超深井试气技术

【摘要】近年来随着浅层油气得到全面的试油气及开发，超深井的试油气技术得到全面的重视，深井试油气工艺在全面的开发与应用，尤其是青海油田转变发展思路，以气代油的大的方针下，向深层试气已经是一种大趋势，本文结合鄂博梁构造地区鄂深1井及鄂深2井试气技术及工具工艺的配套简析超深井试气技术

【关键词】超深井 鄂博梁Ⅲ号构造 试油气

1 鄂博梁地质构造概况

鄂博梁Ⅲ号构造形态采用1999-2000年大庆石油管理局在该区风险区块勘探中采集的高分辨率二维地震资料精细处理解释落实，构造特征与柴北缘的鄂博梁Ⅰ号、鄂博梁Ⅱ号、葫芦山等构造相似，主要表现为构造翼部地层产状陡，顶部断层发育、地层遭强烈剥蚀，凹陷内地层产状较平缓，地层保存完整。鄂博梁Ⅲ号构造位于柴达木盆地北缘块断带鄂博梁-葫芦山构造带的东段，北邻冷湖六、七号构造，南接一里坪凹陷，位于伊北凹陷中央，具“凹中隆”的构造格局。按照T1、T2、T2、T3、T5、TR、T6反射层的波组特征和邻区引层结果，对鄂博梁Ⅲ号构造区的33条剖面进行综合解释。解释认为，鄂博梁Ⅲ号中深层构造为相对宽缓的背斜、断背斜构造。构造走向与浅层基本一致，为北西-南东向，但次级断裂发育。中、深层构造沿构造走向发育东、西两个高点。

鄂深1井钻探圈闭位于鄂博梁Ⅲ号构造东高点，测网密度相对较大，地震资料品质也相对较好，所以各层位圈闭均落实。鄂深2井位于鄂博梁Ⅲ号构造西高点，

2 鄂博梁试油（气）工艺分析

2.1 测试工艺的分析

试油（气）总体分为三类，即常规试油（气），地层测试，特殊井试油（气），由于鄂博梁的井都是超深井，如鄂深1井完钻井深4910.00m，根据鄂深1井试油（气）计划，鄂深1井拟在第一层进行射孔测试联作（后单独下压裂管柱）。根据钻井情况推测储层温度153.67℃/4834m、压力95.4MPa/4834m。根据国际高温高压（HPHT）井协会定义，该井属于高温高压超深井。在鄂深1井高温高压超深井的试油气测试中决定采用APR测试-射孔联作工艺，测试采用RD阀+RDS循环阀+RTTS封隔器的两阀一封工艺，一开一关工作制度。

2.2 射孔工藝的分析

鄂深1井是青海油田公司在柴达木盆地北缘块断带鄂博梁Ⅲ号构造东高点上钻探的一口风险探井，钻井深度较深，温度较高，位于青海省海西州冷湖镇106o方位约79.70km处。射孔是套管井试油过程中的一个重要环节，射孔作业中需要全方位考虑：

（1）油层温度决定射孔火工器材。射孔弹等火工器材必须满足该井高温条件下射孔作业的需要，需要优化选配。由于该试油层位套管分别为5 1/2″尾管（内径118.62mm）和9 5/8″技术套管（内径220.52mm），推荐使用现有对应的射孔枪为102型和127型射孔枪，同时配套对应的超二代超深穿透射孔弹。

（2）井筒压力密切关联射孔枪。下井的射孔枪工作压力必须大于油气井施工压力，经计算决定用射孔液为1.3500g/cm3无固相压井液至井口。

（3）作业工艺：采用射孔测试联作。该技术采用作业管柱一次下井同时完成射孔、测试两种作业，减少压井起下管柱次数，节约时间和费用，有利于保护产层，获得最真实的评价地层的机会。

（4）作业管柱：带封隔器下井管柱能够保护套管，从而保证油气井的安全。本次作业采用全通径测试工具，为保护封隔器和测试工具，需要配套减震装置。

（5）起爆方式：采用压力延时起爆方式，油管内加压到预设起爆值后稳压，再井口泄压，延时5～7分钟射孔枪起爆。这样一方面可以满足负压射孔的要求，根据射孔的作业经验，这种压力延时的起爆方式有利于保护作业管柱，有效降低射孔震动对管柱的影响。

综合考虑全通径测试器的操作压力值，射孔的安全压力值、RD循环阀的操作压力值及套管抗内压和外挤压强度，我们采用油管加压、延时起爆射孔枪。

3 施工难点分析

（1）鄂深1井井身结构为Ф244.5mm技术套管内悬挂Ф139.7mm尾管，且技术套管和尾管的水泥返高不够，存在大段的自由套管。第Ⅰ、Ⅱ层组固井水泥胶结差，第Ⅲ层和预备层固井水泥胶结较好。施工过程按设计要求控制好油压及套压，防止发生井筒安全事故。

（2）对Ф2 4 4 . 5 m m技术套管和Ф139.7mm尾管计算套管安全抗外挤强度下应保证的井口最低压力或者最大允许掏空深度。施工时必须将井口压力保持在计算出的最低压力以上或者最大允许掏空深度以上，若井筒内为纯气时，即使下入封隔器将环空隔开，井口也应保持4.70MPa以上的压力以保护尾管。使用1.00g/cm3淡水施工不满足施工要求，因此不允许用淡水替泥浆、替液。采用1.35g/cm3加重液进行施工和措施改造时，技套最大允许掏空深度为833m，而尾管内最大可掏空至4448m。由于Ф244.5mm技术套管抗压能力低，且存在井内管柱突然漏失的可能，因此不允许对技术套管掏空，在施工中必须派专人观察环空，若环空液面下降，应马上停止施工，并向环空灌满压井液；每班定时测量压井液密度，确保加重液密度为1.35g/cm3，储备泥浆密度为2.05g/cm3（Ⅲ层组和预备层组储备泥浆密度调整至1.75g/cm3）；起管柱时边起边灌，保持压井液液面在井口。具体施工压力和最大允许掏空深度还须根据井筒流体平均密度、套管磨损后的剩余强度和施工工程要求进行实时计算调整。

（3）地面流程由高压求产主流程和排污流程组成。主流程采用二级节流，包括15K液动安全阀、15K法兰管线、SSV、ESD、105MPa油嘴管汇、35MPa热交换器、9.8MPa分离器（日处理能力：气50万m3、液500m3）、常压密闭环保计量罐等设备；105MPa地面排污管汇和动力油嘴做试油放喷排污流程；主流程采用全套数据采集系统。

作者简介

关文辉，承德石油高等专科学校 职称：技术员。