葛俊瑞，李艷飛，李三喜，蔡斌

中海石油（中國(guó)）有限公司上海分公司 （上海 200335）

0 引言

東海地質(zhì)條件復(fù)雜，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，單個(gè)儲(chǔ)量規(guī)模偏小的油氣藏占比較高，常規(guī)的開發(fā)模式工程投資大、地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)高、建產(chǎn)周期長(zhǎng)。為了避免潛在的地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)可能帶來(lái)的投資失誤[1-4]，東海某M區(qū)塊采用自升式鉆井平臺(tái)作為生產(chǎn)裝置，利用海底管道將油氣運(yùn)輸至周邊生產(chǎn)平臺(tái)開展延長(zhǎng)測(cè)試，為快速落實(shí)儲(chǔ)量、評(píng)價(jià)開發(fā)效果提供了重要支撐。

M區(qū)塊油氣藏埋深超過4 000 m，主要為高溫高壓、低孔低滲儲(chǔ)層，且縱向存在多套壓力層系，出現(xiàn)壓力反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，即上部?jī)?chǔ)層壓力系數(shù)大于下部?jī)?chǔ)層，且壓力系數(shù)差異大。如果工藝技術(shù)不當(dāng)極易出現(xiàn)上噴下漏的復(fù)雜情況，甚至發(fā)生重大工程事故[5-7]。常規(guī)DST測(cè)試分別對(duì)各層進(jìn)行單層測(cè)試，但延長(zhǎng)測(cè)試需要實(shí)現(xiàn)多套油氣藏的完整評(píng)價(jià)。

1 基本數(shù)據(jù)

M區(qū)塊位于東海陸架盆地西湖凹陷，第一口預(yù)探井M1井完鉆井深4 670 m，主要含油氣層分布在始新統(tǒng)平湖組，儲(chǔ)層沉積相屬于辮狀河三角洲—受潮汐影響的三角洲—三角洲平原沉積體系，主力層P8a、P8b、P10單井鉆遇砂巖厚度26.4m、34.1 m、66.4 m。

1.1 井身結(jié)構(gòu)

M1井井身結(jié)構(gòu)及套管程序數(shù)據(jù)見表1。

表1 M1井井身結(jié)構(gòu)及套管程序數(shù)據(jù)

1.2 儲(chǔ)層溫度壓力

M1井對(duì)P10層、P8b層進(jìn)行了常規(guī)DST測(cè)試，溫度壓力數(shù)據(jù)見表2。

1.3 儲(chǔ)層物性

根據(jù)壁心物性分析結(jié)果，平湖組P5～P10儲(chǔ)層孔隙度分布在5.7%～16.8%，平均12.2%，滲透率分布在（0.04～44.3）×10-3μm2，平均11.5×10-3μm2。根據(jù)測(cè)井資料解釋成果，平湖組P5～P10儲(chǔ)層（氣層段）平均孔隙度分布在8.0%～14.9%，平均滲透率分布在（1.03～10.48）×10-3μm2。常規(guī)DST測(cè)試資料顯示P8b層儲(chǔ)層較為均質(zhì)，有效滲透率為3.63×10-3μm2，P10層有效滲透率為16.1×10-3μm2。綜上，目標(biāo)層位屬于中孔中滲～低孔低滲儲(chǔ)層。

表2 M1井儲(chǔ)層常規(guī)DST測(cè)試溫度壓力數(shù)據(jù)

1.4 地層流體性質(zhì)

天然氣相對(duì)密度在0.683～0.762，組分以輕組分為主，非烴含量低，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。凝析油總體具有低密度、低黏度、微含硫特征，其中P8b層地面凝析油密度為0.826 1～0.835 6 g/cm3，凝固點(diǎn)13～16℃，50℃時(shí)動(dòng)力黏度為1.11～1.36 mPa·s，含硫量0.051%～0.060%；P10層地面凝析油密度為0.792 9～0.795 4 g/cm3，凝固點(diǎn)3～4℃，50 ℃時(shí)動(dòng)力黏度為0.76～1.72 mPa·s，含硫量0.047%～0.049%。

2 技術(shù)難點(diǎn)

