陳超峰 劉新宇 李雪彬 陳雪茹 相志鵬 丁乙

1.中國石油新疆油田分公司勘探事業(yè)部；2.中國石油集團(tuán)西部鉆探工程有限公司試油公司；3.中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院；4.西南石油大學(xué)

0 引言

隨著油氣勘探向超深高溫高壓儲(chǔ)層不斷邁進(jìn)，高溫高壓深井試油完井技術(shù)不斷完善［1］。塔里木油田庫車山前高溫高壓氣井測試管柱從最初的“兩閥一封”不斷完善，形成了以“多閥一封”測試管柱為核心的測試工藝體系，隨著逐漸邁向9 000 m 超深地層，持續(xù)升級(jí)和改進(jìn)試油完井工具和工藝，研制了關(guān)鍵配套測試工具，高溫高壓測試封隔器，耐溫204 ℃，耐壓105 MPa，V3 級(jí)液密封，在順南6 井、順南7 井成功應(yīng)用［2］。西南油氣田和塔里木油氣田超深高溫高壓含硫化氫儲(chǔ)層形成了射孔、測試、封堵和試油完井投產(chǎn)一體化工藝，在川中高石梯?磨溪、塔里木庫車前陸沖斷帶等重點(diǎn)勘探區(qū)域應(yīng)用230 井次，單井試油周期平均降低12 d 以上［3-4］。準(zhǔn)噶爾盆地南緣下組合高溫高壓深井形成“三閥一封”測試管柱為核心的測試工藝體系，井下壓力計(jì)和RTTS 封隔器在高溫高壓、高產(chǎn)的工況下性能穩(wěn)定，錄取到優(yōu)質(zhì)的測試資料［5］。針對(duì)烏茲別克斯坦費(fèi)爾甘納盆地卡拉吉達(dá)構(gòu)造的高溫高壓高含硫環(huán)境，配套防硫且耐高壓高溫的井下測試工具、測試井口裝置及地面測試和控制系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了超高壓高溫深井試油測試技術(shù)的初步應(yīng)用［6］；同類技術(shù)應(yīng)用科威特西北部某深部高含硫地層(創(chuàng)科威特2013 年油氣儲(chǔ)層H2S 最高含量)，實(shí)現(xiàn)安全生產(chǎn)［7］。

2019 年高探1 井于白堊系清水河組測試獲日產(chǎn)千方高產(chǎn)油氣流，新疆油田公司加大了準(zhǔn)噶爾盆地南緣下組合油氣勘探的力度，油氣勘探向超深儲(chǔ)層(6 000～8 000 m)不斷擴(kuò)展，由于地層超壓狀態(tài)(地壓梯度常大于2.0 g/cm3)、高溫高地應(yīng)力環(huán)境、儲(chǔ)層物性差(孔隙度與滲透率極低)、地層破裂壓力與裂縫閉合壓力高、天然裂縫展布規(guī)律認(rèn)識(shí)不清等問題，導(dǎo)致試油難度不斷加大，對(duì)試油參數(shù)優(yōu)化、試油裝備與井下工具性能提出了更高的要求［8］。呼探1 井是為落實(shí)南緣中段呼西背斜下組合天然氣儲(chǔ)量規(guī)模的一口重點(diǎn)探井，完鉆井深為7 601 m，試油層清水河組7 367～7 382 m，預(yù)測地層壓力為144.7 MPa、關(guān)井井口壓力為122 MPa、地層溫度為166℃，地層壓力、關(guān)井井口壓力、地層溫度和油氣藏埋深均為準(zhǔn)噶爾盆地最高［9］。同時(shí)由于該井為區(qū)域勘探的第一口井，鉆探難度很大，因此在井筒完整性的保障、儲(chǔ)層產(chǎn)能和流體識(shí)別上都面臨很多困難，加之?139.7 mm 油層套管長達(dá)4 000 m、試油層鉆探過程漏失鉆井液超過230 m3，入井測試工具的安全性面臨巨大挑戰(zhàn)。

