海上油田探井不动管柱连续两层测试技术应用

2019-07-11尚锁贵高科超谭忠健陈光峰

钻采工艺 2019年3期

尚锁贵，杨子，高科超，谭忠健，陈光峰

(1中海石油(中国)有限公司天津分公司 2中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司)

在油田勘探开发过程中，测试是一种周期短、费用高、录取资料齐全的试油方法[1]，传统的分层试油采用逐层试油、封层上返的方式，缺点是多次起下管柱和封层桥塞，施工周期长、费用高，多次压井还易造成储层损害。如果舍弃一些层不进行测试，又可能会漏掉产层；如果多个层一起笼统测试，不仅影响测试结论及对储层的准确定性，致使“说不清楚”，假若合试层中出现水层，带来的麻烦就更大。测试管柱是完成地层测试的重要组成部分，通常每进行一个层次的测试作业就需要相应的下入一趟测试管柱，这样起下管柱势必占用大量的作业时间[2]，因此研究不动管柱分层连续测试技术的必要性非常重要。

一、传统测试工艺

潜山油气藏是渤海海域比较复杂的油(气)藏，而海上勘探成本高，如何对潜山油气藏进行有效评价，既取到必要的油田开发资料，又能达到降低成本、有效开发油田的目的，而合适的测试技术是关键。对于该构造太古界花岗岩潜山油藏，应用全通径测试工具在套管中坐封并配合生产测井技术成功地进行了裸眼测试，达到了上述目的，该测试技术简称为“坐套测裸”潜山裸眼测试技术。对于渤海花岗岩潜山油藏的测试，以往的做法是每钻进潜山50 m测试一次，钻一段测试一段，这样不仅周期长、费用高，而且操作复杂，涉及交叉作业、多次作业、多次动复员等，取得的油气水产能资料往往也不够全面。随着常规油气资源勘探程度的逐渐深入，深层潜山复杂油气资源正逐步成为新的勘探领域[3]，由于潜山油藏具有非均质性极强和内幕变化复杂等特点，这就一定程度上决定了对于潜山油藏采用常规测试方法确定主要产出段和判断油水界面存在很大的困难。利用常规DST裸眼测试虽然可以获知流体性质和总体产量，但很难准确确定油气产出的具体层位和各分层产量[4]，而进一步测试手段最多实施生产测井工艺，较为准确的分析各个产能的产液情况，但由于其测量时间相对较短，不能精细明晰其层位出液情况；二则针对较小层间距的测试层段或可能存在窜层的测试层段，生产测井数据的可靠性和精确性相对不是很高。

二、一趟管柱两层测试联作技术

一趟两层测试管柱有下部的液压裸眼封隔器和上部的RTTS封隔器，分别坐封RTTS封隔器在套管中，再坐封液压封隔器在裸眼测试段中，利用液压裸眼封隔器和机械式RTTS封隔器将2层裸眼测试层段分隔开，从而完成不同测试层段的分隔连续测试作业，管柱示意图如图1所示。

图1 一趟管柱分层连续测试管柱示意图

1. 作业工序

(1)一趟两层测试管柱下至预定深度时，进行电测校深，调整管柱深度坐封RTTS封隔器。

(2)井口投Ø38 mm球，环空打压开LPR-N测试阀，固井泵逐级打压坐封液压裸眼封隔器，待确认坐封后，再继续打压剪切泵出式球座，开井进行DST1测试作业。

(3)待DST1测试后，井口投Ø45 mm球，固井泵向管柱内逐级打压，打开液压内封堵滑套；关闭液压内封堵球阀，封隔DST1测试层段；继续加压打开液压滑套流通孔，进行DST2测试作业。

(4)待DST2测试作业结束后，依次解封RTTS封隔器和液压裸眼封隔器，压井起出一趟多层测试管柱，进行弃井作业。

2. 关键工具选择

2.1 液压内封堵滑套

液压内封堵滑套是一种通过液压操作方式实现管柱内封堵同时打开径向流道的装置。其操作非常简单、可靠，而且省事省时，规避了钢丝投堵和钢丝开关滑套的诸多弊端。使用时应连接在两级封隔器之间，待两级封隔器坐封后实现对产层的管外封隔，下部地层测试结束后需要封堵下层、打开上层进行地层测试时，只需从管内投入一个相应的钢球，待钢球自由下落到球座后在球座处形成单向堵。此时再从管内憋压，在钢球的上下产生压差，该压差将转化为动力使球座和滑套轴具有向下运动的趋势。超过一定的压差后首先将滑套剪销剪断，滑套轴下移，推动操作臂下行，使球座旋转90°而关闭，此时卡环进入卡环槽将滑套轴锁定在下死点位置从而将球阀锁定在关闭状态，避免球阀被意外打开。球阀关闭后可承受双向高压，与其下的封隔器一起实现对其下已测试层的封堵，同时滑套轴上的泄压孔与剪切外筒上的泄压孔对齐，使投球与球阀之间的空间与管外连通，滑套轴上的流道孔与滑套外筒上的流道孔对齐。但由于球座还未打掉，流体通道还未打开，继续给管内打压超过一定的压力后，球座剪销被剪断，球座和投球一起下落，其下圈闭的液体从泄压孔排出，此时滑套才能被打开，滑套打开后就可以对该层进行地层测试。

