油田试油流程及其技术要点分析

余文学

（大庆钻探试油测试公司，吉林 松原 138000）

近年来我国社会经济飞速发展，对能源需求也逐步增加，能源短缺已经成为制约我国经济发展的重要因素。目前我国油田开采进入了中后期阶段，石油产能逐步下滑，为了确保原油供应稳定性石油企业纷纷加大了自身的开发开采力度，依旧稳定自身产能，保障我国能源供应的稳定性。钻井工程完成后油井在投入正常生产之前，需要进行试油试采工作，对油井的生产状态进行全面的测定，并以此为基础进行必要的调整，为正式投产后油井的生产稳定性打下坚持的基础。通过试油试采工作可以获得油层产量及性质、气层产量及状态、水层层产量及特点以及各层的温度压力等重要的原始测量数据，通过后续的数据分析以及相关技术手段可以直接掌握油井生产后地下信息，精准地判断工业油流存在状态以及规模，可以通过具体的图表数据对油井的生产能力以及综合状态进行描述分析，对油井后期的生产能力有着深远的影响。

1 试油试采的基本流程

1.1 替浆

替浆是使用相应的设备以及技术手段，将钻井过程中留存在井筒内部的泥浆替换成清水或其它介质，从而实现井筒内部液体物理化学性质的统一。替浆可以降低在对地层出液情况判断时井口自身因素带来的影响，也降低了地层污染的可能。钻井过程中留存的泥浆一般具有较大的比重，泥浆成分也十分复杂，长时间留存不仅可能出现泥浆结块的问题，也会对井下设备造成腐蚀和破坏。在超深井中由于管柱下放深度较高，容易出现井内压差较大，泥浆替换困难的问题。因此，在实际的施工过程中应根据现状的实际情况使用不同的替换技术工艺。如在超过2000m的超深井替浆作业中，应使用分段替浆的技术，降低替浆泵的工作压力，杜绝憋泵现象。

1.2 通井施工

通井使用主要是使用以通井规为核心的设备，对井径各项数据进行获取，判断井筒参数是否可以满足各类井下工具的下放标准。通井施工是一种最为简单直接的井筒检测手段。同时在通井施工的过程中，利用通井规可以对井筒璧上附着的固体杂物进行清除，在施工过程中也可以及时地发现井筒璧是否存在毛刺、变形以及破损等情况。常见的通井规一般分为两部分结构，上半部分是带有螺纹的连接承重组件，下半部分为薄壁的筒体结构。通井规的外径一般要比套管内径小6～9mm，大端的整体长度要超过0.5mm。对新井进行通井作业时通井规需要下达至人工井底的位置，如果是已经投产的老井通井作业则需要通井深度至少要超过射孔油层的50m以上。具体的通井深度也需要根据目标油井的实际情况进行论证分析然后确定具体深度，在通井过程中如果遇到较大的阻力，可以采用加压的方式尝试通过，但加压超过15kN 时，则需要停止加压，避免造成设备或井筒损毁。应使用相应的设备和检测技术分析阻碍产生原因后处理。

1.3 刮削洗井

刮削洗井作业主要是对井筒以及井底中的杂物进行彻底的清理去除。作业时一般将相应型号大小的刮削器与油管相连接，通过油管下入井内，对管壁进行彻底的刮削和清洁，下放深度一般根据实际的清理需求以及井底情况确定。刮削清洁后外接循环泵进行彻底的洗井。利用循环泵强大的冲刷功能，将刮削后产生的碎屑以及杂物进行彻底的冲刷以及外排。刮削过程中应严格对下放压力进行监控，确保下方阻力处于合理的范围内，如果下方压力超过15kN，需要暂停施工对阻力原因进行论述分析处理。洗井时要对出液情况进行实时的监控，确保进出口液体的一致性。

1.4 射孔施工

射孔作业是使用特质的射孔弹，击穿坚硬的岩石层，为地层和井眼之间制造出可以让石油通过的人工通道，也为了井下设备的下放提供了通道。射孔设备需要利用油管下放并通过井下电缆相连提供能源。根据不同的射孔深度需求可以采用不用的射孔方式以及设备类型。目前常见射孔方式主要有普通射孔、无电缆射孔、过油管弹射孔三种，上述三种射孔方式有着不同的技术特点以及适用范围。其中普通射孔是最早引入我国的射孔技术，技术最为成熟，普通射孔在压井工作完成后，将油管起出，安装射孔器射孔器就可以在套管内进行工作。普通射孔工艺在施工过程中需要井筒内部存在适量的压井液体，同时在射孔过程中需要由于高压压井液的存在，出于安全考虑需要安装放喷阀门。无电缆射孔技术最大的特点是在整个射孔过程中不使用井下电缆进行能源供应，而利用油管将射孔器带入井底，通过内置的各类测量设备获取井下数据最终形成放射曲线，确定精准的射孔位置，引爆达到射孔要求。过油管射孔是近年来出现的射孔技术工艺，过油管射孔需要准备定制的喇叭口管线，将射孔设备与喇叭口油管相连接下放至目标区域完成施工作业，该射孔工艺无需进行压井作业，整个射孔过程不需要使用压井液，降低了对地层的污染。

