董星亮

中海石油（中國）有限公司

南海西部高溫高壓井測試技術(shù)現(xiàn)狀及展望

董星亮

中海石油（中國）有限公司

南海西部高溫高壓井測試作業(yè)面臨地層流體流動(dòng)相態(tài)復(fù)雜、測試管柱在多種載荷作用下井筒安全難以保障、高壓低溫狀態(tài)管線極易生成水合物、地層嚴(yán)重出砂、測試液高溫穩(wěn)定性要求高、海上平臺空間受限、人員和設(shè)備安全風(fēng)險(xiǎn)高等問題。經(jīng)過多年的科研攻關(guān)和現(xiàn)場實(shí)踐，形成了一整套海上高溫高壓測試技術(shù)，主要包括：建立海上高溫高壓測試安全控制系統(tǒng)模型、測試管柱安全性分析技術(shù)、井筒安全評估技術(shù)、水合物預(yù)測與防治技術(shù)、出砂預(yù)測與防治技術(shù)、測試地面流程優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)、高溫穩(wěn)定性測試液技術(shù)等，現(xiàn)場應(yīng)用取得良好的效果?；诋?dāng)前石油行業(yè)形勢及后續(xù)勘探需求，海上油氣井測試信息決策平臺的建設(shè)、測試設(shè)備智能化及深海高溫高壓測試技術(shù)是高溫高壓井測試的研究方向。

鶯-瓊盆地；高溫高壓；測試；技術(shù)現(xiàn)狀；展望

中國南海天然氣資源豐富，天然氣總資源量達(dá)40萬億m3，是中海油南海大氣區(qū)建設(shè)和國家南海能源基地建設(shè)的重點(diǎn)區(qū)域。其中高溫高壓天然氣資源量占約33%，主要分布在鶯歌海和瓊東南盆地等區(qū)域。這些區(qū)域地質(zhì)條件復(fù)雜、地層壓力高、地溫梯度高，是世界三大海上高溫高壓區(qū)域之一。海上臺風(fēng)頻發(fā)、地質(zhì)環(huán)境復(fù)雜、平臺空間狹窄等條件給測試作業(yè)帶來了巨大的挑戰(zhàn)，導(dǎo)致測試作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)高、成功率低，嚴(yán)重影響了天然氣的勘探開發(fā)進(jìn)程［1-5］。如何滿足海上高溫高壓井測試作業(yè)安全、高效的要求，成為了業(yè)界關(guān)注的焦點(diǎn)。南海西部通過近二十年技術(shù)攻關(guān)和現(xiàn)場實(shí)踐，逐漸形成了具有海油特色的海上高溫高壓氣井測試技術(shù)體系，指導(dǎo)和規(guī)范作業(yè)的安全順利進(jìn)行。筆者通過回顧南海西部高溫高壓測試作業(yè)歷史，對當(dāng)前技術(shù)現(xiàn)狀進(jìn)行了闡述，總結(jié)分析了所面臨的主要技術(shù)挑戰(zhàn)和發(fā)展方向。

1 南海西部高溫高壓測試歷程

HTHP testing history in Western South China Sea

自20世紀(jì)80年代開始，南海西部的巨大的資源潛力吸引了包括Arco、Chevron、Shell、BP等國外著名公司的目光，通過對外合作勘探的方式，中國海洋石油邁出了高溫高壓區(qū)塊勘探步伐。受限于當(dāng)時(shí)裝備、技術(shù)等原因，早期的井大都沒有鉆至勘探目的層。20世紀(jì)90年代初，YC21-1-3井測試成功，該井測試證實(shí)井底溫度206 ℃，井底地層壓力系數(shù)2.3，正式拉開了南海西部高溫高壓測試事業(yè)的帷幕。隨著技術(shù)的進(jìn)步與發(fā)展，時(shí)至今日，中海油在南海西部海域共完成了51口高溫高壓井鉆井作業(yè)，其中測試12口井，先后發(fā)現(xiàn)了東方13-1氣田、東方13-2氣田、陵水13-2氣田和崖城27-2等大中型高溫高壓氣田，并于2015年成功開發(fā)了國內(nèi)首個(gè)海上高溫高壓氣田東方13-1氣田，這標(biāo)志著中國在海上高溫高壓天然氣領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)從勘探向開發(fā)的跨越，是中國南海向大氣區(qū)建成邁出的關(guān)鍵一步。表1統(tǒng)計(jì)了南海西部勘探中比較有代表性的井。