雖然高溫高壓超深井測試技術(shù)在前期高探1 井開展了初步應(yīng)用，但呼探1 與高探1 井的井身結(jié)構(gòu)、完井管柱、地溫地壓等地質(zhì)-工程情況均具有明顯差異性，尤其呼探1 井具備井深更大、井開次更多、裂縫更發(fā)育(成像測井顯示)、溫度與壓力更高(均為準(zhǔn)噶爾盆地最高)、油層套管長度超過4 000 m 等條件，具有特殊性以及超深層試油的典型性，需要開展進(jìn)一步攻關(guān)研究。針對(duì)呼探1 井儲(chǔ)層特征和工藝難點(diǎn)進(jìn)行技術(shù)攻關(guān)和試油方案論證，通過對(duì)試油過程風(fēng)險(xiǎn)梳理和造成后果嚴(yán)重性的評(píng)估，開展井筒完整性評(píng)價(jià)、管柱力學(xué)校核、地層出砂預(yù)測、優(yōu)化地面流程配置、簡化測試管柱等研究，形成了以地面流程保井下管柱安全的試油工藝。經(jīng)過呼探1 井現(xiàn)場實(shí)施，安全高效地試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，并取全取準(zhǔn)各項(xiàng)試油資料。筆者總結(jié)呼探1 井試氣成功經(jīng)驗(yàn)，以期為超深高溫高壓井試油試氣提供借鑒。

1 呼探1 井基本情況

1.1 地質(zhì)特征

呼探1 井位于準(zhǔn)噶爾盆地南緣沖斷帶霍瑪吐背斜帶呼西背斜，試油層位為白堊系清水河組，試油井段為7 367～7 382 m。試油層巖性為淺灰色熒光粉-細(xì)砂巖、粉砂巖，熒光僅1%～2%；鉆井期間氣測值由0.35%上升至4.83%，層段氣體組分C5顯示明顯，屬于典型氣層；測井解釋密度為2.52～2.53 g/cm3，核磁有效孔隙度為6%～9%，根據(jù)FMI 測井資料顯示，井段7 367～7 371 m 裂縫較發(fā)育，測井解釋為氣水同層。在井段7 372～7 375 m 取心，巖心出筒時(shí)無油氣味，新鮮斷面干照熒光1%，暗黃色，弱發(fā)光?；跓晒庀盗袑?duì)比（總共15 級(jí)，系列級(jí)別越高，油氣顯示越好），此段熒光6 級(jí)，油氣顯示較差。巖心新鮮斷面滴水緩滲-速滲，巖心顯示發(fā)育天然裂縫，無充填，以基值發(fā)光為主，熒光顯示較差，巖心孔隙度為2.4%～8.4%，平均為4.9%，滲透率范圍(0.03～0.08)×10?3μm2，平均為0.047×10?3μm2，巖心含氣實(shí)驗(yàn)無氣泡冒出。實(shí)驗(yàn)分析儲(chǔ)層基質(zhì)孔滲很差，屬于特低孔、特低滲儲(chǔ)層［10］。

1.2 試油難點(diǎn)

1.2.1 復(fù)雜的地質(zhì)條件

呼探1 井完鉆井深為7 601 m，儲(chǔ)層錄井解釋為氣層，測井解釋為氣水同層，鉆井液密度為2.08～2.10 g/cm3。結(jié)合試油靜壓測試與鉆井dc指數(shù)法，預(yù)計(jì)地層壓力系數(shù)為2.00～2.05、地層壓力144.7 MPa，地層溫度166 ℃，按純氣計(jì)算關(guān)井井口壓力122 MPa。地層壓力、地層溫度、關(guān)井井口壓力和油氣藏埋深均為準(zhǔn)噶爾盆地最高，屬于超高溫、超高壓的超深井，具有典型的“三超”特征。