2.1 井控漏失風(fēng)險(xiǎn)共存,儲(chǔ)層保護(hù)難度大

氣井作業(yè)過程中，工作液密度通常是儲(chǔ)層壓力系數(shù)附加0.07～0.15 g/cm3，為了平衡高壓層壓力，至少采用1.56 g/cm3的高密度工作液。但由于兩套層系原始?jí)毫ο禂?shù)相差0.4、絕對(duì)壓力差達(dá)到16 MPa，一旦射孔打開兩套儲(chǔ)層后，高壓差可能引起常壓層的漏失，造成儲(chǔ)層污染，大量工作液漏失將導(dǎo)致更嚴(yán)重的井控風(fēng)險(xiǎn)。

2.2 常規(guī)聚能射孔易污染，連通效果欠佳

深部?jī)?chǔ)層巖性致密、孔隙度差、滲透率低，常規(guī)聚能射孔易造成二次污染，射流高沖擊力的穿透作用中，對(duì)孔道周圍巖石基體形成約6.35～12.7 mm的壓實(shí)帶，滲透率下降約65%～93%，嚴(yán)重影響產(chǎn)層真實(shí)信息獲取，導(dǎo)致延長(zhǎng)測(cè)試無(wú)法達(dá)到準(zhǔn)確評(píng)價(jià)油氣藏的目的。

2.3 特殊方式風(fēng)險(xiǎn)大，井筒完整性要求高

自升式鉆井平臺(tái)進(jìn)行延長(zhǎng)測(cè)試的方式應(yīng)用較少，特別針對(duì)多套壓力體系的氣藏，分層測(cè)試的前提是實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層的有效封隔，實(shí)現(xiàn)分層的目的和環(huán)空的密封性，同時(shí)需要綜合考慮功能性、安全性、風(fēng)險(xiǎn)可控性及其他措施的可行性，優(yōu)選井下工具配置，優(yōu)化油管下入工藝，避免油管或工具泄露引起井筒完整性破壞，導(dǎo)致延長(zhǎng)測(cè)試失敗，甚至引發(fā)工程風(fēng)險(xiǎn)。

2.4 高溫異常壓力條件，井下工具易損壞

常規(guī)DST測(cè)試資料錄取通常采用井下溫度壓力計(jì)，但長(zhǎng)期高溫高壓的井筒環(huán)境極易造成工具損壞，影響地質(zhì)資料的連續(xù)可靠錄取，且工具隨管柱入井后無(wú)法更換或維修，一旦工具損壞只能起管柱更換工具。且無(wú)法保證重新下入的工具能夠可靠運(yùn)行，在經(jīng)濟(jì)性、時(shí)效性、資料錄取完整性等方面可靠性較差，難以滿足復(fù)雜井的資料錄取任務(wù)。

3 主要?jiǎng)?chuàng)新技術(shù)

3.1 壓力反轉(zhuǎn)大壓差儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)

為了控制超大壓差儲(chǔ)層的井控、漏失風(fēng)險(xiǎn)共存問題，實(shí)現(xiàn)工作液體系和工藝的互補(bǔ)共贏，綜合多種措施提高儲(chǔ)層保護(hù)效果。

1）優(yōu)選高密度完井液體系，充分利用表面活性劑達(dá)到臨界膠束濃度后的增溶作用，結(jié)合助溶劑使難溶性材料形成可溶性分子間的絡(luò)合物、締合物或復(fù)鹽等技術(shù)，優(yōu)選無(wú)固相加重劑、增溶劑、重結(jié)晶抑制劑、緩蝕劑等關(guān)鍵材料，形成了高密度（最高可達(dá)1.80 g/cm3）、無(wú)固相、低損害、無(wú)毒性、經(jīng)濟(jì)型復(fù)合鹽完井液體系[8-9]，保障高壓層的井控安全，外觀呈無(wú)色或淡黃色液體，如圖1所示。

通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了該體系的綜合性能，抗溫能力達(dá)180℃，潤(rùn)滑系數(shù)的降低率≥90%，泥頁(yè)巖滾動(dòng)回收率≥95%,防膨率≥94%，無(wú)腐蝕性，具有良好的配伍性，不含固相，巖心滲透率恢復(fù)值≥90%，無(wú)毒性，環(huán)境友好，不污染海洋環(huán)境。

