准噶尔盆地呼探1_井高温高压超深井试油测试技术

文章编号：1000 − 7393(2023)04 − 0447 − 08 DOI: 10.13639/j.odpt.202202006
准噶尔盆地呼探1井高温高压超深井试油测试技术
陈超峰1 刘新宇1 李雪彬1 陈雪茹2 相志鹏3 丁乙4
1. 中国石油新疆油田分公司勘探事业部；
2. 中国石油集团西部钻探工程有限公司试油公司；
3. 中国石油新疆油田分公司工程技术研究院；
4. 西南石油大学
引用格式：陈超峰，刘新宇，李雪彬，陈雪茹，相志鹏，丁乙. 准噶尔盆地呼探1井高温高压超深井试油测试技术［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（4）：447-454.
摘要：呼探1井属于高温高压超深井，针对试油过程中所面临复杂的地质条件、恶劣的井况条件、极端的工况条件等问题，开展了施工风险评估，结果显示，试油施工主要面临入井管柱埋卡风险、井筒安全风险和井控安全风险。

通过优选光油管射孔测试一体化管柱进行施工，避免了入井管柱埋卡的风险；通过井筒安全校核、出砂预测和套压控制计算，设置套管最高限压，现场控制生产压差，消除了井筒安全风险；通过地面测试流程优化、实时跟踪分析、制定应急措施方法，有效控制了井控安全风险。

呼探1井试油作业安全平稳运行，并试获高产工业油气流，日产气61×104 m 3、日产油106 m 3，录取地层压力高达146.07 MPa 。

研究成果为高温高压超深井试油测试提供了技术借鉴。

关键词：呼探1井；高温高压；超深井；测试技术；地层压力；井筒安全中图分类号：TE273 文献标识码： A
High-temperature, high-pressure & ultra-deep well testing technology used in
Well Hutan 1 in tha Junggar Basin
CHEN Chaofeng 1, LIU Xinyu 1, LI Xuebin 1, CHEN Xueru 2, XIANG Zhipeng 3, DING Yi 4
1. Exploration Division , PetroChina Xinjiang Oilfield Company , Karamay 834000, Xinjiang , China ;
2. Oil Test Company , CNPC Xibu Drilling Engineering Co., Ltd., Karamay 834000, Xinjiang , China ;
3. Research Institute of Engineering Technology , PetroChina Xinjiang Oilfield Company , Karamay 8340003, Xinjiang , China ;
4. Southwest Petroleum University , Chengdu 610500, Sichuan , China
Citation: CHEN Chaofeng, LIU Xinyu, LI Xuebin, CHEN Xueru, XIANG Zhipeng, DING Yi. High-temperature, high-pressure & ultra-deep well testing technology used in Well Hutan 1 in tha Junggar Basin ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023,45(4): 447-454.
Abstract: Well Hutan 1 is an ultra-deep well with high pressure and high temperature. To address the challenges posed by complex geological conditions, adverse well conditions, and extreme operational conditions during the well testing process, a risk assessment of the construction was conducted. The well testing operation primarily faces three potential risks: pipe sticking in the well,well safety and well control risk. Innovative measures were taken to mitigate these risks. An integrated pipe string, optimized for perforation and testing, was used to avoid the risk of pipe sticking in the well. On the base of well safety check, sand production prediction and casing pressure control calculation, the maximum casing pressure limit was set, and the production pressure difference
基金项目: 国家自然科学基金“极端条件下气井管柱耦联振动力学行为与控制基础理论研究”(编号：51974271)。

第一作者: 陈超峰(1971-)，1996年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业，现主要从事试油试井和储层改造技术的研究工作，高级工
程师。

通讯地址：(834000)新疆克拉玛依市克拉玛依区昆仑路街道新疆油田公司勘探事业部。

E-mail: ******************.cn
通讯作者: 李雪彬(1970-)，1993毕业于新疆石油学院石油地质勘查专业，现主要从事现场试油、压裂技术管理等研究工作，高级工程师。