表1 南海西部高溫高壓測試作業(yè)歷程中的關(guān)鍵井Table 1 Key well in the HTHP testing history in Western South China Sea

2 海上高溫高壓井測試技術(shù)的特點(diǎn)及挑戰(zhàn)

Characteristics and challenges of offshore HTHP testing technologies

海上高溫高壓井測試涉及復(fù)雜的自然條件（如地層流體性質(zhì)、高溫高壓工況以及臺風(fēng)頻發(fā)），又涉及整個(gè)測試過程的技術(shù)裝備條件，同時(shí)還涉及到測試設(shè)計(jì)與作業(yè)過程的管理［6］。由于海洋石油作業(yè)平臺的特殊環(huán)境條件，一旦高溫高壓測試過程發(fā)生事故，實(shí)施救援和應(yīng)急恢復(fù)的難度極高。因此，海上高溫高壓測試作業(yè)是一項(xiàng)高風(fēng)險(xiǎn)、高難度、極為復(fù)雜的大型系統(tǒng)工程，主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面。

2.1 地層流體性質(zhì)的不確定性

Property uncertainty of formation fluids

高溫高壓地層條件下，流體向地面流動(dòng)的過程中呈現(xiàn)出難以確定的復(fù)雜相態(tài)變化［7］，樣品獲取與資料的準(zhǔn)確認(rèn)知困難；另外，南海鶯-瓊盆地地層流體中富含酸性氣體組分（主要以CO2為主，并有潛在H2S），防腐經(jīng)濟(jì)性與安全控制存在一定的矛盾。

2.2 海上平臺空間的限制

Spatial limitation of offshore platforms

海上測試受鉆井平臺甲板面積、設(shè)施布局、池艙容積、可變載荷、定位要求等影響，壓井等物資儲備有限，測試流程需要沿平臺可用空間走線至兩舷，不能實(shí)現(xiàn)多套備用流程。此外，清噴與放噴流程難以獨(dú)立，一旦測試過程中出現(xiàn)緊急情況，海上應(yīng)急資源和協(xié)同響應(yīng)時(shí)間都受限，人員和設(shè)備安全風(fēng)險(xiǎn)極高。另外流程常年暴露在海洋環(huán)境條件下，在作業(yè)強(qiáng)度高、負(fù)荷飽滿的鉆井平臺上，對其日常維護(hù)、檢查和檢驗(yàn)都較為困難。

2.3 海洋環(huán)境下的井筒安全問題

Wellbore safety in marine environment

在海上高溫高壓井的地層測試中，隨著工況的改變，測試管柱的受力和變形將出現(xiàn)較為劇烈的變化，易導(dǎo)致封隔器失效和測試管柱的破壞。若采用半潛式鉆井平臺進(jìn)行測試作業(yè)，測試管柱還需要承受鉆井平臺頻繁周期性升沉橫搖的影響，在多種載荷聯(lián)合作用下，測試管柱有可能出現(xiàn)彎曲、扭曲、磨損甚至斷脫等惡性事故。因此，需要對海上高溫高壓測試管柱力學(xué)行為進(jìn)行研究，保障測試管柱的安全性、可靠性［8］。

另外，井筒溫度變化會引起油管、套管、水泥環(huán)、流體環(huán)出現(xiàn)熱膨脹，套管熱膨脹出現(xiàn)高軸向壓力，環(huán)空流體體積膨脹引起密閉空間產(chǎn)生高壓，在一定條件下會因軸向壓力增加過大而上頂井口，或發(fā)生抗內(nèi)壓/外擠破壞。

2.4 地面安全控制問題

Ground safety control

實(shí)際測試作業(yè)過程中，地面流程需要經(jīng)受高壓高產(chǎn)氣流的考驗(yàn)，該過程中人為或者設(shè)備的風(fēng)險(xiǎn)重重。例如對產(chǎn)量、流壓、溫度控制不當(dāng)，或換熱器供熱不足，可能會使地面測試流程內(nèi)形成天然氣水合物，堵塞地面測試流程，或者發(fā)生意外泄漏，對地面設(shè)備和人員安全造成極大威脅。放噴時(shí)地層流體攜帶的砂粒高速運(yùn)動(dòng)，極易刺壞針閥、油嘴管匯，使下游壓力突然增高，威脅下游設(shè)備安全和人身安全。因此，在測試期間，需要對關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)如測試井口、測試軟管、油嘴等處的壓力、溫度、含砂量進(jìn)行準(zhǔn)確監(jiān)測和安全控制，以保障流程、人員及設(shè)備的安全［9］。