準(zhǔn)噶爾盆地南緣山前地應(yīng)力很高，壓力窗口很窄［11］，區(qū)域內(nèi)鉆井過程井漏頻繁(呼探1 井鉆井期間試油層段漏失鉆井液230 m3)，地層極易出砂，測試過程井下工具有被鉆井液和砂粒沖蝕、堵塞、埋卡的風(fēng)險(xiǎn)。南緣探區(qū)的高泉1 井在4 975～5 002 m 地層測試時(shí)，地層返吐鉆井液并出砂將測試儀器堵塞，RDS 閥心軸被堵死，導(dǎo)致無法循環(huán)壓井，帶來了安全風(fēng)險(xiǎn)和井控風(fēng)險(xiǎn)［12］。準(zhǔn)噶爾盆地南緣儲(chǔ)層類型復(fù)雜，地層流體多樣，因勘探程度很低，儲(chǔ)層流體性質(zhì)和產(chǎn)能很難判斷，同時(shí)油氣層往往為凝析油氣藏，兼具油和氣的特征，加之區(qū)域內(nèi)地層極易出砂，試油工藝的選擇、井下工具的優(yōu)化、地面流程的配套都極具挑戰(zhàn)性［13］。

1.2.2 惡劣的井況條件

呼探1 井油層套管采用?193.7 mm+?139.7 mm 復(fù)合套管進(jìn)行完井。四開3 795～5 693 m 井段用時(shí)175 d，鉆井液密度為1.70～1.80 g/cm3。由于鋼級(jí)TP140V 的?219.1 mm 技術(shù)套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度只有58.8 MPa、抗外擠強(qiáng)度僅為84.9 MPa，為保證油層套管的機(jī)械強(qiáng)度滿足井筒完整性要求、避免嚴(yán)重磨損的技術(shù)套管用作油層套管，設(shè)計(jì)?139.7 mm 套管回接至3 532 m 處，這樣就導(dǎo)致完井?139.7 mm 油層套管長度超過4 000 m，套管內(nèi)徑111.16 mm，給大直徑測試工具試油帶來埋卡的風(fēng)險(xiǎn)。

在?219.1 mm 技術(shù)套管固井施工時(shí)，泵注密度為1.90 g/cm3的水泥漿32 t，替密度為1.75 g/cm3的鉆井液88.80 m3，施工過程未碰壓，候凝后測井解釋水泥返高為3 816.94 m。在?139.7 mm 油層尾管固井時(shí)，泵注密度為2.10 g/cm3的水泥漿98 t，替密度2.08 g/cm3的鉆井液87.00 m3，碰壓由2.00 MPa 升高至10.00 MPa，候凝后CBL/VDL 測井解釋水泥返高為3 631 m。這樣的結(jié)果導(dǎo)致兩級(jí)懸掛器外水泥返高均未達(dá)到有效封固井筒的目的，存在井筒超壓泄露的風(fēng)險(xiǎn)。

1.2.3 極端的工況條件

由于呼探1 井超高的地層壓力(結(jié)合試油靜壓力和鉆井dc指數(shù)法，預(yù)測值為144.7 MPa)和井口生產(chǎn)壓力(以井筒充滿油與充滿氣為極限條件，油氣密度與生產(chǎn)壓差參照鄰井，預(yù)測值為70～115 MPa)，試油求產(chǎn)過程傳統(tǒng)直讀試井工藝不能實(shí)施，無線傳輸技術(shù)還不完善，流壓資料錄取與儲(chǔ)層跟蹤分析困難，造成產(chǎn)能預(yù)測、試產(chǎn)制度選擇、壓差控制存在盲目性，會(huì)導(dǎo)致地層出砂、井筒和工具損壞，地面測試流程發(fā)生安全事故等問題。

呼探1 井于2020 年12 月進(jìn)行試油作業(yè)，當(dāng)時(shí)南緣山前環(huán)境溫度為?30 ℃左右，最冷的時(shí)候接近?40 ℃，現(xiàn)場施工設(shè)備的性能和低溫環(huán)境下的生產(chǎn)保障能力受到嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)，同時(shí)相關(guān)試油工作液的優(yōu)選也是保證施工安全的重要方面。