通讯地址：(834000)新疆克拉玛依市克拉玛依区昆仑路街道新疆油田公司勘探事业部。

Email: *********************.cn
第 45 卷 第 4 期石 油 钻 采 工 艺
Vol. 45 No. 4
2023 年 7 月OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY July 2023
was controlled on-site, eliminating well safety risk. Through optimization of surface testing processes, real-time tracking and analysis as well 000 emergency measures, well control risk was effectively controlled. The safe and smooth well testing operation in Well Hutan gained a high-yield industrial flow of oil and gas, with daily gas production of 61×104 m3 and daily oil production of 106 m3, the recorded reservoir pressure reached an impressive 146.07 MPa. The research results provide technical reference for oil testing in high-temperature, high-pressure and ultra-deep wells.
Key words: Well Hutan 1; high temperature and high pressure; ultra-deep well; testing technology; formation pressure; well safety
0 引言
随着油气勘探向超深高温高压储层不断迈进，高温高压深井试油完井技术不断完善［1］。

塔里木油田库车山前高温高压气井测试管柱从最初的“两阀一封”不断完善，形成了以“多阀一封”测试管柱为核心的测试工艺体系，随着逐渐迈向9 000 m超深地层，持续升级和改进试油完井工具和工艺，研制了关键配套测试工具，高温高压测试封隔器，耐温204 ℃，耐压105 MPa，V3级液密封，在顺南6井、顺南7井成功应用［2］。

西南油气田和塔里木油气田超深高温高压含硫化氢储层形成了射孔、测试、封堵和试油完井投产一体化工艺，在川中高石梯−磨溪、塔里木库车前陆冲断带等重点勘探区域应用230井次，单井试油周期平均降低12 d以上［3-4］。

准噶尔盆地南缘下组合高温高压深井形成“三阀一封”测试管柱为核心的测试工艺体系，井下压力计和RTTS封隔器在高温高压、高产的工况下性能稳定，录取到优质的测试资料［5］。

针对乌兹别克斯坦费尔甘纳盆地卡拉吉达构造的高温高压高含硫环境，配套防硫且耐高压高温的井下测试工具、测试井口装置及地面测试和控制系统，实现了超高压高温深井试油测试技术的初步应用［6］；同类技术应用科威特西北部某深部高含硫地层(创科威特2013年油气储层H2S最高含量)，实现安全生产［7］。

2019年高探1井于白垩系清水河组测试获日产千方高产油气流，新疆油田公司加大了准噶尔盆地南缘下组合油气勘探的力度，油气勘探向超深储层(6 000~8 000 m)不断扩展，由于地层超压状态(地压梯度常大于2.0 g/cm3)、高温高地应力环境、储层物性差(孔隙度与渗透率极低)、地层破裂压力与裂缝闭合压力高、天然裂缝展布规律认识不清等问题，导致试油难度不断加大，对试油参数优化、试油装备与井下工具性能提出了更高的要求［8］。

呼探1井是为落实南缘中段呼西背斜下组合天然气储量规模的一口重点探井，完钻井深为7 601 m，试油层清水河组7 367~7 382 m，预测地层压力为144.7 MPa、关井井口压力为122 MPa、地层温度为166℃，地层压力、关井井口压力、地层温度和油气藏埋深均为准噶尔盆地最高［9］。

同时由于该井为区域勘探的第一口井，钻探难度很大，因此在井筒完整性的保障、储层产能和流体识别上都面临很多困难，加之Ø139.7 mm油层套管长达4 000 m、试油层钻探过程漏失钻井液超过230 m3，入井测试工具的安全性面临巨大挑战。

虽然高温高压超深井测试技术在前期高探1井开展了初步应用，但呼探1与高探1井的井身结构、完井管柱、地温地压等地质-工程情况均具有明显差异性，尤其呼探1井具备井深更大、井开次更多、裂缝更发育(成像测井显示)、温度与压力更高(均为准噶尔盆地最高)、油层套管长度超过4 000 m等条件，具有特殊性以及超深层试油的典型性，需要开展进一步攻关研究。

针对呼探1井储层特征和工艺难点进行技术攻关和试油方案论证，通过对试油过程风险梳理和造成后果严重性的评估，开展井筒完整性评价、管柱力学校核、地层出砂预测、优化地面流程配置、简化测试管柱等研究，形成了以地面流程保井下管柱安全的试油工艺。