2.5 流動(dòng)保障問題

Flowing support

盡管海上高溫高壓井地溫梯度通常高達(dá)4 ℃/100 m以上，但從淺海海床到鉆臺的初期流動(dòng)或者關(guān)井時(shí)的高壓低溫狀態(tài)下，極易形成水合物；另外在地面放噴過程中，天然氣通過油嘴或針形閥時(shí)，壓力急劇下降、體積急劇膨脹、溫度驟然降低，井口及地面管線也容易產(chǎn)生水合物［10-11］。

海上高溫高壓氣藏部分海相沉積在深層物性很好（高孔高滲砂層），開井誘噴和測試時(shí)井口時(shí)開時(shí)關(guān)，會使地層巖石骨架的壓實(shí)作用降低，極易導(dǎo)致地層出砂。含砂的高壓地層流體在向地面快速流動(dòng)過程中會對測試通道形成強(qiáng)烈的沖蝕作用，使管柱和井口設(shè)備在短期內(nèi)失效，造成測試作業(yè)被迫終止。

2.6 測試液

Testing fluid

高溫高壓測試液要在井下長期高溫靜置數(shù)天乃至數(shù)月，必須具備良好的抗高溫穩(wěn)定性和沉降穩(wěn)定性，保證測試作業(yè)完成后封隔器能順利解封［12-13］；另外，測試液還需具有良好的流動(dòng)性，使壓力能夠從地面順利地傳遞到井底，以保障測試過程中測試工具的正常工作。在南海西部海域，高溫高壓以及可能的臺風(fēng)時(shí)間問題，對材料和體系的要求十分高。

3 南海西部高溫高壓測試技術(shù)現(xiàn)狀

Status of HTHP testing technologies in Western South China Sea

針對南海西部高溫高壓測試所面臨的技術(shù)挑戰(zhàn)，從“九五”開始，中海油以國家科技重大專項(xiàng)、總公司重點(diǎn)科研為依托，充分依靠自身和相關(guān)院?？蒲辛α浚o密結(jié)合南海西部海域工程地質(zhì)特征，經(jīng)過20多年的科研攻關(guān)和現(xiàn)場實(shí)踐，研發(fā)出了一整套具有海油特色的海上高溫高壓測試技術(shù)，并制定了企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《高溫高壓井測試指南》，有效指導(dǎo)了測試設(shè)計(jì)和現(xiàn)場施工。

3.1 基于系統(tǒng)分析的測試安全設(shè)計(jì)和評估技術(shù)

Testing safety design and evaluation technology based on systematic analysis

結(jié)合國內(nèi)高溫高壓井測試現(xiàn)狀與國外相關(guān)系統(tǒng)安全控制理論，建立海上高溫高壓測試安全控制系統(tǒng)模型，從系統(tǒng)分析角度出發(fā)，依據(jù)法規(guī)、標(biāo)準(zhǔn)，對測試設(shè)計(jì)與施工程序進(jìn)行分解和再組合，識別風(fēng)險(xiǎn)，制定風(fēng)險(xiǎn)控制措施和應(yīng)急預(yù)案，具體控制模型見圖1。

測試安全控制模型主要包括測試設(shè)計(jì)和測試作業(yè)（包括實(shí)際測試通道的建立和誘噴測試2個(gè)階段），整個(gè)高溫高壓井測試系統(tǒng)進(jìn)行了層次化結(jié)構(gòu)劃分，每一層次既受控于上層，也指導(dǎo)下一層作業(yè)的計(jì)劃與實(shí)施，同時(shí)不同層次之間又通過反饋系統(tǒng)交換信息，確保不同結(jié)構(gòu)、不同層次之間處于同一個(gè)完整的系統(tǒng)之中。層次化控制結(jié)構(gòu)的劃分也有利于在系統(tǒng)設(shè)計(jì)之初，對每一層添加相應(yīng)的安全約束，確保系統(tǒng)在運(yùn)行過程中具有更高的可靠性與穩(wěn)定性［14-15］。

3.2 海上高溫高壓測試管柱安全性分析技術(shù)

Safety Analysis of offshore HTHP testing strings

海上高溫高壓測試以套管射孔為主，一般都要采用測-射聯(lián)作方式，即一趟管柱完成射孔和測試作業(yè)。根據(jù)井況的不同和校核結(jié)果，封隔器主要在永久性封隔器和可回收封隔器中選擇，目前多選用永久封隔器測試管柱，管柱結(jié)構(gòu)見圖2。