2）研發(fā)復(fù)雜動(dòng)態(tài)條件下的清潔暫堵液體系（圖2），通過優(yōu)選4種高吸水材料復(fù)配形成的固化劑，消除暫堵液中的游離液體，應(yīng)用引發(fā)劑排除二價(jià)陽(yáng)離子對(duì)固化劑的影響[10]，增加適當(dāng)?shù)姆€(wěn)定劑保證暫堵液的高溫穩(wěn)定性，研發(fā)了一套黏度可調(diào)、性能穩(wěn)定、無(wú)腐蝕的暫堵液體系，有效避免了完井液的漏失，保護(hù)低壓層。

實(shí)驗(yàn)測(cè)試了暫堵液的相關(guān)性能，黏度在25～110 mPa·s之間可調(diào)，抗溫能力超過150℃，基本沒有腐蝕性，有利于井筒保護(hù)，與地層水配伍性良好，無(wú)沉淀、分層和絮凝現(xiàn)象，體系無(wú)固相，巖心滲透率恢復(fù)值≥90%，暫堵層≤2 mm，正向承壓能力超過26 MPa，保護(hù)常壓或低壓儲(chǔ)層，返排壓差小于0.5 MPa，利于后期誘噴作業(yè)。配方為：淡水+0.5%引發(fā)劑YF-1+1.5%固化劑SNJ+0.5%穩(wěn)定劑WDJ-1。

3）基于前期常規(guī)DST測(cè)試已打開儲(chǔ)層的情況，為了兼顧洗井過程中的井控安全和井筒清潔質(zhì)量，在延長(zhǎng)測(cè)試完井期間采用多功能清潔工具配合控壓洗井工藝，通過控制節(jié)流閥開度實(shí)時(shí)調(diào)整不同排量下井底ECD值，控制套壓在理論值的±0.34 MPa以內(nèi)，利用強(qiáng)磁清潔器、套管刷、井筒過濾器、旋轉(zhuǎn)刮管器等工具，最大限度地提升井筒清潔效果，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層保護(hù)?；诟呙芏韧昃汉蜁憾乱杭夹g(shù)，采用一趟射孔管柱同時(shí)打開高、低壓儲(chǔ)層，避免多次射孔多次壓井帶來(lái)的儲(chǔ)層污染。

圖1 高密度無(wú)固相完井液體系

圖2 暫堵液體系原理示意圖

3.2 雙爆轟復(fù)合擴(kuò)容射孔測(cè)試技術(shù)

為了改善低孔低滲氣藏的測(cè)試效果，改善井筒與地層的連通效果，采用雙爆轟復(fù)合擴(kuò)容射孔技術(shù)，將聚能射孔與后效射孔復(fù)合使用，實(shí)現(xiàn)雙級(jí)爆轟、二次做功、擴(kuò)容增產(chǎn)的作用，利用不同目標(biāo)靶向的能量釋放，改善孔道形態(tài)，恢復(fù)原始滲透率，為延長(zhǎng)測(cè)試建立良好的流動(dòng)通道。

射孔后進(jìn)行流動(dòng)效率對(duì)比試驗(yàn)，在壓差、溫度、煤油黏度相同的條件下，后效擴(kuò)容射孔入口直徑、穿孔深度明顯增加，流動(dòng)效率相對(duì)常規(guī)射孔提高38%；射孔后經(jīng)套管和水泥靶硬度校正，復(fù)合擴(kuò)容射孔平均穿深1 345.7 mm,平均孔徑13.0 mm，相比常規(guī)射孔穿深增加22%，孔徑增大22%，射孔槍最大脹徑量?jī)H2.2 mm，套管完好，未出現(xiàn)裂紋。

根據(jù)混凝土靶剖面分析，橫向釋能區(qū)域約為40～100 mm，遠(yuǎn)大于射孔形成的壓實(shí)帶，在孔道末端形成了開放性孔道形態(tài)及裂隙，延展裂隙約為20～40 mm，表明擴(kuò)容射孔兩級(jí)分倉(cāng)爆炸能量利用率高，對(duì)周圍巖石形成了震顫作用，與地層形成良好的連通條件，如圖3所示。