经过呼探1井现场实施，安全高效地试获高产工业气流，并取全取准各项试油资料。

笔者总结呼探1井试气成功经验，以期为超深高温高压井试油试气提供借鉴。

1 呼探1井基本情况
1.1 地质特征
呼探1井位于准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带呼西背斜，试油层位为白垩系清水河组，试油井段为7 367~7 382 m。

试油层岩性为浅灰色荧光粉-细砂岩、粉砂岩，荧光仅1%~2%；钻井期间气测值由0.35%上升至4.83%，层段气体组分C5显示明显，属于典型气层；测井解释密度为2.52~2.53
448石油钻采工艺 2023年 7 月（第 45 卷）第 4 期
g/cm3，核磁有效孔隙度为6%~9%，根据FMI测井资料显示，井段7 367~7 371 m裂缝较发育，测井解释为气水同层。

在井段7 372~7 375 m取心，岩心出筒时无油气味，新鲜断面干照荧光1%，暗黄色，弱发光。

基于荧光系列对比（总共15级，系列级别越高，油气显示越好），此段荧光6级，油气显示较差。

岩心新鲜断面滴水缓渗-速渗，岩心显示发育天然裂缝，无充填，以基值发光为主，荧光显示较差，岩心孔隙度为2.4%~8.4%，平均为4.9%，渗透率范围(0.03~ 0.08)×10−3 μm2，平均为0.047×10−3 μm2，岩心含气实验无气泡冒出。

实验分析储层基质孔渗很差，属于特低孔、特低渗储层［10］。

1.2 试油难点
1.2.1 复杂的地质条件
呼探1井完钻井深为7 601 m，储层录井解释为气层，测井解释为气水同层，钻井液密度为2.08~2.10 g/cm3。

结合试油静压测试与钻井d c指数法，预计地层压力系数为2.00~2.05、地层压力144.7 MPa，地层温度166 ℃，按纯气计算关井井口压力122 MPa。

地层压力、地层温度、关井井口压力和油气藏埋深均为准噶尔盆地最高，属于超高温、超高压的超深井，具有典型的“三超”特征。

准噶尔盆地南缘山前地应力很高，压力窗口很窄［11］，区域内钻井过程井漏频繁(呼探1井钻井期间试油层段漏失钻井液230 m3)，地层极易出砂，测试过程井下工具有被钻井液和砂粒冲蚀、堵塞、埋卡的风险。

南缘探区的高泉1井在4 975~5 002 m地层测试时，地层返吐钻井液并出砂将测试仪器堵塞，RDS阀心轴被堵死，导致无法循环压井，带来了安全风险和井控风险［12］。

准噶尔盆地南缘储层类型复杂，地层流体多样，因勘探程度很低，储层流体性质和产能很难判断，同时油气层往往为凝析油气藏，兼具油和气的特征，加之区域内地层极易出砂，试油工艺的选择、井下工具的优化、地面流程的配套都极具挑战性［13］。

1.2.2 恶劣的井况条件
呼探1井油层套管采用Ø193.7 mm+Ø139.7 mm复合套管进行完井。

四开3 795~5 693 m井段用时175 d，钻井液密度为1.70~1.80 g/cm3。

由于钢级TP140V的Ø219.1 mm技术套管抗内压强度只有58.8 MPa、抗外挤强度仅为84.9 MPa，为保证油层套管的机械强度满足井筒完整性要求、避免严重磨损的技术套管用作油层套管，设计Ø139.7 mm套管回接至3 532 m处，这样就导致完井Ø139.7 mm油层套管长度超过4 000 m，套管内径111.16 mm，给大直径测试工具试油带来埋卡的风险。

在Ø219.1 mm技术套管固井施工时，泵注密度为1.90 g/cm3的水泥浆32 t，替密度为1.75 g/cm3的钻井液88.80 m3，施工过程未碰压，候凝后测井解释水泥返高为3 816.94 m。