由于不同水深和不同流量下，井口溫度相差較大，首先建立高溫高壓井在泥線以下井段和泥線以上海水井段熱量傳遞模式研究，找出全井筒熱量傳遞規(guī)律；其次，分別使用永久性封隔器的測試管柱模型和可回收封隔器的測試管柱模型，建立兩套管柱軸向力和變形計(jì)算方法，進(jìn)行測試管柱安全性分析［16-18］。另外，測試管柱強(qiáng)度分析還需考慮射孔瞬間的沖擊力對封隔器、測試管柱和工具套管強(qiáng)度的影響［19］。

3.3 海上高溫高壓井筒安全評估技術(shù)

Safety evaluation of offshore HTHP wellbore

在井筒溫度場的準(zhǔn)確預(yù)測基礎(chǔ)上，通過對高溫高壓井筒的危險(xiǎn)位置和井筒可能失效的形式進(jìn)行分析，得到環(huán)空壓力的下降可以降低套管在升溫后產(chǎn)生徑向膨脹，提高套管的承載力［20］。因此，南海西部高溫高壓井的表層和一開井段、尾管段采用全環(huán)空封固的辦法，技術(shù)套管/中間套管采用單級雙封，水泥的首漿返至上層套管以下，將地層作為泄壓通道；中間漿使用可壓縮的隔離液，對套管環(huán)空壓力進(jìn)行有效控制。

3.4 水合物預(yù)測與防治技術(shù)

Hydrate prediction and control

采用相平衡熱力學(xué)方法預(yù)測目標(biāo)區(qū)塊的天然氣水合物相態(tài)曲線，根據(jù)測試期間不同工況下的井筒溫度和壓力場，判斷水合物生成的風(fēng)險(xiǎn)；通過室內(nèi)天然氣水合物實(shí)驗(yàn)裝置（圖3）進(jìn)行驗(yàn)證，評價(jià)幾種常用的抑制劑類型、濃度對水合物相平衡溫度的影響效果，優(yōu)選出甲醇、乙二醇作為水合物抑制劑。雖然甲醇被公認(rèn)為最好的天然氣水合物抑制劑，但是考慮甲醇有毒，對于淺海高溫高壓井測試一般采用乙二醇［21-22］。

圖1 高溫高壓測試程序總覽Fig.1 Overview of HTHP testing procedure

圖2 高溫高壓井測試管柱簡圖Fig.2 Schematic diagram of HTHP testing string

圖3 天然氣水合物實(shí)驗(yàn)裝置Fig.3 Experimental device for natural gas hydrate

在南海西部淺水高溫高壓測試流動(dòng)通道中有2個(gè)乙二醇注入點(diǎn)：泥線以下100 m和地面油嘴管匯之前，在測試期間水合物生產(chǎn)高危期注入乙二醇。注入量可以根據(jù)乙二醇注入量與水合物形成關(guān)系圖版確定。

3.5 出砂預(yù)測與防治

Sanding prediction and control

對于海上高溫高壓氣藏防砂，關(guān)鍵是確定合理測試生產(chǎn)壓差，達(dá)到既能防止地層出砂，又最大限度提高測試產(chǎn)量的目的［23］。目前常用的出砂臨界壓差計(jì)算模型主要有：Morita模型、W-P模型、經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ停║CS/2模型）［24］。通過對鶯-瓊盆地氣田各探井的出砂臨界壓差進(jìn)行預(yù)測，與各井實(shí)測DST生產(chǎn)壓差數(shù)據(jù)對比發(fā)現(xiàn)： Morita模型預(yù)測出砂臨界壓差最大，W-P模型次之，經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ妥钚?；Morita模型和W-P模型比DST測試結(jié)果要高。為安全起見，選用W-P模型確定高溫高壓氣田測試生產(chǎn)壓差。

對于現(xiàn)場防砂問題，大多數(shù)采用機(jī)械防砂作為第一道井下屏障，在現(xiàn)場測試過程，逐步放大井下生產(chǎn)壓差，并且在測試流程選取易沖蝕位置進(jìn)行壁厚監(jiān)測，同時(shí)整個(gè)放噴期間連續(xù)監(jiān)測井口產(chǎn)出含砂情況。如發(fā)現(xiàn)出砂，則執(zhí)行相應(yīng)預(yù)案。

