尚鎖貴，楊 子，高科超，譚忠健，陳光峰

(1中海石油(中國)有限公司天津分公司 2中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司)

在油田勘探開發(fā)過程中，測試是一種周期短、費用高、錄取資料齊全的試油方法[1]，傳統(tǒng)的分層試油采用逐層試油、封層上返的方式，缺點是多次起下管柱和封層橋塞，施工周期長、費用高，多次壓井還易造成儲層損害。如果舍棄一些層不進行測試，又可能會漏掉產(chǎn)層；如果多個層一起籠統(tǒng)測試，不僅影響測試結論及對儲層的準確定性，致使“說不清楚”，假若合試層中出現(xiàn)水層，帶來的麻煩就更大。測試管柱是完成地層測試的重要組成部分，通常每進行一個層次的測試作業(yè)就需要相應的下入一趟測試管柱，這樣起下管柱勢必占用大量的作業(yè)時間[2]，因此研究不動管柱分層連續(xù)測試技術的必要性非常重要。

一、傳統(tǒng)測試工藝

潛山油氣藏是渤海海域比較復雜的油(氣)藏，而海上勘探成本高，如何對潛山油氣藏進行有效評價，既取到必要的油田開發(fā)資料，又能達到降低成本、有效開發(fā)油田的目的，而合適的測試技術是關鍵。對于該構造太古界花崗巖潛山油藏，應用全通徑測試工具在套管中坐封并配合生產(chǎn)測井技術成功地進行了裸眼測試，達到了上述目的，該測試技術簡稱為“坐套測裸”潛山裸眼測試技術。對于渤?；◢弾r潛山油藏的測試，以往的做法是每鉆進潛山50 m測試一次，鉆一段測試一段，這樣不僅周期長、費用高，而且操作復雜，涉及交叉作業(yè)、多次作業(yè)、多次動復員等，取得的油氣水產(chǎn)能資料往往也不夠全面。隨著常規(guī)油氣資源勘探程度的逐漸深入，深層潛山復雜油氣資源正逐步成為新的勘探領域[3]，由于潛山油藏具有非均質性極強和內幕變化復雜等特點，這就一定程度上決定了對于潛山油藏采用常規(guī)測試方法確定主要產(chǎn)出段和判斷油水界面存在很大的困難。利用常規(guī)DST裸眼測試雖然可以獲知流體性質和總體產(chǎn)量，但很難準確確定油氣產(chǎn)出的具體層位和各分層產(chǎn)量[4]，而進一步測試手段最多實施生產(chǎn)測井工藝，較為準確的分析各個產(chǎn)能的產(chǎn)液情況，但由于其測量時間相對較短，不能精細明晰其層位出液情況；二則針對較小層間距的測試層段或可能存在竄層的測試層段，生產(chǎn)測井數(shù)據(jù)的可靠性和精確性相對不是很高。

二、一趟管柱兩層測試聯(lián)作技術

一趟兩層測試管柱有下部的液壓裸眼封隔器和上部的RTTS封隔器，分別坐封RTTS封隔器在套管中，再坐封液壓封隔器在裸眼測試段中，利用液壓裸眼封隔器和機械式RTTS封隔器將2層裸眼測試層段分隔開，從而完成不同測試層段的分隔連續(xù)測試作業(yè)，管柱示意圖如圖1所示。

圖1 一趟管柱分層連續(xù)測試管柱示意圖

1. 作業(yè)工序

(1)一趟兩層測試管柱下至預定深度時，進行電測校深，調整管柱深度坐封RTTS封隔器。

(2)井口投?38 mm球，環(huán)空打壓開LPR-N測試閥，固井泵逐級打壓坐封液壓裸眼封隔器，待確認坐封后，再繼續(xù)打壓剪切泵出式球座，開井進行DST1測試作業(yè)。

(3)待DST1測試后，井口投?45 mm球，固井泵向管柱內逐級打壓，打開液壓內封堵滑套；關閉液壓內封堵球閥，封隔DST1測試層段；繼續(xù)加壓打開液壓滑套流通孔，進行DST2測試作業(yè)。