在Ø139.7 mm油层尾管固井时，泵注密度为2.10 g/cm3的水泥浆98 t，替密度2.08 g/cm3的钻井液87.00 m3，碰压由2.00 MPa升高至10.00 MPa，候凝后CBL/VDL测井解释水泥返高为3 631 m。

这样的结果导致两级悬挂器外水泥返高均未达到有效封固井筒的目的，存在井筒超压泄露的风险。

1.2.3 极端的工况条件
由于呼探1井超高的地层压力(结合试油静压力和钻井d c指数法，预测值为144.7 MPa)和井口生产压力(以井筒充满油与充满气为极限条件，油气密度与生产压差参照邻井，预测值为70~115 MPa)，试油求产过程传统直读试井工艺不能实施，无线传输技术还不完善，流压资料录取与储层跟踪分析困难，造成产能预测、试产制度选择、压差控制存在盲目性，会导致地层出砂、井筒和工具损坏，地面测试流程发生安全事故等问题。

呼探1井于2020年12月进行试油作业，当时南缘山前环境温度为−30 ℃左右，最冷的时候接近−40 ℃，现场施工设备的性能和低温环境下的生产保障能力受到严峻的挑战，同时相关试油工作液的优选也是保证施工安全的重要方面。

2 针对性技术措施
针对呼探1井试油面对的难题：复杂的地质条件、恶劣的井况条件和极端的工况条件，开展了施工风险评估。

评估结果显示，试油施工主要风险为：入井管柱被卡的风险、井筒安全风险、地层安全风险和井控安全风险。

结合呼探1井的试油难题和风险评估结果，开展一系列技术攻关，进行井筒完整性评价和管柱力学校核，制订风险管控措施，简化井下管柱结构、以地面保障井下安全的试油方案和以应急保障为手段的井控安全措施。

2.1 测试管柱优化设计
呼探1井试油层属于超高温、超高压的超深储层，具有典型的“三超”特征，通常应该选用封隔器+测试阀的射孔测试压裂联作管柱，分别形成套管
陈超峰等：准噶尔盆地呼探1井高温高压超深井试油测试技术449
和油管的两道井屏障，以确保测试期间的井筒安全。

然而呼探1井现场施工存在以下技术难点：(1)南缘区域地层极易出砂，且钻井期间在试油层段漏失钻井液230 m3，存在出砂和漏失钻井液返吐导致测试管柱埋卡的风险；(2)射孔高爆轰力有可能导致封隔器及井下工具损坏发生卡钻事故；(3)Ø139.7 mm油层套管长度超过4 000 m，套管内径Ø111.16 mm，小套管井段太长，增大测试管柱埋卡风险和处理难度；(4)由于测试工具和封隔器内径小，地层压力和井口压力很高，缺少井下出砂和漏失钻井液返吐的检测手段，增大井下测试工具埋卡的风险。

呼探1井是南缘冲断带霍玛吐背斜下组合勘探的第1口井，综合分析测试管柱被卡的风险极高。

为保证入井测试管柱的安全性，实现能下入井、能提得出，简化测试管柱工具，优选光油管射孔测试一体化管柱。

呼探1井管柱结构自上而下为：气密封油管+校深短节+气密封油管+电子压力计托筒+安全接头+减震器+减震油管+筛管+射孔枪。

该管柱主要工艺特点：(1)射孔采用丢枪工艺，开井试产前进行丢枪作业，避免射孔枪的埋卡带来测试工具的安全风险；(2)该管柱不下封隔器等大直径测试工具，避免了射孔作业造成的井下工具损坏而带来的卡钻事故；(3)能够通过油套压力的变化跟踪分析井下流体和管柱畅通性，用来判断地层是否出砂或返吐钻井液，避免管柱埋卡；(4)试产过程发现地层出砂或返吐钻井液，可以通过反洗井，有效避免测试管柱埋卡事故的发生。

2.2 井筒校核和套压控制
呼探1井主体的试油方案以防止井下测试管柱埋卡为主要目标，但是由于该井地层压力预测值为144.7 MPa，以地层压力预测值为基础，考虑纯油层与纯气层条件，计算井口关井压力为94~122 MPa，因此井筒校核和套管压力控制是保障施工安全的关键技术措施。