2 針對(duì)性技術(shù)措施

針對(duì)呼探1 井試油面對(duì)的難題：復(fù)雜的地質(zhì)條件、惡劣的井況條件和極端的工況條件，開展了施工風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估。評(píng)估結(jié)果顯示，試油施工主要風(fēng)險(xiǎn)為：入井管柱被卡的風(fēng)險(xiǎn)、井筒安全風(fēng)險(xiǎn)、地層安全風(fēng)險(xiǎn)和井控安全風(fēng)險(xiǎn)。結(jié)合呼探1 井的試油難題和風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估結(jié)果，開展一系列技術(shù)攻關(guān)，進(jìn)行井筒完整性評(píng)價(jià)和管柱力學(xué)校核，制訂風(fēng)險(xiǎn)管控措施，簡化井下管柱結(jié)構(gòu)、以地面保障井下安全的試油方案和以應(yīng)急保障為手段的井控安全措施。

2.1 測試管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)

呼探1 井試油層屬于超高溫、超高壓的超深儲(chǔ)層，具有典型的“三超”特征，通常應(yīng)該選用封隔器+測試閥的射孔測試壓裂聯(lián)作管柱，分別形成套管和油管的兩道井屏障，以確保測試期間的井筒安全。然而呼探1 井現(xiàn)場施工存在以下技術(shù)難點(diǎn)：(1)南緣區(qū)域地層極易出砂，且鉆井期間在試油層段漏失鉆井液230 m3，存在出砂和漏失鉆井液返吐導(dǎo)致測試管柱埋卡的風(fēng)險(xiǎn)；(2)射孔高爆轟力有可能導(dǎo)致封隔器及井下工具損壞發(fā)生卡鉆事故；(3)?139.7 mm 油層套管長度超過4 000 m，套管內(nèi)徑?111.16 mm，小套管井段太長，增大測試管柱埋卡風(fēng)險(xiǎn)和處理難度；(4)由于測試工具和封隔器內(nèi)徑小，地層壓力和井口壓力很高，缺少井下出砂和漏失鉆井液返吐的檢測手段，增大井下測試工具埋卡的風(fēng)險(xiǎn)。

呼探1 井是南緣沖斷帶霍瑪吐背斜下組合勘探的第1 口井，綜合分析測試管柱被卡的風(fēng)險(xiǎn)極高。為保證入井測試管柱的安全性，實(shí)現(xiàn)能下入井、能提得出，簡化測試管柱工具，優(yōu)選光油管射孔測試一體化管柱。呼探1 井管柱結(jié)構(gòu)自上而下為：氣密封油管+校深短節(jié)+氣密封油管+電子壓力計(jì)托筒+安全接頭+減震器+減震油管+篩管+射孔槍。該管柱主要工藝特點(diǎn)：(1)射孔采用丟槍工藝，開井試產(chǎn)前進(jìn)行丟槍作業(yè)，避免射孔槍的埋卡帶來測試工具的安全風(fēng)險(xiǎn)；(2)該管柱不下封隔器等大直徑測試工具，避免了射孔作業(yè)造成的井下工具損壞而帶來的卡鉆事故；(3)能夠通過油套壓力的變化跟蹤分析井下流體和管柱暢通性，用來判斷地層是否出砂或返吐鉆井液，避免管柱埋卡；(4)試產(chǎn)過程發(fā)現(xiàn)地層出砂或返吐鉆井液，可以通過反洗井，有效避免測試管柱埋卡事故的發(fā)生。

2.2 井筒校核和套壓控制

呼探1 井主體的試油方案以防止井下測試管柱埋卡為主要目標(biāo)，但是由于該井地層壓力預(yù)測值為144.7 MPa，以地層壓力預(yù)測值為基礎(chǔ)，考慮純油層與純氣層條件，計(jì)算井口關(guān)井壓力為94～122 MPa，因此井筒校核和套管壓力控制是保障施工安全的關(guān)鍵技術(shù)措施。

