压力反转大压差气井分层完井延长测试技术

葛俊瑞，李艳飞，李三喜，蔡斌

中海石油（中国）有限公司上海分公司 （上海 200335）

0 引言

东海地质条件复杂，储层非均质性强，单个储量规模偏小的油气藏占比较高，常规的开发模式工程投资大、地质风险高、建产周期长。为了避免潜在的地质风险可能带来的投资失误[1-4]，东海某M区块采用自升式钻井平台作为生产装置，利用海底管道将油气运输至周边生产平台开展延长测试，为快速落实储量、评价开发效果提供了重要支撑。

M区块油气藏埋深超过4 000 m，主要为高温高压、低孔低渗储层，且纵向存在多套压力层系，出现压力反转现象，即上部储层压力系数大于下部储层，且压力系数差异大。如果工艺技术不当极易出现上喷下漏的复杂情况，甚至发生重大工程事故[5-7]。常规DST测试分别对各层进行单层测试，但延长测试需要实现多套油气藏的完整评价。

1 基本数据

M区块位于东海陆架盆地西湖凹陷，第一口预探井M1井完钻井深4 670 m，主要含油气层分布在始新统平湖组，储层沉积相属于辫状河三角洲—受潮汐影响的三角洲—三角洲平原沉积体系，主力层P8a、P8b、P10单井钻遇砂岩厚度26.4m、34.1 m、66.4 m。

1.1 井身结构

M1井井身结构及套管程序数据见表1。

表1 M1井井身结构及套管程序数据

1.2 储层温度压力

M1井对P10层、P8b层进行了常规DST测试，温度压力数据见表2。

1.3 储层物性

根据壁心物性分析结果，平湖组P5～P10储层孔隙度分布在5.7%～16.8%，平均12.2%，渗透率分布在（0.04～44.3）×10-3μm2，平均11.5×10-3μm2。根据测井资料解释成果，平湖组P5～P10储层（气层段）平均孔隙度分布在8.0%～14.9%，平均渗透率分布在（1.03～10.48）×10-3μm2。常规DST测试资料显示P8b层储层较为均质，有效渗透率为3.63×10-3μm2，P10层有效渗透率为16.1×10-3μm2。综上，目标层位属于中孔中渗～低孔低渗储层。

表2 M1井储层常规DST测试温度压力数据

1.4 地层流体性质

天然气相对密度在0.683～0.762，组分以轻组分为主，非烃含量低，CH4含量在74.15%～84.4%，N2含量在0.12%～0.44%，CO2含量在3.3%～4.13%，不含H2S。凝析油总体具有低密度、低黏度、微含硫特征，其中P8b层地面凝析油密度为0.826 1～0.835 6 g/cm3，凝固点13～16℃，50℃时动力黏度为1.11～1.36 mPa·s，含硫量0.051%～0.060%；P10层地面凝析油密度为0.792 9～0.795 4 g/cm3，凝固点3～4℃，50 ℃时动力黏度为0.76～1.72 mPa·s，含硫量0.047%～0.049%。

2 技术难点

2.1 井控漏失风险共存,储层保护难度大

气井作业过程中，工作液密度通常是储层压力系数附加0.07～0.15 g/cm3，为了平衡高压层压力，至少采用1.56 g/cm3的高密度工作液。但由于两套层系原始压力系数相差0.4、绝对压力差达到16 MPa，一旦射孔打开两套储层后，高压差可能引起常压层的漏失，造成储层污染，大量工作液漏失将导致更严重的井控风险。

2.2 常规聚能射孔易污染，连通效果欠佳

深部储层岩性致密、孔隙度差、渗透率低，常规聚能射孔易造成二次污染，射流高冲击力的穿透作用中，对孔道周围岩石基体形成约6.35～12.7 mm的压实带，渗透率下降约65%～93%，严重影响产层真实信息获取，导致延长测试无法达到准确评价油气藏的目的。

2.3 特殊方式风险大，井筒完整性要求高

自升式钻井平台进行延长测试的方式应用较少，特别针对多套压力体系的气藏，分层测试的前提是实现储层的有效封隔，实现分层的目的和环空的密封性，同时需要综合考虑功能性、安全性、风险可控性及其他措施的可行性，优选井下工具配置，优化油管下入工艺，避免油管或工具泄露引起井筒完整性破坏，导致延长测试失败，甚至引发工程风险。