呼探1井油层套管为Ø193.7 mm+Ø139.7 mm复合套管，Ø193.7 mm套管抗内压125.2 MPa，Ø139.7 mm套管抗内压130.5 MPa。

Ø139.7 mm尾管悬挂器位于3 531 m，固井水泥返高为3 631 m；Ø219.1 mm技术套管尾管悬挂于3 623 m，水泥返至3 816.94 m，两级悬挂器外水泥返高均未达到有效封固井筒的目的。

尾管悬挂器抗内压仅70 MPa，结合钻探资料，3 623~3 816.94 m钻井液密度为1.75~1.85 g/cm3，为确保安全，取地层压力系数1.5，计算油层套管悬挂器最大抗内压为121.95 MPa，因此悬挂器为套管的薄弱点。

为避免井筒超压泄露的风险，套管为清水时应控制套压低于87.31 MPa，套管为密度1.2 g/cm3的盐水时应控制套压低于80.38 MPa。

通过井筒安全校核，套管设置最高限压，必须严格控制套压才能确保试油期间的井筒安全，这样就必须优化地面测试流程，要具备调节套管压力的功能才可以实现套压控制的要求。

2.3 地面测试流程优化
为实现套压控制、确保井筒安全的试油要求，呼探1井设计了140 MPa地面双测试流程(如图1所示)，该流程的特点和功能：(1)左右双测试流程具有相同配置，各配置一套140 MPa除砂器、两个串联的140 MPa油嘴管汇，后接35 MPa热交换器与10 MPa高压三相分离器；(2)每一翼的油管和套管流程并联，具备油管、套管分别测试求产和应急放喷的功能，左右双流程能够相互切换、当出现问题时互为应急；(3)左右翼流程在油、套高压端均预留试压口，具备随时正反压井的功能；(4)整个地面流程远程控制系统，具备远程开关控制、流程切换、应急关断等功能；(5)配套有地面监测和计量系统，在试产过程中，通过高精度的压力和温度传感器以及流量计进行井口油套管、油嘴管汇上下游及三相分离器等关键部位的压力和温度自动监测及报警，同时可实现油气水的自动计量与数据远传；(6)地面流程还配置出砂监测系统，实现对生产过程的流体进行出砂监测。

通过优化设计，地面测试流程兼具试产精准计量和套管精细控压的功能，同时还能够实现安全监测控制与正反应急压井的目的。

在试产过程中，如果超过套压限压值80.38 MPa可以打开套管放压进行油管和套管双流程生产测试，以保障试油期间的井筒安全。

试油结束随即通过油管正注钻井液压井，而完成整个试油工作。

2.4 出砂预测与实时监控
为保障试油过程中地层的安全，必须通过地层出砂预测，跟踪并有效控制井底流压变化，确保地层在测试过程不出砂［14］。

依据测井资料对射孔井段上下60 m范围进行出砂预测，采用解析法计算最小临界出砂压差为75 MPa，根据经验法计算最小临界出砂压差为58 MPa，为避免地层出砂，现场最大生产压差控制58 MPa［15］。

为解决求产过程流压资料的实时跟踪，实现生产压差的有效控制，开展了井筒多相、多流态垂直管
450石油钻采工艺 2023年 7 月（第 45 卷）第 4 期
流理论研究，建立了沿井筒分布的压力模型，通过生产数据能够计算出井底实时生产流压，解决了流压资料的实时录取难题［16］。

同时结合井口的流体产量，进行后续生产制度流压和生产压差的预测，指导后续生产制度的优化，确保地层安全，也避免地层出砂造成测试管柱和地面流程的损坏、发生安全事故。

为有效监控地层出砂，在地面流程安装超声波出砂监测仪，能够在线实时监测、并通过曲线特征直接观察地层出砂情况。

同时通过对产出流体进行定期取样，跟踪地层出砂情况。

由此，在技术上就形成了压差预测、压差控制和生产监测协同的地层安全风险控制措施，确保试油过程地层安全不出砂。

3 试油施工情况及分析
3.1 试油施工情况
为了提高射孔成功率，设计了双起爆器装置。

在密度1.20 g/cm 3盐水中加压49.39 MPa ，引爆射孔枪顶部的1号起爆器，若 1号起爆器出现故障，继续加压至63.5 MPa ，引爆射孔枪底部的2号起爆器，确保一趟管柱完成射孔作业。