(4)待DST2測試作業(yè)結束后，依次解封RTTS封隔器和液壓裸眼封隔器，壓井起出一趟多層測試管柱，進行棄井作業(yè)。

2. 關鍵工具選擇

2.1 液壓內封堵滑套

液壓內封堵滑套是一種通過液壓操作方式實現(xiàn)管柱內封堵同時打開徑向流道的裝置。其操作非常簡單、可靠，而且省事省時，規(guī)避了鋼絲投堵和鋼絲開關滑套的諸多弊端。使用時應連接在兩級封隔器之間，待兩級封隔器坐封后實現(xiàn)對產(chǎn)層的管外封隔，下部地層測試結束后需要封堵下層、打開上層進行地層測試時，只需從管內投入一個相應的鋼球，待鋼球自由下落到球座后在球座處形成單向堵。此時再從管內憋壓，在鋼球的上下產(chǎn)生壓差，該壓差將轉化為動力使球座和滑套軸具有向下運動的趨勢。超過一定的壓差后首先將滑套剪銷剪斷，滑套軸下移，推動操作臂下行，使球座旋轉90°而關閉，此時卡環(huán)進入卡環(huán)槽將滑套軸鎖定在下死點位置從而將球閥鎖定在關閉狀態(tài)，避免球閥被意外打開。球閥關閉后可承受雙向高壓，與其下的封隔器一起實現(xiàn)對其下已測試層的封堵，同時滑套軸上的泄壓孔與剪切外筒上的泄壓孔對齊，使投球與球閥之間的空間與管外連通，滑套軸上的流道孔與滑套外筒上的流道孔對齊。但由于球座還未打掉，流體通道還未打開，繼續(xù)給管內打壓超過一定的壓力后，球座剪銷被剪斷，球座和投球一起下落，其下圈閉的液體從泄壓孔排出，此時滑套才能被打開，滑套打開后就可以對該層進行地層測試。

圖2 液壓裸眼封隔器結構示意圖

1上接頭 2限位套 3提拉塊 4解封銷釘 5鎖塊 6鎖套 7閥座a 8閥座b 9單流閥 10彈簧 11膠筒總成 12中心管 13浮動接頭 14下接頭

2.2 液壓裸眼封隔器

將液壓裸眼封隔器(如圖2所示)送入井下設計位置后，從油管內加壓，當油管內壓力達到2 MPa時，封隔器單流閥打開，液體通過單流閥進入擴張膠筒內，使其膨脹膠筒外表面緊貼井筒內壁，從而封隔管外環(huán)形空間。當措施作業(yè)完成后，緩慢上提管柱，剪斷解封銷釘，上接頭上移，鎖塊失去約束，繼續(xù)上移，提拉塊帶動中心管與膠筒發(fā)生相對位移，浮動接頭內密封圈移動至中心管下部泄壓槽位置，膠筒內液體失去密封，開始卸壓，停放30 min完全解封，膠筒恢復原狀，完成解封。

三、風險分析及關鍵技術把控

在采用下一趟管柱進行多層測試的工藝前，就應充分分析整個測試過程中可能會出現(xiàn)的重大作業(yè)風險及制定有效的應對措施，既要保障安全優(yōu)質的實施一趟管柱分層連續(xù)測試工藝，又能按照地質要求取全取準地層資料。

1.液壓裸眼封隔器坐封位置優(yōu)選

由于液壓裸眼封隔器要坐封在裸眼井段，為保障DST1和DST2測試層段的有效封隔，液壓裸眼封隔器要選擇坐封在井眼尺寸規(guī)整(如表1所示)、井壁及近井地帶要相對致密(如表2所示)，且坐封井段的距離要相對較長，可滿足兩個液壓裸眼封隔器同時坐封，同時增加環(huán)空監(jiān)測壓力計(如圖1所示)，用于分析液壓裸眼封隔器的坐封效果。

表1 A井?152.40 mm井眼電測井徑數(shù)據(jù)統(tǒng)計

表2 A井井壁取心巖性描述結果統(tǒng)計

綜合電測裸眼井徑數(shù)據(jù)、井壁取心巖性描述、綜合錄井圖和測試層段數(shù)據(jù)優(yōu)選，確定上部裸眼封隔器膠皮中間部位坐封位置為1 716.40 m，下部裸眼封隔器膠皮中間部位坐封位置為1 719.00 m。

2. 管柱強度校核

根據(jù)A井一趟管柱分層連續(xù)測試管柱(如圖1所示)分析，整個管柱應力集中相對較小的主要為保溫油管、井下APR測試工具及裸眼測試工具，管柱強度校核數(shù)據(jù)如表3所示。