3.6 測試地面流程優(yōu)化設(shè)計(jì)

Design optimization of ground testing process

已有的測試經(jīng)驗(yàn)表明，建立完善的地面監(jiān)控系統(tǒng)對于及時(shí)有效地控制地面流程出現(xiàn)的復(fù)雜情況、防止井噴和冰堵引發(fā)的火災(zāi)、爆炸或危險(xiǎn)氣體泄漏擴(kuò)散事故有著至關(guān)重要的影響。因此，對高溫高壓測試流程進(jìn)行優(yōu)化，建立完善的地面安全控制系統(tǒng)。

目前優(yōu)化后的高溫高壓測試流程主要包括：應(yīng)急關(guān)斷系統(tǒng)、油嘴遠(yuǎn)程控制系統(tǒng)（動(dòng)力油嘴）、出砂監(jiān)測系統(tǒng)、振動(dòng)監(jiān)測系統(tǒng)、化學(xué)藥劑注入系統(tǒng)、應(yīng)急放噴系統(tǒng)、噴淋系統(tǒng)、熱輻射監(jiān)測系統(tǒng)，具體流程如圖4所示。該地面流程特點(diǎn)：（1）流程的高壓部分（油嘴管匯上游流程）都是使用15K設(shè)備，放噴管線采用防硫法蘭管線，用鋼圈密封代替由壬橡膠墊密封，避免了傳統(tǒng)橡膠密封因熱脹冷縮引起的油氣泄漏；（2）采用兩級油嘴節(jié)流平穩(wěn)降壓、流體加熱以及注入化學(xué)藥劑來防治水合物；（3）設(shè)計(jì)多點(diǎn)應(yīng)急關(guān)斷及應(yīng)急放噴流程，替代了備用流程，解決海上平臺空間受限難題，實(shí)現(xiàn)了測試期間的多節(jié)點(diǎn)監(jiān)測全流程安全控制；（4）在流程中設(shè)置含砂在線監(jiān)測裝置和振動(dòng)監(jiān)測裝置，以實(shí)時(shí)監(jiān)控流體的含砂情況和管線振動(dòng)情況，為設(shè)置油嘴和控制產(chǎn)量提供參考依據(jù)；（5）平臺在放噴期間，配備噴淋系統(tǒng)，結(jié)合熱輻射監(jiān)測系統(tǒng)，解決熱輻射對平臺設(shè)備和人員安全的危害。

圖4 測試地面流程Fig.4 Ground testing process

3.7 高溫穩(wěn)定測試液

High-temperature testing fluid

目前使用的高溫高壓測試液是現(xiàn)場Duratherm鉆井液改性而成，密度范圍1.45～2.3 g/cm3，10 d內(nèi)熱滾性能穩(wěn)定，滿足當(dāng)前套管內(nèi)測試和裸眼測試的要求。將鉆井液直接轉(zhuǎn)化為測試液，不僅可以大幅降低試氣測試成本、減少環(huán)境污染，而且提高了測試液的抗高溫性和沉降穩(wěn)定性，減少井下復(fù)雜事故的發(fā)生。

從鉆井結(jié)束后直至開始進(jìn)行系統(tǒng)測試，改性鉆井液要在井下高溫靜置數(shù)天乃至數(shù)月，必須具備以下性能：（1）高溫護(hù)膠性強(qiáng)且耐溫時(shí)間長，保證測試液不會因受長時(shí)間的高溫作用出現(xiàn)破膠造成重晶石沉淀；（2）高溫穩(wěn)定性強(qiáng)，高溫作用下的測試液是一個(gè)弱稠化的過程，避免測試液在長時(shí)間的高溫作用下出現(xiàn)膠凝［25］。

4 高溫高壓測試技術(shù)展望

Prospect of HTHP testing technologies

南海西部高溫高壓測試將繼續(xù)朝深層、更高的壓力和溫度氣藏推進(jìn)，但在當(dāng)前和甚至未來數(shù)年油價(jià)低迷的情況下，作業(yè)的安全、高效、優(yōu)質(zhì)和成功率將成為海上勘探開發(fā)作業(yè)的首要考慮。在此情況下，測試技術(shù)如何繼續(xù)在安全的基礎(chǔ)上提高作業(yè)時(shí)效、確保成功率和資料錄取效率將更為重要。

4.1 海上油氣井測試信息決策平臺建設(shè)