为了避免射孔枪被卡，设计了丢枪接头，射孔后在管柱内投球加压可以完成丢射孔枪工艺，可以避免套管变形或地层出砂导致射孔枪遇卡。

为了录取地层压力、温度资料，设计了压力计托筒，“光油管”射孔测试压裂联作管柱数据见表1(由上至下)。

依据呼探1井井筒安全性评价、综合考虑完井液与地层和压井液的配伍性，特别是呼探1井施工环境温度为−30 ℃左右，为保证完井液的性能稳定、不结冰、不结晶，选择密度为
1.20 g/cm 3的NaCl+KCl 复配盐水作为完井液。

呼探1井在密度1.20 g/cm 3的盐水中井口加压42.83 MPa ，射开井段7 367~7 374 m 、7 377~7 382m ，射孔后关井，油压稳定在61.38 MPa ，计算地层压力为143.6 MPa ，折算地层压力系数为1.985，为后续压井钻井液密度的选择提供参考。

用Ø3 mm 油嘴开井排液后，井口见天然气；采用直径4~8 mm 油嘴自喷试产(表2)，套管压力始终保持在设计限压80.38 MPa 以内，满足安全试油要求。

Ø8 mm 油嘴自喷试产2 h ，油压75.85 MPa ，套压36.10 MPa ，流压109.81 MPa ，生产压差36.27
表 1 “光油管”射孔测试压裂联作管柱Table 1 Combined slick oil pipe string for perforation,
testing, and fracturing 序号名称外径/mm 内径/mm 下深/m 1BGT3油管114.392.463 284.232BGT3油管88.969.843 485.283BGT3油管73.0258.987 238.954定位短节73.0258.987 239.945压力计托筒103387 280.656减震器188407 320.797减震器288407 351.138丢枪接头93277 351.519筛管7362
7 363.0010起爆器1897 363.5711安全枪897 367.0012射孔枪897 382.0013
起爆器2
73
62
7 383.61
图 1　呼探1井地面流程Fig. 1 Surface process of Well Hutan 1
陈超峰等：准噶尔盆地呼探1井高温高压超深井试油测试技术451
MPa，折日产油106.32 m3，日产气61.07×104 m3，试油结论为“气层”，安全快捷完成试油测试。

采用直径4~8 mm油嘴自喷试产，分别求取了不同工作制度的油气产量。

为求取稳定产能，选用Ø6.5 mm油嘴回试，试产期间重点关注套压上升速率，若套压快速上升则及时结束试产。

现场Ø6.5 mm油嘴试产51 h，试产期间油压、日产气量相对稳定，套压由50.42 MPa上升至60.49 MPa，平均每小时套压上涨0.197 MPa。

若继续试产100 h，套压将达到设计限压80.24 MPa，由于已经取得了稳定的产能资料，及时结束试产。

3.2 试油情况分析
3.2.1 高温高压凝析气藏生产特征
常规气层井筒内充满低黏度盐水或清水，天然气会逐渐窜入井筒，将井筒内液体挤入地层，出现气体滑脱现象，气体在井筒内膨胀和运移，导致井口油压、套压逐渐上升。

试产期间井底的天然气沿套管向井口运移，将套管内液体带入油管，导致油管套压快速上升，通常情况下井口产出天然气24 h后油压与套压基本接近。

呼探1井与常规气层的试气工况明显不同：稳定试产期间油压为91.97~89.62 MPa，油压相对稳定，并未出现常规气层井口压力逐渐上升的现象。

同时，套压缓慢上升，约50 h后套压由50.43 MPa上升至64.07 MPa，上升速率0.27 MPa/h，但依然与井口油压具有明显差异（差值约为20 MPa）。