呼探1 井油層套管為?193.7 mm+?139.7 mm 復(fù)合套管，?193.7 mm 套管抗內(nèi)壓125.2 MPa，?139.7 mm 套管抗內(nèi)壓130.5 MPa。?139.7 mm 尾管懸掛器位于3 531 m，固井水泥返高為3 631 m；?219.1 mm 技術(shù)套管尾管懸掛于3 623 m，水泥返至3 816.94 m，兩級(jí)懸掛器外水泥返高均未達(dá)到有效封固井筒的目的。尾管懸掛器抗內(nèi)壓僅70 MPa，結(jié)合鉆探資料，3 623～3 816.94 m 鉆井液密度為1.75～1.85 g/cm3，為確保安全，取地層壓力系數(shù)1.5，計(jì)算油層套管懸掛器最大抗內(nèi)壓為121.95 MPa，因此懸掛器為套管的薄弱點(diǎn)。為避免井筒超壓泄露的風(fēng)險(xiǎn)，套管為清水時(shí)應(yīng)控制套壓低于87.31 MPa，套管為密度1.2 g/cm3的鹽水時(shí)應(yīng)控制套壓低于80.38 MPa。通過井筒安全校核，套管設(shè)置最高限壓，必須嚴(yán)格控制套壓才能確保試油期間的井筒安全，這樣就必須優(yōu)化地面測試流程，要具備調(diào)節(jié)套管壓力的功能才可以實(shí)現(xiàn)套壓控制的要求。

2.3 地面測試流程優(yōu)化

為實(shí)現(xiàn)套壓控制、確保井筒安全的試油要求，呼探1 井設(shè)計(jì)了140 MPa 地面雙測試流程(如圖1 所示)，該流程的特點(diǎn)和功能：(1)左右雙測試流程具有相同配置，各配置一套140 MPa 除砂器、兩個(gè)串聯(lián)的140 MPa 油嘴管匯，后接35 MPa 熱交換器與10 MPa 高壓三相分離器；(2)每一翼的油管和套管流程并聯(lián)，具備油管、套管分別測試求產(chǎn)和應(yīng)急放噴的功能，左右雙流程能夠相互切換、當(dāng)出現(xiàn)問題時(shí)互為應(yīng)急；(3)左右翼流程在油、套高壓端均預(yù)留試壓口，具備隨時(shí)正反壓井的功能；(4)整個(gè)地面流程遠(yuǎn)程控制系統(tǒng)，具備遠(yuǎn)程開關(guān)控制、流程切換、應(yīng)急關(guān)斷等功能；(5)配套有地面監(jiān)測和計(jì)量系統(tǒng)，在試產(chǎn)過程中，通過高精度的壓力和溫度傳感器以及流量計(jì)進(jìn)行井口油套管、油嘴管匯上下游及三相分離器等關(guān)鍵部位的壓力和溫度自動(dòng)監(jiān)測及報(bào)警，同時(shí)可實(shí)現(xiàn)油氣水的自動(dòng)計(jì)量與數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳；(6)地面流程還配置出砂監(jiān)測系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)對(duì)生產(chǎn)過程的流體進(jìn)行出砂監(jiān)測。

圖1 呼探1 井地面流程Fig.1 Surface process of Well Hutan 1

通過優(yōu)化設(shè)計(jì)，地面測試流程兼具試產(chǎn)精準(zhǔn)計(jì)量和套管精細(xì)控壓的功能，同時(shí)還能夠?qū)崿F(xiàn)安全監(jiān)測控制與正反應(yīng)急壓井的目的。在試產(chǎn)過程中，如果超過套壓限壓值80.38 MPa 可以打開套管放壓進(jìn)行油管和套管雙流程生產(chǎn)測試，以保障試油期間的井筒安全。試油結(jié)束隨即通過油管正注鉆井液壓井，而完成整個(gè)試油工作。