Construction of offshore oil and gas testing information decision platform

南海西部儲層地質(zhì)特征復(fù)雜，產(chǎn)能差異大，鉆前及測試前對物性及產(chǎn)能預(yù)測極為困難，對是否測試及測試方案的決策帶來很大困擾；由于對儲層特性與測試工藝的匹配性研究不夠深入，僅憑經(jīng)驗(yàn)進(jìn)行設(shè)計(jì)和選擇施工參數(shù)，易導(dǎo)致測試工藝與儲層特性不匹配而引發(fā)測試問題；同時(shí)現(xiàn)場作業(yè)過程中測試數(shù)據(jù)不能實(shí)時(shí)傳輸回基地，不能為測試決策提供實(shí)時(shí)支持，造成測試決策效率低下。因此急需研發(fā)一套集測試設(shè)計(jì)、實(shí)時(shí)仿真、實(shí)時(shí)決策、風(fēng)險(xiǎn)警示、信息管理、人員培訓(xùn)等功能為一體的海上油氣井測試信息決策平臺，實(shí)現(xiàn)測試作業(yè)信息化、集成化、標(biāo)準(zhǔn)化。

4.2 測試設(shè)備智能化

Intelligentization of testing equipments

目前井下無線傳輸系統(tǒng)溫度、壓力還不能滿足作業(yè)要求，且價(jià)格高昂，但隨著科技的不斷進(jìn)步，未來數(shù)年也有應(yīng)用的可能。井下無線傳輸技術(shù)有利于確保復(fù)雜情況出現(xiàn)后資料的錄取，同時(shí)降低開關(guān)井時(shí)間和作業(yè)費(fèi)用。另一方面，目前測試工具均使用環(huán)空壓力控制，如哈里伯頓公司的APR工具和斯倫貝謝公司的PCT工具，但在高溫高壓深井測試中存在測試液傳壓性能和套管承壓問題。聲波控制井下測試工具等這類遠(yuǎn)程控制井下測試工具是解決這類問題的發(fā)展趨勢。

4.3 深海高溫高壓井測試

Deepwater HTHP testing

隨著陸地和近海常規(guī)油氣資源勘探難度的增加，深水海域已成為未來獲得重大油氣發(fā)現(xiàn)的主要領(lǐng)域。目前深水區(qū)域也開始鉆遇一批高溫高壓構(gòu)造，如LS25-1S-1井水深990.8 m，目的層壓力系數(shù)1.93，井底溫度153 ℃，完鉆井深4 448 m。深水和高溫高壓測試在國內(nèi)為全新的領(lǐng)域，沒有經(jīng)驗(yàn)可以借鑒。有必要開展深水高溫高壓鉆井及測試技術(shù)研究，選擇更加合適的測試工藝，安全高效地完成深水高溫高壓區(qū)域的勘探工作。

5 結(jié)論

Conclusions

中國南海西部高溫高壓勘探測試在多年的經(jīng)驗(yàn)積累和實(shí)踐中，已初步建立了一套測試設(shè)計(jì)和安全控制方法并形成了自己規(guī)范。但隨著南海西部繼續(xù)向超高溫高壓深井和深水領(lǐng)域拓展，高溫高壓測試面臨更高的作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)和挑戰(zhàn)。因此，需要繼續(xù)加強(qiáng)海上高溫高壓深井測試研究，通過科技攻關(guān)，研發(fā)、更新和采用合適的新技術(shù)，完善作業(yè)團(tuán)隊(duì)和管理體系的建設(shè)，確保作業(yè)的安全和資料的錄取，實(shí)現(xiàn)勘探的目標(biāo)。

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（修改稿收到日期 2016-10-15）

〔編輯 朱 偉〕

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.南海西部高溫高壓井測試技術(shù)現(xiàn)狀及展望 ［J］ .石油鉆采工藝，2016，38（6）：723-729，736.

TE52

A

1000-7393（ 2016 ） 06-0723-07

10.13639/j.odpt.2016.06.002

:DONG Xingliang.Status and prospect of testing technologies for HTHP wells in Western South China Sea［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):723-729,736.

董星亮（1963-），教授級高級工程師，1983年畢業(yè)于華東石油學(xué)院，現(xiàn)從事海洋石油鉆完井技術(shù)研究和管理工作。通訊地址：（100010）北京市東城區(qū)朝陽門北大街25號海油大廈。電話：010-84526866。E-mail:dongxl@cnooc.com.cn