1.5 替浆通井刮削一体化施工

替浆通井刮削一体化施工是基于替浆施工以及通井刮削施工中存在的相同施工环节以及共用设备，通过必要的工艺组合实现一体化施工。通过使用一体化的管柱设备，实现一次下管完成替浆以及通井两项作业内容，极大地提高了施工效率，并降低了施工成本与施工风险。该技术目前已经在青海、大庆等油田全面普及使用，根据相关资料显示。3000m 的超深井在使用替浆通井一体化工艺后，整体施工时间可以缩短30～40h。

1.6 下放管柱

油井在开发过程中需要下放多种类型的管柱，但从功能角度主要分为油管管柱和封隔器管柱两大类，两类管柱功能和结构都有所差异，下放方式也各不相同，其中在油管类管柱下放时，需要在油管底部安装防掉工作筒，如果该井需要使用过管弹射孔，最末端则需要使用兼容过管射孔弹的喇叭口油管。在逐根下放油管至目标深度时对处于油层中上部位的管柱进行置入。在射孔射开厚度较小的情况下，需要在油层顶部完成。使用单封隔器管试油时，其采用的管柱有不同的结构，即带筛管的单封隔器、单封隔器加配产器等。前者只适用于单层油层试油，后者则可以分别试两层的油，适应性更强。

1.7 压井起钻

压井起钻是试油试采的最后一项工序。在完成所有试油试采的施工项目后，控制油层压力避免出现井喷等事故，需要进行压井作业，从而确保射孔工程以及钻井工程的安全性。压井作业要确保作业过程中的安全以及避免对周边环境造成污染和破坏，因此压井作业开始前应根据实际的施工需求以及施工环境选择相应密度的压井液。压井密度如果超过适用密度，会导致压井液渗透进油层，对油层造成污染，导致油层孔隙被高密度的压井液阻塞，油层渗透率降低，产能受到影响。如果压井液密度小于适用密度，则会降低压井效果，提高了井喷等事故的发生概率。因此压井液选择应基于实际的施工需求以及地层条件，选择满足压井需求又最大限度降低对油层性质产生影响的压井液参数。在压井作业结束后，应对井口进行观察如果井口在短时间内出现溢流则需要对压井液密度进行二次调整后重新压井。

2 技术要点

试油试采作业中包含大量的带压作业环境，也使用了许多具有易燃易爆、有毒、高腐蚀性特点的材料，因此试油试采作业应建立严格的施工管理制度以及操作流程，并对所有可能产生的风险事故防范以及应对方法做好应急预案。在施工开始前需要仔细检查施工中所使用的仪器设备，包括各类装配操作工具、测量仪表、洗井压井工艺设备、管柱、采油树、抽油机、抽油杆、抽油泵等，确定工具设备状态良好，性能型号符合施工要求，并严格按照设备使用的操作流程进行施工作业。在作业的过程中应严格监控每个作业环节。石油的开采工程一般规模较大，其包含了完整的产业链，环节众多，且流程十分复杂，各个环节均需要运用到各项施工技术，是一项复杂的工程，试油试采是其中一项重要的工作，通过该项工作能够及时掌握油层的基本情况和各项数据，才能制定或者调整石油开采工作方案。本文仅从一般的角度分析了石油采油的流程及技术要点，实践的过程中，还需要技术人员结合油田及油井的实际情况，包括油田的地质条件、自然环境、油井的性质特点等，将技术工艺不断的改良优化，提高数据的准确性，促进后期的采油工作。

3 稠油油藏试油试采工艺技术分析

我国油田在进入中后期开采阶段后，稠油油藏的开发比例不断提高。稠油油藏一般埋藏较浅，同时油层能量较弱，压力较低，油藏的岩性体系也相对疏松射孔难度较大，常规的试油试采作业方法在稠油油藏中的适用性较弱，应对传统工艺技术进行优化后使用。

为了精准优化稠油适用的试油试采工艺，需要针对稠油油藏进行相关的压差测试，并根据测试数据进行工艺分析并制定相应的优化措施。常见的压差测试方式是根据测试需求和目的，在下放的油管中加入对应参数的液垫从而进行压差参数测试获取。但该方法存在明显的弊端，在液垫数量达到一定的数量后，会造成压差严重缩小，导致稠油难以向地层中漏洞，导致无法有效地回收油样，该现象造成了无法判断地层持续出水等问题，也间接地导致了井底出砂的问题。因此前研发的大通径APR 测试工具能对液氮垫层进行测试，有效建构完整的测试温度和压力控制体系，并且液氮在一定条件下会转变为气体，测试开井工作结束后在井口借助有效措施集中控制液氮就能减少测试压差参数，保证整体测定效果和处理信息水平的最优化。在施工过程中也要注意油层在测试过程中压力会持续回高，应注意对油层压力的补偿，降低油层压力瞬间上升对测试结果以及测试安全可能产生的影响。