2.4 出砂預(yù)測與實(shí)時(shí)監(jiān)控

為保障試油過程中地層的安全，必須通過地層出砂預(yù)測，跟蹤并有效控制井底流壓變化，確保地層在測試過程不出砂［14］。依據(jù)測井資料對(duì)射孔井段上下60 m 范圍進(jìn)行出砂預(yù)測，采用解析法計(jì)算最小臨界出砂壓差為75 MPa，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)法計(jì)算最小臨界出砂壓差為58 MPa，為避免地層出砂，現(xiàn)場最大生產(chǎn)壓差控制58 MPa［15］。

為解決求產(chǎn)過程流壓資料的實(shí)時(shí)跟蹤，實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)壓差的有效控制，開展了井筒多相、多流態(tài)垂直管流理論研究，建立了沿井筒分布的壓力模型，通過生產(chǎn)數(shù)據(jù)能夠計(jì)算出井底實(shí)時(shí)生產(chǎn)流壓，解決了流壓資料的實(shí)時(shí)錄取難題［16］。同時(shí)結(jié)合井口的流體產(chǎn)量，進(jìn)行后續(xù)生產(chǎn)制度流壓和生產(chǎn)壓差的預(yù)測，指導(dǎo)后續(xù)生產(chǎn)制度的優(yōu)化，確保地層安全，也避免地層出砂造成測試管柱和地面流程的損壞、發(fā)生安全事故。

為有效監(jiān)控地層出砂，在地面流程安裝超聲波出砂監(jiān)測儀，能夠在線實(shí)時(shí)監(jiān)測、并通過曲線特征直接觀察地層出砂情況。同時(shí)通過對(duì)產(chǎn)出流體進(jìn)行定期取樣，跟蹤地層出砂情況。

由此，在技術(shù)上就形成了壓差預(yù)測、壓差控制和生產(chǎn)監(jiān)測協(xié)同的地層安全風(fēng)險(xiǎn)控制措施，確保試油過程地層安全不出砂。

3 試油施工情況及分析

3.1 試油施工情況

為了提高射孔成功率，設(shè)計(jì)了雙起爆器裝置。在密度1.20 g/cm3鹽水中加壓49.39 MPa，引爆射孔槍頂部的1 號(hào)起爆器，若1 號(hào)起爆器出現(xiàn)故障，繼續(xù)加壓至63.5 MPa，引爆射孔槍底部的2 號(hào)起爆器，確保一趟管柱完成射孔作業(yè)。為了避免射孔槍被卡，設(shè)計(jì)了丟槍接頭，射孔后在管柱內(nèi)投球加壓可以完成丟射孔槍工藝，可以避免套管變形或地層出砂導(dǎo)致射孔槍遇卡。為了錄取地層壓力、溫度資料，設(shè)計(jì)了壓力計(jì)托筒，“光油管”射孔測試壓裂聯(lián)作管柱數(shù)據(jù)見表1(由上至下)。依據(jù)呼探1 井井筒安全性評(píng)價(jià)、綜合考慮完井液與地層和壓井液的配伍性，特別是呼探1 井施工環(huán)境溫度為?30 ℃左右，為保證完井液的性能穩(wěn)定、不結(jié)冰、不結(jié)晶，選擇密度為1.20 g/cm3的NaCl+KCl 復(fù)配鹽水作為完井液。

表1 “光油管”射孔測試壓裂聯(lián)作管柱Table 1 Combined slick oil pipe string for perforation,testing,and fracturing

呼探1 井在密度1.20 g/cm3的鹽水中井口加壓42.83 MPa，射開井段7 367～7 374 m、7 377～7 382 m，射孔后關(guān)井，油壓穩(wěn)定在61.38 MPa，計(jì)算地層壓力為143.6 MPa，折算地層壓力系數(shù)為1.985，為后續(xù)壓井鉆井液密度的選擇提供參考。