表3 A井測試管柱主要工具強度校核統(tǒng)計

表4 A井主要裸眼測試工具銷釘計算

通過對測試管柱主要工具強度校核計算，對需要裝剪切銷釘?shù)闹饕ぞ咴俅芜M行重量計算，其主要是用于研判RTTS封隔器及液壓裸眼封隔器的解封及脫手載荷。需要裝銷釘?shù)穆阊蹨y試工具統(tǒng)計如表4所示。

現(xiàn)場作業(yè)實踐表明，恰是由于之前詳實的作業(yè)方案對整個管柱強度校核及解封脫手噸位的準確計算，才能成功保障測試管柱順利解封和整個測試作業(yè)的順利實施。

四、技術應用及經(jīng)濟效益評價

1. 技術應用

A井是渤海油田XX構造帶上一口評價井，完鉆井深1 800 m，完鉆層位為潛山中生界。2016年在渤海油田A井成功實施了一趟管柱分層連續(xù)測試工藝，并取得良好的應用效果。

DST1測試層位為1 719.00～1 796.81 m(裸眼段)，測試管柱下至預定深度后，經(jīng)電測校深調整管柱坐封RTTS套管封隔器，井口投?38 mm球，環(huán)空打壓11.5 MPa開LPR-N測試閥，用固井泵向管柱內逐級加壓：加壓至3.0 MPa穩(wěn)壓2 min；繼續(xù)加壓至6.0 MPa穩(wěn)壓5 min；繼續(xù)打壓至10.0 MPa穩(wěn)壓5 min；繼續(xù)打壓至15.0 MPa穩(wěn)壓15 min，坐封液壓裸眼封隔器；繼續(xù)打壓至17.6 MPa，壓力突降至4.284 MPa，剪切泵出式球座成功，初開井進行DST1測試作業(yè)。經(jīng)測試，DST1測試結論為水層。

井口投?45 mm球，固井泵向管柱內逐級加壓，打開液壓內封堵滑套：加壓至5 MPa穩(wěn)壓2 min；繼續(xù)加壓至6 MPa穩(wěn)壓2 min；繼續(xù)加壓至7 MPa穩(wěn)壓2 min；繼續(xù)加壓至8 MPa穩(wěn)壓5 min，關閉液壓內封堵球閥，封隔DST1測試層段；繼續(xù)加壓至10 MPa穩(wěn)壓2 min；繼續(xù)加壓至12 MPa，壓力12↘4.030 MPa，DST2液壓滑套流通孔打開，進行DST2測試。打開液壓滑套流通孔壓力曲線如圖3所示。經(jīng)測試，DST2測試結論為油層。

圖3 打開DST2液壓滑套流通孔壓力曲線

通過A井成功應用一趟多層不動管柱連續(xù)測試的工藝，充分驗證了該技術在海上油田探井測試有較強的應用價值，在保證取全取準地層資料的前提下，該工藝在降本增效方面效益顯著。

2. 經(jīng)濟效益評價

以探井測試2層應用常規(guī)工藝為例，當DST1測試求產(chǎn)取得相應資料后，依次進行洗壓井、起DST1測試管柱、注水泥塞作業(yè)進行油氣層層間封隔(特殊情況進行水泥塞候凝)或電纜下橋塞，待試壓合格后組下DST2測試管柱開始DST2測試作業(yè)。從進行DST1洗壓井到水泥塞(或橋塞)試壓合格進行時間累加，以3 000 m井深折算大概得48 h，再根據(jù)2016年海上油田探井測試日費約160萬人民幣計算，應用一趟多層不動管柱連續(xù)測試工藝可節(jié)約作業(yè)時效約48 h，直接降低作業(yè)成本約320萬人民幣。

五、 結論

(1)利用一趟多層不動管柱連續(xù)測試技術能及時發(fā)現(xiàn)薄產(chǎn)層、劃分出水層，清晰各個產(chǎn)層的產(chǎn)液情況及貢獻率，為后期油田開發(fā)提供更為準確的地質資料。

(2)一趟管柱分層連續(xù)測試技術的成功應用，有效的節(jié)約了測試作業(yè)時間，縮短了測試作業(yè)周期，節(jié)約了作業(yè)成本。

(3)該項技術在渤海油田探井測試施工中的成功應用，為優(yōu)質、高效地進行測試施工作業(yè)積累了作業(yè)經(jīng)驗，其具有較高的推廣價值。