2.4 高温异常压力条件，井下工具易损坏

常规DST测试资料录取通常采用井下温度压力计，但长期高温高压的井筒环境极易造成工具损坏，影响地质资料的连续可靠录取，且工具随管柱入井后无法更换或维修，一旦工具损坏只能起管柱更换工具。且无法保证重新下入的工具能够可靠运行，在经济性、时效性、资料录取完整性等方面可靠性较差，难以满足复杂井的资料录取任务。

3 主要创新技术

3.1 压力反转大压差储层保护技术

为了控制超大压差储层的井控、漏失风险共存问题，实现工作液体系和工艺的互补共赢，综合多种措施提高储层保护效果。

1）优选高密度完井液体系，充分利用表面活性剂达到临界胶束浓度后的增溶作用，结合助溶剂使难溶性材料形成可溶性分子间的络合物、缔合物或复盐等技术，优选无固相加重剂、增溶剂、重结晶抑制剂、缓蚀剂等关键材料，形成了高密度（最高可达1.80 g/cm3）、无固相、低损害、无毒性、经济型复合盐完井液体系[8-9]，保障高压层的井控安全，外观呈无色或淡黄色液体，如图1所示。

通过室内实验评价了该体系的综合性能，抗温能力达180℃，润滑系数的降低率≥90%，泥页岩滚动回收率≥95%,防膨率≥94%，无腐蚀性，具有良好的配伍性，不含固相，岩心渗透率恢复值≥90%，无毒性，环境友好，不污染海洋环境。

2）研发复杂动态条件下的清洁暂堵液体系（图2），通过优选4种高吸水材料复配形成的固化剂，消除暂堵液中的游离液体，应用引发剂排除二价阳离子对固化剂的影响[10]，增加适当的稳定剂保证暂堵液的高温稳定性，研发了一套黏度可调、性能稳定、无腐蚀的暂堵液体系，有效避免了完井液的漏失，保护低压层。

实验测试了暂堵液的相关性能，黏度在25～110 mPa·s之间可调，抗温能力超过150℃，基本没有腐蚀性，有利于井筒保护，与地层水配伍性良好，无沉淀、分层和絮凝现象，体系无固相，岩心渗透率恢复值≥90%，暂堵层≤2 mm，正向承压能力超过26 MPa，保护常压或低压储层，返排压差小于0.5 MPa，利于后期诱喷作业。配方为：淡水+0.5%引发剂YF-1+1.5%固化剂SNJ+0.5%稳定剂WDJ-1。

3）基于前期常规DST测试已打开储层的情况，为了兼顾洗井过程中的井控安全和井筒清洁质量，在延长测试完井期间采用多功能清洁工具配合控压洗井工艺，通过控制节流阀开度实时调整不同排量下井底ECD值，控制套压在理论值的±0.34 MPa以内，利用强磁清洁器、套管刷、井筒过滤器、旋转刮管器等工具，最大限度地提升井筒清洁效果，实现储层保护。基于高密度完井液和暂堵液技术，采用一趟射孔管柱同时打开高、低压储层，避免多次射孔多次压井带来的储层污染。

图1 高密度无固相完井液体系

图2 暂堵液体系原理示意图

3.2 双爆轰复合扩容射孔测试技术

为了改善低孔低渗气藏的测试效果，改善井筒与地层的连通效果，采用双爆轰复合扩容射孔技术，将聚能射孔与后效射孔复合使用，实现双级爆轰、二次做功、扩容增产的作用，利用不同目标靶向的能量释放，改善孔道形态，恢复原始渗透率，为延长测试建立良好的流动通道。

射孔后进行流动效率对比试验，在压差、温度、煤油黏度相同的条件下，后效扩容射孔入口直径、穿孔深度明显增加，流动效率相对常规射孔提高38%；射孔后经套管和水泥靶硬度校正，复合扩容射孔平均穿深1 345.7 mm,平均孔径13.0 mm，相比常规射孔穿深增加22%，孔径增大22%，射孔枪最大胀径量仅2.2 mm，套管完好，未出现裂纹。

