

鉴于以上原因，需要对科探1井的测试工艺进行优化，以适应渤中深层潜山类似气层的测试作业，减少风险，保障成功率。

二、改进后的测试工艺

通过对现有工艺及测试新工具的综合分析，对科探1井的测试管柱进行了优化调整。改进后的管柱增加RD旁通试压阀(Rupture Disk Bypass Pressure Test Valve)与RDTST阀(Rupture Disk Tubing String Testing Valve)的组合使用，替代井下试压开井阀实现初次开井及管柱试压，相比科探1井的测试管柱，安全优势明显(管柱结构如图1)。

1. RD旁通试压阀

RD旁通试压阀是RDS循环阀改进应用产品，其工作过程与RDS循环阀相反。该工具通常应用于采用插入密封封隔器的测试管柱。正常使用工具入井时，球阀设置为关闭状态在上，旁通孔设置为旁通状态在下。管柱完成插入后，通过环空压力操作，使心轴下移关闭旁通孔，实现测试管柱与环空的隔离，同时球阀开启实现测试状态[9]。

2. RDTST阀

RDTST阀是TST阀的改良产品，其试压承压机构与TST阀相同，都是通过蝶阀实现密封，但其操作方式相比TST阀进行了改良。RDTST阀的锁开操作原理是通过击穿破裂盘使芯轴移动从而实现锁定，相比TST阀的压差式操作原理，其适用范围更广、操作方式更为灵活。

3.组合技术优势

(1)RD旁通试压阀在优化后的测试管柱中属于非常规使用(见图1)，倒置入井。入井前设置球阀处于关闭状态，旁通孔处于旁通状态。RD旁通试压阀的创新使用，实现了管柱的内外连通状态，实现了测试管柱即时反循环功能及自动灌浆功能，避免了气窜导致的井控风险。

(2)RDTST阀在优化后的测试管柱中属于正常使用，在管柱中的位置位于RD旁通试压阀上部(见图1)。入井时蝶阀处于试压状态，下测试管柱期间，可重复多次对管柱进行高压试验，其试压介质为测试液，相比科探1井的试压方式，其安全优势以及环保优势明显。

图1 优化后的测试管柱设计

(3)选择性测试阀的使用同科探1井相同，处于锁开状态入井。

(4)RD旁通试压阀与RDTST阀的配合使用，不仅同时实现了管柱的自动灌浆、即时循环功能，而且在管柱下到预定位置后，能够实现替入低密度诱喷液垫功能。作业程序：测试管柱下至预定位置后，通过正转管柱、下压等操作，实现Champ-Ⅳ加强型封隔器的坐封。井口接测试树，连接地面流程以及固井泵流程。通过环空压力首先操作RDTST阀处于锁开状态，实现管柱的正循环功能，之后用固井泵正替低密度诱喷液垫(柴油)。液垫正替到设计量后，通过环空压力操作RD旁通试压阀，使其旁通孔处于关闭状态，同时球阀开启，管柱实现初次开井。后续作业可按照地质要求，操作选择性测试阀实现多次开关井作业。

(5)根据优化后的测试管柱功能及测试作业程序，各个APR工具的环空操作压力需按特定顺序设置，其操作压力由大到小顺序依次为：RD循环阀>RDS循环阀>选择性测试阀锁定(解锁)压力>选择性测试阀操作压力>RD旁通试压阀操作压力>RDTST阀。

三、应用情况

科探2井是渤中凹陷以古生界碳酸盐岩潜山为主要勘探层系的第二口井，该井完钻井深4 611 m，测试层段为古生界潜山的Ø152.4 mm裸眼井段，裸眼段4 354.0～4 611.0 m。该井的测试工艺采用了优化后的测试管柱(见图1)，管柱中APR工具的操作压力见表1。

表1 科探2井APR工具操作压力

作业中，下测试管柱期间两次反循环调整测试液性能，保障了下测试管柱期间的井控安全。RDTST阀实现了管柱55.16 MPa的高压压力实验，确保了管柱的密封性。测试管柱下到设计位置后，成功坐封，并通过操作RDTST阀实现了管柱的正替柴油及地质诱喷要求，最后通过操作RD旁通试压阀，实现了初开井。选择性测试阀的应用实现了多次开井的地质要求，最终该井采用了四开三关的测试工艺，取全取准了测试地质资料，达到了测试要求。

四、结论

(1)通过工艺改进，解决了渤中深层潜山复杂气层裸眼测试存在的安全、环保等隐患，使工艺更具安全性、环保性。

(2)RD旁通试压阀以及RDTST阀的创新组合应用，解决了常规测试管柱无法同时实现即时循环功能以及管柱试压功能的问题，保障了下测试管柱期间的井控安全以及测试管柱的密封性。

(3)选择性测试阀的使用，避免了开井期间保持环空压力对现场作业造成的风险隐患，保障了开井过程中测试管柱和井控设备的安全。

(4)改进后的测试管柱既继承了常规测试管柱简洁高效的特点，又不影响原工艺所有测试功能，而且安全性大大提高。

(5)随着勘探范围的不断扩大，针对深层储层的勘探作业将会越来越多，该技术具有重大推广价值。

[1]龙学，吴建军，李晖，等. 高温高压含硫气井测试优化设计技术与应用[J],油气井测试，2011，20(3)：37-40.

[2]李晖，龙学，吴建军，等. 高温高压含硫气井测试优化设计应用[J],中外能源，2011，16(1)：68-73.

[3]贺电波，李才，史浩. 渤中21-2潜山碳酸盐岩储层预测方法研究[J],石油天然气学报，2010，32(1)：241-245.

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[5]左远军. 高温高压井测试技术现场应用研究[J],油气井测试，2006，15(6)：34-37.

[6]项培军，张明友，贺秋云，等. 四川高温高压含硫井测试技术[J],油气井测试，2007，16(增)：53-56.

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