试产结束后，用密度1.30 g/cm3的盐水压井后关井观察122 h，此时油压与套压接近，井口油压51.92~52.24 MPa，套压51.52~55.93 MPa，井口压力稳定，显示地层中天然气未窜入井筒内。

通过储层流体样品分析得知，呼探1井相态取样露点压力为53.76 MPa，密度为0.375 g/cm3，油气藏类型为高温高压凝析气藏。

在试油试产过程中，井口油压最低为72.06 MPa，远高于气藏的露点压力，即在油嘴降压之前井筒内流体呈现单一相态，这种高温高压流体表现为液体特征，没有气体滑脱上移的特点。

发现并利用好这一流体特性，有利于钻井、试油的风险控制，也为采气生产的制度选择提供决策依据。

同时，由于该井地层压力高达146.071 MPa，地露压差很大，高达92.311 MPa，对气藏的开采十分有利。

3.2.2 储层体现裂缝发育特征
呼探1井试油段岩心渗透率平均为0.047×10−3μm2，基质渗透性差，完井射孔后获高产工业气流，产量与基质渗透性明显不符，分析认为高产的主控因素是地层发育天然裂缝。

射孔后先后选用Ø3 mm、Ø4 mm、Ø5 mm、Ø6.5 mm油嘴试产，随油嘴的增大，井底流压逐渐降低；换Ø8 mm油嘴后流压降至95 MPa后快速上升至109 MPa，分析认为其原因是在较高压差下新裂缝通道的开启、地层解堵所致，与FMI测井显示储层发育裂缝的解释相一致。

地层解堵后用Ø6.5 mm油嘴试产51 h，流压相对稳定，如图2所示。

井
底
流
压
/
M
P
a
时间/h
图 2　呼探1井井底电子压力计实测压力曲线
Fig. 2 Measured pressure curve from electronic pressure gauge
at the bottom hole of Well Hutan 1
该井交予采油厂试产，用Ø6 mm+Ø8 mm油嘴稳定制度试产，油压65~85 MPa，日产气(30~40)×104 m3。

试产期间油压呈锯齿状波动，与常规均质砂岩油藏排采特征差异较大，分析认为是由于排采期间沟通不同的裂缝单元体，导致油压和产量的波动，如图3所示。

呼探1井试获高产工业气流，储层
表 2 呼探1井试产数据
Table 2 Trial production data of Well Hutan 1
生产时长/h油嘴直径/mm油压/MPa套压/MPa流压/MPa压差/MPa日产气/104 m3折日产油/m3 4492.0544.88123.3822.7019.0712.12 2581.6234.82111.9334.1425.7442.60
2 6.572.0627.45102.5143.5636.8953.16
2875.8536.10109.8136.2761.07106.32
51 6.589.6260.49121.2624.8144.9463.57 452石油钻采工艺 2023年 7 月（第 45 卷）第 4 期
裂缝发育是获得高产的主要原因，为区域勘探工作提供方向和思路。

油压/M P a
日产气/104 m 3
时间/103 h
图 3　呼探1井试产油压和气产量数据
Fig. 3 Hourly oil pressure and gas production data of Well
Hutan 1 during trial production
4 结论
(1)面对呼探1井试油过程复杂的地质条件、恶劣的井况条件和极端的工况条件，优选光油管射孔测试一体化管柱进行施工，同时开展井筒安全校核、出砂预测和套压控制计算，通过地面测试流程优化、实时跟踪分析和应急压井保障实现呼探1井安全试油，并试获日产气61×104 m 3，日产油106 m 3的成果，录取地层压力高达146.07 MPa ，创当时国内试油最高地层压力。

(2)选用光油管射孔测试一体化管柱具有降低试油风险、简化测试工艺、降低测试费用、快速求取地层液性的优点。

通过试油认识到在高于凝析气藏露点压力条件下试产，油嘴降压之前井筒内气体没有滑脱上移的特点，发现并利用好这一流体特性，有利于钻井、试油的风险控制，也可以为采气生产的制度选择提供决策依据。

(3)呼探1井试获高产工业气流，储层裂缝发育是获得高产的主要原因，为区域勘探工作提供方向和思路。

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