根据混凝土靶剖面分析，横向释能区域约为40～100 mm，远大于射孔形成的压实带，在孔道末端形成了开放性孔道形态及裂隙，延展裂隙约为20～40 mm，表明扩容射孔两级分仓爆炸能量利用率高，对周围岩石形成了震颤作用，与地层形成良好的连通条件，如图3所示。

3.3 气井分层测试工具优选与工艺优化

分层延长测试的目标需要管柱的有效分隔，而最重要的工具就是封隔器。根据封隔器工具结构、气密性能以及使用方法，优选V0级生产封隔器，具有“卡瓦-胶皮-卡瓦”整体式稳定结构、“三段式+防溢环”的可靠胶皮密封系统、“挡环+密封圈”的安全内部密封系统，具备良好的气密性能和机械性能，达到最高气密等级V0，且使用前进行油管试压、环空试压、正常生产、短关井、长关井、油管掏空、环空掏空、注入等8种工况的校核分析，为分层测试的可靠实施提供了封隔保障与安全手段。结合生产滑套、工作筒、堵塞器等配套工具，实现分层延长测试的工程目标，准确评价不同压力层系的油气藏。设计完井生产管柱如图4所示。

图3 双爆轰复合扩容射孔与常规射孔的孔道形态对比

图4 完井生产管柱示意图

由于本井存在CO2腐蚀性气体，根据标准选择防腐材质13Cr油管。为了全面提升油管连接质量、保障密封性，制定了油管下入质量控制体系和操作规程，包括油管螺纹清洗、螺纹密封脂优选、螺纹综合评价、螺纹连接操作规程、扭矩-圈数及扭矩-时间监测等措施。

1）油管螺纹清洗。采用高压水枪、气枪冲洗内外螺纹，清除储存螺纹脂（基本不具备润滑性能，常含有黏性残留异物，易损伤丝螺纹密封面）。

2）螺纹密封脂优选。根据螺纹类型选择合适的螺纹密封脂，少量均匀涂抹于外螺纹表面，防止影响丝扣机械性能。

3）螺纹综合评价。严格检查清洗后的螺纹整体情况，特别是密封面及密封台阶发生问题的螺纹，若无法修复则作废处理。

4）螺纹连接操作规程。使用对扣器对扣，保持大钩居中，手动引扣到位后，再用油管钳配备无压痕卡瓦或微压痕+硅丝网的方式上扣到位，避免油管外壁机械损伤。

5）扭矩-圈数及扭矩-时间监测。使用扭矩监测仪监测螺纹连接过程，满足螺纹连接扭矩曲线特征方可下入，若发现异常及时修复或更换。

3.4 钢丝作业资料精细录取技术

常规的油管携带式井下温度压力计难以长时间承受高温、高压、震动、冲蚀等恶劣井筒环境，在生产过程中出现故障无法监测。优选钢丝作业下入井下存储式压力计的方式，结合SPS单相井下PVT取样器，实现储层温度、压力数据的连续监测和井筒流体样品的采集，为油气藏评价提供精细真实的数据。

1）优选MHT存储式压力计，压力量程103.423 MPa、温度量程175℃、存储量100万组数据，配套耐温150℃、180℃的2种类型电池，采点率由1点/1秒至1点/30秒，对应工作时间在最小采点率条件下，考虑75%安全系数的最长安全使用时间为48 d。每次同时下入2支设置相同的同类型压力计，互相印证且互为补充，配套采用电子悬挂器携带压力计稳定地坐入油管内，定位误差小于10 mm，通过地面预置时间、高效下入油管、定时投放，确保压力计准确地固定在特定位置，实现连续可靠地监测井下温度和压力。在电池安全使用时间内，钢丝作业打捞电子悬挂器及压力计，地面回放压力计数据，为油气藏评价提供井下详实的基础数据。

2）优选SPS单相井下PVT取样器，获取井下多种类型的原始样品，能够取接近临界压力的储层流体、凝析气藏、地层水等，最大压力103.423 MPa、耐温180℃，取样容积600 mL，为储层流体物性分析、油气藏类型等地质分析提供真实的样品。