用?3 mm 油嘴開井排液后，井口見天然氣；采用直徑4～8 mm 油嘴自噴試產(chǎn)(表2)，套管壓力始終保持在設(shè)計(jì)限壓80.38 MPa 以內(nèi)，滿足安全試油要求。?8 mm 油嘴自噴試產(chǎn)2 h，油壓75.85 MPa，套壓36.10 MPa，流 壓109.81 MPa，生產(chǎn)壓差36.27MPa，折日產(chǎn)油106.32 m3，日產(chǎn)氣61.07×104m3，試油結(jié)論為“氣層”，安全快捷完成試油測試。

表2 呼探1 井試產(chǎn)數(shù)據(jù)Table 2 Trial production data of Well Hutan 1

采用直徑4～8 mm 油嘴自噴試產(chǎn)，分別求取了不同工作制度的油氣產(chǎn)量。為求取穩(wěn)定產(chǎn)能，選用?6.5 mm 油嘴回試，試產(chǎn)期間重點(diǎn)關(guān)注套壓上升速率，若套壓快速上升則及時(shí)結(jié)束試產(chǎn)?，F(xiàn)場?6.5 mm 油嘴試產(chǎn)51 h，試產(chǎn)期間油壓、日產(chǎn)氣量相對(duì)穩(wěn)定，套壓由50.42 MPa 上升至60.49 MPa，平均每小時(shí)套壓上漲0.197 MPa。若繼續(xù)試產(chǎn)100 h，套壓將達(dá)到設(shè)計(jì)限壓80.24 MPa，由于已經(jīng)取得了穩(wěn)定的產(chǎn)能資料，及時(shí)結(jié)束試產(chǎn)。

3.2 試油情況分析

3.2.1 高溫高壓凝析氣藏生產(chǎn)特征

常規(guī)氣層井筒內(nèi)充滿低黏度鹽水或清水，天然氣會(huì)逐漸竄入井筒，將井筒內(nèi)液體擠入地層，出現(xiàn)氣體滑脫現(xiàn)象，氣體在井筒內(nèi)膨脹和運(yùn)移，導(dǎo)致井口油壓、套壓逐漸上升。試產(chǎn)期間井底的天然氣沿套管向井口運(yùn)移，將套管內(nèi)液體帶入油管，導(dǎo)致油管套壓快速上升，通常情況下井口產(chǎn)出天然氣24 h 后油壓與套壓基本接近。呼探1 井與常規(guī)氣層的試氣工況明顯不同：穩(wěn)定試產(chǎn)期間油壓為91.97～89.62 MPa，油壓相對(duì)穩(wěn)定，并未出現(xiàn)常規(guī)氣層井口壓力逐漸上升的現(xiàn)象。同時(shí)，套壓緩慢上升，約50 h 后套壓由50.43 MPa 上升至64.07 MPa，上升速率0.27 MPa/h，但依然與井口油壓具有明顯差異（差值約為20 MPa）。試產(chǎn)結(jié)束后，用密度1.30 g/cm3的鹽水壓井后關(guān)井觀察122 h，此時(shí)油壓與套壓接近，井口油壓51.92～52.24 MPa，套壓51.52～55.93 MPa，井口壓力穩(wěn)定，顯示地層中天然氣未竄入井筒內(nèi)。

通過儲(chǔ)層流體樣品分析得知，呼探1 井相態(tài)取樣露點(diǎn)壓力為53.76 MPa，密度為0.375 g/cm3，油氣藏類型為高溫高壓凝析氣藏。在試油試產(chǎn)過程中，井口油壓最低為72.06 MPa，遠(yuǎn)高于氣藏的露點(diǎn)壓力，即在油嘴降壓之前井筒內(nèi)流體呈現(xiàn)單一相態(tài)，這種高溫高壓流體表現(xiàn)為液體特征，沒有氣體滑脫上移的特點(diǎn)。發(fā)現(xiàn)并利用好這一流體特性，有利于鉆井、試油的風(fēng)險(xiǎn)控制，也為采氣生產(chǎn)的制度選擇提供決策依據(jù)。同時(shí)，由于該井地層壓力高達(dá)146.071 MPa，地露壓差很大，高達(dá)92.311 MPa，對(duì)氣藏的開采十分有利。