图2 液压裸眼封隔器结构示意图

1上接头 2限位套 3提拉块 4解封销钉 5锁块 6锁套 7阀座a 8阀座b 9单流阀 10弹簧 11胶筒总成 12中心管 13浮动接头 14下接头

2.2 液压裸眼封隔器

将液压裸眼封隔器(如图2所示)送入井下设计位置后，从油管内加压，当油管内压力达到2 MPa时，封隔器单流阀打开，液体通过单流阀进入扩张胶筒内，使其膨胀胶筒外表面紧贴井筒内壁，从而封隔管外环形空间。当措施作业完成后，缓慢上提管柱，剪断解封销钉，上接头上移，锁块失去约束，继续上移，提拉块带动中心管与胶筒发生相对位移，浮动接头内密封圈移动至中心管下部泄压槽位置，胶筒内液体失去密封，开始卸压，停放30 min完全解封，胶筒恢复原状，完成解封。

三、风险分析及关键技术把控

在采用下一趟管柱进行多层测试的工艺前，就应充分分析整个测试过程中可能会出现的重大作业风险及制定有效的应对措施，既要保障安全优质的实施一趟管柱分层连续测试工艺，又能按照地质要求取全取准地层资料。

1.液压裸眼封隔器坐封位置优选

由于液压裸眼封隔器要坐封在裸眼井段，为保障DST1和DST2测试层段的有效封隔，液压裸眼封隔器要选择坐封在井眼尺寸规整(如表1所示)、井壁及近井地带要相对致密(如表2所示)，且坐封井段的距离要相对较长，可满足两个液压裸眼封隔器同时坐封，同时增加环空监测压力计(如图1所示)，用于分析液压裸眼封隔器的坐封效果。

表1 A井Ø152.40 mm井眼电测井径数据统计

表2 A井井壁取心岩性描述结果统计

综合电测裸眼井径数据、井壁取心岩性描述、综合录井图和测试层段数据优选，确定上部裸眼封隔器胶皮中间部位坐封位置为1 716.40 m，下部裸眼封隔器胶皮中间部位坐封位置为1 719.00 m。

2. 管柱强度校核

根据A井一趟管柱分层连续测试管柱(如图1所示)分析，整个管柱应力集中相对较小的主要为保温油管、井下APR测试工具及裸眼测试工具，管柱强度校核数据如表3所示。

表3 A井测试管柱主要工具强度校核统计

表4 A井主要裸眼测试工具销钉计算

通过对测试管柱主要工具强度校核计算，对需要装剪切销钉的主要工具再次进行重量计算，其主要是用于研判RTTS封隔器及液压裸眼封隔器的解封及脱手载荷。需要装销钉的裸眼测试工具统计如表4所示。

现场作业实践表明，恰是由于之前详实的作业方案对整个管柱强度校核及解封脱手吨位的准确计算，才能成功保障测试管柱顺利解封和整个测试作业的顺利实施。

四、技术应用及经济效益评价

1. 技术应用

A井是渤海油田XX构造带上一口评价井，完钻井深1 800 m，完钻层位为潜山中生界。2016年在渤海油田A井成功实施了一趟管柱分层连续测试工艺，并取得良好的应用效果。

DST1测试层位为1 719.00～1 796.81 m(裸眼段)，测试管柱下至预定深度后，经电测校深调整管柱坐封RTTS套管封隔器，井口投Ø38 mm球，环空打压11.5 MPa开LPR-N测试阀，用固井泵向管柱内逐级加压：加压至3.0 MPa稳压2 min；继续加压至6.0 MPa稳压5 min；继续打压至10.0 MPa稳压5 min；继续打压至15.0 MPa稳压15 min，坐封液压裸眼封隔器；继续打压至17.6 MPa，压力突降至4.284 MPa，剪切泵出式球座成功，初开井进行DST1测试作业。经测试，DST1测试结论为水层。

井口投Ø45 mm球，固井泵向管柱内逐级加压，打开液压内封堵滑套：加压至5 MPa稳压2 min；继续加压至6 MPa稳压2 min；继续加压至7 MPa稳压2 min；继续加压至8 MPa稳压5 min，关闭液压内封堵球阀，封隔DST1测试层段；继续加压至10 MPa稳压2 min；继续加压至12 MPa，压力12↘4.030 MPa，DST2液压滑套流通孔打开，进行DST2测试。打开液压滑套流通孔压力曲线如图3所示。经测试，DST2测试结论为油层。

图3 打开DST2液压滑套流通孔压力曲线

通过A井成功应用一趟多层不动管柱连续测试的工艺，充分验证了该技术在海上油田探井测试有较强的应用价值，在保证取全取准地层资料的前提下，该工艺在降本增效方面效益显著。

2. 经济效益评价

以探井测试2层应用常规工艺为例，当DST1测试求产取得相应资料后，依次进行洗压井、起DST1测试管柱、注水泥塞作业进行油气层层间封隔(特殊情况进行水泥塞候凝)或电缆下桥塞，待试压合格后组下DST2测试管柱开始DST2测试作业。从进行DST1洗压井到水泥塞(或桥塞)试压合格进行时间累加，以3 000 m井深折算大概得48 h，再根据2016年海上油田探井测试日费约160万人民币计算，应用一趟多层不动管柱连续测试工艺可节约作业时效约48 h，直接降低作业成本约320万人民币。