3.3 氣井分層測(cè)試工具優(yōu)選與工藝優(yōu)化

分層延長(zhǎng)測(cè)試的目標(biāo)需要管柱的有效分隔，而最重要的工具就是封隔器。根據(jù)封隔器工具結(jié)構(gòu)、氣密性能以及使用方法，優(yōu)選V0級(jí)生產(chǎn)封隔器，具有“卡瓦-膠皮-卡瓦”整體式穩(wěn)定結(jié)構(gòu)、“三段式+防溢環(huán)”的可靠膠皮密封系統(tǒng)、“擋環(huán)+密封圈”的安全內(nèi)部密封系統(tǒng)，具備良好的氣密性能和機(jī)械性能，達(dá)到最高氣密等級(jí)V0，且使用前進(jìn)行油管試壓、環(huán)空試壓、正常生產(chǎn)、短關(guān)井、長(zhǎng)關(guān)井、油管掏空、環(huán)空掏空、注入等8種工況的校核分析，為分層測(cè)試的可靠實(shí)施提供了封隔保障與安全手段。結(jié)合生產(chǎn)滑套、工作筒、堵塞器等配套工具，實(shí)現(xiàn)分層延長(zhǎng)測(cè)試的工程目標(biāo)，準(zhǔn)確評(píng)價(jià)不同壓力層系的油氣藏。設(shè)計(jì)完井生產(chǎn)管柱如圖4所示。

圖3 雙爆轟復(fù)合擴(kuò)容射孔與常規(guī)射孔的孔道形態(tài)對(duì)比

圖4 完井生產(chǎn)管柱示意圖

由于本井存在CO2腐蝕性氣體，根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)選擇防腐材質(zhì)13Cr油管。為了全面提升油管連接質(zhì)量、保障密封性，制定了油管下入質(zhì)量控制體系和操作規(guī)程，包括油管螺紋清洗、螺紋密封脂優(yōu)選、螺紋綜合評(píng)價(jià)、螺紋連接操作規(guī)程、扭矩-圈數(shù)及扭矩-時(shí)間監(jiān)測(cè)等措施。

1）油管螺紋清洗。采用高壓水槍、氣槍沖洗內(nèi)外螺紋，清除儲(chǔ)存螺紋脂（基本不具備潤(rùn)滑性能，常含有黏性殘留異物，易損傷絲螺紋密封面）。

2）螺紋密封脂優(yōu)選。根據(jù)螺紋類型選擇合適的螺紋密封脂，少量均勻涂抹于外螺紋表面，防止影響絲扣機(jī)械性能。

3）螺紋綜合評(píng)價(jià)。嚴(yán)格檢查清洗后的螺紋整體情況，特別是密封面及密封臺(tái)階發(fā)生問題的螺紋，若無(wú)法修復(fù)則作廢處理。

4）螺紋連接操作規(guī)程。使用對(duì)扣器對(duì)扣，保持大鉤居中，手動(dòng)引扣到位后，再用油管鉗配備無(wú)壓痕卡瓦或微壓痕+硅絲網(wǎng)的方式上扣到位，避免油管外壁機(jī)械損傷。

5）扭矩-圈數(shù)及扭矩-時(shí)間監(jiān)測(cè)。使用扭矩監(jiān)測(cè)儀監(jiān)測(cè)螺紋連接過程，滿足螺紋連接扭矩曲線特征方可下入，若發(fā)現(xiàn)異常及時(shí)修復(fù)或更換。

3.4 鋼絲作業(yè)資料精細(xì)錄取技術(shù)

常規(guī)的油管攜帶式井下溫度壓力計(jì)難以長(zhǎng)時(shí)間承受高溫、高壓、震動(dòng)、沖蝕等惡劣井筒環(huán)境，在生產(chǎn)過程中出現(xiàn)故障無(wú)法監(jiān)測(cè)。優(yōu)選鋼絲作業(yè)下入井下存儲(chǔ)式壓力計(jì)的方式，結(jié)合SPS單相井下PVT取樣器，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層溫度、壓力數(shù)據(jù)的連續(xù)監(jiān)測(cè)和井筒流體樣品的采集，為油氣藏評(píng)價(jià)提供精細(xì)真實(shí)的數(shù)據(jù)。