4 现场应用效果

该研究成果在M区块的延长测试项目中取得成功应用，主要实施效果如下。

1）储层保护效果良好，延长测试期间P10层与前期DST测试产能数据一致。采用1.56 g/cm3的高密度工作液配合暂堵液，P10层承受了高达23 MPa的正压差，未发生井筒溢流和漏失情况。洗井过程中优化采用2趟复合式工具组合，在Ф244.5 mm和Ф 177.8 mm套管刮管互相补充清洁，配合控压洗井工艺，排量0.66 m3/min，泵压4.48～5.03 MPa，起出后检查强磁吸附较多铁屑，多功能过滤器内较多淤泥，刮管器状态良好。

Ф244.5 mm套管刮管洗井管柱组合：Ф152.4 mm牙轮钻头（无喷嘴）+Ф88.9 mm钻杆+Ф244.5 mm刮管器+Ф244.5 mm强磁铁×2+Ф244.5 mm套管刷+Ф139.7 mm钻杆。

Ф177.8 mm套管刮管洗井管柱组合：Ф152.4 mm牙轮钻头（无喷嘴）+Ф177.8 mm刮管器+强磁铁×2+套管刷+多功能过滤器+Ф88.9 mm钻杆+变扣+Ф244.5 mm强磁铁×2+Ф139.7 mm钻杆。

2）射孔效果良好，恢复原始渗透率。本井射孔段位置，P8a层：4 308.0～4 318.6 m，厚度10.6 m；P8b层：4 359.1～4 382.0 m，厚度22.9 m；P10层：4 580.2～4 605.8 m，厚度25.6 m。

射孔弹参数：P8层选用114.3 mm深穿透高温射孔弹SDP45HMX39-6，药型HMX，孔径10.92 mm，穿深1 582.42 mm，装药量39 g，耐温160℃/48 h；P10层选用114.3 mm超高温射孔弹SDP45PYX39-3，药量 39 g，穿深 1 346.96 mm，孔径 12.19 mm，耐温200℃/48 h。

该井射孔发射率100%，P10层延长测试与前期常规DST测试相比，在同一油嘴条件下油气产量保持一致，井筒连通效果良好。

3）井筒完整性良好，延长测试过程安全平稳。本井施工过程中严格执行油管下入质量控制体系和操作规程，管柱下入过程中每隔1 000 m试压合格，保障入井油管连接质量合格率100%；采用的PREMIER型V0级生产封隔器，按照工具操作程序坐封、验封过程正常，实际生产时利用坐落接头的封堵和生产滑套的打开，成功实现P10层与P8层的测试目标层位转换，两层的油气产量、井口压力等区别明显，与前期DST测试结果一致，有效验证了封隔器的可靠分隔密封效果，达到了良好的井筒完整性。

4）完成井下温度压力采集和井下取样。本井采用钢丝作业携带2个存储式压力计及SPS单相井下PVT取样器，取全取准了地质资料，工具串是：①测流压梯度和取样工具串，绳帽+旋转节+钨钢加重杆+万向节+单相SPS取样枪（3支）+变扣+MHT压力计+变扣+MHT压力计；②钢丝下压力计工具串，绳帽+旋转节+普通加重杆+万向节+普通加重杆+机械震击器+万向节+电子脱手工具总成（控制器+EPTS电子脱手工具+定位器）+扶正器+万向节+38.1mm减震器+MHT压力计+变扣+MHT压力计+倒锥；③钢丝捞压力计工具串，绳帽+旋转节+普通加重杆+万向节+普通加重杆+机械震击器+万向节+回收工具。

通过系列技术创新，使压力反转大压差气层在1口井、1趟管柱中实现分层测试，累计生产天然气6 401×104m3、凝析油16 987 m3，为类似油气田延长测试提供了重要借鉴。

5 结论及建议

1）针对压力反转且压差大的油气藏，高密度工作液与清洁暂堵液配合使用，能够实现井控安全、避免漏失风险，施工过程中的多功能清洁工具与控压洗井、一趟管柱打开储层等措施，有效提高了储层保护效果。

2）双爆轰复合扩容射孔技术，通过双级爆轰、二次做功，明显改善孔道形态，恢复原始渗透率，与地层形成了良好的连通条件。

3）V0气密等级的封隔器是保障分层测试的重要工具，配合油管下入的质量控制措施，能够实现良好的井筒完整性。

4）钢丝作业携带存储式压力计代替常规井下温度压力计的方式，满足了地质资料录取的需求，为延长测试井下数据的连续监测提供了关键手段。