3.2.2 儲(chǔ)層體現(xiàn)裂縫發(fā)育特征

呼探1 井試油段巖心滲透率平均為0.047×10?3μm2，基質(zhì)滲透性差，完井射孔后獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，產(chǎn)量與基質(zhì)滲透性明顯不符，分析認(rèn)為高產(chǎn)的主控因素是地層發(fā)育天然裂縫。射孔后先后選用?3 mm、?4 mm、?5 mm、?6.5 mm 油嘴試產(chǎn)，隨油嘴的增大，井底流壓逐漸降低；換?8 mm 油嘴后流壓降至95 MPa 后快速上升至109 MPa，分析認(rèn)為其原因是在較高壓差下新裂縫通道的開啟、地層解堵所致，與FMI 測井顯示儲(chǔ)層發(fā)育裂縫的解釋相一致。地層解堵后用?6.5 mm 油嘴試產(chǎn)51 h，流壓相對(duì)穩(wěn)定，如圖2 所示。

圖2 呼探1 井井底電子壓力計(jì)實(shí)測壓力曲線Fig.2 Measured pressure curve from electronic pressure gauge at the bottom hole of Well Hutan 1

該井交予采油廠試產(chǎn)，用?6 mm+?8 mm 油嘴穩(wěn)定制度試產(chǎn)，油壓65～85 MPa，日產(chǎn)氣(30～40)×104m3。試產(chǎn)期間油壓呈鋸齒狀波動(dòng)，與常規(guī)均質(zhì)砂巖油藏排采特征差異較大，分析認(rèn)為是由于排采期間溝通不同的裂縫單元體，導(dǎo)致油壓和產(chǎn)量的波動(dòng)，如圖3 所示。呼探1 井試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，儲(chǔ)層裂縫發(fā)育是獲得高產(chǎn)的主要原因，為區(qū)域勘探工作提供方向和思路。

圖3 呼探1 井試產(chǎn)油壓和氣產(chǎn)量數(shù)據(jù)Fig.3 Hourly oil pressure and gas production data of Well Hutan 1 during trial production

4 結(jié)論

(1)面對(duì)呼探1 井試油過程復(fù)雜的地質(zhì)條件、惡劣的井況條件和極端的工況條件，優(yōu)選光油管射孔測試一體化管柱進(jìn)行施工，同時(shí)開展井筒安全校核、出砂預(yù)測和套壓控制計(jì)算，通過地面測試流程優(yōu)化、實(shí)時(shí)跟蹤分析和應(yīng)急壓井保障實(shí)現(xiàn)呼探1 井安全試油，并試獲日產(chǎn)氣61×104m3，日產(chǎn)油106 m3的成果，錄取地層壓力高達(dá)146.07 MPa，創(chuàng)當(dāng)時(shí)國內(nèi)試油最高地層壓力。

(2)選用光油管射孔測試一體化管柱具有降低試油風(fēng)險(xiǎn)、簡化測試工藝、降低測試費(fèi)用、快速求取地層液性的優(yōu)點(diǎn)。通過試油認(rèn)識(shí)到在高于凝析氣藏露點(diǎn)壓力條件下試產(chǎn)，油嘴降壓之前井筒內(nèi)氣體沒有滑脫上移的特點(diǎn)，發(fā)現(xiàn)并利用好這一流體特性，有利于鉆井、試油的風(fēng)險(xiǎn)控制，也可以為采氣生產(chǎn)的制度選擇提供決策依據(jù)。

(3)呼探1 井試獲高產(chǎn)工業(yè)氣流，儲(chǔ)層裂縫發(fā)育是獲得高產(chǎn)的主要原因，為區(qū)域勘探工作提供方向和思路。