1）優(yōu)選MHT存儲(chǔ)式壓力計(jì)，壓力量程103.423 MPa、溫度量程175℃、存儲(chǔ)量100萬(wàn)組數(shù)據(jù)，配套耐溫150℃、180℃的2種類型電池，采點(diǎn)率由1點(diǎn)/1秒至1點(diǎn)/30秒，對(duì)應(yīng)工作時(shí)間在最小采點(diǎn)率條件下，考慮75%安全系數(shù)的最長(zhǎng)安全使用時(shí)間為48 d。每次同時(shí)下入2支設(shè)置相同的同類型壓力計(jì)，互相印證且互為補(bǔ)充，配套采用電子懸掛器攜帶壓力計(jì)穩(wěn)定地坐入油管內(nèi)，定位誤差小于10 mm，通過地面預(yù)置時(shí)間、高效下入油管、定時(shí)投放，確保壓力計(jì)準(zhǔn)確地固定在特定位置，實(shí)現(xiàn)連續(xù)可靠地監(jiān)測(cè)井下溫度和壓力。在電池安全使用時(shí)間內(nèi)，鋼絲作業(yè)打撈電子懸掛器及壓力計(jì)，地面回放壓力計(jì)數(shù)據(jù)，為油氣藏評(píng)價(jià)提供井下詳實(shí)的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

2）優(yōu)選SPS單相井下PVT取樣器，獲取井下多種類型的原始樣品，能夠取接近臨界壓力的儲(chǔ)層流體、凝析氣藏、地層水等，最大壓力103.423 MPa、耐溫180℃，取樣容積600 mL，為儲(chǔ)層流體物性分析、油氣藏類型等地質(zhì)分析提供真實(shí)的樣品。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

該研究成果在M區(qū)塊的延長(zhǎng)測(cè)試項(xiàng)目中取得成功應(yīng)用，主要實(shí)施效果如下。

1）儲(chǔ)層保護(hù)效果良好，延長(zhǎng)測(cè)試期間P10層與前期DST測(cè)試產(chǎn)能數(shù)據(jù)一致。采用1.56 g/cm3的高密度工作液配合暫堵液，P10層承受了高達(dá)23 MPa的正壓差，未發(fā)生井筒溢流和漏失情況。洗井過程中優(yōu)化采用2趟復(fù)合式工具組合，在Ф244.5 mm和Ф 177.8 mm套管刮管互相補(bǔ)充清潔，配合控壓洗井工藝，排量0.66 m3/min，泵壓4.48～5.03 MPa，起出后檢查強(qiáng)磁吸附較多鐵屑，多功能過濾器內(nèi)較多淤泥，刮管器狀態(tài)良好。

Ф244.5 mm套管刮管洗井管柱組合：Ф152.4 mm牙輪鉆頭（無(wú)噴嘴）+Ф88.9 mm鉆桿+Ф244.5 mm刮管器+Ф244.5 mm強(qiáng)磁鐵×2+Ф244.5 mm套管刷+Ф139.7 mm鉆桿。

Ф177.8 mm套管刮管洗井管柱組合：Ф152.4 mm牙輪鉆頭（無(wú)噴嘴）+Ф177.8 mm刮管器+強(qiáng)磁鐵×2+套管刷+多功能過濾器+Ф88.9 mm鉆桿+變扣+Ф244.5 mm強(qiáng)磁鐵×2+Ф139.7 mm鉆桿。

2）射孔效果良好，恢復(fù)原始滲透率。本井射孔段位置，P8a層：4 308.0～4 318.6 m，厚度10.6 m；P8b層：4 359.1～4 382.0 m，厚度22.9 m；P10層：4 580.2～4 605.8 m，厚度25.6 m。

射孔彈參數(shù)：P8層選用114.3 mm深穿透高溫射孔彈SDP45HMX39-6，藥型HMX，孔徑10.92 mm，穿深1 582.42 mm，裝藥量39 g，耐溫160℃/48 h；P10層選用114.3 mm超高溫射孔彈SDP45PYX39-3，藥量 39 g，穿深 1 346.96 mm，孔徑 12.19 mm，耐溫200℃/48 h。

該井射孔發(fā)射率100%，P10層延長(zhǎng)測(cè)試與前期常規(guī)DST測(cè)試相比，在同一油嘴條件下油氣產(chǎn)量保持一致，井筒連通效果良好。

3）井筒完整性良好，延長(zhǎng)測(cè)試過程安全平穩(wěn)。本井施工過程中嚴(yán)格執(zhí)行油管下入質(zhì)量控制體系和操作規(guī)程，管柱下入過程中每隔1 000 m試壓合格，保障入井油管連接質(zhì)量合格率100%；采用的PREMIER型V0級(jí)生產(chǎn)封隔器，按照工具操作程序坐封、驗(yàn)封過程正常，實(shí)際生產(chǎn)時(shí)利用坐落接頭的封堵和生產(chǎn)滑套的打開，成功實(shí)現(xiàn)P10層與P8層的測(cè)試目標(biāo)層位轉(zhuǎn)換，兩層的油氣產(chǎn)量、井口壓力等區(qū)別明顯，與前期DST測(cè)試結(jié)果一致，有效驗(yàn)證了封隔器的可靠分隔密封效果，達(dá)到了良好的井筒完整性。

4）完成井下溫度壓力采集和井下取樣。本井采用鋼絲作業(yè)攜帶2個(gè)存儲(chǔ)式壓力計(jì)及SPS單相井下PVT取樣器，取全取準(zhǔn)了地質(zhì)資料，工具串是：①測(cè)流壓梯度和取樣工具串，繩帽+旋轉(zhuǎn)節(jié)+鎢鋼加重桿+萬(wàn)向節(jié)+單相SPS取樣槍（3支）+變扣+MHT壓力計(jì)+變扣+MHT壓力計(jì)；②鋼絲下壓力計(jì)工具串，繩帽+旋轉(zhuǎn)節(jié)+普通加重桿+萬(wàn)向節(jié)+普通加重桿+機(jī)械震擊器+萬(wàn)向節(jié)+電子脫手工具總成（控制器+EPTS電子脫手工具+定位器）+扶正器+萬(wàn)向節(jié)+38.1mm減震器+MHT壓力計(jì)+變扣+MHT壓力計(jì)+倒錐；③鋼絲撈壓力計(jì)工具串，繩帽+旋轉(zhuǎn)節(jié)+普通加重桿+萬(wàn)向節(jié)+普通加重桿+機(jī)械震擊器+萬(wàn)向節(jié)+回收工具。

通過系列技術(shù)創(chuàng)新，使壓力反轉(zhuǎn)大壓差氣層在1口井、1趟管柱中實(shí)現(xiàn)分層測(cè)試，累計(jì)生產(chǎn)天然氣6 401×104m3、凝析油16 987 m3，為類似油氣田延長(zhǎng)測(cè)試提供了重要借鑒。

5 結(jié)論及建議

1）針對(duì)壓力反轉(zhuǎn)且壓差大的油氣藏，高密度工作液與清潔暫堵液配合使用，能夠?qū)崿F(xiàn)井控安全、避免漏失風(fēng)險(xiǎn)，施工過程中的多功能清潔工具與控壓洗井、一趟管柱打開儲(chǔ)層等措施，有效提高了儲(chǔ)層保護(hù)效果。

2）雙爆轟復(fù)合擴(kuò)容射孔技術(shù)，通過雙級(jí)爆轟、二次做功，明顯改善孔道形態(tài)，恢復(fù)原始滲透率，與地層形成了良好的連通條件。

3）V0氣密等級(jí)的封隔器是保障分層測(cè)試的重要工具，配合油管下入的質(zhì)量控制措施，能夠?qū)崿F(xiàn)良好的井筒完整性。

4）鋼絲作業(yè)攜帶存儲(chǔ)式壓力計(jì)代替常規(guī)井下溫度壓力計(jì)的方式，滿足了地質(zhì)資料錄取的需求，為延長(zhǎng)測(cè)試井下數(shù)據(jù)的連續(xù)監(jiān)測(cè)提供了關(guān)鍵手段。